在稠油、高凝油地区应用水力泵排液技术

在稠油、高凝油地区应用水力泵排液技术

【摘要】辽河油田主要是以生产稠油、高凝油为主，由于受原油物性的影响，常规试油排液技术达不到较好的效果，这一直是影响稠油、高凝油井试油成果的重要因素。而水力射流泵排液技术具有掏空深度大、连续排液快等特点，经过完善能够满足稠油、高凝油井的排液要求。所以，在稠油、高凝油地区开展水力射流泵排液技术的推广和应用具有重要的意义。

【关键词】稠油高凝油水力泵排液技术

辽河油田主要是以生产稠油、高凝油为主，由于受原油物性的影响，常规试油排液技术达不到较好的效果，这一直是影响稠油、高凝油井试油成果的重要因素。而水力射流泵排液技术具有掏空深度大、连续排液快等特点，经过完善能够满足稠油、高凝油井的排液要求。所以，在稠油、高凝油地区开展水力射流泵排液技术的推广和应用具有重要的意义。目前辽河油田水力泵排液技术在稠油、高凝油地区应用已初见成效，得到了用户的认可和高度评价，从根本上解决了试油过程中在该地区排液的难题，同时能够减少地层的二次污染，提高试油时效，缩短试油周期。

1 技术原理

将水力射流泵工作筒及封隔器用油管下入井下预定深度（管柱结构：油管+水力射流泵+油管+封隔器+尾管），坐封封隔器，从油管内投入高压泵芯（带取样器及压力计）并打开油套循环通道，然后启动地面高压注入泵，从油管注入高压动力液，高压动力液经过水

排水采气工艺技术及其发展趋势

国内外排水采气工艺技术及其发展趋势 一、国内排水采气技术 1、泡沫排水采气工艺 泡沫排水采气工艺是将表面活性剂注入井内，与气水混合产生泡沫，减少气水两相垂直管流动的滑脱损失，增加带水量，起到助排的作用。由于没有人工给垂直管举升补充能量，该工艺用于尚有一定自喷能力的井。 泡沫排水采气机理 a.泡沫效应

在气层水中添加一定量的起泡剂，就能使油管中气水两相管流流动状态发生显著变化。气水两相介质在流动过程中高度泡沫化，密度显著降低，从而减少了管流的压力损失和携带积液所需要的气流速度。 b.分散效应 气水同产井中，存在液滴分散在气流中的现象，这种分散能力取决于气流对液相的搅动、冲击程度。搅动愈激烈，分散程度愈高，液滴愈小，就愈易被气流带至地面。气流对液相的分散作用是一个克服表面张力作功的过程，分散得越小，作的功就越多。起泡剂的分散效应：起泡剂是一种表面活性剂，可以使液相表面张力大幅度下降，达到同一分散程度所作的功将大大减小。 c.减阻效应 减阻的概念起源于“在流体中加少量添加剂，流体可输性增加”。减阻剂是一些不溶的固体纤维、可溶的长链高分子聚合物及缔合胶体。减阻剂能不同程度地降低气水混合物管流流动阻力，提高液相的可输性。 d.洗涤效应 起泡剂通常也是洗涤剂，它对井筒附近地层孔隙和井壁的清洗，包含着酸化、吸附、润湿、乳化、渗透等作用，特别是大量泡沫的生成，有利于不溶性污垢包裹在泡沫中被带出井口，这将解除堵塞，疏通孔道，改善气井的生产能力。 1.1）起泡剂的组成及消泡原理 起泡剂由表面活性剂、稳定剂、防腐剂、缓蚀剂等复配而成。其主要成分是表面活性剂，一般含量为30%～40%。 表面活性剂是一种线性分子，由两种不同基团组成，一种是亲水基团，与水分子的作用力强，另一种是亲油基团，与水分子不易接近。当表面活性剂溶于水中后，根据相似相溶原理，亲水基团倾向于留在水中，而亲油基团倾向于分子在液体表面上整齐地取向排列形成吸附层，此时溶液表面张力大幅降低，当有气体进入表面活性剂溶液时，亲水基团定向排列在液膜内，亲油基团则定向排列在液膜内外两面，靠分子作用力形成稳定的泡沫。 1.2）起泡剂的注入方式 起泡剂一般从油套环空注入，水呈泡沫段塞状态从油管与气一同排出后，在地面进行分离。注起泡剂的方式有便携式投药筒、泡沫排水专用车、井场平衡罐及电动柱塞计量泵等多种，需根据井场条件选择。 1.3）性能要求

