螺杆泵工作原理和工况诊断方法

1、4十网万曲丸号华东）CIITNAir市机房及护耕一一一战*西三通屋图2-3ESPCP井下机组示意图工作原理是：利用井下动力电缆将电力传送至井下4级潜油电动机，潜油电动机通过减速器和双方向节带动螺杆泵在低速下转动，井液经过螺杆泵增压后，通过油管举开到地面。井下潜油螺杆泵由转子和定子组成。转子和定子相啮合形成一个个连续的密封胶室，当转子在定子内转动时，空腔从泵的入口端向出口端移动，空腔内的液体也随之从泵的吸入端送到排出端，通过油管输送到地面，从而起到泵送作用。2.3.2电潜螺杆泵采油系统技术特点电潜螺杆泵采油系统除在出砂，稠油井上具有优势外，与有杆泵相比还具有如下优点。.节能，油越稠节能降耗越显著

2、；.不发生气锁，还具有破乳作用；.抽汲连续平稳，不对油层产生压力机动；.无抽油杆，消除了因杆管磨损带来的损失，可用更小尺寸油管；.可用于斜井，定向井及水平井；.地面占用空间小，井口无泄漏，无噪音管理简单;.提高泵下深和排量；.泵下机组的发热起到泵下加热作用。选用电潜螺杆泵可以有效解决底层因油稠，出砂而导致的泵砂卡，检泵频繁，抽油杆断脱，卡杆等问题，具有比其他机采方式更加优越的特性和更广的适用范围，是稠油冷采一项切实可行的举升工艺。与抽油机开采方式相比，电潜螺杆泵采油系统可减少作业费用，降低生产成本，而且，电潜螺杆泵采油系统功率因数远高于抽油机系统的功率因数，具有节能降耗，效率高的特点。采用电潜

3、螺杆泵采油系统，抽汲连续平稳，对油层不产生激动。可有效防止地层砂蠕动。并可减少形成水窜流通道，降低含水。目前电潜螺杆泵连续运行时间最长为6个月，设备故障均出在机械传动部分，而这部分的设计制造尚有很大的潜力，所以，电潜螺杆泵在寿命，可靠性等技术指标上将会有显著提高。第三章螺杆泵工况分析及故障诊断螺杆泵工况诊断方法工况诊断分析方法的类型是丰富多样，其中主要包括憋压诊断法、电流诊断法和光杆受力诊断法三种。本文中主要分析的诊断方法是光杆受力诊断法，下面简单介绍一下其余两种。憋压诊断法憋压法诊断技术是利用憋压曲线来对螺杆泵采油系统的各种工况进行定性解释的。螺杆泵井采油系统的憋压分析是以关井后油压与时间的

4、关系曲线为主要依据的定性分析方法。常用的3种憋压手段包括:开机憋压（常规憋压）:是指油井在正常生产时，通过关闭生产闸门来提高油压的憋压方法。关机憋压（高压憋压）:是指油井在停止生产时，通过关闭生产闸门来提高油压的憋压方法。关机憋压通常是在油井经历了开机憋压处理，油压已经达到一定值后进行的后续憋压处理,是一种在相对高压下进行憋压的方法。停机憋压:是指在将正常生产的螺杆泵停转的同时关闭生产闸门进行憋压的方法。现场试验时，首先需要在螺杆泵运行状态下,关闭回压闸门,测取一条压力与时间的关系曲线；然后，在停机状态下,用相同方式再测取一条压力与时间的关系曲线。最后，比较测得的两条憋压曲线的变化趋势，分析两

5、条曲线中各种压力的变化规律中反映出来的各种螺杆泵井采油系统的工作状况信息。憋压诊断法可以有效的分析出系统的四种常见工况:正常工况、杆柱断脱、油管漏失、泵漏失。憋压法工况分析的主要优势在于其对所分析油井的各方面基础数据没有具体的要求，整个工况分析过程方便、快捷、简单、可靠，从而大大提高了工作效率。但其分析范围较窄，只能对油井工况作一些简单的分类处理，精细的工况诊断还是的依靠其他诊断技术。电流诊断法电流诊断法是通过观测电动机的电流值随着时间的变化情况来分析螺杆泵井采油系统的工况。其中电流指标的类型根据其值的范围主要分为：接近电动机空载电流、接近电动机正常电流、明显高于电机正常运转电流、周期性波动电

