螺杆泵测试入口课件

采油工程技术发展方向第一采油矿采油工程是油田开采过程中根据开发目标通过生产井和注入井对油藏采取的各项工程技术措施的总称。其任务是通过一系列可作用于油藏的工程技术措施，是油、气畅流入井，并高效率地将其举升到地面进行分离和计量。通过采油工程衔接钻井工程、油藏工程、地面建设工程。一般包括注水工艺、自喷与气举采油、有杆泵采油、无杆泵采油、油水井增产措施、生产测试技术、稠油热采技术、防砂技术、堵水技术、防蜡技术、防腐技术、防垢技术。目录一、抽油机采油二、螺杆泵采油：完善配套技术三、大修技术四、分层、堵水技术五、专家眼中的发展方向六、大庆油田目前的十大现场实验七、目前技术人员需要注意的问题一、抽油机采油一）、减少作业工作量，延长检泵周期对具体单井，共性加个性设计抽油机井井下情况统计（到2004年10月）3、参数优化1、防偏磨2、更换杆、管5、提高井下工具质量4、提高作业质量最先考虑的制造直线电机驱动抽油机，国内这方面的设想和专利有很多，但由于直线抽油机本身的制造难度和复杂程度都很大，无论是在技术上，还是在经济上都没有表现出特别的优势，因此，这几年进展并不大。于是，人们又把目光聚积在直线电机直接驱动抽油泵上来。1、节能抽油机二）、推广节能技术，降低用电消耗1）直线电机驱动抽油机系统效率情况表

抽油机电泵螺杆泵加热炉输油注水

23.93525.580.550.053.5直线电机驱动潜油抽油泵的优点在于系统简单，地面没有抽油机，井下也不需要保护装置。六厂研究的方案是与双作用泵连接，双向作功，排量较大，效率更高，目前正大样机研制试验阶段。2）双驴头抽油机截止到2004年11月底我厂共有抽油机总井数5210口，开井数4768口。有用的节能电机不足400台，在用的节能控制箱不足300台，合计不足总井数的15%。通过调查发现，有淘汰型JQ系列电机近700口在用，有近1000口抽油机井的控制箱的使用年限已超过15年以上，老化或破损程度已相当严重，给岗位工人的生产操作带来了很大的不便，并且存在很多的安全隐患，这些控制箱大部分已没有任何生产厂家的标志，锈蚀损坏严重，甚至门都关不上，也给偷窃电提供了方便，更没有任何的保护和补偿，全厂每年因此而烧坏的电机达数百台以上。通过测试得知其功率因数仅在0.2-0.3之间，无功损耗相当严重。2、节能电机二是普通电机的效率和功率因数随着负荷率的降低随之下降，能耗随之增大。一）抽油机电机节电效果评价目前抽油机拖动电机有70%的平均负载率小于30%，抽油机电机平均运行效率在65-80%，平均运行功率因数在0.2-0.6，“大马拉小车”现象相当严重。导致这一现象的主要原因：一是抽油机负荷启动，需要较大的启动转矩，而普通电机的最大起动转矩是额定转矩的2.0位左右，为满足抽油机起动的需要，就不得不提高装机功率；节能电机的节电效果统计表项目原态节态有功节电率(%)综合节电率(%)有功无功有功无功超高转差12.9728.9711.615.0310.5616.09双定子12.9728.9711.9415.447.9416.23永磁同步12.9728.9711.497.4213.4721.50双功率10.5821.728.933.3315.6220.68研制了多种抽油机用的节能电机，目前大庆油田抽油机常用的节能电机主要有超高转差率电动机、三相永磁同步电动机、高起动转矩双定子结构电动机及电磁调节器速电动机等。为解决上述问题若抽油机电机平均耗电按10.0kw计算，则全厂抽油机节能电机每年节约电量可达327万千瓦小时，则年节约电费145.5万元。考虑到抽油机节能电机和普通电机差价因素，按目前管理局抽油机产品价格计算，永磁同步电动机比普通电动机价格贵8648元，11个月收回差价投资；超高转差电动机比普通电动机价格贵2456元，4个月收回差价投资。由于抽油机吉在启动时需要较大的启动力矩，因此抽油机电机为满足启动需要，一般选配的额定功率都比较低大，由此造成电机在运行过程中普通存在着功率利用率和功率因数低的现状，因此无论那种类型的配电箱，在满足电机启动特性的同时，才能尽量减少对电网及机构系统的冲击，延长抽油机、电机的使用寿命，现在生产的各种节能配电箱种类较多3、节能配电箱节电效果评价目前我厂在用配电箱大部分是四功能配电箱，其节能手段仅是加装无功就地补偿电容，节能配电箱节电原理。另一类是针对抽油机电机功率因数低的现状采用电容器对无功功率进行补偿以降低网损的节电方式，该方式主要包括电容动态无功补偿和静态无功补偿。所有类型的节电箱都是采用上述一种或2-3种节电原理生产而成。主要采取以下二大类节电技术：一类是针对抽油机电机功率利用率低的现状采用调压节电方式，该方式主要包括定子绕组Y—△转换变压和功率因安息控制器调压两种；DT-98（Y—△转换+动态电容补偿）和调压型三大类。配电箱安装及节能情况一览表项目型号安装数量（台）测试井数（口）负荷率（%）单井有功节电率（%）无功节电率（%）日节电（kwh）年节电（kwh）日节约电费（元）年节约电费（元）回收期（年）配电箱DJQ201218.39.2172.571762057.682803.22.8DT-98201226.25.7979.051658407.232639.03.2QXY201220.25.8863.681658407.232639.02.1ZJK381011.863.36291058513.104781.52.1从原理上这几种节能配电箱可分为单一型（QXY）（Y—△转换）复合型（DJQ（Y←→△转换+静态电容补偿）每口油井安装多大容量的电容或节电箱，必须在测试基础上才能决定，否则节电效果就不太理想，而且无论动态无功补偿或静态无功补偿只节约无功，对有功影响不大。电机的负载率大小直接影响节电箱的节能指标，在平衡状况较好的情况下，当负载率在30%以下时，以Y—△转换为基础的节电箱都有节电效果。反之，当负载率大于30%，单一型节电箱只能在△状态下运行，而复合型仍具有节电效果。a抽油机井的平衡好坏，也是影响节电箱的节能指标的重要因素，在严重不平衡或过平衡的井上，各种节电箱节电效果非常不理想。bc从现场应用情况看，由于受现场和环境、人员条件的限制，节电箱的装配越简单越好；ZJK型、DJQ系列、QXY系列结构合理，操作简单方便；DT-98系列元器件较多，体积大，操作不方便灵活。从以上几种节电箱测试结果看，ZJK型对实际动态有功功率跟踪效果较好，其平均有功节电率可过11.8%，对不平衡的适应性较强；QXY系列、DT-98系列从测试结果看，有功部分二者没有什么差别，但转换都较为单一，DT-98系列的无功补偿效果较好。ed二、螺杆泵采油：完善配套技术-一次性投资小-运行成本低-运行寿命长（我国最长达1600天）螺杆泵采油的优势-扬程可达到3000m（160m3/d）;-排量可达到1000m3/d（800m）；-各种油品性质；（稀油、稠油、含砂、高气油比、高含水等）-井温可达到140℃-各种井况及井身结构适应范围宽已基本覆盖了其他人工举升所具有的范围及功能。经济效益好一是杆柱防断脱技术研究二是环空测试技术研究三是定向井螺杆泵技术研究四是简易泵况诊断技术研究五是大排量螺杆泵技术研究对比机型区块类型降低一次性投资节电率800型螺杆泵与14型常规抽油机聚驱43.95（%）65.23（%）500型螺杆泵与10型节能抽油机聚驱31.27（%）56.39（%）120型螺杆泵与6型节能抽油机三次加密31.27（%）41.72（%）大庆油田螺杆泵技术总体水平评价(16项主要技术指标对比)：国际领先8项；相当5项；落后3项。同国内相比领先优势明显主要技术国内对比国外对比螺杆泵