螺杆泵排采工艺

螺杆泵排采工艺 螺杆泵作为一种机械采油设备，具有其它抽油设备不能代替的优越性，特别是适合稠油、高含砂、含气井的开采，具有体积小、安装方便、无污染、能耗低等重要特征。随着三次采油和高粘度油的开采，螺杆泵工艺大面积的推广，技术也在不断的发展之中。煤层气井排采中，常规游梁式抽油机会牵涉到砂卡、煤粉堆积、气锁等井下问题，螺杆泵也大量运用于排采井中来。 优点： ◆节省 ◆简单 ◆泵效高、节能且成本低 ◆适应粘度范围广 ◆适应高含气井 ◆适合水平井和造斜角度大的井（含侧钻） ◆允许井口高回压，回压可大至1.5MPa，有利于流程集输 ◆停抽后，砂沉在泵筒上部，有利于恢复工作 局限： ◆检泵次数多，定子易损坏 ◆泵定子需要润滑，粘度低液体润滑效果差，过热会引起橡胶老化，甚至烧毁 ◆定子不适合蒸汽井和高的热水洗井 ◆操作不当可加速泵的损坏 ◆螺杆泵下深有一定的局限性，压差小，一般在1000m左右，最大低于1700m，超过2000m，扭矩增大，杆断管脱现象多，不能正常生产。 （1）螺杆泵采气系统组成 按照不同的驱动方式分为地面驱动和井下驱动。地面驱动螺杆泵主要有皮带传动和直接传动两种型式。井下驱动螺杆泵可分为电驱动和液压驱动两种形式，目前常用的是地面驱动井下单螺杆泵采气系统。地面驱动井下螺杆泵是由电控部分、地面驱动部分、井下螺杆泵、配套、信号传输等组成。 其主要组成如下： ①电控装置包括电控箱和电缆； ②地面驱动部分：包括减速箱和驱动电机、井口动密封、支撑架、方卡等；

③ 井下泵部分：包括螺杆泵定子和转子； ④ 配套工具部分：包括专用井口、光杆、抽油杆扶正器、油管扶正器、抽油杆防倒转装置、油管防脱装置、防蜡器、防抽空装置、筛管等。 ⑤ 信息传输系统：包括井下压力传感器、井口流量计、信息模拟输出装置、远程终端、数据采集和GPRS/CDMA 通讯网络等。 井下螺杆泵工作原理：螺杆泵靠空腔排液，转子与定子之间形成一个个互不连通的封闭腔室，转子在定子衬套内行星运动，转子运动时，吸油密封腔沿轴向由吸油端上移，同时形成新的密封腔，其中被吸入的液体随着密封腔的上移，由吸入端移至排出端。密封腔的不断形成、上移和消失，就起到了泵的作用，将油、砂、水、气一起举升到地面。因属容积式泵，所以解决了砂卡和油稠的难题，且无气锁现象。 火炬 分离器 传感器 电动机 配电柜 螺杆泵 油管锚 扶正器 抽油杆 转子 限位销 筛管 丝堵

稠油和高凝油开发技术

稠油和高凝油开发技术 发布:石油博客 | 发布时间: 2007年12月1日 《加入石油杂志》 1 常规地质评价技术 通过精细油藏描述研究,建立了稠油、高凝油油藏的地质模型。首先建立了地层模型、构造模型、沉积模型和储层模型,然后采用储层及其属性参数三维预测技术、油藏建模技术和数值模拟技术,以静态模型为基础,建立了预测模型。该模型不仅利用了资料控制点的实测数据,而且保障控制点间的内插外推值的精确度,在一定范围内对无资料点具有预测能力。针对高凝油主要在潜山储层富集的特点,对潜山储层油藏进行了精细描述,利用地层研究技术、构造及断裂系统研究技术、井点储层描述技术、储集岩空间分布预测技术、构造裂缝空间分布预测技术和裂缝性油藏储层建模技术等对潜山储层进行了研究,利用确定性建模或随机模拟的方法,根据实际的区域地质背景、构造发育特征、岩心资料、野外露头资料、测井及动态测试等资料建立了裂缝型储层三维属性模型。 2 蒸汽吞吐注汽参数优化技术 根据地质特点,应用产量特征趋势分析法及数值模拟研究方法,对影响吞吐效果的注汽强度、注汽压力、注汽速度及焖井时间等参数进行了优化。尤其是对高轮次吞吐注汽参数的优化,解决了吞吐进入高周

