油田接力复合举升深抽工艺技术研究与应用教材

101/101中国石化西北油田分公司200中国石化西北油田分公司2007年科研项目验收报告 塔河油田接力复合举升深抽工艺技术研究与应用中国石化西北油田分公司工程技术研究院2008年12月塔河油田接力复合举升深抽工艺技术研究与应用项目负责单位：中石化西北油田分公司工程技术研究院项目负责人：赵海洋张志宏报告编写人：邓洪军刘榧杨映达张建军柏森黄云报告审核：赵海洋起止时刻：2007年1月至2008年12月中国石化西北油田分公司工程技术研究院2008年12月1项目研究目的意义1.1目的意义随着开发的不断深入，油层能量逐渐降低，低液面油井不断增多。特不是塔河油田奥陶系碳酸岩储层为代表的西部油藏具有超深、高温、缝洞发育等复杂的地质特征，油井深度5000m以下。油井见产初期产能高、递减快，后期要紧以人工举升开采方式为主，目前塔河油田要紧采取有杆泵（管式泵、抽稠泵、螺杆泵、自动补偿泵采油工艺）、无杆泵（电潜泵采油工艺）采油方式为主，但随着地层能量的进一步的下降，部分油井因供液不足处于间开生产状态，液面差不多下降到常规有杆泵极限泵挂深度，现有工艺无法满足生产要求，因此必须进展提高深抽工艺及深抽配套工艺技术，提高油井的生产时效，以满足油田开发生产要求，同时为油田提高采收率做出贡献。1.2课题内容设置1.2.1课题要紧研究内容（1）国内外复合举升深抽工艺技术调研（2）接力举升采油工艺技术优化研究（3）有杆泵-电泵接力复合举升方式配套管柱研究（4）有杆泵-电泵接力复合举升系统生产参数优化设计技术研究（5）有杆泵-电泵接力复合举升工艺现场试验应用1.2.2要紧技术指标（1）有杆泵-电潜泵接力举升系统管柱设计及优化；（2）接力升系统下泵深度达到4000m；（3）检泵周期大于300天。1.2.3首先通过对不同类型油藏和油田地面条件的特点分析，初步筛选出不同类型油藏的复合举升工艺方案，然后在数值模拟的基础上，研究最佳的参数匹配，优化确定复合举升方式。再依照复合举升方式设计相应的举升设备。最后研究不同的工作参数对复合举升系统的阻碍，进行优化设计，从而形成塔河油田超深复合举升采油技术。1.2.4技术关键（1）有杆泵-电泵接力举升优化组合及参数匹配研究（2）接力复合举升系统参数优化设计技术研究2工作量及经济技术指标完成情况2.1工作量完成情况序号要紧研究内容完成情况1国内外复合举升深抽工艺技术调研总结分析了喷射泵—电潜泵组合深抽工艺和喷射泵—电潜泵接替举升工艺，调研深抽工艺现状；2有杆泵-电泵接力举升采油工艺技术方案优化研究完成了有杆泵-电潜泵接力举升深抽工艺的可行性分析，总结分析了接力举升工艺的理论原理，管柱耐压及拉伸强度分析计算；3有杆泵-电泵接力复合举升方式配套管柱研究优化设计了有杆泵—电泵接力复合举升工艺管柱设计，研制了井液匹配储能器装置、高效油气分离器装置；4接力复合举升系统生产参数优化设计技术研究合理优化设计了接力复合举升系统生产参数，确保了现场成功应用。2.2技术指标完成情况序号要紧技术指标完成情况1有杆泵-电潜泵接力举升系统管柱设计及优化；形成了一套适应塔河油田深抽工艺技术要求的有杆泵-电泵接力举升系统管柱设计，配套井液匹配储能器及高效油气分离器；2接力升系统下泵深度达到4000m；有杆泵-电潜泵接力举升系统下深最深至4020m；3检泵周期大于300天最长检泵周期达到336天，其余井仍正常生产。2.3项目研究人员项目职责姓名单位职称研究分工项目负责赵海洋西北油田分公司工程技术研究院高级工程师总体设计与组织治理首席专家林涛西北油田分公司工程技术研究院教授级高工总体设计与规划研究人员赵普春西北油田分公司采油二厂高级工程师项目落实及组织实施研究人员张志宏西北油田分公司工程技术研究院高级工程师国内调研基础理论研究研究人员邓洪军西北油田分公司工程技术研究院工程师研究人员刘榧西北油田分公司工程技术研究院工程师管柱设计优化研究研究人员黄云西北油田分公司工程技术研究院工程师研究人员杨映达西北油田分公司工程技术研究院工程师研究人员张建军西北油田分公司工程技术研究院工程师方案优化设计研究人员柏森西北油田分公司工程技术研究院工程师研究人员胡雅洁西北油田分公司工程技术研究院工程师现场试验跟踪评价研究人员刘广燕西北油田分公司工程技术研究院工程师3取得的要紧技术成果3.1接力复合举升工艺技术调研国内关于复合举升工艺也做了一些探究，如喷射泵—电潜泵组合深抽工艺和喷射泵—电潜泵接替举升工艺等。3.1.1.喷射泵—电潜泵组合深抽工艺工艺流程见图3-1，工艺流程设计具体方法是在油井附近打一眼深约50m的井，称为口袋井。将电潜泵（即电动潜油离心泵）挂在口袋井中，作为系统动力液的升压升温设备，三相分离器置于油井附近实现动力液循环和原油外输。由于流程中无机械运动部件，喷射泵随油管可下到一定深度，电潜泵在地面给动力液提供较高的压力（一般可达12～20MPa），系统通过大排量动力液将油井产出液带出，克服了有杆泵深抽小液量难以提升的弱点，整个系统不易发生机械故障，适合深井举升。油井产出液经喷射泵与动力液混合从油套管环形空间返出，进入三相分离器，其中一部分液体作为油井产量外输至计量站，一部分液体作为动力液进入口袋井循环。如此，循环动力液就不断地从油井井底和口袋井中电潜泵机组获得热量，最终使动力液具有较高的温度，因而工艺具有较好的热力开采特性。图3-1喷射泵与电潜泵组合举升流程图然而，该工艺的局限性也是显而易见的。一是用喷射泵效率低，下泵深度受限。二是与单一电潜泵比，并无优势。3.1.2喷射泵—有杆泵接替举升工艺喷射泵有杆泵接替举升是通过喷射泵系统举升和有杆泵系统举升两级举升接替实现的。要紧包括有杆泵系统、喷射泵和封隔器。封隔器在喷射泵以下密封油套管环形空间。其中喷射泵为套管式反循环泵，动力液(水或油水混合液)由井口油套管环形空间打入，经喷射泵与油层产出液混合。喷射泵将混合液举升到有杆泵的正常抽汲深度(保持有杆泵有一定的沉没度)，实现一级举升。由有杆泵系统再将混合液举升到地面，实现二级举升。如此经喷射泵有杆泵的举升接替完成了油层产出液的举升过程。接替举升只要求喷射泵将油层产出液和乏动力液举升到井筒的一定高度，因此动力液可采纳低压(可为0)动力液，地面泵可采纳低压离心泵，或直接在井口加一回流装置，让一部分混合液不通过任何处理重新注入油套管环形空间，形成循环动力液。接替举升工艺设计是以油层—井筒—喷射泵—抽油泵、杆、机所组成的生产系统为对象，在油层、喷射泵及有杆泵相互协调的前提下，选定不同机、杆、泵(包括有杆泵和喷射泵)及其工作参数，以喷射泵为求解点，采纳系统节点分析方法，确定出最大的可能产量及其相应的抽汲参数。