综合性能适应聚合物驱的螺杆泵领先领先适应三元复合驱的螺杆泵领先领先适应水驱螺杆泵领先相当稠油防砂螺杆泵领先落后驱动装置综合性能领先相当

密封性能领先领先

传递效率领先领先专用抽油杆连接结构领先领先

连接机构防断脱性能领先领先监测技术监测方法领先相当

工况分析及故障诊断技术领先相当

自控程度领先落后清防蜡工艺领先领先测压工艺领先领先抽空保护技术领先落后试验、检测技术领先相当随着螺杆泵采油技术在油田应用规模的扩大，抽油杆断脱问题已经成为螺杆泵检泵作业的主要问题。一）、螺杆泵井杆柱防断脱技术研究为此开展了螺杆泵井杆柱防断脱技术研究。以萨中开发区为例杆断、脱25井次2002年螺杆泵检泵38井次占总检泵井次的65.8%一要传递扭矩二要承受轴向载荷三是由于离心力的作用，局部区域要承受附加弯矩和振动载荷1、杆柱断脱机理研究螺杆泵抽油杆在井下受力状况较为复杂：防脱器既能释放反转扭矩，保护整个杆柱不脱扣，又能传递正转扭矩，可以解决抽油杆反转脱问题。现场在泵上加装防脱器。防断脱措施制定全井扶正措施为了减缓附加弯矩和横向运动对抽油杆的影响，延长杆柱的使用寿命，将原来每5根杆加1个扶正器改为每根杆加1个扶正器。加装防脱器措施防断脱措施效果现场共采取防断脱配套措施344口，累计运行780天时，杆柱断脱比例仅为7.7%，与未措施井对比下降幅度达77.2%。由于井口驱动装置遮挡和井下油管锚占据测试通道，螺杆泵环空测试问题一直没能突破，因此只能在非定点测压井应用，为扩大螺杆泵推广应用范围，开展了环空测试技术研究，研制了偏心井口、油管旋转器、油管扶偏器、小直径螺杆泵、测试锚等配套工艺。2、螺杆泵井环空测试技术研究将螺杆泵井口设计为偏心式，预留测试通道，保证测试仪顺利通过。在地面驱动装置上，设计了测试闸门和测试滑轮。测试井偏心井口的研制在减速箱与井口之间，设计了轴承，解决钢丝缠绕问题。一是在测试通道顶端引出倾角为120的测试闸门；二是地面驱动装置高度由1.354m加高到1.58m，并将减速箱壳体侧面铣成斜槽；三是加大挂体座内径，进而使偏心油管挂及挂体座之间形成的测试通道达到Φ73mm；专业驱动装置的研制四是挂体座内壁由垂直状态变为倾角120的喇叭口。通过以上四个方面工艺改进，可确保外径Φ25.4mm、单节长度1米且软连接的测试仪器顺利通过偏心井口的拐点，并可实现安装防喷管进行密闭环空测试。同时在油管挂与井口之间设计了推压轴承，并将油管挂固定方式设计为顶丝周向固定，易于保护轴承。由于驱动装置将偏心测试通道挡住，加重杆高度限制在400mm以内。将加重杆设计成多节铰链式，在铰链连接处设计了锁定机构，下入后利用弹簧力将各节锁定成一个整体，从而保证重心在一条直线上。每节加重杆长度380mm。（3）专用加重杆的研制（4）油管扶偏器的研制为让开测试通道，将原有的油管扶正器改为油管扶偏器。（5）油管旋转器的研制为配合旋转井口，设计了油管旋转器。室内试验结果：耐压40MPa，承载12t。（6）防转偏心油管锚的研制油管锚由中心管及偏心体组成，偏心体外侧具有6组卡瓦牙，其中轴向牙及周向牙各3组，具有轴向及周向锚定功能，满足了螺杆泵转子旋转生产的要求。同时该油管锚偏心体内设计测试通道，内通径为34mm，并在偏心圆柱上下各设计30度的引斜段，可实现测试仪器自由起下。偏心体最大外径Φ116mm。（7）小直径KGLB200、300螺杆泵的研制在保持螺杆泵排量、扬程不变的前提下，通过缩小偏心距、加大导程来实现泵体外径由Φ102mm缩小到Φ91mm。为保证空心转子强度，空心转子里眼直径由20mm缩小到12mm。经螺杆泵水力特性检测装置检测，10MPa下，容积效率可达60%以上。同时位于螺杆泵上下的油管扶偏器与防转偏心油管锚起到了防止螺杆泵采油过程中震动，延长螺杆泵使用寿命。（8）产出剖面测井仪器的改进针对常规产出剖面测井仪长度过长（总长度2.2米）、外径过粗（Φ28mm），无法通过偏心井口测试通道的问题，1、各部分之间由刚性连接改为铰链连接，周向摆角15度。2、将长度1.3m的阻抗测试仪器一分为二，分别为0.94的阻抗电路与0.36的阻抗传感器流量计，两者之间铰接。3、采用比重18的纯钨灌注加重杆，单根长度1m，与常规使用的1.5m长的加重杆重量相当，加重杆之间铰接。4、仪器外径由Φ28mm缩小到Φ25.4mm。对仪器做了四方面改进：流量测量范围：1.5m3/d－60m3/d含水率测量范围：40%－100%含水率测量准确度：+3.0%F.S井温测量范围及准确度：0℃－125℃，+1℃压力测量范围及准确度：0MPa－40MPa，+0.2%F.S改进后产出剖面测井仪器由三芯电缆头、三芯软连接、井温压力磁定位及阻抗式测井仪组成，全长为2.6m。