大庆油田

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大庆油田范文第1篇

【关键词】引种；驯化；宿根花

大庆，是中国重要的石油石化生产基地，犹如一颗璀璨的明珠镶嵌在松嫩平原。市区内百湖相拥，湖在城中、城在绿中，围湖建城、依水而居，人与自然和谐相处。32个集生态、休闲、娱乐于一体的绿色生态园，星罗棋布的休闲广场，成为人们游玩、休闲的好去处。大庆城市绿化覆盖率达到36.5%，超过国家园林城市标准，是中国内陆首家“国家环境保护模范城市”，先后获得联合国迪拜改善居住环境良好范例奖和中国人居环境范例奖。但是大庆油田的绿化起步晚，再加之大庆油田的高寒、干旱、盐碱等绿化不利因素，因此选择一些耐寒、抗旱、耐盐碱的宿根花对保持、发展和优化油田绿地环境尤为重要。宿根花具有种类繁多、色彩丰富、管理粗放、养护成本低等特点，在园林绿化中广泛应用，与一般花卉相比在节水等方面有非常明显的优势；同时一年生花卉以无法满足油田绿化的需要。因此，近年来我们课题组从北京市、辽宁省、吉林省等各地的苗圃地引种20多个品种的宿根花卉以期筛选出适合大庆油田栽培的宿根花卉。

1、材料与方法

1.1试验材料

2009年4-7月陆续引种21个品种：西洋蓍草、荆芥“蓝月亮”、大花萱草、矮一枝黄、假龙头、落新妇、硕葱、大花月季（4个品种）、花叶玉簪、大花飞燕草、宿根亚麻、并头黄芩、常夏石竹、丛生福禄考、玉带草、蛇鞭菊、草乌头、铃兰。

1.2试验地点：铁人广场、景园公园、龙南中心绿地、铁人纪念馆。

1.3试验方法：首先将栽植试验地深翻、施肥、耙细、搂平。因引种的宿根花卉多数是裸苗（只有大花月季4个品种和宿根亚麻带营养盒），所以苗到后，修剪一下就直接栽植在整理好的不同的试验地块里，实验设计每个品种2个处理3次重复，分全光照和半光照处理，小区面积50-100平方米；在生长期调查生长势、花期、花色等观赏特性；还有越冬情况、病虫害的调查。

2、结果分析

2.1花期调查

2.1.1春季开花品种：荆芥蓝月亮、大花月季、丛生福禄考在大庆油田5月中下旬就可以开花；

2.1.2夏季开花品种：西洋蓍草、落新妇、硕葱、花叶玉簪、大花飞燕草、宿根亚麻、并头黄芩、花叶玉簪、蛇鞭菊、草乌头。在大庆油田6月份陆续开花。

2.1.3秋季开花：假龙头、矮一枝黄、草芙蓉，在大庆油田8月份开花。

2.1.4整体开花期较长的品种：荆芥蓝月亮，大花月季（4个品种），是5-10月一直开花。

2.2花色调查

引种的宿根花多数品种都是花色鲜艳，对引种的宿根花花色分类如下：

粉色：丛生福禄考、假龙头、大花月季（月亮女神）、西洋蓍草（深粉）落新妇、硕葱、花叶玉簪、蛇鞭菊、

红色：大花月季（红魔王）

紫色：荆芥蓝月亮、大花飞燕草、宿根亚麻、并头黄芩。

黄色：大花萱草、大花月季（秋月）、西洋蓍草、矮一枝黄。

混色：常夏石竹、大花月季（红双喜）、西洋蓍草。

2.3越冬情况

2.3.1不做任何防寒能安全越冬的品种。西洋蓍草、荆芥蓝月亮、大花萱草、矮一枝黄、假龙头、落新妇、硕葱、花叶玉簪、大花飞燕草、宿根亚麻、并头黄芩、常夏石竹、丛生福禄考、玉带草、蛇鞭菊、草乌头、铃兰。

2.3.2采取防寒措施越冬的品种。大花月季4个品种，每年11月中旬用树叶覆盖20公分，再苫上草帘子、第二年的4月下旬揭开覆盖。

2.4生长势、病虫害调查

经过试验观察西洋蓍草、荆芥“蓝月亮”、大花萱草、矮一枝黄、假龙头、落新妇、硕葱、大花月季（4个品种）、花叶玉簪、大花飞燕草、宿根亚麻、并头黄芩、常夏石竹、丛生福禄考、玉带草、蛇鞭菊、草乌头、铃兰21个品种中，除铃兰、花叶玉簪在大庆油田生长势稍差，其他十几个品种生长势都很强，尤其西洋蓍草、荆芥“蓝月亮”、大花月季（4个品种）、假龙头、矮一枝黄、大花萱草在大庆油田表现非常好。