6、流四大类。然后，可以根据这些电流指标来判断驱动电动机的负载情况，进而了解井口设备所承受的井下部件重量的情况。但是仅仅用电流数据时无法准确判断出系统的工况的。因此，电流法不能只关注于驱动电机的电流变化，它还需要和油井的排量、油压、动液面等因素相结合，来共同判断现实情况下螺杆泵采油系统的工作状况。具体应用情况如表5-1所示表3-1电流法诊断情况汇总表工作电流工作特性故障形式接近电动机空载电流无排量，油套管不连通抽油杆柱断脱，定子脱胶油管和套管连通，无排量或者排量较小油管断脱或油管严重漏失接近电动机正常电流排量较小，液卸较浅油管漏失；定子严重磨损或漏失排量较小，液回较深供液不足，含气量大周期性波动电

7、流脉动性产液转子不连续转动，过盈量偏大明显局于电机正常运转电流排量降低，油压显著增高输油管线堵塞投产初期排量正常定子橡胶膨胀，过盈量增大排量正常抽油杆柱与油管内壁摩擦排量较小，油压正常严重结蜡螺杆泵井光杆受力诊断法机理分析光杆受力分析螺杆泵井工况诊断的任务是研究螺杆泵井下设备（井下泵、油管、抽油杆、配套工具等）在举升介质过程中的工作特性的变化规律。因此，研究对象包括：被举升的流体、井下泵、抽油杆、油管及配套工具。为了简化诊断模型，根据油田实际情况，对螺杆泵井举升系统模型作如下假设：.油井为垂直或倾斜方向，无弯曲形变；.油管内流体为气液两相流；.油管均为两端锚定，无轴向形变；.抽油杆轴线与井筒轴

8、线重合，抽油杆与油管无直接接触。螺杆泵井工作时，杆柱的载荷主要来自两个方面：扭矩和轴向力。扭矩主要由三个部分组成，如图3-2，定转子过盈产生的初始扭矩、井下泵举升井筒流体产生的有功扭矩和杆液摩擦扭矩。光杆扭矩：MM1M2M3（3-6）式中M1泵初始扭矩，Nm；M2泵举升液体的有功扭矩，Nm；M3杆液摩擦扭矩，Nm。泵初始扭矩：M11.02（91.30n0.45）46.2（3-7）泵初始扭矩可由室内试验获得，也可根据公式计算。泵举升液体有功扭矩:式中M22到P2D螺杆泵的转子直径，mi(3-8)T螺杆泵的定子导程，m；P 螺杆泵进出口压差，MPa杆液的摩擦扭矩:M 3 2 22 吗D2 d2(3

9、-9)式中井液的粘度，MPa s;N抽油才f转速，r/mim ；Dt 油管白内径，nd2 抽油才f外径，m；L抽油才f长度，mi图3-1 光杆的扭矩和轴向力轴向力来自四个方面：抽油杆自重、抽油杆在采出液中的浮力、采出液向上流动时对抽油杆向上的摩擦力、液体压力作用在转子上的轴向力光杆的轴向力:(3-10)FF1F2F3F4式中Fi抽油才f自重，N; TOC o 1-5 h z F2液体压力作用在转子上的轴向力，N;F3抽油才f浮力，N;F4采出液流动时对抽油杆的轴向摩擦力，No抽油杆柱的自身重量：nnFiGJi,LL(3-11)i1i1式中弓一一杆柱顶部载荷，N;Gi一一第一段每米抽油杆重量，N

10、/;li一一第一段抽油杆柱的长度，成L一一抽油杆的长度，m液体压力作用在转子上的轴向力：F2(R216eR)p(3-12)式中F2一一液体压力作用在转子上的轴向力，N;e一一螺杆泵白偏心距，口R一一螺杆泵的转子半径，成p一一螺杆泵进出口压差，Pa。流体向上流动对抽油杆向上的摩擦力：F4210vL(3-13)式中F4一一杆柱摩擦载荷，N;一一第i段流体的平均粘度，Pas;第i段流体的平均流速,抽油杆在井液中的浮力：nF3GJ,liL(3-14)i1式中F3抽油杆所受的浮力；Gii第i段每米抽油杆同体积的井液的重量，Nm。当举开系统出现异常时，扭矩和轴向力的幅值和曲线会发生不同程度的变化。根据这一

