举升工艺教材

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第一章水驱注入和举升工艺第二节举升工艺一、概述机械采油作为常规的人工举升方式，在油田生产中占有举足轻重的地位。据统计，1996年美国、俄罗斯和中国分别有机械采油井56万口、10.5万口和7.6万口，各占其油井总数的98%、95%和97%左右。在我国，1996年陆上生产原油产量的91%是通过机械采油这一举升方式开采出来的。大庆油田从1981年开始自喷井转抽，到1995年底，全油田机械采油井已达20648口，占油井总数的99.3讥随着油田采油技术的发展，举升工艺发展很快，特别是八十年代以后，各种新型举升方式应运而生，举升工艺及其配套技术日趋多样化、专用化、系统化，以满足和适应不同生产条件的需要。抽油机做为一种应用最为普遍的举升方式，使用井数占机采井总井数的80%以上。经过一百多年的不断完善和发展，抽油机已经由以前的几种常规的游梁式抽油机发展到异型游梁式、塔架式、链条式、增程式、皮带式等多种形式的抽油机。目前，国外相继研制和陆续投入使用的抽油机达百余种，我国目前现场使用的抽油机规格也有二十种左右。在这些机型中，有的只是对原普通游梁式抽油机的游梁结构、平衡方式、驴头、支架以及相互的连接方式等方面进行了部分改进，如在常规游梁式抽油机的基础上研制的前置式游梁抽油机、偏置式游梁抽油机及各种异型游梁式抽油机。有的则彻底改变了原抽油机的机械结构，如塔架式抽油机、数控抽油机和带式长冲程抽油机等。其整体的趋势是向节能、自动控制的方向发展。在今后相当长的时间里，抽油机仍然是应用最为广泛的一种举升工艺，其发展趋势大致可归纳为以下几个方面：1、品种多样化抽油机品种将逐渐增多，新型机种将相继诞生，产品也将日趋多样性，尤其是结构简单、个小体轻、节能效果好的抽油机以及长冲程、大排量、重负荷的无游梁式抽油机会有较大的发展。2、产品系列化、标准化、通用化前苏联、美国和欧洲的一些国家的抽油机“三化”技术比较完善，我国在统一国产抽油机标准上虽做了大量工作，但与世界先进水平还有一定的差距。3、使用科学化目前现场在用的抽油机中，有很大比例在非优化工况下运转，一些主要技术参数未能实现最合理分配，因此，抽油机的优化技术、诊断技术、监控技术、管理技术将有待于进一步发展。4、节能技术的研究抽油机能耗大，加上使用范围广、投入数量多，消耗的电力资源十分巨大，如果能把抽油机的能耗降低一个甚至零点几个百分点，其经济效益也是十分可观的。近年来，抽油机的节能技术越来越引起人们的重视，除改进机采工作制度之外，在节能优化设计和节能技术改造方面有很大的提高。今后，抽油机节能技术的研究和推广将进一步发展，在抽油机的结构、平衡方式、驱动电机、节能监控装置和节能传动元件等方面会有较大的变化和提高。5、特殊工况抽油机的研制随着我国西部油田的开发以及海上油田的发展，沙漠抽油机、浅海滩涂抽油机、深

1井和超深井抽油机、从式井及斜井抽油机，将会相应的得到发展。随着抽油机技术的发展完善，泵、杆、管以及其它配套技术也将不断发展，其总体趋势是高效率、高强度、长寿命、低价格、低能耗等。电动潜油离心泵简称电泵，1926年开始在美国鲁赛尔（Russell）油田应用。电泵具有排液量大、经济效益好、时率高、管理方便等优点，目前已被广泛应用于原油生产中，是重要的机械采油方式之一。目前，潜油电泵的排量范围在16-4100m7d,最高可达15000m3/d,最大下入深度在4500m以上。大庆油田80年代从美国引进潜油电泵，目前应用井数已达数一千九百多口，排量在20-700m7d。电泵作为一种举升工艺，技术已经比较完善，近二十年来结构上没有大的变化。电泵主要由三大部分、七大部件组成。其中，三大部分为地面部分、中间部分和井下部分。七大部件是指潜油电机、保护器、油气分离器、多级离心泵、电缆、控制屏和变压器。螺杆泵虽然在80年代初期才成为石油工业中的一种举升设备，但由于其具有结构简单、造价低廉、能耗低、泵效高、管理方便、适应性强等特点，十几年来发展迅速，应用井数逐年增加，应用范围也从高砂井、稠油井扩大到原油物性好、条件好的油井，从单井应用扩大到区块应用。由于螺杆泵研制应用时间较短，很多技术环节还需进一步完善，今后的发展方向是大排量、长寿命。除上述三种常用的举升工艺以外，还有两种依靠地面液压传动的无杆举升工艺在油田中得到应用，即水力活塞泵和射流泵。从83年国家成立水力泵技术服务中心以来,我国的水力活塞泵采油技术得到较大的发展，在80年代有多种规格，排量从30-1000m3/d。但由于对水力活塞泵的应用范围和适应条件认识不够，工艺技术和管理上还存在许多问题，推广应用比较缓慢，随着科技发展和管理水平的提高，水力活塞泵采油技术会得到更广泛的应用。射流泵属水力泵的一种，19世纪中叶由英国人发明，从本世纪50年代开始用于原油开采，70年代后得到大量的应用，在美国、前苏联和加拿大等国已经得到较为普遍的应用。近年来，国外对射流泵不断完善和改进，大大的提高了泵效。在我国，结合原油生产的实际需要，一些油田也逐渐应用射流泵开采原油。根据我国石油工业发展的现状，举升工艺还将日趋多样化，各种举升工艺规格也将系列化，满足不同油井的生产需要。今后，举升工艺的发展方向是：1、结构简单，造价低廉。2、方便管理，易于维护。3、长寿命，低能耗。4、排量选择范围大，效率高。5、针时特殊井的举升工艺技术逐步完善，满足特殊井况原油生产的要求。6、配套工艺技术完善，且将日趋标准化。二、新型举升工艺1.几种新型抽油机1)矮型异相曲柄抽油机该机是常规游梁式抽油机的•种异型机，也称大摆角游梁式抽油机或低矮型抽油机。设计型号为CYJY6-2.5-26HB,目前在全国各油田应用较为广泛，总装机超过2000台。

2(1)结构原理该机结构主要由驴头、横梁连杆、曲柄及配重块、减速箱、刹车装置、电动机、支架、悬绳器等几部分组成(见图1-2-1)«该机在结构尺寸上采取了一些优化设计，主要有：①四连杆结构的非对称循环，极位夹角入max=10°,上冲程曲柄最大转角为190°,下冲程最小转角为170°o②采取了曲柄平衡市偏置结构，偏置角t=32°-36。，并且偏置角和冲程均能无级调节，能满足抽汲参数优选的需要。与常规型抽油机相比，该机平衡扭矩前置,曲柄轴净扭矩曲线波动小，减缓减速箱输出扭矩峰值。(2)技术评价CYJY6-2.5-26HB型低矮机的主要技术参数见下表：表1-2-1CYJY6-2.5-26HB型低矮机的主要技术参数序号主要技术参数1悬点最大载荷KN602冲程m无级调节，最大2.5m3冲次次/min4,6,9,124减速箱最大额定扭矩KN-m265减速箱传动比31.76电动机功率kw15.227电动机型号Y200L-8,Y255N-88整机高度m5.2869整机质量kg9523该机通过结构上的优化设计，在具有常规机的各种优点的同时，还具有其它一些特点。与常规机型相比，它的主要优点有：①整机体积小，重量轻，高度矮，成本低。该机型通过优化设计后整机重量只有9.5t,与同型号常规机相比，重量减少了2t以上，整机高度降低了1.8m,节省了钢材，降低了成本。②操作简单.，管理方便。该机在设计上采用了平衡重丝杆调节机构，调平衡时调曲柄销即可，操作简单，降低了劳动强度和工作量。③节能降耗。由于低矮型抽油机存在极位夹角，使得上冲程曲柄转角为190°,上冲程运行时间延长，速度放慢，从而降低了上冲程的动载荷，提高了系统效率。同时，由于偏置角的存在，使减速箱输出轴净扭矩变化平缓，峰值减小，平衡效果理想，节能降耗效果显著。(3)适用范围与6型常规抽油机相同，由于其最大冲程只有2.5m,其理论排量受到限制，所以只能用于产量较低的井上。同时，由于该机具有上冲程慢、下冲程快的运动特性，在稠油井上要慎用，以免出现抽油杆下行滞后现象。2)异型游梁式抽油机异型游梁式抽油机是我国在八十年代后期研制的一种新型抽油机，由于在结构上前后有两个驴头，且节能性好，所以又称双驴头抽油机、双驴头节能型抽油机或柔性连杆游梁式抽油机。它是在原普通游梁式抽油机基础上改进而成的新型长冲程节能型抽油机。

3(1)结构原理双驴头抽油机与普通游梁式抽油机结构基本相同，主要由悬绳器、光杆卡瓦、吊绳、前驴头、游梁、平台、支架、底座、刹车装置、电动机、减速器、曲柄装置、曲柄销装置、连杆、横梁、驱动绳、保护绳、后驴头(副驴头)、冲程微调装置等构成。与普通游梁式抽油机结构不同点是：该机去掉了原普通游梁式抽油机中的尾轴,而以一个后驴头代替，在后驴头上端固定一柔性件，与横梁相连接，构成一个完整的抽油机四连杆传动机构。见图1-2-2.(2)技术评价表1-2-2CYJ10-5-48HB双驴头抽油机的主要技术参数序号主要技术参数1悬点最大载荷KN1002冲程m3,4,53冲次次/min4,54减速箱最大额定扭矩KN-m485电动机功率kw226长X宽X高m8.6x2.3x10.57整机质量kg24000该机由于其柔性件与后驴头轮廓面相切，因而允许游梁做大摆角摆动，以获得长冲程。如果后驴头轮廓相对于游梁旋转中心为非圆弧曲线，而是一变径曲线，那么合理选择后驴头轮廓曲线，可使抽油机机构产生非对称循环，从而改善抽油机的动力性能消除了曲柄轴的负扭矩，具有较好的节能效果。与同型号普通游梁式抽油机相比，该机具有以下优点：①冲程长，最大冲程可达5m,冲程增加70%左右，拓宽了其使用范围。②动载小。③工作平稳。该机的缺点是后驴头与横梁用驱动绳连接，长期磨损将增加出现故障的机会。(3)适用范围该机是适合于中低粘度原油和高含水期开采。3)数控抽油机数控抽油机是九十年代初我国研制成功的一种智能型抽油机。该机综合了微电子技术、变频技术、过程控制技术等高新技术，按照机电一体化的设计思想制做的电子-机械装置。(1)结构原理数控抽油机具有塔式支架，采用重锤式平衡方式，以全数控电力拖动为基础，主要由两大部分组成，即抽油机械部分和数控智能部分。抽油机械部分主要由悬绳器总成、动力机底座、过渡链轮、护罩、主链轮总成、减速器、电动机、支架、链条防碰装置、平衡重总成、围栏、底座、压杠装置等部分组成。见图1-2-3。数控部分主要由P7系列逆变器(变频器)和示位管理控制器PCVT(可编程控制器)组成。它是一种能随机改变运行姿态的实时数字控制电动系统。数控抽油机使传统抽油机从机械运行进化到实时可控的随机运动，打破了传统的机械动力无法随机改变姿态的约束。可以根据每口井的特征随机应变，实时控制,

4始终保持事先优选的最佳运行姿态。数控抽油机的工作原理是：按油井生产的要求在变频器上设定满意的抽油机工作参数，接通电源开关及系统控制器的开关，抽油机即可自动地在设置的参数下投入运行，电机通过减速箱链轮和链条带动悬绳器、抽油杆和深井泵做上下往复运动，将井下液体抽出地面。(2)技术评价数控抽油机的主要技术参数见表1-2-3：表1-2-3SKC16E型抽油机的主要技术参数序号主要技术参数1悬点最大载荷KN1602冲程m最长7m3冲次次/min无级调节，最多6次/min4减速箱最大额定扭矩KN-m185减速箱传动比296电动机功率kw227整机高度0111.8208整机质量kg31770数控抽油机是一种自动化程度较高的采油机械，与传统机械动力抽油机相比具有以下优点：①自动化程度高，操作简单，使用方便。冲程冲次等运行状态直接由微处理控制，现场调整时只要按几个按键重新设定即可，减轻了工人的劳动强度。②由于冲程冲次是无级调节，两个参数配伍，能使油井处于最佳工作状态。③装机容量小，节能效果显著。该机目前在油田中是试验性应用，现场应用中发现一些问题需根据油田生产需要进一步改进。①数控抽油机采用重锤直接平衡方式，在节能省电的同时，也使该机对液面的变化比较敏感。当液面下降，载荷增加到一定程度就需加平衡块，液面上升，载荷减少到一定程度就需卸平衡块，否则，就会周期性的处于频繁停机保护状态。②平衡重锤吊装在后链条上，主车随上下冲程运行时自由度较大，运行不太平稳，不仅对机架产生振动，也增加了链条的磨损。③控制部分的磁感应装置安装在机架顶部的前后端，经长时间的撞击后，其感应敏感度降低，使得电机产生零点漂移会导致停机。(3)适用范围该机排量大，参数调节方便，适用于高产井和产量波动大的井。4)斜直井游梁式抽油机斜直井抽油机是为适应斜井采油的特殊需要而制造的一种采油机械。在国外，特别是美国、加拿大等国在八十年代开发应用了多种倾斜式抽油机、斜井抽油机和斜直井抽油机。近年来，随着我国斜井数量的不断增加，斜宜井抽油机也得以开发应用。目前我国应用的斜直井抽油机主要有斜直井前置式游梁抽油机和斜直井后置式游梁抽油机两种，下面以XCYJ10-3-37HB型斜直井后置式游梁抽油机为例介绍一下斜直井游梁式抽油机。(1)结构原理该机是直井用游梁抽油机的改进，结构与普通游梁式抽油机基本相同，主要由组合驴头、吊绳、悬绳器、平台、横梁、支架、连杆、曲柄装置减速器、支架调整

