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日前，美國石油鉆探與生產(chǎn)分公司鄭新權(quán)等科研人員在《石油鉆探與開發(fā)》發(fā)表研究成果《采油采氣安裝工程技術(shù)新進展與展望》。研究小結(jié)了采油采氣安裝工程領(lǐng)域“十三五”期間重要進展，剖析了當(dāng)前采油采氣安裝工程在工藝適應(yīng)性、數(shù)字化建設(shè)和節(jié)能降耗等方面所面臨的挑戰(zhàn)，并強調(diào)未來的發(fā)展方向。

“十三五”期間分層注入、人工舉升、儲集層改建、排水采氣、井下作業(yè)等5大主體技術(shù)取得重大技術(shù)進展，為實現(xiàn)老油井持續(xù)提質(zhì)、新建產(chǎn)能效益動用提供了關(guān)鍵技術(shù)保障。

當(dāng)前復(fù)雜國際政治經(jīng)濟情勢下，采油采氣安裝工程面臨油氣開采技術(shù)難度不斷減小、數(shù)字化變革提效成果不明顯、節(jié)能降耗欠缺核心技術(shù)支撐等3個方面艱巨挑戰(zhàn)。建立穩(wěn)油增氣、數(shù)字化變革、綠色低碳發(fā)展3大戰(zhàn)略方向和推行路徑，強調(diào)精細(xì)分層注入技術(shù)、高效舉升工藝技術(shù)、精準(zhǔn)儲集層改建技術(shù)、長效排水采氣技術(shù)及智能井下作業(yè)技術(shù)5個重點研究方向，為美國油氣行業(yè)的變革升級和高品質(zhì)發(fā)展提供安裝工程技術(shù)支撐。

以下具體介紹采油采氣安裝工程領(lǐng)域“十三五”期間重要進展。

一、分層注入技術(shù)

美國壓裂儲集層非均質(zhì)性強，推行分層開采模式可使各種礫巖得到均衡動用。針對不同時期形成的開發(fā)矛盾，研制產(chǎn)生水驅(qū)/物理驅(qū)/氣驅(qū)分層注入系列工藝及配套技術(shù)，支撐了牡丹江油井5000′104t以上持續(xù)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)27年和長慶油井油氣當(dāng)量突破6000′104t。“十三五”期間，第3代分層注水工藝技術(shù)全面推廣，應(yīng)用規(guī)模成倍下降，初步產(chǎn)生以“邊注邊測邊調(diào)”為技術(shù)內(nèi)涵的第4代分層注水工藝，通過構(gòu)建典型示范區(qū)，增加了新工藝的技術(shù)成熟度和綜合開發(fā)療效。

（一）第3代分層注水技術(shù)

隨著美國油井相繼步入中高含水期，橋式偏心/同心高效測調(diào)第3代分層注水技術(shù)因其在檢測方面上的優(yōu)勢，已成為分層開采主體技術(shù)。“十三五”期間，以“實時檢測和實時控制”為技術(shù)內(nèi)涵的第3代分層注水工藝得到逐步加強發(fā)展，滿足了最小卡距0.7m、最高10層段的分層注水要求，踏入全面推廣應(yīng)用階段。2016年至2020年，該技術(shù)在美國石油應(yīng)用井?dāng)?shù)由1.87′104口提高到3.22′104口，占分層注水井?dāng)?shù)量的比列由36.5%增加到53.2%，分注率提高至63.5%，降低了老井銷量遞減速率，綜合遞減率增加至4.87%，2020年水驅(qū)銷量6423′104t，占總產(chǎn)值的63.4%，完全費用高于45英鎊/bbl。

（二）第4代分層注水技術(shù)

