伴随着我国对于石油这一主要动力能源需求的不断提升，机械采油工艺技术在新时期也得到了高度的重视，并且在机械采油工艺技术更新与优化方面取得了一定的成绩，无论在石油的产量还是品质方面都得到了提升。但是，面对下面是小编为大家整理的2023年采油工艺论文【五篇】（完整文档）,供大家参考。
采油工艺论文范文第1篇
关键词：机械采油 工艺 技术
伴随着我国对于石油这一主要动力能源需求的不断提升，机械采油工艺技术在新时期也得到了高度的重视，并且在机械采油工艺技术更新与优化方面取得了一定的成绩，无论在石油的产量还是品质方面都得到了提升。但是，面对石油行业激烈的竞争以及非可再生能源的衰竭，如何分析目前机械采油工艺技术存在的问题，进而改进机械采油工艺技术会成为了目前石油行业关注的热点。
一、主要采油工艺技术探析
采油工艺技术伴随着科技的发展正在不断的进步，目前我国应用范围相对较广的采油工艺技术主要由通过抽油泵效、沉没度以及管式泵适应性三个方面对于目前主要采油工艺技术进行探析。
1.1抽油泵效探析
泵效对于石油行业的工作效率而言具有不可忽视的影响力，我国目前泵效维持在80%以及80%以上的油井，其平均泵效能够达到102%的油井占据了很大的比重。从目前的统计数据表明，连抽带井喷的情况在我国的诸多油井生产作业中时常存在，并且其沉降度的最高值已经达到了1400m。诸多数据都表示，我国部分油井所在地区其底层含有丰富的石油资源，并且具备一定的供液能力。
目前，在我国仍然存在泵效低于30%的油井，总结其共性问题就是其效率偏低。在调查过程中笔者发现，造成其效率偏低的原因主要有以下三种：第一，油气含量偏高；
第二，油井供液不足；
第三，原油粘度的影响。
1.2沉没度分析
目前，沉没度的统计数据相对较多，通过分析过往数据与对比可以得出我国抽油机井的有有关沉没度的数据设计相对偏高。目前，沉没度超过600m的油井已经超过了90口，并且该数目正在呈现上升。在沉没度超过600m的油井中，部分油井的平均沉没度已经达到了1300m。沉没度的有关问题已经成为了影响作业效率的重要因素，因此要发挥设计方面的有关优化因素，减少沉没度对于生产作业造成的不利影响。
二、机械采油工艺技术分析
2.1螺杆泵采油工艺
在目前的采油技术工艺中，极少采用螺杆泵工艺，深究其原因是由于螺杆泵工艺在应用过程中受到其应用原理的影响容易出现诸多不可预测的问题。因此，结合目前螺杆泵采油工艺应用过程中出现的问题，必须进行深入细致的分析研究，并找到科学的解决对策。目前，螺杆泵在使用过程中经常出现脱螺纹和抽油杆断裂的情况，并且螺杆泵体积小、质量轻，结构相对比较简单，这也使得其在具体的应用中主要适用于高含砂、高粘度、高含气原油的开采。但是，其在实际的应用过程中，抽油杆断裂和泵筒橡胶内垫老化的问题非常突出，并且其在使用一定时间后就会出现诸多潜在性的问题，进而直接缩短了螺杆泵的使用寿命，影响了油井作业效率。
2.2螺杆泵工作机理分析
螺杆泵其主要由地上驱动与地下螺杆泵组成。在其日常作业中，电控箱作为其动力电能的传输点将电流传递至螺杆泵的电机，通过皮带的传动力进而将动力传输至输入轴。定子和转子组成地下螺杆泵，并且定子和转子之间还存在养很多的密闭的空腔，当转子在定子内部转动时，空腔也会随之从一端转移到另一端，这样就完成了泵送提液的工作了。
2.3防砂式稠油泵采油工艺