2.5繁殖方式

在我们大庆油田这些宿根花卉的繁殖方式如下表（我们自己做过的）

西洋蓍草种子繁殖（温室）、分根繁殖；荆芥“蓝月亮”种子分根繁殖；大花萱草分株繁殖；丛生福禄考、矮一枝黄、假龙头、硕葱、花叶玉簪、蛇鞭菊、并头黄芩、玉带草、草乌头、铃兰分根繁殖；宿根亚麻、常夏石竹、大花飞燕草、落新妇种子繁殖；大花月季的红魔头、秋月、月亮女神、红双喜4个品种扦插繁殖。

3、结论

经过3年来的引种驯化，我们引种的21个品种，除丛生福禄考、铃兰表现一般（生长势弱）其他品种都表现很好，多数当年就能开花，种养护成本低，管理较粗放，节约水资源，在大庆油田的道路、公园、广场绿地都可以推广；以上宿根花的引种及繁殖方法切实可行，我们将继续开展此项工作，以逐步增加大庆油田园林绿化的宿根花卉种类。

参考文献

[1]袁德龙《宿根花卉在园林绿化中的应用》中国园林1998（4）

大庆油田范文第2篇

摘 要 采油行业是一个高风险的行业，安全管理对于采油企业极其重要。本文在肯定安全生产管理对于采油企业的重要性的基础上，对大庆油田采油企业安全生产管理的现状进行了综述，最后本文从加强安全教育培训，提高领导和职工对安全管理的重视程度，建立和完善安全管理制度等方面提出了加强大庆油田采油企业安全生产管理水平的对策。

关键词 大庆油田 采油企业 安全管理

一、采油企业安全管理的重要性

安全管理是企业管理的非常重要的组成部分，它关系着企业的生死存亡和的整体形象，是企业振兴和发展的基础工作。采油企业的特点决定了安全管理在采油企业管理中的重要地位。

第一，石油原料和产品大多数具有有毒、有害、易燃易爆、的特点，一旦遇到点火源，极易发生燃烧和爆炸，从而对国家和人民的生命财产构成严重威胁。

第二，采油企业的生产具有连续性、自动化的特点。生产速度快、效率高、收益大，在生产过程中，非常容易失控，并会引起连锁事故。

第三，从工艺条件看，石油工业具有高温、高压或负压、深冷的特点，高压增加了可燃物料的活性，扩大爆炸浓度范围，加速物料分解或膨胀，引起设备蠕变，招致物料泄露；低温会使物料冻结，造成管路堵塞或破裂。上述原-因引起的火灾爆炸事故，危害大，后果严重。

第四，从动力能源上看，是由具有火源、电源、热源交织使用的特点。这些动力能源如果因设备缺陷、设备不当、管理不善等情况，便可直接成为火灾爆炸事故的引发源。

第五，从设备装置看，石油生产设备大型化、立体化、集团化。管道纵横贯通，一旦发生火灾，扑救难度大。

第六，从采油作业的复杂性来看，油井开采作业深处地下，并且作业人员对井下复杂的状况不能做出及时地判断。发生事故后很难处理，因此安全管理工作的重要性不言而喻。

第七，从油井分布来看，油井分布范围广，并且区域偏远，这给采油作业和管理带来极大的困难。如果安全管理稍有差池，发生安全事故后治理的难度比较大，造成的损失也将难以估量。

二、大庆油田采油厂安全管理的现状分析

（一）大庆油田采油厂安全管理中存在的问题

1.采油作业无围墙。“地上农田，地下油田，空中电网，地下管网，村在井边，井在村中”就是企业与地方、油田职工与农民群众唇齿相依关系的真实写照。这给采油厂的生产等工作带来了不便，也对我们的安全管理工作也造成了很大的障。

2.油气集输泵站存在安全隐患。油气集输泵站是收集、储存和外输油品的重要场所，是易燃、易爆甲级消防重点保卫单位，是D-调原-油收集、处理和外输的纽带。油气集输泵站一旦发生火灾爆炸事故，其后果不堪设想。