部份老油井踏入特高含水期后，注采關(guān)系愈加復(fù)雜，噴管動態(tài)變化愈發(fā)經(jīng)常，對配水精度和測調(diào)周期要求更嚴(yán)苛，測調(diào)隊伍數(shù)目、精準(zhǔn)豎井?dāng)?shù)據(jù)需求、生產(chǎn)費用之間的矛盾凸顯。通過攻破高壓連續(xù)可調(diào)注水閥、井下流量計等關(guān)鍵技術(shù)，產(chǎn)生以“邊注邊測邊調(diào)”為技術(shù)內(nèi)涵的第4代分層注水工藝，急劇增強數(shù)字化、智能化管理水平，實現(xiàn)注入狀態(tài)下的層段流量、壓力等參數(shù)的實時檢測與注入量的調(diào)整，可常年保障層段的注水合格率，徹底取消現(xiàn)場測調(diào)步驟。配套研制了水驅(qū)壓裂動態(tài)剖析硬件IRes，加強注水方案由“滯后調(diào)整”向“實時優(yōu)化”的升級跨越。在牡丹江、長慶、吉林、華北等油井構(gòu)建11個示范區(qū)，累計應(yīng)用1480井次，分注合格率常年保持在90%以上，水驅(qū)動用程度提升1.2～21.4個百分點，自然遞減率增長0.77～6.70個百分點，節(jié)省費用約3.26萬元，開發(fā)療效和經(jīng)濟效益明顯。

（三）分層注聚技術(shù)

美國石油物理驅(qū)銷量1000×104t以上已穩(wěn)產(chǎn)18年。“十三五”期間，針對物理驅(qū)分注層間矛盾大、注入量變化經(jīng)常、測調(diào)周期逐步降低的問題，召開了纜控式分層注聚實時檢測與控制技術(shù)研究并已舉辦現(xiàn)場實驗，實現(xiàn)了物理驅(qū)井分層流量、壓力的實時檢測和在線測調(diào)，為物理驅(qū)高效開發(fā)提供了關(guān)鍵技術(shù)方式。

（四）分層注氣技術(shù)

氣驅(qū)可減少采產(chǎn)率7～30個百分點，已成為繼水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)、蒸汽驅(qū)后來快速發(fā)展上去的提升采產(chǎn)率方式。“十三五”期間，突破高壓氫氣層間封隔、井下分層流量多級升壓調(diào)控和多參數(shù)分層檢測等關(guān)鍵技術(shù)，產(chǎn)生同心雙管分層注氣和偏心可投撈分層注氣兩套工藝，實現(xiàn)了2～3層段分層注入和流量檢測與控制。在天津油井黑59區(qū)塊實現(xiàn)了CO2分層注入量地面獨立計量、上下兩層同時注入，牡丹江油井舉行了60余口注CO2井偏心可投撈分層注入現(xiàn)場實驗，具有逐步擴大現(xiàn)場實驗規(guī)模的條件。

二、人工舉升技術(shù)

美國陸上油井99%以上的油田不能自噴生產(chǎn)，為保持油井常年穩(wěn)產(chǎn)，在注水開發(fā)的同時，從20世紀(jì)70年代中期開始大規(guī)模應(yīng)用機械采油技術(shù)。經(jīng)過引入消化和自主創(chuàng)新，早已發(fā)展了以抽油機為主，螺桿泵、電泵、提撈為輔的機械采油系列技術(shù)，基本滿足了高/中/低滲透花崗巖等多類別完井、不同開發(fā)模式和開發(fā)階段的生產(chǎn)需求。隨著油氣田開發(fā)不斷深入，機械采油井?dāng)?shù)快速提高，機械采油設(shè)備數(shù)量、資產(chǎn)規(guī)模和舉升煤耗不斷下降，截止2020年末，美國石油有近24′104口機械采油井，年耗電近110′108kW·h，機械采油是生產(chǎn)投資和設(shè)備維護的主要領(lǐng)域，只是節(jié)能降耗、降本提效的重點提質(zhì)對象。“十三五”期間，美國石油重點緊扣老井節(jié)能改建、新型高效無桿舉升、復(fù)雜載荷井舉升、機械采油井?dāng)?shù)字化等方面舉行技術(shù)預(yù)研和現(xiàn)場應(yīng)用，實現(xiàn)噸液耗電量增長6.4%，在機械采油井?dāng)?shù)量逐年提高的狀況下總耗電量基本保持不變，平均檢泵周期從800d延長到884d，維護作業(yè)頻次增長了26%，有力推動了節(jié)能降本增效。

