兴古潜山举升技术 2016523

1、兴古潜山举升工艺分析兴古潜山举升工艺分析及技术建议及技术建议 中国石油辽河油田钻采工艺研究院2016年5月目 录一、兴古潜山油藏基本情况二、兴古潜山生产现状分析三、前期举升工艺实施情况分析四、下一步举升工艺技术建议 兴隆台潜山带位于兴隆台区，构造上位于渤海湾盆地辽河坳陷西部凹陷南部兴隆台马圈子潜山构造带东北部，与盘山洼陷、陈家洼陷、冷家断阶带、马圈子构造四周相接。兴隆台潜山带兴隆台潜山带一、兴古潜山油藏基本情况一、兴古潜山油藏基本情况兴隆台潜山发育北东、北西、以及近东西向三兴隆台潜山发育北东、北西、以及近东西向三组主要断层，由组主要断层，由1010条正断层和条正断层和2 2条逆断层组合，条逆断

2、层组合，主干断层，控制着潜山形态，进一步将兴隆台主干断层，控制着潜山形态，进一步将兴隆台潜山分为兴古潜山、马古潜山、陈古潜山。其潜山分为兴古潜山、马古潜山、陈古潜山。其中兴古潜山构造面积中兴古潜山构造面积35.3km35.3km2 2、马古潜山、马古潜山47km47km2 2、陈古潜山陈古潜山8.7km8.7km2 2、兴古中生界、兴古中生界11.7km11.7km2 2马古中生马古中生界界9.2km9.2km2 2。次级断层，进一步将兴古潜山分成兴古次级断层，进一步将兴古潜山分成兴古7 7块、块、兴古兴古7-107-10块、兴古块、兴古9 9块共块共3 3个断块个断块23352345m一、兴

3、古潜山油藏基本情况4680兴古8井兴古7井混合片麻岩（兴古8井，3718.78m ） 糜棱岩化花岗斑岩（兴古8井，2583.39m） 闪长玢岩（兴古7井，4002.56m ） （1 1）油藏巨厚，根据油层集中发育段将整个潜山油藏分为四段七层；）油藏巨厚，根据油层集中发育段将整个潜山油藏分为四段七层；（2 2）储集空间类型以构造裂缝为主，且多为中高角度缝，平均缝宽）储集空间类型以构造裂缝为主，且多为中高角度缝，平均缝宽10-10010-100微米，宏观微米，宏观构造裂缝以北东向展布，平均裂缝密度为构造裂缝以北东向展布，平均裂缝密度为4040条条/ /米；储集岩主要为混合花岗岩类、混合米；储集岩主

4、要为混合花岗岩类、混合片麻岩类、酸性和中性侵入岩类、片麻岩类。片麻岩类、酸性和中性侵入岩类、片麻岩类。目的层目的层油藏类型油藏类型油藏埋深油藏埋深m m原始地层压力原始地层压力MPaMPa(3996.25m)(3996.25m)平均地层温度平均地层温度太古界潜山太古界潜山层状特征的块状变层状特征的块状变质岩裂缝性油藏质岩裂缝性油藏233523354680m4680m42.2142.21126126孔隙度孔隙度% %渗透率渗透率mdmd地层压力地层压力系数系数地温梯度地温梯度 /100m/100m凝固点凝固点5.15.11 11.11.13.43.418183131含蜡含蜡% %地层原油密度地层

5、原油密度g/cmg/cm3 3 地层地层原油粘度原油粘度mPamPas s胶质胶质+ +沥青质沥青质% %天然气相对密天然气相对密度度7.67.624.824.80.64420.64420.3840.3841.761.767.387.380.58350.58350.76210.7621饱和压力饱和压力地面原油粘度地面原油粘度矿化度矿化度凝固点凝固点21MPa21MPa3.57mP.s3.57mP.s4000 4000 8000mg/l8000mg/l18183131 油层分布受岩性及构造控制，具有较强的非均质性，原油性质好，油层分布受岩性及构造控制，具有较强的非均质性，原油性质好，属低粘稀油。