期后油汽比低的问题。对吞吐8 周期以上的近800 井次实施优化,平均单井周期可以节约注汽量200 m3 ,周期油汽比提高0105 。 3 蒸汽驱开发技术 经过多年的研究与试验,基本上形成了适合辽河油区中深层稠油油藏的蒸汽驱技术,并通过曙12725块和齐40 块的蒸汽驱试验的应用而得到进一步的发展和完善。 4 分层和选层注汽技术 针对多油组互层状油藏吸汽不均、油层纵向动用差的问题,广泛采用了分层注汽及调剖工艺技术,包括:(1) 封隔器分层、选层注汽技术用封隔器封堵高吸汽层,动用吸汽差层或不吸汽的油层。相继又开发出滑套式分层、选层注汽技术,一次可实现两层分注或多层选注,有效地提高了油层动用程度。(2) 机械投球选注技术堵塞高吸汽层射孔孔眼,实现选择性注汽。(3) 化学解堵技术采用油溶性化学物质,在注汽过程中堵塞注汽地层通道,并自行解堵,实现选层注汽。随着吞吐周期的延长,油层动用不均衡的现象越来越突出。为了解决井间汽窜、压力降低,低渗透层剩余油量高、储量动用差等问题。经过多年研究和现场试验验证,推广了3 项技术: ①同注同采技术:对于比较集中的且发生汽窜较为频繁的多口井,通过优化注汽参数和实施程序,在相同时间内同时注汽、同时生产,既避免了汽窜的发生及发挥热能的降粘作用,又充分补充了地层能量。在杜84 块实施该技术后,平均单井周期生产时间延长了

油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展

油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展

油田开发中油藏工程技术方法的应用及其发展 摘要：油藏工程技术是实现油气田开发方案的重要手段,是决定油田产量高低、采油速度快慢、最终采收率大小、经济效益的优劣等重要问题的关键技术。分析了我国采油工程技术发展的5个阶段和各自的工艺技术状况,介绍了与我国油藏相适应的5套油藏工程技术方法,指出了采油工程技术今后发展的必然趋势。 关键词：油藏工程技术应用发展 油藏工程技术发展阶段 一、探索、试验阶段(50年代到60年代初) 1949年9月25日玉门油田获得解放,当时共有生产井48口,年产原油6. 9×104t,再加上延长15口井和独山子11口油井,全国年产原油总计7. 7×104t。1950年进入第一个五年计划时期,玉门油田被列为全国156项重点建设工程项目。一开始油井都靠天然能量开采,压力下降,油井停喷, 1953年在前苏联专家帮助下编制了老君庙第一个顶部注气、边部注水的开发方案。为砂岩油藏配套开采上述技术打下了一定的基础,成为全国采油工程技术发展的良好开端。 二、分层开采工艺配套技术发展阶段(60年代到70年代) 陆相砂岩油藏含油层系多、彼此差异大、互相干扰严重,针对这些特点,玉门局和克拉玛依油田对分层注水、分层多管开采进行了探索。60年代大庆油田根据砂岩油藏多层同时开采的特点,研究开发了一整套以分层注水为中心的采油工艺技术。 1、分层注水

大庆采用早期内部切割注水保持地层压力开采,采用笼统注水时因注入水沿高渗透层带突进,含水上升快,开采效果差,为此开展了同井分层注水技术。 2、分层采油 发挥低渗透层的潜力进行自喷井分采,可分单管封隔器、双管分采和油套管分采三种形式。 3、分层测试 研究发展了对自喷采油井产出剖面和注水井注入剖面进行分层测试、对有杆泵抽油井进行环空测试、油水界面测试及有杆泵井下诊断、无杆泵流压测试等技术。 4、分层改造 压裂酸化工艺是油田增产的重要措施。 二、发展多种油藏类型采油工艺技术(70年代到80年代) 1、复杂断块油藏采油工艺技术 根据复杂断块油藏大小不一、形态各异、断层上下盘互相分隔构成独立的开发单元等特点,采用滚动勘探开发方法,注水及油层改造因地制宜,达到少井多产,稀井高产,形成了复杂断块配套的工艺技术。 2、碳酸盐岩潜山油藏开采技术 潜山油藏以任丘油田为代表,与砂岩油藏完全不同,油气储存在孔隙、裂缝和溶洞中,下部由地层水衬托,成为底水块状油藏。以任丘奥陶系、震旦系油藏为主,初产高、递减快,油田开采中形成了碳酸盐

