⑴ 西青開發區賽達二支路28號是什麼公司
菲時特科技（天津）有限公司（以下簡稱菲時特）是新加坡FIRST FILTER INTERNATIONAL 公司在華獨資企業,為專業的石油工具生產商，公司總部位於新加坡，並在中國、馬來西亞、阿曼設有分公司與工廠。中國分公司位於天津市西青經濟開發區。
公司主要生產各類石油和天然氣開採用防砂篩管。主導產品為繞絲篩管、復合篩管、割縫篩管。產品也可廣泛用於礦業煤炭篩選、電廠水處理、化工和造紙等行業。產品選用304、316L優質材料，具有結構堅固、抗拉抗壓強、耐高溫耐腐蝕等優良的性能。
菲時特以客戶的滿意為宗旨，產品質量控制完全遵照API,ISO等技術標准，致力於為客戶提供價位有競爭力的優質產品。
公司依靠科技求發展，不斷為客戶提供滿意的高技術產品，堅持質量管理與國際標准接軌，不斷地改進、提高質量管理，逐步地發展為集科研、設計、生產、銷售服務為一體的高新技術公司。菲時特願與世界各地朋友攜手並進，共創美好明天！
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中國天津 (工廠)
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⑵ 請教根據壓力如何核算繞絲篩管的強度
壓力=壓強*受力面積（F=PS），壓強=壓力/受壓面積（P=F/S）。
物理學上的壓力，是指發生在兩個物體的接觸表面的作用力，或者是氣體對於固體和液體表面的垂直作用力，或者是液體對於固體表面的垂直作用力。習慣上，在力學和多數工程學科中，「壓力」一詞與物理學中的壓強同義。
固體表面的壓力通常是彈性形變的結果，一般屬於接觸力。液體和氣體表面的壓力通常是重力和分子運動的結果。
壓力的作用方向通常垂直於物體的接觸面。如果觀測到壓力的作用方向與接觸面並不垂直，通常是由於壓力和摩擦力共同作用的結果。
⑶ 太平油田岩性地層超覆油藏
1.基本地質特徵
太平油田位於義和庄凸起東部的斜坡帶上，以大型寬緩的鼻狀構造為背景，分為前古近紀和新近系兩大構造體系。前古近紀自燕山構造運動後長期遭受剝蝕，自南向北依次出露了寒武系、奧陶系和石炭-二疊系，形成了溝梁相間、高低起伏的殘丘山地貌，斷層發育，斷裂復雜，但因後期剝蝕已無明顯落差。潛山頂面坡度在 1° ～11°之間。區內發育了3 個古構造高點，即沾 5、沾 6、沾 8，其高點埋深分別為 1000 m、825 m 和 1050 m，高點之間發育大小不一的槽溝 8 個，溝的相對高差在 40 ～60 m 之間，呈北東向展布。
該區三大古構造高點自上而下鑽遇的地層有第四系的平原組、新近系的明化鎮組、館陶組，古生界及太古界。前古近紀基岩自燕山構造運動以後，長期遭受剝蝕，缺失嚴重，地層北傾，由北向南依次出露中生界、石炭-二疊系、寒武-奧陶系。其中寒武-奧陶系主要發育在沾 5-沾 29-沾 10-沾 28 區帶及以西地區，沾 45 井區-新沾4 等井區也有局部出露，分布范圍較廣; 石炭-二疊系主要分布在沾 14-沾 188-沾 190 等井區; 中生界主要發育在沾195-沾北 5 以北的地區。新近系館陶組不整合於前古近系基岩之上，呈超覆-披覆沉積，沾5 山頭館下段缺失，館上段直接覆蓋於潛山之上。沾 26 至沾 14 等大部分地區為館下段所覆蓋，主力含油層系館下段累計厚度在 100 ～200 m 之間。沾北 5-沾北 3-沾 195-沾 194 等北部邊緣地區發育有沙一段，但地層厚度薄，一般小於 40 m。東營組由於東營運動而長期遭受剝蝕，在區內已基本缺失。
沙一段、館陶組在這種殘丘山背景上自北向南逐漸超覆、披覆沉積，直至覆蓋整個凸起，形成了大量的超覆、披覆圈閉。構造形態與基岩具有較好的繼承性，區內無明顯斷層，僅在南部發育義古 74 南斷層，該斷層南傾，近東西向延伸，斷距 20 ～50 m 左右，該斷層是在義南斷層基礎上繼承性發育的斷層，義南斷層為分割義和庄凸起與邵家窪陷的邊界斷層，延伸達 55 km，到了館陶組沉積時期持續活動，但規模變小，僅延伸到義古 74 井東1 km，該斷層對該區油氣的運移與油藏的側向封堵起著重要作用。
太平地區館陶組以河流相沉積為主，岩性組合為一套含礫砂岩、礫狀砂岩、粗砂岩、細砂岩、粉砂岩夾灰褐色、紫紅色泥岩。具有典型的下粗上細正旋迴特徵，以 「大塊砂」段之上出現的第一套穩定泥岩的頂部為界，分為館上段和館下段。該地區館下段從東北部低部位向西南部構造高點層層超覆，根據沉積旋迴和精細地層對比，可分為 5 個砂層組，每個砂層組以正旋迴為特徵，單砂組地層厚度一般在30 ～50m。1、2 砂組以辮狀河流相沉積為主，儲層發育，具典型的 「砂包泥」特徵。單砂層厚度 8 ～40 m，1 砂組砂岩含量為 40% ～60%，2 砂組砂岩含量在 80% 左右; 3、4、5 砂組具有明顯的曲流河相特徵。砂泥岩地層互層沉積，具典型的 「泥包砂」特徵。砂岩含量一般為30% ～40%，單砂層厚度集中在3 ～6m。
館陶組上段底部發育了 100 ～ 150 m 厚的泥岩地層，橫向分布穩定，可作為良好的區域性蓋層。而明化鎮為厚層的泥岩夾薄層砂岩，可作為輔助蓋層條件。館陶組各砂層組之間也具有 30 ～40 m 的泥岩隔層，橫向穩定性相對較好，為各砂層組獨立成藏創造了條件。
2.油藏類型及油藏控制因素
油藏受近源凸起帶成藏模式所控制。館上段以披覆背斜油藏和岩性油藏為主，館下段以辮狀河流相沉積為主，儲層具有橫向變化快、連通差的特點，發育了地層超覆、岩性、岩性-地層超覆油藏、構造岩性油藏和小型的披覆背斜油藏等，以岩性-地層超覆油藏為主。根據鑽井、測井、試油資料分析，區內館下段各類隱蔽油氣藏的形成、分布主要受泥岩蓋層、古地貌、地層超覆邊界與岩性等因素控制。
3.勘探技術的應用
太平油田歷經多年勘探，目前已形成整體探明的局面，其中物探技術的運用和採油工藝的提高對推動該區勘探進程起了重要的作用。2000 年自新戶三維出站，部署的義古 74井鑽探成功。研究人員轉變觀念，從基礎工作入手，經過不斷探索和實踐，找到了確定地層超覆線的科學方法，以及底板分析法、蓋層分析法等先進的地震描述技術，在此基礎上，結合多井約束反演技術及屬性分析技術、相干分析等技術對該區館下段各砂組進行了全面的描述刻畫，取得了較好的勘探效果。
(1)古地貌研究提高了砂組地層超覆線預測精度
館陶組超覆油藏的特點是大構造背景坡降度低，如太平油田沾 5 至沾 14 井區在 10 km的水平距離內垂直落差僅為300m，潛山殘丘面積小，一般在1km2以下，幅度低，最高不足30 m，含油高度也比較低，一般小於 20 m，地層超覆線是控制油氣成藏的重要因素，准確確定地層超覆線的位置對於指導勘探開發具有重要的意義。
在地震剖面上，不能根據砂組頂面反射同相軸的減弱或消失，來准確判斷砂組超覆線的位置，這是因為受當前地震資料解析度的限制，超覆線附近較薄的地層無法單獨形成地震反射同相軸，必然受到上下地層的影響，反應不出真實的地質特徵，這樣就無法從地震剖面上准確判斷出超覆線位置。
從整體沉積情況來看，本區主力含油層系為同一構造層，各砂組之間沒有沉積中斷，屬於連續沉積體系，可作為一個整體來考慮。為此研究人員另闢蹊徑，從區域構造的研究出發，通過反復對比研究，發現本區東營運動之後沉積的館陶組整體表現為坳陷式沉積特徵，地層並未經歷過大的塊斷、掀斜作用，潛山之上的各砂層組頂面構造形態與潛山頂面具有明顯的一致性，潛山之上的館陶組各砂層組厚度與潛山頂面埋深應具有較好的線性關系 (圖 10-1)，由此我們利用古地貌求取各砂組的地層超覆線位置 (圖 10-2)，取得了較好的效果。
圖 10-1 館下段 1 砂組地層厚度與基岩面埋深關系圖
圖 10-2 太平油田各個砂組超覆線分布圖
從太平油田多口井統計擬合的館下段厚度與潛山頂面埋深的散點圖來看，各砂組頂面到潛山頂面的地層厚度與潛山頂面埋深確實具有良好的線性正比關系。利用最小二乘法導出各砂組地層厚度與潛山頂面埋深的線性方程，由此求出了太平油田館下 1-5 砂組超覆線對應的潛山位置，落實了各砂組地層超覆線的准確位置。通過與實鑽對比，可以看出這種方法落實的超覆線是十分准確的，沾186 井2 ～5m 薄油層井都准確落於3 砂組地層超覆線之內 (圖 10-2)。
(2)約束反演技術的應用實現了單砂體描述
本區館下段主要為辮狀河沉積，砂岩含量高，一般在40%以上，且厚度變化大，而新戶、大王-邵家等三維地震資料主頻均為 35 Hz，層速度為 2400 m/s 左右，常規地震剖面上只能分辨出厚度大於 18 m 以上的砂體，厚度小於18 m 的砂體則難以分辨，在實際勘探中，通過測井約束反演技術的應用，提高了地震預測的解析度。
館下段埋藏較淺，聲波速度在測量過程中受井壁垮塌等多種因素影響異常較大，在實際反演過程中，選取自然伽馬曲線、自然電位曲線擬合偽聲波，實現曲線重構，由此進行反演，大大提高了反演精度。
(3)屬性分析技術的應用實現了儲層、蓋層預測
