油田接力复合举升深抽工艺技术研究与应用教材

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中国石化西北油田分公司200?年科研项目验收报告

1塔河油田接カ复合举升深抽工艺技术研究与应用塔河油田接カ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

2项目负责人:赵海洋张志宏报告编写人:邓洪军刘櫃杨映达张建军柏森黄云报告审核:赵海洋起止时间:2007年1月至2008年12月

3!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。特别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，后期主要以人工举升开采方式为主,目前塔河油田主要采取有杆泵（管式泵、抽稠泵、螺杆泵、自动补偿泵采油工艺）、无杆泵（电潜泵采油エ艺）采油方式为主,但随着地层能量的进ー步的下降，部分油井因供液不足处于间开生产状态，液面已经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,因此必须发展提高深抽工艺及深抽配套エ艺技术,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课题主要研究内容（1）国内外复合举升深抽工艺技术调研（2）接カ举升采油工艺技术优化研究（3）有杆泵ー电泵接カ复合举升方式配套管柱研究（4）有杆泵ー电泵接カ复合举升系统生产参数优化设计技术研究（5）有杆泵ー电泵接カ复合举升エ艺现场试验应用1.2.2主要技术指标（1）有杆泵ー电潜泵接カ举升系统管柱设计及优化;（2）接カ升系统下泵深度达到4000m；（3）检泵周期大于300天。1.2.3主要技术路线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。再根据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影响,进行优化设计,从而形成塔河油田超深复合举升采油技术。124技术关键

4(1)有杆泵ー电泵接カ举升优化组合及参数匹配研究(2)接カ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主要研究内容完成情况1国内外复合举升深抽工艺技术调研总结分析了喷射泵ー电潜泵组合深抽工艺和喷射泵ー电潜泵接替举升エ艺,调研深抽工艺现状;2有杆泵ー电泵接カ举升采油工艺技术方案优化研究完成了有杆泵ー电潜泵接カ举升深抽工艺的可行性分析,总结分析了接カ举升エ艺的理论原理,管柱耐压及拉伸强度分析计算;3有杆泵ー电泵接カ复合举升方式配套管柱研究优化设计了有杆泵ー电球接カ复合举升エ艺管柱设计，研制了井液匹配储能器装置、高效油气分离器装置；4接カ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カ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主要技术指标完成情况1有杆泵ー电潜泵接カ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ー电泵接カ举升系统管柱设计,配套井液匹配储能器及髙效油气分离器;2接カ升系统下泵深度达到4000m：有杆泵ー电潜泵接カ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エ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管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

5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椎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取得的主要技术成果3.1接カ复合举升エ艺技术调研国内对于复合举升エ艺也做了一些探索,如喷射泵ー电潜泵组合深抽工艺和喷射泵ー电潜泵接替举升エ艺等。3.1.1.喷射泵ー电潜泵组合深抽工艺工艺流程见图3-1,エ艺流程设计具体方法是在油井附近打一眼深约50m的井,称为ロ袋井。将电潜泵（即电动潜油离心泵）挂在口袋井中,作为系统动カ液的升压升温设备,三相分离器置于油井附近实现动カ液循环和原油外输。由于流程中无机械运动部件,喷射泵随油管可下到ー定深度,电潜泵在地面给动カ液提供较高的压カ（一般可达12〜20MPa）,系统通过大排量动カ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カ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,一部分液体作为动カ液进入口袋井循环。这样,循环动カ液就不断地从油井井底和口袋井中电潜泵机组获得热量,最终使动カ液具有较高的温度,因而工艺具有较好的热カ开采特性。

6图3-1喷射泵与电潜泵组合举升流程图但是,该エ艺的局限性也是显而易见的。ー是用喷射泵效率低,下泵深度受限。二是与单ー电潜泵比，并无优势。3.1.1喷射泵一有杆泵接替举升エ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。主要包括有杆泵系统、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,动カ液（水或油水混合液）由井ロ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），实现ー级举升。由有杆泵系统再将混合液举升到地面,实现二级举升。这样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カ液举升到井筒的一定高度,因此动カ液可采用低压（可为。）动カ液,地面泵可采用低压离心泵,或直接在井口加一回流装置,让一部分混合液不经过任何处理重新注入油套管环形空间，形成循环动カ液。接替举升エ艺设计是以油层—井筒ー喷射泵ー抽油泵、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,采用系统节点分析方法,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カ和温度场分布,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。该エ艺特点如下:喷射泵无机械运动部件,动カ液工作压カ很低,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，可以改善有杆泵的供液能力,从而改善有杆泵系统的工况。

7从地面管理角度分析,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カ液入井流程。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カ液量,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,根据喷射泵的特性曲线,以满足有杆泵的入口压カ为基础，确定井口动カ液量。与单一的有杆泵深抽或喷射泵深抽相比,接替举升エ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,喷射泵的乏动カ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）有杆泵ー电潜泵;（2）电潜泵一电潜泵;（3）电潜泵ー射流泵3.1接カ复合举升基础理论研究3.1.1髙温髙压流体物性计算3.1.1.1原油物性1）API重度

8式中”——原油相对密度，小数。2)原油密度ル依=(自1〇+〇。137尺外)/优(3-2-2)式中Psto原油在标准条件ト的密度,lbm/ft\yg——天然气相对密度,小数。3)原油体积系数Standing(1981)相关式

9A=-0.012yAp,+0.0009II；Vasquez-Beggs(1980)相关式&=q員ザexp。3アAPI7；+460,(3-2-7)表3-2-2系数J〜C3数值系数/AP1-30Zap.<30C10.03620.0178C21.09371.1870C325.724023.9310Glaso(1980)相关式(3-2-8)(3-2-9)尺寸（P加グ产5式中*_jQ2.8869-(14.181l-3.3093logp)05Lasater相关式=1327557Ap图荻（1ー万当アAHq0时,ぬ=630—107Api当アapi>40时，以=73110(7AH尸562当一^一<3.29时,厶+460绻=0.359InA，，当一强—<3.29时,ム+460將ー。垓0.281无因次法,该方法仅实用于压カ远远低于饱和压カ的情况,而饱和压カ下的溶解气油比采用Standing相关式计算。