技术参数：由于螺杆泵偏心测试闸门是以120倾斜角引出，如果在测试闸门处直接接出6m长防喷管，水平位移将达1.3m。在测试仪器起下过程中，因电缆缠绕油管需转井口时，将会存在防喷管将驱动头掀翻或防喷管与测试闸门之间的丝扣损坏两个方面的隐患。设计了可倾斜防喷短接，该短节本身为可实现周向15度摆角的软连接，使下井电缆成S型走动。在测试过程中，防喷管成垂直状态，不至于倾斜，解决防喷测试问题。（8）可倾斜防喷短接的研制截止2005年6月底，现场试验14口井，测试25井次，成功率88%。其中压力测试15井次，成功率93.3%；产液剖面测试10井次，成功率80%。在下泵深度小于860m时，井斜角9.0°以下每6.75m加1个扶正器，9.0°以上每5.4m加1个扶正器。实际操作中，井斜角大于9.0°的井段，每根抽油杆加2个扶正器，采用限位接箍定位；井斜角小于9.0°的井段，每根抽油杆加1个扶正器。3、定向井螺杆泵技术研究螺杆泵占地面积小，噪音低，适应于稠油、出砂和家属区的油井生产，为此开展了定向井螺杆泵技术研究。抽油杆柱扶正器间距设计通过编制的软件进行扶正间距计算：（2）抽油杆柱导向器结构设计为降低“狗腿角”的影响，采取在全角变化率大的部位安装抽油杆柱导向器的措施。导向器与普通抽油杆万向节不同，需要承受每年2亿次以上的疲劳运动，为延长使用寿命，在设计过程中尽可能消除应力集中点，并将各受力部件的屈服强度加至最大，材料采用40CrNiMo调质处理。（3）抽油杆导向器合理布置研究导向器性能指标参数表截止2005年6月底，现场试验螺杆泵定向井28口，其中井斜角最大的34.9°，平均免修期322天。2004年底以前试验的19口井平均免修期已达454天，最早下井的西51-斜12井，已正常生产674天，目前仍正常运转。（3）抽油杆导向器合理布置研究在造斜点全角变化率较大部位，即使安放扶正器，扶正器与油管之间仍存在较大的接触力，需要加装导向器。理论计算结果表明：在井斜变化率大于3°/25m的井段，必须安装导向器。现场试验目前，螺杆泵扭矩、轴向力诊断泵况方法主要存在以下问题：一是扭矩测试时间长，增加了测试工人的劳动强度；二是测试仪的传感器需定期标定，目前大庆油田还没有标定手段。4、螺杆泵简易泵况诊断技术研究通过实际应用，我们认为电流卡片记录仪对诊断螺杆泵的结蜡和杆断脱较为直观有效。

1）、电流卡片记录仪在螺杆泵井上的应用情况北1-3-丁31井2003年3月27日第一次洗井，按正常热洗周期安排，2003年9月27日应该洗井，根据实验安排延长热洗周期，以观察该井在不洗井的情况下电流卡片能否反映结蜡情况。到9月以后电流逐渐升高，明显高于正常运转电流，产量逐渐下降，分析该井正在逐渐结蜡。2003年11月27日，对该井进行热洗清蜡（热洗温度75℃，压力4.5Mpa，热洗时间4小时），洗后电流下降，产量恢复。实际热洗周期为240天。（1）、通过电流卡片的电流变化诊断螺杆泵井结蜡通过在实验井上安装电流卡片的电流变化可以帮助诊断螺杆泵的结蜡情况。例如：北1-3-丁31井实验前后数据对比（2）、通过电流卡片的电流变化诊断螺杆泵井杆断脱例如：北1-320-35井2003年12月8日安装电流卡片记录仪，正常生产时，电流卡片显示电流值为24A。正常时电流卡片该井2004年4月27日发现电流卡片出现电流异常，对比下降8A。现场蹩泵15分钟不起压，量油无液量，数据对比如下：表2-3-6异常时电流卡片通过以上数据对比，结合蹩泵情况，初步分析为杆断脱。该井于2004年4月29日由宏达劳服作业一队上作业打捞处理，现场跟踪情况：第5根杆脱，杆丝扣撸扣。北1-320-35实验前后数据对比螺杆泵井的扭矩变化可以直接反映在光杆功率上，间接反映在电机轴功率和有功功率上。用功率代替扭矩诊断螺杆泵泵况理论上可行。研制了可测量螺杆泵启动功率的电参数测试仪（一是数据采集速度由原来的12.5次/秒增至25次/秒，解决了启动功率录取问题；二是将开放式的鳄鱼夹改为密封式的钳型夹，消除了不安全隐患；三是增加了曲线回放，任一部分缩放和打印功能，方便了分析）。2）电参数与扭矩关系理论研究电机轴功率与光杆功率的关系为：2004年以理论研究为基础进行室内实验，绘制了螺杆泵扭矩与电机有功功率变化幅度关系图版。通过现场试验，初步确定了螺杆泵简易泵况定量诊断标准。泵况类别有功率变化幅度（%）液量变化（%）动液面变