6、属低粘稀油。一、兴古潜山油藏基本情况目 录一、兴古潜山油藏基本情况二、兴古潜山生产现状分析三、前期举升工艺实施情况分析四、下一步举升工艺技术建议采出程度采出程度 10.13%10.13%采油速度采油速度 0.85%0.85%累产油累产油 537.43537.43万吨万吨日产油日产油 12441244吨吨开井开井 6464口口兴马潜山总井兴马潜山总井 153 153口口2016年年4月月直井直井7777口口水平井水平井7676口口二、兴古潜山开发情况分析兴古潜山总井兴古潜山总井 93 93口口平均生产气油比平均生产气油比260，产量构成中新井产量减少，产量构成中新井产量减少二、兴古潜山开发情况分

7、析投产水平井投产水平井5050口，产量相对稳定口，产量相对稳定1111口井，产量递减明显的口井，产量递减明显的3131口，油藏产量综合递口，油藏产量综合递减率减率13%13%，油藏原始压力，油藏原始压力41.24Mpa,41.24Mpa,压力系数压力系数1.13,1.13,目前地层压力目前地层压力26.25MPa26.25MPa，压力系数，压力系数0.750.75，每采出，每采出1%1%地质储量压力下降地质储量压力下降1.5Mpa1.5Mpa，油藏压力下降呈快速下降趋势。，油藏压力下降呈快速下降趋势。二、兴古潜山开发情况分析目前注水井目前注水井7 7口，开井口，开井3 3口，日注水口，日注水7

8、575方，累方，累注水注水13.38104m3H408H40420-26兴古兴古7兴古潜山注水井平面位置示意图兴古潜山注水井平面位置示意图段段段下段下段下段下段上段上段上段上底部水驱剖面示意图底部水驱剖面示意图含油幅度大、单纯底部注含油幅度大、单纯底部注水难以短期内有效补充油水难以短期内有效补充油藏中上部能量。水型配伍藏中上部能量。水型配伍性差。底水锥进速度快，性差。底水锥进速度快，潜山下段井集中水淹潜山下段井集中水淹 注入水为注入水为NaHCONaHCO3 3型，与型，与CaClCaCl2 2型地层水不型地层水不配伍，造成地层和井筒结垢。配伍，造成地层和井筒结垢。二、兴古潜山开发情况分析补充

9、能量方式之一补充能量方式之一 底部油藏注水底部油藏注水 按照注气井的选井原则，选按照注气井的选井原则，选1010口老井注氮气试验。其中，上部口老井注氮气试验。其中，上部2 2口，中部口，中部2 2口，下部口，下部6 6口口注气井，补充地层能量、稳油控水注气井，补充地层能量、稳油控水。 注气井注气井1010口，开井口，开井8 8口，日注气口，日注气2727万方，累注气万方，累注气9095.69095.6万方，其中万方，其中20152015年累注年累注79127912万方。万方。注气受效井达到注气受效井达到1111口，累计增油口，累计增油1195711957吨，递减幅度有所减小，底水锥进有所控制，

10、注气取吨，递减幅度有所减小，底水锥进有所控制，注气取得初步效果和阶段认识。得初步效果和阶段认识。H6H322H102古7H306H325古8H325H306H322H6H102古古7注气井平面位置示意图注气井平面位置示意图古古8兴古7-H309兴古7-H234兴古7-H327H234H309H327二、兴古潜山开发情况分析补充能量方式之二补充能量方式之二 注氮气注氮气目 录一、兴古潜山油藏基本情况二、兴古潜山生产现状分析三、前期举升工艺实施情况分析四、下一步举升工艺技术建议 兴古潜山开发初期，由于油藏埋藏深、压兴古潜山开发初期，由于油藏埋藏深、压力高、气油比高以及城区作业等特点，常规举力高、气

11、油比高以及城区作业等特点，常规举升方法升方法( (抽汲法、液氮法抽汲法、液氮法) )难以实现排液诱喷投难以实现排液诱喷投产，全部采用气举诱喷投产技术，研发了产，全部采用气举诱喷投产技术，研发了2 2种种气举工艺技术，气举工艺技术， 现场实施成功率现场实施成功率100%100%，降低，降低作业成本和城区作业井控风险，取得了良好的作业成本和城区作业井控风险，取得了良好的经济效益和社会效益。经济效益和社会效益。1. 气举诱喷投产技术自喷管柱选用自喷管柱选用73mm73mm油管油管 。深度下至悬挂器以上直井段内。深度下至悬挂器以上直井段内。三、前期举升工艺实施情况分析（1 1）水平井替泥浆、气举一次管