103%<0.15）原油粘度Beggs-Robinson(1975)相关式〃=10.175(尺+1(X))S5為ザ植。)皿(3-2-11)式中脱气原油粘度4d=io'tX=ソ771163y=103,0324-0.02023加।Beggs-Robinson(1991)相关式〃=10.175(4+100)35巌4(350)3(3-2.12)式中loglog(/4)D+1)=1.8653-0.025086/^,-0.56441og7；当p>Pb时,セ%了式中fi=2.6p"87exp(-ll.513+-0.0000898p)6)油气界面张カ/07、厶—68外=68一(ヘー5〇〇)」32(3-2-13)式中068=39-0.257API5Go=37.5—0.257API3.2.1.2天然气物性参数1)天然气密度2=2.7ハチ（3214）式中Z?压カ,Psi；

11Tr—拟对比温度,无因次。2）天然气体积系数民=0.28珞P（3-2-15）3）临界压カ温度公式12=709.6-58.7”北=170.5+307.3%公式2区=169.2+349.5ハー744厶=756.8-131%-3.6%公式3Pc=676.2366+6.9868yg-25.8273イ+432.9^-167.3^+654%s毎=142.7712+380.967%-36.4051片-167.3%一279.9凡+127柏2s式中yH,S——H2s的含量，无因次;光。,——CO2的含量，无因次;ル,——N2的含量，无因次。公式4当れ沙.7时,区=5.1021-0.6895厶マ=132.2222+116.6667%当Yg或•7吋Pc=4.778-0.2482ねマ=106.1111-152.2222厶公式5

12pc=93.3333+180.5556ねー6.9444%Tq=4.6677+0.1034yg-0.258644)非燈校正(3-2-16)(3-2-17)Wichert-Aziz(1972)Ppc厶+汽5(1一%ド)レい式中”120(屋9_心)+15(溜ー澀)ム=加+如2s5)偏差系数HallandYarborough相关式(l

134r=0.2730.315062371.04670990.57832729cccccrr,0.61231032B=0.53530771ハ0.0642^C=6）天然气压缩系数1dV員一V~dp7)天然气粘度Lee相关式人=10^tX，exp(^Q?r)式中_(9.4+0.02MJヴ209+19a+4X=3.5+0.01M+—STtr=2.4-0.2XDempsey(1965)相关式若不进行非燈校正,则天然气的粘度按下式计算〃a=4expIn［んうド”)/Tr(3-2-19)(3-2-20)(3-2-21)式中In隹。)=A+BTt+C7；2+D7；3生“=(1.709x1Of_2.062x10セろ)7；+0.008188-0.00615logygA=-2.46211820+2.97054714ムー0.286264054広+0.00850420522広8=-2.80860949-3.49803305公一0.360373020〃;—0.01044324P。C=-0.793385684+1.39643306-0.149144925片+0.0(M41015512片

14D=0.0839387178-0.186408848ppt+0.0203367881p；-0.000609579263広若进行非燈校正,则天然气的粘度按下式计算M或+（便）出+（漢）8ユ+（△〃）&$（3-2-22）式中（M）S=yN2（0.008481ogZg+0.00959）（M）82=%。ユ©00908logYg+0.00624）（△以）叫=为卢（0884叫ろ+0.00373）3.2.1.2地层水物性1）地层水密度在地层条件下,纯水密度的相关式为Pw=62.196-0.00288T-0.000191IT2（3-2-23）考虑矿化度的影响,则为4=67.634-0.03186T—0.000191尸2）地层水体积系数6w=A+4〃4（3-2-24）式中A=0.9911+6.35x!〇"57；+8.5xIO-77；24=-1.093xボー3.497x10セ+4.57x1〇一m邛&=_5.0xl〇ー”+6.429x10-セ一1.43x1〇ー吋3）地层水压缩系数4=GX10^（4+8（+C（2）（3-2-25）式中,A=3.8546-0.000134/28=旬.0152+4.77x10-7/?C=3.9267x10二8.8x1〇ッG=（-0.052+0.00027（—1.14x10/（2+1.21x1O'9（3）507+1S含盐量,无因次。4）溶解气水比

15式中,R,=A+Bp+Cp2(3-2-26)A=8.15839-0.06122657；+1.91663x1()Y邛ー2.1654x1〇，穿5=0.0101021-7.4424IxlO5?；+3.05553x!。々邛-2.94883x1O-10"C=-lO-7(9.02505-0.13023T,+8.53425x1O^T,2-2.34122x1O^T；+2.3704%10«T；)5)地层水粘度Meehan相关式〃w=[1+3.5x10-2p2((-40)]A(3-2-27)式中,70.634+0.0957652A=-0.04518+0.009313S-0.00039352+~~TtSPERE相关式4=(0.9994+4.0295x10-5〃+3.1062x10")んパ(3-2-28)式中,A=109.574-8.405635+0.31331452+8.72213x1O-353B=1.12166-0.02395IS+6.79461xlO-S2+5.47119x10-5§3Brill-Beggs相关式4=exp(1.003-0.014797；+1.982x105琛)(3-2-29)6）水气界面张カ式中叫=75-1.108产4280=53-0.1048/6373.2.2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

16当测试井底流压大于原油饱和压カ时,油层内为单相液体渗流,油井产能可按采油指数计算:qL=JL（R-pj（3-2-31）t_4LIesIPr-Pwfte式中qL产液量,m3/d；pWf井底流压,MPa；Jし一・采液指数,m3/（d.MPa）；pr——地层平均压カ,MPa；quest——测试产液量,m3/d；Pwftest测试压カ,MPa。2）不完善井的Vogel方程当测试井底流压小于原油饱和压カ时,油层内出现气液两相渗流,且考虑油井不完善对产能的影响,油井产能预测可按下式计算:%31-0.23ー0.83（3-2-32）PrIス丿Puf=Pr-（Pr-P«l）FE式中qomax"~-油井理想状态下最大产油量,m3/d；FE——流动效率,表征油井的不完善情况。3）油气水三相渗流IPR方程对于注水开发的油藏,油气水三相同时存在。Petrobras根据油流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。%=ム（友一Pb）ax-%+]8（3-2-33）勿ma戸/（瓦ー//ム）/（9-8ん）