屬性分析技術是著眼於地震基本屬性，從不同角度利用不同演算法求取包括振幅、頻率類等的參數，由此進行儲層預測的一種方法。這與該區特點相一致，在該區儲蓋預測中具有一定的優勢。
太平油田主體館下段 1、2、3 砂組，泥岩厚度與振幅具有明顯的正相關，而泥岩的厚度與頻率則表現為負相關特徵。從平面預測情況來看，太平油田主體 1、2 砂組在地層超覆帶強振幅區整帶分布，且與鼻狀構造背景相一致，蓋層條件發育，成藏條件有利。形成了有利的含油氣區。油氣繞沾 5 山頭環行分布。3 砂組在地層超覆帶附近為弱振幅區，砂組內部泥岩蓋層不發育，頂部 2 砂組砂岩百分含量在 70% ～80%左右，區域性蓋層也不發育，因此成藏條件差。太平油田 4、5 砂組為曲流河相沉積，砂岩厚度與振幅表現為正相關的特性，與頻率表現為負相關特性。對於 4 砂層組而言，有利的儲層主要發育在遠離超覆帶的構造較低部位，沿溝谷水道比較發育。在地層超覆帶附近，儲層厚度明顯減薄，為1 ～ 2 m 的薄層，以泥岩為主，表現為明顯的弱振幅特徵。從整個義和庄凸起東坡、西坡、北坡的對比來看，西坡與東坡類似，1、2 砂組具備較好的高振幅能量團，蓋層比較發育，有利於成藏，北坡反射較弱，缺乏連續的、穩定的蓋層條件，成藏條件相對較差，如沾25落空就是此因。
(4)相干分析技術的應用有效劃分了地震相
從地震剖面來看，館下段反射特徵呈分段式變化，部分區段目的層內幕反射呈現波狀斷續特徵，上平下凹，頻率較低，具有明顯的河道充填特徵; 部分區段地震反射連續性較好，表現為高頻高幅，具有漫灘特徵。不同微相之間具有反射中斷，少數伴有極性反轉特徵。
4.核銷探井再評價技術
所謂核銷探井是指探井完鑽後沒有利用價值並已報廢的探井。它包括兩大類: 一類是未下套管井，這類探井具有以下特點: 在鑽井過程中沒有發現任何油氣顯示，經綜合評價後認為既不可能獲得工業油氣流又沒有其他利用價值的探井; 另一類是雖然在鑽井過程中見到油氣顯示、初次評價後也有產油潛力，但經試油後未獲工業油氣流的探井。由於第一類探井本身油氣顯示差，完井後又沒下油層套管，老井重新試油風險大、成本較高，因而目前核銷探井再評價主要指的是第二類核銷井。
在對核銷探井再評價過程中，主要考慮試油結論是否符合地質規律，是否符合儲層的岩性、電性特徵，尤其是那些岩屑、井壁取芯錄井有油氣顯示而經試油後卻連油花都未見的儲層，以及測井曲線顯示為儲層物性好而經試油後為干層的井。在具體實行核銷井再評價過程中主要採用了圖 10-3 流程。
圖 10-3 核銷探井再評價流程圖
(1)重新試油井選井依據
重新試油對應於初次試油，是指受地質認識或當時採油工藝的限制，在初次試油中所獲取的儲層產能、流體性質等主要地質資料與區域油藏聚集規律不吻合或者儲層產能不能反映地層的真實產能等情況下，隨著油氣勘探開發程度的不斷增加，油藏的認識的不斷深化，尤其是隨著近年來採油工藝技術的飛速發展，使得部分原來認為沒有利用價值而核銷的探井，可以通過推廣、應用新技術還原地層的真實產能。考慮到地質認識和工藝技術發展的階段性，在對老探井進行重新評價的井層選擇上遵循以下 3 項原則:
①用現有的採油工藝技術或者經過短期攻關可以提高單井生產能力;
②試油井、層在平面上具有一定的代表性，一旦突破將對區帶評價具有拉動作用;
③試油井、層具有一定的增儲空間。
(2)實例解剖
①背景材料
太平油田所在的義和庄凸起北斜坡是燕山運動晚期在中、古生界殘丘背景上發育起來的新近系地層超、披覆構造，該斜坡具有古近-新近系與前古近系雙層地質結構: ①前古近系地層均為南傾，頂面遭受風化、剝蝕後形成了溝梁相間的古地貌形態。②古近系以及新近系的館下段地層沿溝梁相間的古地貌由西、北、東三個方向向義和庄凸起逐層超覆、尖滅，形成分布廣泛的地層超覆帶; 新近系館上段則覆蓋於整個義和庄凸起之上，形成披覆背斜構造。
太平油田位於義和庄凸起的東北部，為古生界地層剝蝕區、館陶組超覆區，它四周鄰凹，成藏條件優越，以館陶組下段為主力含油層系，油氣富集於殘丘山高部位和地層超覆線附近。該區的油氣勘探起始於 20 世紀 70 年代，在背斜成藏理論的指導下，1972 年在義和庄凸起東高點部署實施了沾 5 井 (圖 10-4)獲得成功，試油射開 1060 ～1080 m 井段，3層 17.4 m，因原油稠，抽子下不去。1972 年 12 月，依據沾 5 一口井的鑽遇油層情況計算並上報了探明石油地質儲量 330 萬噸。在此後的 14 年內，該區的油氣鑽探一直沒有停止，到1986 年先後完鑽探井27 口，開發井7 口，並在凸起東翼沾14 井區上報探明石油地質儲量 777 萬噸。太平油田盡管二次上報了 1107 萬噸探明石油地質儲量，但由於缺乏有效的地質和工藝技術支撐，對館陶組稠油油藏的分布、開采特徵認識不清，導致地質儲量無法動用，儲量優勢無法轉化為產能優勢，1987 ～2000 年，太平地區的油氣勘探、開發基本處於停止狀態，連續 14 年沒有實施 1 口新探井，出現了太平地區儲量計算偏大、資源潛力被誇大的想法。
圖 10-4 太平地區基岩頂面構造及試驗區塊位置圖
②老井復查依據
根據區域成藏規律研究成果: 太平油田有利勘探面積約 45 km2，2000 年以前已探明並上報石油地質儲量的沾 5 塊、沾 14 塊分別位於凸起的東高點及其東翼，而沾 18 塊位於沾5、沾 14 塊之間，具有與沾 14 塊同樣的成藏條件，理應含油，但是，沾 18 塊內完鑽的 11口探井經初次試油後只有 1 口井具有工業價值，其餘 10 口探井因無開采價值而核銷，這與新近系地層超覆油藏區域油氣聚集規律相悖? 另外，沾 18 塊試油結論還存在於泥漿、岩屑錄井資料不符合測井解釋結論不合理兩大矛盾:
A.鑽井過程中油氣顯示活躍的儲層，試油結論卻為干層
沾47 井位於沾18 塊的東部，該井於1986 年7 月鑽至目的層———新近系下館陶組，當鑽至 1303 ～1312 m，1313 ～1314 m，1315 ～1318 m，1320 ～1322 m 時，連續發現 4 層 15 m油氣顯示，油花占槽面總面積的 3% ～5%，呈褐色、星點狀分布，油氣顯示時間持續 25分鍾，此時的泥漿密度由 1.13 g/cm3下降到 1.12 g/cm3，粘度由 31 s 上升到 32.5 s。完井後，曾對 1301.8 ～1303.4 米進行井壁取心，壁心顯示為油浸含礫砂岩。1986 年 9 月 2 日對該井進行了初次試油，射孔井段為油氣顯示最活躍、錄井顯示最好的 1304 ～1309 m，但是該層酸化後僅見油花，試油結論為干層。
B.測井解釋結論不合理，造成氣層漏試
沾29 井為1985 年完鑽的一口預探井，原寒武系試油僅見少量稠油，館陶組未試油。經復查後認為沾29 井 Ng下1 砂組 1152.6 ～ 1170 m 井段，聲波時差 400 μs / m、感應 100 mΩ / m，4 米電阻率高達 16 Ω·m，原電測解釋結論為油水同層。經復查後認為: 電測解釋結論不合理，表現在: 砂層頂部1152 ～1153m 井段聲波測井曲線表現為低值，對應的中子測井曲線為高值，應為氣層，1153 ～1170 m 井段地層井壁取心為油浸中砂岩，電性曲線表現為高阻，應為油干層，其中油層厚 16.4 m，建議對其試油。
為了解決上述矛盾，有必要進行老井再評價，對館下段儲層進行精細測井解釋，並從中優選出部分探井進行重新試油，在試油過程中要優化施工設計尤其要採取針對性地射孔、防砂、抽稠工藝，提高單井產能。
③老井復查情況
太平地區老探井岩心資料、地質錄井資料較少，盡管沾 14 塊部分開發井有試采資料，但是由於油層埋深淺，出砂，油井生產時率低，增加了資料分析的多解性，給測井二次評價帶來了困難。針對這種情況，在對太平地區老井復查中，我們以有限的地質信息為基礎，運用多井綜合分析技術對大量測井資料進行縱、橫向對比，用工區內不同區塊的油水層分布規律指導儲層含油性評價。開展儲層的 「四性」關系研究，尋找適合本地區的測井解釋模型，確定含油層的類型和電性特徵，建立油、氣、水層的測井解釋標准，在此基礎上對目標井、潛力層提出下一步實施建議。經過對工區內館陶組油層富集區及分布情況進行分析後發現: 研究區域內館陶組含油氣儲層具有以下三種類型，即稠油層、泥質含量重的薄油層、氣層。
A.稠油層
油層的測井響應特徵: 自然電位異常幅度大，自然伽馬呈低值，微電極曲線中等值，具有明顯的正差異，聲波時差數值為 350 ～380 μs/m，感應電導率數值小，4 m 電阻率高。
如義古 18 井 8 號層為典型的油層。儲層厚度較厚，為 10.4 m，自然電位異常幅度大，微電極出現明顯的正差異，反映儲層含泥質少，岩性較純，同時感應電導率小，為 95 ms/m，聲波時差為 360 μs/m，同時井壁取心為含油粉砂岩，反映儲層孔隙度大，滲透性好，含油性飽滿等特點。
B.泥質含量重的薄油層
這類油層的測井響應與典型油層測井響應相似，但儲層岩性為粉細砂岩，含一定量的泥質，使得測井電阻率比典型油層測井值低。