5装置、刹车装置、箱座、电动机、配电箱、底座等构成(见图1-2-4)。改进设计部分包括：连杆的有效长度可调，游梁的倾斜角度可调到与井筒倾斜角同步；曲柄上有多个偏置销孔，可按不同的井筒倾角及所需的冲程来选择销孔，保证使平衡重进入平衡相位。该机在结构上具有两个显著的特点，一是把0°一45°井斜角划分为45°—36°,36°—26°,25°—16°,16°—0°四段；二是把四段的四组四连杆机构组合设计在一台抽油机上，使其具有四个机位，通过对机位的调节，适应不同斜度井对抽油机安装的要求。斜宜井游梁式抽油机的工作原理与常规游梁式抽油机基本相同。(2)技术评价表1-2-4XCYJ10-3-37HB型斜直井前置式游梁抽油机的主要技术参数序号主要技术参数1悬点最大载荷KN1002冲程m1.8,2.5,33冲次次/min4,6,9,114减速箱最大额定扭矩KN-m185皮带5V26506电动机功率kw457长X宽X高m12.5x2.002x98整机质量kg17200该机可实现井斜角分段调整，适应斜井生产需耍，整机动力性能好，稳定性好运行平稳。(3)适用范围斜直井抽油机适应于0°—45°内任意井斜角的需要(见表1-2-5)。表1-2-5斜直井抽油机机位调整数据表支架倾角曲柄偏置角连杆长度适应井斜角度机位a(°)T(°)I(m)B(°)6185.000-16I16286.1916-251126376.8926-35III36477.4936-45IV5）其它新型抽油机（1）旋转驴头式游梁抽油机旋转驴头式抽油机是在整机高度变化不大的情况下，对抽油机驴头部位进行改进，使驴头能在一定范围内旋转，从而增大抽油机的冲程。使驴头旋转的主要方法有两种，一是依靠驴头和支架间的连杆带动驴头旋转，二是采用轮式驴头。目前旋转驴头式抽油机主要有六连杆增程式抽油机、旋转驴头增距式长冲程抽油机、大轮式抽油机（大摆角长冲程抽油机）、蛋型驴头抽油机、行星驴头长冲程抽油机等。①六连杆增程式抽油机六连杆增程式抽油机是我国在八十年代末研制的一种新型长冲程抽油机，它在原游梁式抽油机的驴头和机架之间增加了一对摆杆，将原来的四连杆机构增加到六连杆机构。其增程原理是：在驴头随游梁往复摆动完成原游梁抽油机一个冲程长度以后，通过摆杆的作用使驴头相对游梁向后转动一个角度，即在原冲程长度的基础上完成一个冲程长度的附加值，从而达到六连杆机增程的目的。

6六连杆增程式抽油机是在普通10型机基础上改进的，驴头最大翻转角度为160°,虽然外型尺寸小，但最大冲程可达5.5m,是常规式游梁抽油机的1.8倍，其设计参数和提液能力与14型抽油机相当。它的主要缺点是由于摆杆吃负荷较大，摆杆连接部位的部件加工强度和精度要求高。②蛋形驴头式抽油机蛋形驴头式抽油机是把原普通游梁式抽油机的弧形驴头改为椭圆形驴头，其它部件与常规型游梁抽油机相同。钢丝绕过蛋形驴头，一端与抽油杆连接，一端与底座连接。该机最大的优点是在不增加抽油机几何尺寸的情况下，光杆冲程增加近一倍，而驴头负荷能力减小近一半。它的主要缺点是钢丝长期磨损易损坏。（2）无游梁式抽油机目前，国内外无游梁式抽油机种类很多，总的来说有滚筒式、塔架式、缸式、增程式、链条式、皮带式、绳索式等，下面简要介绍两种在大庆油田应用过的无游梁抽油机。①双摆增程式抽油机从严格意义上讲，双摆增程式抽油机也属于游梁平衡，但其机身总体上是塔架结构，我们把其归纳到无梁抽油机类。该机把滑轮组的原理应用在驴头（定滑轮）和游梁（动滑轮）上，由两轮组成一个滑轮组，通过链条缠绕滑轮组，减速器传动动力并带动光杆、深井泵做上下直线往复运动，同时利用定滑轮上缠绕的链条行程是动滑轮行程两倍的原理，实现增加冲程的目的。该机运行平稳，性能可靠、易损件少，主要传动结构的传动件与常规游梁式抽油机通用，维修保养与常规机也基本相同。该机平衡调整容易，可通过增加平衡框内的平衡块数量获得精确平衡。主要易损件传动链条采用无链轮齿设计，避免了链齿与链条间的摩擦拉伸造成的对链条的损害。该机冲程长，排液能力强能满足油井环空测试的要求，而且启动和运行电流小，节电效果明显，其装机容量和减速箱扭矩是同类长冲程抽油机中最小的一种。由于该机研制应用时间较短，在一些部件的设计上还存在一定的问题，如连杆上定位销锁定的可靠程度不够高、主平衡块在平衡框内的移位距离偏小、链条不能自动润滑等。②塔架式抽油机塔架式抽油机又称复合天轮式长冲程抽油机，因其整机高度高，冲程长，安装后酷似井架而得名。它的结构特点是去掉了常规抽油机的游梁和驴头，以一组同心不等径大小天轮代替。它的最大特点是设计参数大、提液能力强，@70mm泵径最大理论排量可达398m3/d,可满足环空测试的需要，且运行平稳、可靠。但塔架机与游梁抽油机相比，结构熨杂，整机重量和高度较大，安装、调参和维护保养比较困难，作为承载体的8根小天轮吊绳，承载后在天轮上的挤压易造成破股损坏，而且更换比较困难。6)几种抽油机对比分析表1-2-几种新型抽油机与同型常规机特点和功能对比低矮型双驴头数控斜宜井产品型号CYJY6-2.5-26HBCYJ10-3-48HBSKEC16EXCYJ10-3-37IIB基建投资低高高高占地面积相当相当相当相当系统效率高高i'.'.J相当运行及维护费用相当高较高较高理论排量小大大相当

7管理难度相当大参数调节方便，管理方便大节能效果好好显著较高综合评价整机体积小、雨量轻、成本低，节能效果好，冲程短，适用于产量较低井。工作稳定，冲程长，节能效果好，适合于中低粘度和高含水开采。自动化程度高,冲程、冲次无级调节，使抽油机处了最佳工作状态，现场调节方便，节能效果好，适用于高产井和产量波动较大的井。可实现井斜角分段调整，适应0-45°斜直井的生产需要。2.螺杆泵早在在本世纪20年代中期法国人勒内•莫依诺发明设计出了螺杆泵这种泵。莫依诺开始时想设计一种旋转压缩机，在设计过程中创造出一种旋转机械用于改变流体压力，称它为腔式压缩机。他的目的是要在泵、压缩机械或马达中使用这种腔式压缩机。在30年代，法国、英国以及美国的公司生产螺杆泵，其它一些小公司也很快制造出其它副产品。在许多工业领域，如：化学、煤炭、机械制造、矿业、造纸、石油、纺织、烟草、水及废水处理等，螺杆泵都得到了广泛应用。在石油工业中，螺杆泵作为地面传输泵使用已超过50年。50年代中期，螺杆泵原理被应用于水力马达，这是反用螺杆泵的功能。这种装置不是泵抽流体，而是用流体驱动它转动。用钻井泥浆或其它流体驱动螺杆泵转子,它变成了钻井原动机。现在，莫依诺原理(MoynoTheoly)已广泛应用于钻井工业中。80年代初期，螺杆泵被用作石油工业中的人工举升设备。美国率先在石油工业中把莫依诺原理用于人工举升，把螺杆泵作为一种代替常规举升工艺的替代技术推向市场。进入90年代，螺杆泵的研究与应用发展得更快了。随着合成橡胶和粘接技术的发展，螺杆泵得到广泛应用。目前国内有30多个厂家生产螺杆泵，许多技术规范已经制定出来，每年都有一些新工艺技术进入应用领域。1）螺杆泵采油井的系统组成螺杆泵采油系统主要由驱动装置、井口装置、井下螺杆泵以及中间油管组成。根据其驱动方式不同，可分为电动、液动和机动三种类型的螺杆泵采油系统。（1）电动潜油螺杆泵电动潜油单螺杆泵的系统装置如图1-2-5所示。它是一种容积式泵，运动部件很少，没有阀件和复杂的流道。电动潜油单螺杆泵和电动潜油离心泵一样，主要机组都在井下，包括单螺杆泵、保护器和潜油电机。单螺杆泵在上面，保护器在中间，而潜油电机在下面。由电缆将电力从地面传给潜油电机，而油流则沿着油管从井下举升到井口。地面部分包括自动控制台、自耦变压器和一些辅助设备。当井底电机接通电源时，便驱动螺杆泵工作，将井底原油抽入油管内，并通过油管至井口，最后输送到计量站。正常工作时，泄油器旁通孔打开，使油套环形空间相互连通，起着泄油及平衡管柱内外压力的作用。电动螺杆泵采油工艺简单，而且可在不停产的情况下宜接测量动液面。但是，要求井底电机、电缆及其接头在井液中要绝缘，并能长期可靠和安全工作。（2）液动螺杆泵图1-2-6是液动螺杆泵采油井的系统组成。它分为地面部分、中间部分和井下部分。地面部分主要有管汇、油水分离器和供液泵：井下部分主要包括旁通阀、液马达、封隔器及螺杆泵。

8工作时，供液泵将高压动力液供给液马达，液马达转动从而带动螺杆泵工作。井底原油从其上部排出，并与动力液混合后经管壁孔流入油、套环形空间。由于封隔器的存在，油水混合物只能由油、套环在空间返出井口，经分离计量后输至大罐。液动螺杆泵要比电动潜油螺杆泵笑杂得多，设施也较多，并且在测试液面时需要关井停泵。但这些设施相对容易解决，并且系统工作可靠。还能根据油层供液能力、动液面高度及泵挂深度迅速而合理地确定出系统的技术参数：同时，一个地面站可管理多口井，便于维护和管理。（3）机动螺杆泵图1-2-7为机动螺杆泵采油的系统组成。机动螺杆泵采油一般适用于井深为1000m左右的浅直井，它是由井底螺杆泵、抽油杆柱、抽油杆扶正器及地面驱动系统等组成。地面驱动系统又可分为电动、液动和气动或内燃机驱动多种类型。工作时，由地面动力带动抽油杆柱旋转，连接于抽油杆底端的螺杆泵转子随之一起转动，井液经螺杆泵下部吸入，由上端排出，并从油管流出井口，再通过地面管线输送至计量站。这种采油方式更为简便。实际使用时井下也不需要安装泄油装置，因为螺杆泵转子一旦脱离定子（泵筒），油套管之间便相互连通，于是起到了泄油的作用。同时,这种装置的使用费用也较低，是浅井采油较理想的方法。2)螺杆泵采油系统的特点(1)螺杆泵采油系统的优越性螺杆泵与其它机械采油设备相比，具有以下优点：①重量轻，一次性投资少，耗能低。②结构简单，运动部件少，泵内无阀件和复杂的流道，所以水力损失小、故障率低、泵效高。③地面装置结构简单，操作安全、管理方便，占地面积小，可直接座在井口套管四通上，有利于陆上丛式井和海上采油平台上使用。④适应粘度范围广，可以举升稠油。一般来说，螺杆泵适合于粘度为8000mPa(50°C)以下的各种含原油流体，因此多数稠油井都可应用。⑤适应高含砂井。理论上看，螺杆泵可输送含砂量达80%的砂浆。在原油含砂量高，最大含砂量达40%(除砂埋之外)的情况下螺杆泵可正常生产。⑥适应高含气井。螺杆泵的自吸能力较强，能均匀的排液和吸液，溶解气不易从原油中析出，减小了气体对泵效影响；而且螺杆泵不会气锁，比较适合于油气混输，但井下泵入口的游离气会占据一定的泵容积。⑦允许井口有较高回压。在保证正常抽油生产情况下，井口回压可控制在1.5mPa以内或更高，因此对边远井集输很有利。(2)螺杆泵采油系统的局限性虽然螺杆泵采油具有很多优点，但在某些方面也存在一定的缺点。①排量较低。②定子容易损坏，导致检泵次数多，增加检泵费用。③泵需要流体润滑，如果只靠极低粘度的液体润滑工作，泵过热会引起定子弹性体老化，甚至烧毁。④定子的椽胶不适合在注蒸汽井中应用。