17Orー9（0

18pwf=fj0r-啓1+0」25(1-fw)PbJs1-80—~-1(qbん伉一P”.门)式中qttest-・测试产液量,m3/d；Aー相关系数。A=l-0.2-0.8PwftesiPb3.2.3组合举升井筒压カ预测Hagedorn-Brown(1965年)针对垂直井中油气水三相流动,基于单相流体和机械能守恒定律，建立了压カ梯度模型;并在装有1“、1%”、1%”油管的457m深的试验井中,以10、30、35和llOmPa.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别流型,适用于产水气井流动条件。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包=q,gsiie+力一^-（3-2-37）dz'2D「皿式中pm气液混合物密度,kg/m3；

19Pm=PlHl+P&Q-H）Hl持液率;g——重力加速度,m/s2；D——管子内径,m；vOT气液混合物表观速度，m/s；Vm=VsL+VSGVSG、VSL-—气、液相表观流速,vsG=qJA,vsL=qJA,m/s；以、qL——气、液相体积流量,m3/SoOrkiszewski（1967年）采用!48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・3Orkiszewski方法的组成流型选用方法泡流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）对影响垂直两相管流中的13个变量按n定理进行了因次分析,以质量、长度和时间作为基本量纲。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!0m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:I区包括气泡流、弹状流和部

20分沫状流;n区包括段塞流和沫状流的剩余部分;in区为雾状流。其基本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。各项压降梯度需根据不同流型采用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/n/液相运动粘度lxl0-6~337xl0-6m2/s表面张カ24.5〜72mN/m气相表观速度〇〜100m/s液相表观速度〇〜3.2m/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、压カ和温度数据。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）根据均相流动能守恒方程式得出了压力梯度方程,并在直径1"、1%”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动的持液率和阻カ系数的相关规律。表3-2-5Beggs-Brill实验参数变化范围参数变化范围气体流量,m3/s〇〜0.098液体流量,m3/s〇〜0.0019管段平均压カ（绝），MPa0.25〜0.67管子内径，mm25.4、38.1持液率〇〜0.87压カ梯度，MPa〇〜0.185管段倾角-900〜+90°Mukheijee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）两相流的流型判别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

21dp=Pmgsin8+fmPmV：/(2D)dz1-pmVmVsc/PM-B持液率只是控制流型的三个无因次参数的函数。%=exp+c2sin9+c3(sin6)2+c4N[(3-2-39)式中系数Cl、C2、C3、C4、C5根据水平流、上升流动以及下降流的分离流和其它流型分别取不同的值。Hasan和Kabir(1988年)利用水动力学原理,通过对气液两相流动形态转变的机理性分析,得出了每一种流动形态的判别依据,提出了确定每一流动形态的判别依据和方法。进而给出了相应的压カ梯度计算方法。该方法的流动形态分为泡流、段塞流、搅动流和环状流四种。1.1.1.I气举条件下气液两相流模型筛选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。压カ平均相对误差E.表示两相流模型预测结果的整体偏差:(3-2-40)式中Pci压カ计算值,MPa；Pu压カ测试值,MPa；n——测试井次。压カ绝对平均相对误差员表示两相流模型预测结果平均误差的大小:(3-2-41)压カ标准误差畠表示计算结果的离散程度:(3-2-42)由误差分析方法并综合上述统计误差E「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。

22£囘ー囘mhnun囘maxー囘min式中|国.——各种参与比较的关系式中第，,项误差绝对值最小值;\E]——各种参与比较的关系式中第，.项误差绝对值最大值。RPド可能的最小值为〇,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。RPド越接近〇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RPド反应了参与比较的ー组管流关系式综合相对性能差异。1.1.1环空单相气体压降计算以井口为起点,沿井深向下为z的正方向,与气体流动方向相反。忽略动能项压降梯度,垂直气井流动气柱压カ梯度公式为dpdz=pg+Q2D(3-2-44)式中p压カ,Pa；p——流动状态下的气体密度,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(3-2-45)dp_0.034l%pgdzZT+1.32x10-6f0.034l%,p戸Q；DZT[pD2改写为积分形式ZT」——dp——7=f"0.03415j

23「22sl.324xlO-|8f(QZTXe2s-l)Pwf=g,e2s~~-——-(3-2-47)1.1.1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.I流体流经潜油电泵的温升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Tw，则:&=た+△丁(3-2-48)式中Tou,——泵出口处流体的温度，℃；Tin——泵入口处流体的温度，°C；AT——流体因潜油电泵发热而引起的温升,七。设潜油电泵的输入功率为〃わ,则在加产生的热量Q为。=〃片"(1ーヮ)ん(3-2-49)式中Q——潜油电泵在ハ•时间内产生的热量,kJ；HPin——潜油电泵的输入功率,kW；n—系统效率;Ar时间间隔,s。假设潜油电泵与周围流体之间的热量交换速度非常快，则流体的温升可表示为Q=CmmAT^t(3-2-50)式中Cm——流体的比热，kJ/(kg.℃)；m流体的质量流量,kg/s；AT——流体的温升,℃。联立式(2-4-2)和(2-4-3)可得;

24(3-2-51)3.2.4.2井筒传热机理模型以井口为原点,沿油管轴线向下为z正向,建立如图3-2-1所示的坐标系。0为油管与水平方向的夹角。Z图3-2-1管流压降分析能量守恒方程(3-2-52)式中p——流体密度,kg/m3；v流速,m/s；z深度,m;p压カ,Pa；g——重力加速度,9.81m/s2；0——井斜角,度;f一摩阻系数；d管子内径,m；q-・单位长度控制体在单位时间内的热损失,J/m.s；A流通截面积，m2；h——比焰,J/kg；T温度,K。比烙梯度タ由式(2-4-6)计算az(3253)dhdT-dp—=Cn——-Cna,チdzpdzdz

25式中Cp——流体的定压比热,J/(kg.K)；aj—焦耳ー汤姆孙系数,K/pa；(3-2-54)对于气体CpGPgZg8T对于液体,其压缩系数非常小,可以近似认为液体不可压缩,则(3-2-55)根据假设条件,可得单位长度控制体在单位时间内的热损失q为2町,，“んクタJ(あ)+卜2(りーら)(3-2-56)式中rto——油管外径,m；Uto——总传热系数,W/m.C；h地层传热系数,W/m.℃；Tf——流体温度,K；f(tD)无因次时间函数;心一地层初始温度，K:由式(2-4-10)计算&="+g«Z(3-2-57)To——地表环境处始温度,K；ge初始地温梯度,K/m；由以上各式可得压カ、温度梯度的综合数学模型为dT(vvdpdp25“。“ム(アー〃)]/&[Pdzdz叱[あ《ノ(あ)+ル][式中p——压カ,Pa；T温度,K：vsg气体表观流速,m/s；wt总质量流量,kg/so3.2.4.3环空流体注入条件传热模型单位井深的物理模型如图3-2-1所示。其主要假设条件如下:(1)井筒内传热为稳定传热；(2)地层内传热为不稳定传热;