接替举升设计比常规的机、杆、泵系统设计要复杂，它不仅涉及井筒多相管流的压力和温度场分布，而且还涉及到喷射泵和有杆泵之间的相互协调关系及其工作状况。该工艺特点如下：喷射泵无机械运动部件，动力液工作压力专门低，可随油管下入足够深度。理论上只要有杆泵在喷射泵的有效扬程内，能实现凡尔的开关，即可实现举升接替，因此接替举升系统的抽汲深度与单一的有杆泵或喷射泵的抽汲深度相比会大大增加。合理设计喷射泵与有杆泵之间的距离，能够改善有杆泵的供液能力，从而改善有杆泵系统的工况。从地面治理角度分析，接替举升系统与单一有杆泵系统相差无几，只是在井口多一个动力液入井流程。地面调整的参数为有杆泵系统的冲程、冲数及喷射泵需要的井口动力液量，这些参数的调整必须满足举升接替的协调关系。油层产出液量是上述参数调整的依据，依照喷射泵的特性曲线，以满足有杆泵的入口压力为基础，确定井口动力液量。与单一的有杆泵深抽或喷射泵深抽相比，接替举升工艺的适应性有所增强。例如，对斜井和水平井，接替举升系统的喷射泵可下至油井的倾斜段和水平段；对高凝高粘油井，喷射泵的乏动力液易于实现对高凝高粘原油加温稀释等等。但也应该看到，该技术并未解决有杆泵半程出液与喷射泵的协调问题，这将使本来效率低的喷射泵变的更加低。同时，由于喷嘴的低寿命，无法实现水力起下，难以矿场应用。通过对各种复合举升方式的研究分析表明，合理的组合方式仅为有限的几种。比较合理的复合举升方式为（1）有杆泵－电潜泵；（2）电潜泵－电潜泵；（3）电潜泵－射流泵3.2接力复合举升基础理论研究3.2.1高温高压流体物性计算3.2.11)API重度 （3-2-1式中——原油相对密度，小数。2)原油密度 （3-2-2式中ρSTO——原油在标准条件下的密度，lbm/ft3； ——天然气相对密度，小数。=3\*Arabic3)原油体积系数Standing（1981）相关式 （3-2-Vasquez-Beggs(1980)相关式 （3-2-表3-2-1系数c1～c系数＞0.8762≤0.8762c1c2c34.677×10-41.751×10-5-1.811×10-84.670×10-41.100×10-51.337×10-9Glaso(1980)相关式 （3-2-式中 =4\*Arabic4)溶解气油比Standing（1947）相关式 （3-2式中 Vasquez-Beggs(1980)相关式 （3-2表3-2-2系数c1～c系数≥30＜30c1c2c30.03621.093725.72400.01781.187023.9310Glaso(1980)相关式 （3-2式中 Lasater相关式 （3-2当≤40时， 当＞40时， 当时， 当时， 无因次法，该方法仅有用于压力远远低于饱和压力的情况，而饱和压力下的溶解气油比采纳Standing相关式计算。（3-2-10=5\*Arabic5）原油粘度Beggs-Robinson(1975)相关式 （3-2式中脱气原油粘度 Beggs-Robinson(1991)相关式 （3-2式中 当p>pb时， 式中 =6\*Arabic6）油气界面张力 （3-2式中 3.2.1=1\*Arabic1）天然气密度 （3-2式中p——压力，Psi； Tr——拟对比温度，无因次。=2\*Arabic2）天然气体积系数 （3-2=3\*Arabic3）临界压力温度公式1 公式2 公式3 式中——H2S的含量，无因次； ——CO2的含量，无因次； ——N2的含量，无因次。公式4当≥0.7时， 当≤0.7时 公式5 =4\*Arabic4）非烃校正Wichert-Aziz(1972) （3-2 式中 =5\*Arabic5）偏差系数HallandYarborough相关式（1≤pr≤24;1.2≤Tr≤3.0） （3-2式中x由下式确定 式中 Dranchuk-Purvis-Robinson(1974)相关式（0.2＜pr＜15；0.7＜Tr＜3.0）（3-2式中 =6\*Arabic6）天然气压缩系数 （3-2=7\*Arabic7）天然气粘度Lee相关式 （3-2式中 Dempsey(1965)相关式若不进行非烃校正，则天然气的粘度按下式计算 （3-2式中 若进行非烃校正，则天然气的粘度按下式计算（3-2式中 3.2.1=1\*Arabic1)地层水密度在地层条件下，纯水密度的相关式为 （3-2考虑矿化度的阻碍，则为 =2\*Arabic2)地层水体积系数（3-2式中 =3\*Arabic3)地层水压缩系数 （3-2式中， S——含盐量，无因次。=4\*Arabic4)溶解气水比 （3-2式中，=5\*Arabic5)地层水粘度Meehan相关式 （3-2式中， SPERE相关式 （3-2式中， Brill-Beggs相关式 （3-2=6\*Arabic6)水气界面张力 （3-2式中 3.2.2油井流入动态研究准确预测油井是确定油井合理共组制度的依据，也是分析油井动态的基础。1）单相液体当测试井底流压大于原油饱和压力时，油层内为单相液体渗流，油井产能可按采油指数计算：(3-2-3式中qL——产液量，m3/d；pwf——井底流压，MPa；JL——采液指数，m3/(d.MPa)；——地层平均压力，MPa；qLtest——测试产液量，m3/d；pwftest——测试压力，MPa。2）不完善井的Vogel方程当测试井底流压小于原油饱和压力时，油层内出现气液两相渗流，且考虑油井不完善对产能的阻碍，油井产能预测可按下式计算：(3-2-3式中qomax——油井理想状态下最大产油量，m3/d；FE——流淌效率，表征油井的不完善情况。3）油气水三相渗流IPR方程关于注水开发的油藏，油气水三相同时存在。Petrobras依照油流Vegol方程，从几何学角度导出油气水三相渗流时的IPR曲线及井底流压和采油指数计算式。(3-2-3(0<qL≤qb)pwf=(qb<qL≤qomax)(qomax<qL≤qLmax)(3-式中qb——原油饱和压力下的产液量，m3/d； qoamx——流压为零时的最大产油量，m3/d； qLmax——流压为零时的最大产液量，m3/d；qL——产液量，m3/d；fw——含水率；JL——产液指数，m3/(d.MPa)。当测试流压时(3-2-3当时(3-2-3式中qLtest——测试产液量，m3/d；A—相关系数。3.2.3组合举升井筒压力预测Hagedorn-Brown(1965年)针对垂直井中油气水三相流淌，基于单相流体和机械能守恒定律，建立了压力梯度模型；并在装有1"、11/4"、11/2"油管的457m深的试验井中，以10、30、35和110mPa.s的油、天然气和水混合物进行了大量的现场试验，通过反算持液率，提出了用于各种流型下的两相垂直上升管流压降关系式。