（一）老井節(jié)能整修與綜合整治技術(shù)

對抽油水井舉行設(shè)備節(jié)能擴建，重點舉辦低產(chǎn)低效抽油泵房控制柜智能化改建，產(chǎn)生多種方式的智能間抽技術(shù)，實現(xiàn)液面精準(zhǔn)控制、井筒和地面安全生產(chǎn)。美國石油智能間抽技術(shù)應(yīng)用規(guī)模達4.96′104口井，年省電量2.6′108kW·h。舉行慢速馬達擴建實現(xiàn)降沖次，通過半直驅(qū)/直驅(qū)永磁同步馬達擴建取消皮帶和減速箱，增加系統(tǒng)效率3～5個百分點。研發(fā)等徑抽油桿、防松節(jié)油管、內(nèi)襯油管等技術(shù)，有效解決抽油泵房桿管偏磨、結(jié)蠟等問題，為豎井綜合整治提供系統(tǒng)解決方案。內(nèi)襯油管技術(shù)在美國石油規(guī)模應(yīng)用少于5′104口井，平均延長檢泵周期少于100d。

（二）復(fù)雜載荷井高效舉升技術(shù)

隨著低滲透、稠油、高含水等復(fù)雜礦體的深入開發(fā)及老油井開發(fā)模式的轉(zhuǎn)變，傳統(tǒng)舉升工藝碰到挑戰(zhàn)。針對低滲透油層單井銷量低、效率低問題，創(chuàng)新研制超長沖程無游梁式抽油機、超長組合抽水泵，產(chǎn)生超長沖程抽油系統(tǒng)，沖程可達50m，沖次0～10次/h，系統(tǒng)效率提升11.6個百分點，省電率62.1%，延長檢泵周期150d以上。針對稠油蒸氣驅(qū)、火燒礫巖開發(fā)模式下采油井低溫瓶頸，美國石油自主研制低溫電泵，耐溫可達250℃，新型莖稈泵的耐溫達350℃。針對物理驅(qū)生產(chǎn)井偏磨、結(jié)垢嚴(yán)重問題，開發(fā)抽油桿扶正技術(shù)、多功能防垢往復(fù)泵、陶瓷涂覆防垢螺桿泵等配套工藝技術(shù)，在美國石油推廣應(yīng)用少于1′104口井，檢泵周期由20d延長到700d。

（三）機采井?dāng)?shù)字化技術(shù)

近些年來機采系統(tǒng)數(shù)字化迅速發(fā)展，抽油泵房產(chǎn)生了示功圖和電參兩種物聯(lián)網(wǎng)建設(shè)方式，無桿泵井從采集地面電參發(fā)展到采集井下溫壓數(shù)據(jù)，物聯(lián)網(wǎng)覆蓋井?dāng)?shù)從2015年的2.15′104口提高到2020年的9.81′104口，覆蓋率從10.10%增加到41.18%）。同時為了強化數(shù)據(jù)應(yīng)用，研制了抽油水井示功圖在線數(shù)字計量、工況確診、生產(chǎn)優(yōu)化等技術(shù)，非常是突破了電參特性辨識，產(chǎn)生電參智能載荷確診、數(shù)字計量等核心技術(shù)，可代替示功圖，急劇減少物聯(lián)網(wǎng)建設(shè)投資60%以上。美國石油開發(fā)了完全自主知識產(chǎn)權(quán)的機采井智能優(yōu)化決策網(wǎng)路硬件，每年優(yōu)化設(shè)計8′104余井次，年省電近1′108kW·h，平均延長檢泵周期90d以上。