26(3)油套管同心。油管流体图3-2-2井筒传热模型cem对环空流体,由温度梯度方程,得(3-2-59)(3-2-60)dTa_(分ー0，1V；dp”gdzCpgWaCpgpadzCpg式中％——单位长度控制体内,地层与环空间的热损失,J/nvs；dgf=2m-coU,,,kedzrcJJ,JD{tD)+keqtaー单位长度控制体内，环空与油管间的热损失,J/ms(3-2-61)下标a和g分别表示环空和环空气体。式(3-2-59)中,由于环空内高压气体，使压カ梯度很小,且压カ随深度增加,密度增大,故右边第二项很小且为负,可平衡第三项的静压项。所以将式(3-2-60)和(3-2-60)代入(3-2-59),化简得2=、町'"."ん(，ーら)+、町4(7；-7；)(3-2-60)dzし吗(露M(あ)+ん了"J"式中wー单位长度控制体内的质量流量,kg/s；tD无因次时间,ら=3/忘;a地层热扩散系数,a=ke/(pece)；r,o油管外径,m；ra,套管外径,m；

27T,——油管流体温度,K；Tei——地层原始温度,Tei=T0+gez,K；To一地表环境温度，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;U,o——总传热系数，W/m℃o同理,对油管流体，由温度梯度方程，得四=一皿+エ也+旦(3-2-61)dzCplw,Cp,p,dzCp,化简得四"=2叫卩,。(工ー7；)(3-2-62)dzCplw,下标r分别表示油管流体。由式(3-2-59)和(3-2-61),可得空=2肛ル小e(r-T)(3-2-63)dz3,ド“-g叱)(%〃/(あ)+《)'"ハ由式(3-2-62),可得d1=dT“、g叱スケ“、（3-2-64）dzdz2倒kdz丿式中ウ=2mM.也dz（Cpgwa-叱）（％ム七｛tD）+ム）dz故式(3-2-64)变为dT,(sよ,小)cw,ydTaいヘいdz1+-~~—-2-（3-2-65）ゝ-Cplw,）（rcJJ,JD（あ）+ム）丿dz综合式(3-2-63)和(3-2-65),可得油管和环空内流体的温度梯度方程dz-(の叱-。ハ,)(乙&3龜)+ス了"")纟=:十(らと/ホ)M吗］也

28dz［(Cpg-Cptw,)(rcoUloTD(tD)+ke))dz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。影响环空传热系数的因素较多，计算复杂,多采用迭代法求解。此外,油井的无因次生产时间也是影响井筒流体热损失的因素之一。3.2.4.3总传热系数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,其传热系数差别很大,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,由传热机理可以导出其计算表达式。丄=丄+”レ“ケ,)十”(0十あ+らm—,,/た)十”(〃/&,)(3-2-67)ル咽統,k沁ス(也+ル)Jk“m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影响。这样，式(3-2-67)可简化为Ulo」大由鼠/力)+レ+力は・/厶)］ーセ-68)し統ス仇+ん)kfJ式(3-2-65)中的多数项的计算是容易的，但第二项的确定比较困难。在生产井中,油套环空的动液面以上充满气体,此时传热机理应该包括辐射和自然对流,其中辐射传热系数为

29h/ばし琛レン+北)〃，一[(1ヽHIらnsrciVfc!丿式中“*”表示绝对温标,ぴ表示Stefan-Boltzmann常数（其值为1.713xl（T/ガ2〃パ内）,如、あ分别为绝热层外表面和内表面的发射系数,它的数值大小依赖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,故计算过程必须采用迭代法。对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）传热的影响就显得十分重要。但至今还没有考虑垂直环状空间自然对流传热计算方法,通常采用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(3-2-70)0.049(GrPr)1/3Pr(,074kanレい(心/力)式中的Grashof数表示为Gr=(3-2-71)Gr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,于是产生浮力。粘滞力与浮力的相互作用引起环空内液体的循环流动。Prandtl数提供了水力边界层与热カ边界相互作用的ー种测量方法。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1一10之间。其定义式(3-2-72)PLCpanNankan式中hc——环空流体热对流系数，W/m2.℃；kcem——水泥环导热系数，W/m.℃；kan环空流体导热系数,W/m.℃；な、rlo油管内、外径,m；たハrc0套管内、外径,m；rwb井眼半径，m；

30环空流体密度,kg/m3；ル”——环空流体粘度,Pa.s；c”环空流体定压比热，J/kg.K；P—环空流体热膨胀系数,1/K。324.5无因次时间函数对于あ>100,无因次时间/（か）可由下式计算パあ）='n（ら）+0.4035（3-2-73）式中る=名小a——地层热扩散系数，m2/s；t时间,So对于rD<100,无因次时间函数，（ル）随无因次时间和无因次量ル,ワノ鼠的变化关系由表3-2-6确定。表3-2-6无因次时间函数tDrt0.Ul0/ke0.010.020.050.10.20.51.02.05.01020501000.103130313031403160.13803230330034503730396Q4170433Q4380.20.4230.423Q也40.4270.430Q439Q4520473051105380568057205780.506160617061906230j629(1644(1666(3Q745Q7720.7900802(18061.00502080308060811082008420872Q910Q958。剛1.001.011.012.01.021.021.031.041.051.081.111.151.201.221.241.241.255.01.361.371.371.381.401.441.481.521.561.571.581.591.5910.01.651.661.661.671.691.731.771.811.841.861.861.871.8720.01.961.971.971.992.002.052.092.122.152.162.162.172.1750.02.392.392.402.422.442.482.512.542.562.572.572.572.581002.732.732.742.752.772.812.842.862.882.892.892.892.893.3接カ复合举升优选3.3.1有杆泵ー电潜泵复合举升エ艺技术