12、柱技术）水平井替泥浆、气举一次管柱技术正洗井替泥浆，若不喷则气举诱喷正洗井替泥浆，若不喷则气举诱喷充分利用地层能量，减轻近井地带油层充分利用地层能量，减轻近井地带油层污染。污染。（2 2）水平井替泥浆、气举、转抽一）水平井替泥浆、气举、转抽一体化技术体化技术替泥浆或气举诱喷成功选择自喷生替泥浆或气举诱喷成功选择自喷生产；不能自喷，直接下入杆式泵生产；不能自喷，直接下入杆式泵生产；减少一次作业，避免压井液污产；减少一次作业，避免压井液污染底层。染底层。替泥浆、气举诱喷一次管柱1.制氮注氮车 2.投捞式气举阀 3.固定式气举阀 4.泵筒 5.筛管 6.导锥替泥浆、气举诱喷、转抽一次管柱三、前期举升

13、工艺实施情况分析1. 气举诱喷投产技术 气举诱喷投产技术具备了完整的设计施工方法，针对兴古潜山油藏特点，气举诱喷投产技术具备了完整的设计施工方法，针对兴古潜山油藏特点，形成了一套气举参数优化及方案设计模型，保证了气举阀井下工作的可靠性，形成了一套气举参数优化及方案设计模型，保证了气举阀井下工作的可靠性，并且可以根据压力显示进行气举工况诊断，整体技术达国内领先水平。并且可以根据压力显示进行气举工况诊断，整体技术达国内领先水平。1. 气举诱喷投产技术三、前期举升工艺实施情况分析 经过攻关完善，将气举阀耐压从经过攻关完善，将气举阀耐压从15MPa15MPa提高到提高到30MPa30MPa，气举工作筒

14、耐压，气举工作筒耐压从从30MPa30MPa提高到提高到80MPa80MPa，最大下深达，最大下深达3300m3300m；气举工具可适应任意井斜及各；气举工具可适应任意井斜及各种复杂油藏条件，并且不影响油井测试、清蜡等。种复杂油藏条件，并且不影响油井测试、清蜡等。固定式气举阀固定式气举阀投捞式气举阀投捞式气举阀投捞气举工作筒投捞气举工作筒固定式气举工作筒固定式气举工作筒1. 气举诱喷投产技术三、前期举升工艺实施情况分析 自自20102010年开始，兴古潜山共应用气举杆式泵联作技术年开始，兴古潜山共应用气举杆式泵联作技术2929井次，其井次，其中气举后自喷中气举后自喷7 7井次，下泵生产井次，下

15、泵生产2222井次，其中井次，其中2020井次下入井次下入4444杆式泵。杆式泵。下泵平均泵深下泵平均泵深2035m2035m，平均生产周期，平均生产周期277277天。天。 部分停喷井实施了电潜泵举升技术，累计应用部分停喷井实施了电潜泵举升技术，累计应用7 7口井口井1111井次，井次，平均生产平均生产天数天数124124天；斯伦贝谢电潜泵在兴古天；斯伦贝谢电潜泵在兴古7-H3087-H308井应用井应用1 1井次，生产天数井次，生产天数778778天，天，平均日产油平均日产油14.9t14.9t，日产气，日产气4387m4387m3 3，累产油，累产油11640t11640t，累产气，累产

16、气345.7273345.7273万万m m3 3。目前电泵井已经都改用有杆泵举升。目前电泵井已经都改用有杆泵举升。2. 电潜泵举升工艺技术三、前期举升工艺实施情况分析井号井号下泵日期下泵日期失效日期失效日期设计参数设计参数初期生产情况初期生产情况停产前生产情况停产前生产情况生产生产天数天数排量排量 m m3 3/d/d泵深泵深 m m日产油日产油 t t日产水日产水 m m3 3日产气日产气 m m3 3日产油日产油 t t日产水日产水 m m3 3日产气日产气 m3m3兴古兴古7-H47-H42008.07.102008.07.102008.07.112008.07.11303025502