此压降关系式不需要判不流型，适用于产水气井流淌条件。由于动能变化引起的压降梯度甚小可忽略不计，则总压降梯度方程为（3-2式中m——气液混合物密度，kg/m3；HL——持液率；g——重力加速度，m/s2；D——管子内径，m；vm——气液混合物表观速度，m/s；vm=vSL+vSGvSG、vSL——气、液相表观流速，vSG=qg/A，vSL=qL/A，m/s；qg、qL——气、液相体积流量，m3/s。 Orkiszewski（1967年）采纳148口油井实测数据，对比分析了多个气液两相流模型。然后分不同流型择其优者（表3-2-3），综合他的研究成果得出四种流型的压降计算方法。表3-2-3流型选用方法泡流Griffith和Wallis段塞流密度项对Griffith和Wallis公式作了修正，摩阻项用Orkiszewski方法过渡流Ros和Duns雾状流Ros和DunsDuns-Ros(1963年)对阻碍垂直两相管流中的13个变量按π定理进行了因次分析，以质量、长度和时刻作为差不多量纲。对因次分析确立的10个无因次量进行了深入研究，总结出四个无因次量（无因次气相速度、无因次液相速度、无因次液相粘度、以及无因次管径）能比较全面的描述两相管流现象。并在实验室中以10m长的垂直管进行了约4000次气液两相管流实验，获得了约2万个数据点，总结得出了流态分布图。图中流态包括三个区域：=1\*ROMANI区包括气泡流、弹状流和部分沫状流；=2\*ROMANII区包括段塞流和沫状流的剩余部分；=3\*ROMANIII区为雾状流。其差不多方程是以总压降形式给出的，总压差包括由重力、摩擦和加速度三部分组成。各项压降梯度需依照不同流型采纳相应的经验曲线和关系式确定。表3-2-4Beggs-Brill实验参数变化范围参数变化范围管子内径32～142.3mm液体密度828～1000kg/m3液相运动粘度1×10-6～337×10-6m表面张力24.5～72mN/m气相表观速度0～100m/s液相表观速度0～3.2m/sGray（1967年）从少量的凝析油数据系统中获得了气体体积分数，建立了反映反转现象的简化经验模型，只需录入相对密度、压力和温度数据。曾与108口井测压资料进行比较，其预测结果明显优于干气井预测模型。Beggs-Brill(1973年)依照均相流淌能守恒方程式得出了压力梯度方程，并在直径1"、11/2"长13.7m的倾斜透明管中用水和空气进行了大量的实验，得出了不同倾斜管道中气液两相流淌的持液率和阻力系数的相关规律。表3-2-5Beggs-Brill实验参数变化范围参数变化范围气体流量，m3/s0～0.098液体流量，m3/s0～0.0019管段平均压力（绝），MPa0.25～0.67管子内径，mm25.4、38.1持液率0～0.87压力梯度，MPa0～0.185管段倾角-900～+900Mukherjee和Brill（1985）在Beggs和Brill（1973）研究工作的基础上，改进了实验条件，对倾斜管两相流的流型进行了深入研究，提出了更为适用的倾斜管（包括水平管）两相流的流型判不准则和应用方便的持液率及摩阻系数经验公式。M-B模型的压降梯度方程为（3-2M-B持液率只是操纵流型的三个无因次参数的函数。（3-2式中系数c1、c2、c3、c4、c5依照水平流、上升流淌以及下降流的分离流和其它流型分不取不同的值。Hasan和Kabir（1988年）利用水动力学原理，通过对气液两相流淌形态转变的机理性分析，得出了每一种流淌形态的判不依据，提出了确定每一流淌形态的判不依据和方法。进而给出了相应的压力梯度计算方法。该方法的流淌形态分为泡流、段塞流、搅动流和环状流四种。3.2.3为了综合评价多相管流计算方法预测结果的正确性，由此优选出符合实际油气井条件的多相管流计算方法，定义以下3项误差统计指标。压力平均相对误差E1表示两相流模型预测结果的整体偏差：（3-2式中pci——压力计算值，MPa；pti——压力测试值，MPa；n——测试井次。压力绝对平均相对误差E2表示两相流模型预测结果平均误差的大小：（3-2压力标准误差E3表示计算结果的离散程度：（3-2由误差分析方法并综合上述统计误差E1~E3定义如下相对性能系数RPF（RelativePerformanceFactor）作为比较多个管流计算方法的评价指标。（3-2式中——各种参与比较的关系式中第i项误差绝对值最小值；——各种参与比较的关系式中第i项误差绝对值最大值。RPF可能的最小值为0，仅当管流关系式各项误差绝对值都最小时为0，最大值为3，仅当各项误差绝对值都最大时为3。RPF越接近0表示其计算方法相对性能越佳，越接近3表示其性能越差。可见RPF反应了参与比较的一组管流关系式综合相对性能差异。3.2.3以井口为起点，沿井深向下为z的正方向，与气体流淌方向相反。忽略动能项压降梯度，垂直气井流淌气柱压力梯度公式为（3-2式中p——压力，Pa；ρ——流淌状态下的气体密度，kg/m3；g——重力加速度，m/s2；v——管内气体流速，m/s；D——管子直径，m。在任意状态（P、T）下，气体的流速可用流量和油管截面积表示为（3-2 改写为积分形式（3-2因此井底流压为（3-23.2.4井筒流温计算潜油电泵+有杆泵、潜油电泵+气举与射流泵+气举组合举升过程中，后两种油套环空有气体注入，且潜油电泵生产过程中因潜油电泵发热将产生温度升高。3.2.4在潜油电泵抽油系统中，输入功率的有用功用来举升流体，其余部分则转化为热量，并传递给周围的流体使之温度升高。设泵出口处流体的温度为Tout，则：（3-2式中——泵出口处流体的温度，℃；——泵入口处流体的温度，℃；——流体因潜油电泵发热而引起的温升，℃。设潜油电泵的输入功率为，则在产生的热量Q为（3-2式中Q——潜油电泵在时刻内产生的热量，kJ；——潜油电泵的输入功率，kW；——系统效率；——时刻间隔，s。假设潜油电泵与周围流体之间的热量交换速度特不快，则流体的温升可表示为（3-2式中——流体的比热，kJ/(kg.℃)；m——流体的质量流量，kg/s；——流体的温升，℃。联立式(2-4-2)和(2-4-3)可得：（3-23.2.4以井口为原点，沿油管轴线向下为z正向，建立如图3-2-1所示的坐标系。为油管与水平方向的夹角。zzdzz+dzpτwp+dpv+dvzρgAdzθv图3-2-1管流压降分析能量守恒方程 （3-2式中——流体密度，kg/m3；v——流速，m/s；z——深度，m;p——压力,Pa；g——重力加速度，9.81m/s2；——井斜角，度；f——摩阻系数；d——管子内径，m；q——单位长度操纵体在单位时刻内的热损失，J/m.s；A——流通截面积，m2；h——比焓，J/kg；T——温度,K。