化情况人工转光

杆力光杆反

弹力油套连通情况杆断脱<-30<-75上升小-较小无-弱油套不连通管断脱<-45<-70上升大-较大强油套连通，

油套压同步上升管漏失-60-30--90上升大强油套连通，泵漏失-100-30--90上升大强油套不连通结蜡30-10上升大强油套不连通（2）室内试验目前螺杆泵井启动功率的测试和对比分析工作刚刚开始，下一步将继续加大启动功率在泵况诊断过程中应用方法研究，不断完善电参数诊断方法和诊断标准。至2005年6月底，简易泵况定量诊断标准现场诊断56口井，诊断符合率92.8%。2005年上半年现场诊断20口井，诊断符合率90%。国外：在51/2”套管内没有1200及以上型号的大排量螺杆泵。国内：大庆的水平代表了中国陆上油田的水平。发育状况：大排量螺杆泵技术的发展水平还不是高水平，还是处于发展的初级阶段，应用规模不大，以检泵周期为代表的技术经济指标还有较大的提升空间。4、大排量螺杆泵技术水平评价：AOC合金粉末的重要成分是铬和镍。两元素同时存在并配合重熔工艺，可以得到微晶单相奥氏体，具有优异的防腐蚀性能。此外，由于铬的存在，重熔后的涂层表面形成一层很薄的富集了铬的致密钝化膜，这层膜也具有优异的抗氧化腐蚀的能力。镍和铬组成的基体还不足以磨粒磨损，适量加入的硅和硼等元素和镍铬形成坚硬的硅化物和硼化物，这些硬质点弥散在软的镍铬基体上，起到了弥散强化的作用，整体上提高了涂层的硬度，也提高了涂层抗磨粒磨损的性能。5、防偏磨技术研究1）、AOC合金接箍（1)AOC合金防磨蚀原理技术核心是将AOC合金粉末以特殊的表面处理工艺涂履在抽油杆接箍表面得到耐磨耐腐蚀低摩擦系统的涂层，技术改进后得到的AOC-160涂层其厚度小于0.5mm，丝扣抗拉强度满足655MPa。涂层的成分、组织结构、硬度与油管相差很大，阻止和延迟了最初粘着磨损的发生，加强了接箍抗磨粒磨损的能力。AOC-160涂层中特有的成分在涂层与油管摩擦过程中，以片状形式转移到油管表面，并附着在油管表面上，保护和减缓了油管表面的磨损。2)AOC双向保护接箍的性能该种接箍在多个油田的抽油机井进行了试验，基本得到认可。资料介绍一口井运行525天起出杆柱检查，AOC双向保护接箍只有轻微磨痕，油管也只有轻微磨痕，并对油管检测，发现有AOC涂层附在油管表面。试验结果表明：这种接箍不但可以防止管杆偏磨，而且能够消除安装尼龙扶正器带来的截流、载荷增加、阻力加大以及扶正器损坏脱落造成井下事故等问题。分析认为这种接箍用在螺杆泵井应该比用在抽油机井效果更好，因为螺杆泵井接箍与油管的摩擦范围更小，且使用该种接箍与使用螺杆泵井尼龙扶正器的费用相当。目前，我厂正与有关厂商协商制造。玻璃内衬油管是自喷井防蜡的成熟技术，在自喷井转抽油机生产后逐渐淘汰。吉林油田针对螺杆泵井管杆偏磨的问题重新使用玻璃内衬油管，并取得了较好的效果。由于吉林油田使用玻璃内衬油管只是用于21/2”油管和500米以上的浅井，所以用于3”油管和1000米的井深是否适应还需要试验。（2）、玻璃内衬油管彻底解决管杆偏磨的一个方案是采用无杆泵，由于螺杆泵具有适应粘稠流体的特点，所以潜油螺杆泵很早就受到人们的青睐。但由于潜油螺杆泵的井下系统比较复杂，尤其是减速器及保护装置，在51/2”套管内难以达到大减速比和高强度的要求，经过多年的开发研制，并没有转化为成熟技术。潜油螺杆泵最近的发展方向是取消减速器，井下电机采用可调速的永磁同步电机，节省了传动机构，降低了成本，提高了传递效率和强度，但在调速的控制上增加了难度和成本。该技术虽然还在开发研制阶段，但从技术和经济可行性分析，应该有较好的发展前景。（3）、潜油螺杆泵螺杆泵不但适用于水驱油井，而且还适用于聚合物驱和三元复合驱的油井，占地面积仅为抽油机井的1/3，比传统抽油机节约钢材1/4，节电40%以上，而且安全、低噪音、无污染，具有极其广泛的应用前景。但目前大庆油田螺杆泵井仅占总井数的5%左右，应用比例偏低。自2002年开始，大庆油田各开发区块都进行了螺杆泵配套技术的研究，并取得良好效果，但配套技术还有很完善，影响大面积推广。6、存在问题及今后攻关方向螺杆泵定子橡胶是易损件，螺杆泵的使用寿命在很大程度上取决于橡胶是否适应不同的举升介质特性和耐温性能。目前国产螺杆泵橡胶配方单一，还没有针对原油物性和井温条件的不同开展个性化设计，这方面也是造成螺杆泵在不同油井、不同区块使用效果不均衡的主要因素之一。一是螺杆泵适应不同举升介质和耐温性能还不完善如何经济有效地防止螺杆泵抽油杆断脱，是还需进一步研究和完善的问题。二是螺杆泵杆断脱比例仍然较高由于大庆油田早期的开发规划，井位与居民生活区没有分开，特别是开发较早的萨中、萨南、萨北等开发区，这种情况更为突出。以萨中开发区为例，地处闹市区的抽油机定向井就有213口，尽管近几年开展了定向井螺杆泵采油技术研究，但目前还需要进一步攻关和完善。三是螺杆泵环空测试技术需要加大攻关力度由于螺杆泵地面驱动设备和井下管柱结构的限制，无法进行环空测试，致使占抽油机总数30%的定点测压井无法采用螺杆泵生产。为此，需要开展螺杆泵环空测试技术研究，以拓宽螺杆泵应用范围。