17、5500 027.9527.95667366730 00 0176317631 12008.08.162008.08.162008.08.202008.08.203030225022500 026.726.7347334730 00 0160016004 4兴古兴古7-H202Z7-H202Z2010.10.232010.10.232010.11.192010.11.193030260026002.92.94.84.8238723871.71.70 0329932992121兴古兴古7-H3037-H3032010.10.232010.10.232011.01.122011.01.123030

18、260026008.28.21.51.5663266320 00 094894877772011.03.082011.03.082011.06.262011.06.2650502700270032322.12.1124801248032322.12.112480124801111112011.07.062011.07.062012.02.262012.02.2630302700270020.620.66.56.5748574853.33.30.30.332233223234234兴古兴古7-H3057-H3052011.07.042011.07.042011.07.072011.07.0730

19、30300030002.12.123.823.8101610161.91.93.13.13413414 42011.08.142011.08.142011.11.102011.11.105050300030006.16.124.224.2271527155.55.55.55.54504508989兴古兴古7-H3257-H3252011.07.132011.07.132012.01.012012.01.0130303300330015.415.441.841.8431743170 036.236.2660660173173兴古兴古7-H3237-H3232011.10.142011.10.14

20、2013.04.302013.04.3050503000300043.243.218.518.511781117810 076.676.633603360564564兴古7-H308兴古潜山电泵举升存在难点：兴古潜山电泵举升存在难点：（1 1）气油比高，对电泵泵效影响较大；）气油比高，对电泵泵效影响较大； （2 2）深井高温影响电泵运行状况；）深井高温影响电泵运行状况；（3 3）产出液结垢，筛管叶轮结垢；）产出液结垢，筛管叶轮结垢；（4 4）结蜡，清防蜡措施需要配套；）结蜡，清防蜡措施需要配套；（5 5）产能下降，无法持续电泵举升；）产能下降，无法持续电泵举升；2. 电潜泵举升工艺技术油层中部

21、深度油层中部深度4500m4500m泵排量泵排量50m50m3 3/d/d下泵深度下泵深度30003000米米扬程扬程3250m3250m分离器分离器旋转式旋转式适用井温适用井温180180度度泵型泵型防气、防垢泵防气、防垢泵防蜡措施防蜡措施涂层加厚油管涂层加厚油管(1000m)(1000m)换有杆泵换有杆泵三、前期举升工艺实施情况分析目前，兴古潜山举升方式以自喷和有目前，兴古潜山举升方式以自喷和有杆泵举升为主，杆泵举升为主，9393口采油井，自喷口采油井，自喷4646口，人工举升口，人工举升4747口（其中机采口（其中机采4545口，口，间开采气间开采气2 2口），自喷开井口），自喷开井41

22、41口，机口，机采开井采开井2626口，口，其中游梁式抽油机其中游梁式抽油机1818口口（1010型型1 1口，口，1212型型1717口），塔式抽油口），塔式抽油机机4 4口（口（1616型型3 3口，口，1818型型1 1口）口）。3. 有杆泵举升工艺技术举升特点：举升特点：（1 1）油井产能低，平均泵深）油井产能低，平均泵深2392m2392m、动液面、动液面1944m1944m、日产液日产液4.4m4.4m、日产油、日产油2.9t2.9t、日产气、日产气778m778m；（2 2）下泵深度大、气液比高、冲程损失大，泵漏）下泵深度大、气液比高、冲程损失大，泵漏失大、部分井井斜大导致泵效低

23、，失大、部分井井斜大导致泵效低，平均泵效平均泵效23%23%。（3 3）油井结垢、结蜡严重；）油井结垢、结蜡严重；三、前期举升工艺实施情况分析泵径泵径mmmm冲程冲程m m冲次冲次minmin-1-150%50%泵效排量泵效排量m m3 3/d/d38386 63 314.614.64 419.519.544446 63 319.619.64 426.226.2下泵深度下泵深度2200m-2600m2200m-2600m，泵效小于，泵效小于50%,50%,主主要采用要采用1212型抽油机型抽油机 ；受抽油机载荷限制，配套使用减载器；受抽油机载荷限制，配套使用减载器；减载幅度减载幅度1.81.8