比焓梯度由式(2-4-6)计算 （3-2式中Cp——流体的定压比热，J/(kg.K)；αJ——焦耳—汤姆孙系数，K/pa；关于气体（3-2-关于液体，其压缩系数特不小，能够近似认为液体不可压缩，则（3-2依照假设条件，可得单位长度操纵体在单位时刻内的热损失q为（3-2式中rto——油管外径，m；Uto——总传热系数，W/m.℃；ke——地层传热系数，W/m.℃；Tf——流体温度，K；f(tD)——无因次时刻函数；－地层初始温度，K；由式(2-4-10)计算（3-2T0——地表环境处始温度，K；ge——初始地温梯度，K/m；由以上各式可得压力、温度梯度的综合数学模型为（3-2式中——压力，Pa；——温度，K；vsg——气体表观流速，m/s；wt——总质量流量，kg/s。3.2.4单位井深的物理模型如图3-2-1所示。其要紧假设条件如下：（1）井筒内传热为稳定传热；（2）地层内传热为不稳定传热；（3）油套管同心。图3-2-2井筒传热模型对环空流体，由温度梯度方程，得（3-2式中qf——单位长度操纵体内，地层与环空间的热损失，J/m·s；（3-2qta——单位长度操纵体内，环空与油管间的热损失，J/m·s；（3-2下标a和g分不表示环空和环空气体。 式(3-2-59)中，由于环空内高压气体，使压力梯度专门小，且压力随深度增加，密度增大，故右边第二项专门小且为负，可平衡第三项的静压项。因此将式(3-2-60)和(3-2-60)代入(3- (3-2式中w——单位长度操纵体内的质量流量，kg/s；tD——无因次时刻，；——地层热扩散系数，；rto——油管外径，m；rco——套管外径，m；Tt——油管流体温度，K；Tei——地层原始温度，，K；T0——地表环境温度，K；ge——初始地温梯度，K/m；Ke——地层传热系数，W/(m.℃)；TD(tD)——无因次温度函数；Uto——总传热系数，W/m℃。同理，对油管流体，由温度梯度方程，得(3-2化简得 (3-2下标t分不表示油管流体。 由式(3-2-59)和(3-2 (3-2由式(3-2 (3-2式中故式(3-2(3-2综合式(3-2-63)和(3-2(3-2在井筒流体从井底流至地面的过程中，热量不断地从流体经油管柱径向流向井筒周围的地层。计算井筒流体的热损失时，最关键的是如何确定具体井身结构条件下的总传热系数。它涉及到在环空液体或气体的热对流、热传导及热辐射都存在条件下，如何准确计算出环空传热系数。阻碍环空传热系数的因素较多，计算复杂，多采纳迭代法求解。此外，油井的无因次生产时刻也是阻碍井筒流体热损失的因素之一。3.2.4井筒流体向周围地层岩石传热必须克服油管壁、油管隔热层、油套环空、套管壁、水泥环等产生的热阻。这些热阻相互串联，除油套环空外，其它部分均为导热传热，其传热系数差不专门大，使井眼温度分布呈非线性。为计算方便，可定义一井眼总传热系数Uto，它表示以上各串联热阻的总热阻，由传热机理能够导出其计算表达式。(3-2式(2-4-21)包括了油管内壁水膜，油管壁，油管隔热层、油管与套管间的环空，套管壁，水泥环所产生的总热阻。由于钢材和油管内壁水膜的热阻较其他材料小得多，在实际应用中可忽略油管、套管和管壁水膜对井眼总传热系数的阻碍。如此，式(3-2(3-2式(3-2(3-2式中“*”表示绝对温标，表示Stefan—Boltzmann常数（其值为），、分不为绝热层外表面和内表面的发射系数，它的数值大小依靠于表面光洁度和其它变量因素，进行精确计算比较困难。此外，由于计算中绝热层外表和套管内温度都必须已知，故计算过程必须采纳迭代法。关于绝大多数生产井而言，油套环空两侧温差通常都较小，考虑对流（自然对流）传热的阻碍就显得十分重要。但至今还没有考虑垂直环状空间自然对流传热计算方法，通常采纳Dropkin和Sommerscales关于两垂直平板间自然对流传热系数计算式来近似代替上述计算，即(3-2式中的Grashof数Gr表示为(3-2Gr反映了环空液体自然对流强弱程度。由于温度的差异，使得靠近绝热层附近液体的密度较套管附近低，因此产生浮力。粘滞力与浮力的相互作用引起环空内液体的循环流淌。Prandtl数提供了水力边界层与热力边界相互作用的一种测量方法。气体的Prandtl数通常接近于1（蒸汽为1.06，空气为0.09），一般液体其值在1—10之间。其定义式(3-2式中hc——环空流体热对流系数，W/m2.℃；kcem——水泥环导热系数，W/m.℃；——环空流体导热系数，W/m.℃；rti、rto——油管内、外径，m；rci、rco——套管内、外径，m；rwb——井眼半径，m；——环空流体密度，kg/m3；——环空流体粘度，Pa.s；——环空流体定压比热，J/kg.K；——环空流体热膨胀系数，1/K。3.2.4.5无因次时刻函数关于tD>100，无因次时刻f(tD)可由下式计算(3-2式中——地层热扩散系数，m2/s；——时刻，s。关于tD≤100，无因次时刻函数f(tD)随无因次时刻和无因次量rtoUto/Ke的变化关系由表3-2-6确定。表3-2-6无因次时刻函数tDrto.Uto/ke0.010.020.050.10.20.51.02.05.01020501000.10.20.51.02.05.010.020.050.01001.021.361.651.962.392.731.021.371.661.972.392.731.031.371.661.972.402.741.041.381.671.992.422.751.051.401.692.002.442.771.081.441.732.052.482.811.111.481.772.092.512.841.151.521.812.122.542.861.201.561.842.152.562.881.221.571.862.162.572.891.001.241.581.862.162.572.891.011.241.591.872.172.572.891.011.251.591.872.172.582.893.3接力复合举升优选3.3.1高效油气分离装置抽油泵电缆电机高效油气分离装置抽油泵电缆电机电泵吸入口井液匹配器图3-3-1有杆泵－电潜泵复合举升管柱示意图井液经电泵举升至蓄能器，抽油泵上部在工作一段时刻后，必定形成气顶。该段气顶能随着抽油泵的上下运动交替压缩与膨胀，起到弹性蓄能作用。当气柱达到一定高度时或电潜泵产液高于有杆泵排液量时，放气阀自动开启，将多余气体释放。技术特点：（1）技术成熟，地面设备简单。（2）防气装置可使电泵系统在较高气油比井液中也可正常工作；（3）整套管柱无封隔器和其他薄弱点，并可随时测试井底压力、液面等参数。