9⑤螺杆泵用于深井时，由于扭矩大，抽油杆断脱率较高。⑥设备制造技术要求高。3)螺杆泵的结构与工作原理(1)螺杆泵的结构图1-2-8是一个单螺杆泵的结构示意图，它是由定子和转子组成的。转子是通过精加工、表面镀铝的高强度螺杆；定子就是泵筒，它是由一种坚固、耐油、抗腐蚀的合成橡胶精磨成型，然后被永久地粘接在钢壳体内而成。根据螺杆的结构，又可将螺杆泵分为单螺杆泵和多螺杆泵(双螺杆、三螺杆及五螺杆泵等)。单螺杆泵在石油钻采和石油输送中得到了越来越广泛的应用，而多螺杆泵中最常见的是三螺杆泵，它常用于输送各种油品。在油田上常用于油气集输。因此，本书主要介绍单螺杆泵。(2)螺杆泵的工作原理螺杆泵是靠空腔排油。即转子与定子间形成的一个个互不连通的封闭腔室，当转子转动时，封闭空腔沿轴线方向由吸入端向排出端方向运移。封闭腔在排出端消失，空腔内的原油也就随之由吸入端均匀地挤到排出端。同时，又在吸入端重新形成新的低压空腔将原油吸入。这样，封闭空腔不断地形成、运移和消失，原油便不断地充满、挤压和排出，从而把井中的原油不断地吸入，通过油管举升到井口。4)螺杆泵基本参数的确定(1)泵的理论排量单螺杆泵的每日排量，即泵的理论排量为：Q.=5.760X10^enDT(1-2-3)式中Q,——泵的理论排量，m3/d；e螺杆的偏心距，mm；n——螺杆的转速，r/min；D—螺杆截面的直径，D=2R,mm；T——衬套的导程，T=2t,mm.(2)泵的容积效率和系统效率泵的实际排量Q与理论排量@的比值，称作泵的容积效率，记作公，用式表达如下：H(1-2-4)泵的系统效率定义为泵的有功功率N.与泵的输入功率入凡之比，即■(1-2-5)式中〃——泵的系统效率，又称泵效；N.泵的输入功率；N.——泵的有功功率。泵的输入功率可如下计算：■(1-2-6)式中Nm泵的输入功率，W；U——电机的工作电压，V；I电机的工作电流，A；cos①功率因子。

10泵的有功功率为：H(1-2-7)式中Nw——泵的有功功率，kw；H泵的扬程。m；Q——泵的实际排量m;l/sT——举升液体的重度，kN/m3,(3)泵的扭矩由于螺杆泵的吸入端和排出端的液体存在压差，所以螺杆一衬套副中的液体将对螺杆施加力的作用。同时，定、转子间存在过盈量，将会使定、转子间产生摩擦阻力扭矩。①转子有功扭矩。螺杆一衬套副将机械能转换为液体的压能，若不考虑损失，则由能量转换关系可得：2nM二qAp由于q=4eDT则(1-2-8)式中M——转子有功扭矩；q——螺杆泵单转排量；Ap——螺杆泵吸入端与排出端的压差；其它符号意义同前。②定、转子间的摩擦扭矩由于螺杆泵定、转子间存在过盈量，因此，当转子在定子内转动时，定、转子间就产生摩擦。定子对转子施加摩擦扭矩的作用，其摩擦扭矩诙计算如下：Mf=fRK(8+80)(1-2-9)式中Mf——定、转子间的摩擦扭矩；f——定、转子间的摩擦系数；R——转子断面半径；K定子衬套橡胶的刚度；5——衬套橡胶在井下条件的胀容量；6o——衬套橡胶的初始过盈量。③启动扭矩螺杆泵的空载运转扭矩一般很小，但长时间静止的螺杆泵启动时需要的扭矩却非常大，为空载运转时扭矩的20〜30倍。为满载荷工作时扭矩的2〜3倍。启动扭矩的大小，与螺杆泵密封线的长度、定转子间的过盈量以及橡胶的硬度和工作压力有关，还与静止时间的长短以及摩擦面的粗糙度有关。级数越多、粗糙度越大、檬胶硬度越高，以及定、转子间过盈量越大、泵的工作压力越高，泵的启动扭矩越大。(4)抽油杆柱的受力分析抽油杆柱在油管内转动，将动力传递到抽油杆柱下端的转子上，从而实现抽吸作用。抽油杆柱不但承受轴向力，同时还承受负载扭矩的作用。①轴向力计算抽油杆柱承受的轴向力F包括：抽油杆自重&、螺杆泵的进、出口压差作用在

11转子上产生的液压轴向力F.,以及抽油杆柱在液体中所承受的浮力F,。F=FP+F6-Ff(1-2-10)其中F«=mgLFP=8eRAp△P=p«h+Ph+Phr-Ps+Pe以上式中m——每米长抽油杆的重量；g——重力加速度；L——抽油杆长度或泵挂深度；AP泵两端压差；P.h——地面输油管线回压；Ph——泵排出口至井口油管内的液柱静压；P..——泵排出口至井口液体流动的沿程损失；Ps沉没度；PC——套压。②扭矩计算抽油杆柱承受的扭矩M包括：举升扭矩M”、定转子间的摩擦扭矩Mr以及抽油杆柱在油管内液体中转动时受液体的阻力扭矩M=M„+M(+My(1-2-11)其中：■式中U——液体粘度；D-油管内径；d——抽油杆直径；n——螺杆(抽油杆)的转速：L抽油杆长度。5)螺杆泵的选择螺杆泵的选择，首先，应根据油井的产能确定出油井的产量，然后确定所川螺杆泵的排量；其次是根据泵的工作特性曲线确定在保证该排量下泵的扬程大小，并根据油井条件计算出所需泵的级数。此外，还要根据需要以及油井的实际条件确定合理的过盈量；最后，根据负载大小选择抽油杆的材料与规格、电动机以及其它附属部件。下面就一些主要内容做一介绍。(1)泵转速的确定地面驱动采油螺杆泵转速的确定，受多种因素的影响。首先要考虑的是介质的粘度、磨蚀条件和定子橡胶的疲劳强度。介质的粘度将影响泵的充满系数。当液体的粘度较大时，其流动性变差，使得充满系数降低从而降低泵的容积效率。随着液体粘度的增加，这种影响程度增大。在高含砂油井中，泵的寿命取决于定子橡胶的疲劳强度。由于泵的定子和转子间有一定的过盈量，转子在定子内旋转时定子橡胶将受到周期性地压缩，从而产生摩擦面的温升和疲劳。摩擦面的温升往往可达到比介质温度高几十度，它加速了橡

12胶分子链的重新组合，使弹性模数减小。从而降低其疲劳特性及金属和橡胶结合面上粘结剂的强度。这个温升值和压缩疲劳随转速的增加而增大。因此，在实际应用中要合理地选择转速以保证泵的寿命。(2)泵级数和定、转子长度的确定单级螺杆泵满足不了实际举升高度(扬程)的需要，如同潜油电泵一样需要多级泵。泵的级数可根据油井实际需要的举升高度和单级扬程来确定，即■(1-2-12)式中Z——泵的级数；H■泵的扬程，m；Hj单级扬程，m。泵的级数确定后，就可确定定子和转子的长度。定子和转子的长度由泵的级数和衬套的导程来决定。定子长度为：Ld=T•Z(1-2-13)式中L——定子长度；T衬套的导程；Z泵的级数。转子长度为：Lz=L+(250—350mm)(1-2-14)式中Lz转子长度：250〜350mm是为了保证转子能够安装到位所留有的余量。(3)合理过盈量的确定定、转子间的过盈配合情况如图1-2T2所示,其过盈量为6=(b-a)/2。为了使螺杆泵具有容积泵的特点，必须使定、转子间的空腔保持良好的密封性，即必须有一定的过盈值。螺杆泵在井下工作时，其过盈量由以下三部分组成：给定的初始过盈量6°、由热膨胀产生的过盈量6"以及由于浸油溶胀而产生的过盈量&3与8'之和又叫作胀溶过盈量，用6,表示，即：8,=8,六8,a螺杆泵总的过盈量可表达为：8=8o+8'#8'三6。+6'(1-2-15)总过盈量6应根据泵的外特性估算，6%与6,2可由实验来确定。这样，便可根据上式求出初始过盈量6。，从而可为设计制造提供依据。6)螺杆泵采油系统发展趋势及动向螺杆泵是利用旋转运动实现抽油的，由于这种特殊运动和螺杆泵的功能，使它具有许多优点，具有较好的经济效益。通过多年的实践证明它投资少、能耗低、适应性强。这些特点逐渐被接受。近年来国内外螺杆泵采油系统技术发展较快，下面介绍螺杆泵采油系统的发展趋势和动向。(1)螺杆泵采油系统应用的发展趋势①不仅高含砂、稠油井可应用螺杆泵抽油，原油物性好，条件好的油井也可利用。②含聚合物油井利用螺杆泵抽油，泵效不仅不降低，反而有所提高，这给螺杆泵应用提供了新的领域。③由单井使用向区块、油田应用的方向发展。④由单头向多头(转子2、3、4头等)螺杆泵发展，使泵实际排量由150nld左右向250m：'/d左右发展。

13⑤随着高温橡胶配方的研究和定转子加工工艺的改进，由浅井向深井螺杆泵发展。⑥在增加螺杆泵功能方面，向着研究无油管螺杆泵抽油技术、研究间歇活动式螺杆泵抽油技术等方面发展。(2)螺杆泵采油系统的技术发展动向随着螺杆泵应用领域的不断拓宽，对螺杆泵技术要求也越来越高,为适应螺杆泵快速发展,研究领域也表现的比较活跃.近几年已出现了许多新式结构，使用了许多新材料，出现许多新的构思方案，使螺杆泵采油系统的使用性能和使用寿命大大提高，使用数量逐年增加，应用前景十分广阔。①螺杆泵金属定子在合成橡胶工业发展的基础匕螺杆泵的常规设计中采用了许多新型橡胶材料，合成橡胶工业的发展，扩大了合成橡胶的使用范围。发展了一种新型的基本上为非合成橡胶材料的定子。近期新型设计了一种金属定子，由合金钢或青铜取代了现有定子大部分合成椽胶，只围绕着泵壳内基础钢体的内表面固定了很薄的一层合成橡胶。这种设计比常规的螺杆泵设计具有多种优点，如：承压高、扭矩低、泵体小，能适应于更恶劣的环境，只需更低的功率，具有更大的流量等。②圆钢热轧成型转子螺杆泵的转子一般采用圆钢毛坯加工成型。这种制造方法，不仅加工时间长，而且还浪费材料，成本较高，如果采用圆钢热轧成型转子，不仅可以节约加工时间，而且还节约金属材料，降低成本，使用效果也更好。所以，近年来，国外使用圆钢热轧成型转子较多。③钢管热轧成型转子采用钢管热轧成型转子，除具有上述圆钢热轧转子的优点之外，还能节约更多的金属材料，转子的重量比较轻。如果与空心抽油杆相配使用，可从空心抽油杆和转子之间向井下注入稀油或热油，以开采粘度更高的稠油，扩大螺杆泵的使用范围。所以近年来为开发粘度更高的稠油，已采用了钢管热轧成型转子，使用效果相当好。④长寿命螺杆泵采油系统定子橡胶长期在原油中工作，在不同程度上会发生膨胀现象。根据这种现象，可以设想，用一种特殊橡胶材料制造定子，使其工作的磨损量等于膨胀量，这样可实现永保过盈量在设计范围之内，实现长寿命、高效。近年来，该项研究工作得到了一定进展，但是尚未获得满意效果，尚未推广使用。⑤螺杆泵关井控制器当螺杆泵容积效率较小时，造成合成橡胶的膨胀，增大了螺杆泵运转的摩擦力。这种摩擦力必将导致定子磨损和剪切，螺杆泵将遭到破坏。通过地面对流体流量的监测，观察流量的瞬时变化及漏失情况，得克萨斯州阿比林地区的ProCay研究所设计了一种关井控制器，用于在最小排量时，保护螺杆泵系统免遭损坏。当压力降到一定程度时，压力传感器将压力转换成电流信号。井的产量能从液晶显示的气、油比读数计算出来。关井设定点由显示液晶读数的电位计来实现调节。由于设定1〜10s内的延时关井时间，能适用于由于气体窜动产生的最小的流量波动。3.射流泵1852年，英国人James.Thomson发明了射流泵。1870年，J.M.Rankine阐明了射流泵的抽油原理。二十世纪初，Lorenz发表了混合损失模型。1933年GosLine和O'Brien发