24、吨到吨到4.34.3吨，减载效果受泵吨，减载效果受泵深和动液面影响深和动液面影响考虑热洗清蜡需求，杆柱组合如下：考虑热洗清蜡需求，杆柱组合如下：36mmD36mmD级空心杆级空心杆1000m+22mmH1000m+22mmH级抽油杆级抽油杆400m+19mmH400m+19mmH级抽油杆级抽油杆800m800m。3. 有杆泵举升工艺技术三、前期举升工艺实施情况分析 20142014年，针对潜山油藏存在的液量低、偏磨重的问题，试验数控往复式电泵举升技术年，针对潜山油藏存在的液量低、偏磨重的问题，试验数控往复式电泵举升技术2 2井次。井次。4、数控往复式电泵举升井号井号下泵下泵日期日期关井关井日期

25、日期生产生产天数天数措施前措施前措施后措施后日增油日增油（t t）累增油累增油（t t）油油（t t）气气（mm）水水（mm）油油（t t）气气（mm）水水（mm）兴古兴古7-167-162014.06.272014.06.272015.01.302015.01.302172170 00 00 02.72.73033031.91.92.72.7585.9585.9兴气兴气9 92014.09.122014.09.122014.12.252014.12.251051052 21521520 04.54.5176417641.61.62.52.5472.5472.5 由于数控往复式电泵采取间歇的工

26、作方由于数控往复式电泵采取间歇的工作方式，在举升过程中，瞬时电流较大，随着举式，在举升过程中，瞬时电流较大，随着举升深度的增加，情况加剧，致使其在应用过升深度的增加，情况加剧，致使其在应用过程中，容易发生电缆击穿的现象。反复修井程中，容易发生电缆击穿的现象。反复修井造成的作业费用及电缆费用，使其在潜山油造成的作业费用及电缆费用，使其在潜山油藏的推广应用受到了一定的限制。藏的推广应用受到了一定的限制。三、前期举升工艺实施情况分析目 录一、兴古潜山油藏基本情况二、兴古潜山生产现状分析三、前期举升工艺实施情况分析四、下一步举升工艺技术建议1 1、总体举升工艺技术建议、总体举升工艺技术建议（1）补充地

27、层能量，进行储层改造，恢复停喷油井产能；）补充地层能量，进行储层改造，恢复停喷油井产能；（2）举升工艺技术与整体开发方案相结合，针对兴古潜山的特点，加）举升工艺技术与整体开发方案相结合，针对兴古潜山的特点，加强举升方式优选和举升工艺优化工作；强举升方式优选和举升工艺优化工作；（2）做好油井产能分析工作，兴古潜山目前油井的静压、流压、饱和）做好油井产能分析工作，兴古潜山目前油井的静压、流压、饱和压力测试较欠缺，自喷后产能急速递减速度快，需要结合油藏渗流特点，压力测试较欠缺，自喷后产能急速递减速度快，需要结合油藏渗流特点，从油井流入动态和井筒多相流的研究入手，分析产能变化原因并找出规从油井流入动态

28、和井筒多相流的研究入手，分析产能变化原因并找出规律，并指导举升参数设计；建议加强单井分层段压力测试和实验，并采律，并指导举升参数设计；建议加强单井分层段压力测试和实验，并采用用IPR曲线方法进行分析。曲线方法进行分析。四、下一步举升工艺技术建议（3）对前期举升工艺出现的问题进行系统分析，并完善配套工艺技）对前期举升工艺出现的问题进行系统分析，并完善配套工艺技术，延长油井免修期。术，延长油井免修期。1 1、总体举升工艺技术建议、总体举升工艺技术建议举升方式建议：举升方式建议：（1）新井投产继续使用气举诱喷技术）新井投产继续使用气举诱喷技术（2）停喷井优先选用无杆泵举升技术）停喷井优先选用无杆泵举

29、升技术（3）高气油比井进行连续气举采油试验）高气油比井进行连续气举采油试验（4）高产能井采用潜油离心泵或潜油螺杆泵举升）高产能井采用潜油离心泵或潜油螺杆泵举升（5）对低产能井进行潜油往复泵试验）对低产能井进行潜油往复泵试验（6）对非城区井采用有杆泵举升）对非城区井采用有杆泵举升应用软件优选了四种举升方式对兴古潜山应用软件优选了四种举升方式对兴古潜山的适应性的适应性有杆泵有杆泵电潜泵电潜泵气举气举水力射水力射流泵流泵加权平加权平均值均值2.682.682.102.102.782.781.431.43四、下一步举升工艺技术建议 依托钻采院软件优势，加强举升工艺优化设计及诊断，通过优化设计依托钻采院

