1. 修井機的簡介
修井機(修井機性能及廠商介紹)
修井機：石油專用鑽采設備
一，按行走底盤分類：車載式、自走式。
二，按動力分類：單發（引用底盤動力源）、雙發（台上另裝發動機做為動力來源）、電動（台上安裝電動機）、雙動力（台上安裝發動機和電動機）
三，按井架型式分類：單節井架、雙節井架
四，按功能分類：修井機、鑽修兩用機、沙漠修井機、灘塗修井機、斜井修井機、防噴修井機
五，按結構型式分類：雙滾筒修井機、無綳繩修井機、不壓井修井機
六，按提升負荷分：20t 、30t、40t、80t、100t、120t、150t、180t、225t
七，國內主要生產廠商：
修井機生產廠家各有特點、各有所長，大廠家由於規模龐大、實力雄厚，主要是大噸位修井機做的好、產品大量出口。有些中小型廠家則在中小噸位修井機方面做的精細、專業，價格更優。以下列出製造能力最強，品牌知名度國內最高的主要供應商。
120t——225t大噸位修井機生產廠商：1，江漢四機廠 2，南陽二機廠
100t——180中噸位修井機：天津東方先科石油裝備公司
20t——150t中小噸位修井機：通化四海石油機械有限公司
以上在均是中國石油和中國石化的一級網路供應商，資質齊全，企業歷史悠久，企業信譽優良，生產和服務能力均居全國領先水平
2. 冀東油田 天津中海油 大港油田比較一下怎麼樣
按目前來看中海油算是最好的，其次是冀東，再次是大港，其實去哪個油田要和自身的條件來選擇，如果你學的專業是採油，那麼這三家企業就按照前面所說的順序是最好的，如果你學的是油氣儲運專業，那麼最好的選擇就是冀東，如果你學的專業是鑽井或者修井，去中海油賺錢最多，也最幸苦，中海油需要你有上進的學習心，靈活的頭腦，善於人際交往，因為中海油在國內的名氣，所以聚集了很多優秀人才，在中海油很少有發展機會，你甘心一輩子做個普通的工人。大港現在處於一個穩產的階段，隨著鑽井公司合並渤海鑽探，大港算是甩掉了承重的包袱，不過凡事有利弊，它同樣也失去了最賺錢的二級單位，隨著今年來自各大石油高校的優秀學生奮勇踏進，大港油田也算是競爭很激烈，專科生一般沒什麼發展，本科生在鑽井隊和修井隊想成為一名合格的技術員競爭也很大，對面一家還算強大的國企也算是不盡人意，冀東雖然吹牛很厲害，但他是中國石油的一股新生力量，也算是剛剛起家，相比於中石油的其他油田來說他只是個小孩子，不像華北油田的瀕臨倒閉，不像大慶油田的穩產後就沒去向，他只是剛剛開始，以後會有很好的發展，最主要的是他給年輕人給了一個展示自我和價值的舞台，它的管理取向於年輕化（冀東油田規定科長必須35歲以下，處長必須45歲以下），能力化（我們冀東路上油田採油六區現任三個副經理有兩個是專科生，一個是中專生，可是他們都較強的能力）前任經理周海民始終相信年輕就是資本，現任經理苟三權相信能力是你勝任的最佳砝碼，不管你學的是什麼專業，在這里你都會從事跟採油有關系的工作，在這里沒有中海油的苦累，沒有出海時的孤獨寂寞，沒有大港油田的分布廣泛，四海為家。其實聽在大港的同學說，大港也很苦。
一個人選擇工作時不僅僅要看哪家單位好，還要根據自身條件去選擇合適自己的企業，那麼是去中海油的海上鑽井平台吹海風以後烙下後遺症，還是去大港油田的修井隊每天過著臟，累，無聊的生活，還是去冀東油田男女搭配幹活不累就看你自己選擇了。
個人認為賺在多的錢都沒有用，首先要有一個健康的身體，這才是你最大的財富。
3. 中石化天津石油分公司的待遇如何
中油一建應該還不錯。工作環境不會好，肯定要全國到處跑。一般發現油氣井之後就需要你們去建造那些設施。工資待遇就不清楚了。我一同學簽的是七建，現在聽說還在培訓，還有個在二建，現在在普光搞工程。都是今年畢業的###中國石油天然氣第一建設公司的劉曙軍經理我們給他乾的工,沒有給民工錢,已經有兩年了,你是一個騙子###現在你還在那裡工作嗎？公司怎樣啊？望多多幫助！###中國石油天然氣第一建設公司（簡稱"中國石油一建公司"）成立於1954年，是新中國最早組建的煉化建設專業公司，是建設部首批核準的化工石油工程施工總承包特級企業，是中國石油煉化建設企業中資質等級最高、資質門類最全的單位，被譽為"中國煉建第一..