如沾 53 井的 3 號層為泥質含量重的薄油層，電性特徵為: 自然電位負異常幅度小，異常厚度薄，反映含泥質重，感應電導率受含油性和泥質含量的雙重影響，其數值比典型油層大，如沾 53 井感應電導率為 187 ms/m。
C.氣層
氣層的測井響應: 自然電位異常幅度大，自然伽馬呈低值，微電極曲線中等值，具有明顯的正差異，聲波時差數值大，中子伽馬數值高、感應電導率為小，4 m 電阻率數值高。
通過對太平油田沾 18 塊 11 口核銷探井進行再評價，共發現油層 23 層 216 m，氣層1 層1 m。
④重新試油情況
2001 年對太平地區已完鑽的 11 口核銷探井進行老井復查，從中優選出沾 18 井、沾29 井、沾 47 井、沾 48 井、義古 13 等 5 口井進行重新試油，取得了較好的勘探成果。其中: 1986 年完鑽的沾 47 井完鑽後，館陶組電測解釋結論為油水同層，試油結論為干層，經復查後認為是為油層，建議對其重新試油。2001 年 4 月 18 日採用 102 槍 127 彈對原射開的1304 ～1310m 井段進行大炮彈重新射孔，經過稠油解堵措施後，採用螺桿泵加電熱桿的抽稠方式求產，日產原油 6.66 t，不含水。投產後，沾 47 井日產原油 15 t，此後的數年時間里，該井仍以日產原油 15 t、不含水的生產能力穩定生產，截至 2004 年 11 月，該井已累計生產原油15800 t。1985 年完鑽的沾 29 井原來認為館陶組沒有油層而核銷，經再評價後認為該井在館下段有氣層 1m，油層16.4m，2001 年5 月5 日，對該井進行重新試油，採用 102 槍 127 彈射開館陶組 1152.6 ～1170.4 m 井段後，實施了繞絲篩管防砂，稠油解堵等針對性稠油油層增產措施，然後採用 4mm 油嘴放噴求產，日產油 0.34 t，日產天然氣15984 m3。
2001 年通過對老井復查、重新試油以後，儲層產能和地質認識獲得了重大突破。2001 ～2002 年，太平地區成為勝利油區增儲上產的熱點地區，先後部署探井 18 口，開發井 74 口，上報新增探明含油麵積21.9 km2，石油地質儲量 2654 × 104t，新建原油生產能力 14 × 104t。總之，正是由於對老探井重新試油，使得多口核銷探井重新恢復了活力，使得被 「拋棄」了 14 年的勘探區塊重新增加了探明儲量，使得近 30 年幾乎沒有動用的地質儲量不僅有效地得到動用，而且增加了新的生產能力，拓展了勘探空間。
由此可以看出: 造成太平探區老探井核銷的根本原因是試油不徹底。探井產量低並非因為探井儲層差，也不是因為儲層中不含油，而是由於地層埋藏深度淺，儲層膠結疏鬆，再加上油稠，引起砂岩出砂，砂埋油層，造成油層液量低、試油結論為干層; 或者是由於井筒排液少，所排出的液量僅為少量的壓井液而非真正的地層液的假象，造成本來可以出油的油層誤認為是水層的假象。因此，強化防砂、抽稠技術的應用是還沾 18 塊館陶組油層本來面目的關鍵之所在。
(3)勘探效果
太平油田發現於 1972 年，是濟陽坳陷北部義和庄地區發現的第一個淺層油氣田，1972 年和 1986 年分別在沾 5 塊和沾 14 塊上報探明含油麵積 11 km2，儲量 1162 × 104t，控制含油麵積 5.5 km2，儲量 456 × 104t。但油氣分布規律沒有完全搞清，制約了該區勘探工作的順利進行。之後在 1986 ～2000 年的 14 年沒有部署探井，長期處於停滯不前的局面。2001 年以來經過加強基礎地質綜合研究，區域地層對比，認為原上報東營組儲量的層位應為館陶組下段，油藏類型應為地層超覆背景上的地層超覆油藏或岩性—地層油藏。在這種認識的指導下，結合配套的地層超覆線描述技術、儲層預測技術的成功應用，尤其是通過核銷探井再評價使得已經報廢 14 年的老探井重新獲得工業油氣流，實現了館陶組稠油產能的重大突破以後，不僅拔掉了區帶進一步油氣勘探的 「攔路虎」，而且拔掉了產能難以突破的硬釘子，之後科學部署了義古 74、沾 181 等多口探井，在兩個含油區塊之間實現了油氣勘探的新發現。首先，在兩塊之間的南部部署義古 74 井獲重要發現，電測解釋館陶組見油層 3 層 13.3 m、油水同層 1 層 4.8 m。射開 1151.0 ～1160.2 m 井段，日產油 12 噸。義古 74 鑽探成功以後，為盡快控制含油范圍，整體部署 9 口探井，除北部探油水邊界的沾 185 井落空外，其餘 7 口井均鑽遇油層。同時，通過老井復查，老井沾 29、沾 47、沾18 重新試油也獲工業油氣流。地質認識的突破帶來油氣勘探的重大突破 (圖 10-5): 2001年探明沾18 塊館下段含油麵積8.2km2，石油地質儲量 1350 × 104t ，2002 年在沾 14 塊 Ng下 4 +5 砂組上報Ⅲ類探明含油麵積 12.7 km2，石油地質儲量 1184 × 104t; 沾 452 塊 Ng 下3 + 4 砂組上報探明含油麵積 1.0 km2，儲量 120 × 104t。2006 年油氣勘探錦上添花又在沾130 塊新增探明含油麵積 7.5 km2，地質儲量 540 × 104t。至此太平油田累計探明含油麵積39.4 km2，探明儲量 4301 × 104t。
圖 10-5 2001 ～2007 年太平油田勘探成果圖
⑷ 排采設備優選措施
(一)自潔式抽油泵
在煤層氣排采中,因排採的水中含有大量煤粉,在普通抽油泵中,煤粉易沉積在固定閥周圍,並黏附在閥球、閥座上。抽油泵工作達到一定時間後固定閥失效,導致停抽檢泵。停抽後,固定閥被煤粉掩埋更加嚴重,導致抽油機無法啟動。
針對韓城區塊煤層氣生產問題,對普通抽油泵進行了改進,改進後的自潔式抽油泵能夠對沉積在固定閥周圍的煤粉進行自行沖洗,延長抽油泵在煤層氣井開發中的使用周期。
靜止的液體受到水流的沖擊時,其內部的沉積物會獲得能量而運動,並懸浮在液體中,隨水流一起運動。自潔式抽油泵就是利用液流對沉積在固定閥周圍的煤粉等(固體顆粒物質)進行沖刷,使其懸浮在液體中,通過抽油泵的吸液、排液過程將煤粉排出抽油泵,實現自潔的功能,防止固定閥因煤粉黏附、掩埋失效,實現煤層氣井的連續與穩定生產。自潔式抽油泵主要適合於含煤粉的煤層氣井和含砂的油井。
自潔式抽油泵主要由泵筒總成、柱塞總成、泵筒加長管、導流筒、出液閥和進液閥總成六部分組成,如圖7-27所示。泵筒總成、泵筒加長管、導流筒和進液閥總成隨排采管柱一起下到井筒中的設計深度,柱塞總成和出液閥總成隨抽油桿下入排采管柱中。其中導流筒是自潔式抽油泵的主要部件,由圓鋼經車床、銑床加工而成。初始方案考慮煤粉的通過率,但由於導流孔面積過大,排砂能力不足,井液含砂量過大,經過現場應用效果不明顯。針對以上問題進行以下改進方案:考慮在不影響煤粉等通過的情況下,縮短導流筒長度,減小過流面積,使其與閥座過流面積比約為1.6,使液流能夠更充分的對沉積的煤粉進行沖刷(熊先鉞,2014)。
自潔式抽油泵工作原理如圖7-28、圖7-29所示。上沖程時,柱塞上行,柱塞下腔體積變大,下腔壓力變小。在壓差作用下固定凡爾開啟,上、下游動凡爾關閉,地層流體進入泵筒。地層流體從固定凡爾進入泵筒後使泵筒逐漸充滿地層流體,直至上沖程結束。在此過程中,地層流體通過固定凡爾導流裝置對沉積在泵筒底部的泥砂、煤粉等顆粒進行沖刷,使泥砂、煤粉等顆粒隨地層流體排出泵筒。下沖程時,柱塞下行,柱塞下腔體積變小,下腔壓力變大。在壓差作用下固定凡爾關閉,上、下游動凡爾打開,地層流體通過游動凡爾進入泵筒上部的油管,直至下沖程結束,完成一個抽汲過程。
圖7-27 自潔式抽油泵的結構示意圖
1—泵筒總成;2—柱塞總成;3—出液閥總成;4—泵筒加長管;5—導流筒;6—進液閥總成
圖7-28 上沖程示意圖
圖7-29 下沖程示意圖
通過上述結構設計和工作原理,自潔式抽油泵可實現的功能有:在抽汲過程中,固定凡爾導流裝置對從固定凡爾總成進入泵筒的地層流體流向進行引導,使地層流體對沉積在抽油泵底部的泥砂、煤粉等顆粒進行沖刷清洗,並通過地層流體將固體顆粒排出泵筒,起到自潔功效。在泵筒下部增加了泵筒加長管,其內徑略大於泵筒內徑,柱塞在運動到下死點時能越出泵筒一定長度,這樣可以把泵筒內的積砂帶出泵筒,起到保護泵筒工作面的作用,防止發生卡泵現象。柱塞具有刮砂槽,可以將進入柱塞和泵筒間隙的煤粉、砂粒等固體顆粒刮進刮砂槽,在柱塞上、下運動過程中帶出泵筒,降低泵筒磨損,延長泵筒的使用壽命(熊先鉞,2014a)。
(二)射流泵
1.射流泵工作原理
射流泵排采工藝技術是以高壓水為動力液驅動井下排水采氣裝置工作,以動力液和產出液之間的能量轉換達到排水采氣的目的。在產出液的舉升過程中,液體在生產管柱內任意截面的流速均大於保證煤粉上升的最低液流速度,從而能保證煤粉隨流體一起順利排出。排水采氣裝置的吸入口下至煤層下部,保證煤粉不埋煤層。