31该技术是由电潜泵将井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）,再由有杆泵系统举升到地面。其管柱结构如图3-3-1所示,主要包括有杆泵系统、电泵系统、防气装置及蓄能储液系统。井液首先沿电泵及防气装置外上行,上行过程中压カ降低使溶解气析出,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，其间采用重力分离旋转螺旋降压分离,进ー步使溶解气析出,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，抽油泵上部在エ作一段时间后,必然形成气顶。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。当气柱达到ー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:井液匹配器髙效油气分离装置电泵吸入“抽油泵电缆电机图3-3-1有杆泵ー电潜泵复合举升管柱示意图（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カ、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,避免电泵的电流冲击损坏。3.3.1电泵ー电泵复合举升エ艺技术该エ艺采用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,这样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。

32技术特点:（1）系统效率高,基本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、控制方便。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,电泵ー电泵复合举升エ艺技术只能应用于8l/2in以上井眼。3.3.1喷射泵ー电潜泵复合举升エ艺技术原理图3-3-2电泵ー电泵复合举升管柱示意图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）喷射泵就是利用环形空间液柱压カ为动カ,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）〇电潜泵外加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,这样混合液就可流经电机与导流罩之间环形空间进入离心泵面被举升到地面。エ艺优点:（1）由于不需要喷射泵把混合液举升到地面,因此,不需地面高压动カ设备。动カ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ー定高度，因面电潜泵下泵深度减少,

33避免了电潜泵受井深高温的影响。降低了电潜泵电缆耐温等级和电缆长度,节约了费用。潜油电机（3）喷射泵使油水充分混合,降低了高粘原油的粘度,减少了原油粘度对电泵的影响。（4）因电机外安装了导流罩,使动カ液、地层液全部流过电机，降低了电机表面温度,避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影响,扩大了其应用范围。当地层产液降低到电潜泵最小推荐排量以下时,可提高动カ液流量,使得混合液排量始终在电潜泵推荐图3-3-3喷射泵ー电潜泵复合举升管柱示意图排量范围之内,避免了地层供液不足,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。如果单用射流泵采油，可以通过投捞方便实现喷嘴更换。在复合举升エ艺管柱中射流泵处于电潜泵下部,无法投捞喷嘴。（4）气体影响。电泵水力喷射泵受气体影响很大,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。所以,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,选用有杆泵ー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。3.3电泵髙效油气分离装置研制气体对离心泵的影响很大,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。另ー方面,气体使混合液密度降低,离心力减小,从而降低了泵的扬程。严重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。

34根据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用减压分离、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特殊设计的双层管,双层管中间环空及双层管与套管之间的环空构成井液流动和油气分离的通道。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カ使溶解气充分析出,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,双层管环空采用重力分离螺旋降压分离,进ー步使溶解气析出,从而大大降低进泵液体中含气量，消除了气体对泵的影响。本分离装置的双层防气管柱长度可以任意延长，通过流动时的压カ降低使溶解气充分析出,并且气泡合并膨胀足以排至井口。从根本上消除了气体对采油泵的影响。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、特殊变径法兰组成。（1）进液总成

35进液总成（见图3-4-1）在分离装置最上端。其作用ー是引导经过初步脱气的地层流体进入分离总成,二是经过再分离后的气体经排气孔排到油套环空。（2）分离总成图3-4-2分离总成示意分离总成（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,其作用ー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IIIIII11图3-4-4防气罩示意图防气罩（见图3-4-4）罩在离心泵的外面,形成一个与吸入口连通的流道,使脱气后的流体经过吸入口进入离心泵（5）特殊变径法兰

36图3-4-5特殊变径法兰示意图特殊变径法兰（见图3-4-5）下端通过螺拴与保护器连接，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基本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,气泡上行速度小等于液体上升速度ザ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ー个%,因此，气泡首次分离。根据斯托克公式譯（タ。ーa）1.ドル式中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；po原油密度,g/cm3；Pg气密度,g/cm3；出油的动カ粘度，Pas；

37・重力加速度,cmH。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カ使气泡直径变大会大大提高分气能力。设气泡直径1cm,油的动カ粘度IPa-s,忽略气体密度，则Vd=9.8/1.8=5.44cm如果液体上升速度低于气泡在液体中的上浮速度,则气体可以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)x7r/4x0.0544m/sx60x60x24=53.72m3第二步:气泡在进液孔附近进行二次分离。当气Vfli泡到进液孔附近时,液流要流向进液孔,流动方向发生改变，气泡上升速度及方向也将改变,气泡垂直分速为VVd+Vfv,水平分速为液流水平分速小,如图16所示。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,水平分速度愈图3-4-6二步骤气泡矢量小,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)x100%=49.25%的气泡可以分离出来。经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。在向下流动过程中，含气油流在分离器环形空间内旋转流动,由于不同密度的流体，离心力不同，使聚集的大气泡沿螺旋内侧流动,带有未被分离的小气泡的液体则沿外侧流动。被聚集的大气泡不断聚集,沿内侧上升至螺旋顶部聚集成气帽，经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,主要是利用油气以较高速度旋转流动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:

38①气泡在液体内是均匀分布的;②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液体密度是一致的;④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:根据气泡所受液体的离心力与气泡径向运动的阻カ,可得出气泡在螺旋中的运动微分方程为,18レdrd^=—7T—codr式中d(p——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；Vー液体运动粘度,cm2/s；(〇——气泡旋转角速度，rad/s；d气泡直径,crrio积分公式得,18人(P=--Inrcod2式中(p——气泡(或液流)从螺旋入口到出口时所走过的角位移,rad。由尹定义可知,(P-IjrL'/b式中L'螺旋长度,cm；b螺距,cm。巾ス油气在螺旋中流量油气从进口到出口角位移缶、击由流动截面积油气从进ロ到出口位移

39£9のー"。、マ冗ー2犷106所以"（马-厶）つ万亿+4）/'片ーボL71X—2b式中qm——油气混合物在螺旋中的流量,m3/s；r\螺旋内半径,cm；「2螺旋片外半径,cm。将式（5）、（6）代入式（4）中得-Br=r2ep0.7xl06Li/2^m，（片ーボ）どレ液气混合物在螺旋内的流量:考虑在吸入口压カ下,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186400Q,+Q.+空ユ式中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O.IMPa）；Pa——吸入口压カ（绝对），MPa〇（3）分离系数计算在通常情况下分离系数越趋于!,则分离效果越好，分离系数可用下式表达:a=\-e~ip式中a——分离系数,小数。计算得a=0.784（4）求分离效率即分离后的理论泵效，可用下式表达