4. 海城石油機械製造有限公司怎麼樣，詳細點
這個公司前景不錯的，是生產油田修井機的，任務飽滿，工人待遇也不錯，在海城當地很有名。
5. 有誰能夠提供石油修井機上帶泵箱的詳細資料啊
泥漿泵嗎？
6. 石油上通井機與修井機的概念及區別
概念：通井機（作業機）是各油田在實施井下作業時的一種常用動力提升設備，它的主要
作用是對於油管、抽油桿以及射孔作業用的天、地滑輪、射孔器等的提升和懸掛。
修井機是修井和井下作業施工中最基本、最主要的動力來源。按其運行結構
分為履帶式和輪胎式兩種形式。
區別：通井機是操作機滾筒，是和架子分離的，適合路況泥濘的井.
修井機是操作設備和井架是一體的，移動非常方便 。
總體來說，修井機的科技含量更高，更現代化，更方便移動及操作
7. 總體開發方案（ODP）
一、及時開展現場工程項目調查與評價，為鑽完井和海上工程設計提供設計依據
在可行性研究階段提出了通過優化的油氣田開發可行性方案，這個方案構成了ODP的基本框架，在總體開發方案研究階段一般不會變，實際上也不允許有大變化。比如生產平台數量和位置、油氣集輸方式、建成的生產規模等。因為有些與此有關的工程項目需要在ODP立項後及時開展，而這些項目將要發生相當的費用。
（一）環境影響評價報告
環評報告是海洋油氣田總體開發方案向國家申報時的必備文件。報告由經國家環保局認證的具有環境影響評價證書的部門撰寫，其目的旨在查明油田海區的環境質量現狀；預測油田開發各階段所產生的廢棄物對海洋環境的影響；分析發生事故性溢油的可能性及對海洋環境的可能影響；分析減緩不利影響措施的有效性和可行性，以便從環境保護角度論證開發項目的可行性，為油氣田各開發階段的環境保護和管理提供依據。這是一項專業性甚強而且工程量很大的工作，需要委託海洋系統知名單位承擔。
通常評價范圍限於海上結構物周圍和海管周圍幾公里，需要發生近百萬元的費用，周期要幾個月。為了不影響ODP進度，有時這項工作在可行性研究階段就已經開始，因此方案的框架是不容改變的。
（二）平台場址及海底管道路由的工程地質勘察
海上油氣田ODP立項後，必須對平台場址、海底管道進行工程地質和工程物探調查。其目的是查明作業海區內海底地形、地貌形態，探明中淺地層結構、構造及潛在的各種災難性地質現象，為樁基平台和海底管道路由提供工程設計、海管鋪設、平台安裝所需要的土質參數和設計資料。對於平台需要提供以平台為中心500～800m半徑范圍內與海上工程施工與平台安裝有關的地質條件；對於路由區主要對海管中心線300～500m的條帶狀范圍的水深、地貌及0～25m深度內的地層特徵加以解釋和分析。另外還要對作業海區內的環境參數進行調查。這項工作由於工程量大、周期長，因此費用較高。根據調查後得到的信息，除非萬不得已不會對方案進行改變。
（三）海管登陸點與油氣集輸終端場址的工程地質勘察
半海半陸式的集輸方式選擇的登陸點和陸上終端，一般是在港口或有利於建設碼頭的區域，通過登陸點和終端場地的地形地貌、構造、場地地層、水文地質狀況勘查，對工程地質做出評價，為陸上終端提供必要的設計參數。因為這項工作也要有一定的野外作業量，因此在立項後應立即進行。
二、專業緊密銜接與配合，提高總體開發方案的質量