高壓水(動力液)由動力液罐通過井口進入動力液管線,沿動力液管線到達井下泵體,並驅動井下排水采氣裝置工作,產出液和動力液的混合液通過動力液管和混合液管組成的環形空間到達井口進入動力液罐(圖7-30)(張霖,2008)。
圖7-30 射流泵同心雙管腔結構示意圖
2.主要結構
射流泵排采工藝的設備包括地面和井下兩部分。
地面部分主要包括:動力液罐、地面泵、變頻器、過濾器、特製井口、控制和計量儀表等,具體流程如下:首先,高壓水(動力液)經動力液管線到達該井,通過通用電子流量計到達井口的高壓翼一端。其次,地層產出液和動力液的混合液從井口的另一翼產出,經流量計進入混合液管線,然後,進入泥砂、水、煤粉分離罐,沉降分離後,動力液循環使用,煤層產水進入污水池。最後,煤層氣從套管產出,計量後進入輸氣流程(陳鳳官等,2012)。
井下部分包括:動力液管、混合液管、排水(煤粉)采氣裝置、篩管、尾管等(如圖7-30)。
3.工藝優點
1)防砂防煤粉
排水采氣裝置井下泵筒吸入口下至煤層下界,以保證能深抽到一定的動液面,並且煤粉及泥砂不會埋沒煤層。此外,在井下泵地層流體進口處裝有縫寬為1.8mm的繞絲篩管,以防止大粒徑的固體顆粒堵塞井下泵流道,影響井下泵的正常工作。根據泥砂和煤粉直徑選擇合理的井下泵工作參數,可保證煤粉及泥砂能排至地面。
2)無運動件無偏磨
相對於常規有桿泵排采設備,射流泵排采工藝管柱結構中無有桿部件,無運動部件,因此,不存在管桿偏磨影響。
3)不動管柱換泵
井下泵心坐封於工作筒內,當原井排量無法滿足生產需求或泵心出現故障時,只需調整地面閥門,改變動力液由混合液管流入即可實現地面撈泵,將更換的泵心投入動力液管中,恢復動力液流入方向使泵心坐封即可恢復生產。因此,相對於常規有桿泵排采設備,射流泵排采設備可以在不動管柱的情況進行更換井下泵,且操作簡單、時間短,無修井作業費用(熊先鉞,2014a)。
(三)電潛螺桿泵
地面驅動螺桿泵因驅動桿易造成桿斷、桿管磨損、卡桿等問題,制約其進一步推廣應用(劉新福,2009)。在這種情況下,同時具有無桿採油、井下驅動和螺桿泵優點的電潛螺桿泵受到普遍關注。
韓城區塊應用於煤層氣井排採的為電動潛油單螺桿泵,排采系統由地面部分、井下部分和中間連接部分組成。
地面部分由自動控制台、自耦變壓器、地面接線盒及井口裝置組成(圖7-31)。自動控制台可用手動或自動開關來控制電潛螺桿泵工作,同時保護潛油電動機,防止電機-電纜系統短路和電動機過載。
圖7-31 電潛螺桿泵地面部分組成
中間部分由特殊結構的電纜和油管組成。將電流從地面部分傳輸給井下部分,在氣井中將電纜和油管外表面固定在一起,在井下部分將電纜和單螺桿泵、保護器外殼固定在一起(圖7-32)。
圖7-32 電潛螺桿泵中間部分和井下部分組成
井下部分是電潛螺桿泵裝置的主要機組,它由潛油單螺桿泵、聯軸節(帶泵吸入口)、保護器、減速器和潛油電動機部件組成,起著抽液的主要作用(圖7-32)。
井下部分主要連接情況:井下潛油電機的輸出軸通過花鍵套與錐齒減速器傳動軸連接;減速器通過花鍵套與保護器軸連接,再通過花鍵套與泵軸連接;泵的出油口通過帶螺紋的接頭與輸油管連通。
電潛螺桿泵的工作原理:井下潛油螺桿泵由轉子和定子組成(饒孟余等,2010)。潛油電機通過機械減速器和聯軸節驅動螺桿泵泵軸轉動。轉子和定子相嚙合形成一個個連續的密封腔室,當轉子在定子內轉動時,空腔從泵的入口端向出口端移動,空腔內的液體也隨之從泵的吸入端泵送到排出端,通過油管輸送到地面,從而起到泵送作用(李芳,2011)。
從現場應用效果來看,電潛螺桿泵主要具有以下優點。首先,井下系統工作時無動力部件,因此,井下設備有較高的可靠性,且維修周期長,費用低;其次,與有桿泵(如抽油機、螺桿泵等)相比較,更適用於斜井和水平井,對因出砂導致的泵砂卡和因出煤粉導致的卡泵等問題效果顯著,減少修井頻次,降低因修井對儲層造成的傷害。此外,電潛螺桿泵還具有能在高溫、高氣液比、出砂和腐蝕等復雜條件下工作的優點,能有效解決高產水井因產水高選用大泵徑有桿泵出現抽油桿斷脫或脫節器損壞的問題等。
然而,電潛螺桿泵最容易損壞的泵部件是定子,每次修泵必須起下管柱;一次性投入成本較高;泵要求流體潤滑,要有一定的沉沒度;與抽油機相比,安裝較為復雜。目前大多數現場應用於淺井(熊先鉞,2014a)。
(四)桿式泵
桿式泵與常規管式泵的不同在於桿式泵坐封於油管內。桿式泵分為兩部分,一是與油管連接的密封支撐接頭,二是桿式泵。在下泵作業時,密封支撐接頭隨油管一起下入井底,桿式泵隨抽油桿一起下入井底,並坐封於支撐接頭上。當井下泵因煤粉影響出現故障時,可以通過抽油桿將泵直接提出井筒進行更換,避免常規管式泵作業時需取出全井抽油桿和油管,實現了不動管柱檢泵,縮短了占井工期,降低了作業成本。
桿式泵根據固定方式的不同分為頂部固定和底部固定兩種。其中,頂部固定桿式泵特點:排出的液體能夠把頂部與油管間的煤粉及時沖刷干凈,有一定的排煤粉效果。泵筒受液體壓力作用,會增大泵筒與柱塞的間隙,導致泵效降低,故不適用於深井。底部固定桿式泵特點:由於支撐裝置在泵的底部固定,泵筒受外壓力,受力狀況好,泵隙變化小,適用於深井,但煤粉容易積存在泵筒和油管的環形空間內,不適用於出煤粉嚴重井。
桿式泵根據密封方式的不同又分為皮碗和機械密封兩種。為保證坐封穩固,韓城區塊煤層氣井使用雙卡式即金屬和皮碗雙重密封,此種密封不僅錨定力大,並且雙密封實現雙保險(熊先鉞,2014a)。
⑸ 繞絲篩管哪家質量好一點
河北斯勞特公司是專業生產繞絲篩管的廠家，選用國內外最頂級的絲材，所焊接的篩管都是純圓的。
⑹ 修井用油管鉗的資料及說明書怎麼寫啊
常規修井操作規程常規修井作業規程
第5部分：井下作業井筒准備
SY/T5587.5--2004
1．范圍
本部分規定了油水井井筒准備過程中的施工准備、作業程序與質量控制、安全環保要求和資料錄取。
本部分適用於井下作業過程中的井筒准備施工作業，包括起下油管作業、探砂面、沖砂洗井和通井、刮削套管工序的過程式控制制。
2．術語和定義
下列術語和定義適用於SY/T5587的本部分。
2．1
沖砂
向井內高速注入流體，靠流體作用將井底沉砂沖散，利用流體循環上返的攜帶能力將沖散的砂子帶到地面的方法。
2．2
正沖砂
修井液沿沖砂管向下流動，在流出沖砂管口時以較高流速沖擊砂堵，沖散的砂子與修井液混合後，一起沿沖砂管與套管環形空間返至地面的沖砂方式。
2．3
反沖砂
修井液由套管與沖砂管的環形空間進入，沖擊沉砂，沖散的砂子與修井液混合後沿沖砂管上返至地面的沖砂方式。
2．4
正反沖砂
採用正沖的方式沖散沉砂，並使其呈懸浮狀態，然後改用反沖洗，將砂子帶到地面的方式。
2．5
正洗井
修井液從油管進入，從油套環形空間返出的洗井方法。
2．6
反洗井
修井液從油套管環形空間進入，由油管返出的洗井方法。
2．7
噴量
洗井出口液量大於進口液量的差值，也就是洗井過程中從地層噴出的液量。
2．8
漏失量
洗井進口液量大於出口液量的差值，也就是洗井過程中漏人地層的修井液液量。
2．9
通井
用規定外徑和長度的柱狀規下井直接檢查套管內通徑的作業。
2．10
套管刮削
刮削套管內壁，清除套管內壁上水泥、硬蠟、鹽垢及炮眼、毛刺等的作業。
2．11
痕跡
通井時通井規經井內摩擦、碰擠後所顯示的痕印。
3．施工准備
3．1資料准備
3．1．1 基礎數據（包括井斜數據）、目前井內狀況、施工目的及注意事項。
3．1．2 施工井地質方案和工程設計應資料齊全、數據准確。
3．1．3 井內油管規格、根數和長度，井下工具名稱、規格深度及井下管柱結構示意圖。
3．1．4 歷次作業情況及井下事故發生時間、事故類型、實物圖片及鉛印圖。
3．1．5 油層套管情況。
3．2設備准備
3．2．1 修井機、通井機和井架能滿足施工提升載荷的技術要求，運轉正常，剎車系統靈活可靠。
3．2．2 井架、天車、游動滑車、綳繩、繩卡、死繩頭和地錨等，均符合技術要求。
3．2．3 調整井架，使天車、游動滑車和井口中心在一條垂直線上。
3．2．4 檢查液壓鉗、管鉗和吊卡，應滿足起下油管規范要求。
3．2．5 作業中的修井機或通井機都應安裝檢定合格的指重表或拉力計。
3．2．6 大繩應使用外徑22mm~25mm的鋼絲繩（也可根據實際情況選用與提升負荷相匹配的鋼絲繩），穿好游動滑車後整齊地纏繞排列在滾筒上。當游動滑車在最低位置時，滾筒上至少留半層鋼絲繩。當大繩在一個捻距內斷六絲時，應更換新的大繩。
3．2．7 搭好井口操作台（鑽台）、拉油管裝置及滑道。井口操作台上除必須的工具、用具外，不準堆放其他雜物。
3．2．8 泵車的泵壓和排量達到施工設計要求。
3．2．9 液壓鉗應懸掛合適的位置，尾繩拴牢，並配備扭矩儀表。
3．3工具管柱准備
3．3．1 下井工具、油管按設計要求准備。
3．3．2 油管的規格、數量和鋼級應滿足工程設計要求，不同鋼級和壁厚的油管不能混雜堆放。
3．3．3 油管橋架應不少於三個支點，並離地面高度大於或等於300mm。油管10根一組並按照順序進行編號，排放整齊，油管上嚴禁堆放重物和人員行走。