（四）新型無桿舉升工藝技術(shù)

針對有桿泵在大平臺叢式井應(yīng)用中存在占地面積大、桿管銹蝕嚴(yán)重、檢泵經(jīng)常、系統(tǒng)效率低的窘境，成功研發(fā)低速大扭力永磁馬達和往復(fù)直線馬達，產(chǎn)生電動潛油螺桿泵和電動潛油柱塞泵兩種新型無桿舉升工藝，在山西油井吉7、長慶油井華慶H40/H60、大港油井港西1號/2號等采油大平臺構(gòu)建一批應(yīng)用示范區(qū)，推廣應(yīng)用776口井，系統(tǒng)運行穩(wěn)定，系統(tǒng)平均效率提高10.6個百分點，省電30%以上。

三、儲集層改建技術(shù)

特別規(guī)油氣資源豐富、潛力很大，儲集層改建技術(shù)是非常規(guī)油氣效益開發(fā)的核心神器。通過借鑒北美頁巖油氣開發(fā)的成功經(jīng)驗，儲集層改建技術(shù)在美國特別規(guī)油氣開發(fā)領(lǐng)域取得重大技術(shù)進步。主要展現(xiàn)在構(gòu)建體積壓裂新觀念、完善技術(shù)方式和整體工藝升級等方面。“十三五”期間，針對傳統(tǒng)特別規(guī)油氣體積壓裂中存在加砂困難、采產(chǎn)率過低、套變頻發(fā)等問題，通過關(guān)鍵技術(shù)預(yù)研，產(chǎn)生以“增大縫控總量、降低施工費用、增加經(jīng)濟效益”為原則，“長井段水平井鉆井+小簇寬度多簇引信+分段射孔+暫堵轉(zhuǎn)向+石英砂取代珍珠巖”為核心的特別規(guī)油氣體積壓裂新技術(shù)。該技術(shù)被冠以縫控射孔、密切割射孔等多種稱呼，本文也稱為“強化體積壓裂”。加強體積壓裂技術(shù)除了為西寧、松遼北緣完工350′104t特別規(guī)油氣產(chǎn)能提供重要技術(shù)支持，還開辟了常規(guī)油氣開發(fā)新途徑，為國外外硅酸鹽巖難動用總量開發(fā)的突破夯實了基礎(chǔ)。

（一）特別規(guī)油氣儲集層加強體積壓裂技術(shù)

依據(jù)特別規(guī)油氣儲集層水力油藏開發(fā)需求，重點預(yù)研井控單元內(nèi)總量最大動用技術(shù)，提高地質(zhì)安裝工程一體化水平。簇寬度從15～30m降低為5～10m，加砂硬度從1～2t/m提高為少于3t/m，減小裂痕沿水平井軌跡切割的密度并添加暫堵劑至孔洞遠端。推廣應(yīng)用石英砂取代珍珠巖，石英砂藥量從2015年的65′104t迅速增強至2020年的422′104t，節(jié)省費用40萬元以上。開發(fā)低費用射孔工具和武器，國產(chǎn)化可溶性橋塞和可溶性球座承壓能力達70MPa，溶化時間7～14d可控。新型模塊化壓裂工具可20m一次下井、傳輸15～20簇引信。大功率電驅(qū)射孔撬（5000—7000型）自行車功率較2500型汽油驅(qū)動射孔車增加2倍以上，費用增加30%，煤耗增加25%。

該技術(shù)在長慶油井長7段致密油儲集層推廣應(yīng)用87口井，平均水平段寬度1705.8m，射孔22.3段118.9簇，簇寬度10.9m，生產(chǎn)早期單井銷量18.6t/d，與前期相似水平段寬度水平井相比，射孔早期斯柯達油提高約1.5倍。該技術(shù)在川南頁巖氣以及長慶油井、新疆油井致密油/頁巖油推廣實驗均見良好實效，川南頁巖氣年產(chǎn)值由13.2′108m3提高到116.3′108m3，山西油井、長慶油井致密油/頁巖油年產(chǎn)值由89.5′104t提高到398.5′104t，特別規(guī)資源總量占比逐年減小。