14表了射流理论研究和大量的室内实验研究成果，成为射流泵设计的标准参考文献。1957年，Cunningham对GosLine的表达式进行了扩展研究，给出了射流泵在等密度体系条件下的综合数学模型。后来，一些学者在上述研究成果的基础上进行了扩展和改进，他们在80年代给出了非等密度体系中的数学模型，系统介绍了射流泵的工作原理、计算公式、工作特性曲线、计算程序和算例，提供了一整套结合采油条件的理论和计算方法。从50年代起，射流泵开始用于原油开采，70年代后得到大量的应用。目前，它在国外举升法采油领域中已经得到普遍的应用。近年来，我国的一些油田也逐渐应用射流泵开采原油。1）射流泵的系统组成及工作原理射流泵是一种特殊的水力泵，它没有运动件，靠动力液与地层流体之间的动量转换实现抽油。射流泵采油井的系统组成分为地面部分、中间部分和井下部分。其中地面部分由地面动力泵、各种控制阀及动力液处理和准备设备等。中间部分包括将动力液从地面送到井下射流泵的中心油管及将抽取的原油和工作过的乏动力液一起排回地面的专门通道。并下部分是射流泵，它是由喷嘴、喉管和扩散管三部分组成。井下射流泵的典型结构和工作流程如图1-2T4所示。动力液从油管注入，经射流泵的上部流至喷嘴喷出，射入与地层液相连通的混合室。在喷嘴处，动力液的总压头儿乎全部变为速度水头。进入混合室的原油则被动力液抽汲，变成混合液流入喉管。喉管的直径一般总要大于喷嘴直径，动力液和地层流体在喉管内充分混合后，速度水头降低，而压力水头有所回升。在此过程中，动力液失去动量和动能，而地层流体得到动量和动能。但是，由于此时总水头仍主要是以速度水头的形式存在，压力水头较低还不能将混合液举升到地面。射流泵的最终工作断面为精细制造的扩散管断面，由于扩散管断面面积逐渐增大，使得速度水头转换为压力水头，从而可使混合液举升到地面。按工作流体的种类不同，射流泵可分为液体时流泵和气体射流泵（喷时泵）两种。根据国内外现场实际应用的情况表明，水力射流泵来油具有如下特点。优点：（1）射流泵是靠喷嘴两端的流体压力差和速度变化来工作的，所以井下设备没有运动件。（2）射流泵可以依靠液体循环起下泵，从而大大减小了作业工作量。（3）射流泵适用于深井。目前射流泵的下泵深度已经超过5400m,利用现有的材料和设计技术，还可用在更深的井中，估计升举液体的深度可达9000m以上。（4）射流泵适用于高产液井。在适当的井底流压和功率的条件下，可获得较高的产液量。缺点：（1）初期投资高。它需要高压设备、动力液管线和井口装置，必须具备过滤、净化和处理液体的各种设备。此外，还要求油、套管有足够的直径，并且保证高压

15下不发生渗漏。（在大庆油田，如果利用现有的注水站和管网，可降低初期投资。）（2）泵效较低。射流泵的泵效一般低于40%。（3）射流泵的水力特性对于泵排出口回压的敏感性较强，泵的工作状态不稳定。（4）由于通常在高压下操作，因此地面设备的维护费用相当高。（利用现有的注水站和管网，可节约维护费用。）2）射流泵的工作特性分析（1）射流泵的工作特性参数要想正确设计和使用射流泵，就必须了解压力、流量与泵的几何尺寸之间的关系。它反映泵内能量转换过程的主要工作构件（喷嘴、喉管）对泵性能的影响。图1-2T5为射流泵结构示意图，其工作参数如下：①无因次压力比P和压头比H无因次压力比P定义为：泵内地层液压力的增量（pz-ps）与动力液压力的降低量（P1P2）之比，即(1-2-16)PrP2D—式中Pl"进泵压力；P2——泵排出口压力；P3——地层液进泵压力。压头比H走义为：泵内地层液压头的增量（乩-H3）与动力液压头的降低量（%-H=）之比，即H=（/一口）（1-2-17）Hi）式中H.——动力液进泵压头；Hz泵排出口压头；也——地层液进泵压头。②无因次体枳流量比M和质量流量比G体积流量比M定义为：地层流体的体积流量中与动力液的体积流量小之比，A7=—（1-2-18）<71质量流量比G定义为：地层流体的质量流量G3与动力液的质量流量伟之比，即G=—（1-2-19）G,③无因次面积比R

16面积比R定义为：喷嘴截面积A,与喉管截面积A,之比，即A.R—'(1-2-20)④无因次密度比p密度比P定义为：地层流体密度P3与动力液密度Pl之比，即P--(1-2-21)P\(2)射流泵的工作特性方程射流泵有多种喷嘴和喉管组合，以适应于各种不同的油井条件。对于每一种规格的喷嘴都配有五种或更多的喉管，以获得不同的工作特性。然而，对这些规格并没有标准化，因而导致了大量的特性曲线。因为每条曲线实际上是取决于喷嘴压力的一组曲线，因而就使具体油井的选泵工作出现了混乱。为了尽量简化选泵工作，人们便使用无因次参数来描述射流泵的工作特性方程。射流泵的工作特性是指无因次压力比(或压头比)、效率同无因次流量比之间的关系，它反映了射流泵的内在特性。射流泵的工作特性方程是描述这种关系的表达式。反映射流泵工作特性的曲线称之为射流泵的工作特性曲线。射流泵的工作特性方程和工作特性曲线，是射流泵的设计制造、理论研究、选择与应用的看要依据。关于射流泵工作特性方程方面的研究，前人做了大量工作，并取得了重要成果。其中具有代表性的方法主要有坎宁安等人的方法和布朗等人的方法。但是，他们的研究还不够完善，在某些方面还存在一定的缺陷，因此需要进一步研究。①坎宁安等人的方法及其修正a.坎宁安等人的方法坎宁安推导出了射流泵的工作特性方程如下：(1-2-22)(1+K,)-2R—(1—2/?)p力-0+K,)p(1+G)2H+(1-2R)p-(1+K^pR2(1+G)式中心——喷嘴的摩擦损失系数：K,„——喉管摩擦损失系数K,与扩散管摩擦损失系数除之和，即K,d=K,+Kd»在坎宁安的方法中，只要雷诺数接近或足够高，便可以不考虑粘度的影响，将适用于所有规格的射流泵。由于射流泵在举升高度较大时需要较高的压力和流速，因此，忽略粘度影响的条件一般得不到满足。式(1-2-22)只适用于等密度体系。另外，由于采用了无因次质量流量比G计算泵效，混淆了泵效的概念。b.坎宁安等人方法的修正根据动力液和产出液在射流泵中的压力变化情况和面积关系的定义，可得出无因次压力比和速度关系。分别在喷嘴前和混合室进口缓断面之间、泵吸入口和混合室进口缓断面之间和扩散管进出口之间建立伯努利方程，由于伯努利方程不适用于喉管，因此在喉管进

17出口之间应用动量定理，经推导可得修正后的特性方程：p=g(.\/.\M:R„(1-2-35)其中B—2R+(1—2R—K)p~jv■-(1++pM+Af)(1-2-36)式中P——混合液密度，可由下式计算:公式(1-2-30)②布朗等人的方法及其修正a.布朗等人的方法布朗借鉴了洛伦兹著名的混合损失理论，根据伯努利方程和能量守恒原理给出了以无因次压头比H与无因次流量比M描述的射流泵无因次特性方程：(1-2-37)H==(1+K,)-(1+K,)M符号意义同前。式(1-2-37)和式(1-2-38)是描述压头比H与流量比M之间的关系表达式。在计算过程中，由于压头比H不易确定，常用压力比p代替压头比H。很显然，只有在动力液与采出液密度相等(等密度体系)时这种关系才成立。另外，表达式中没有考虑动力液与采出液密度不同的影响，也表明它只适用于等密度体系。b.布朗等人方法的修正根据能量守恒原理，单位时间内提供的能量应等于消耗的能量。能量是由喷嘴中动力液提供的；能量消耗于地层液得到的能量、动力液与地层液在混合区内混合时的能量损失以及流体通过喷嘴、吸入环道、喉管和扩散管的摩擦损失。计算单位时间内，喷嘴提供的能量和地层液得到的能量。根据洛伦兹的混合损失模型，求出动力液与地层液的混合损失、动力液通过喷嘴的摩擦损失、地层液由泵吸入口到混合室之间的摩擦损失、混合液通过喉管的摩擦损失和混合液通过扩散管的摩擦损失，从而求出单位时间内总的摩擦能量损失。建立动力液系统和吸入液系统建立伯努利方程，整理得：

18公式(1-2-52)最后推导整理出布朗等人方法修正后的特征方程：公才(1-2-53)其中公式(1-2-54)式(1-2-53)和(1-2-54)便是将布朗等人方法修正、扩展到非等密度体系中，适合一般条件的工作特性方程。当密度比P=1.0时，p与H相等，其结果与布朗等人给出的结果相一致，因此，式(1-2-37)/吠(1-2-38)默(1-2-53)/吠(1-2-54)的一个特例。(3)射流泵的泵效射流泵的泵效定义为：地层液得到的能量qa(p2-pO与动力液提供的能量q.(Pi-P2)之比。由(1-2-39)和(1-2-40)可得：公才(1-2-55)通常，由布朗等人方法和坎宁安等人方法计算的最高泵效分别约为26.5%和33%,而由坎宁安等人方法的修正式计算的最高泵效近42%。这完全是由于他们所采的摩擦损失系数不同所致，而计算公式实质上是一致的。下面，可出从摩擦损失系数的角度来讨论这一问题。(4)摩擦损失系数分析布朗等人的方法和坎宁安等人的方法，泵效产生差异的原因之一便是所采用的摩擦损失系数不同。目前各种摩擦损失系数主要有五组，如表12-6所示。表1-2-6摩擦损失系数表确定人LKiK..KdKtdGosline和O'Brien0150.280.100.38Petrie等人003一—0.20Cunningham（最小值）010一—0.30Sanger036140.1020.102—0.0080.090.0980.102一由表1-2-6中可以看出，各研究者所确定的摩擦损失系数值的差别很大，因此泵效计算值的差别很大。除了摩擦损失系数的影响之外是否还有其它影响因素？下面来讨论这个问题。将，(1-2-54)代入到■(1-2-53)中，整理后可得如下公式：公才(1-2-56)其中公才(1-2-57)彳艮显然，式(1-2-56)和式(1-2-57)分别为式(1-2-35)和式(1-2-36),即对布朗等人方法的修正结果与对坎宁安等人方法的修正结果完全一致。因此，可得出如F几点结论：①两种不同的方法推导出同一工作特性方程表达式，说明结果的正确性和合理性。②充分证明了洛伦兹的混合损失模型的正确性。③不同方法计算的最大泵效存在较大差异，完全是由于所使用的摩擦损失系数不同所致，而与其它因素无关。④各种摩擦损失系数都是由不同学者在其特定的实验条件下确定的，因此，当实际条件与实验条件相接近时，将会有很好的符合性。否则，将会产生较大的误差。建议人们在实际应用时，要充分注意这一点。在不能可靠地确定所使用泵的各种摩擦损失系数的情况下，则应通过实验重新确定。