2.3.1防砂式稠油泵采油工艺的结构
这种采用工艺主要是由三个结构组成，一是抽稠结构，二是环空沉砂结构，三是泵筒结构。防砂式稠油泵采油工艺的泵筒结构在使用方面具有方便拆卸的特点，在结构方面是一个整体的缸筒，具体是指在泵外套的中间部位，用双通接头和扶止固定。这种工艺在使用的过程中更主要的是关注油田勘探开发的广度，而对油田勘探开发的深度并不是十分重视。这种情况能够促使油田管理人员和施工人员能够对油田的勘探和开发进行更加深刻的认识，进而掌握油田勘探和开发的相关专业理论知识，使与油田勘探和开发相关的决策更加合理和具体，提高了决策的科学性和系统性。
2.3.2防砂式稠油泵采油工艺的工作原理
防砂式稠油泵采油工艺的工作原理相对比较好理解。这种工艺分为上行程和下行程两个方面。在上行程的过程中，进油的阀门会自动关闭，使泵筒储油腔内的油井压力逐渐增大，这样使泵筒内的液体随着压力的升高而逐渐排到上油管内，可以说上行程主要是完成了泵的排油过程。在下行程过程中，排油阀门会自动关闭，而进油阀门则会自动开启，这样使油井中的液体逐渐进入到泵储油腔的内部，因此，下行程就是进油的过程。
随着泵的不断运行，实现了液体的不断抽吸，这样就会使液体逐渐被排放到地面。这种工艺在使用的过程中，偶尔也会出现砂子下层的情况，这种情况主要出现在泵停止抽吸时，或者泵的上柱栓挡住了液体正常的流动。这种情况导致砂子无法正常进入泵筒，而在这种工艺的设计中，砂子会沿着泵筒与外管之间的沉砂通道进入泵的下沉砂管的内部，这样就避免了在使用的过程中出现一些由于沉砂引起的采用事故。
三、结束语
本文对我国当前石油开采中使用的主要技术、机械采油工艺技术和机械采油工艺技术的理论反思三个方面进行了比较深入的分析和探讨，并对机械采油工艺技术的工作原理、工艺结构进行了阐述。机械采用工艺技术在进行油田开采时，具有一定懂得优点，同时也存在一定的缺点，要想再我国的石油开采体系中得到更加广泛的应用，必须从理论和实践两个方面完善机械采用技术的工艺。通
参考文献：
采油工艺论文范文第2篇
关键词：油田 天然气 开采 排水
近年以来，油田的天然气勘探一直无重大突破，所发现的气田几乎全部投入开发，储采比严重失衡；
同时，现已探明的气田均属小断块，地质条件复杂，开发难度大，随着气田不断生产，地层压力和产能逐渐下降，稳产难度越来越大，因此必须要有一套适合气田的配套采气工艺技术，才能有效保证气田的高产稳产，提高气藏的最终采收率。
一、配套采气工艺技术的研究应用
油田采气工艺技术立足于适合气田的特点，并加大采气配套工艺技术的研究力度，目前已形成了以水力加砂压裂为主要手段的储层改造技术；
以化排、气举、小油管、机抽为主要内容的排水采气技术；
以高低压分输、井下节流、地面增温为主的地面管网改造，地层、井筒、地面相互配套的工艺技术系列，较好地解决了影响气井生产的问题，并取得了较好的效果。
二、储层改造技术———水力压裂
根据油田气藏的特点，天然气储层致密低渗，自然产能低，要提高动用储量，获得较高产能，必须通过储层改造。首次压裂获得成功，该井压前无产能，压后使用油嘴，日产裂改造，选用了具有良好流变性、防滤失性、低伤害的胍胶作压裂液；
用低密度高强度的陶粒作支撑剂；
在压裂中加入助排剂以利返排；
运用液氮、气举、化排等系列技术手段进行返排，保证了支撑剂压的进，压裂液排的出获得成功，地层渗流条件明显改善，产量明显增加。