3.各类车辆、特种设备多且老化严重；一些在用关键装置、要害部位、关键系统年久失修或更换不及时等。因此安全隐患严重，极易带来危险。

4.采油作业具有关键装置要害部位多，高压高温、易燃易爆、有毒有害、连续作业，野外作业点多、线长、面广等特点。

（二）大庆油田采油厂安全管理问题分析

那么造成这些现象的原因是什么呢？我们认为有以下几点：

1.安全教育还不到位

职工在专业技术知识的培训中，片面强调专业学习，忽视了专业培训与安全培训的有效融合。未结合本专业特点进行安全教育，认为专业培训只是本专业技术知识的学习，安全培训就应该有“安全”二字，从而造成了安全知识教育与专业技术知识培训脱节。其次，没有合适的有针对性的安全培训教材，也是两者脱节的客观原因。

2.安全检查流于形式

目前各级组织的安全检查，虽然种类较多，但效果却并不理想。究其原因，一方面是检查者虽然进行了认真细致的检查，也查出了存在的隐患，但被检查者对查出的问题敷衍塞责，不认真整改，导致事故重复发生；另一方面是个别被检查者善做表面文章，结果是金玉其外，败絮其中，使隐患得不到及时发现，造成了事故发生的必然性。更重要的是，一些被检查者没有正确地理解安全检查的实质与内涵，只是想通过某次安全检查来达到本单位安全管理工作好的座次排名，从而忽略了日常的安全管理。在安全检查前突击自查自改，在部分干部职工中形成了抓安全就是抓检查，重视检查就是重视安全的错误观念。结果造成了部分安全检查的形式主义。

3.安全责任不清

现在仍有相当一部分职能部门和干部职工理解为第一责任人、主管安全的领导和安全部门管安全，安全工作与己关系不大。而且基层安全监护人全程监护工作疲劳，责任大，责权利不统一，积极性易受损。

三、加强大庆油田采油厂安全管理的对策

（1）建立一套科学规范、行之有效的考核办法是提高安全管理水平的重要手段。以预防事故为中心，进行预先安全分析与评价。把安全生产目标纳入年度经-营考核指标，且与单位评优评先、领导班子政绩和职工的切身利益挂钩。

（2）提高领导和全体职工对安全生产管理的重视程度。把安全和生产的稳定发展统一起来，提高职工的安全意识和素质，进行安全科学知识和安全技能的教育，各级领导应身体力行地把安全生产管理的各项规章制度落实到具体工作之中。

（3）建立新型的安全管理机构，对现有的管理模式进行局部的调整，强化监督、严管狠抓是安全生产的有力保障强化安全监督可前移事故控制关口、及时消除隐患。把企业的安全管理与财产保险和安全咨询三者紧密结合起来，增强企业的防灾能力。

（4）根据生产过程的安全信息，不断决策、执行、调节、反馈，推广实施HSE管理体系，提高安全管理水平，实现可持续发展。

总之，大庆油田采油企业安全管理的水平，是一个长期而又艰巨的任务，它建立在严密的安全管理制度和在全部的作业过程和每一个成员的安全行为中。建立和推行HSE管理体系，建立起采油企业安全管理的长效机制，是我们每个职工的义务和责任。

参考文献：

[1]刘群.石油企业QHSE综合管理体系的研究.天津大学.2004.

[2]王晓慧.石油开采企业绿色管理模式研究.大连理工大学.2002.

大庆油田范文第3篇

关键词：大庆油田；抽油机干部；节能

中图分类号：TE933 文献标识码：A

在油田开发过程中，采油的方式通常是指把流到井底的原油采到地面所用到的方法，基本上分为两大类：一类是依靠藏油本身的能量使原油喷到地面，叫做自喷采油；另一类是借助外界能量将原油采到地面，叫做机械采油。目前，大庆油田开发已进入开发中后期，油田已逐渐丧失自喷能力，而采用抽油机采油的油井占油田油井总数的90％以上，而目前所用的抽油机总体效率偏低，能耗大，以目前油田生产用电占油田用电量45％左右考虑，如果抽油机总体系统效率提高，可以节约大量能源，实现低碳生产的目的，节能成为抽油机系统需要重点解决的问题之一。

1 抽油机的能量损失原因

提高游梁式抽油机装置的系统效率与油井本身的条件有密切的关系。抽油机系统的能量传递是电机的电能转换为机械能，机械能在传递过程中逐渐降低，具体损失有以下几部分组成：电动机部分损失，包括热损失和机械损失，称为电机损失；带传动部件部分损失，主要是传动中的摩擦损失，称为皮带损失；减速箱内部分损失，主要是传动中的摩擦损失，称为减速箱损失；四连杆装置，主要是轴承摩擦损失和钢丝绳变形损失，称为四连杆损失；抽油杆部分损失，主要是摩擦损失和弹性变形损失，称为抽油杆损失；抽油泵部分损失，包括机械损失，容积损失与水利损失，统称之为抽油泵损失；井下管柱部分损失，称为管柱损失。所以要提高效率，主要措施是减少能量传递过程中各环节的能量损耗。