油氣田總體開發方案描述了油氣資源從地下到地面直到形成商品的完整過程，各個專業之間的關系是很緊密的，在項目運行中不僅要考慮本專業的技術和經濟問題，也要全面考慮與其他專業相互溝通，及時調整思路和方案，只有這樣才能全面提高ODP質量。
a．選定的油氣藏方案向鑽完井和海上工程提供有關的設計參數，如井數、井位、層位、開采方式、建設規模、預測的生產指標、投產程序、開采過程中的調整等，給出開發方案的風險分析，提出實施要求。
b．鑽完井及採油工藝以油藏方案為基礎，充分考慮油藏對鑽完井的實施要求，以採用先進技術和節省為准則優化鑽井設計、選擇完井方式、確定生產方式、計算生產井井口參數以及採用機械採油和人工注水的用電量、選擇修井機類型等。向海上工程提供設計參數，並作出鑽完井費用估算，提供給經濟專業。
c．海上工程的概念設計主要是確認設計依據和基礎資料，工藝系統（中心平台和井口平台）流程設計及物熱平衡計算，公用系統（海水系統、淡水系統、發電機電力系統、消防救生系統、燃料系統、排放系統、通信系統、儀表控制及火災探測系統等）流程設計及設施選型計算，海管工藝計算及結構設計，導管架、組塊、生活模塊、單點等海上工程結構設計，浮式生產儲油裝置主要尺度性能論證，單點形式論證及選擇，陸地終端的初步設計並作出投資估算，提供給經濟專業。
d．生產作業安排確定海上平台及陸上終端生產組織機構和人數，提供給工程設計，確定住房規模，描述各崗位工作職責，提出操作要點和安全管理要點等。
e．安全分析的主要內容是審查項目使用的各種規范是否具有權威性，對生產設施可能造成危害的因素、後果及對策進行研究，對生產設施生存條件及作業條件進行分析，提出安全保護系統、消防救生系統和救護醫療設施設置並予以說明（提供給工程設計人員進行平檯布置），安全設施對人員的技術要求，最終要提出存在的問題和建議等。
f．項目設計必須遵循國家對海洋石油勘探開發的海洋環境保護法規、標准。ODP中的海洋環境保護主要描述污染源和主要污染物（鑽井階段、海底管線鋪設階段、平台就位/安裝/調試階段、生產階段），對環境污染進行風險分析（溢油或溢氣），並提出防範措施，提出控制與治理污染的初步方案，作出環境保護的投資估算，提供給經濟評價。
g．經濟評價主要審查和匯總各個專業提供的投資估算，清查有無漏項、重復或預算過高；確定開發期間的年度操作費；對於可形成商品部分的油氣預測價格變化；研究貨幣比價和利率；研究勘探費用的分配和開發費用的回收方式等與經濟評價有關的內容。根據逐年開發指標和操作費找出盈虧平衡點，確定經濟開采年限和油氣田的經濟採收率，計算投資回收期和投資回報率，通過各種重要參數的敏感性分析研究方案的抗風險能力。
h．最後要編制出開發工程進度計劃表。包括從基本設計開始直到平台投產各個實施階段銜接的時間安排，包括海上設施（平台、管線、平台上部設施）的采辦、建造、安裝、調試及鑽井、完井、平台投產等。定出關鍵的時間點，以保證油氣田的准時投產。
三、進行方案全方位優化，降低開發投資
相對於項目實施階段的投資預算和決算而言，ODP編制階段對投資的預測稱為估算。由於在總公司內部方案一旦經審查通過並決定實施，此ODP就有「法律」效應，在實施過程中方案不容隨意修改，投資不容突破，所以技術上要考慮全面，投資估算要有相當的准確度，既不要由於投資估計過高而減低了項目的經濟性，甚至使本來有效益的項目無法啟動，也不能由於投資估計太低而使項目啟動後無法操作。想方設法降低投資估算是油氣田開發取得較高回報率的基礎，因此每一個專業在自己的研究領域內不僅要考慮技術先進性、可行性和實用性，更重要的要考慮經濟性。經驗告訴我們，只有在每一環節都注意到節省投資，才能使整個項目獲得最好的經濟效益，因此在研究ODP時各個專業都必須不斷進行技術和經濟之間的平衡，反復優化方案。