实践证明，水力压裂是气藏增产的有效途径，已成为油田气藏改造的主要手段，满足了油"，排水采气工艺技术油田自正式投入开发以来，由于油气开采的兼顾不够，造成气顶不同程度的水淹，同时，油田的气田（藏）开发已进入中后期，气田（藏）均有不同程度水侵（淹）或凝析现象，因此要使气田在中后期开发时保证稳产，提高采收率，就必须利用先进的排液采气技术。油田通过研究和技术攻关，形成了以气举、化排、小油管、气井工作制度
三、优化为辅的系列化排采气工艺技术
1.气井工作制度的确定
在气井依靠自身能量带水采气工艺技术研究过程中，通过计算气井的动能因子确定气井合理的工作制度，能使气井依靠自身能量将井下积液带出，防止和延缓了气井的水淹。式中：！为动能因子气井可稳定带液生产；
不完全，易形成积液，需要调整气井工作制度，延长
气井带液采气期。
高了带水能力，避免了水淹情况的发生。该井稳定带水采气一年多。
2.化学排水采气技术
化学排水是一种向井内注入发泡剂，利用气流的搅拌，使井筒内的水泡沫化，密度大大减少，从而增加了气体的举液高度，达到把水带至地面的化学方法。其效果取决于泡剂的品质和适用性。油田与四川天然气研究所合作，研制出适应高矿化度地层水特点的发泡剂
验后，取得日增气！倍、有效期%+.的效果。目前该泡剂已在油田用，均达到增产目的
3.小油管排液采气技术
根据垂直管流理论及动能因子理论，在相同的条件下，管内径越小，气井的自喷带液能力越强。针对油田井深的特点，油管管柱组合，其强度完全能满足以上气井管柱的需要，并且最终达到使老井复产的目的。
4.气举排水采气工艺
气举排水采气是在气井能量不足，带水困难甚至停产时，向井内注入气体或液氮，增加瞬时压力和气量，从而提高带液能力的一种物理方法，是目前排水采气最重要的技术手段之一。
气举。在气井产水量大，压力较低的的情况下利用临近高压气井气举助排，诱喷生产。
气举效果愈来愈差。氮举。在气井自身能量较高，地层出液量大的情况下，使用液氮气举，方便快捷，是目前压井作业后复产常用的方法。
5.机抽排液采气工艺技术
地层渗透性好，产水量大的气井停产后，氮举、气举因无法实现连续排液不能使其恢复生产，机械排水采气能很好解决这个问题。
四、集输气管网的改造
合理的集输管网是搞好气田开发的地面条件。随着气田开发时间的延长，控制储量小的气井会较早出现因井口压力低于管网系统压力而停产的现象，个别井距远、压力高的气井因油或水化物的堵塞不能正常生产，为解决这一难题，我们对部分管网进行了改造。
改高压输气为低压输气文（，气田的气层气原来输入脱水站，进入管线，系统压力
实施井下节流消除管线堵塞，管线变径、保温效果变差等原因，冬季无法生产，采用井内下节流器的方法成功解决了这一问题。
1.井口加温改造，保证安全输气
对井距长、压力高、凝析油粘度大的气井采用井口加热的方法来保证冬季安全生产。文！、都是在井口增加了水套炉成功地解决了冬季无法正常的问题。
2.气井防腐技术
年以来，腐蚀已造成了口气井油管穿孔或断脱，严重影响了气井正常生产。研究表明：
是气井腐蚀的主要因素，生产时流体的冲蚀又加快了腐蚀速度，二者的共同作用造成了油管的穿孔、断脱。经过经济技术评价，采用加缓饰剂的方法进行防护，室内筛选出的！中药剂经现场实验，平均缓饰率达到，腐蚀速度降至。
3.采气工艺分期配套技术