11、特点，可以对螺杆泵井的工况类型进行确认和分析。鉴于光杆扭矩和轴向力在螺杆泵井系统诊断中的重要作用，研制了螺杆泵井专用测试仪，已经在现场进行应用。该仪器可实现扭矩和轴向力的实时安全测试，并能在恶劣气候条件下使用，为螺杆泵井诊断提供了测试手段。3.2.2螺杆泵特性曲线螺杆泵特性曲线是利用生产数据计算螺杆泵的工作特性参数绘制而成的。利用得到的实际的螺杆泵特性曲线，与螺杆泵的水特性曲线或理论特性曲线进行比较来判断螺杆泵井采油系统的工作状况。同时，还可以根据油井产量及螺杆泵的工况点在特性曲线图上的位置，来判断螺杆泵井采油系统与油层匹配的情况。螺杆泵特性曲线主要包括：排量特性曲线、负载特性曲线、效率曲线三

12、个方面。(1)排量特性曲线螺杆泵的排量特性具有一定的“硬特性”和“软特性”。所谓硬特性就是在一定工作压力范围内，泵的排量效率很高且泵的容积效率保持不变。而当工作压力超过了定子橡胶的“击穿”压力时，容积效率逐渐下降。当容积效率低于50%60%时，下降速度明显加快。容积效率随压力的增加而下降的特性就是软特性，如图3-2所示。100硬特性区60II软I;特性0I:I区、0pkpmax图3-2螺杆泵排量特性的硬特性和软特性“击穿”压力Pk和最大工作压力Pmax的大小取决于泵的结构参数，工作参数和工况环境。而对于排量特性曲线，只要确定Pk和pmax,就可以确定螺杆泵的排量特性。螺杆泵的单级承压能力pik

13、可表示为结构参数，工作参数及工况环境等影响因素的函数，对模拟试验的数据进行分析，不同规格的螺杆泵可用以下公式模拟(3-15),8pikkn螺杆泵排量特性曲线V- p可用以下公式模拟V 1 p ( ppk )pkV 10.015( ppk)a( ppk)(3-16)当V 0时，可确定pmax,即pmaxpk a 0.015(3-17)式中，Z为泵的级数；n为转子转速，r/min；为介质动力粘度，mPas；为定转子间初始过盈量，mmt为工况温度，C；k、a为与泵的结构参数有关的常数，取值见表3-2;为与定子橡胶物性有关的常数，对于橡胶具值为0.05。表3-2k、a、km的取值

14、泉型GLB120GLB500GLB800k1akm(2)负载特性曲线螺杆泵的负载特性表现出与工作压力具有很好的线性关系。液压力作用下的转子扭矩不受工作参数、工况环境的影响， 而定转子间的摩擦扭矩对定转子间的过盈、工作转速较为敏感由试验数据整理分析，转子负担扭矩可用如下经验公式模拟Tr4eDT-3.0.63 0.23-,p 10 km n Z(3-18)式中,Tr为转子负载扭矩，N m；为转子偏心距，mm为转子截面直径，mm为转子导程，mmp为工作压力，MPakm为结构参数，取值见表3-2。(3)效率曲线螺杆泵的效率曲线定义为有功功率与转

15、子输入功率的比值:4eDTTr(3-19)螺杆泵特性曲线的主要应用是计算出螺杆泵的工作参数，然后绘制其在典型的螺杆泵性能曲线图中的工作点，确定该点在螺杆泵特性曲线中的位置。一般的，将整个螺杆泵特性曲线分为最佳工作区域、一般工作区域和恶劣工作区域三个大的区域。在泵效最高点附近（一般取最高效率点的80%）处划两条竖线，两条竖线中间的区域为最佳工作区域、最佳工作区左边的是一般工作区域，最佳工作区右边的是恶劣工作区域。在整个生产过程中，螺杆泵的工作点应保持在的最佳工作区域内。典型的螺杆泵性能曲线及其分区如图3-3所示。图3-3典型螺杆泵性能曲线当螺杆泵井采油系统正常工作时，光杆轴向力和光杆扭矩在稳定时