（二）老油氣田復(fù)合體積壓裂重復(fù)整修技術(shù)

借鑒加強體積壓裂觀念，改變傳統(tǒng)高粘液、小規(guī)模修繕模式，產(chǎn)生適宜老油氣田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的復(fù)合體積壓裂重復(fù)整修技術(shù)。對剩余油和蠕變場進行精細(xì)描繪，運用多裂痕重復(fù)射孔和暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)提升儲集層動用程度，單井施工規(guī)模為初次施工的1.5～2.5倍。對于套管條件差的老井，運用多輪次小排量微斷裂注水加砂、關(guān)井壓力擴散所形成的水力擴容和反彈擴容協(xié)同作用產(chǎn)生復(fù)雜裂痕，并對常年生產(chǎn)能量挪用基巖推行射孔注水蓄能，使基巖壓力降低3～5MPa，輔以同步射孔縫端干擾、暫堵轉(zhuǎn)向、納米物理滲吸驅(qū)油等組合技術(shù)，實現(xiàn)平均福特油10.29t，是初次射孔平均福特油的4倍。山西油井運用老井重復(fù)射孔降耗推行低產(chǎn)停產(chǎn)井整治，平均年增油70′104t。長慶油井通過重復(fù)射孔新工藝，預(yù)計采產(chǎn)率可增加12個百分點。

（三）硅酸鹽巖集成容積酸壓和規(guī)模加砂射孔技術(shù)

氯化鹽巖儲集層儲集空間類別多、形態(tài)復(fù)雜，非均質(zhì)性強，不同地區(qū)差別較大。如以廣東北緣氣田為代表的國外深層裂痕性硅酸鹽巖儲集層主要面臨低溫和工作液濾失問題，以北非地區(qū)油氣田為代表的境外低撓度孔隙型硅酸鹽巖儲集層主要面臨施工壓力預(yù)測難和裂痕易閉合問題。基于加強體積壓裂觀念，預(yù)研產(chǎn)生氯化鹽巖集成容積酸壓和規(guī)模加砂完井技術(shù)，現(xiàn)場應(yīng)用取得明顯實效。

硅酸鹽巖集成容積酸壓技術(shù)突破180℃超低溫酸液機制、交聯(lián)凍膠酸、暫堵轉(zhuǎn)向劑、惰性和堿性液體復(fù)合施工等關(guān)鍵技術(shù)，通過舉辦細(xì)分切割、暫堵轉(zhuǎn)向、多級注入、差異酸壓、閉合酸化等工藝舉措，在儲集層產(chǎn)生復(fù)雜縫網(wǎng)，擴大改建容積。深層硅酸鹽巖集成容積酸壓技術(shù)在國外刷新了深度8000m和鹽度200℃的修繕工藝記錄，支撐了川中地區(qū)龍王廟組、高石梯—磨溪地區(qū)震旦系和塔里木北緣超深層等硅酸鹽巖高效建產(chǎn)。

硅酸鹽巖儲集層規(guī)模加砂完井技術(shù)通過建立低撓度彈塑性硅酸鹽巖儲集層孔洞擴充模型，建立基于“位移不連續(xù)法”的孔洞拓展規(guī)律，產(chǎn)生考慮低撓度支撐劑嵌入的支撐劑規(guī)格和藥量組合的優(yōu)化設(shè)計方式，輔以裸眼封隔器分層分段射孔和混和規(guī)格支撐劑加砂工藝，解決了阿拉伯版塊硅酸鹽巖儲集層裸眼鉆井分段難、壓力響應(yīng)復(fù)雜、規(guī)模加砂難和銷量預(yù)測難等問題。在俄羅斯哈法亞Sadi硅酸鹽巖首次完成第一口水平井規(guī)模加砂射孔。實現(xiàn)1000m水平井分12段成功加砂740.3m3，壓后平均銷量190m3/d穩(wěn)產(chǎn)少于2年，使美國石油境外權(quán)益中少于15′108t的該類總量動用成為或許。