30、软件优势，加强举升工艺优化设计及诊断，通过优化设计可提高生产系统运行稳定性，提高系统效率或延长油井免修期，提高整体可提高生产系统运行稳定性，提高系统效率或延长油井免修期，提高整体经济效益。经济效益。四、下一步举升工艺技术建议方案设计建议方案设计建议1 1、总体举升工艺技术建议、总体举升工艺技术建议 水平井初期单井日配产水平井初期单井日配产505070 m70 m3 3/d/d，气油比，气油比200200280m280m3 3/m/m3 3。投。投产初期采用产初期采用73mmN8073mmN80外加厚油管（最大下深为外加厚油管（最大下深为4448m 4448m ），气举管柱），气举管柱下深在下深

31、在3500m3500m内。内。气举阀数量：气举阀数量：5 56 6级；级；启动压力：启动压力： 9.8 9.811.0MPa 11.0MPa ；工作压力：；工作压力： 6.5 6.57.5MPa 7.5MPa ；设计注气量：设计注气量：180001800021000m21000m3 3/d/d；油嘴：油嘴：2 28mm8mm；气源：氮气（浓度气源：氮气（浓度95%95%以上）。以上）。新井投产继续使用气举诱喷技术新井投产继续使用气举诱喷技术：（1 1）充分利用油井地层能量举升，降低井控风险；）充分利用油井地层能量举升，降低井控风险；（2 2）气举）气举- -杆式泵联坐减少一趟作业，降本增效。杆

32、式泵联坐减少一趟作业，降本增效。四、下一步举升工艺技术建议2 2、新投产井技术建议、新投产井技术建议四、下一步举升工艺技术建议3 3、连续气举采油方案建议、连续气举采油方案建议工作方式工作方式往复式往复式驱动类型驱动类型燃气驱燃气驱进气压力进气压力0.8-1.5MPa0.8-1.5MPa排气压力排气压力10-12MPa10-12MPa标定功率标定功率637kw 637kw （ 440rpm440rpm）单台燃料气耗量单台燃料气耗量5,634Nm3/d 5,634Nm3/d 1.971.97106Nm3/a106Nm3/a日供气量日供气m3/d104 m3/d 建设集中

33、压缩气站和注采管线，钻采院提供气举工艺建设集中压缩气站和注采管线，钻采院提供气举工艺设计和诊断技术及气举井下工具设计和诊断技术及气举井下工具Ajax DPC-2804压缩站压缩站 连续气举井的优化设计对施工具有重要的指导意义，设定注气连续气举井的优化设计对施工具有重要的指导意义，设定注气深度深度2400m2400m，计算不同注气量时井筒压力变化，确定注气量为，计算不同注气量时井筒压力变化，确定注气量为8000m8000m3 3/d-11000m/d-11000m3 3/d/d，含水越低气举效率越高。，含水越低气举效率越高。四、下一步举升工艺技术建议3 3、连续气举采油方案建议、连续气举采油方案

34、建议（1）注气量优化）注气量优化 根据优化所得的参数选择范围，设计注气量根据优化所得的参数选择范围，设计注气量11000m11000m3 3/d,/d, 计算出下井阀计算出下井阀数量为数量为6 6级，各级阀下井深度依次为，级，各级阀下井深度依次为，924m924m，1627m1627m，2148m2148m，2513m2513m，2750m2750m，2887m2887m，阀孔尺寸为，阀孔尺寸为3.2mm3.2mm和和4.8mm4.8mm，气举阀启动压力，气举阀启动压力10Mpa10Mpa，工作，工作压力压力7.0Mpa7.0Mpa。 四、下一步举升工艺技术建议3 3、连续气举采油方案建议、连