存在问题：必须解决电泵的连续出油与有杆泵的半程出油矛盾，幸免电泵的电流冲击损坏。3.3.2该工艺采纳两级电泵实现复合举升，管柱见图3-3-2。要使产液进入上部离心泵，须在电潜泵外加1个导流罩，使上部电泵系统悬挂在导流罩内。导流罩上端用丝扣或螺钉固定在离心泵的进口以上位置，下端接油管，如此井液就可流经电机与导流罩之间环形空间进入离心泵而被举升到地面。爱护器下离心泵爱护器下离心泵上吸入口电缆下电机下吸入口上电机上离心泵导流罩油管上爱护器图3-3-2电泵-电泵复合举升管柱示意图（1）系统效率高，差不多能达到或接近有杆泵在浅井中的系统效率。（2）技术成熟，地面设备简单。（3）系统匹配容易、操纵方便。存在问题：（1）电缆的空间排布问题。电缆需要穿越上导流罩与电机相连，两层电缆在7in井眼难以排布。（2）上泵电缆穿越导流罩的操作问题。电缆需要穿越导流罩两根电缆合并，而按目前的技术条件难以实现。因此，按照目前的技术条件，电泵-电泵复合举升工艺技术只能应用于81/2in以上井眼。3.3.3喷射泵—电潜泵复合举升工艺技术原理将反循环喷射泵用油管连接在电潜泵下端，喷射泵下端再接上封隔器，以封隔油层和油套环形空间，生产时环形空间充满一定的液体（水）喷射泵确实是利用环形空间液柱压力为动力，将油层产液吸入，并举升一定高度，再由电潜泵举到地面（见图3-3-3）。电潜泵外加1个导流罩，导流罩上端用丝扣或螺钉固定在离心泵的进口以上位置，下端接油管，如此混合液就可流经电机与导流罩之间环形空间进入离心泵而被举升到地面。工艺优点：（1）由于不需要喷射泵把混合液举升到地面，因此，不需地面高压动力设备。动力液来源于本井或一般的地面掺水管线。（2）由于喷射泵已把混合液举升到一定高度，因而电潜泵下泵深度减少，幸免了电潜泵受井深高温的阻碍。降低了电潜泵电缆耐温等级和电缆长度，节约了费用。电缆泵组电缆泵组潜油电机射流泵封隔器导流罩图3-3-3喷射泵—电潜泵复合举升管柱示意图（4）因电机外安装了导流罩，使动力液、地层液全部流过电机，降低了电机表面温度，幸免了电机过热而烧毁的事故，延长了电机使用周期。（5）减少了电潜泵受地层产液降低的阻碍，扩大了其应用范围。当地层产液降低到电潜泵最小推举排量以下时，可提高动力液流量，使得混合液排量始终在电潜泵推举排量范围之内，幸免了地层供液不足，烧坏电机的事故。存在问题：（1）电缆的高压密封问题。电缆需要穿越护罩与电机相连，不仅空间尺寸难以排布，而且必须能承受25MPa以上的压差，按目前的技术条件，还存在难以克服的困难。（2）护罩的连接强度问题。按强度计算，护罩结构和材质在7in井眼中难以实现。（3）喷嘴的寿命。目前射流泵的喷嘴寿命低于半年。假如单用射流泵采油，能够通过投捞方便实现喷嘴更换。在复合举升工艺管柱中射流泵处于电潜泵下部，无法投捞喷嘴。（4）气体阻碍。电泵水力喷射泵受气体阻碍专门大，但在该管柱中无法实现气液分离，明显降低了系统效率,甚至无法生产。（5）封隔器的可靠性。封隔器要在高压差、管柱震动情况下保持长期可靠的密封，从当前国内外的应用效果来看，尚存在较大的差距。因此，该复合工艺技术在现有技术条件下尚无法应用于矿场。从技术、经济、环境等方面综合考虑，选用有杆泵-电泵复合举升系统作为首选方案。该方案必须解决须解决电泵的连续排液与有杆泵的半程排液矛盾。3.4电泵高效油气分离装置研制气体对离心泵的阻碍专门大，在工作介质为气液两相的情况下，泵的排量、压头和效率都会明显下降。离心泵叶轮在工作时，气泡一方面占据了流道体积，使液体排量减少。另一方面，气体使混合液密度降低，离心力减小，从而降低了泵的扬程。严峻时会造成气锁排不出液体，并产生气蚀现象，损坏叶轮和导轮。依照前期国内外应用情况来看，尚无明显效果的脱气方法。一般在吸入口气体含量超过30％时，离心泵就无法正常工作。本课题研究的一种高气油比井脱气的方法综合采纳减压分离、重力分离、离心分离，使溶解气充分析出，从而大大降低泵内游离气的含量，保证泵正常工作。1）工作原理在举升泵之上部分油管换成专门设计的双层管，双层管中间环空及双层管与套管之间的环空构成井液流淌和油气分离的通道。高气油比井内液体首先从双层管外部上升到举升泵上方位置，上升过程中靠减压分离降低压力使溶解气充分析出，成为气泡或气体段塞从井口套管放出。脱气液体由上而下从双层管环空进入举升泵，双层管环空采纳重力分离螺旋降压分离，进一步使溶解气析出，从而大大降低进泵液体中含气量，消除了气体对泵的阻碍。本分离装置的双层防气管柱长度能够任意延长，通过流淌时的压力降低使溶解气充分析出，同时气泡合并膨胀足以排至井口。从全然上消除了气体对采油泵的阻碍。2）结构组成电泵高效油气分离装置由进液总成，分离总成、分离连接总成、防气罩、专门变径法兰组成。图3-4-1图3-4-1进液总成示意图进液总成（见图3-4-1）在分离装置最上端。其作用一是引导通过初步脱气的地层流体进入分离总成，二是通过再分离后的气体经排气孔排到油套环空。（2）分离总成图图3-4-2分离总成示意图分离总成（见图3-4-2）在分离装置中部，由若干节组成。当初步脱气的地层流体进入其内部的螺旋流道后，在离心力和油气密度差的作用下，密度较高的液体部分附在外侧，经流道下行；而气体则附在内层逐渐上浮，经排气孔排出。（3）分离连接总成图图3-4-3分离连接总成示意图分离连接总成（见图图3-4-3）连接在防气罩与分离总成中间，其作用一是具有分离总成一致的分气作用，二是连接防气罩。（4）防气罩图图3-4-4防气罩示意图防气罩（见图3-4-4）罩在离心泵的不处，形成一个与吸入口连通的流道，使脱气后的流体通过吸入口进入离心泵。（5）专门变径法兰图图3-4-5专门变径法兰示意图专门变径法兰（见图3-4-5）下端通过螺拴与爱护器连接，上端通过螺拴连接吸入口。同时上端外的螺纹与防气罩连接。3）油气分离效果计算（1）分离效果设计计算油气分离装置的差不多原理是利用油气的密度差，通过滑脱和离心作用将油气分开。分气过程可分为五个步骤：第一步：气泡在套管内随液流上升时，由于油气密度差，使油气产生滑脱，气泡上行速度vg等于液体上升速度vf加上气泡在静止液体中上升速度vd。因此，气泡上升速度较液体上升速度快一个vd，因此，气泡首次分离。依照斯托克公式式中vd——气泡在静止液体中的上浮速度，cm/s；d——气泡直径，cm，一般取0.1~0.2cm；o——原油密度，g/cm3；g——气密度，g/cm3；o——油的动力粘度，Pa·s；g——重力加速度，cm/s2。因此，气泡上浮速度与气泡直径平方成正比，与液体粘度成反比。通过流体上行降低泵吸入口压力使气泡直径变大会大大提高分气能力。设气泡直径1cm，油的动力粘度1Pa·s，忽略气体密度，则vd=9.8/1.8=5.44cm假如液体上升速度低于气泡在液体中的上浮速度，则气体能够排出而不沿吸入口下行。