2 抽油机节能措施

2.1 采用节能设备。目前抽油机的电动机主要从三个方面实现节能：

2.1.1 人为改变电动机的机械特性，主要是改变电源频率，以实现与负荷特性的柔性配合。

2.1.2 从设计上改变电动机的机械特性(如高转差率电动机和超高转差率电动机)，从而改善电动机与抽油机的配合。

2.1.3 提高电动机的负荷和功率因数。已成功研制了超高转差率电动机、电磁滑差电动机、稀土永磁电动机、变频调速电动机、双功率电动机、绕线式异步电动机、电动机调压装置和抽油机蓄能调压装置等。

2.2 降低皮带传递损失。不同的皮带传动方式，其传动效率不同，窄V带的传动效率要比普通V带的传动效率高。在实际生产中，要尽量选用传动效率高的传动方式，如窄V带和同步带，其传动比准确，不打滑。同时，保持皮带大小轮四点一线，以及皮带合理张进度，也是降低功率损耗的重要方面。

2.3 改进结构形式。通过改变抽油机的四连杆机构，优化相关尺寸配比，以降低抽油机的转矩因数，从而降低抽油机的工作转矩及其波动，实现节能。

2.3.1 采用偏置式抽油机。偏置式抽油机的曲柄平衡块中心线与曲柄对称中心线偏离一个角度，可以进一步优化四连杆机构悬点运动和动力特性，改变抽油机曲柄净扭矩曲线的形状和大小，使其波动平坦，减小负扭矩，从而减少抽油机的周期载荷系数，运行过程中实现“快提慢放”，提高电动机的工作效率，达到节能目的。

2.3.2 采用前置式抽油机。前置式抽油机为重型长冲程抽油机。目前在油田广泛使用的是12型、16型两种机型。从工作扭矩曲线分析，前置式抽油机平衡后的理论净扭矩曲线是一条接近水平的直线，因此其运动平衡，减速箱齿轮基本无反向负荷，连杆游梁不易疲劳损坏，机械磨损小，噪声比常规式抽油机低，整机寿命长。计算和测量表明，与同级别的常规式抽油机相比，前置式抽油机可配置较小功率的电动机，其效率可提高20％，节能效果显著。

2.4 改进平衡方式。改进抽油机的平衡方式，提高抽油机的平衡度，可以降低减速器输出轴转矩的波动幅度，达到节能的目的。

2.4.1 平衡相位角。前面提到的偏置抽油机的曲柄平衡块中心线与曲柄对称中心线构成一定的夹角Y，称为平衡相位角，这个角存在的原因，主要是因为抽油机下死点对应的曲柄位置比常规机“滞后”了一个相位角，为了平衡扭矩与载荷扭矩对齐，偏置这样一个角度。很多其它结构的抽油机也应用这一平衡方法。

2.4.2 变距平衡。所谓变距平衡原理：即抽油机尾梁平衡配重的力臂是变化的，使得平衡扭矩可以改变。在上行抽油载荷最大时，其平衡重的力臂也最大，下行时平衡块储能用以克服负扭矩，从而提高了电机的功率利用率。这种平衡节能技术，解决的是抽油载荷正常生产时的周期变化。运用变距节能原理的典型应用事例就是双驴头抽油机。

2.5 采用节能电控装置

在抽油机上配备节能电控装置，在油田节能改造技术上具有投入低、节能效果显著以及使用方便等特点。油田目前应用比较广泛的节能电控装置主要有以下3种：继电接触器调压节能。抽油机起动时都是带载起动，惯性矩较大，且总在上下死点处起动，油田在选配电机时为了启动顺利，不影响生产，一般按最大扭矩选配电机，而抽油机起动后正常工作时平均转矩与最大扭矩相比又较低，所以电机输人功率仅有额定功率的三分之一，这是造成抽油机整体系统效率低的主要原因。

通过变频调速器降速实现节能，是抽油机节能电控装置的发展方向，已经在我国部分油田开始得到了应用。随着电力电子技术的发展，变频调速器的性能将进一步提高，在抽油机节能装置改造上也会得到进一步的推广。

采用间抽控制器。低渗透油田由于地层渗流能力差，低产低效油井比例比较高，而抽油机是按照油井最大化的抽取量来进行选择的，会形成很低的泵效，也会浪费大量的电能。如果将泵效较低的油井调低降低工作参数后，泵效仍然较低，就可以对这类油井实行间开制度。抽油机装配间抽控制器后，当油井出液量不足或发生空抽时，它就会自动关闭抽油机，等待井下液量的蓄积，当液面超过一定深度时，再自动开启抽油机，这样就提高了抽油机的工作效率，避免了大量的电能浪费。