油田为实现气田的合理开发，保持气田的稳产，提高气藏采收率，进一步提高气藏开发的效益。气田阶段不同、压力、出水量不同，因此采气工艺也进行了相应的选择，以满足不同阶段采气工艺的需要。
五、结论和认识
1.气田开发是个复杂的动态过程，阶段不同，气田压力、出水量也不同，相应采气工艺的选择、组合。
2.由于油田气田水矿化度含量普遍高，采气管柱易腐蚀，因此应加强防腐工作。
油田气藏埋藏深，必须探索适合油田的采气技术，以满足油田的需要。
油田配套采气工艺技术，通过在油田应用，适应性强，实现了气藏稳产，提高了气藏采收率。
参考文献
[1] 魏纳，刘安琪，刘永辉，刘小平，冉乙钧，周祥. 排水采气工艺技术新进展[J]. 新疆石油天然气. 2006（02）
[2] 任彦兵，张耀刚，蒋海涛. 柱塞气举排水采气工艺技术在长庆气田的应用[J]. 石油化工应用. 2006（05）
采油工艺论文范文第3篇
【关键词】稠油井；
热采工艺；
现场实践
中图分类号：TE345 文章标识码：A 文章编号：1672-2310（2015）11-002-02
引言：
从实际出发的角度来看，鉴于高粘稠油开采过程中存在的一些难题，为了进一步让原油开采工作顺利进行，在理论结合实践的基础上提出了稠油井强化热采工艺的技术，从其工作原理分析，电热杆与反馈式抽稠泵管柱结构是其主要的组成部分。具体来说，它主要借助的是集肤效应，从而达到对原油粘度与井眼举升的改善，而先期借助吞吐原理，及时对原油的渗流程度进行了改观，有效加大了原油驱动能量。而通过实验室的有关实现，对稠油水敏及温敏等特性进行了相应测试，对泵的工况机进行了转换，从而对提升原油产量起到了促进作用。并且从该项技术的投入运作来看，在我国苏北油田已经取得了良好的经济效益，是一项值得推广的原油开采工艺。
一、 稠油井强化热采工艺组成概论
1. 电热杆采油
从电热杆采油的结构工作原理分析，简单来说电热杆采油就是借助加热原理使得抽油杆温度升高，从而实现降粘的目标。具体而言，电加热抽油杆是空心结构的，实际中借助空心结构将其绝缘电缆线放在其空心杆中，电缆延伸到底部与抽油杆连接形成电路回路，在电缆与空心抽油杆通电的状况下，通过杆体的作用将电能转变为热能，这样一来，热能能够让抽油杆温度快速升高，进而使得油管内液体的温度也得到提升，这样能够起到降低粘稠度的作用，进一步延长了油井泵检测、清洗油井的周期。电热杆采油工艺主要由电热杆、电源控制柜子以及电三通三部分组成，工作状态使用的是交流电。电热杆采油与其他的井筒加热工艺进行对比来看，电热杆采油成本费用投入少、热能产生效益大，并且对地层没有损害作用。电热杆空心杆中采用的电缆一般选取的是5mm的铜丝并且进行了绝缘处理，在空心杆与电缆之间充满了淀子油，主要是为了平衡电缆芯的运作温度，防止局部温度过高而形成故障。
在实际的电热杆工作中，当接通交流电流以后，经过绝缘处理的电缆与空心杆在底部形成回路，由于空心杆内径小的缘故，因此在电缆与空心杆在通电作用下能够产生邻近效应，并且在表现形式上其两种电流呈现出方向相反的状况，这样一来就会形成磁通与邻近效应的双重作用，空心杆内出现涡流并且产生热能，这种电流主要呈现为空心杆内表面存在，而在其外表面呈现出很好的绝缘性，从而形成“内集肤效应”。通常来看，电热杆的直径要大于普通的抽油杆，加上原油稠度的存在，电热杆与稠油的摩擦力也会增大很大，而电热杆的直径又受到各种条件的限制较为固定，因此在实际的设计中，一方面需要从电热杆的加热深度进行考虑，确保原油顺利送到地面，另一方面通过一定的技术措施减少电热杆与稠油之间的摩擦力，减轻负荷，具有一定的实际意义。