那么按上浮速度5.44cm/s计算，则1cm以上气泡全部分离的最小产量为(0.1582-0.1022)×π/4×0.0544m/s×60×60×24=53.72mvfhvfvvdvfvg图vfhvfvvdvfvg图3-4-6二步骤气泡矢量图由图3-4-6可见，液体比气泡更容易进入分离器，而且液体中气泡能否进入分离器将取决于垂直分速度与水平分速度的比值。垂直分速度愈大，水平分速度愈小，则气泡越不容易进入。因此，越靠近吸入口的气泡，水平分速度愈大，越容易被液流带入。气泡直径愈小，垂直分速度愈小，越容易被液流带人气锚。设进液口为直径3cm的进液口5排，每排4个孔，则总过流面积为141.3cm2，而气锚外的环空截面积为145.6cm2，流速与截面积成反比，那么在直径小于1cm的气泡中，约有141.3/(141.3+145.6)×100%＝49.25%的气泡能够分离出来。通过两步分离的流体向下进入螺旋流道，进行离心分离。第三步：气泡在分离器环形空间进行三次分离。这时气泡速度是液流下行速度减去气泡上浮速度，气锚环形空间有一部分能分离的最小气泡滞留在环形空间。在向下流淌过程中，含气油流在分离器环形空间内旋转流淌，由于不同密度的流体，离心力不同，使聚拢的大气泡沿螺旋内侧流淌，带有未被分离的小气泡的液体则沿外侧流淌。被聚拢的大气泡不断聚拢，沿内侧上升至螺旋顶部聚拢成气帽，通过排气孔排到油套环形空间。（3）离心分离效率计算旋转分气原理，要紧是利用油气以较高速度旋转流淌而产生的紊流及离心分离作用将油气分开。为了简化计算程序，作以下假设：=1\*GB3①气泡在液体内是均匀分布的；=2\*GB3②气泡在螺旋槽内移动时只考虑离心力场的作用，而忽略重力场的作用；=3\*GB3③液体密度是一致的；=4\*GB3④气液混合物以同一速度在螺旋槽内作旋转运动。单气泡在螺旋中的运动规律：依照气泡所受液体的离心力与气泡径向运动的阻力，可得出气泡在螺旋中的运动微分方程为式中d——气泡在螺旋中的角位移增量，rad；dr——气泡在螺旋中的径向位移增量，cm；r——气泡旋转半径，即气泡到出口处至气锚中心的径向距离，cm；——液体运动粘度，cm2/s；——气泡旋转角速度，rad/s；d——气泡直径，cm。积分公式得，式中——气泡（或液流）从螺旋入口到出口时所走过的角位移，rad。由定义可知，式中——螺旋长度，cm；b——螺距，cm。因为因此式中qm——油气混合物在螺旋中的流量，m3/s；r1——螺旋内半径，cm；r2——螺旋片外半径，cm。将式（5）、（6）代入式（4）中得液气混合物在螺旋内的流量：考虑在吸入口压力下，部分气溶解在原油中，油气混合物在螺旋内的流量（m3/s）可用下式表示式中Qo——日产油量，m3/d；Qw——日产水量，m3/d；R——气油比，m3/m3；Rs——溶解气油比，m3/m3；po——标准大气压，MPa（取0.1MPa）；pa——吸入口压力（绝对），MPa。（3）分离系数计算在通常情况下分离系数越趋于1，则分离效果越好，分离系数可用下式表达：式中——分离系数，小数。计算得=0.784（4）求分离效率即分离后的理论泵效，可用下式表达设r1＝7.3cm，r2=8.9cm，运动粘度v=20cm2/s，气泡直径d＝0.2cm，螺旋长度L=98m=9800cm，流量qm＝50m3/d=0.0005787m3/s，沉没度H=计算得不同螺距、气液比条件下的分离系数、泵效见表3-4-1。表3-4-1不同螺距、气液比条件下的分离系数、泵效参数 b1015202530β3.06321.36140.76580.49010.3404α0.9980.9340.7840.6250.494ηR=2000.9870.6940.4100.2860.229R=1500.9900.7520.4810.3480.283R=1000.9930.8200.5810.4440.372R=500.9970.9010.7350.6150.542其中：β—中间系数，α—分离系数，η—泵效，R—气液比。图3-4-7气液比200时不同螺距下的分离系数、泵效曲线图3-4-8不同气液比不同螺距下的泵效曲线从上面的图表能够看出，日产液螺距为10cm时分离效果差不多接近全部分离第五步：液流下行时，随着压力升高，气泡逐渐变小，进一步降低了气液比。4）连接方式研究提升短节吊卡泵上短节专用吊装工具提升短节吊卡泵上短节专用吊装工具离心泵防气罩专门变径法兰爱护器电机图3-4-9油气分离装置连接示意图（1）用常规方法下入潜油电机和电机爱护器（爱护器上部为专门变径法兰）。（2）在井口将潜油离心泵下节和进液接头接为一体，装入防气罩内。用大钩将离心泵和防气罩一同吊起。先将进液接头的下法兰与爱护器的变径法兰接好，再下放防气罩，将防气罩与变径法兰连接在一起（防气罩上部有专用吊装工具，电泵上部设计专用提升短节）。爱护电缆、管柱下至井口合适位置，打好卡瓦链。（3）拆去防气罩吊装工具和离心泵提升短节。下第一级防气装置：将下部连接套上推，露出油管接箍和油管下接头，将内部油管扣上紧，再用连接套将防气罩与第一级防气装置连接起来。图3-5-1图3-5-1井液匹配器结构示意图3.5蓄能装置研究为解决电泵的连续出油与有杆泵的半程出油矛盾，幸免电泵的电流冲击损坏，研制了蓄能匹配装置。1）差不多原理井液匹配器的结构如图3-5-1所示。外管下端连接在电泵上面的油管，上端与井液匹配器的外管接头相连。内管下接悬挂在外管内的抽油泵。井液经电泵举升至井液匹配器，抽油泵上部在工作一段时刻后，必定形成气顶。该段气顶能随着抽油泵的上下运动交替压缩与膨胀，起到弹性蓄能作用。当气柱达到一定高度时或电潜泵产液高于有杆泵排液量时，蓄能阀自动开启，将多余气体释放。储能器在有杆泵—电潜泵复合举升系统中有三个作用。(1)引导油流顺利地从电潜泵系统进入有杆泵系统，即在两系统之间起衔接作用。(2)临时储液。由于电潜泵系统为连续排液的系统，而有杆泵系统为上冲程吸液，下冲程排液，因此，在下冲程中，需要有一个设备将下冲程时刻段内电潜泵所排出的液体储集起来。(3)调节压力。由于电潜泵系统为连续排液的系统，而有杆泵系统为上冲程吸液，下冲程排液，因此，在下冲程固定阀关闭，电潜泵处于憋压状态，阻碍电潜泵的正常工作，电潜泵长期处于这种工作状态下，将使电潜泵的寿命大大缩短。井筒积液，由于储能器的存在使电潜泵能够连续排液，在储能器内临时储存起来，从而两泵所受的压力冲击减小，改善泵的工况。2）储能器内液面波动规律复合举升系统在工作过程中，有杆泵柱塞周期性上下运动，实现吸液和排液，因此储能器内的液面也会随着柱塞的周期性运动周期性的上下波动。