大庆油田通过推广、应用抽油机节能电控装置，在确保产量快速发展的同时，又最大限度地节约了电能，在抽油机节能改造实施工作中取得了良好的效果。同时在抽油机节能方面还可以采用节能元部件，如窄V型带传动和同步带传动等；改进平衡方式，如采用气动平衡或天平平衡等；改进“三抽”系统部件，有采用抽油杆导向器、空心抽油杆、减振式悬绳器等部件，都可提高三抽系统的工作效率，达到节能的目的。

结论

影响抽油机系统效率的因素很多，必须结合具体生产数据分析，才能找到影响某一口井的主要因素；找到主要影响因素后，要根据现场实际情况，制订可性行的优化设备方案，提高可操作性；优化设计抽油机井的生产参数，可以达到提高系统效率的目的，从而达到提高抽油机系统的整体管理水平。

参考文献

[1]张清林.抽油机的现状、发展方向及其节能技术的探索[J].科技创新导报，2008，2.

[2]张晓玲，于海迎.抽油机的节能技术及其发展趋势[J].石油和化工节能，2007，2.

大庆油田范文第4篇

关键词：油田采油工程；系统问题；优化

中图分类号：F270 文献标志码：A 文章编号：1673-291X（2014）19-0021-02

一、大庆油田采油工程系统存在问题

（一）采油工程队伍装备存在问题

大庆油田将基建四万多口油水井，随着生产井数的增多、开采范围的拓宽、开发难度的加大，采油工程队伍面临更大的挑战[1]。

1.队伍作业施工难度高。采油队伍管井数量大幅增加，基建油水井数达到2008年油水井数量的60%左右，管井强度大、工作量多，井下作业施工难度高、工艺复杂，队伍和员工数量不能满足生产发展的要求。低产低渗透油田原有的建设方法和管理方法很难实现经济有效开发，应在开发建设的机制、体制上有所突破。

2.整体装备水平较低。（1）压裂装备老化严重。油田公司现有压裂设备258台，超效用年限115台，占总数的45%，新度系数仅为0.18，影响了压裂工作量的完成。（2）修井设备不能满足需要。大庆油田2009年油（气）水总井数为5 426口，其中待修套损井2 611口，并且每年新增套损井700口左右。现有修井机195台，超效用年限50台，占总数的26%。（3）常规作业设备需要更新。大庆油田现有475台通井机，超效用年限141台，占总数的30%。严重影响了作业施工进度。

（二）采油工程后场建设存在问题

随着螺杆泵井的逐年增多，以及螺杆泵检泵、维修技术的发展，现有螺杆泵检修车间存在修复设备及技术潜力不足，各采油厂的检泵车间和井控车间的厂房及配套设备有待于更新和完善。目前大庆油田除去采油二厂抽油杆检修厂、采油十厂油管检修厂在生产规模、技术水平、工厂管理等方面，能够满足本厂需要，其他采油厂的检修以到外部委托为主，属于关联交易，存在管理与油田规划脱节的问题。从工作量的需求来看，这些后勤场站目前能满足油田生产的需要，但因设备寿命周期和技术发展等原因，创业集团的部分场站需要更新和扩大生产能力才能保障油田“十二五”的生产需要，否则就应该进一步加强对属于上市公司的各个后场建设力度。

（三）采油工程工艺技术发展存在问题

大庆油田即将进入特高含水期开发阶段，开发难度越来越大，采油工程要顺利完成开发指标和任务，在长垣水驱、三次采油及油田开采上将面临着一系列问题[2]。

一是进入“十一五”，喇萨杏油田全面进入特高含水期开发阶段，可采储量采出程度大于60%、综合含水大于90%的双高油田如何提高采收率，厚油层低效无效注水循环严重，实现油田的高水平、高效益开发、最大限度地挖潜厚油层顶部的剩余油是今后工作的难题。

二是三元复合驱将逐步成为油田开发的主体技术，由于驱替液中含有碱注入与采出系统结垢严重，影响了三元复合驱整体开发效果，如何清防垢等采油工程配套技术是急需解决的难题。

三是目前的低渗、特低渗油藏已探明储量约15亿吨，而动用率仅42.2%，大部分低丰度和特低渗透储量，在目前的技术经济条件下仍难以动用，如何通过工艺技术来提高这些储量的动用程度，加快油田增储上产步伐，也将是我们的一项长期任务。