16、，为平稳直线，且处于正常工况界限以内；而当其出现各种故障情况时，光杆轴向力和光杆扭矩对应的曲线则会出现不同程度的波动，所处范围也将不在正常范围之内。据此即可对螺杆泵井采油系统的工况类型进行有效的分析研究。根据长期试验和现场生产经验统计，将螺杆泵井采油系统正常工作压差设定在最大扬程值的30%处的压力与容积效率为65%处的F为对应的光杆轴向力和扭矩压力点之间，并据此推算出正常工况对用的光杆轴向力和光杆扭矩的范围分别在Po.3之间和Po.65之间，其中、为对应的光杆轴向力和扭矩，而并根据螺杆泵系统在螺杆泵特性曲线中所处的区间，将其划分为：正常、杆断、结蜡或定子溶胀、参数偏大、参数偏小五个部分。如图3

17、-4所示。下图为螺杆泵井的光杆扭矩和轴向力分析：Pmax为最大扬程P0.65为容积效率为65%寸的压力Po.3为最大扬程的30%寸的压力M max为最大扬程下的扭矩M 0.65 为泵工作压力为P0.65 时的扭矩M 0.3为泵工作压力为Po.3时的扭矩M1为初始扭矩3.3常见的螺杆泵故障类型根据多年的生产事件，对螺杆泵井常见的工况类型进行了整理划分，工况类型总体分为正常和故障两种，而又因为其发生的部位不同，从而可以将故障分为以下七种：(1)螺杆泵定子溶胀在螺杆泵应用实践中发现，同样的举升高度条件下，螺杆泵现场应用的容积效率比室内检测的容积效率低。经研究发现，造成这种情况的主要原因是螺杆泵下井后

18、在高温，高压油气条件下定子橡胶溶胀使空腔变小。我们可以通过对定子橡胶溶胀值实验，计算，找出其影响规律，制定相应的技术对策以提高泵的容积效率，更好的发挥螺杆泵高效节能优势，为油田生产服务。螺杆泵容积效率是实际空腔体积与设计空腔体积之比的百分数。在油井高温，高压条件下，原油或其中的某些化学物质通常会渗透到螺杆泵定子橡胶内部，使橡胶膨胀，体积增大，增大部分占据了空腔体积，使实际储存油液的空腔体积变小，导致容积效率降低。如图3-4所示。图3-4 单螺杆泵定子横截面图溶胀前的设计空腔溶胀后的实际空腔橡胶溶胀面积及溶胀率的计算公式为：2S8E2r2(3-1)8E+2r2W=一22100%(3-2)R28E

19、rR2式中S橡胶溶胀面积；橡胶溶胀率;定子偏心距;定子导程;转子半径;定子外壳内径;溶胀厚度。根据螺杆泵的基本原理，定子在一个导程T内与转子形成一个完整的腔室，体积为:V (8Err2)(3-3)橡胶溶胀体积为:V = (8E +22)T(3-4)则泵的容积效率损失为:8E +2 r8Er+ r2100%(3-5)例如对于GLB120-7螺杆泵，E=5mm;r=19mm；R=38mm。通过室内实验得出橡胶溶胀率为3%-5%,即可以计算出橡胶溶胀厚度=1.63-2.72mm；因溶胀而造成泵的容积效率损失为15.93%-26.55%(2)油管漏失2007年，葡北采油工业区检泵共计40井次，其中由于

20、油管漏失而检泵为9井次，占检泵比例的22.5%,与抽油杆断脱并列检泵原因之首。根据对生产造成的影响大小，可分为:.轻微漏失，油管漏失量很小，单位变化不大，一般可以继续生产;.一般漏失，油管漏失量泵的排量，反应在生产上为井口取样困难，单量减产;.严重漏失，油管漏失量泵的排量，反映在生产上为井口取样及单量不出；广义坐标有限元分析的一般步骤。一般情况下，先是发现一口井产液量减少或不出，然后经一步步的诊断分析排除，最后确定是否油管漏失故障。造成油管漏失的原因主要有以下几条：.油管钢材质量：由油管的加工制造过程，适用时间，保养管理等决定；.井下作业施工质量：作业队伍的施工水平，责任心等；.抽油杆偏磨：油