2. 反馈式抽稠泵
反馈式抽稠油泵由上下泵筒与柱塞、进出油凡尔四部分组成，反馈式抽稠油泵借助的是非固定凡尔，在液压柱的作用下产生自上而下的作用力，对其抽油杆进行推行向下，这样在很大程度上有效减小了抽油杆在稠油中运行的巨大阻力。而在实际工作中，选取大小柱塞结构，能够在工作运行中做到自行密封，可靠且方便维护。进出凡尔安装在柱塞中，能够随着抽油杆的起落而上下运行，在检测泵的状况下，管柱与泵筒保持原来的状态基本不变。由于无固定凡尔的存在，且能够与抽油杆一起上下运作，故一般不会出现积砂或砂卡的状况，从工作效率上大大提升了的泵的利用率，总体来看，反馈式抽稠油泵主要适宜原油粘度在4000mPa・s以内的稠油井中广泛应用。
3. 稠油井CO2吞吐机理
CO2在原油中能够表现出很强的溶解性能，这样最终能够达到对原油粘度的降低，使得体积得到扩大。从有关试验及实践应用来看，原油粘度与降粘成效呈正比例关系。我们对苏北油田原油膨胀试验进行分析，CO2在原油中注入率的增加形成了原油体积的增涨，当CO2摩尔浓度达到40%以上的时候，原油体积膨胀的速率明显增加，而后当CO2摩尔浓度达到80%是，原油体积膨胀达到了40%。由此可见，稠油井在稠油油藏方面发生的CO2吞吐机理，能够使得原油粘度大大降低，从而使得渗流能力增强，同时也能够起到对近井地带驱动能量的增大，在一定程度上提升了原油的生产能力及生产效率。
二、 稠油井强化热采工艺的现场实践
1. 油藏概况
苏北洲城油田油藏埋深1 600～ 1 700 m，原油粘度3 100～ 4 300 mPa・s，油层温度70℃ ～ 75℃ ，油层厚度2～ 8 m。油藏油层厚度小，埋藏深，油藏边底水发育，较难进行系统开发。但地层温度相对较高，原油在地层中的渗流能力相对较好，开采此类型油藏主要是解决好油井水淹、原油进泵难及原油在井眼中举升困难等问题。
2. 稠油井强采试验方案
1） 选井选层
洲城断块油田稠油井Q― 2井在测试过程中地层出砂，井眼周围岩石结构被破坏，底水上串，油井水淹，已无法进行试验。S― 3井因原油粘度高达10× 104 mPa・s，在不进行蒸汽吞吐的情况下，试验的难度较大。K― 8井在试采过程中，因含水率对粘度有较大的影响，导致油井未能正常生产。若先填砂打水泥塞进行封隔底水，试验可取得较好的效果。
2） CO2吞吐
为降低原油粘度，增加驱动能量，在油井投产前，进行CO2吞吐施工，CO2用量380t。
3） 反馈式抽稠泵+电热杆采油工艺
利用抽稠泵液压反馈原理，克服抽油杆摩擦阻力，帮助抽油杆下行。利用电热杆加热原油，维持井眼上部原油的流动特性，确保原油顺利流到地面。
三、 结束语
稠油井强化热采工艺的现场实践重点是鉴于高粘稠油藏的存在难题而研发的一项技术，该项热采工艺借助CO2吞吐机理实现了对原油粘度的降低，从而提升生产能力，在稠油井的实际运作中创造了良好的经济效益。
参考文献：
采油工艺论文范文第4篇
关键词：催化裂化 ARGG工艺 应用
近年来，我国在催化裂解技术的研究上取得了突出成就，尤其MIO、MGG等技术的成功开发，极大的提高了我国炼油技术水平。在MGG工艺基础上发展而来的ARGG工艺，更是深受炼油企业的青睐。