19⑤射流泵最大泵效的高低，只取决于泵的摩擦损失系数。因此，可通过改变流道的形状和结构参数等方法来改变泵的摩擦损失系数，以获得高泵效的效果。射流泵的工作特性方程是射流泵设计及其选择应用的重要依据，对其合理地描述是提高射流泵理论水平与更好地得到实际应用的重要前提。通过以上两种方法的对比分析表明，射流泵的工作特性方程可以由一种形式来描述，而最高泵效完全是由射流泵的摩擦损失系数决定。(5)动力液流量由式(1-2-52),可导出通过喷嘴的动力液流速的表达式为：公4(1-2-58)由式(1-2-58)可进一步导出通过喷嘴的动力液流量为：公才(1-2-59)(6)无因次特性曲线结构类似的射流泵在雷诺数相同的情况下，其工作特性可用式(1-2-55)和式(1-2-56)来描述。射流泵的无因次特性曲线就是反映射流泵的无因次压力比P和泵效E同无因次流量比M之间的关系曲线。图1-2-17是典型的射流泵无因次特性曲线，它反映了R取不同值时，H和E同M的对应关系。图1-2-17是采用戈斯利尼-奥布赖恩确定的摩擦损失系数的典型值，并在P=1.0的条件下绘制的。R的选择范围为：Ra=0.410,Rb=0.328,Rc=0.262,Rd=0.210,Re=0.168o喷嘴与喉管的宜径和面积分布情况见表1-2-7。表1-2-7喷嘴与喉管的直径与面积序号喷嘴直径mm喷嘴面积mm2喉管直径mm喉管面积2mm11.744762.300912.726195.8371821.950702.988633.047987.2964732.180953.735793.407749.1205942.438384.669743.8099711.4007452.726195.837184.2596714.2509263.047977.296474.7624617.8136673.407749.120595.3245922.2670883.8099711.400745.9530827.8338594.2596714.250936.6557434.79232104.7624617.813667.4413543.49090115.3245922.267088.3196854.36300125.9530827.833859.3016867.95375136.6557434.7923110.3996084.94218147.4413543.4909011,62711106.17770158.3196854.3630012,99950132.72220169.3016867.9537514.53388165.902701710.3996084.9421816.24938207.378401811.62711106.1777018.16735259.223001912.99950132.7222020.31172324.028702014.53388165.9027022.70920405.035902125.38966506.294902228.38650632.868502331.73707791.08580

202435.48312988.85720高压头泵的举升能力高，适用于深井。如A面积比值泵的最大效率点在M=0.5处，这是说每采出In?油，就要注入2m3的动力液。而大排量、低压头泵，由于举升能力低，故一般只用在浅井上。如当最大效率点在M=1.45处时，每采出In?油只需大约0.7n?的动力液。3)射流泵的气蚀特性射流泵在工作时发生气蚀将降低泵效和泵的使用寿命，不产生气蚀是射流泵在应用选择时所遵循的一个重要条件。因此，对于已投产的油井，如何判别射流泵的工作状态是否发生气蚀便成为人们所关注的问题。另外，对于新投产井的选泵设计,怎样才能避免射流泵发生气蚀，也是人们一直研究的课题。下面内容便阐述这两方面的问题。(1)气蚀极限流量比在吸入系统建立伯努利方程：公式(1-2-61)由式(1-2-61)可知，当吸入流量大于零时，喉管的入口压力Pa总是要小于吸入压力P3,如果Pa低于采出液的饱和蒸汽压Pv，泵便会产生气蚀。当吸入压力P3为一特定值时，喉管入口处Pv有最小值，其对应的吸入流量则为最大值。用增加喷嘴流量的办法使Pa低于Pv，只会使吸入液中的气体体积增加。另外，喉管内液流中的气泡由于受力不均而破碎，由此产生的振动波及高速微量喷射，将会严重损害泵。因此，在使用射流泵时，应首先确定出气蚀点。对于射流泵工作时，总是存在一个气蚀极限流量比Ms当无因次体积流量比M大于Me工作时便发生气蚀。布朗的著作中，给出了当凡=0及P=1.0,并取Pv=0时的Me表达式：公式(1-2-62)式中：1c——经验气蚀常数，实验值的范围在0.80〜1.67之间，通常取其保守值1.35。射流泵产生气蚀可以由以下几个重要关系说明：①当面积比值一定时，随着动力液压力的增加，射流泵产生气蚀的可能性增大。②当P值一定时，至少有一种面积比值泵的效率最大，它将是M值最大的那一比值泵。③当P值一定时，面积比值小的泵不易产生气蚀。例如，当P=0.47时，A、B两面积比值泵的M值和泵效相同，但B面积比值泵的Me值高。实际上，由于小面积比值泵的喉管面积大一些，所以吸入口速度就低一些。这样，面积比值小的泵就能更有效地防止气蚀。(2)气蚀极限沉没率在射流泵投产前，是无法判别射流泵是否产生气蚀。但是我们知道，沉没度相对于下泵深度即沉没率越大则越不易产生气蚀。而我们可以通过简化处理，求出不产生气蚀时的极限沉没率，以指导系统选泵设计。如图1-2-18所示的压力系统，沉没率定义为：公式(1-2-67)式中加——气蚀极限沉没率；hi——下泵深度；113沉没度。在等密度条件下，并忽略液柱的摩擦损失和出油管回压时，沉没度率月的计算表达式可以写成：

21公式(1-2-68)式(1-2-68)只适合于等密度条件，在一般条件下沉没率人的计算表达式可以写成：公小(1-2-77)对比式(1-2-77)和式(1-2-68)可以看出，在等密度条件下，当取Ks=0和卜=1.0时，两式相•致.因此，式(1268)是式(1277)的一个特例.经验表明：泵在接近最大效率点工作时，通常所需要的最低沉没率应为20%。但由于采出液柱摩擦损失和地面管线回压的影响，会使这个值有所增加。因此，对于某一特定的油井，设计完后应该用Me检验一下气蚀。4)射流泵井的系统选择设计射流泵井的系统选择设计，主要是根据油井的系统条件确定出吸入压力P：，和排出压力6以及设计排量，选择出合适的泵型，最后确定出动力液流量卬、动力液进泵压力pi以及地面工作压力p,和功率N»(1)系统选择设计的原则射流泵系统的选择设计，主要应遵循以下基本原则：①所选择的射流泵系统能够满足正常生产的需要(即满足排量要求)；②保证射流泵工作时不发生气蚀；③在同等条件下，应使选择的射流泵具有较高的效率。射流泵具有较高的效率有两层含义：一是指对于同一泵型来说，其泵效曲线上总是存在一个不发生气蚀、并且效率最高的点。在保证不发生气蚀的前提下，应尽可能选择较高的泵效。但也应注意，不要使射流泵的工作点距气蚀点太近，以免泵在工作时因工作状态发生变化而产生气蚀。二是指对于同一泵型，虽然存在不发生气蚀的最高效率点，但是，与其它泵型相比这一效率可能并不是最高的。因此，对于一组泵来说，其中必有一个既不产生气蚀，又可获得最高泵效(或同等泵效但工作点距气蚀点相对最远)的泵型。这就提醒我们在选择泵型时，要充分根据其工作特性出线，从所有可能提供的泵型中选择出最佳的泵型和最佳的工作状态。(2)喷嘴和喉管的选择确定射流泵的泵型，最终体现在最佳喷嘴和喉管的选择上。当确定出喷嘴规格及喷嘴与喉管的面积比值R,喉管的规格便随之确定下来。当取K」=0.15,其它参数采用相应的单位时，式(1-2-60)可写成如下形式：公式|(1-2-78)式中卬——动力液流量，m^/d;Aj喷嘴过流面积，mm";Pi动力液进泵压力，MPa；P3采出液进泵压力，MPa；P——动力液密度，kg/m\在选择喷嘴和喉管时，通常是先计算出无因次压力比P,然后由无因次特性曲线求出无因次流量比M,并根据设计排量中求出需要的动力液排量卬。最后，再由式(1-2-78)计算出所需喷嘴的截面积在确定了喷嘴截面积人之后，便可根据表1-2-7选择出喷嘴的规格。根据泵效较高这一原则可确定出喷嘴与喉管的组合，即确定无因次面积R,喉管的规格便随之确定下来。

22表1-2-7中，各喷嘴和喉管的规格是按直径递增的顺序进行排列的。喷嘴从1号到20号，喉管从1号到24号。每一号喷嘴和喉管的截面积，都比前一号大25%(对于其它厂家生产的系列喷嘴其直径变化规律不同)。设Y代表喷嘴的规格号，则喷嘴和喉管的截面积分别为：(AD1=2.3909X1.25"'(1-2-79)(A.)丫=2.3909X1.25'"(1-2-80)式中(A,)、——第丫号喷嘴截面积，mm2(At),第丫号喉管截面积，mm2由式(1-2-79)和式(1-2-80)可看出，表1-2-7中列出的喷嘴与喉管的截面积，是以同一基数进行递增的，并且，同一号喷嘴与喉管的面积比为1.25工每一型号的喷嘴都可与5种相邻号的喉管组合出不同的面积比值Ro例如丫号喷嘴，可与丫一(Y+1)号喉管进行组合，组合后的面积比值分别为：A面积比值泵：公式B面积比值泵：公式C面积比值泵：公式D面积比值泵：公式E面积比值泵：公式无因次面积比值R通常是给定的，如没有给定，可根据不发生气蚀且效率较高这一原则来确定。当知道了R值后，便可由喷嘴截面积A,来求出喉管截面积A、的大小。(3)不含气井的系统选泵计算不含气井的最大特点，可认为井筒中混合采出液的密度不变，因而计算上简单些。根据前面所介绍的方法便可以进行选泵。这里介绍一下具体的选泵步骤及一些实际计算。①确定液柱的面:度采出液的重度要由动力液与地层液两者的混合液来确定。②各种面积比值范围由图1-2-18可知：将上面两公式代入P的定义式，得：公才(1-2-83)最初估算时一般要忽略油管摩擦损失品和F2,这样P可近似为：公式(1-2-84)前面讨论过，ps一般应等于g的20%。于是，式(1-2-84)可写成：公式|(1-2-85)忽略摩擦损失后：公式(1-2-86)一般情况下，地面压力的工作范围为0.7〜28.OMPa。把这些压力值以及油井的各参数值代入式(1-2-86)中，即可求出油井工作时P值的范围。③工作压力如果当泵挂深度为一定时，根据所选择的工作压力，任何一种面积比值泵都可

23以使用。在这种情况下，选用哪一种最为适宜，将取决于抽油装置的工作特性。采用高压小排量注入动力液(E面积比值)，使动力液排量卬最低，可以降低油管摩擦损失，还可减少地层液体的处理量。采用低压大排量注入动力液(A面积比值)，可以减少与高压操作有关的地面设备的维修工作量。以高压小排量注入动力液，管柱摩擦损失要小些，而且会减少采出液的地面处理和分离工作量。因此，在本书的各例题中，将选用直径大些(R值小)的喉管。但是，应注意R值小的喉管回压敏感性强，其成功应用将取决于油井工作特性参数的精确度。鉴于以上讨论，建议应以地面动力液设备的最高压力为射流泵的设计依据。本书各例中的最高压力将选用27.6MPao随着地面设备技术的改进，地面动力液设备的最高压力将提高，可以选用的最高压力也将会更高。④根据压力比P选择面积比值R和喷嘴由于动力液的流量是未知的，而在计算摩阻F,和Fz时又需要知道动力液流量，因此，一般应采用迭代法求解。首先令4=27.6MPa,并且假设M=l,在忽略摩擦损失的条件下计算压力比P值。根据求出的P值，利用无因次特性曲线查出效果最好的面积比值和对应的流量比M值。然后，把M值代入式(1-2-82)求出混合液重度丫2,并利用丫2算出R和再利用F,和Fz进一步求出在不忽略摩擦损失条件下的压力比P和流量比M,要想提高计算精度，则可利用求出的M再次计算丫2。否则，进行下一步计算。根据式：公式计算出的喷嘴流动面积A”从表1-2-7中选择最接近的喷嘴规格。如果选择的喷嘴小于计算值，则最终预测的工作压力将大于地面工作压力的预定值。反之，预测的工作压力比地面工作压力的预定值要小。⑤校正喷嘴理论与实际的差值由于所选择的喷嘴规格与计算的喷嘴规格不一定相等，使得泵的实际工作状态偏离预定条件(压力比P和流量比M都将发生变化)。因此，需要重新确定泵的工作状态，求出P和M。根据公式：公式(1-2-88)令公式(1-2-89)可得：上式中FAJ由规格参数表中选出的实际喷嘴流动面积，mm2；其它符号意义同前。利用式(1-2-90)求出的泵在实际工作时的P和M值，它们既能满足(1-2-88)式，又能落在指定面积比值的无因次特性P〜M曲线上。不同面积比值的M值与限可绘成对应的关系曲线，如图1-2-20〜图1-2-24。同时，曲线上还绘出了对应的P值，供参考用。标准的喷嘴规格和面积选定以后，通过计算葭值，即可根据相应的曲线求得M和P值。然后，求出小，再根据p,=pi-hi丫i+H可求出地面工作压力p3。(4)含气井选泵计算在含气的油井中应用射流泵，使用情况与不含气井相比有很大的不同，存在的问题突出为以下四点。