（一）油藏方案
油藏方案是油氣田開發的基礎，在海上一個好的油藏方案，首先應當是地下資源盡量多采出，其次就是要為節省投資創造條件。海上油藏方案歷來著重研究如何在較少井數情況下獲得高產。井數少可使鑽井投資少、平台結構規模小、採油設施裝備少，使工程建設投資減少；油氣田投產後操作費少；追求初期產量高可以提高投資回收率，縮短投資回收期，有效縮短開發年限。因此海上油氣田開發的油藏方案應突破一些傳統的觀念。
1．立足於少井高產
海上已投產的油氣田生產井井網密度都很小，單井控制儲量都很大，已投產和正在建設的5個重質油油田平均每平方公里只有3.46口生產井（包括注水井），單井控制儲量平均127.5×104t;23個輕質油油田統計井網密度只有1.35口/km2，單井控制儲量平均146×104t;5個氣田統計井網密度0.122口/km2、單井控制儲量平均為43.8×108m3。
在如此的井網密度下設計的採油速度和實際的油田高峰年產量都遠遠大於陸上同類油氣田。統計已投產和待投產的重質油油田平均採油速度2.09%，輕質油田採油速度平均6.12%，最高的達到13%以上。大氣田的采氣速度也很高，南海西部崖城13-1氣田采氣速度高達6%以上。少井高產的實現，除了得天獨厚的地質條件外，重要的是對油氣田開發某些問題觀念的轉變。
少井高速度是海上油氣田的開發原則。對於採油速度與穩產期關系的理解也是在開發實踐中不斷改變著人們的認識的。南海東部20世紀90年代初期投產的幾個高速開採油田，實際的採油速度都比方案設計的高。實踐證明，高速開采並沒有降低原油採收率，而使開發年限縮短、投資盡早回收，從而獲得非常好的經濟效益。到90年代中期，投產的油氣田從編制開發方案開始，就將少井高產作為海上油氣田的開發原則，基本改變了過去油氣田開發始終追求「長期穩產高產」的開發方針。
2．一套井網開采多套油層，減少生產井數
多油層油田開發歷來的做法是，針對儲層的非均質性，採用多套井網細分開發層系。這當然是解決層間矛盾最好和最有效的辦法，但另一方面勢必要增加很多井數。海上油田基本上是採用一套井網開采多套油層，在開發程序和採油工藝上，想辦法減緩由於一套井網帶來的採收率損失。位於南海東部的惠州26-1油田用一套井網、20口開發井，分3個階段（單層開采、分層系開采和跨層系混采階段），利用補孔技術實現了含油井段長635m、9套儲層的分采。經9年開采，采出程度為35.2%，其中主力層高達40%以上。位於渤海的綏中36-1重質油油田，也是用一套350m井距的反九點井網，合採了含油井段長達400m包括14油層組的兩大套儲層物性和流體特性均有較大差別的油藏。由於儲層岩性疏鬆無法分階段補孔，採用分3段防砂、每段之間用滑套控制，實現分3段開采，生產試驗區7年采出程度達到102%。