一、催化裂化与ARGG理论
在讲解ARGG相关理论之前，先介绍催化裂化相关知识。所谓催化裂化指以渣油、重质馏分油为原料，并在450℃～510℃，以及较低压力条件下，运用相关催化剂，经过一系列的化学反应，生成柴油、汽油以及焦炭的过程。催化裂化所用的原料具有广泛的来源，总体分为渣油与馏分油两种类型，其中渣油包括减压渣油、常压渣油，而馏分油包括减粘裂化馏出油、焦化蜡油、直流减压蜡油等。催化裂化产品一般具有以下特点：具有较高轻质油收率，通常可达70%～80%；
获得的汽油具有较高的辛烷值，而且具有较好的安定性；
催化裂化气体中C4与C3具有较高比例，约为80%，其中C3丙烯占70%，C4中的烯烃占的55%左右，是生产高辛烷值组分以及优良石油化工原料。
ARGG是从MGG工艺基础上发展而来的一项炼油与化工相融合的新型工艺。该工艺炼油原料为常压渣油，经提炼不仅可获得安定性好、辛烷值高的汽油，而且还得到较多内含烯烃的液化石油气，为进行精细化工提供大量原料。
ARGG工艺运用的催化剂为RAG系列，反应过程在提升管催化裂化装置中进行，能够产生大量液化石油气，并伴随高辛烷值汽油的产生。ARGG工艺具有以下特点：
该工艺使用的催化剂具有较强的抗重金属污染性能，以及良好的热稳定性、选择性与重油裂化活性；
以常压渣油为原料，产生的裂化产品包含较高的汽油、液化气、丙烯等，且产生的干气较少。该工艺裂化温度在525℃左右，反应所需压力比较低。回炼相对较低，在0～0.5范围内；
同时，为减小油气分压，采用的雾化蒸汽比较大，通常情况下，质量分数在6%～10%范围；
采用ARGG工艺提炼出的汽油经检测安定性符合相关标准要求，且具有显著的抗爆性能。
二、具体案例及改进措施
1.具体案例
某石油液化气厂之前采用RGCC生产装置，年处理量在5万吨左右，主要用于柴油、汽油的生产，液化气产率约为10%。采用RFCC装置已很难满足生产要求，为此，准备采用RFGG工艺进行升级。采用ARGG工艺以RAG系列催化剂，每年处理量提升到了7万吨，不仅获得了大量辛烷值高的汽油，以及液化气，而且显著提高了企业的经济效益。
2.设备及工艺参数的改进
在设备方面：采用再生器在下，沉降器在上的同轴式结构。这样布置允许再生与反应操作压力存在区别，而且这样布置采用的结构比较简单，大大提高控制灵便度，具备较强的事故抗干扰能力，以及广泛的应用范围。另外，使用气控式外换热器，以及改进的主风分配管。最重要的是对管反应系统进行了完善：对操作条件进行优化，促进大剂油、高温强化反应的进行；
使用高效雾化喷嘴，使雾化效果得到显著提升，促进轻质油收率的提高，以及降低焦炭产率；
对预提升阶段进行专门设置，运用水蒸气、自产干气当做提升介质，改善了原料及催化剂的流动情况，使原料与催化剂进行充分的接触，避免不必要热裂化反应的发生；
减小沉降器单级旋分器入口与短粗旋油气出口间的距离，避免沉降器中油气出现过度二次裂化及热裂化现象；
运用高效气提技术，即，使用两段气提和改进的挡板的高效气体技术。
在工艺参数方面：采用ARGG工艺进行生产，反应温度控制在530℃，反应绝对压力为0.21MPa，回炼比为0.3，反应停留时间为3.54s，提升管入口与出口线速分别为6.83m/s、14.3m/s。催化剂的循环量每小时在102吨左右，剂油比为9.0，原料油预热温度在200～250℃范围。