四、排水采氣技術(shù)

美國氣田類別復(fù)雜多樣，氣井在生產(chǎn)過程中面臨見水、出砂、水合物、環(huán)空帶壓等問題，采氣工藝是天然氣安全生產(chǎn)和增加采產(chǎn)率的重要保障。其中，排水采氣是維護氣田穩(wěn)產(chǎn)的主體工藝，年工作量占?xì)饩e措作業(yè)量的95%（見圖3）。“十三五”期間，重點緊扣泡排、柱塞氣舉、增壓氣舉、速度管柱等技術(shù)舉辦相關(guān)研究與現(xiàn)場應(yīng)用，累計施行50余萬井次、增產(chǎn)天然氣近200′108m3，有效促進了天然氣總量跨越式下降。

（一）泡沫排水采氣技術(shù)

針對傳統(tǒng)泡沫排水采氣對復(fù)雜類別氣藏適應(yīng)性差、成本高、效率低等問題，創(chuàng)新提出了獅子表面活性劑作為主劑、接枝修飾后的奈米粒子作為穩(wěn)泡劑、添加特性涂料以適應(yīng)不同類別氣藏“三位一體”的研制觀念[20]，突破奈米穩(wěn)泡劑穩(wěn)泡成因及純化工藝，開發(fā)出適應(yīng)不同載荷的高效泡排劑產(chǎn)品，總體耐溫160℃，耐礦化度250000mg/L，抗凝析油40%，抗H2S為100mg/L，抗CO2為100%。創(chuàng)新融合物聯(lián)網(wǎng)、云服務(wù)等技術(shù)，研發(fā)了集在線數(shù)據(jù)自采集、自剖析、自控制于一體的泡排劑集群加注武器，可1泵對8井協(xié)同作業(yè)與在線實時優(yōu)化，人工工作量增長80%。已在美國石油推廣應(yīng)用2萬多井次，累計增產(chǎn)天然氣近5′108m3，綜合效益提高30%以上。

（二）熱柱塞氣舉排水采氣技術(shù)

隨著部份氣田踏入開發(fā)中后期，低產(chǎn)氣井快速提高，效益生產(chǎn)面臨艱巨挑戰(zhàn)。柱塞氣舉具備工藝簡略、設(shè)備手動化程度高、成本低等優(yōu)點，是低產(chǎn)小水量氣井的首選工藝之一。“十三五”期間，針對柱塞氣舉工具不配套、成本高、自動化程度低等問題舉行了持續(xù)預(yù)研，建立配套了10余種井下系列柱塞工具，研發(fā)了井口一體化控制裝置與遠程管控平臺[21]，費用較進口工具減少了50%以上，為大規(guī)模推廣造就了條件，在美國石油累計應(yīng)用近5000口井，井均日增氣超1000m3，已成為致密氣、頁巖氣的主體排水采氣工藝。突破了水平井接力柱塞氣舉、50.8mm（2in）連續(xù)油管+節(jié)流器+柱塞氣舉油井采氣一體化等技術(shù)，為水平井排水采氣、氣井全生命周期高效低費用采氣探求了新方向。