24第一，井下工作筒问题。油井不产气时，使用套管或工作筒，工艺既简单成本又低。但是选用这种装置，井筒中的全部溶解气和游离气都要经过射流泵排出。第二，气体对采出液柱的密度有影响。在计算过程中，由于地层液与动力液的流量比M不是常数，这个值很准确定。这就意味着气液比也要随流量比M而变化。当采出液中或动力液中含有水时，采出液中的含水率也是M的函数，从而使摩擦损失、流体密度和多相流的计算复杂化。第三，含气井的气蚀概念很难解释。用水或油做实验时，气蚀的产生很明显，可以预测，而且压力降至气蚀点时也很稳定。但对于含有溶解气的原油，当压力低于饱和压力时，便会有气体不断逸出。当压力再下降时，这些气体对于泵工作特性会产生一个逐渐增大的节流作用，这个节流作用类似于气蚀的节流作用。这时，也许还没有产生真正的气蚀。即使是产生了真正的气蚀，有证据表明，游离气的存在将会在很大程度上减少气蚀所产生的危害。最后一个问题是油气两相都存在时，要对射流泵中两相的混合过程及泵中的压力回升过程有影响。地层液中只要存在一定量的游离气，它便要占据喉管的部分体积，从而使液体的流动速度加快。所有这些因素都受射流泵形状的影响，对于不同厂家生产的泵型其影响程度将有很大的差别。尽管含气井的影响因素很多，但总可以得到近似解。利用它们可以较为合理地预测使用射流泵的可行性及其所需要的功率。要合理地预测含气井中射流泵的工作特性，一条假设是泵应该在同样好的工作状态下采出相同体积的气体和液体。这只是一个近似的假设。但在井筒条件下，当气液比高达10：1时，这个假设也能得到合理的近似值。然后，假设一个“，求出压力比P,并且用查得的体积效率值校正M值。采出液中的气体举升效应将会使得排出压力P2发生明显的变化，所以P值也会有所改变。因此，第一步应根据适当的多相流相关式，算出P?值。当油井产气时，体枳效率将下降，因此M值先初步给定0.5.采出液的气液比是M的函数，其表达式为：公式(1-2-91)式中GLR——采出液气液比；R——地层液的气油比；A——地层液含水率，小数。采出液的含水率为总产水量与总采出液量之比。因此，用水和用油作动力液时的含水率计算表达式不同，当用油作动力液时：公才(1-2-92)而当用水作动力液时：公才(1-2-93)根据上面三式求出气液比和含水率以后，P值即可算出。如同油井不产气一样，根据计算得到的P值。可从图1-2T7上杳到效率最高的面积比值。但是，如果要计算出泵在工作时实际液相的M值。则应该用含气时的M值乘以其体积效率。然后，利用这个计算出的液相M值，再次计算垂直多相流的压力梯度和上面公式中的三个参数。计算P2、P和M值，这些计算值的精确程度较最初的估计值可能有所提高。接着进行反复计算。直至计算值的精度达到要求为止。通常，两次计算的M值误差不应超过5%o根据液相M值。如同不含气井一样。运用前面的公式，选择射流泵的喷嘴直径。

25用上述方法计算时往往误差较大，因此，在进行选泵计算时，只需求出最初的合理估算值，而不必再用k曲线进行精确计算，之后，在现场上往往采用更换喷嘴的规格和面积比的方法来选择最佳组合。用射流泵进行单井试井比用其它类型的泵更现实一些，因为自由式射流泵很容易起到地面上，喷嘴和喉管也可以在井口更换。4.其它新型举升工艺1)无管式举升工艺无油管采油技术可以简化抽油工艺，降低采油成本，拓宽低效井的开采界限，提高油田开发的整体效益。(1)无管式电泵无管式电泵就是不用油管而是用电缆钢绳将电泵下入井中，整套装置(从井底到井口)依次是潜油电机、保护器、多级离心泵。采用一个封隔器将套管分成吸入和排出两部分。泵从封隔器下吸入原油，送到封隔器以上。封隔器下部的支承将电泵固定在套管内壁上。无管泵有以下优点：①扩大了电泵的使用参数，适应高排液井。如宜径为168mm的套管，用一般的有管电泵，在压头为1200m时的排量为500m7d,而用无管泵，同样压头下，排量可达10003/do②不用油管，节省钢材；作业工作量大大减少；同时减少了泵出口的油流阻力，更充分利用压头。③对于多砂井、含气井，用无管电泵比其它无杆泵、有杆泵有较长的使用寿命。（2）无管式螺杆泵无油管螺杆泵用空心杆与螺杆泵连接，与常规管柱相比可省去油管。空心杆既传递动力又能承重，同时还做为油井液抽汲输送流道。无油管螺杆泵在管柱结构上有三种形式：①利用反扣抽油杆带动螺杆泵定子，螺杆泵转子锚定在套管上，定子转动，转子不动。②在螺杆泵定子上部接儿根实心抽油杆和几根中76油管，并在抽油杆上装防脱器，油管上部接一个短泵，实现动密封，油从动密封下部小筛管流入空心抽油杆。③空心抽油杆与空心转子相连，采用反螺旋空心转子，泵的下端用丝堵封死，液体从泵的上端吸入，经空心抽油杆流到井口。无管式螺杆泵能够降低采油设备的一次投资，减少施工过程中管柱起下次数，降低作业劳动强度。2）双层分采组合泵层间矛盾是油田开采的主要矛盾之一，双层分采同步抽油技术是解决两个油层合采时因层间干扰影响原油高效开采而研制成功的一项新型的采油技术。该技术是采用封隔器分隔井内两个压力系统互相干扰的层，封隔器的上下分别为空心抽油泵和普通管式泵，中间用空心抽油杆连按，共同使用一套动力系统，从而实现了两泵同步抽油，达到了两个油层压力系统各自独立，互不干扰的目的。抽油生产时，下部油层所产的原油被管式抽油泵所抽采，单独经过空心抽油泵从空心抽油杆内流到地面；上部油层所产的原油，被对应的空心抽油泵所抽采，从空心抽油杆外、油管内的空间流到地面。这样，便实现了两油层在么压力系统上互不干扰；在油层产能上单独抽采；产量上各自计量的目的。该技术97年8月投入现场试验，通过试验，可得出如下结论：

26（1）该技术，不但可以用于低产、大踏距两半个油层的分采同抽，也适用于不同压力层系油井的两层分采同抽，可以有效地解放层间矛盾中的低压油层。（2）该技术成本费用低廉、现场施工简便，经济效益显著。（3）该技术对经济、高效开采低渗透油田，解决层间矛盾问题，具有重要意义6、各种举升方式对比分析抽油机潜油电泵螺杆泵射流泵基建投资中等较高最低新建站费用高/利用现有注水站和管网费用低

27主要地面设备电控箱、抽油机电控箱、变压器电控箱、地面驱动设备地面动力泵、控制阀、动力液处理和准备设备主要井下设备抽油泵、防脱器等电潜泵、测压阀等螺杆泵、防转锚、防脱器、扶正器等射流泵（喷嘴、喉管、扩散管）能量传递方式抽油杆电缆抽油杆动力液系统效率25-30%35-40%//运行及维护费用较低较高较低新建站费用高/利用现有注水站费用低使用寿命2年左右3年左右1-2年1-2年排量调整范围较大调整困难.般较大地面设备安装工序多、技术要求较高安装比较简单、技术要求高工序少工序简单管理难度管理工作量大管理方便、对管理人员技术素质要求较高一般管理方便、技术要求高耗能状况较高b'J较低.般噪音水平较高十分低低非常低占地大较小小小电机通用性好专用电机好好井下测试方便方便困难方便（只能测静压）砂蜡气适应性一般差较好好高粘液体适应性较差较差较好非常好聚合物适应性较差一般较好非常好主要井下配套工具导向器、气锚等气液分离器防反转、张力锚封隔器综合评价技术成熟,适用范围广，应用最为普遍，但成木较高，耗能大，管理工作量大。技术成熟，排液能力强，资金投入高，管理方便。体积小，投资少，易于管理，大排量尚在发展中，配套技术需完善。管理方便，起下泵简单，适用了深井，但技术要求高，泵效较低.三、新型配套技术1.防砂技术1）出砂原因、危害及常规防砂方式油井出砂受油藏岩石的物理化学性质、开采强度等多方面因素的影响。造成油井出砂的主要原因有三个：油层岩石的性质和分布状态、开采条件和地层流体的物性。另外，套变井、压裂井也能造成油井出砂。油井出砂会给生产过程带来很大的危害，主要表现在以下几方面：（1）砂卡造成减产或停产；（2）加快地面输油设备和井下工具的磨损；

28（3）油井大量出砂，严重时使地层应力变化，引起套管变形、破裂甚至油井报废；（4）砂埋油层，增加作业工作量。油井出砂是世界范围内的问题，为把出砂的危害降至最小，各油田普遍采取的方法是“消防结合，以防为主”，针对引起油井出砂的原因，尽可能地做好前期防砂工作。其常规的手段主要有砂拱防砂、机械防砂、化学防砂和焦化防砂，其中机械和化学两种防砂工艺目前比较常用O下面就介绍两种比较常用的井下防砂工具：防砂管和防砂泵。2）防砂管防砂管是目前比较常用的一种防砂工具，主要有金属丝网防砂管、预充填防砂筛管和多孔陶瓷防砂筛管。使用时，代替筛管接于泵下或装到筛管里，井液由微孔渗透流入抽油泵，砂被防砂管阻隔，不能进入泵中，从而达到油井防砂的目的。图1-2-25为陶瓷防砂筛管的结构示意图。防砂管是一种有效的防砂手段，不同材料的防砂管具有各自的优缺点，金属丝网防砂管的丝网材料为不锈钢，成本相对较低，但其孔隙较大，防不住粉砂，而且,耐酸、耐碱性差。陶瓷防砂管微孔半径小，耐高温、耐酸碱、耐腐蚀能力强，但其在原油中杂质较多的油井上使用时，易发生堵塞，影响渗流量。防砂管能否满足油井的防砂要求，主要在两个方面：一是防砂管的最小孔隙直径是否小于抽油泵的间隙等级;二是防砂管的渗流能力能否满足抽油泵的抽汲能力。孔隙过大，达不到有效的防砂效果，孔隙过小，将影响油井的产量，所以，选择防砂管时，要根据油井的产量和抽油泵的间隙确定。3）防砂泵由于防砂管具有局限性，且单井防砂成本高，目前一种新的防砂措施一一旋转柱塞防砂泵开始在油田应用。旋转柱塞防砂泵在普通整筒泵基础上改进设计而成的。将普通整筒泵柱塞上的环形防砂槽改到泵筒内壁，并改成2〜3段正反方向的双道交叉螺旋防砂槽。再一点就是在柱塞和抽油杆之间加一个旋转器，其它部分和整筒泵完全一样。在柱塞完成上冲程过程中，一部分砂粒进入柱塞与泵筒间隙中，同时柱塞顺时针旋转30°,间隙中的砂粒随着柱塞的旋转,被挤入泵筒内壁的螺旋防砂槽中，由于柱塞已到了泵筒上部，下部的防砂槽已露出，已进入防砂槽的砂粒被油流冲掉。在柱塞完成下冲程过程中，柱塞同时继续顺时针旋转30°,间隙中的砂粒继续被挤入防砂槽内，柱塞下行到下部时,上部防砂槽露出后，正好受到上凡尔孔出来的油流冲刷，将防砂槽内的砂粒冲掉随油流进入油管,再带到地面。柱塞这样往复运动，进入间隙的砂粒不断地进入和排出防砂槽而带到地面,不会出现防砂槽砂满卡泵的现象。该泵的结构示意图见图l-2-26o其主要优点如下：（1）构思新颖，一般的防砂技术都是千方百计的防止砂进入抽油泵，而旋转柱塞防砂泵是让砂进入抽油泵后再抽汲出去。（2）结构简单，与常规整筒泵结构基本相同，且规格、零件标准化，与常规泵可以互换使用，为用户提供更换零部件方便。(3)泵筒可长可短,螺旋防砂槽长度根据需要可变,能适应长冲程，高光杆速度和深抽的需要.(4)成本低，旋转柱塞防砂泵的单泵价格与同规格的整筒泵基本相同，有些规