泡沫排水采气工艺技术探究

泡沫排水采气工艺技术探究 摘要：天然气开采不同于石油开采，经常在井壁和井底出现积液过多的情况，阻碍采气工作，造成气井减产或过早停产。而排液采气技术可以较好地解决这一问题，本文通过对排液采气工艺技术适应的气井条件进行分析，进而对排液采气工艺技术的特点、原理和操作流程等进行了探究。 关键词：地质要素排液采气技术探究 近年来，我国天然气的开采和使用量不断加大，对于采气工艺技术的要求也越来越高。为了提高天然气产量，实现气井的高产稳产，需要对采气工艺技术进行探究和分析。气井开采后在井内容易出现积液现象，影响气井的产量和寿命，而排液采气是解决这一问题的技术保障，所以，需要对出现积液的气井进行排液开采。本文将通过对排液采气工艺技术的分析，对采气工艺技术进行探究。 一、排液采气技术及适应的气田地质特征 我国适合采用排液采气工艺技术的气田，一般都具有封闭性弱和弹性水驱的特征。需要具备封闭性，是因为较强的封闭性和定容性等特征可以使气井排液采气更加利于操作。另外，适合排液采气技术的气田需要具备气井自身产水有限的条件。气井内部的液滴在分布上受到裂缝的影响，一般都是沉积在气井内部裂缝系统的内部封闭区间内。在气井内壁沿着裂缝流动的积液，可以通过气井内部的自然能量和人工升举等技术进行排液，而气井的井底积液，因为气井内部的地层水在井底区域内聚集，非常便于通过人工升举和机抽排水等技术进行排液采气。 我国的天然气资源相对而言采气难度较高，现在已经开发的气田，基本上都是低孔低渗的弱弹性水驱气田，不利于高效采气。特别是气井进入中后期开发阶段，这种类型的气井非常容易受到内部积液的影响而提前停产或大幅度减产，即使是正常类型的气井，进入中后期后也会受到内部积液的影响。为了应对内部积液对气井开采寿命和产量的这种消极影响，需要通过采取技术手段保证气井积液的产生和气体的流出相互协调，这样就可以实现将气井内部井壁或井底的积液排除井口，提高气井的采气量和采收率，并延长气井的开采寿命。从这个意义上说，排液采气技术是挖掘含水气井生产潜力，提高采收率和延长开发时间的的重要技术手段，现在我国已经发展比较成熟的排液排水采气技术包括泡沫排水、机抽排水、优选管柱排水排液、柱塞升举排水和螺杆泵排水等。近年来，随着单项的排液采气技术的成熟和完善，逐步开始探索复合型的排液采气技术，综合利用不同技术的优势，实现最佳的天然气开采目标，其中气举泡沫排水和机抽、喷射复合排水采气工艺技术是较为常用的复合型排液采气技术。综合而言，泡沫排水排液采气工艺技术的应用是比较广泛的。 二、泡沫排水采气工艺技术相关属性分析 泡沫排水采气技术是通过向气井内部注入某种能够遇水起泡的表面活性剂，