401+^—(1-a)P设「1=7.3cm,の=8.9cm,运动粘度v=20cm2/s,气泡直径d=0.2cm,螺旋长度丄=98m=9800cm,流量ワm=50m3/d=0.0005787n?/s,沉没度H=300米。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10152025303.06321.36140.76580.49010.3404a0.9980.9340.7840.6250.494クR=2000.9870.6940.4100.2860.229マニ1500.9900.7520.4810.3480.283/?=1000.9930.8200.5810.4440.372R=500.9970.9010.7350.6150.542其中:ター中间系数,a一分离系数，广泵效，Rー气液比。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可以看出，日产液螺距为10cm时分离效果已经接近全部分离第五步:液流下行时,随着压カ升高,气泡逐渐变小,进ー步降低了气液比。

414）连接方式研究基本的油气分离原理已经比较成熟,制约应用的最大难点是如何将100m以上长的分离装置在井内的顺利起下。本课题成功解决了这个难题。现场连接方法（见图3-4-9）如下。（1）用常规方法下入潜油电机和电机保护器（保护器上部为特殊变径法兰）。（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保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ー起（防气罩上部有专用吊装工具,电泵上部设计专用提升短节）。保护电缆、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,露提升短节泵上短节专用吊装工具离心泵特殊变径法兰保护器电机出油管接箍和油管下接头,将内部油管扣上紧,图3-4-9油气分离装置连接示意图再用连接套将防气罩与第一级防气装置连接起来。（4）保护电缆。逐级下完防气装置。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，避免电泵的电流冲击损坏,研制了蓄能匹配装置。1）基本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图3-5-1井液匹配器结构

42配器,抽油泵上部在工作一段时间后,必然形成气顶。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。当气柱达到ー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。储能器在有杆泵ー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)暂时储液。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间段内电潜泵所排出的液体储集起来。(3)调节压カ。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，影响电潜泵的正常工作，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,在储能器内暂时储存起来,从而两泵所受的压カ冲击减小,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。柱塞运动ー个冲程所用的时间:，=丄Nー个冲程时间内电潜泵的排量:旦丄(H?)下冲程储能器储集液体量：旦丄(n?)14402N图3-5-2储能器液面波动示意图

43由图3-5-2可以看出,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:Sv=空(1+8S2ホt)(3-5-1)(3-5-2)a、.=-2A/yガN2-cos2^Vt(3-5-3)V,.=•sin2/iNt式中--?!——1440/V(んーん)んーー储能器的横截面积,n?；んーー有杆抽油系统油管的横截面积,m2o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S,一储能器内液体的位移八ー储能器内液体的速度ヘー储能器内液体的加速度yyy3)储能器的设计计算(1)储能器的容积储能器的长度由暂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:V=〃・(んーん)式中4=-<214402Ng.(んーん)AH——储能器内液面上升高度,m；h——有杆泵的沉没度,m；Sc——安全系数,5>1；

44dc储能器内径,mo(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。=116mm,内径dc=103mm,油管外径D=73mm,有杆泵冲程5.1m,冲次6min”,有杆泵的沉没度为〃=300m,原油密度ん=840kg/n?,含水率/“,=50%,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别进行设计,分析储能器调节压カ的效果。设计结果如表3-5-1和表3-5-2所不。由设计结果可以看出,不使用储能器时，按电潜泵憋压计算得有杆泵吸入口压カ波动达5.95MPa,复合举升系统可能处于连喷带抽的状态,系统エ况复杂,而使用储能器后有杆泵吸入口压カ波动仅为0.00524MPa,系统基本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カ波动范围,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カパ(MPa)11.235有杆泵的吸入口压カセ(MPa)2.707下冲程电潜泵的排出口压カ院(MPa)11.235有杆泵的吸入口压カり(MPa)8.66有杆泵吸入口压カ波动AP(MPa)5.95表3-5-2使用储能器时的设计结果表储能器的长度Hjm）330安全系数S,1.1上冲程电潜泵的排出口压カ（MPa）11.235有杆泵的吸入口压力う（MPa）2.707下冲程电潜泵的排出口压カワセ（MPa）11.24有杆泵的吸入口压力う（MPa）2.712

45有杆泵吸入口压カ波动\P（MPa）0.005243.6有杆泵ー电潜泵接カ复合举升エ艺研究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动,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。对于某一具体的油井,在给定配产Q“下，根据油井流入动态可得到相应的井底流压尸り。井底流体首先在井底流压尸ザ的作用下流至电潜泵的吸入口，流体经过电潜泵获得一定的扬程,接着流体以电潜泵的出口压カ以沿油管向上流动，流至有杆泵的吸入口,流体经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カ以沿油管向上流动,直至流出井口，并沿地面管线流入计量间。

46り一井口油压り/一井底流压图3-6-1复合举升系统举升原理示意图り一有杆泵吸入口压カ耳一电潜泵吸入口压カり,一有杆泵排出口压カり,ー电潜泵排出口压カ—有杆泵下泵深度”,ー电潜泵下泵深度〃一井深要实现该エ艺首先要解决两个问题。ー是必须采用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、保护器、离心泵、电缆、控制柜等。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,与蓄能外管ー起连接在蓄能器下方。复合井口既能连接光杆密封器,又可以穿越电缆并保持密封。井液首先沿电泵及防气装置外上行,上行过程中压カ降低使溶解气析出,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,其间采用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间后,必然形成气顶。该段气顶能随着抽油泵的上下运动交替压缩与膨胀,起到

47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ー是可以保证有杆泵具有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,避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カ、液面等参数。3.6.1有杆泵ー电泵复合举升设备的设计研究有杆泵ー电泵复合举升系统设备选择的基本思路是首先根据油井的产液量、气液比选择电泵下泵深度、型号和合适的气液分离装置,根据设计结果选择潜油电机和电缆的型号。根据电泵的扬程、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。根据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总扬程计算H=Hl,+pd+F,-p式中”一离心泵所需总扬程;H「—泵挂深度;Pd—油压折算扬程;2MPa,按200m计算;