35、续气举采油方案建议（2）参数设计）参数设计四、下一步举升工艺技术建议4 4、电泵举升方案建议、电泵举升方案建议（1）加强实施井产能评价）加强实施井产能评价电泵井前期投入高，重复利用率低电泵井前期投入高，重复利用率低,油井持续稳定的产能是维持电油井持续稳定的产能是维持电泵稳定运行并获得良好效益的重要因素。泵稳定运行并获得良好效益的重要因素。兴古潜山电泵举升需要进行耐高温、防气、防垢技术配套。兴古潜山电泵举升需要进行耐高温、防气、防垢技术配套。电潜泵举升设计电潜泵举升设计配产液量配产液量505060m60m3 3/d/d泵泵 挂挂300030003500m3500m沉没度沉没度400m400m油管

36、组合油管组合73mmN8073mmN80外加厚油管外加厚油管1000m+73mmN801000m+73mmN80平式油管平式油管（2000200025002500）m m机组型号机组型号QYDB146QYDB146- -50m50m3 3/d/d- -3000Em3000Em电泵型号电泵型号QYB102-50/3000/FSQYB102-50/3000/FS电电 机机YQY138-49EYQY138-49E双保护器双保护器QYH102J/S/X-GZQYH102J/S/X-GZ双分离器双分离器QYX102F-X/FSQYX102F-X/FS动力电缆动力电缆3100m3100m，耐温，耐温150

37、150180180地面控制柜地面控制柜变频控制柜变频控制柜四、下一步举升工艺技术建议4 4、电泵举升方案建议、电泵举升方案建议（2）加强方案优化及工艺配套）加强方案优化及工艺配套四、下一步举升工艺技术建议4 4、电泵举升方案建议、电泵举升方案建议（3）根据不同井况进行电泵举升参数设计）根据不同井况进行电泵举升参数设计主要攻关国产电泵举升工艺，借鉴兴古主要攻关国产电泵举升工艺，借鉴兴古7-H308井经验，分析前期工艺井经验，分析前期工艺技术薄弱环节并进行完善，延长油井免修期。技术薄弱环节并进行完善，延长油井免修期。（1 1）根据前期普遍存在的小扁电缆击）根据前期普遍存在的小扁电缆击穿的问题，重点

38、研究直线电机本身工作穿的问题，重点研究直线电机本身工作状态下柱塞受力规律以及电流波形的变状态下柱塞受力规律以及电流波形的变化规律，减小电流峰值，应用电学原理化规律，减小电流峰值，应用电学原理消除谐波，减小波涌冲击危害，延长油消除谐波，减小波涌冲击危害，延长油井免修期；井免修期；（2 2）加强整体举升工艺参数优化，使）加强整体举升工艺参数优化，使举升系统参数与油井产能和井筒流出动举升系统参数与油井产能和井筒流出动态相匹配。态相匹配。三、前期举升工艺实施情况分析5 5、直线电机往复泵举升方案建议、直线电机往复泵举升方案建议（1）设计高扬程泵，进行潜油螺杆泵）设计高扬程泵，进行潜油螺杆泵深抽试验研究

39、，扬程是制约该工艺的深抽试验研究，扬程是制约该工艺的主要因素；主要因素；（2）做好井温监测及井筒温度场预测，）做好井温监测及井筒温度场预测，确保井温不超过定子耐温等级；确保井温不超过定子耐温等级；（3）举升工艺设计保持合理的沉没压）举升工艺设计保持合理的沉没压力，使泵进泵气液比不超过泵适应能力，使泵进泵气液比不超过泵适应能力，增大容积效率，出泵的气体分离力，增大容积效率，出泵的气体分离后能辅助举升；后能辅助举升；（4）泵导程、偏心距、截圆直径的设）泵导程、偏心距、截圆直径的设计要与油井产能匹配。计要与油井产能匹配。ESPCP工作示意图四、下一步举升工艺技术建议6 6、潜油螺杆泵举升方案建议、潜

40、油螺杆泵举升方案建议 兴隆台潜山带油井气液比较高，需在人工举升时保持较高的沉没度兴隆台潜山带油井气液比较高，需在人工举升时保持较高的沉没度，根据压力情况，推荐有杆泵下泵深度为，根据压力情况，推荐有杆泵下泵深度为3000m3000m。 兴古潜山有杆泵举升分两种方式。对于井深较大的水平井采用长冲兴古潜山有杆泵举升分两种方式。对于井深较大的水平井采用长冲程、低冲次、小直径有杆泵深抽的方式，对于直井采用减载深抽的方式程、低冲次、小直径有杆泵深抽的方式，对于直井采用减载深抽的方式, ,在杆柱上增加减载器减小抽油机悬点载荷，从而增加下泵深度。在杆柱上增加减载器减小抽油机悬点载荷，从而增加下泵深度。7 7、