油氣田開發過程中的調整是改善開發效果不可缺少的重要手段。海上油氣田在開發過程中由於條件所限不允許大批量補充鑽井，原因之一是平台不能為調整井的鑽井、投產預留出足夠的空間，包括足夠的井槽和擴容設備的安裝場地，平台結構不能承受由於井數的增加帶來的載荷太大增加；其二是鑽井困難，因為調整井井位位於初期井網的生產井之間，而海上油氣田鑽井軌跡設計必須與初期井網同時進行，盡管如此，在實施調整井鑽井作業時鑽頭在叢式井中間安全穿行也是相當困難的，鑽井費用也會大大增加。因此，海上油氣田要做到經濟有效地開發，必須立足於一次井網。立足於一次井網不等於開發過程中不做任何調整。隨著鑽井和採油技術的不斷發展，海上油氣田的開發調整措施以在原井眼進行為主，主要是利用無價值生產井側鑽或平台上的預留井槽鑽個別補充井。海上油氣田非常重視一次井網的部署，基本思路是，在保證主力油層儲量得到充分動用的前提下，盡量照顧非主力油層的開發，對於一次井網不好控制的地區和儲層，要考慮為將來使用的措施創造條件。對於產量低的低效井，在井網優化過程中堅決去掉。厚度薄、儲量豐度小的地區，一次井網不布井。
例如，渤海的重質油油田綏中36-1、錦州9-3、秦皇島32-6等儲量比較大的油田，在油田邊部油層厚度小於15m的地區都沒有布井，准備後期利用邊部井向外側鑽水平井或大角度斜井增加動用儲量。南海東部的惠州26-1油田共有獨立的9套儲層，開發方案設計15口採油井和5口注水井，初期動用5套主力儲層，儲量佔74%。1991～1992年陸續投產，通過生產認識到油藏水驅能量充足，不需要注水，20口井全部為生產井。油田最高採油速度6%,5%以上的採油速度維持了將近4年。1996年油田含水上升到大約60%，利用高含水的老井眼側鑽了5口水平井，配合補孔進行開發層系的調整，在沒有增加井口的情況下，使動用儲量達到了100%，有效地改善了開發效果，採油速度始終穩定在4%左右。截止到2000年底，全油田采出程度達到39.48%、綜合含水74.2%。
3．人工舉升增大生產壓差，提高採油速度
對於有自噴能力的井，過去的做法是盡量保持自噴。而海上油田開發採用機械採油，不僅僅是因為油井停噴，一個非常重要的原因是為了增大生產壓差達到提高單井產量的目的。南海惠州油田群產能高、邊水和底水的能量充足，但在制定開發方案時，為了達到單井高產，還是設計了氣舉採油（實施時為自噴、氣舉、泵抽並舉），開發初期平均單井產油量達到300～400t/d。渤海的綏中36-1、錦州9-3、歧口18-1等油田，油井都具有一定的自噴能力，為了達到較高的採油速度，開發方案都設計為機械採油。
4．充分合理利用天然能量，節省投資
海上油田開發考慮盡量不使天然能量浪費掉。例如惠州油田群除利用邊水、底水能量驅油外，還利用位於油藏上部的氣藏作為氣源進行氣舉採油；綏中36-1油田、秦皇島32-6油田，利用位於東營組油藏上部的館陶組水藏作為注水水源進行人工注水；平台產出的溶解氣用於發電和其他平台自用；多餘的產出氣通過經濟評價，有條件的可以作為商品銷售（渤海歧口18-1油田群產出溶解氣向天津市供應）。
5．油田的聯合群體開發