五是螺杆泵井泵况诊断技术还不完善。四是定向井螺杆泵技术还有待进一步完善目前，大庆油田地面驱动杆式螺杆泵采油技术基本成熟配套，可以满足大规模工业应用的需要，下步主要是围绕螺杆泵井的工况智能化控制、长寿命高效平稳运行、满足特殊井的举升需要等方面开展技术攻关，同时，积极探索新型螺杆泵适应性。目前螺杆泵泵况诊断方法主要采用扭矩、轴向力法，但由于这种方法存在测试时间长、传感器没有标定手段等不足，虽然研究了简易泵况诊断方法，但还需要进一步完善。螺杆泵采油技术发展方向一是针对三元复合驱举升设备结垢严重，给油井正常生产带来不利影响，已经成为目前复合驱举升工艺瓶颈的实际，要解决好常规螺杆泵在运转过程中存在的工作电流波动过大而导致杆断、定转子结垢及磨损等问题，研究并试验应用陶瓷涂镀螺杆泵举升工艺，探索其适应性；1、探索新型螺杆泵适应性二是试验应用电动潜油螺杆泵，更好地满足水平井斜井段或水平段举升的需要。针对螺杆泵井应用时间短，缺少优化设计方法的问题，开展螺杆泵井优化设计方法研究。在国内螺杆泵技术用于石油开采时间短，缺少高效的设计方法，结合螺杆泵井供排关系情况开展研究。一是随着三元复合驱的工业化应用，螺杆泵是首选的举升方式，要开展适合于三元复合驱开采的优化设计研究；二是不同开采区块、不同排量螺杆泵合理沉没度、合理下泵深度研究，最佳生产工作参数研究；三是不同排量螺杆泵井下杆、管、泵合理匹配，地面电机合理匹配方法研究。2、螺杆泵井优化设计方法研究截止到2005年6月底，大庆油田螺杆泵共检泵203口，其中由于杆管磨损检泵井检泵总井数的28.57%。为进一步延长螺杆泵井检泵周期、降低作业成本，需要对螺杆泵井杆管磨损的问题进行深入分析并及时解决。3、螺杆泵杆柱卸扭技术螺杆泵停机后，尽管驱动装置可以卡住光杆防止反转，但杆柱储存的弹性能量，以及油套管液位高差造成的螺杆泵马达效应，会造成起杆柱或拆卸井口过程高速旋转，乃至甩弯光杆，形成安全隐患，因此需要研发相应的停机时杆柱卸扭技术。4、螺杆泵井杆管防磨损技术研究随着油田的深入开发，水平井采油工艺日益成为开采剩余油、控制边底水锥进速度、提高原油采收率的最有效方式，并由常规油藏开采转移到难动用油藏的开采。因此应开展水平井下螺杆泵技术研究，为水平井开采做技术储备。5、研究和完善螺杆泵泵况诊断技术虽然根据理论研究和室内及现场试验，初步确定了螺杆泵泵况判断标准，但还需要进一步完善，下步将继续加大启动功率参数在泵况诊断过程中应用方法研究。6、水平井下螺杆泵配套技术研究三、大修技术一是80-86年，以解卡打捞工艺为代表的维护型修井时期；二是86-94年，以浅部取套、整形加固工艺为代表的治理型修井时期；三是94年以后，以深部取套、密封加固、侧斜工艺为代表的综合型修井时期。大庆油田根据不同时期各种类型套损井修复的需要，有针对性的开发应用了几项大修工艺技术，大致可以分为三个阶段：该技术适用于1000m以内、通径在Φ60mm以上及部分通径≤Φ60mm，带有管外封隔器、扶下器的套损井的修复。修复后的油水井内径恢复率100%，密封试压15MPa，能够满足各种分采、分注措施的要求，施工工艺成功率在90%以上。经过这三个阶段的发展，修井工艺技术水平和修井能力得到了大幅度的提高。目前成熟的修井技术经过不断的发展和完善，大庆油田形成了以取换套、密封加固、侧斜修井为代表的八项修井工艺。以下简要介绍具有代表性的八项工艺技术情况：1、51/2″套损井深部取换套工艺技术该技术密封加固通径从Φ100mm发展到Φ108mm（或Φ110mm），密封承压15MPa，施工工艺成功率100%。2、51/2″套损井侧斜工艺技术该技术适用于套损部位在900m以下、彻底报废原井射孔层位的套损井，能够修复取套无法修复，而整形加固技术无法满足生产开发需要的套损井，施工工艺成功率达到95.7以上。3、大通径密封加固技术解卡打捞是修井施工的一项基本手段，包括解卡和打捞两方面技术内容。解卡方法有活动解卡、聚能切割解卡、化学喷射切割法解卡、机械切割法、爆炸松扣法、震击解卡法、钻磨铣套解卡。一般情况下将井下落物划分为管类、杆类、绳类和小件类四类落物。打捞是针对不同的井下落物，采用相应的找捞工具和工艺措施，将落物捞出。4、套损井报废工艺技术目前应用的报废技术主要是水泥封固永久报废工艺技术，适用于严重损坏需补钻更新井或应用其他大修工艺无法修复而需作报废处理的套损井。在全井通道打开，井内无落物的情况下，报废效果可以满足地质报废要求。5、解卡打捞工艺技术该项技术主要解决电泵机组卡和电缆堆积卡的解卡打捞问题。由于电潜泵井多数是51/2″套管，套管内径为Φ124mm左右，电潜泵机组外径通常在Φ114mm--Φ115mm左右，而电泵机组内配件结构复杂，同时电缆堆积在井内，解卡打捞难度极大。为解决电泵打捞难题，研究应用了高强度薄壁机泵打捞筒、活齿外钩、测试卡点、爆炸切割油管等先进工个和处理技术，基本可以完整的捞出电泵机组，成功率较高。6、小通径错断井打通道工艺技术小通径错断井一般指通径小于Φ70mm的错断井。