21、井完钻质量水平，抽油杆防偏磨措施工艺水平；.化学腐蚀：在含水井中，由于地层水矿化度高，腐蚀性强，往往在油管连接部位最易造成腐蚀损坏。由于油管漏失后往往造成油井停产，过多的检泵使得作业成本负担加大，因此在生产中，根据造成油管漏失的各方面因素，采取必要的措施加以预防。而一旦发现油管漏失，必须检泵排除故障恢复油井的产能。(3)供液不足故障表现为油压逐渐降低，排量逐渐降低，电流逐渐降低，井口整压，油压上升缓慢，停机观察，油压不降；供液严重不足时，井口不出液，出油口只往外排气，井口整压，油压不升，待液面恢复后，可抽出一定的液量，之后井口又不出液。对供液不足若发现不及时，将发生泵空抽，泵空抽时间过长将导致

22、杆脱，杆断或定子失效，后果非常严重。(4)产能过剩当油井产能过剩时，表现为油井的动液面很高，甚至有些到达井口，地层压力高，渗入井内的液体量大，泵排量小，具体表现为泵效较高，个别甚至大于100%，地面驱动部分电流明显偏低。(5)泵漏失泵漏失故障表现为：泵效逐渐下降，动液面上升，电流逐渐下降，扭矩值低于正常范围，轴向力低于正常范围，但仍大于杆柱在采出液中的重量，油套压在一定程度上连通。引起泵漏失的主要原因是：泵长期工作，定子与转子磨损导致泵漏失，影响泵漏失的因素归根结底是由于泵的密封性故障，其主要体现在质合金腐蚀，碳化硅腐蚀，石墨环腐蚀，。型密封圈的腐蚀，金属环腐蚀，热损失效和摩擦失效。施工作业时

23、，必须严格检查泵和管住的丝扣有无损伤。在抽油杆上安装扶正器，减少在生产过程中抽油杆与油管的摩擦。(6)抽油杆断脱抽油杆断脱造成的井下作业工作量在油田开发后期占相当大的比重，作业成本逐年上升，严重影响企业的经济效益。加大技术投入和强化过程管理，减少抽油杆断脱，已成为提高井下作业质量的必由之路。抽油杆柱由于长期受交变载荷和油、气、水以及腐蚀介质的共同作用，再加之定向井的偏磨，使其成为机械采油中可靠性最低的设备，很容易发生断脱。导致抽油杆柱断脱的原因是多方面的，影响因素也错综复杂，主要应从以下三个方面进行剖析。(一)疲劳破坏.抽油杆工作条件。抽油杆在工作过程中，承受不对称循环载荷的作用，上部光杆承受

24、的载荷包括：抽油杆柱的载荷，液柱载荷，抽油杆柱、油管柱和液柱的惯性载荷，抽油杆柱在运动中受的摩擦阻力，抽油管柱和油管柱的弹性引起的振动载荷，由液击引起的冲击载荷，由井斜变化、螺纹不同心、悬绳器摆动等因素造成的扭力等七种力。而抽油杆柱承受的载荷随深度有所变化，如抽油杆柱载荷越往下越小，加上下部抽油杆柱所承受的上顶力的作用，在中和点以下抽油杆柱由承受张应力变成压应力，迫使抽油杆弯曲，增大了扭力和摩擦力，使得下部抽油杆工作条件更加恶劣。因此，抽油杆柱承受的不是简单的不对称循环载荷，而实际上中和点以下的抽油杆承受的是不对称拉压循环载荷，加上抽油杆柱本身未加工面积达85%以上，不可避免地会有疲劳源存在，

