大庆油田机械采油技术

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1、推进技术创新细化技术管理全面提升机械采油技术管理水平大庆油田在集团公司和股份公司的坚强领导下，围绕“立足长垣、稳定外围、加快海塔、依靠技术、夯实基础、突出效益”的总体开发思路，积极创新发展采油工程技术，加强工程技术管理，降低产能投资，控制运行成本，全面提升机械采油技术管理水平，为油田“高效益、可持续、有保障”4000万吨稳产做出了应有的贡献。目录一、机械采油主要技术经济指标完成情况二、机械采油技术攻关取得的主要进展三、机械采油技术管理上所做的工作四、下步工作截止到2011年9月底，大庆油田采油井总井数58914口，其中：1、机械采油井生产概

2、况抽油机井43574口，单井日产液27.5t/d，年产油2991.8万吨螺杆泵井7367口，单井日产液44.1t/d，年产油603.2万吨潜油电泵井1802口，单井日产液170.3t/d，年产油371.5万吨提捞井3475口，年产油33.1万吨为提高采油井运行效率，通过不断优化调整，举升方式构成发生较大变化。螺杆泵和提捞采油应用规模逐年扩大，高能耗的电泵井逐步减少。为提高采油井运行效率，通过不断优化调整，举升方式构成发生较大变化。螺杆泵和提捞采油应用规模逐年扩大，高能耗的电泵井逐步减少。为提高采油井运行效率，通过不断优化调整，举升方式构成发

3、生较大变化。螺杆泵和提捞采油应用规模逐年扩大，高能耗的电泵井逐步减少。为提高采油井运行效率，通过不断优化调整，举升方式构成发生较大变化。螺杆泵和提捞采油应用规模逐年扩大，高能耗的电泵井逐步减少。2、主要技术指标保持较高水平检泵周期（天）时间电泵抽油机螺杆泵2、主要技术指标保持较高水平目录一、机械采油主要技术经济指标完成情况二、机械采油技术攻关取得的主要进展三、机械采油技术管理上所做的工作四、下步工作（一）螺杆泵举升技术通过扩大试验规模，加强攻关完善，形成了井下螺杆泵、专用抽油杆、地面驱动装置、测试诊断、优化设计，以及杆柱扶正、清防蜡、油管锚

4、定等配套技术。有效解决了定子脱胶、杆柱断脱、清防蜡困难等制约螺杆泵发展的关键技术问题，促进了螺杆泵的规模应用。1、进展及效果加强技术配套完善，为规模应用奠定基础随着应用效果的显现，通过技术经济评价，加大了规模应用力度。2007年以来螺杆泵应用井数以每年一千口左右的速度递增。其中，产能应用螺杆泵3301口井，老井更换螺杆泵1697口井，降低一次性投资5.5亿元，累计节电2.5×108kwh。时间2007200820092010201109合计产能7466677187184523301老井调整3854613233012271697合计11311

5、128104110196794998加大规模应用力度，降资效果显著近年来，又开展了过盈量优化、防反转装置改进、直驱装置和等壁厚螺杆泵等技术的研究和试验，使技术水平进一步提高，安全性能进一步提升，运行能耗进一步降低。推动配套工艺升级，不断提升技术水平随螺杆泵地面直驱技术的日臻完善。为进一步发挥其能耗低、管理便捷、安全环保性高等优势，加大了推广应用力度。如到2011年9月，大庆油田在用螺杆泵直驱装置1289口井，比上年底增加592口。232315592现场能耗测试结果表明：螺杆泵常规装置转直驱测试388口井平均节电24.61%抽油机井转直驱测试

6、175口井平均节电43.82%存在主要问题检泵周期相对较短，作业维护成本高2、下步攻关方向目前大庆油田抽油机井平均检泵周期在700天以上，电泵井在1100天以上，而螺杆泵不到600天。由于检泵周期短，井下工具费用高，螺杆泵平均单井年作业维护费用6.31万元，比抽油机井高2.37万元。大排量螺杆泵适应性差，偏磨严重2、下步攻关方向1200型及以上大排量螺杆泵平均检泵周期只有555天，比中小排量螺杆泵低51天，而且检泵费用高，单次检泵费用约18万元，其中因磨损造成的杆管更换占整个作业费用的40%以上。存在主要问题攻关方向为发挥螺杆泵在降低一次性

7、投资、日常维护费用和能耗方面的优势，减小作业维护成本方面的劣势，今后要围绕延长检泵周期、减少作业费用和降低能耗开展工作。2、下步攻关方向在延长检泵周期方面：试验完善等壁厚螺杆泵技术；扩大合理过盈技术的应用规模；加大螺杆泵直驱技术的推广力度。通过改善螺杆泵的运行状况，降低运行能耗，延长检泵周期，减少作业维护工作量。攻关方向为发挥螺杆泵在降低一次性投资、日常维护费用和能耗方面的优势，减小作业维护成本方面的劣势，今后要围绕延长检泵周期、减少作业费用和降低能耗开展工作。2、下步攻关方向在提高大排量螺杆泵适应性方面：优化杆柱组合，合理扶正设计，降低偏

8、心振动，减缓偏磨影响；开展潜油螺杆泵的攻关试验，探索大排量螺杆泵举升的新途径；优化泵型与转数配合，探讨降低泵型空间。三元复合驱采出井见垢后，常规举升方式存在明显的不适应性，检泵频