经过几年的攻关，该技术从通径Φ70mm以上套损井打通道技术发展到了现在的通径Φ30mm--Φ70mm套损打通道技术，对于通径在Φ30mm以下套损井打通诞技术也在探索中。7、电泵井解卡打捞工艺技术该技术研制了新型无固相低伤害压井液和简易防喷器、解卡打捞工具，设计了解卡打捞管柱结构，并且研制的气井取换套技术和丢手插入式密封完井管柱可以修复套管漏失。成功解决了气井解卡打捞及漏失修复方面的修井技术难题，能对井下工艺管柱断脱、卡阻以及套管腐蚀穿孔漏气、断脱类型的故障气井进行有效修复，满足安全高效施工的需要。8、气井解卡打捞及漏失修复技术随着油田开发的深入，套损井状况及地下状况日趋复杂，取套及侧斜井口安全控制问题日渐突出，小通径套损井、吐砂吐岩块井、多点套损井、井内落物无法捞出井、鱼顶与错断口同步套损井及大段弯曲井越来越多。目前，这几类井已占总施工井数的50%以上，虽然近几年对该类井加大了攻关力度，取得了一定的进展，但需进行深入的研究。二）、目前修井技术存在的问题1、在小通径套损井打通道技术上，通径Φ30mm在以下的套损井每年大约有50-80口井，打通道成功率非常低（成功率约在25%左右）。3、在套损井有落物报废技术上，大庆油田每年有落物报废的套损井60口左右，大约占报废井总数的40%。有落物报废井一直没用无落物报废井的报废方法进行报废施工，无法保证报废效果。2、在吐砂吐岩块井综合治理上，随着油田开采时间的延长，吐岩块套损井井数量在逐年增多，每年必须施工处理的在10口井以上，并且有逐年增加趋势。目前国外该类井比较少见，主要采取水泥封固技术，实施不完全报废。国内备油田对油层部位出砂的防治技术比较多，对吐岩块井的处理与国外相似，基本上也采取水泥封固手段进行处理。4、在鱼顶与错断口同步套损井打通道技术上，大庆油田每年处理原始鱼顶与错断口同步套损井约有10口井左右，目前对于鱼顶与错断口同步套损井主要采用顿击管柱将落物顿击到错断口以下，然后利用小通径套损井打通道技术进行施工。然而同步落物可以被顿击到错断口以下的套损井数仅占该类套损井总井数的20%左右。对于无法将同步落物顿击到错断口以下的套损井采用磨铣方法进行施工，其成功率不到25%。5、在大段弯曲及活动性错断井修复技术上，目前大庆油田年处理大段弯曲井20口左右，主要采取取套或爆炸整形技术进行修复，但修复的成功率很低。7、在套损井套损点落鱼探视技术方面，目前大庆油田仍以铅模检测套管损坏情况为主，以井径仪检测套变通径为辅。采用打铅模的方法来判断井下情况及断口形状有一定的缺陷，一是不直观，二是准确性差，三是经验偏差大，这主要是因为铅模往往打不到井下最小通径处。引进的超声波彩色像技术由于对井内环境要求过高而很少应用。6、在取套井鱼顶丢失处理方面，因为在修井取套过程中，有时会因一些意外原因而导致鱼顶丢失。如果套管鱼顶丢失而不能成功找回无法修复，不仅使此井无法修复生产，即使报废也会因为无进液通道而难以达到报废的目的。自从取套工艺实施以来，鱼顶丢失就时有发生，几乎每年都有此种事故出现。尤其是2004年因鱼顶丢失而终止施工井已达4口，严重影响了取套井的成功率四、分层、堵水技术化学与机械调剖、堵水技术可以改善产液与吸入剖面，提高地下存水率与采收率，作为提高油田开发效果的重要技术措施，已成为油田稳油降水的重要技术。一）堵水、调剖的目的、意义随着开发的不断深入，大庆油田已进入高含水后期开采阶段，无效注水循环严重，油井出水量增加，不仅造成驱油效率低，浪费大量能源，也给地面油气集输、脱水带来巨大困难。高渗透带的认识厚油层高渗透带封堵技术注氮气泡沫控制水窜技术研究。（一）厚油层无效水循环治理技术大量注入水沿着高渗透带无效地循环、消耗降低了注入水利用率油田的注水、污水处理等带来了困难萨北3-6-44厚层试验区水驱开采动态表项目含水阶段20%40%50%60%70%80%90%95%注水倍数（%）691217254071143采出程度（%）91214.718.426293543.5水淹夺厚度（%）3541465258646869.3水淹段平均驱油效率（%）25.629.133235.539.645.351.562.7结果表明：厚油层进一步挖潜的潜力较大1、高渗透带的认识解决注入流体的无效循环，首先取决于对高渗透带分布及其特征的认识程度。华东石油大学通过对胜利、大港、中原、辽河等油田示踪剂产出曲线的分析认为水淹层渗透率K(×10－3um2)孔道直径D（um）高渗透K＜8000D＜30大孔道8000≤K＜9400030≤D＜100特大孔道K≥94000D≥100大孔道厚度只有几厘米，水洗厚度只有注水厚度的1%-10%左右，吸水量占全井吸水量的80%-90%。水淹层分为三种类型高渗透层大孔道层特大孔道层大庆示踪剂解释结果：大庆油田北1-5-36井组96年开展示踪剂试验水淹层号厚度（m）渗透率，K(um2)孔道直径，D（um）10.0873.5801820.2531.7201230.4031.0501040.2270.6908水淹层的累积厚度0.97m，占有效夺厚度的18.3%。水淹层的平均渗透率1.367um2，水推速度6.25m/d。