25、从而产生疲劳断裂。.抽油杆强度分析。现代抽油杆强度计算都采用了无限寿命疲劳设计，即把抽油杆的许用应力控制在疲劳极限以下，以保证抽油杆工作循环次数大于107次，一般应用最大拉应力与许用应力比较来校核强度。（二）抽油杆机械磨损.直井下冲程抽油杆底部受压弯曲致使杆管偏磨。.井斜引起的机械磨损。由于井斜，使油管产生弯曲，在抽油井生产时，抽油杆的综合拉力F或综合重力W产生了一个水平分立Fx。在水平分力Fx的作用下，油管和抽油杆相互接触产生摩擦上冲程时，使抽油杆与油管内壁的一侧产生磨损，下冲程时，抽油杆弯曲与油管内壁的另一侧面产生磨损。（三）抽油杆腐蚀破坏绝大多数油井，在开发中后期产出液都会含水，而产出水

26、中又含有各种腐蚀介质，如CO；、HCO3、SO4,腐蚀性微生物等，伴生气中也会有CO2、H2s等腐蚀气体，由于存在这些腐蚀介质，加上抽油杆承受的是不对称循环载荷，所以腐蚀损坏便成为油杆断裂的又一主要原因。（7）油井结蜡螺杆泵抽汲的流体主要是油、气、水，其中原油是由各种碳氢化合物组成的多组分混合物溶液，各种组分的碳氢化合物的相态随油井压力、温度的变化而变化。原油中碳原子数16到64的烧烧固态物质为石蜡，具熔点在49c60c之间。一般在油层条件下，原油中所含的蜡都处于溶解状态，但由于石蜡在油中的溶解度随温度的降低而降低，因此流体在举升过程中，随着温度的逐渐降低，石蜡不断析出，其结晶便长大聚集和沉积

27、在管壁的一定位置上，即出现所谓的结蜡现象。原油中含蜡量越多，结蜡越严重。井口、地面管线的结蜡，导致井口回压增大，造成螺杆泵实际压头增大。预防油井结蜡，是保证螺杆泵采油井长期正常运转的主要途径之一。因此螺杆泵采油井必须实施消防蜡解堵工艺技术。第四章实例分析螺杆泵是一种新型的采油举升设备，具有其它抽油设备所不能替代的优越性。如适用于稠油、含砂、高含气井的开采，体积小、安装方便、无污染、能耗低，特别是稠油区块、聚合物驱、三元复合驱采出液举升方面，螺杆泵举升显示出了良好的适应性，有效地延长了稠油区块、聚合物驱、三元复合驱举升设备的检泵周期。螺杆泵举升聚驱粘稠油液大庆油田已投入工业化聚合物驱区块共14个

28、，总井数2368口。由于采出井的逐渐见聚，原来的潜油电泵、抽油机表现出明显的不适应性。潜油电泵在聚驱的不适应性具体表现在：1)自井液中见聚合物后，随采出液中聚合物浓度的升高，机组产液量和排量效率下降较大。如PT5井，在1990年11月见聚合物的初期，日产液310m3/d，排量效率为155，1991年10月，当聚合物浓度为938mg/L时，日产液135m3/d，排量效率为67.5。2)随着采出液中聚合物浓度的升高，与水驱相比，采出等量的油、水混合液时电泵机组负荷增大。抽油泵在举升聚合物产出液时的不适应性表现在：在举升高度一定的条件下，抽油机的悬点最大载荷、电机输入功率、吨液百米耗电量升高。采出井

29、见聚后抽油泵柱塞下行阻力增大。室内实验表明，对于(|)70mn的II级柱塞泵，当见聚浓度由0上升为50mg/L时，柱塞下行阻力由760N上升至913N,增加了20%;见聚浓度上升至500mg/L时，下行阻力增加至1189N,增加了56%。该阻力将使得抽油杆在油管内产生螺旋弯曲，杆管偏磨造成管漏和杆断。据统计在检泵作业中，因偏磨而检泵的井占总检泵井的28.72。为解决聚驱采出液举升问题，开展了螺杆泵举升试验。先期试验的20口井螺杆泵在举升聚合物驱产出液方面表现出了良好的适应性，表现为：泵效高、节能效果明显，其检泵周期与抽油机井相当。截至2004年11月，大庆油田聚驱在用螺杆泵井513口，检泵周期