四是天然气开采规模逐年增大，如何在深层地质条件非常复杂的情况下，以及含CO2气的情况下，高效地开发天然气资源，给采油工程技术带来了难题，高含CO2气藏的防腐问题，对井下作业工艺技术提出了新的更高要求。

五是随着水平特殊结构井开采规模的不断扩大，应用向“低”、“深”、“难”及老区厚油层剩余油挖潜等领域的不断拓展，现有的配套工艺技术暴露出极大的不适应性，已成为制约水平井应用的技术瓶颈。

六是套损井数量越来越多，2008年变形井占待修套损井比例为75.3%，修井难度加大，已严重影响油气田的正常开发。

（四）采油工程井下作业发展存在问题

1.油井压裂改造挖潜难度日益加大。一是储层条件不断下降，平均单井压裂改造厚度降低；二是油井压前含水上升，挖潜余地不断减小，给压裂施工和控制低效井工作带来了很大难度，2010年水驱老井压裂825口，增油39.55×104t，平均单井增油479.39t，较“十一五”初期的2005年下降了40.61t。

2.控水措施效果逐年减弱。大庆油田经过近五十年的开发，现已进入高含水开发阶段。堵水选层难度日益增加，浅调剖对吸水剖面的改造能力变差。堵水措施平均单井年降水从2009年的2 471.4×104m3下降到2010年的2 283.9×104m3。

3.井下作业工作依然存在困难。伴随全油田油水井数不断的增加，井下作业工作量也将逐年增加。油水井维护性工作中检泵作业还存在偏磨比例居高不下，杆管问题依然普遍存在的情况，2010年检泵工作中这两项原因占46%。

二、大庆油田采油工程系统优化措施

（一）优化采油工程队伍管理和装备更新模式

1.采油队伍推行先进的管理模式。采油队伍应由粗放型管理模式向作业区管理模式转化，采油小队走专业化管理的道路，提高采油队伍装备水平，采油队伍人均管井能力提高到3.00井次，在井数增加、维护工作量大幅增多的情况下，使员工总量的增加得到有效控制。

2.提升队伍专业化管理水平。井下作业队伍应通过精干队伍、优化装备、建立机制、强化培训等措施，加快体制、机制和管理创新，培养高素质的人才，提高装备的新度系数，加快装备的升级，努力培育优势技术，不断提高工程技术服务水平全面提高作业队伍的施工能力，使单队年平均施工能力达到150口以上。

3.加大各类油层的配套装备研究。一是加强设备的调整更换。二是为降低产能投资和生产维护成本，盘活闲置资产。

（二）优化采油工程后场运行机制

1.依据节能设备的系统评价加大其应用力度。一是对节能抽油机、节能电机、节能控制箱的单项节能效果进行评价；二是对抽油机、电机、配电箱进行组合匹配测试。

2.利用优化方法加强抽汲参数优化调整。一是针对供液不足井，采取换小泵、下调参数等措施，保持合理沉没度，提高系统效率；二是针对供液能力较强的井，检泵时采取换大泵结合降冲次、合理上提泵挂措施，控制举升能耗；三是对供排关系平衡的井，合理优化参数，采用长冲程、慢冲次等措施，减小交变载荷；四是随作业检泵时，对抽汲参数进行系统优化，在满足油井产量和正常运转的情况下，尽可能地降低能耗；五是采取间抽措施，提高抽油机井的运转效率。

3.强化基础管理工作保证系统效率提高。一是狠抓目标落实，确保整体水平的提高。二是规范管理程序，保证测试工作质量。三是明确测试条件，保证录取资料准确可靠。

（三）优化采油工程核心工艺技术

一是不断发展完善老区水驱开采技术。发展提高分层注水井测调效率和分注合格率技术；发展进一步提高老区重复压裂井改造效果的技术；发展厚油层内部剩余油挖潜和大孔道治理的工艺技术，发展堵水、压裂等水驱综合调整配套技术，解决厚层顶部剩余油挖潜问题，降低无效循环场治理措施成本，提高各类油层的采收率。

二是继续发展三元复合驱三次采油配套技术。形成层间及平面分质分压注入、防垢抽油泵及螺杆泵举升、增注等采油工艺配套技术。

三是发展“三低”油田水驱增效采油工程配套技术。完善发展老油田堵水调剖、提高单井产能压裂等水驱配套技术；发展形成水平井开发等一系列采油工程配套技术；发展形成二氧化碳驱采油工艺技术。保障未开发油田的经济有效动用。发展CO2驱吸气及产液剖面调整技术等二氧化碳驱采油工艺技术。