示踪剂分析结果大庆油田示踪剂应用较少，新的监测和描述技术未有突破性进展，因此，根据喇嘛甸油田取心井资料的结果来推测高渗透带的厚度。阶段井数（口）平均单井水洗层水洗层层内水洗段有效厚度比例高渗透带厚度（m）强洗带渗透率（um2）层数（个）砂岩（m）有效（m）强洗（%）中洗（%）弱洗（%）未洗（%）高含水中后期48.551.742.09.630.023.037.44.01.0-4.991#层的渗透率是平均渗透率的4.16倍。取心井厚油层高渗透带厚度（有效厚度≥2m）为了确定高渗透带的方向,在采油四厂进行了3口井的电位法现场测试，结果见图：同时水力探测技术在北2-20-P60井组进行现场测试结果表明，4口连通的采出井中只有北2-1-77井上升趋势最明显。从电位法和水力探测测试结果可以看出，高渗透带的方向为一个或两个方向。综上所述，大庆油田有别于胜利、大港、中原等油田，不存在连通的大孔道，而是渗透率增大4-10倍左右、厚度在1-4m、方向为沿主流河道的一个或两个方向的高渗透带。根据大庆油田高渗透带特点，确定了三种类型封堵剂和段塞组合方式。根据上述的封堵模式要求，我们室内进行了三种类型封堵剂配方筛选和岩心模拟实验确定了三种类型封堵剂配方和段塞组合。2、厚油层高渗透带封堵技术研究深度封堵剂筛选与研制不同粒径、不同膨胀倍数凝胶颗粒在10㎝岩心中的注入情况岩心号水相渗透率（um2）石英砂目数颗粒粒径（mm）膨胀倍数（倍）注入压力（MPa）实验结果10.979100-2000.16-0.45504.5颗粒被剪切，岩心出口端有粉末状颗粒被挤出20.979100-2000.45-0.605022.0颗粒被剪切，岩心出口端有糊状颗粒被挤出31.04970-1000.16-0.45505.1颗粒被剪切，岩心出口端有粉末状颗粒被挤出41.17570-1000.16-0.451222岩心出口端没有颗粒被挤出51.46950-600.16-0.451022颗粒被剪切，岩心出口端有粉末状颗粒被挤出61.39950-600.45-0.601028岩心出口端没有颗粒被挤出不同粒径、不同膨胀倍数凝胶颗粒在10㎝岩心中的注入情况岩心号水相渗透率（um2）石英砂目数颗粒粒径（mm）膨胀倍数（倍）注入压力（MPa）实验结果10.979100-2000.16-0.45504.5颗粒被剪切，岩心出口端有粉末状颗粒被挤出20.979100-2000.45-0.605022.0颗粒被剪切，岩心出口端有糊状颗粒被挤出31.04970-1000.16-0.45505.1颗粒被剪切，岩心出口端有粉末状颗粒被挤出41.17570-1000.16-0.451222岩心出口端没有颗粒被挤出51.46950-600.16-0.451022颗粒被剪切，岩心出口端有粉末状颗粒被挤出61.39950-600.45-0.601028岩心出口端没有颗粒被挤出浓度范围：0.57-1.25%；初始粘度：25.3-320mPa.s；成胶粘度：5000-65000mPa.s；成胶时间：3-30d；温度范围：30-70℃。（2）聚合物凝胶封堵剂通过对聚合物、交联剂、稳定剂等和筛选，以及各种因素对成胶性能影响程度的评价，已选定大庆生产的分子量1600-1900万的聚合物为主剂的不同成胶粘度的系列配方体系。该体系具有以下性能：统计资料表明，聚合物笼统注入时，渗透率高、油层发育较好的厚油层动用程度高；而渗透率低、油层发育较差的动用程度较低。在聚合物驱过程中存在的层间矛盾，严重影响了聚合物驱整体开发效果。项目1999年2000年吸液厚度比例吸液厚度比例葡I1-4葡I5-7全井葡I1-4葡I5-7全井厚层薄层厚层薄层厚层薄层厚层薄层厚层薄层厚层薄层北一、二排西82.138.565.534.277.436.860.019.530.86.853.313.2北一区中块68.221.170.441.769.028.276.836.773.842.376.039.3断东中块94.046.760.940.078.245.394.443.910047.796.245.1（二）聚合物单管多层分质分压注入技术1、聚合物驱过程中出现的层间矛盾聚合物流过常规配注器水嘴时会产生严重的剪切降解，聚合物的粘度损失达到70%以上，影响分注效果。为解决这一难题，研制了几种聚合物分注技术。统计萨尔图油田三个注聚区块59口井同位素测试资料，有效厚度大于2.0m的厚油层动用厚度比例为53.3%-96.2%，小于2.0m的薄差油层动用厚度比例只有13.2%-45.1%。通过分层注聚，可缓解层间矛盾，提高差油层动用程度。聚合物驱双层分注工艺技术该分注工艺采用地面双管双泵、井下双管的分注形式特点：可实现分质分压注入，分层流量控制精确；需要在注聚区块的总体方案阶段就确定分注井号；或在原在地面、管网基础上进行改造，投资大；适用于双层分注。2、几种聚合物驱分注工艺工艺原理：聚驱地面控制双管分注技术不改变地面设备、管网；分层流量控制简便；可及时进行调整，保证地质方案的严格实施；适用于双层分注大。工艺原理：通过Φ76mm和Φ40mm油管组合成双管分注管柱，地面采用环锥流量调节器。特点及不足：同心分注工艺地面采用单泵单管供液，井下管柱采用单管同心分注形式。通过同心配注器控制高渗透层段注入压力，提高低渗透层段注入量。同心分注工艺偏心分注工艺地面采用单泵单管供液，井下管柱采用单管偏心分注形式。各级偏心配注器的几何尺寸相同，分层级数不受限制，能做到投捞任意级。工艺参数最大控制压差：5.0MPa最大粘度损失率：＜5.0%配注器单层控制注入量：20-120m3/d工艺适应性不改变地面设备、管网，一次性投放小，对聚合物溶液的粘度损失率低，适合主力油层分注。偏心分注工艺偏心配注器由井下工作筒和堵塞器组成，通过调节堵塞器上配注芯的长度控制各层段的注入压力，调节注入量，从而实现分层配注。大庆油田截止到2004年底，投入聚合物注入井3214口，其中分注井720口，见到了较好的分注效果。工艺参数配注器单层控制注入量：10-70m3/d最大控制压差：3.3MPa最大粘度损失率：＜8.0%工艺适应性不改变地面设备、管网，一次性投放小，投捞、调配工艺简单，适合3层以上分注。