利用ARGG工艺获得产品的分布情况为：干气所占的比例为5%，液化石油气所占比例为30%，而汽油占有的比例为42%，轻柴油、焦炭、损失所占的比例分别为13.5%、9%、0.5%。
三、经济效益与社会效益分析
该石油液化气厂运用ARGG工艺生产后，大大提升了生产效益。由统计结果表明，当加工一吨常压渣油使用ARGG工艺与之前RFCC工艺相比增加的利税将近80元，按照每年处理7万吨的量进行计算，每年可增加五百多万元。
随着人们对环境保护工作的重视，新配方汽油以及无铅汽油的应用引起了人们的高度重视。本文中应用ARGG工艺生产的汽油，刚好符合90#无铅汽油相关标准要求，无论在节约能源还是防止环境污染方面均具有重要意义。同时，液化气产量大大提高，有助于城乡居民燃料结构的改善。另外，液化气中含有大量的丙烯，能给精细化工提供大量原料。总之，ARGG工艺在催化裂化中的应用不仅能够获得较大经济效益，而且还发挥着重要的社会效益，因此，在实际化工生产中应注重推广与应用。
四、总结
该石油液化气厂应用ARGG工艺从事生产活动，经长时间验证发现，所采用的技术具有较高安全度，成功的实现了获得大量高辛烷值的汽油，以及液化石油气的的目标，获得了较高社会与经济效益，并且该种生产工艺具有广阔的发展前景，因此，石油液化气厂生产工艺升级时，应注重ARGG工艺的应用，以更好的实现社会与经济效益最大化目标。
参考文献：
采油工艺论文范文第5篇
关键词：防砂绕丝油井 工艺失效原因 对策
1 前言
绕丝防砂工艺已成为孤岛油田主要防砂工艺，2012年孤岛采油厂作业（东区）防砂防砂施工120口，采用一绕丝防砂的有112口，防砂一次成功率达到93.3%，远远高于其它防砂方法，绕丝防砂工艺还具有防砂成本低的优点。
从理论上讲，绕丝防砂工艺有效期可以达到8--10年，但孤岛油田多数井没有达到理论上的有效期，表现在绕丝更换频繁，换绕丝工作量还较大。
绕丝失效主要表现在油井供液变差，即使地层能量充足，但油井产量却较低，动液面下降，不得不拔出绕丝重新防砂。绕丝井供液变差又分两种情况：
（1）绕丝防砂后开抽液量达不到作业前正常生产液量，这种情况在绕丝高压充填推广初期较多，据’统计2012年1-8月，作业（东区）施工的绕丝防砂井有6口完井后供液变差，由于作业前油井产量较高，但防砂后液量达不到修前液量，说明充填过程对油井供液能力产生了影响，只能从施工过程中找问题。刮管洗井工序不合格，高压充填参数掌握不好，油层污染等都能产生上述结果，所以只要通过加强作业质量控制，提高充填质量，这类问题可以避免。
（2）高压充填后油井初期生产正常，但在不长的时间内。产液量下降，液面下降，供液能力变差。
据统计，2012年，采用绕丝防砂后油井动液面平均下降200米，部分井产量逐渐降低，直到供液不足，本文主要对这类问题进行分析讨论。
2 绕丝管高压充填防砂工艺存在的问题与对策
绕丝筛管下入井内，正对油层部位，再通过高压大排量携砂液把充填砂带入地层，在地层及油套环形空间形成连续的充填砂体，绕丝筛管把充填砂挡住，充填砂体把石英砂挡住，这就是绕丝防砂机理。
在这一体系中，可能发生堵塞的原因有：
（1）充填砂体被侵入：孤岛油田以0.4-0.8的砾石作为充填材料，这种材料渗透率很高，达到121um2，但是，当砾石与地层砂混合量时，会造成充填砂体渗透率大大降低，造成油井供液变差.