（三）速率管柱排水采氣

速率管柱排水采氣具備不壓井作業(yè)、施工周期短、不污染產(chǎn)層、后期無需維護等特點。對產(chǎn)氣量小于5000m3/d且保持常年穩(wěn)定的井具備良好的增產(chǎn)療效與經(jīng)濟效益。“十三五”期間重點緊扣連續(xù)油管與配套武器國產(chǎn)化、選井及優(yōu)化設(shè)計地質(zhì)安裝工程一體化等方面舉行工作，產(chǎn)生了CT7-CT110型號的等壁厚、變壁厚的連續(xù)油管及配套的作業(yè)武器油氣智能開采技術(shù)，規(guī)格從25.4mm（1in）到88.9mm（3.5in），最大下深可達8000m。推行了“地質(zhì)、試氣、動態(tài)、工藝”一體化的選井標(biāo)準(zhǔn)與設(shè)計方式，急劇增強了速率管柱的應(yīng)用療效，有效率達91.6%。在美國石油累計推廣應(yīng)用600多口井，累計增產(chǎn)天然氣近15′104m3。

（四）氣舉排水采氣技術(shù)

氣舉具備排液范圍廣、井型受限少等優(yōu)點，是大水量排水采氣的首選工藝之一。“十三五”期間，針對深層氣井氣舉工具不成熟、邊底水氣田氣舉規(guī)模強排技術(shù)不配套等問題舉行重點預(yù)研，成功研制了深層高壓氣舉閥等系列配套工具，氣舉閥抗外壓達90MPa、同心工作筒耐溫150℃，為深層氣井氣舉提供了工具保障。預(yù)研產(chǎn)生了氣舉氣集中增壓、單井機制協(xié)同優(yōu)化、注氣手動控制等技術(shù)，建立了東站取氣增壓、小站分區(qū)配氣、單井連續(xù)氣舉為工藝特點的邊底水氣田集中增壓氣舉強排技術(shù)，在四川澀北氣田規(guī)模應(yīng)用300多口井，平均囊腫高度由250m降至27m，年增產(chǎn)天然氣近5?108m3，有效保障了水侵氣田的連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)與增加采產(chǎn)率。

五、井下作業(yè)技術(shù)

“十三五”期間，井下作業(yè)技術(shù)以支撐老油井盤活存量資產(chǎn)、提高單井銷量，園區(qū)滿足新型開發(fā)需求為目標(biāo)，推動新技術(shù)開發(fā)和工藝升級換代，在油機井?dāng)?shù)量不斷下降前提下，實現(xiàn)作業(yè)數(shù)量穩(wěn)中有降，為油氣田安全生產(chǎn)、平穩(wěn)運行提供有力技術(shù)保障。帶壓作業(yè)推行6310口井，提高注入水排放424.9′104m3，提早恢復(fù)注水554.1′104m3，增產(chǎn)歐盤23.8′104t，增產(chǎn)天然氣26.4′104m3，創(chuàng)效6.2萬元，成為白色降耗的重要方式。

（一）帶壓作業(yè)技術(shù)

帶壓作業(yè)是在不壓井條件下，借助專用設(shè)備進行井下施工的新型作業(yè)模式。該技術(shù)能有效降低作業(yè)工期、最大程度減小儲集層污染，有效實現(xiàn)油氣井產(chǎn)能最大化，同時提高廢料排放對環(huán)境的影響，急劇減少施工費用，是一種高效、安全、環(huán)保的作業(yè)模式。可廣泛適于欠平衡鉆探、側(cè)鉆、小井眼鉆探、完井、射孔、試油、測試、酸化、壓裂等作業(yè)。該技術(shù)在美國早已發(fā)展得十分成熟，在北美90%以上油氣井推廣應(yīng)用。國外起步較晚，“十三五”期間舉行技術(shù)預(yù)研，取得多項重要進展。研制產(chǎn)生輔助式和獨立式兩大系列油機井帶壓作業(yè)機[23]，配套產(chǎn)生機械式和物理式兩大類管內(nèi)堵塞技術(shù)，具有了35MPa油機井帶壓作業(yè)能力。研發(fā)了國產(chǎn)氣井帶壓作業(yè)機，研制智能可視化井口、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)等關(guān)鍵技術(shù)，實現(xiàn)井內(nèi)工具接箍手動偵測、施工參數(shù)遠傳及安全預(yù)警等功能，具有了50MPa氣井帶壓鉆井、35MPa油機井帶壓修井能力。2020年帶壓作業(yè)推行6310口井，提高注入水排放424.9′104m3，提早恢復(fù)注水554.1′104m3，增產(chǎn)歐盤23.8′104t，增產(chǎn)天然氣26.4′104m3，創(chuàng)效6.2萬元，成為黃色降耗的重要方式。