3．3．4 清洗油管管體及內外螺紋，檢查油管有無彎曲、腐蝕、裂縫、孔洞和螺紋損壞。不合格油管有明顯記號並單獨擺放，不準下入井內。暫時不下井的油管分開擺放。
3．3．5 下井油管應用油管規通過，油管規選用符合表1規定。
3．3．6 丈量油管使用+,&以上的鋼捲尺，丈量三次，累計復核誤差每1000mm應小於或等於0.2m。
3．3．7 沖砂、洗井出口管線用硬管線連接，管線末端採用120°彎頭，噴口向下，管線每10m~15m用地錨或水泥墩固定。
3．3．8 根據油層套管內徑選擇合適的通井規，通井規外徑應小於套管內徑6mm~8mm，其長度大於或等於800mm。
3．3．9 根據油層套管內徑選擇套管刮削器。套管刮削器規格應符合表2和表3的規定。
3．3．10 將准備並保養好的井控器材和消防器材擺放到位。
3．3．11 進行沖砂作業時，井場具備10m3以上的儲液罐。
3．3．12 泡沫沖砂時，井場具備泡沫發生器。
3．4修井液准備
3．4．1 修井液性能要求。
3．4．1．1 修井液與油水層產出液應具有良好的配伍性。
3．4．1．2 注水井修井液水質應符合下述要求：
———固體懸浮物含量不大於2mg/L；
———含鐵離子總量不大於0.5mg/L；
———含油量不大於30mg/L；
———PH值為6.5~8.5。
3．4．1．3 修井液的密度、粘度、PH值和添加劑性能應符合施工設計要求。
3．4．2 修井液儲備量為井筒容積的兩倍以上。
3．4．3 修井液應具有較強的攜砂能力，一般情況下應避免使用鑽井液沖砂，嚴禁用溝渠水沖砂或洗井。
3．4．4 配製修井液用的配製罐應擺放整齊，標識清楚，保持清潔。
3．4．5 配製修井液使用的處理劑、原材料應符合產品質量標準的要求或經檢測合格。
4 作業程序與質量控制
4．1 起下油管作業程序與質量控制
4．1．1 卸井口裝置，進行試提。
4．1．1．1 卸井口裝置前，首先將油套管閥門緩慢開啟，無大的噴溢趨勢時方可拆卸採油樹。將採油樹的鋼圈、螺栓和鋼圈槽清洗干凈，塗抹黃油，擺放在固定位置備用。
4．1．1．2 試提前檢查油管頭的頂絲退出情況，試提時應緩慢提升。如果井內遇卡，在設備提升能力安全范圍內上下活動管柱，直至懸重正常無卡阻現象，再繼續緩慢提升管柱。油管掛提出井口後，停止提升，卸下油管掛並清洗干凈，擺放在固定位置。
4．1．1．3 安裝封井器，並試壓調試合格。
4．1．2 起、下油管。
4．1．2．1 起油管。
4．1．2．1．1 有自溢能力的井，井筒內修井液應保持常滿狀態，每起/!根, 0!根油管灌注一次修井液。
4．1．2．1．2 根據動力提升能力、井深和井下管柱結構的要求，管柱從緩慢提升開始，隨著懸重的減少，逐步加快至規定提升速度。
4．1．2．1．3 使用氣動卡瓦起油管肘，待剎車後再卡卡瓦，卡瓦卡好後再開吊卡。嚴禁猛剎剎車。
4．1．2．1．4 應使用液壓鉗卸油管螺紋，待螺紋全部松開後，才能提升油管。
4．1．2．1．5 起井下工具和最後幾根油管時，提升速度要小於或等於#$& $12 ，防止碰壞井口、拉斷拉彎油管或井下工具。
4．1．2．1．6 起出油管應按先後順序排列整齊，每10根一組擺放在牢固的油管橋上，擺放整齊並按順序丈量准確，做好記錄。
4．1．2．1．7 油管滑道應順直、平穩、牢固，起出油管單根時，應放在小滑車上順道推下。
4．1．2．1．8 起油管過程中，隨時觀察並記錄油管和井下工具有無異常，有無砂、蠟堵、腐蝕及偏磨等情況。
4．1．2．1．9 應對起出的油管或工具進行檢查，對不合格的及時進行標識、隔離或更換。
4．1．2．1．10 起立柱時，起完管柱或中途暫停作業，井架工應從二層平台上將管柱固定。
4．1．2．2 下油管。
4．1．2．2．1 下井油管螺紋應清潔，連接前應均勻塗密封脂。密封脂應塗抹在油管外螺紋上，不應塗抹在內螺紋處。
4．1．2．2．2 油管外螺紋應放在小滑車上或戴上護絲拉送。拉送油管的人員應站在油管側面，兩腿不應騎跨油管。
4．1．2．2．3 用液壓鉗上油管螺紋。下井油管螺紋不應上斜，應上滿扣、旋緊，同時觀察扭矩儀顯示數據，其扭矩可參見附錄A的規定。
4．1．2．2．4 油管下放速度應控制，當下到接近設計井深的最後幾根時，下放速度不應超過5m/min。
4．1．2．2．5 下人井內的大直徑工具在通過射孔井段時，下放速度應小於或等於5m/min。
4．1．2．2．6 油管未下到預定位置遇阻或上提受卡時，應及時分析井下情況，校對各項數據，查明原因及時解決。
4．1．2．2．7 油管下完後上接清洗干凈的油管掛（裝有密封圈），對好井口下人並坐穩，再頂上頂絲。
4．1．2．2．8按設計要求安裝井口裝置，井口閥門方向應一致。
4．2 探砂面作業程序與質量控制
4．2．1 起出原井管柱，下管柱探砂面。
4．2．2 採用金屬繞絲篩管防砂的井，要下帶沖管的組合管柱探砂面。繞絲篩管與組合管柱規格的使用配合應符合表4規定。
4．2．3 當探砂管柱下至距油層上界30m時，下放速度小於或等於5m/min，以懸重下降10kN~20kN 時連探兩次，確定砂面位置。2000m以內的井深誤差小於或等於0.3m，大於2000m的井深誤差小於或等於0.5m，並記錄砂面位置。
4．2．4 帶沖管的組合管柱探砂面，在沖管接近防砂鉛封頂或進入繞絲篩管內時，應邊轉管柱邊下放，懸重下降5kN~10kN時連探兩次，確定砂面位置，誤差小於或等於0.5m，並記錄砂面的位置。
⑺ 柳林地區煤層氣排采工藝技術初探
莫日和 郭本廣 孟尚志 張文忠
作者簡介:莫日和,1969年生,男,漢族,廣東高州人,碩士,高級工程師,中聯煤層氣有限責任公司,油氣井專業,從事鑽探、排采工程技術及管理工作,北京安外大街甲88號,(010)64299374,13041082135,[email protected]
(中聯煤層氣有限責任公司,北京 100011)
摘要:本文從柳林地區地質及儲層特徵等技術層面上進行分析,採用數值模擬的方法,根據柳林地區不同地點不同的地質特性,設計了對應的排采設備及排采方案,嘗試並使用了電潛泵、螺桿泵,游梁泵三種不同類型的泵,首次在該區試驗採用叢式井組的煤層氣生產方式,使該區的煤層氣生產取得了歷史上的突破,水平井產量超過了15000m3/d,直井最高產氣量達到1800m3/d,應用情況表明,該排采工藝技術能較好地滿足柳林地區煤層氣井排採的需要,為該區大規模開採煤層氣積累了寶貴經驗。
關鍵詞:柳林地區 排采技術 排采效果 應用
Brief Discussion About the CBM Well Dewatering Technology in Liulin area
MO Rihe GUO Benguang MENG Shang ZHANG Wenzhong
(China United Coalbed Methane Corporation, Ltd., Beijing 100011, China)
Abstract: This paper analyzed the geology and reservoir characteristics of the LiuLin Areas with the numeri- cal simulation method, according to the different geological characteristics in different locations of the LiuLin dis- trict, corresponding dewatering equipment, scheme and three different type of pumps was designed, including ESP, PCP and beam-pumping unit.As the first experimental test, the use of cluster coalbed methane proction wells made a great breakthrough in the proction history of the area.The proction of the horizontal well exceed 15000 m3/d, and the highest proction of a vertical Well reached 1800 m3/d.The application showed that the dewatering technology meet the dewatering needs of coalbed methane in the LiuLin area, and also accumulated the experience for the large-scale proction of coalbed methane in the future.