（2）填砂体被破坏，由于各种原因，油井生产过程中，充填砂体可能发生失稳现象，充填砂体被全部或部分破坏，地层砂直接到达绕丝管，造成绕丝管堵塞，同样造成油井供液变差。
发生充填砂休破坏及被侵入的原因有多种，下面对几种常见原因做分析：
（1）砂桥形成与失效
下绕丝前，一般冲砂到油层以下15-20米，绕丝充填时，特别是高压充填施工，施工排量达到1方/分钟以上，携砂液在油层转变方向，由垂直向下转向水平方向，充填砂在携砂流的携带下也发生转向，这样很容易在油层下部形成砂桥，油层以下口袋内形成专亏空。如图1所示，这种体系是很不稳定的，生产参数的改变、采液强度的增大或减少，都可能影响砂桥的稳定，充填砂下沉，地层砂进入到、油套环空之间，充填砂与地层砂混合，渗透率下降，油井供液变差。
这种现象在作业过程中己经得到证实，如GD2-34N36井，2011年7月15日作业，施工采用绕丝防砂工艺，下绕前冲砂到油层以下15米，施工后生产正常，生产液量达到55方，由于窜聚关井，8月25日，对该井改层施工，捞上绕丝解卡成功，解卡后绕丝可以下放十多米。这种现场足以说明砂桥的形成、亏空的存在，当然并不是一口井发现了这种情况。
（2） 砾石的选择
砾石选择对充填效果有较大影响，砾石要把砂子过滤掉，又不过分限制液流能力。孤岛油田地层砂较细，以泥质砂.粉细砂为主，采用0.4-0.8的充填砂，地层砂可以穿过充填层，进入充填砂体孔隙内，特别在泥质含量高的井中，采用绕丝充填防砂液量都较低，如，孤岛汕田六区高压区，该区地层压力高达17-20Mpa，能量充足，但防砂后液量不高。如GDD4-22井，生产层位3132， 2012年3月25日采用绕丝高压充填防砂，开抽初期液量为40方，动液面550米，液量逐渐下降，三个月后液量只有12方，动液面测900米。采用绕丝高充工艺是目前治理高压井效果最有效的工艺，先后施工10多口井，液量都不高。
（3）施工参数的影响
长期以来，孤岛油田防砂施工强调低砂比施工，认为砂比过高会造成加入砂量减少。随着防砂工艺认识的加深，这种认识得到改变.孤岛油田地层埋藏浅，破裂压力低，一般情况下16-19MPa，就能把地层压开，充填砂进入地层裂缝，当砂比较低时，裂缝内铺砂浓度过低，不能形成有效支撑，当裂缝闭合时，充填砂钳入地层，渗透率下降。例如，如果压开裂缝宽度为5cm，砂比为10%时，只能造成0.5cm的支撑，当砂比为30%时.可以形成1.5cm的支撑，在软地层中，有部分充填砂被钳入地层，降低渗透率大大降低。
3 结论与建议
（1）充填施工在口袋内形成亏空事实存在，解决这一问题有两个办法，一是下绕前不留口袋，绕丝直接下在砂面上，但是，孤岛油田出砂较重，绕丝往往下不到位，造成工序浪费，作业队对这一办法不容易接受，也不容易实施。另外一种方法就是采用托砂工具，充填时促使砂桥形成，充填施工在高压下进行，为保证施工中皮碗不受力损坏，在皮碗下部设计0.3mm割缝数条，充填施工时，皮碗上下压力平衡，皮碗不受力，又保证充填砂不能通过割缝。
（2）重新评价孤岛油田地层砂，对不同区块地层砂进行筛分析，得出粒度中值、不对称性、均匀系数等资料，根据有关公式，重新设计孤岛油田充填砂体系。建议采用更细的充填砂，特别针对六区高压充防砂问题。
（3）提高砂比与施工排量，改进携砂液性能.只有携砂液得到改进，才能有效地提高携砂比，提高携砂一方面能提高地层裂缝的铺砂浓度，形成有效支撑，同时还可以减少携砂液用量，减少地层污染，缩短大型施工时间，减少设备磨损.普通的携砂液体系，如田莆携砂液，价格低廉，伤害小，可以在我厂应用。
（4）优化生产参数，减少生产压差，当生产压差过大，流速较大时，地层砂受到的作用力较大，地层砂容易进入充填砂缝内造成堵塞，形成不供液。
（5）开展油井生产能力评估工作，作业前通过计算确定油井的生产能力。根据计算结果一方面可以确定合理生产参数，另一方面可以评价防砂效果，分析绕丝是否堵塞。
参考文献
【1】周广山 高压一次充填防砂工艺技术《内蒙古石油化工》2008年第10期
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