柱塞运动一个冲程所用的时刻：一个冲程时刻内电潜泵的排量：()下冲程储能器储集液体量：()图3-5-2储能器液面波动示意图由图3-5-2能够看出，储能器内的液面在A、B之间波动，由于泵柱塞的运动可简化为简谐运动，因此将储能器液面的波动简化为简谐运动。则储能器内液面波动规律可由下式描述：(3-5-1)(3-5-2)(3-5-3)式中——储能器的横截面积，m2；——有杆抽油系统油管的横截面积，m2。由式(3-5-1)、(3-5-2)和(3-5-3)可绘制储能器内液面波动规律曲线(如图3-5-3)。图3-5-3液面波动规律曲线—储能器内液体的位移—储能器内液体的速度—储能器内液体的加速度3）储能器的设计计算(1)储能器的容积储能器的长度由临时储集液体的体积以及上部有杆抽油系统的油管外径共同决定。储能器的容积为：式中——储能器内液面上升高度，；——有杆泵的沉没度，；——安全系数，；——储能器内径，。(2)储能器效果分析已知油井使用套管直径为159mm，则选用储能器的外径mm，内径mm，油管外径D=73mm，有杆泵冲程5.1m，冲次6min－1，有杆泵的沉没度为m，原油密度，含水率，油井产液量为50m3/d，电潜泵排量50m3/d。对使用和不使用储能器的管柱结构分不进行设计，分析储能器调节压力的效果。设计结果如表3-5-1和表3-5-2所示。由设计结果能够看出，不使用储能器时，按电潜泵憋压计算得有杆泵吸入口压力波动达5.95，复合举升系统可能处于连喷带抽的状态，系统工况复杂，而使用储能器后有杆泵吸入口压力波动仅为0.00524，系统差不多处于平稳的工作状态。因此，储能器的使用能够大大降低有杆泵吸入口压力波动范围，从而改善泵的工况，延长电潜泵的寿命和检泵周期。储能器的使用，充分体现了复合举升系统的完善性。表3-5-1不使用储能器时的设计结果表上冲程电潜泵的排出口压力()11.235有杆泵的吸入口压力()2.707下冲程电潜泵的排出口压力()11.235有杆泵的吸入口压力()8.66有杆泵吸入口压力波动()5.95表3-5-2使用储能器时的设计结果表储能器的长度()330安全系数1.1上冲程电潜泵的排出口压力()11.235有杆泵的吸入口压力()2.707下冲程电潜泵的排出口压力()11.24有杆泵的吸入口压力()2.712有杆泵吸入口压力波动()0.005243.6有杆泵－电潜泵接力复合举升工艺研究3.6.1设计思路及管柱结构复合举升系统的工作流程是：油层流体沿射孔层段流至井底，并在井底流压的作用下沿井筒向上流淌，流经电潜泵后被电潜泵举升一定的高度，再由有杆泵复合举升至地面，从而实现4000米超深举升。复合举升系统举升原理如图3-6-1所示。关于某一个体的油井，在给定配产下，依照油井流入动态可得到相应的井底流压。井底流体首先在井底流压的作用下流至电潜泵的吸入口，流体通过电潜泵获得一定的扬程，接着流体以电潜泵的出口压力沿油管向上流淌，流至有杆泵的吸入口，流体通过有杆泵又获得一定的扬程，接着流体又以有杆泵的出口压力沿油管向上流淌，直至流出井口，并沿地面管线流入计量间。图3-6-1复合举升系统举升原理示意图—井口油压—有杆泵吸入口压力—电潜泵吸入口压力—井底流压—有杆泵排出口压力—电潜泵排出口压力—有杆泵下泵深度—电潜泵下泵深度—井深高效油气分离装置高效油气分离装置抽油泵电缆电机电泵吸入口井液蓄能器器图3-6-2有杆泵－电潜泵复合举升管柱示意图一是必须采纳油气分离解决低液面造成的原油脱气问题，二是解决有杆泵的间歇出液与电潜泵的连续出液的矛盾。该管柱结构如图3-6-2所示，由电泵系统、防气装置、有杆泵、蓄能装置、复合井口等组成。电泵系统包括电机、爱护器、离心泵、电缆、操纵柜等。蓄能装置由蓄能器、蓄能外管蓄能内管、变径接头组成，抽油泵悬挂在蓄能内管下部，蓄能外管内部，与蓄能外管一起连接在蓄能器下方。复合井口既能连接光杆密封器，又能够穿越电缆并保持密封。井液首先沿电泵及防气装置外上行，上行过程中压力降低使溶解气析出，到泵上排出，从井口套管放出。脱气液体从双层管环空下行进入电泵吸入口，其间采纳重力分离旋转螺旋降压分离，进一步使溶解气析出，从而大大降低进泵液体中含气量。井液经电泵举升至蓄能器，抽油泵上部在工作一段时刻后，必定形成气顶。该段气顶能随着抽油泵的上下运动交替压缩与膨胀，起到弹性蓄能作用。当气柱达到一定高度时或电潜泵产液高于有杆泵排液量时，放气阀自动开启，将多余气体释放。技术特点（1）技术成熟，地面设备简单。（2）防气装置可使电泵系统在较高气油比井液中也可正常工作；（3）抽油泵上部的蓄能器一是能够保证有杆泵具有300m沉没度，使有杆泵正常工作。更重要的是有效解决了电泵的连续出油与有杆泵的半程出油矛盾，幸免电泵的电流冲击损坏。（4）整套管柱无封隔器等薄弱点，并可随时测试井底压力、液面等参数。3.6.2有杆泵－电泵复合举升设备的设计研究有杆泵－电泵复合举升系统设备选择的差不多思路是首先依照油井的产液量、气液比选择电泵下泵深度、型号和合适的气液分离装置，依照设计结果选择潜油电机和电缆的型号。依照电泵的扬程、排量、效率选择不同的有杆泵抽汲参数组合（泵径、冲程、冲次以及下泵深度），进行抽油杆柱设计。最后对管柱进行校核。依照国内深层砂砾岩油藏、碳酸盐岩油藏、深层低渗砂岩油藏产量分析，液面低于2000米时，液量通常在50m3/d以下。设计研究以新疆永进油田永1井为例。该井确定满足4000米后期举升要求，下泵深度4500米。由于上部的有杆泵下泵深度过大时冲程损失明显增大，故确定在1800米。1)电泵的选择=1\*GB3①总扬程计算式中—离心泵所需总扬程；—泵挂深度；—油压折算扬程；2MPa，按200m计算；—泵吸入口压力计算扬程；—油管损失。计算得177m；－为离心泵有效扬程，设为2700m；计算＝3077m。=2\*GB3②多级离心泵的选择计算出排量和扬程后，选择泵型号，并计算所需叶轮级数。因此依照计算出的油井产量和给出泵的工作特性曲线选择出合适的泵型，所需的级数用下式计算：泵的总级数=查胜利泵公司工作特性曲线，单级扬程5.9m，则所需泵的总级数为3077／5.9＝522级=3\*GB3③潜油电机和电缆选择潜油电机的工作性能受周围环境温度的阻碍较大，选择潜油电机时要依照泵送液体的性质、井身结构和产液量计算电机周围液体的流速，以保证电机得到良好的冷却。同时依照泵送液体所需功率优选电机型号，并确定电机的扬程和所需级数，泵送液体所需功率为:式中——泵送液体所需的潜油电机功率，；——泵的额定排量，取=50m3/d；——泵的额定扬程，m；——井液密度，取=0.9t/m3；——重力加速度，取=10m/s2；——泵的系统效率，依照特性曲线取=40%。经计算，得=40kW取电机功率安全系数1.1，则理论电机功率为44kW，经查表确定电机功率为45kW。