48Pー泵吸入口压カ计算扬程;耳ー油管损失。计算得177m；〃0ーP为离心泵有效扬程,设为2700m；计算H=3077m。②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。所以根据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=油井总压头泵的单级扬程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影响较大,选择潜油电机时要根据泵送液体的性质、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。同时根据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:p=QHpg_―86400ク式中P——泵送液体所需的潜油电机功率,kW；Q-——泵的额定排量，取。=50m3/d；H——泵的额定扬程,m；p井液密度，取タ=0.9t/m)重力加速度,取g=10m/s2；7——泵的系统效率，根据特性曲线取ク=40%。经计算,得P=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45kWo选择电缆的规格和型号的主要依据是电缆的载流能力和工作环境。由于潜油电缆是导体,工作时必然存在功率损失,功率损失程度与电缆的截面积和长度有关,为减小这ー损失，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。

49△P=3/Rx10-3式中AP——电缆功率损失,kW；I——电动机工作电流,1=37A；R——电缆内阻,R=50C。经计算得△尸=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、压カ后，进行有杆泵系统的设计选择。选择主要是下泵深度、泵径、杆柱组合等。确定下泵深度1800m,56管式抽油泵，排量50m3/d。由杆柱等强度设计理论,合理的杆柱组合为25mmx558m+22mmx630m+19mmx612m工作参数5.1mx3次/min可以满足排量要求。(3)油管柱的设计选择复合举升的管柱长度为4500m,采用蓄能器上接3%EUE油管,蓄能外管下2，/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カ3MPa,总长度87m。3.6.1有杆泵ー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。管柱负荷主要由油管柱、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:3%EUE油管(2566m)+蓄能器+2,/8EUE油管1760m油管柱重量:2566xl36N/m+1760x95N/m=516176N蓄能器组成:41/2in油管(86m)+27/8平式油管(77m)蓄能器重量:86mx247N/m+77mx93N/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2フ/8

50平式油管100m(0.1022—0.0892)x^x100x7800x9.8+100x93N/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”56泵)柱塞以及电潜泵(外径0102)上液柱压カ产生。设井下液体密度800kg/m3o①油管变径台阶面载荷计算液柱高度!716m,台阶面为3%EUE油管内截面与27/gEUE油管内截面形成的环面。800x9.8x1716x-x(0.0762-0.0622)=20403N②有杆泵载荷计算液柱高度1800m,泵径56mm。800x9.8x1800x-x(0.056)2=34740N4③电泵载荷计算折算液柱高度2700m,作用面积为兀(O|2-D()2)/4,其中。i为叶轮吸入口直径，。2为轴径。按照。1=0.45x。max=46mm,Do=O.lx£)max=10.2mm〇电泵载荷为:800x9.8x2700x-(0.0462-0.01022)=33432N4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/mx558+3.31kg/mx630+2.43kg/mx612=5.98t(6)电缆重量电缆重量按2.86kg/m计算,电缆重量4500x2.86kg/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别校核螺纹联接强度。①井口油管悬挂器承受载荷计算

51抽汲过程中悬挂器可能承受的最大负荷为:71.7t+9.04+5.98=86.72t②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:87mx93N/m+34740N+5.98t=10.35t③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、3%EUE油管850m、油气分离器、电泵机组、2500m电缆以及电泵载荷:1760mx95N/m+850mxi36N/m+24199N+8100N+42464N+70070N=43.64t④蓄能器上接头承受载荷计算蓄能器上接头承受86m的4%油管、27/8EUE油管1760m、3%EUE油管850m、油气分离器、电泵机组、2600m电缆以及全部液柱载荷。86mx247N/m+282800N+24199N++8100N+113531N+72873N=53.34t设动载系数1.1,天车大钩最大载荷78.871,悬挂器最大载荷95.391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〇3%EUE油管接头连接强度为123.361。悬挂器采用3%UPTBG螺纹。管柱的各螺纹连接强度可以满足要求。3.6.1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-2%UPTBG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2%TBG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配套エ艺研究设计1）复合井口

52试验前期采用常规电泵井口。现场操作是把井口段电缆铠皮和石棉护层剥掉,分别穿越井口的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压カ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是整体穿越复合井口的示意图。主要由井口壳体、悬挂器、整体穿越器组成。悬挂器ー是可以在下面悬挂管柱，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是整体穿越器的示意图。其作用ー是可以实现两端电缆的可靠插接,再ー个可以实现20MPa的高压密封。2）过电缆封隔器为满足复合举升エ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エ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3.6电潜泵有杆泵复合举升软件介绍3.6.1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

53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,采用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影响的基础上进行程序编制的,软件可以完成电潜泵有杆泵复合举升生产系统优化的功能。3.6.1软件的总体界面及功能模块其主要功能模块包括数据输入、流入动态预测、生产系统设计以及结果输出等四个主要模块。1.数据输入模块该模块完成油井基础数据输入、抽油机特性数据输入、电动潜油离心泵特性曲线及辅助设备特性数据输入等功能。2.流入动态预测模块该模块完成常规砂岩油藏油井油气水三相流入动态预测。3.生产系统设计模块该模块采用选定参数和离散参数对复合举升系统进行优化设计。利用选定参数设计可以对给定电潜泵有杆泵的设备及抽汲参数的复合举升生产系统进行设计;离散参数优化设计可以根据确定的离散变量进行组合覆盖计算，根据相应的限定条件和排序指标进行方案优选。

544.结果输出模块实现选定参数设计和离散参数优化设计的结果输出。离散参数优化设计可以得到很多不同生产参数组合下的设计结果。用户可以根据限定条件按照排序指标对计算结果进行排序。限定条件分为:最大产量、限定产量、限定流压;排序指标分为:举升效率、产液量、经济指标、性能指标;准备加入综合指标按一定的权重综合考虑举升效率、产液量、经济指标、性能指标。3.8.3软件各功能模块界面软件的数据输入、流入动态预测、生产系统设计以及结果输出等模块的界面见以下各图。图3-8-1油井基础数据输入界面符号意义退出抽油机特性数据序号］抽油机型P|生产J客|AGnm)IBGnm)IH-GGnm)iLGnm)11Gi»m)HCYJ145589HBCYJ166105BCYJ8348BCYJ104253HB3000436043602500255028504800284056001066431727772320036153800320024003800340038002525420042003500432544854000547058255794暮一夕11qE!jも!