Keywords: Liulin area; dewatering technology; Dewatering results, application
1 前言
我國的煤層多屬於低孔、低滲、低壓,如何確定合理的工作制度以保證煤層氣產出量的最大化就顯得很重要了。排採的好壞往往決定著煤層氣產量的大小,是保障煤層氣井連續穩定經濟排採的重要因素。煤層的滲透率比普通油氣藏要低很多,如果排採制度選擇不當,很容易給煤層造成傷害,使壓裂裂縫閉合,嚴重時還會導致氣井不出氣。
鄂爾多斯盆地東緣柳林示範區煤層氣資源蘊含量大,煤層物性較好,針對其開展排採制度及設備的研究,形成一整套的煙煤儲層排採制度與設備選型規范,是保障煤層氣井連續穩定經濟排採的前提,對整個柳林示範區形成商業化開采規模很有意義,同時針對該區塊的研究對於中國中階煤煤層氣的開發也有很重要的意義。
2 煤層氣排采機理
煤層氣又稱煤層甲烷,煤炭工業稱之為煤層瓦斯,是在成煤過程中形成並賦存於煤層中的一種非常規天然氣。這種天然氣大部分(70%~90%)賦存在煤岩孔隙內表面上,少量呈游離狀態存在於煤的割理和其他孔隙、裂隙中,對煤層氣進行開采可以為工業和民用提供重要能源;同時也可以減少煤礦開采時的瓦斯爆炸事故[1~4]。煤層中天然裂隙或割理通常被水飽和,煤層氣吸附在煤上。要采出煤層氣,首先要讓它從煤中解吸出來。只有排出足夠的水,煤層壓力降至煤的解吸壓力後,煤層氣的解吸才能開始。所以與天然氣生產不同,煤層氣在開始產氣之前先要排出煤層中大量的水[5]。
3 地質概述
3.1 含煤地層與煤層
本區塊內發育煤層14層,其中山西組5層,自上而下編號為1,2,3,4(3+4),5號煤層;太原組9層,自上而下編號為6上,6,7,7下,8+9,9下,10,10下,11號。其中山西組的2,3,4(3+4),5號煤層,太原組的8+9,10號煤為主力煤層,(3+4)號煤層厚度0.04~6.05m,平均為2.81m。全區發育。煤層結構簡單,局部含1~3層炭質泥岩或泥岩夾矸,夾矸單層厚度為0.05~0.50m。5號煤煤層層位較穩定,煤厚0~5.04m,平均厚為2.70m。8+9號煤煤層厚度為0.79~10.30m,平均厚度為5.11m,全區穩定。
3.2 煤層吸附特徵
該區塊內煤層變質程度較高,吸附能力較強。據區塊內煤層氣井山西組3+4號煤層的朗格繆爾體積為18.34~22.45m3/t,平均20.70m3/t,朗格繆爾壓力為1.49~3.52MPa,平均2.27MPa;5號煤層的朗格繆爾體積為13.14~23.21m3/t,平均19.65m3/t,朗格繆爾壓力為1.73~2.64MPa,平均2.36MPa;8+9(8+9+10)號煤層的朗格繆爾體積為16.10~25.54m3/t,平均22.48m3/t,朗格繆爾壓力為1.27~3.18MPa,平均1.96MPa。平均朗格繆爾體積20.94m3/t,朗格繆爾壓力2.2MPa。
3.3 含氣飽和度
柳林示範點內煤的蘭氏體積(最大吸附量)為18.34~24.43m3/t,平均為21.38m3/t。測試結果表明,煤儲層的吸附能力是比較強的。煤層含氣飽和度一般為60.22%~75.10%,平均為66.73%。柳林示範點的煤儲層大部分處於欠飽和狀態。
3.4 滲透率
山西組4(3+4)號煤層的滲透率在0.011~2.80mD之間,5號煤層的滲透率在0.06~2.26mD之間;太原組8+9+10號煤層的滲透率在0.005~24.80mD之間。平均滲透率為3.93mD。可見該區塊煤層的滲透率相對較高,且變化范圍較大,隨煤變質程度及埋深的變化相關系不明顯,各向異性及非均質性顯著。
3.5 儲層壓力
該區塊4(3+4)號煤層的儲層壓力為2.58~8.33MPa,平均為5.79MPa,壓力梯度為0.46~1.12MPa/100m,平均為0.84MPa/100m;5號煤層的儲層壓力為2.92~8.41MPa,平均為6.01MPa,壓力梯度為0.60~1.11MPa/100m,平均為0.83MPa/100m;8+9(8+9+10)號煤層的儲層壓力為3.31~7.46MPa,平均為6.47MPa,壓力梯度為0.53~1.174MPa/100m,平均為0.85MPa/100m。可見該區塊內儲層壓力較大,壓力梯度一般小於靜水壓力梯度(0.98MPa/100m),為低壓異常狀態。
3.6 區域水文地質條件
區域主要含水層有奧陶系及石炭系灰岩岩溶、裂縫含水層;二疊、三疊系砂岩裂縫含水層;第三、第四系砂礫石(岩)孔隙含水層。
奧陶系中下統的石灰岩、泥灰岩、白雲岩厚度為400~600m。主要出露於煤田外圍。奧陶系為淺海相沉積層,其中以上馬家溝組岩溶發育程度最高,富水性最強,峰峰組次之,下馬家溝組較弱。下統冶里組、亮甲山組一般岩溶裂隙不發育,富水性弱,但局部破碎帶岩溶發育,富水性強。本層含豐富岩溶水,是區域性主要含水層。水型主要有NaH-CO3和NaCl型。該含水層上覆有較發育的泥頁岩、鋁土岩隔水層,離煤層距離較大,因此對煤層的影響較小。
石炭繫上統太原組灰岩岩溶、裂隙含水層由5層灰岩組成,總厚度約20m左右,出露范圍小,岩溶、裂隙一般不太發育,岩溶以溶隙、小溶孔為主,且多被方解石充填,富水性較弱;區塊東緣淺埋區一帶,岩溶發育,呈蜂窩狀,連通性好,接受補給容易,富水性較強。由於岩溶裂隙發育的不均一性,富水性在不同地點差別較大。水位標高在789.31~814.74m之間,水型多為NaHCO3和NaCl型,礦化度為1190~3210mg/L。
3.7 煤層含水性
柳林試驗區煤層水來源受區域水文地質條件制約,主要有地表水和含水層水,斷層水不發育。地表水源主要是三川河流水,在試驗區東部上游區域,河水向煤系注入或滲透,對煤層水起到一定補給作用。區域含水層是試驗區煤層水的主要來源,它的強弱決定了煤層水的大小。柳林地區生產井產水量變化很大,北部區塊產水量很大,而南部區塊產水量很小,大體上是北高南低,東高西低,與構造走向基本一致。南部地區煤層頂、底板皆為泥質岩,供水性差,滲透到煤層中的水極少。
4 排采設備選型
根據柳林地區煤層氣特點,排采方式優選思路主要考慮以下三點:一是盡可能降低井底流壓以便充分降低儲層壓力;二是考慮泵受氣體影響等因素;三是確定煤層的供液能力。
設備選用的方法是在生產工作制度中,選擇多種排采方式。例如:區塊南部低產水量或後期產水量較小的煤層氣井,選用工作制度便於調整、液面比較好控制的變速調控抽油機、數控抽油機等[6]。而在北部區域,煤層氣井產水量大供液能力強(通常日產水量大於100m3),前期考慮以排水為主,選擇大泵來加強排水降壓,通常採用螺桿泵、大直徑游梁泵及電潛泵。
4.1 游梁泵
游梁泵(抽油機)生產較穩定,檢泵周期長,技術、管理都比較成熟。但排量不能過高,且需考慮氣體的影響因素。柳林南部楊家峪地區儲層供水不足,產水量少,適合採用的就是游梁泵排采工藝,連續生產6個多月,目前泵況仍然良好。在國內眾多煤層氣勘探開發作業中,常用的排采作業方式是游梁泵排水采氣工藝,應用效果非常好。在該區南部採用5型抽油機,能充分滿足生產需要。
4.2 螺桿泵
螺桿泵主要由地面驅動裝置和井下泵所組成。螺桿泵的優點是氣體、煤粉、壓裂砂對螺桿泵的影響相對較小,和游梁泵比較,螺桿泵成本低、安裝簡單、佔地面積小,螺桿泵在生產時一般將吸入口下到煤層以下,這樣可以使油管中盡量只產水少產氣。它的缺點是投產初期,如地層煤粉過多會使螺桿泵卡死而造成抽油桿擰斷,而且當扭矩較大時容易發生井下事故,檢泵周期一般比較短。日產水量60m3/d以下,使用GLB600-23型即可,如果日產水量接近150m3/d,用GLB900-18型泵效果較好,如果超過150m3/d,就應該選用GLB900-23的泵。
柳林北部地區產水量一般在50~200m3/d,因此在北部普遍採用螺桿泵,使用證明螺桿泵很好地完成排水采氣任務。