选择电缆的规格和型号的要紧依据是电缆的载流能力和工作环境。由于潜油电缆是导体，工作时必定存在功率损失，功率损失程度与电缆的截面积和长度有关，为减小这一损失，应尽可能选择截面积较大的电缆。计算功率损失的公式如下。式中——电缆功率损失，；——电动机工作电流，=37；——电缆内阻，=50。经计算得=5.55kW（2）有杆泵系统的设计选择确定了经电泵举升到达有杆泵吸入口的流量、压力后，进行有杆泵系统的设计选择。选择要紧是下泵深度、泵径、杆柱组合等。确定下泵深度1800m，56管式抽油泵，排量50m3由杆柱等强度设计理论，合理的杆柱组合为25mm×558m＋22mm×630m＋19mm×612m工作参数5.1m×3次／min能够满足排量要求。（3）油管柱的设计选择复合举升的管柱长度为4500m，采纳蓄能器上接31/2EUE油管，蓄能外管下27/8EUE油管。油气分离装置设计外管外径114mm，内径102mm，内管为73mm油管，螺旋螺距10cm，总长度98m。蓄能装置设计开启压力3MPa，总长度87m。3.6.3有杆泵－电泵复合举升管柱强度校核计算由于复合举升的管柱长度最长达4500m，且较复杂，须进行管柱安全校核。管柱负荷要紧由油管柱、蓄能器、油气分离器、有杆泵、电泵机组的重量以及液柱载荷构成。（1）管柱重量油管柱组成：31/2EUE油管(2566m)+蓄能器+27/8EUE油管1760m油管柱重量：2566×136N/m+1760×95N/m=516176N蓄能器组成：41／2in油管(86m)＋27/8平式油管(77m)蓄能器重量：86m×247N／m+77m×93N/m=28403N（2）油气分离器重量油气分离器的外径102mm，内径89mm，长度100m，其重量按等体积的钢材计算。内管27/8平式油管100m（0.1022－0.0892）×π/4×100×7800×9.8＋100×93N/m=24199N（3）液柱载荷液柱载荷由作用在油管变径台阶面、有杆泵(φ56泵)柱塞以及电潜泵(外径φ102)上液柱压力产生。设井下液体密度800kg/m3。=1\*GB3①油管变径台阶面载荷计算液柱高度1716m，台阶面为31/2EUE油管内截面与27/8EUE油管内截面形成的环面。800×9.8×1716××(0.0762－0.0622)=20403N=2\*GB3②有杆泵载荷计算液柱高度1800m，泵径56mm。800×9.8×1800××(0.056)=34740N=3\*GB3③电泵载荷计算折算液柱高度2700m，作用面积为π(D12－D02)/4，其中D1为叶轮吸入口直径，D2为轴径。按照D1＝0.45×Dmax＝46mm，D0＝0.1×Dmax＝10.2mm。电泵载荷为：800×9.8×2700×(0.0462－0.01022)=33432N总液柱负荷：20296＋21447＋30575=88575N=9.04t（4）井下泵组重量实测总重量为8100N。（5）抽油杆柱重量4.32kg/m×558＋3.31kg/m×630＋2.43kg/m×612=5.98t（6）电缆重量电缆重量按2.86kg/m计算，电缆重量4500×2.86kg/m＝12.87t由此得到管柱总重量为：516176＋28403＋24199＋8100+12.87t=546562N=71.7t（7）管柱校核对井口油管悬挂器、蓄能器外筒和内筒的上接头以及蓄能器下端接头分不校核螺纹联接强度。=1\*GB3①井口油管悬挂器承受载荷计算抽汲过程中悬挂器可能承受的最大负荷为：71.7t＋9.04＋5.98=86.72t=2\*GB3②蓄能器内筒接头承受载荷计算蓄能器内筒接头承受载荷为87m的27/8EUE油管重、有杆泵重量、杆柱重量以及有杆泵液柱载荷：87m×93N/m+34740N＋5.98t=10.35t=3\*GB3③蓄能器外筒接头承受载荷计算蓄能器外筒接头承受载荷为27/8EUE油管1760m、31/2EUE油管850m、油气分离器、电泵机组、2500m电缆以及电泵载荷：1760m×95N/m+850m×136N/m+24199N+8100N+42464N+70070N=43.64t=4\*GB3④蓄能器上接头承受载荷计算蓄能器上接头承受86m的41/2油管、27/8EUE油管1760m、31/2850m、油气分离器、电泵机组、2600m电缆以及全部液柱载荷。86m×247N/m+282800N+24199N++8100N+113531N+72873N=53.34t设动载系数1.1，天车大钩最大载荷78.87t，悬挂器最大载荷95.39t综合上述计算，查《井下作业技术数据手册》，可知N80，27/8EUE油管接头连接强度为65.75t，最小抗挤强度77.0MPa，最小抗内压强度为72.9MPa。31/2EUE油管接头连接强度为123.36t。悬挂器采纳31/2UPTBG螺纹。管柱的各螺纹连接强度能够满足要求。3.6.4下入方法（1）正常下入电泵上面的油管至设计长度后，连接4TBG-27/8UPTBG变径接头；（2）下入蓄能外管至设计深度；（3）把抽油泵下入蓄能外管内；（4）泵上连接蓄能内管至设计深度；（5）把蓄能器的下端27/8TBG同蓄能内管连接；（6）下放蓄能器及蓄能内管，把蓄能器的下端4TBG同蓄能外管连接；（7）按常规下入油管。3.7配套工艺研究设计1）复合井口试验前期采纳常规电泵井口。现场操作是把井口段电缆铠皮和石棉护层剥掉，分不穿越井口的3个孔，装电缆密封胶皮。在车古201－1试验过程中，出现在3.8MPa压力下密封胶皮刺漏现象。为此改进设计了整体穿越复合井口。图3-7-1整体穿越复合井口示意图图3-7-1整体穿越复合井口示意图图3-7-1是整体穿越复合井口的示意图。要紧由井口壳体、悬挂器、整体穿越器组成。悬挂器一是能够在下面悬挂管柱，上可接光杆密封器，二是有整体穿越器的通道。图3-7-2整体穿越器示意图图3-7-2整体穿越器示意图图3-7-2是整体穿越器的示意图。其作用一是能够实现两端电缆的可靠插接，再一个能够实现20MPa的高压密封。2）过电缆封隔器为满足复合举升工艺在稠油掺稀井中应用而改进设计了过电缆封隔器（如图3-7-3），实现电缆穿越。通过该技术成功实现复合举升工艺在掺稀稠油井中的现场应用，增油效果显著。图3-7-3过电缆封隔器3.8电潜泵有杆泵复合举升软件介绍3.8.1软件的功能电潜泵有杆泵复合举升生产系统优化设计方法是以油井生产系统为对象，以油井供液能力为依据，以电潜泵有杆泵两种举升方式的协调和整个系统的协调为基础，采纳节点系统分析的方法，在充分研究油层、井筒、排出系统工作规律、相互作用和其对油井生产动态阻碍的基础