30、441天，螺杆泵适合聚合物驱产出液的举升。螺杆泵举升三元复合液三元复合驱（碱、表面活性剂、聚合物）是大庆油田进入高含水后期继聚合物驱后剩余油挖潜的又一项三次采油技术。三元复合体系注入地下后，其中的碱与岩石矿物发生反应，打破了原来地层中流体与岩石矿物间的物理化学平衡，导致岩石中不同矿物的溶解，产生新的沉淀物粘附在抽油设备上，导致井下抽油设备结垢，频繁发生卡泵故障。抽油机井的平均检泵周期不到1个月，电泵检泵周期不足2个月，严重影响油井正常生产。北一断西的三元复合驱采出井北1-6-P34井的电潜泵运行7天，叶轮结垢严重将流道堵塞，于2000年8月17日下入由采油工程研究院攻关改进后的螺杆泵，日产液由

31、潜油电泵生产时的40t提高到螺杆泵生产时的129t,平均泵效65.0%以上，沉没度由600m下降到300m螺杆泵连续生产805天。又如三元复合驱采出井杏2-2-试1井因柱塞泵结垢卡泵于1998年6月换为螺杆泵，检泵周期由28天延长到303天。通过对三元复合驱举开方式的适应性评价及现场试验结果表明：螺杆泵抗垢性能优于抽油机、电泵两种举开方式。表4-1三元复合驱5口采出井下螺杆泵前生产数据井号泉型产液（t/d）泵效（%动液向（m）检泵周期（d）北1-6-P34QYD200t泵6533.705070北1-7-P127QYD200t泵12563.606960北1-7-P126a。柱塞泵15286.90

32、24250北1-5-P37a。柱塞泵5965.3042090北1-丁6-P12670柱塞泵13089.90155135平均10667.9018781表4-2三元复合驱螺杆泵生产数据表井号泉型产液（t/d）泵效（为动液向（R）累运转天数（d）北1-6-P34GLB800-1418078.30600805北1-7-P127GLB800-1417375.20540431北1-7-P126GLB800-1417475.70656353南4-11-649GLB500-147064.80708550南4-20-649GLB280-203177.50696611南4-10-649GLB280-202175.

33、00895607北1-5-P37GLB500-147688.00541469北1-丁6-P126GLB800-1413075.10160367平均10776.20600524螺杆泵举升稠油大庆油田于1999-2001年，在大庆杏一三区乙块采用72口井螺杆泵举升。平均产液12.8m3/d,产油2.9m3/d，降低举开工艺一次投入，降低能耗，解决大庆油田三次加密稠油区块（平均原油粘度50mPa.s）单井产液量低的举升问题，经济效益可观。辽河油田通过多年的应用研究和实践，在螺杆泵用于稠油举升方面取得了丰富的经验。以海外河油田为例，2000年以来通过螺杆泵应用优化设计，确定合理的工作参数，用螺杆泵冷采

34、26口井，平均检泵周期达1年。使螺杆泵在稠油开采方面取得了良好的应用效果，投入产出比达到1:11.2。华北油田泽70断块稠油井中共应用螺杆泵35口井，平均下泵深度1423m最大下泵深度1900ml井下加化学降粘剂降低螺杆泵载荷等八项配套工艺技术，提高了螺杆泵的开采效果，平均泵效达到80%平均检泵周期594天。螺杆泵用于含砂稠油举升阿拉新区块油藏埋深686.2809.0m。粘度为73441.8mPa.s,凝固点3540C,胶质含量2233.1%,含蜡量24.931.8%,原油含砂1.67%,粒径0.25mm以下。杜1-3并于2003年6月19日下入螺杆泵。从目前的生产运行状况分析，该泵运行良好，

35、能够适应这种含砂稠油的举开。在此成功试验的基础上，阿拉新油田含砂稠油区又实施了5口井螺杆泵采油，均取得成功。表4-3杜I-3井生产数据表井号投产时间泉型产液(t/d)含水(%泵效(%液面(mD运转天数杜I-32003.6.2275-2061755230283吉林套保油田在用91口井主要采用进口螺杆泵(加拿大)稠油冷采，出砂严重的井投产前1个月出砂高达40%后期出砂3-5%。平均泵挂350米，平均泵效31%,进口螺杆泵平均使用时间为298天，进口螺杆泵最长使用时间930天。国产泵使用寿命为97天。翼东油田2002年以来主要是在稠油出砂区块应用螺杆泵提液，解决了高104-5区块稠油井出砂影响生产的