油田聯合群體開發使不能單獨啟動的小型油田創造了非常好的經濟效益。在評價階段，特別注意被評價油氣田周圍的小構造，可以建議優先勘探，或在開發過程中兼探，一旦有所發現，它們可以作為群體共用一套生產設施，將大大改善這些油氣田的經濟效益。比如惠州21-1油田，編制開發方案時按可采儲量所做的經濟評價結果屬於邊際油田，當時為了使其經濟可行，除採用了高速開采、生產井合採的措施外，還將生產設施放置於油輪上以減少平台的體積與重量，就是這一點為聯合開發創造了條件。在惠州21-1油田投入開發之後，在其周邊又發現了惠州26-1、惠州32-2、惠州32-3、惠州32-5、惠州26-1北油田，其中除惠州26-1外均無單獨開采價值，但由於有惠州21-1現存的生產油輪、公用系統生產裝置和管線等，使這些油田在投入非常少的情況下很快投入開發並很快收回投資。
（二）鑽井、完井、採油工藝
鑽完井和採油工藝設計是總體開發方案的第二項重要內容，也是估算投資的開始。海上油氣田一般鑽完井及採油工藝費用要佔總投資的1/3～1/2，因此要在盡量滿足油藏要求的前提下，千方百計地降低鑽完井成本，促進設備器材國產化。降低成本有兩個含義：一是降低初期的一次投資；另外還要考慮投產後的二次或多次投資，即考慮工程質量和設備壽命，因為海上油氣田修井的費用要比陸地高得多。
鑽井方面由於全部為定向井或水平井，因此設計上要優化鑽井軌跡、優化井身結構，以節省管材和減少鑽井難度，為優質快速創造條件。
完井方面主要是對需要特殊完井工藝的油氣井進行專項研究，特殊完井工藝比正常的套管射孔完井技術上要復雜、費用上要增加，專項研究的目的是確定特殊完井工藝的必要性。由於海上油氣井完井的任何措施必須在投產前全部完成，沒有辦法投產後補救，所以這種專項研究尤為重要。比如東方1-1氣田，氣體組分中含有CO2，編制ODP時對生產氣井的防腐問題進行了專門研究，通過多種井下防腐方法對比研究，認為採用防腐管材及井下工具是惟一的方法。根據NACE（美國全國防腐工程師協會）制定的標准和日本 NKK公司的研究結果，確定6口井井下裝置和流道部分採用Cr13合金鋼，其餘井採用1Y80材質，這樣不同井不同對待比全部採用Cr13要節省很多費用。該氣田氣井測試時沒有明顯的出砂現象，但從岩石結構上看，在高速開采條件下可能出砂，為此進行了出砂預測研究，並請美國 AR-CO公司和英國EPS公司做了氣井的出砂預測。結果表明，水平井下割縫管完井出砂的臨界生產壓差大約是常規井套管射孔的2倍，生產過程中生產井設計的生產壓差遠遠小於臨界壓差，因此水平井產層部分採用裸眼加割縫管及盲管完井，有一定的防砂功能，這樣使完井費節省了幾百萬美元。
採油工藝設計方面，既要考慮設備長期的實用性，也要考慮設備的壽命，因為採油是一個漫長的過程，即便在海上也要15～20年，所以要選擇性能好、已經成熟的工藝技術，雖然一次投資較大，但後期投資小且能降低操作費，費用多些也不為過。
（三）海上工程概念設計
海上工程概念設計是開發項目中主要的投資對象，一個大項目的工程投資要佔總投資的1/2～2/3，由於內容多、涉及的專業多，所以必須本著少花錢多辦事和辦好事的原則來優化每一項設計。要點是定準設計基礎，選好設計參數，正確理解和使用規范，優化設計、減少設施，簡化流程、優化布置，推進設備國產化。平台、FPSO和海管是海上油氣田開發的3大主體工程，影響它們結構設計基礎的首先是所處海域的環境條件，而環境條件是會隨時間變化的，有一定的規律性也有一定的偶然性。如海況中的海流、波浪，氣象中的風速等，都有不同年份（5年、10年，直到100年）的重現期，我們要從這些大量統計數據分析中，選好合適的設計參數，這對結構設計是很重要的。