55图3-8-3抽油机冲程、冲次输入界面因55544〇〇〇〇n505OR790234567泵外径1冋5.4推荐排量下限T5推荐排量上限gF可［序号排量(m-3/d)扬程(m)功率(kW)泵效(%)10.05.460.062230.05.860.079360.05.90.0970.1050.1110.1140.118n11r图3-8-4电潜泵特性曲线数据输入界面

56预咖方法週出ー计井号・|aaa^!波动效幸・不J用广义!PR曲线迸行产台自亍寿则永1升!PR曲线产液量加压产液指数对应液面31975319766S5SE31*4族i!W方;去运出3-166.329-4812-6”15.818.9622.1225.2828-4厶蓦含X打蜀印!逅淒づrti图3-8-6流入动态预测数据3feoi«]图3-8-7流入动态曲线

57图3-8-10沿井筒的温度分布

58~所廷キ*;*|•隹季チ・P亘I有图3-8-12离散优化设计有杆泵冲程选择界面图3-8-13离散优化设计有杆泵冲次选择界面图3-8-14离散优化设计有杆泵泵径选择界面

59电清双系列等效诜棒电潜泵泵型区回図图3-8-16离散优化设计电潜泵参数选择界面Pあ金优化娯计结堀金・在コ坦)区J2243432石434343エ43435GeGeftGelcc866AGB&t,.35s>SS50。51n5ss5s、mBHB器ss黑sgsMBHn333J333^U3333333^77T77T7T77T7TT^TV之ススス，之ス2スユ之スアユス2k44444444444444444N22N2N22N2227N22ソJJJJ丁JJ丁JJ1JJ丁J丁丁—YYYXYYYYXYYYYXYYVrtctcMrtcsrtcrtcuacLCrlcrtcLCrlcLCrLrrtI如制布如小初如利川为初ね布む府利川三=ー三三三三三三三三三一.三三三三一Qooucloocluogocooo”E2O3瑞^皿34o38RnrB

60图3-8-18油井流入动态曲线表3-8-2设计结果抽油机设计结果抽油机类型CYJ12-4.8-731IB有杆泵下泵深度(m)1800许用载荷(kN)120泵径(mm)56冲程(m)4.8冲数(mirf1)3有杆泵理论排量(nr7d)51.12悬点最大载荷(kN)90.22悬点最小载荷(kN)42.37减速箱扭矩(kN・m)19.04电机功率(kw)12.3上部钢级为N-80的3ソ2in外加厚油管(m)2036下部钢级为N-80的2ク/8in外加厚油管(m)2464抽油杆径(mm)192225抽油杆长(m)1350450电泵设计结果电泵型号W50电泵泵挂深度(m)4500电泵级数525电潜泵效率(盼35.7潜油电机功率(kw)45井底流压(MPa)30.58泵吸入口压カ(MPa)20.2泵排出口压カ(MPa)39.9泵吸入口温度(C)121.8泵排出口温度(℃)132.2油井产液量(n?/d)50.1

61图3-8-19沿井筒压カ分布图3-8-20沿井筒温度分布通过图3-8-19可以清楚地看到电潜泵和有杆泵的两级增压作用。首先由电潜泵将流体举升一定高度,这样减小了有杆泵的下泵深度,从而能够有效进行油井深抽。图3-8-20显示流体经过电潜泵时有明显增温，在经过有杆泵时变化不大。4现场试验与效果4.!现场应用概况为了全面验证接カ复合举升采油工艺技术在塔河油田超深井中的适应性和可行性,在前期论证、研究和优化设计的基础上,自2007年1月至2008年12月进行了15口井的现场试验,检泵周期最长为336天,累计增油6万余吨，取得了很好的应用效果。4.2实例分析1）TK6-463稀油井现场应用

62构设计:QYD80/2500潜油电机+保护器+分离器+多级离心泵+变丝+27/8"EUE油管2根+单流阀+泄油器+27/8"EUE油管1880m+27/8"EUEX4'/2"TBG变扣接头+蓄能装置（内含44mm抽油泵）+蓄能器+3%"EUE油管1916m+3%"双公短节+油管挂;施工作业后电潜泵泵挂3940.96m,管式泵泵挂2002.11m;于2008年1月1日成功试抽,初期该复合举升エ艺日增液12.1t/d,日增油!6.6t/d,泵效提高15.4个百分点,增油效果明显,措施有效期336天,累计增油60883表4-1有杆泵ー电潜泵复合举升应用效果对比表生产方式工作制度日产液t/d日产油t/d含水%泵效％C14管式泵5mX3n/min14.09.532.142.6044管式泵+80电泵5mX4n/min,27HZ26.126.1058效果对比t12.1t16.6111.2t15.4图4TTK6-463井转复合接カ泵生产曲线1）T728cH稠油井现场应用T728CH井采用有杆泵ー电潜泵接カ复合举升现场应用,管柱设计结构QYDB-50/2500潜油电机+保护器+分离器+多级离心泵+变丝+27/8"EUE油管1720m+95/8"过电缆封隔器+3%"EUE油管1根+3%"筛管2根+3%"EUE油管2根+CYB-70/44TH抽稠泵泵筒+3レ2乍!；£油管2300m+3%"双公短节+油管挂;截止目前累计增油3413并继续有效。5项目结论通过本项目的研究,有杆泵ー电潜泵接カ复合举升深抽工艺在塔河超深油井中应用取得了较好的效果(1)形成了有杆泵ー电潜泵接カ复合举升エ艺エ艺技术,有效解决了塔河油

63田超深井在开发后期动液面下降至3000m以下的举升问题;形成了有杆泵ー电潜泵接カ举升エ艺管柱结构;研制了高效油气分离器及井液匹配储能器,有效解决了气体影响及电潜泵连续排液与有杆泵半程出液的矛盾;该技术的成功，为塔河油田超深井后期开发提供强有力的技术支持。(2)本项目研究成功有杆泵ー电潜泵接カ举升エ艺技术,实现了4000m人エ举升エ艺,通过现场应用15井次,累计增油6万余吨,有效解决了油井因供液不足间开生产问题，大大提高了油井生产时效,提高了原油产量。精编资料欢迎下载