4.3 電潛泵
當產量超過200m3/d可以考慮使用電潛泵,選擇型號是具體看排量以及下泵深度,另外在大斜度的定向井中使用電潛泵可有效防止油管、油桿偏磨引起的油管事故。目前用到的電潛泵有QYB98-200/700,GQYB1M01-220/700,QYB98-300/700-N8三種。在北部區域,個別直井及水平井產水量較大,我們選用了電潛泵,在水平井中使用排液量達300m3/d,較好地完成了排水降壓的需要。
5 井下管柱及工具選擇[7~8]
(1)油管、油桿的選擇,要滿足載荷的需要,在北部產水量大的井中適用89mm的油管、22mm或25m的油桿(圖1),在南部則適用73mm的油管和22mm抽油桿(圖2)。
(2)泵徑的選擇:要盡量滿足排液時最大產液量的要求且泵徑還不能選擇過大,因為泵徑越大則懸點載荷越大,對抽油桿及整個排采系統要求更高。柳林南部一般選用38mm管式組合泵,沖程選用2.1m,沖次1~1.5次/min,可以滿足該區排量小於10m3/d施工的要求。
6 排採制度的選擇[9]
合理的排采速度是煤層氣高產的保障。如果排采速率過大,液面下降速度過快會使有潛力的煤層氣井排采半徑縮短、發生速敏效應、支撐劑顆粒鑲嵌煤層、裂縫閉合現象來臨較快、滲透率迅速降低,進而造成單井產氣量低。如果排采速度過小,經濟上又不能達到要求。我們藉助ECLIPSE建立的模型,充分考慮壓敏效應、速敏效應的影響。
圖1 螺桿泵井下管柱結構
圖2 游梁泵井下管柱結構
通過模擬結果可知,隨著降液速度的增加,峰值產量以及累計產量逐漸增加,最後趨於平緩。推薦3,4,5層採用每天降液面6m的速度,計算出來的結果符合楊家峪地區實際降液5~10m的情況。
7 煤層氣排采工藝技術的應用
7.1 防氣措施
將泵放置到煤層以下。排水泵以下安裝沉降式氣錨或者螺旋式氣錨。
7.2 防煤粉措施
泵以下安裝繞絲篩管、沉砂管、「小泵慢抽」、「間歇式排采」時使用防砂卡泵(實心柱塞泵)。
7.3 排采方案
滿足生產井排采技術要求,隨井的動態變化作相應調整,初期採用定壓排采,生產中定產排采。
(1)將泵、計量流程調試至正常工作狀態,排采盡量保持連續性。
(2)確定解吸壓力,根據解吸壓力將排液分為三個階段:
初期排液階段:開始排采,當液面降至解吸壓力點以上200m左右時,主要是排水降液,降液速度可控制在不大於15米/天,此階段大約需要1~2個月。
穩定排液階段:解吸壓力點以上200m至煤層以上100m,此階段可進一步降低排液速度,控制在每天5~10m,此階段大約需要2個月。
穩定生產階段:煤層以上100m至煤層,此為穩定生產階段,保證抽油機等設備平穩運行,液面穩定,以保障平穩連續產氣。
圖3 叢式井組井眼軌跡
7.4 叢式井組試驗
叢式井是在同一井場,鑽探多個井眼的油氣開發技術,其優點是節約用地、節約鑽前工程投資,便於生產管理。針對柳林煤層氣氣探區地面多為高山林地及良田熟土的特點,在反復論證、試點、總結和不斷完善基礎上,大力應用大斜度井、水平井等井筒技術,試驗推廣應用叢式井組。應用叢式井的井組同場部署5口井(圖3),每個井組修建一套廢水池和清污分流系統,有效保護了耕地面積,有力推動公司向集約型、清潔型、節約型發展,全面提高投資綜合效益。
叢式井組的排采設備選用基本與普通直井相同,在井斜不大,產水量較低的情況下,選用游梁泵,如果井斜大於40°,就考慮選用電潛泵。在我們的井組中,4口井選用游梁泵,1口選有電潛泵。試驗表明,選用的排采設備很好地完成了經久耐用和排水降壓的目的。
7.5 應用效果
形成了一套適合煙煤的直井、水平井排採制度和工藝技術,排采效果好。在該區首次實現了水平井單井產量突破15000m3/d(圖4),直井單井產1000m3/d以上,最高達1800m3/d(圖5)。
圖4 水平井排采曲線
8 結論
(1)針對煤層氣排采生產需要,展開了煤層氣排采工藝技術的攻關、配套及初步嘗試。形成了一套適合柳林地區不同地區、不同產層的排采設備及配套工藝技術。
圖5 直井排采曲線
圖6 叢式煤層氣生產井組
(2)根據煤層氣井排採的特點,通過對柳林煤層氣井的井下管柱及地面流程設計,引入無級數控抽油機、永久監測壓力,較好地完成了排採的施工及資料錄取的要求,為該區的大規模開發奠定了基礎。
(3)嘗試了適合該區叢式井組(圖6)的排采設備及工藝,為該區大規模應用叢式井組進行開發創造了條件,叢式井組佔地少、易於管理、在地形復雜的柳林地區將會顯著提高煤層氣開發的整體效益。
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⑻ 淺淡如何做一名合格的井下作業監督
井下作業監督 井下作業監督是我國石油工業深化改革，特別是隨著石油石化企業重組改制的產物。隨著我國加入WTO後，井下作業市場將更加開放，各石油企業將逐步建立新的運行機制和管理模式，中國很多石油企業紛紛走向世界，搞區塊承包，開發油氣田，提供技術輸出和勞務輸出；世界的一些企業也紛紛走到中國提供技術服務；全國各油田跨區塊開發油田，特別是各油田奔赴西部油區。這些開發和技術服務中，出現了很多承包和反承包，出現了很多甲、乙、丙方的承包關系，施工中專業化程度越來越高，井下作業監督也就應運而生，並顯得尤為重要。近幾年，我國和國外井下作業監督的實踐證明，對井下作業實行項目管理，對全過程進行監督，對提高作業施工質量、降低作業成本將發揮重要作用。 井下作業監督是由發包方（甲方）聘任駐承包方（乙方）承包的作業施工項目的全權負責人，對甲方負責，對乙方施工的項目進行全過程監督。做好作業監督有利於方案、設計的有效實施，為保證在施工過程中嚴格執行操作規程和技術標准，避免工程事故，做好安全生產，有利於提高作業施工質量，提高措施和維護作業效果；有效控製作業生產成本，增加總體經濟效益，有利於甲、乙雙方對施工項目的密切合作。對現場出現的問題，可提出解決辦法，盡量縮短施工周期，提高作業時效。那麼，怎樣才能做一名合格的井下作業監督呢？根據本人從事二十多年井下作業工作的經驗和近一個月的井下作業監督培訓可歸納為：一個合格的井下作業監督應具有「一個素質」；「二個水平」；「三個能力」。 一、做一名合格的井下作業監督必須具有良好的個人素質 井下作業監督的工作性質是對甲方負責，為乙方服務，確保優質高速完成工程項目的施工。所以井下作業監督應熟悉掌握各類井下作業工藝技術，具有開發地質、採油工程、氣井射孔、生產測井、油田化學等相關知識。作為一個井下作業監督，應熱愛祖國，熱愛石油事業，擁護黨的基本路線，擁護四項基本原則，擁護改革開放的方針，認真執行國家及上級各業務部門的方針、政策和法規；應具有強烈的事業心和責任感，忠於職守，鑽研業務，具有科學的工作態度和艱苦奮斗精神，勇於負責和開拓創新，應具備較高的政策水平和原則性，遵紀守法，廉潔奉公，公道正派，能團結協同工作，具有健康的身體，能吃苦耐勞，能適應野外工作。 監督是甲方派駐現場的代表。他將依照國家頒布的法律、法規、政策和股份公司勘探與生產分公司制定的有關技術規定、規范、標准、施工設計以及合同對工程實施進行全過程監督或階段監督，監督施工質量，工程進程、安全措施，協調各施工環節，嚴格按HSE的標准組織生產運行。 井下作業監督的現場不在城市，也不可能在室內，而是在條件艱苦的野外。要想監督好，就必須具有不怕苦，不怕風吹雨打，不怕烈日曝曬等的影響，始終盯在施工現場，注意施工過程的每一個環節，工作中應不厭其煩地驗收，檢查下井的每件工具和每根油管、抽油桿，不讓一件不合格的工具和管、桿下入井內，將返工工序杜絕在萌芽狀態。所以作為一個合格的井下作業監督，應學習老一輩石油工作者提出的：有條件要上，沒有條件創造條件也要上的精神，工作中應兢兢業業，吃苦耐勞，把工作放在第一位，把自己全部的精力投入到監督工作中，不放過每一個可能引起油水井作業返工的細節，使施工井道道工序全優，最後達到全井優質施工，達到增產增效的目的。 