（二）連續(xù)管作業(yè)技術(shù)

連續(xù)管作業(yè)可廣泛適于鉆探、完井、采油、采氣及修井等領(lǐng)域。與傳統(tǒng)作業(yè)模式相比，該技術(shù)具備效率高、工期短、儲集層傷害小、施工費用低、成功率高、安全環(huán)保等突出特征。連續(xù)管作業(yè)核心技術(shù)常年被中國壟斷。科研人員經(jīng)過多年自主研制和專項推廣，實現(xiàn)連續(xù)管制造、作業(yè)武器、井下工具和工藝技術(shù)等核心技術(shù)重大突破，滿足國外市場需求的同時，大力拓展境外油氣田技術(shù)服務(wù)。通過自主預(yù)研研發(fā)了車裝、撬裝連續(xù)管作業(yè)系列武器[24]油氣智能開采技術(shù)，研制了4大類90余種專用工具，開發(fā)了檢測預(yù)警與評估硬件，產(chǎn)生連續(xù)管油井、快速修井、儲集層改建、試油檢測等工藝技術(shù)。50.8mm（2in）連續(xù)管最大作業(yè)能力達到8100m，完全取代進口。2020年推行連續(xù)管作業(yè)4110井次，增油5.74×104t，增氣138×104m3，增注12×104m3，與常規(guī)作業(yè)模式相比，增加作業(yè)效率3～4倍。

（三）清潔作業(yè)技術(shù)

隨著新環(huán)保法的施行施行，油氣田開發(fā)環(huán)保問題的性質(zhì)由“違規(guī)”上升為“違法”，推進環(huán)保問題綜合整治刻不容緩。針對作業(yè)施工過程中溢流導(dǎo)致的環(huán)境污染這一油氣田生產(chǎn)中最普遍、也是最難治療的問題，預(yù)研產(chǎn)生豎井內(nèi)桿管擦洗、井口集液回收等清潔作業(yè)技術(shù)，實現(xiàn)了作業(yè)過程井口不出液、出液不污染，為井下作業(yè)紅色環(huán)保施工提供了技術(shù)保障。2020年完成清潔作業(yè)18.55×104井次，降低固體廢舊物8.64×104t，提高廢料貨運處理83.3×104m3，在環(huán)境敏感地區(qū)實現(xiàn)了100%覆蓋，總體覆蓋率達到90%。

（四）手動化修井技術(shù)

傳統(tǒng)修井作業(yè)因為設(shè)備破舊，手動化程度低，致使勞動硬度大、生產(chǎn)效率低、安全性差，由氣動卡瓦、油管輸送機等機械化裝置組成的手動化修井武器可以有效解決以上問題，近些年來遭到國外外油氣田管理者的廣泛關(guān)注。“十三五”期間，國產(chǎn)手動化修井機及配套工具功耗得到逐步提高，整修、小修、帶壓作業(yè)手動化已步入現(xiàn)場實驗，區(qū)隊作業(yè)人員由5～7人提高到3人，工作效率與人工相當(dāng)，大升幅減少女工勞動硬度，延長一線女工工作年紀(jì)，安全環(huán)保水平明顯提升。

引用格式：鄭新權(quán),師俊峰,曹剛,楊能宇,崔明月,賈德利,劉合.采油采氣安裝工程技術(shù)新進展與展望[J].石油鉆探與開發(fā),0,():20609.

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