大庆油田聚合物驱分注工艺统计表分注工艺同心分注工艺偏心分注工艺地面分注工艺双泵双管分注工艺单管分质分压注入工艺井数（口）528123421611合计（口）720提高低渗透层段注入强度，控制高渗透层段的注入量，缓解层间矛盾。分注效果分注前后剖面变化情况统计表渗透率级别（um2）层段数（个）分注前分注后吸水层数（个）相对吸水比例（%）吸水层数（个）相对吸水比例（%）＞1.08736.70516.900.5-1.0111022.00626.33＜0.5382441.302256.77合计574133分层后吸入剖面得到改善，高渗透层相对吸水比例降低19.8个百分点，低渗透层相对吸水比例增加15.47个百分点。采油三厂聚驱分注井见效情况表区块见效井数口对比井数口分注前6个月分注后6个月分注后9个月产液m3/d产油t/d含水%见聚浓度Mg/l产液m3/d产油t/d含水%见聚浓度Mg/l产液m3/d产油t/d含水%见聚浓度Mg/l北二西46461732088.45291701690.4549.81741691.1580北三西30261662090.71881671690.72181681690.4228北二东40281872089.31891861988.2235.81762288.0188北三东29292061293.9261672088.336.821462682.454东过带55119893.089594.432.696595.126合计1501341801893.02731691789.9289.51641988.5295统计134口连通油井,分注后平均单井日增油2t/d，含水下降1.4%，分注前见聚浓度月上升5.9Mg/l，分注后上升速度降低为1.7Mg/l。主力油层聚驱结束后，大庆油田聚驱对象已转向渗透率更低、层间差异更大的二三类油层。其中渗透率较高的油层要控制注入量，同时粘度降解率要小；低渗透油层要适当降低分子量和粘度，以保证不堵塞油层又有足够的注入速度，这样可进一步提高聚驱效果。3、聚合物单管多层分质分压注入技术分质注入的重要性聚合物分子量调节原理分子量调节采用的是机械降解方式。由于聚合物分子是柔性链结构，微观上是以颗粒、枝状结构及网状结构分布在水溶液中。这样当聚合物溶液由于速度的急剧变化，作用在聚合物分子链上的剪切应力可以导致分子链分解、断裂，使聚合物分子形态和尺寸发生变化，从而造成聚合物分子量的降低。分质分压注入原理聚合物单管多层分质分压注入管柱分子量调节器：控制调节分层分子量压力调节器：控制调节分层注入量采用偏心结构，满足二、三类油层分注层段多、层间矛盾大的情况井下工作筒：总长2300mm、最大外径Φ114mm、内通径Φ48mm堵塞器：总长270mm、最大外径Φ33.5mm分子量调节器技术规范在50m3/d流量范围内分子量调节范围可达到20-50%，最大节流压差1.5MPa左右。分子量调节器性能指标压力调节器技术规范井下工作筒：总长2300mm、最大外径Φ114mm、内通径Φ48mm堵塞器：总长670mm、最大外径Φ33.5mm压力调节器的研究在原有环型降压槽基础上进行了优化，设计了流线型压力调节元件。流线型降压槽压力分布较半圆型降压槽均匀，流场趋向稳定，绕流现象明显低于后者，不宜发生湍流；半圆型降压槽因受绕流的影响，回流现象较为严重。计算机流场模拟表明：在70m3/d流量范围内，最大节流压差可达到3.3MPa，粘损率小于8%。压力调节器性能指标：1、用绞车将投捞工具匀速下放至压力调节器（分子量调节器）以下3-5m，上提至压力调节器（分子量调节器）以下3-5m，下放投捞工具，坐入压力调节器（分子量调节器）内，捞出坐封堵塞塞器；2、用投捞工具携带压力调节堵塞器（分子量调节堵塞器），重复步骤1，将压力调节堵塞器（分子量调节堵塞器）投入偏孔内。投捞工艺将压力计（记录反应层压力）装入验封仪后，用投捞工具（加重杆、振荡器、投捞器）将其投入反应层的压力调节器或分子量调节器内，将另一支压力计（记录激动压力）放入投捞器口袋内，然后按封隔器验封操作规程进行验封。验封工艺采用电磁流量计进行分层流量测试（非集流方式），并根据测试结果调节节流芯长度，直至达到分层配注方案要求。测试时首先将电磁流量计停在两级配注器中间的油管位置，测出下部层段的注入量，然后上提流量计至第一级配注器以上的油管位置，测出全井的注入量，用全井的注入量减去下部层段注入量，即得出上部层段的注入量。测调工艺非集流测试工艺目前，开展了11口井现场试验。现场试验证明：投捞、验封、测试、调配等工艺达到了设计要求。分质分压注聚后，高渗透层吸入量得到控制，差油层动用程度明显提高现场试验情况分质分压注入效果：北1-丁3-P24井氧化测井资料对比表层位性质有效厚度（m）有效渗透率（um2）笼统注入分质分压注入绝对吸入量（m3/d）相对吸入量（%）分子量（104）绝对吸入量（m3/d）相对吸入量（%）分子量（104）SII10-12--SII13加强8.500.7215.9015.90120020.9218.68785SII14-16—SIII3限制13.60＞1.2091.3085.1774.6666.661200SIII5+6—SIII8-9加强1.800.210015.4214.66532根据工艺原理，预计分质分压注入后，注入压力将在分压注入的基础上上升1.5MPa左右，较笼统注入压力上升2.5-3.5MPa。统计北1-丁3-P24井同区块同期3口同心分注井分注后压力平均上升2.0MPa，与该井分质分压注入后压力上升值相同。分析认为：低渗透层段注入低分子量聚合物后，注入压力较高分子量时降低了一定幅度，分质分压注入后注入压力上升值与分压注入相当。分质分压注入后压力的上升：北1-丁3-P24井生产数据

笼统注入分质分压注入注入压力（MPa）注入量（m3/d）注入压力（MPa）注入量（m3/d）9.111711.1120分质分压注入后压力上升2.0MPa由于目前还不具备直接测量井下分层分子量的手段，只能通过间接方法验证：一是通过测量分层流量，二是通过测了分子量调节器在井下工作时喷嘴前后的节流压差，然后与地面试验数据对比，掌握聚合物分子量的变化情况。测试井下分了量调节器前后压差，与室内试验数据对比，验证分层分子量。井下分层分子量的验证围压条件下分子量变化规律研究围压条件下分子量调节器性能试验装置围压对分子量降解率、节流压差的影响粘度损失率、节流压差对比表序号流量m3/d有围压