海上油氣田通過多年開發實踐認識到，像平台、海管這樣的永久性裝置，只要在生產期限內滿足生產要求並保證安全就可以了，因此根據所處海域實際情況合理慎重選用設計參數，可以大量節省投資。當外界自然條件對這些永久性裝置的定量影響確定之後，餘下的就是根據油氣田開發本身的參數來進一步優化結構設計了。概念設計要執行國家和中國海油企業有關的法律、法規，以及結構、機械設施、電氣、儀表、消防、通訊等的國際標准、國家標准和企業標准。特別是環保和安全要嚴格按照國家的法律與法規執行，因為概念設計是基本設計的基礎，項目的基本設計要通過國際或國內知名船級社的審核，油氣田投產前要通過國家環保局和國家安全辦公室審查，如果沒有達到標准將需要進行整改，以致油氣田無法按時投產，這將會在經濟上造成不必要的損失。
在概念設計階段除永久性結構物設計外，降低投資的途徑主要是優化平台設施，包括集輸方式的優化、總系統工程優化、公用系統優化、平台設施平面布置優化、工藝流程優化等。比如綏中36-1油田二期工程，在概念設計時對集輸方式是採用全海式還是半海半陸式進行了反復優化。全海式對於綏中36-1油田，我們有試驗區近5年開發的成功經驗，半海半陸式對於離岸不算太遠、儲量規模幾億噸的大型重質油油田來說是有許多好處，但要涉及許多過去沒有碰到的問題，像登陸點問題、終端問題、征地問題、碼頭改造問題、重質油的長輸管線問題、近海岸線的排污問題以及與地方行政的關系等都必須重新研究。為此組織力量對多個問題同時開展研究，在確認了技術上可行之後，硬是在總體投資上做到與全海式大致相當，但從長遠利益考慮節省了海上部分的操作費，總體經濟效益要好於全海式。目前該油田已按半海半陸的集輸方式於2000年底順利投產。
海上油氣田總體開發方案研究是一項系統工程，涉及多個專業、多個工種、多項高新技術，過程中需要多次平衡優化，目的是達到油氣田的高效和高速開發。
8. 修井機和車載鑽機有什麼區別
其基本原理接近，噸位不同。
在行業標准：SY/T 5745-2008 採油采氣工程詞彙里是這樣定義的：修井機—配有絞車和鑽盤，用於起下油管、抽油桿、小直徑鑽桿或旋轉井下管桿柱的專用設備。
在行業標准：SY/T 5313-2006鑽井工程術語里的定義是：鑽機—用於石油天然氣勘探和開發作業的聯合作業機組。主要包括起升系統、動力設備、傳動系統、旋轉系統、循環系統、控制系統及配套設備等。
鑽機就是主要用來進行鑽井的；修井機則主要是用來對油、水、氣井進行各種維修作業的。當然在設備功能上其實也分不很清楚，因為鑽機也是可以用來進行修井作業的，特別是對深井、超深井。而有的配有鑽盤的修井機也可以用來進行鑽井作業。當然由於提升載荷及動力有限，只能鑽一些比較淺的井。
9. 報廢石油井改造技術
1.改造機理
在我國主要沉積盆地有數量極多的報廢石油井,從開發油氣資源角度看這些井是報廢的,但從開發地熱資源角度看則會有新的經濟價值,為此,在報廢石油井改造為地熱井中引進了石油射孔技術。射孔後的涌水機理是射孔彈穿透套管,進入地層成孔道後,整個孔道的內壁成為滲水斷面,地下水以紊流的形式湧出。但在孔道形成中,對孔道周邊地層的滲透率也有重大影響,主要是燒結壓實致使孔隙率大大降低。據R·J·Sanucier砂岩靶射孔試驗,在孔眼周圍大約12.70mm的破碎壓實帶以內其滲透率約為原始滲透率的10%。這說明整個孔道內表面的滲透性大大降低,所以必須尋找賦水性好、岩石顆粒粗、滲透率大的熱儲層。