四是发展海塔盆地复杂断块油藏的压裂改造技术，确保复杂岩性断块及潜山油藏开发进一步增储上产。

五是继续发展深层气开采技术，形成深层气压裂、解堵、排水采气、深层气田堵水等采气工艺配套技术，确保深层气层特别是深度大于4 000m以上的气层上产需要。

六是继续发展提高中低产油井的机械举升技术的泵效及系统效率、延长检泵周期、降低机械举升工艺的运行成本的机械举升技术，使抽油机井保持在700天以上，检泵周期螺杆泵井达到600天以上。

（四）优化采油工程井下作业施工强度

1.为进一步降低抽油机检泵率，提高经济效益。采取以下措施：一是加大了防偏磨实用技术的应用力度，防偏磨技术措施进一步完善。二是扩大油管防断漏技术的应用。三是加强杆管档案库的建设，并引进了抽油杆修复技术，避免了有缺陷油管下井造成重复作业。

2.有效控制电泵井检泵率。一是要抓好优化方案设计工作，优化工艺参数、提高方案符合率。二是加强日常管理、加大异常井现场诊断处理力度和作业监督力度。三是加大成熟技术推广应用力度，采用变频措施，延长机组运行周期，降低运行能耗。电泵井检泵率可控制在20%左右。

3.延长螺杆泵井检泵周期。重点推广螺杆泵专用抽油杆、空心转子泵等成熟技术；试验完善杆柱优化扶正、杆柱防脱器、螺杆泵变频装置等技术；开展三元驱和稠油出砂等疑难区块的螺杆泵配套技术试验；加强螺杆泵井工况诊断测试，开发螺杆泵诊断测试分析解释软件。螺杆泵应用井数稳步增加，成熟配套技术的应用规模逐步扩大，检泵周期明显延长。

4.减少作业返工井井数。采取以下措施减少作业返工井井数：一是强化对入井油管及工具的监督力度，加大井下问题油管的更换力度；二是优化管柱结构，确保封隔器密封率；三是强化对作业和测试队伍的管理和监督，减少仪器下不去和掉卡仪器现象的发生，减少作业返工井的井数。

参考文献：

大庆油田范文第5篇

【关键词】大庆油田 油气集输 工艺设备 工艺改进

1 背景介绍

所谓油气技术主要就是指将油田当中开采出来的石油和天然气进行必要的收集、存储和加工处理，基于此，油气集输过程当中最为核心的工作有三：第一就是将开采出来的石油或天然气通过长直管道输送到油气处理站当中去进行脱水分离处理，第二就是将处理达标后的原油输送到原油库进行进一步的脱水、脱硫和其他深加工处理，第三就是将处理合格的原有输送到用户所在地。通过上述过程介绍就可以看到，油气集输实际上是非常复杂的过程，在实际操作过程当中也会遇到各种不同的技术难题，正是因为这样，对油气基础工艺设备以及工艺技术进行分析和探讨是十分有意义和有必要的。

还需要注意油气集输工艺和其他油田生产活动的显著不同，较之于钻井、勘探以及采油等过程，油气集输最为主要的特点就是涉及到的油田点多、面点线都十分复杂，且在操作过程当中伴随着易燃易爆和火灾等多种危险，这就更需要我们对这样一项工作予以高度的关注和重视。

2 大庆油田油气集输的技术现状和发展趋势分析

2.1 油气水多相混输工艺技术

在大庆油田长期的建设发展过程当中，长距离油气混输工艺都是十分先进的，到目前为止也仍然被相当多的发达国家所利用。但在实践当中发现，如果想要真正利用好多相混输工艺技术，最重要的还是要和电热技术进行配合使用，这样才能够通过多相混输技术真正达到降低工程成本和简化工程流程的目的，正是因为这样，我认为多相混输技术在大庆油田的生产过程当中仍然非常有价值和由前景。尤其值得注意的是，大庆油田的油气集输技术在我们国家是处于领先水平的，但仍然和一些发达国家存在着较大的差距，仍然需要我们不断的开拓和努力。

2.2 原油集输工艺

在大庆油田当中存在着许多高凝固点或者是高含蜡的油田，而我们国家应用较多的油气集输工艺主要进行的是加热工艺、多级布站工艺和大站集中处理工艺等，在这一点上大庆油田同样是非常具有代表性的。而在国外一些先进国家内，他们在对高凝固点或者是高含蜡原油进行处理时在加热工艺的基础之上还进行了化学药剂的添加，其好处就是能够降低原油的凝固点或者是含蜡量，针对于这一点，大庆油田在生产过程当中应当予以高度关注并适当学习。大庆油田的各项技术基本上都处于领先地位，因此在油气集输上也不能够有所落后，发展到目前为止，大庆油田基本上已经走到了高含水后期的阶段，因此在进行油气集输工艺的探讨时也需要结合这样一个特点来进行，最好是能够使其常温运输状态下还能够简化工艺。