一個合格的井下作業監督只有具有良好的個人素質，才能夠以客觀、科學、公平、公正的態度，以實事求是、盡職盡責的工作精神進行井下作業監督，對甲方負責，為乙方服務，使甲、乙雙方全部滿意。 二、做一個合格的井下作業監督，必須具有「二個水平「 1．井下作業監督應具有精湛的專業技術水平。 井下作業名目繁多，工序復雜，所使用的技術涉及面廣，而且隨著科學技術日新月異的發展進步，其作業工藝技術將更為復雜。如近年來，水平井、分支井的不斷投入生產，側鑽井的增多，修套工藝技術的迅猛發展；稠油油田和低滲透油田的不斷開發，整個油田開發技術水平在不斷升級。如果井下作業監督自身不具備精湛的專業技術水平，不熟悉、不掌握先進的工藝技術水平，做作業監督工作，就無以下手，監督起來就會非常被動，就達不到人們常說的對甲方負責為乙方服務的目的。 因此，作為一名井下作業監督，不應只滿足於現有的知識、專業水平，應樹立不斷學習、不斷實踐、不斷進步的理念，做到活到老，學到老。一是加強專業理論知識的學習，認真學習井下作業的基礎理論，大修工藝技術，特殊井（水平、分支井、側鑽井等）的工作原理，防砂堵水調剖等理論知識，學習壓裂、酸化等進攻性增產措施理論。二是要向實踐學習，不放棄每一次實踐的機會，多到施工現場，多到一些工用具的生產銷售廠家，多向有實踐經驗的工人師傅、專家老總學習，掌握現場施工的要領，注意現場施工的每一個環節，並認真地做好記錄，錄取每項資料數據，對不懂的問題，要反復推敲，不恥下問，直至弄懂弄通，使自己的現場施工經驗和現場組織協調能力不斷提高。 2．做一名合格的井下作業監督，必須具有較高的綜合管理水平。 井下作業監督面對的是一個幾萬元、幾十萬元甚至幾千萬元的項目工程，不但施工工序繁多而且施工項目復雜，中途牽涉的單位眾多，中途可能進行壓裂、酸化、防砂或測井等大型施工。如果井下作業監督不具備較高的綜合管理水平，就不能協調處理好各種關系，工作中就會出現意想不到的漏洞，就會造成很大的損失。做一名合格的井下作業監督不僅需具備較高的專業知識，還應具備很多相關的知識。如項目管理、定額管理．法律知識、標准化知識、領導藝術知識等。美國項目管理專業人員資格認證主席說：在當今社會，一切都是項目，一切也將成為項目；項目是一個特殊的將被完成的有限任務，它是在一定時間內，滿足一系列特定目標的多項相關工作的總稱。 按此定義，一項石油工程施工，無疑是一個項目，那麼作為一名合格的井下作業監督就應懂項目管理，熟知項目管理的要點，用項目管理的理念開展井下作業監督工作。法律知識中的合同法對甲方、乙方和作業監督顯得更為重要，合同條款的制定、執行，關繫到甲、乙雙方的利益，關繫到工程施工能否順利完成。標准化知識在工程施工中也顯得尤其重要，企業標准、行業標准、國家標准乃至國際的一些標准，都對各項工程施工做了明確的規范，按國際標准進行施工的隊伍就有優先進入國際市場攬活的權利，並與國防施工接軌。按國家標准施工的隊伍，就是以在全國范圍內的不同行業中承攬工程項目。按行業標准進行施工的單位，可以在全行業之內進行工程承包。 領導藝術知識就更不用說了，領導藝術是一門很高、很深地學問，領導藝術高可以做到高屋建瓴，統攬全局，可以做到運籌於帷幄之中，決勝於千里之外。所以做一名合格的井下作業監督，必須不斷地學習項目管理、定額管理、法律知識、標准化知識、領導藝術等知識，不斷提高自己的綜合管理水平。 三、做一名合格的井下作業監督，必須具有：「三個能力「 1．做一名合格的井下監督，必須具有優秀的組織協調能力。 井下作業工程施工不是一個人單獨能乾的工作，它必須由多人配合，協同作戰才能完成施工任務。組織協調能力不是一朝一夕就可以具有的，它需要長期的鍛煉和積累。簡單的一個油井檢泵作業，如果讓一個沒有任何組織協調能力的人來組織協調施工，是不可能讓油井完井開抽的。一次大型的壓裂施工，參戰的工作人員上百人，參戰的車輛幾十台。 一個合格的壓裂總指揮必須心中明白：壓裂的工序步驟，施工用各車的性能用途，壓裂的用料，什麼時候壓開地層，什麼時候加砂、加砂的砂比的安排，壓裂過程中的人員分工，壓裂中的注意事項等。只有做到心中有數，只有具有一定的組織協調能力，才能夠組織指揮好整個壓裂施工，使整個壓裂施工按設計優質完成，達到增產增效的目的。 2．做一名合格的井下作業監督，必須具有全面的宏觀決策能力。 決策是一門學問，決策是依據所掌握的資料、數據等，通過分析，思維判斷對某事做出的決定。古今中外有很多因決策的正、誤而全面取勝或全面失敗的事例。決策能力的大小，不是一朝一夕煉成的，它需要很深的基本功，需要很寬的知識面，需要對專業知識熟練掌握。在井下作業施工過程中，經常需要做出決策，如小修解卡中，方法用的好，小修就可以完成解卡施工，如果方法用的不好，本來小修可以解決的問題需上大修。 在繞絲篩管的礫石充填防砂中，如加砂量超過理論量，頂擠時間已過，仍然不起壓，如何決策？繼續加砂？丟手？拔出重防？也需現場決策，決策的好可使施工順利進行，如決策不好，可能返工。還有在堵水施工中，決策用哪種方法堵水；在擠水泥法堵水中的水泥用量的決策上，都是考驗一個工程技術人員決策能力的例子，決策的好，可以使施工成功，達到增產增效的目的，不然就會適得其反。 3．做一名合格的井下作業監督，必須具有較強的實際工作能力。 一個人實際工作能力的強弱，是由他的工作經歷和工作風格及知識范圍決定的。一般說，工作時間長的人，實際工作能力就強，但也不盡然。一個人工作時間長，如果工作時不注意觀察，工作後不加以總結，他就不會有大的提高。如果一個工作時間不太長的人，工作中注意觀察，工作後能夠及時地加以總結，並不斷地觀察、分析思考，吸取別人工作經驗教訓，這樣他的實際工作能力提高的就很快。 在井下作業監督過程中，監督人員必須是一個具有較強實際工作能力的人，如果監督人員眼高手低，什麼工作都不會做，井下作業的道道工序均不會操作，他的監督就達不到對甲方負責，為乙方服務的目的。所以作為一名井下作業監督，必須不斷地培養、鍛煉自己的實際工作能力，使自己的實際工作能力不斷提高，從而提高自己的監督水平。 總之，做一名合格的井下作業監督，不但應具有良好的個人素質，同時應具有精湛的專業技術水平、較高的管理水平，還應具有優秀的組織協調能力，具有全面的宏觀決策能力，較強的實際工作能力。
⑼ 為什麼採用機械防砂
機械防砂分兩類：第一類是現場應用比較普遍的防砂管柱防砂技術，主要是採取在採油泵下掛接如繞絲篩管、割縫襯管、雙層或多層篩管、各種防砂器等，原理是利用上述防砂管柱阻擋住地層砂，防止進人採油泵內。優點是簡便易行，可以有效的防止中粗砂岩油層所出的大砂徑砂。不足是對出細砂的井易造成堵塞，使採油泵不進液，而且壽命相對短。第二類機械防砂是第一類機械防砂方法的發展進步，它採取先下入防砂管柱後再進行充填，充填物常用礫石，還可用陶粒、果殼等。由於該類防砂方法應用較早，技術逐步完善提高，目前被認為是防砂效果最好的防砂方法之一。按照完井方法不同又可分為用於裸眼完井的裸眼井礫石充填和用於射孔完井的套管井管內礫石充填防砂方法。技術原理是將篩管或割縫襯管下入井內防砂層段，然後用流體攜帶經過優選的合適粒徑的礫石，將其充填於篩管和油層或套管之間。形成一定厚度的礫石層，利用其阻止油層砂流入井內的防砂方法。充填的礫石粒徑選擇依據油層砂的粒徑進行匹配。油層中砂粒被阻擋於礫石層之外，通過自然選擇堆積在礫石層外形成一個由粗到細的砂拱，既有良好的流通能力，又能有效阻止油層出砂。管內礫石充填施工常與大直徑高孔密射孔技術相結合，以便提高成功率。 總體看充填防砂具有施工可靠、成功率高、費用適中，而且目前已成功用於水平井的防砂的優點，缺點是不適用於防止細粉砂地層的出砂，且施工後井內流有物件，在對油層壓裂改造等措施時常需大修取出。 總之，機械防砂對地層的適應性強，無論產層薄厚、滲透率高低、夾層多少均可，缺點是不適應於細粉砂地層和高壓地層防砂。