圖4-3 天津地區孔隙型地熱回灌井井身結構
a—明化鎮組一開大口徑管外填礫井身結構;b—明化鎮組二開雙層過濾器井身結構;c—館陶組二開單層過濾器井身結構
2.影響因素
影響射孔效果的首要因素是目的層儲層特性及水文地質特徵,包括岩性、顆粒大小、分選排列、磨圓度、膠結程度以及孔隙度、滲透性等。天津地區館陶組砂岩層比較發育,砂岩層占總厚度的40%～60%;砂岩單層厚度大,一般10～20m,累計厚度80～120m,滲透率一般為(500～1200)×10-3μm2。由於館陶組成岩性普遍好於明化鎮組,又加之射孔彈對孔道的燒結作用,解決了地層出砂難題。天津地區對T38,T38-1,T38-2報廢石油井進行射孔改造,效果較好,而且地熱尾水回灌率達90%以上。通過華北地區其他十餘口井的射孔改造結果對比可知,選取館陶組的有利層段射孔,成功率是很高的。
影響射孔效果的其次因素是射孔參數的優化配合。包括天津在內的華北地區通常選用89槍89彈或者127槍127彈,槍長在2m、3m或4m之間,密度16～20孔/m,孔徑12mm,射孔方式螺旋排列。由於單射過水斷面小,往往在儲層發育條件好的井段進行兩次以上復射,以增大過水斷面,減少出水阻力。
3.主要改造技術
射孔技術是一項比較成熟的技術,但引用到報廢石油井中改造開發地熱井才僅僅是開始。其主要改造技術有①通井換漿;②製作人工井底;③磁性定位及聲幅測井,以確定水泥膠結、水泥返高及檢查每根套管下深;④為保證泵室長度,將原採油小直徑套管割斷取出;⑤新的套管重疊部位進行水泥封固;⑥射孔;⑦探砂面沖砂;⑧洗井、抽水。一般情況下射孔後不必再下入過濾器,可適當留長沉澱空間。石油井改造地熱井井身結構示意圖如圖4-4所示。
10. 天津港青石油化工設備製造有限公司怎麼樣
天津港青石油化工設備製造有限公司是2004-03-10注冊成立的有限責任公司，注冊地址位於天津大港油田作業二區採油三隊北建院二處。
天津港青石油化工設備製造有限公司的統一社會信用代碼/注冊號是91120116758127494A，企業法人田壽廣，目前企業處於開業狀態。
天津港青石油化工設備製造有限公司的經營范圍是：抽油泵、往復泵、螺桿鑽具、井下工具、鑽井工具、密封件、石油機械設備、石化設備、鑽采工具製造（淘汰類，禁止類、落後產能除外）及維修；緊固件、彎頭、法蘭製造（淘汰類，禁止類、落後產能除外）；鉚焊、機械加工（淘汰類，禁止類、落後產能除外）；機電產品、勞保用品、辦公用品、鋼材、五金、交電批發兼零售；井下作業及技術服務；電動機、高低壓電器維修；油管、抽油桿製造（淘汰類，禁止類、落後產能除外）、維修；閥門修理；高低壓設備安裝；管道工程、市政工程、防腐保溫工程、室內外裝飾裝修工程施工；石油工程技術服務；防爆燈具、照明燈具、電纜橋架、鋁型材銷售；金屬製品製造（淘汰類、禁止類、落後產能除外）、銷售。（依法須經批準的項目，經相關部門批准後方可開展經營活動）。
天津港青石油化工設備製造有限公司對外投資0家公司，具有1處分支機構。
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