41、有杆泵深抽方案建议、有杆泵深抽方案建议四、下一步举升工艺技术建议（1）目前深抽需求）目前深抽需求生产需求：下泵深度生产需求：下泵深度2000m-3000m2000m-3000m，配产，配产20t/d20t/d，泵效，泵效60%60%。泵径泵径mmmm冲程冲程m m冲次冲次minmin-1-160%60%泵效排量泵效排量m m3 3/d/d38387-87-83 320.620.64 427.427.444447-87-83 327.627.64 436.736.7 生产存在问题生产存在问题对策对策沉没度低，气体进泵沉没度低，气体进泵加深泵挂加深泵挂冲程损失大冲程损失大长冲程、低冲次，优化杆柱组

42、合，油长冲程、低冲次，优化杆柱组合，油管锚定管锚定抽油泵漏失大抽油泵漏失大选择一级间隙泵，选用深抽泵选择一级间隙泵，选用深抽泵杆管偏磨杆管偏磨配套防偏磨技术配套防偏磨技术, ,配套加重杆配套加重杆汽油比高汽油比高配套气锚配套气锚悬点载荷大悬点载荷大16-2016-20型抽油机型抽油机杆柱应力大杆柱应力大选用高强度抽油杆（选用高强度抽油杆（H H级或碳纤维、级或碳纤维、玻璃钢杆）玻璃钢杆）四、下一步举升工艺技术建议7 7、有杆泵深抽方案建议、有杆泵深抽方案建议（2）技术对策）技术对策 考虑热洗清蜡需求，杆柱组合方式为考虑热洗清蜡需求，杆柱组合方式为36mmH36mmH级空心杆级空心杆1000m1

43、000m与与22mmH22mmH级抽油级抽油杆、杆、19mmH19mmH级抽油杆组合。级抽油杆组合。 为降低漏失，选择一级间隙抽油泵，为降低漏失，选择一级间隙抽油泵，选用选用3838和和4444抽油泵，泵挂深度抽油泵，泵挂深度2000m-2000m-3000m3000m。 为加深泵挂、提高泵效，需要配套长为加深泵挂、提高泵效，需要配套长冲程、低冲次抽油机，推荐采用冲程、低冲次抽油机，推荐采用16-2016-20型型长冲程抽油机。长冲程抽油机。深抽泵四、下一步举升工艺技术建议（2）技术对策）技术对策7 7、有杆泵深抽方案建议、有杆泵深抽方案建议 可以应用举升工艺仿真优化系统进行优化设计及诊断，进

44、行有杆泵举可以应用举升工艺仿真优化系统进行优化设计及诊断，进行有杆泵举升产能分析、管流计算、杆柱优化、强度校核、抽油机参数计算、泵效预升产能分析、管流计算、杆柱优化、强度校核、抽油机参数计算、泵效预测及工况诊断等，通过优化设计可提高生产系统运行稳定性，提高系统效测及工况诊断等，通过优化设计可提高生产系统运行稳定性，提高系统效率或延长油井免修期，提高整体经济效益。率或延长油井免修期，提高整体经济效益。四、下一步举升工艺技术建议（3）方案设计建议）方案设计建议7 7、有杆泵深抽方案建议、有杆泵深抽方案建议44抽油泵杆柱计算抽油泵杆柱计算泵径泵径3636空心空心杆长杆长度度2222长长度度1919长

45、长度度下泵下泵深度深度冲程冲程 冲次冲次泵效泵效0.60.6时时日产日产液量液量最大载荷最大载荷N N 应力条件应力条件抽油机抽油机最大载最大载荷（安荷（安全系数全系数1.141.14）N N冲程损冲程损失减低失减低泵效泵效,%,%推荐推荐机型机型44441000100030030070070020002000 4.84.85 531.5131.51 102029.17102029.17满足满足116313116313 20.318220.3182121244441000100040040080080022002200 4.84.85 531.5131.51 110722.43110722.43满足满足12622412622424.9624.96141444441000100050050090090024002400 4.84.85 531.5131.51 119401.2119401.2满足满/p>