36、问题，提高了油田的经济效益，总体效果显著。该区块共应用37口井，平均检泵周期达1年。本章小结由以上所列出的各油田实例，充分说明了螺杆泵较抽油机、电泵更适合聚驱稠油、三元复合驱、水驱稠油、含砂稠油井的举开，具低能耗，高泵效的优点在生产实践中得到了证实，也证明了螺杆泵在未来很长一段时间内作为各油田主要举开方式的地位牢不可破。事实证明，螺杆泵弥补了抽油机，电泵举开技术本身不适应的工况条件，其适应性和应用效果明显。第五章结论与建议螺杆泵制造和使用成本低廉，适应高粘度、高含砂油井，可以举升含砂大的稠油。但其举升高度有限，一般在10001200m,最大不超过1500ml而且螺杆泵存在严重的油管蠕动及管杆偏

37、磨。定子在井下恶劣环境下易老化磨损，致使泵失效。虽然螺杆泵的弊端显而易见，但其制造和使用成本低廉，非常实用于稠油出砂井的优点是主要的，因此螺杆泵采油技术仍是一种行之有效地人工采输手段。然而螺杆泵也存在着一些未完善的缺陷，主要存在的问题：第一，螺杆泵定子橡胶的个性化设计技术尚不成熟，螺杆泵定子橡胶是螺杆泵采油系统的易损部件。影响其使用寿命的因素较多，可以说，目前国内在提高其使用寿命方面的研究还很欠缺，所以针对复杂的井况和油品，还没有形成一套适用的定子橡胶个性化设计技术和选择标准。正因为如此，国内定子橡胶的配方比较单一，一个制造厂家只有一两种配方，所以才会出现一个厂家的产品在某一油田还可以，而在另

38、一个油田就不适应，甚至在同一油田的不同油井，适应性相差也很大的问题；第二，螺杆泵采油井的井下测试技术尚不配套，虽然对螺杆泵井的井下压力测试工艺进行攻关与试验，但井下产出剖面测试和分层测试工艺还没有定型，螺杆泵采油井的井下测试技术尚不配套；第三，缺乏成熟的适应特殊井况的螺杆泵采油技术，对于特殊井况，如高矿化度油井、三元复合驱结垢严重的采出井、蒸气吞吐的高温采出井以及水平井等，螺杆泵采油也是比较理想的举升方式。但目前国内还在探索和试验阶段，尚未形成成熟的技术；第四，螺杆泵采油配套标准不完善或缺乏，螺杆泵采油做为一项成熟的技术，其相应的配套标准也应该建立起来。如螺杆泵采油及其配套技术的产品质量标准，

39、螺杆泵井的施工作业、生产管理和测试标准，螺杆泵井的设计标准等。除此之外，我们还应该完善螺杆泵采油的几项技术问题：1.螺杆泵定子橡胶评价技术及新配方的完善与开发。2.特殊井螺杆泵采油技术。3.螺杆泵及其采油井优化技术。4.螺杆泵井智能控制技术。参考文献James.M.Ravard.TheProgressingCavityPumpHandbook,PennwellPub.,1995Mills.R.A.R.ProgressingCavityOilWellPumps-Past,PresentandFutureJ.JouralofCanadianPetroleumTechnology.1994,33(0

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42、向研究J.石油机械，1994，(01)：46-50.A.Lubinski.HelicalBucklingofTubingSealedinPackers.JPT,1962,6:655-670GibbsSG.Predictingthebehaviorofsuckerrodpumpingsystems.ShellDevelopmentCo.HoustonTexas,Jr.T.JulyW.B.Bradley.FactorsAffectingtheControlofBoreholeAngleInStraightandDirectionalWells.JPT,1975:679-688F.J.Fischer.AnalysisofDrillStringinCurvedBoreholes.SPE5071,1996:542-550.D.W.Dareing,C.A.Ahlers.TubularBendingandPull-outForcesinHigh-CurvatureWell.Borer.J.ofEnergyRes.Tech,1991,15(06):44-49Lukasiewicz