29格甚至低于同规格的整筒泵，防砂成本大大降低。该泵的缺点主要有：(1)材质选择和零件制造精度要求高。(2)该泵虽然可以有效的防砂，但在抽汲过程中不可避免的对井下工具造成一定的磨损。旋转柱塞防砂泵在大庆油田应用已超过了一百台，使出砂井的免修期得到有效的延长，砂卡检泵井也大大减少。2.清防蜡技术1)油井结蜡的原因及目前常用的清防蜡方式油井结蜡分三个阶段：析出、聚集长大和沉积。原油从油层再沿井筒上升到井口的过程中，压力和温度逐渐下降，压力下降使溶解在石油中的气体大量逸出，气体析出时，体积膨胀，吸收大量的热量，加速了原油温度的下降，造成蜡在石油中的溶解度降低，使蜡结晶析出。蜡结晶析出后又会粘附在管壁上、抽油杆及泵筒中，不同的油井由于析蜡温度、石油性质、压力等因素的影响，油管壁的结蜡深度也会有所差别。蜡在油管壁上的聚沉速度还与油在油管里的流动速度有关。产量高、流速大，温度就下降得慢。流速大可使蜡结晶还在悬浮状态来不及沉积到油管上之前就被油流带走。同时，靠油流的冲击力量还可使沉积在管壁上的蜡被冲下来随油流带走，减少了结蜡机会。所以，高产井不易结蜡，而低产井容易结蜡。当原油中含水率超过一定界限时，水容易在管壁上形成水膜，削弱了蜡在管壁上结晶的亲合力，使结蜡量减弱，当原油含水率超过转相点后，原油乳状液从油包水型转为水包油型，作为分散相的水成为连续相，从而导致蜡沉积速度下降。蜡和其他结晶体一样，也有结晶的核心。原油中所含的砂粒、铁锈、泥浆。垢质以及其他一些杂质都会成为蜡结晶的核心，从而加速了蜡的结晶长大，使油井更易结蜡。目前，油井清防蜡的手段很多，大致可分为清蜡和防蜡两大类。清蜡，顾名思义，就是把沉积在井下工具上的蜡清掉。目前最常用的清蜡手段是热水洗井，但由于它存在很多的弊端，所以在生产中一般尽可能的少使用。其它的清蜡手段主要有电热清蜡、机械清蜡、高压蒸汽清蜡等。防蜡主要是根据结蜡的基本规律，从结蜡的三个阶段进行控制，即：(1)抑制蜡结晶析出。(2)抑制蜡结晶聚集长大。(3)改变井下工具金属表面性质，减缓蜡的沉积速度。目前常用的防蜡手段有：化学防蜡、磁防蜡、表面涂层防蜡、声波防蜡等。下面介绍•种应用比较普遍的防蜡技术——磁防蜡技术和一•种新型的清蜡技术——自动机械清蜡技术。2）磁防蜡技术永磁技术用于石油生产过程中防蜡的试验研究始于1966年，磁化处理不仅可以降低盐类结构的生成，还能减少沥青石蜡沉积物的生成。研究表明：在电磁场作用下，石蜡开始结晶的温度降低了。由于当时磁性材料的限制，磁技术的应用发展很慢。直到1983年第三代稀土永

30磁材料钛铁硼出现以后，磁技术在石油工业中的应用才迅速发展起来。1985年以后磁防蜡技术在大庆油田得到油田推广，目前已有40%以上的抽油机井采用磁防蜡技术。（1）磁防蜡机理及磁化效应①防蜡机理原油中的石蜡是偶极矩等于零的非极性分子，分子间的引力是色散力产生的，即由于原子核、电子在不断运动过程中，产生瞬间的相对位移，使分子的正负电荷重心暂时不重合，产生了瞬间偶极。当石蜡分子充分靠近时，由于瞬间偶极的取向，色散力有效地发生作用，一般石蜡分子的分子量越大，色散力就越大。当原油从井底到井口流动时，温度下降，石蜡分子的热运动减弱，分子间相互靠近距离减小，色散力逐渐发生作用，原油的温度下降到析蜡点时，原油中的石蜡就开始结晶析出。原油经过磁化处理后，本来没有磁矩的反磁性物质——石蜡，在磁场的作用下，其分子中引起了电子环流（即分子的自旋磁矩和轨道矩发生变化），在环流中产生了感应磁场，即诱导磁矩，这部分吸收磁能量的石蜡分子活性增加，干扰、破坏了石蜡分子中瞬间偶极的取向，削弱了石蜡分子结晶的色散力，抑制了石蜡晶核的生成,阻止石蜡分子的晶体聚集，改善了多蜡原油的流动性。含有蜡晶的多蜡原油为分散悬浮体系，蜡晶与油相之间存在着固一液界面。从胶体化学的观点分析，该界面上有双电层存在，蜡晶与油相带有相反电荷，研究表明某些晶体长大时，会发生电荷分离现象，使晶体带有相反电荷。带电质点在强磁场中切割磁力线运动时，产生感应磁场，带电质点间的静电排斥力增大，排斥力大到足以与吸引力相匹配时，多蜡原油则处在蜡晶聚集的临界状态，从而抑制了蜡晶的聚集，达到防蜡的目的。②原油的磁化效应经磁化处理后的原油，其粘度、含蜡量、凝点和原油中石蜡的熔点都发生了变化，具体情况如下：a.原油磁化处理后粘度的变化：原油磁化处理后具有较好的降粘效果。一是有效地抑制蜡晶的析出；二是胶分子与蜡晶间的粘附力也受到削弱，抑制了蜡晶的聚集，改善了原油流动性能。在32〜38C时原油的磁比降粘率为50%（见表1-2-10）.表1-2-10温-粘数据表温度r32333435363738平均值降粘率％3742555047695250b.磁化处理防蜡效应

31表1-2-11中为物化性质相同的无水原油在恒温条件下，连接不同磁场强度的磁化器，循环48h后，测试油样中的含蜡量。表1-2-11磁场强度-含蜡量数据表磁场强度MT080160240400循环后原油含蜡量23.6324.3525.9727.2524.35从表1-2-11中可以看出，未经磁化的原油内含蜡量低，证明部分石蜡聚集在管壁上，使油内蜡分子减少。而磁场强度为80〜240mT的原油内含蜡量高，证明在磁化效应下油内石蜡结晶吸附到管壁的少，蜡分散悬浮在原油中。表1-2-12中为物化性质相同的无水原油在恒温条件下，在不同磁场强度下，循环相同时间后的结蜡量测试结果。表1-2-12磁场强度-结蜡量数据表磁场强度MT结蜡量G结蜡量降低率%02.59751.42451001.61381251.47431501.62371751.35482001.30502251.13562501.57392751.18543001.3847平均45.7表1-2-12可证明，原油经不同磁场处理后都有明显的防蜡效果。磁场强度在175〜225mT为最好。c.磁场处理后原油降凝和石蜡熔点变化情况为了研究磁场对原油凝固点的影响，通过模拟实验测试含水率为63%的原油经非均匀和均匀的磁场处理后的凝固点，实验采用的两种磁场的磁感应强度峰值相等,磁处理时的温度为40℃。原油经非均匀磁场和均匀磁场处理后其降凝效果相近，说明磁处理所产生的降凝效果主要是磁感应强度的作用，见表l-2-13o表1-2-13磁场处理原油凝固点数据表碳处理方式流速2—10m/s凝固点，c降凝C备注12平均1未磁化1.1434.534.034.251.25经非均匀磁场处理磁化33.232.833.02未磁化1.4334.535.034.751.70磁化33.133.033.053未磁化0.6334.534.734.61.35磁化33.433.133.24未磁化1.4334.534.034.251.75经均匀磁场处理磁化32.532.532.55未磁化034.535.534.51.60

32磁化32.833.032.96未磁化034.534.434.451.75磁化33.232.833.7为了研究磁场对石蜡熔点的影响，采用不同的磁场强度磁化处理石蜡，测定石蜡的熔点。经测定证明磁场50~275mT时对石蜡都有降低熔点的作用（见表1-2-14）,表1-2-14磁场处理石蜡熔点变化表序号磁场强度，mT温度，t平均温度，r1058.557.558.00210057.557.757.60312557.557.657.55415057.557.257.35517557.057.057.00620057.257.057.10722557.057.557.25825057.557.557.50927557.757.857.751030058.058.058.00以上试验都是为了研究探讨磁场对防蜡的效应，证明磁场对防蜡的效果，以指导油田推广应用磁防蜡技术。（2）磁防蜡技术在油田的应用情况磁防蜡器是专为采油井设计的防蜡装置。它在设计上要满足两方面条件。①不管内磁式或外磁式磁场强度都要达到防蜡所需要的100〜275mT,有效磁程大于或等于300mm,磁场覆盖面积占油流截面积的80%以上，使用温度大于100℃。②防蜡器几何形状与采油井匹配，不影响正常抽油，不影响偏心井的测压等机采井的资料录取，不影响井下开关、活门、活堵等不压井工具的使用，不影响井下封隔器、配产器等堵水工具。为满足各种采油井的需要，大庆油田在用的永磁防蜡器有十几种不同规格型号，目前应用最为普遍的是庆L-H1型永磁防蜡器。庆L—川永磁防蜡器，内径为加力40〜45mm，最大外径为＜b89mm,中心磁场150〜270mTo使用温度100〜150C,抗内压20MPa,抗拉强度300kN。这种防蜡器是油田使用最多的，它的外径与油管接箍相等，中心磁场高。在偏心井口上应用不影响测压。油田调整井，加密井产液量低，抽油泵泵径偏小，适用小直径防蜡器，本防蜡器只能泵下安装（见图1-2-28）.除与泵连接使用的磁防蜡器外，还有一种抽油杆永磁防蜡器（又称磁短节，见图1-2-29）,外径42mm,46mm,55mm,外磁场220mT,有效磁程250mm,使用温度100~150℃,抗内压20MPa,抗拉强度300kN。使用时与抽油杆匹配连接在抽油杆上，下入深度在结蜡段内每50m或100m装一个，根据油井结蜡轻重选定下入根数。该防蜡器的特点，适用于多级防蜡，在偏磨井上应用它可扶正抽油杆，减小抽油杆对油管内表面的磨损，可起到防蜡和节电的双重作用。外磁场可与油管内壁形成磁回路,具有磁场均匀，防蜡效果好的特点。大庆油田从1985年以后应用磁防蜡技术，累计下磁防蜡器已超过一万井次，目前在用井超过5000U,取得了良好的效果和显著的经济效益。3）自动机械清蜡技术自动机械清蜡器是目前国内外一种新型的有杆泵抽油机井自动清蜡装置。该清

33蜡器结构简单、重量轻，不受温度及泵挂深度的影响，每口井只需安装一套清蜡器,随着抽油杆的抽油动作自动往返于上下换向器之间，对油管及抽油杆同时进行清蜡。同时，它还具有安装方便，不改动原有设备的特点。（1）机械结构原理该清蜡器主要由步进簧、换向齿、连体刀等部件构成，配合上、下换向器和安全节成套使用（见图1-2-30）.根据油管规格的不同，该清蜡器也分为两种规格，其主要技术参数见表1-2-15。表1-2-15自动机械清蜡器规格参数型号62JL-0476JL-02适用油管规格（内径）mm6276拖刮力N>100>150破坏力T11刚性外径mm59.573内通过最大直径mm47.560.5质量kg1.382.50外形尺寸（长X直径）mm680x73730x90使用时清蜡器主体安装在抽油杆上，步进簧抱紧抽油杆、传递抽油杆冲程动力使清蜡器运行，清蜡器随抽油杆一同向下运行，换向齿在油管中呈上倾斜状态，换向齿楔向油管管壁，使清蜡器单向运行，每个冲程运行•个冲距。清蜡器进入下换向器后，换向齿倾斜方向改变为向下倾斜，清蜡器运行方向也随之改变，开始向上运行，直至上换向器，周而复始，自动连续运行。清蜡器运行刀口部位刮除油管管壁上的蜡质、胶质、盐垢、水垢等粘结物，清蜡器停止时，抽油杆回程在步进簧中滑行，同时刮除抽油杆上的污垢。抽油杆接头会涨开步进簧自动通过。上下换向器可根据结蜡区段设计。安全节安装在下换向器下一根油管，它采用强磁材料制造，可以改变油流物性，同时，还能阻止钢铁类磁性小物件落入抽油泵中。（2）应用情况自动机械清蜡器是90年代以后我国研制的一种新型油井清蜡技术，1995年起开始在大庆油田进行现场试验，并针对发现的问题逐步改进，至今已发展到第四代。最初的清蜡器是靠斜槽中的弹簧推动滚珠支撑油管，时油管的宜度和内径范围精度要求高，而且，滚珠经长时间磨损、变小，易从斜槽中滑落，造成卡井；之后，斜槽滚珠的支撑方式改进成换向齿，开始时是六组两面有齿的换向齿，为防止在油管接头处后泵，必须在油管接缝处装补偿环，施工复杂，同时在第二代产品中，增加了安全节；后来，换向齿改进成互相反向的六组单面有齿的换向齿，上下运行时，交替起到支撑油管的作用；选用材质、步进簧抱爪齿楔、安全节等方面也逐步改进,发展到今天的第四代产品。目前，该清蜡器在大庆油田使用已超过300套，取得了较好的清蜡效果。与以往的机械清蜡技术相比，自动机械清蜡器具有施工简单、管理方便、费用低廉、清蜡效果好等优点，经现场试验，其使用寿命达到两年以上，使抽油机井的免洗周期得到大幅度的延长。该清蜡器的主要缺点是：不能清除凡尔和油套环行空间的结蜡，还需定期洗井。3.不压井作业技术抽油井不压井作业技术在油田上的广泛应用，一方面，缩短了抽油机井的检、换泵作业施工周期，节省了压井所需的材料及设备费用；同时，避免了压井液对油层的污染，使油井在作业施工后能够较快惭复正常产量。另一方面，改善了作业工人的工作条件，