2.3 原有脱水技术

在上文当中已经指出，大庆油田基本上已经走到了高含水后期阶段，因此脱水技术的研究和探讨也是非常有意义的。在一些高含水性的油田当中一般采用的是两段脱水技术，其中第一段是游离脱水过程，主要利用的是凝结脱水和大罐沉降的原理来进行脱水，而第二段则是电脱水，其原理就是利用不同电极之间的交流电和直流电等来进行脱水。在大庆油田当中，考虑其粘性较低且凝固点较低，实际采用的脱水技术往往是热化学脱水。同样的，一些发达国家十分重视原油脱水，也在原油脱水过程的中间过渡层上找到了较好的处理方法，也制定出了相应的处理措施，到目前为止，主要的研究方向和趋势就是高效游离水脱除器的研制，希望通过这样一种工具的研制更好的提高原油脱水的效率。

3 大庆油田油气集输工艺设备现状分析与攻关方向

3.1 大庆油田油气集输工艺方面存在的问题分析

大庆油田在长期的发展过程当中已经有了非常明显的进步，但与此同时要认识到的就是大庆油田较多的产油区基本上都已经达到了高含水的开发阶段，在这样一种现实的状况之下，油田的挖潜效果无疑会不断变差，采油成本不断提高的同时实际的采油效果却越来越差，此时想要得到稳产的效果是十分困难的，并非常容易导致所使用的采油设备加快老化，这样一系列的变化对于大庆油田来说都是十分不利的。在这里首先对大庆油田目前存在的问题进行说明和分析：一是油田到达了极高的含水阶段，原油当中存在着较为严重的油水分离特性，这样一种变化导致的结果就是如今采用的游离水沉降温度以及脱水工艺都不再适合，继续使用的话会出现非常严重的不适应性。二是考虑到现在油田的经营效率越来越低，使得成本的降低和投资规模的控制都成为了十分关键的因素，正因如此，对于油田良好的规划设计也就是当前面临的重要问题之一。三是油田技术本身的发展使得对于技术研发有了更高的要求，虽然说现在已经有一些技术达到了世界先进的水平的，但是在成本的控制、工艺复杂程度的控制以及工程量的控制等多方面仍然存在着较大的问题，需要相关方面工作人员更进一步的研究和探讨。

3.2 大庆油田集输工艺的攻关方向研究

毫无疑问，对于大庆油田来说油田的可持续发展仍然是其发展的大趋势所在，而我们就其实际情况来看，内部研发的攻关以及相关方面先进技术的引进将是目前为止最为核心的攻关方向。具体到油气集输工艺而言，认清当前的形势和局面是十分关键的，在明确局势的前提之下各个部分积极配合展开工作，大力支持科研工作的投入和进行，才能够真正提高油田关键性的技术水平。针对于此，大庆油田下一步的攻关方向将是集输工艺的简化。首先需要对现有产能井投资效益变差的实际问题进行研究和分析，尽可能的挖掘现有机械设备的实际潜力，在此基础之上来对油气集输的各种工艺模式进行优化来最终达到降低成本的目的。除此之外，还有很重要的一个方面就是进行油水分离高效处理的研究，这样一种技术方法的研究同样是希望能够更好的改善油水处理效果并在此环节当中探索出节能的新途径和新方法来。需要注意的是，高含水期的油田采出液实际上是有着非常独特的特性的，因此在进行研究的过程当中充分利用其特性才是最为明智的做法。

4 结语

通过上文当中的说明和分析我们就能够对大庆油田油气集输方面的技术现状以及发展趋势有基本的了解和认识，并在此基础之上对油田生产技术的攻关方向展开了更为详细的分析和探讨。可以说，大庆油田在各种生产技术上都是十分先进的，但与此同时也还是存在着一些方面的问题，针对于此，相关方面的工作人员就应当在了解问题的基础之上明确研究方向并解决问题，通过技术的研发或者是先进设备的引进来积极探讨，只有这样才能够真正保障油田行业的长期持续发展，也只有这样才能够使得油气集输技术越来越好。

参考文献

[1] 袁怡菲.浅谈油气技术工艺技术现状与发展趋势[J].中国化工贸易，2013（2）