34提高了工作效率；并且可满足不放喷作业施工要求，减轻了施工对环境的污染。九十年代以来，不压井作业技术发展很快，不断推陈出新，下面介绍几种新型和应用比较普遍的不压井作业技术。1）撞击式活堵撞击式活堵是一种能实现下泵不压井作业的井下工具，主要适用于70mm及以下管式泵。它由主体、堵芯、密封圈、顶杆。释放销钉、撞击杆构成，如图1-2-31。下泵前，将撞击杆安装于抽油泵柱塞下瑞，将主体及其它部件安装于抽油泵固定阀下面，并调整好顶杆，使顶杆顶起固定阀球；下泵时，由于堵芯与主体靠密封圈形成密封，阻断了油流通道，从而实现不压井下油管和抽油杆。下完抽油杆碰泵时，柱塞上的撞击杆通过泵固定阀罩上的孔，压在固定阀球匕抽油杆柱的重力由顶杆传给了堵芯，释放销钉被剪断，堵芯和顶杆则落入抽油管柱的尾管中，油流通道被打开，抽油泵便可以正常生产。撞击式活堵密封率性能好，并具有较好的操作可靠性，是目前一项比较常用的不压井作业技术。2）防喷脱接器防喷脱接器主要用于970nlm以上的大泵抽油井，它不仅具有脱接器的功能，而且实现了。70nlm以上的大泵抽油井的不压井作业。防喷脱脱器主要由弹性爪、中心杆、锁套、弹簧、下接头、泄压套、泄压杆、释放接头、凸形密封盒、卡簧拴、卡簧等部件组成。在井下管柱中，弹性爪连接在抽油杆柱的最下端，释放接头连接在泵筒（或加长短节）的上部，其余部件与泵的柱塞连接，如图12-3*在下泵作业时，将脱接器的锁套和泵柱塞部分悬挂在释放接头的密封段内并通过卡簧锁住，依靠装于锁套上的凸形密封盒与释放接头上的密封面形成密封，阻断油流通道，实现不压井下油管和抽油杆：下完抽油杆后，当弹性爪进入锁套时，压迫泄压套下移，连通泄压孔，恢复油管内压力，当释放接头密封段上、下压差减小到一定程度时，抽油杆柱的重量和油管内液柱重量使脱接器锁套和泵柱塞解G并随着抽油杆下到泵筒底部，这时抽油杆下压脱接器的锁套，使弹性卡爪进入中心杆的环形槽内，同时锁套在弹簧的作用下上行，锁住弹性爪，完成对接动作。检泵时,上提抽油杆，使脱接器进入释放接头密封段内，通过卡簧锁住：继续上提抽油杆，由于卡簧挂上有台阶，阻止脱接器的锁套上行，使弹性爪与中心杆脱开，完成脱卡动作。由于弹性爪的脱离，在其收缩力的作用下使泄压套上移，密封泄压孔，同时,锁套上的凸形密封盒与糅放接头上的密封面又一次形成密封，从而实现不压井起油管和抽油杆。3）253-4不压井活门开关253-4不压井活门开关可实现起、下泵时不压井作业，但它需要253-4封隔器、扶正器、捅杆、活门配合使用，结构比较复杂，造价高，不能环空测试。同时，二次作业时一旦活门失效，打捞困难。其工作原理见图1-2-。4）井下双作用开关针对已有不压井开关存在的问题和油田实际情况，大庆油田97年研制了双作用不压井开关。（1）双作用不压井开关的工作原理这种开关主要由壳体（上、下体、连接筒）、滑套（滑套体、卡簧）、泄压通道、帽型活门（帽型活门体、扭簧）、移位器（异型接箍、卡簧）等组成（见图1-2-33）。

35它具有结构简单，随起、下抽油杆完成开关动作，工序少，费用低等特点。开关打开是靠移位器上的卡簧推动壳体内滑套下行，先露出泄压通道，把泵内压力泄掉，再由滑套推开活门，将其挡在滑套后，滑套固定。关闭是靠移位器上的卡簧上提滑套，将活门露出，活门在扭簧和井下液体上顶力的作用下关闭。（2）应用效果分析98年在聚驱采出井试验5口。下泵时管柱没有出现井喷现象。下抽油杆捅开开关，时接柱塞脱接器，试抽，泵压正常。再上提抽油杆关闭开关，下放再打开开关,反复动作几次，从井口观察开关动作灵活。起油管时没压井，杆柱没有遇阻，整个作业过程中没出现井喷现象。开关起出处于关闭状态，证明开关二次动作好用，达到了设计要求。该技术目前存在的问题是对断杆作业井开关无法动作，起不到不压井作用。4.定向井扶正技术1）非常规井种类及特点非常规井是指在井眼轨迹或尺寸上与常规井不同的井，一般包括丛式定向井、斜井、侧钻井、水平井和小井眼井。前四种井具有不受地面障碍物的限制，可增加井筒出油面积，减少施工征地和钻机搬家费用，有利于日常管理等优点。小井眼的资金投入少，特别适于老井的再次钻入。（1）从式定向井。是指在一个井场上，打三口以上不同方位的定向井，一-般是从井口开始一段直井段后，在向某一方面造斜。（2）斜井。是指井眼从地面开始，就倾斜成某一角度的定向井。（3）侧钻井。是指在原井筒内从一定深度钻一个或几个斜向井。（4）水平井。是指油井钻到油层后，沿油层水平面方向所钻成的井。（5）小井眼井。通过改变常规井眼尺寸和井身结构，使其成为比常规井眼“小”的井。除小井眼井外，其余四种非常规井与直井比最大的特点是存在井斜角、方位角。在造斜段以下，每一点都包含着井斜和方位的变化，即全角（狗腿度）变化。当方位角很大时，尽管井斜率变化为零，井眼曲率也会很大，这是实施各种井下工艺时必须严加考虑的问题。2)扶正器结构原理为了降低摩擦力，延长抽油杆和油管的使用寿命，除了小井眼井，其它四种非常规井都需采取扶正措施。现场上经常采用的措施是在抽油杆上安装扶正器。扶正器由导环和隔环组成(见图1-2-34)o隔环固定在抽油杆上(一般是用环氧树酯将事先加工好的金属环粘在抽油杆上)，以限制导环的活动范围。导环一般采用活动式的，由尼龙材料注塑成型，在油管和抽油杆所形成的环行空间，既起扶正作用，又起刮蜡作用。近两年，又出现了一种固定式尼龙扶正环，它由两片组成，相互啮合固定在抽油杆上，防止抽油杆与油管接触磨损。这种扶正器取消了隔环，安装简单方便。3)扶正器间距设计定向井的井身剖面，在不同的弯曲段内有不同的狗腿度，每一段放多少个扶正器是很电要的。如果间距过小，使用的扶正器个数就多，不仅造成浪费，而且影响下冲程时的运动速度；如果间距过大，就起不到扶正器应有的作用。所以，定向井施工时应对扶正器间距进行计算。油井中抽油杆柱是一根特细长杆，根据其长细比可按柔杆处理。取任意两个扶正器之间的抽油杆长度为一微米，设其长度为L,.如果不考虑微元自重的影响，则

36可把两个扶正器及其之间的抽油杆视为简支梁。根据材料力学理论，梁中点的挠度方程为：公才(1-2-94)(1)式中W.--正压力，N；E-一杆的弹性摸量,可取2.1X107N/cm2;Ir—杆的截面惯性矩，cm4;Lf扶正器的间距，cm.当简支梁上承受若干个集中力作用时,只要其挠曲线向一个方向弯曲，就可以用中点挠度来代替最大挠度.若Mr■作用在梁中点,此时有：x=Lf/2(1-2-95)将式(1-2-95)代入式(1-2-94)得：y*=-WeL//(48EL)(1-2-96)式中yM—最大挠度，cm..从式(1-2-96)中解出L,并取正值得：公才(1-2-97)式(1-2-97)即为扶正器间距得计算公式,式中的y.用下式计算：yx=D,-[(D,o-Dfl)/2+Dr](1-2-98)式(1-2-97)中Dr--油管内径，cm.;D(o—扶正器外径，cm.;Dn扶正器孔径，cm.;D.-—抽油杆直径，cm.;式中的L用下式计算：Ir=nD//32（1-2-99）式（1-2-97）中M”的计算，采用前面的推导方法,并考虑到油管对抽油杆的摩擦力主要与狗腿及其位置有关,从而得到：We=2Lrtjrsin（3/2）（1-2-100）式中一一微元以下的杆柱长度，m;q,.狗腿以下杆柱单位长度的质量,N/m;P--狗腿度，（°）/25m.为了现场作用方便，可以按以上公式所设计算出的数据绘制成扶正器间距曲线（图1-2-36）给出了用本方法设计的扶正器间距（①62mm油管，①22mm抽油杆）与狗腿度等之间的关系曲线.5.防气技术如果油井井底流动压力低于饱和压力，原油将大量脱气，液体中的游离气体积增加，造成进入抽油泵的气体体积也增加，影响抽油泵的工作特性，对潜油电泵的影响尤为严重。为了消除气体对泵工作特性的影响，提高泵的工作效率，在生产中，采取了许多消除气体影响的措施，形成了整套油井防气工艺技术。由于电泵井气体影响更加严重，潜油电泵机组都配套装有沉降式分离器或旋转式分离器。含气量高的抽油机井也可以利用井下螺旋气锚减小气体对抽油泵效率的影响。但是，游离气体被分离出来进入油套环形空间，势必使套压增加，如果井口不进行放气，将压迫液面下降，从而减小泵吸入口沉没度，严重的会导致分离出来

37的气体面新进入分离器或气锚。因此，在井口安装套管放气阀，适当放套管气，使气体进入输油干线，可进一步减小气体对泵工作特性的影响。下边将介绍两种井口放气装置。1）套管放气阀套管放气阀是安装在井口的一种控制套管压力的自动放气装置，用它来控制合理的泵吸入口沉没压力，既能达到消除气体影响，提高泵效的目的，又能使放出的气体不污染空气。套管放气阀主要由活塞、弹簧、阀体、球、球座、截止阀和三通组成，见图1-2-37.套管放气阀以套管压力为动力，当套压足以克服钢球上弹簧的压力时，钢球将离开球座上移，套管内的气体就会从钢球和球座之间的空隙流出，沿管线进入输油干线，从而达到自动放气的目的。套管放气阀控制压力可以根据油井实际生产情况,在保证油井正常生产条件下，利用截止阀进行调节，但所调节的压力值必须大于或等于油井回压，否则套管放气口不能打开。当套压高于所调节的压力时，套管放气阀自动打开放气，当套压低于此压力时，套管气阀自动关闭，以达到合理放气的目的。2）柱塞式套管气抽气泵柱塞式套管气抽气泵是一种强化采油的辅助装置，它通过大幅度降低套管压力，提高油井产量。该泵与抽油机配套使用，借助抽油机的动力抽汲油井套管气，并通过油井回油管线排入进站管线，使天然气得到回收。套管气被抽汲后将使套压下降,降低了套管气对油层的回压，进而能产生较大生产压差，提高抽油泵的充满系数，达到增产的目的。(1)柱塞式套管气抽气泵结构和工作原理该泵主要由汽缸、柱塞、密封装置、吸气装置、排气装置、连接装置等组成。汽缸体与抽油机底座较接，柱塞上部与抽油机游梁较接。抽油机上行时带动该泵柱塞上行，缸体内压力下降，套管气经吸入凡尔被抽汲进气缸，抽油机下行时柱塞压缩气体，使其压力升高而排入油井进站管线，如此反复循环。结构见图1-2-38,其基本参数如下：柱塞直径：中240mln,①270mm,e300nlm三个系列.柱塞行程：1100mm,1400mm两个系列.泵吸入最低压力为0.IMpa,排出最高压力为1.5Mpa.泵的排量为：33m7h.可形成最大套管负压：0.5Mpa.泵体参考重量为：750kg.(2)应用情况99年3月份在萨北油田东部过渡带地区试验应用了2台抽气泵，试验至目前，取得了较好的试验效果。通过试验，安装抽气泵后抽油井套压明显下降，示功图气体影响程度有不同程度的降低。两口井均见到了明显的增产、增气效果，平均单井日增油2吨，产量增加20%.通过试验，对抽气泵试验的几点认识①通过试验发现该泵通用性强，安装方便，柱塞行程可调，可顺利安装在各种游梁式抽油机上，利用抽油机带动泵工作。②安装该泵后有效地降低了油井套管气，进而产生较大生产压差，提高抽油泵的充满系数，达到了增产的目的。③通过试验发现该泵主要适用于各种低产强采井，尤其适合于受气影响严重，套压在0.3-3Mpa之间的中产稀油井。

38④该泵对抽油机井工作制度的调整及抽油机设备的正常运行均不构成影响。我们对这2台抽气泵本身的设备运转情况还有待进一步观察。但从该泵目前的试验效果看，经济效益是可观的，具有一定的推广价值。