高凝油

高凝油油藏物性特征 例如, 某高凝油油藏埋藏深度较浅, 低孔、低渗, 孔隙度10. 99- 16. 19%, 渗透率5. 96- 9. 36? 10- 3?m2.原油密度0. 9736 g/cm3( 20 ? ), 胶质/沥青质含量37. 45%, 含蜡24. 27%, 凝固点52 ? , 原油粘度780mPa? S. 总而言之, 高凝油油藏的储层物性表现差, 且为低渗透; 同时原油的凝固点也高, 地层温度与原油析蜡温度相差很小(一般约为5- 10 ? ), 注冷水开发时极易造成冷伤害, 且会增加开采工作的复杂性和难度等。 高凝油是烷烃、蜡和渣油含量高, 硫和沥青含量低的原油。国外把凝固点高于40 ? 、含蜡量大于35%的原油称作高凝油。 高凝油即高含蜡、高凝固点原油，在我国辽河沈阳油田、河南魏岗油田、大港枣园油田等地都有分布。而沈阳油田具有丰富的高凝油储量，是我国目前最大的高凝油生产基地，在探明的含油面积103.7km2、地质储量2.9 ×108t 中，高凝油约占80%。高凝油主要分布在辽河断陷盆地大民屯凹陷油藏中，其凝固点最高为67℃，含蜡量40%以上，均为世界所罕见。攻关不畏难的石油科技工作者和生产一线的石油工人，经过不断地探索和实践，并借鉴国外类似油田的开采经验，于1986年底投入全面开发，三年就形成了300×104t产能。同时，与之配套的先进的集输工艺等地面工程、丛式井组采油等先进的开采工艺，使沈阳油田的整体开发达到世界先进水平。 温度对高凝油油藏开发效果的影响 高凝油对温度极为敏感。当原油温度高于析蜡温度时, 呈液态单相体系, 粘度随温度变化, 具有牛顿流体的性质。若温度降低, 处于析蜡温度和临界温度区间时, 仍具有牛顿流体特性, 但粘度已明显增加。当原油温度在临界温度以下时, 呈非牛顿流体的特性, 只有在外剪切力的作用下才能流动。 当油温高于析蜡点温度以上时, 高凝油中所含蜡处于溶解状态, 成单相体系, 原油的流动性与普通原油无甚差别, 只是因重烃含量高而粘度稍大, 具有牛顿流体的流变特征, 粘度随油温变化。随着温度降低, 蜡在原油中的溶解度下降, 当油温降到析蜡点温度时, 石蜡分子整齐排列, 在范德华力的作用下, 许多较小的分子聚集形成较大的分子群, 进一步更多的分子群形成并增大、聚集, 开始有蜡晶析出, 原油由单一液态逐渐变成悬浮液, 形成双相体系, 但原油仍为连续相, 蜡晶仍高度分散在原油中, 这时原油基本上还可以近似认为是牛顿流体。若油温继续下降, 下降至反常点后, 由于析出的蜡晶增多并缔结, 原油中开始出现海绵状凝胶体, 呈现出非牛顿流体的流变特征, 具有剪切稀释性, 可认为是假塑性流体。当油温进一步下降到凝固点以后, 发生转相, 蜡晶相互连接形成空间网络结构, 成为连续相, 液态烃则被隔开而成为分散相, 失去其流动性, 即发生所谓凝固。 高凝油油藏温度对渗流的影响 高凝油在不同温度条件下的渗流特征也明显的不同, 其注水开发的效果也随温度的不同 而有显著的差异。提高注水温度后, 由于原油粘度的降低和相渗透率的变化, 水驱油效率大幅度提高, 可以极大改善注水开发效果, 提高水驱采收率。 油层温度一旦下降, 渗流特征显著变差, 对于注水开发的油田来讲, 必然导致油井见水早, 含水上升速度快, 水驱油效率低, 注水开发效果差。特别是油层温度与析蜡温度差值小的油田, 当油层温度一旦低于析蜡温度, 由于析蜡造成油层孔隙堵塞, 流动阻力增大, 将影响注水开发工作的正常进行, 使油田生产陷于被动。 提高注水压力, 增大驱替压力梯度, 即提高驱动剪切力, 有利于改善高凝油油藏注水开发效果。另外, 注入的水进入地层并运移一段距离后, 水的温度接近地层原始温度, 即向地层注冷水或热水到一定时间后, 水的温度影响作用就很小了。若注入的是热水, 热水已把注水

某井气举排水采气工艺设计

重庆科技学院 毕业设计（论文）题目某井气举排水采气工艺设计 院（系）石油与天然气工程学院 专业班级油气开采10-01 学生姓名张克厅学号2010630616 指导教师徐春碧职称副教授评阅教师职称 2013年 6 月 8 日

学生毕业设计（论文）原创性声明 本人以信誉声明：所呈交的毕业设计是在指导导师的指导下进行的设计工作及取得的成果，设计中引用他（她）人的文献、数据、图件、资料均已明确标注出，论文中的结论和结果为本人独立完成，不包含他人成果及为获得重庆科技学院或其它教育机构的学位或证书而使用其材料。与我一同工作的同志对本设计（研究）所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示了谢意。 毕业设计（论文）作者（签字）：张克厅 年月日

摘要 气举是通过气举阀，从地面将高压气体注入停泵的井中，利用气体的能量举升井筒中液体，使井恢复生产能力。气举可分为连续气举和间歇气举两种方式。影响气举方式选择的因素有：井的产率、井底压力、产液指数、举升高度及注气压力等。对那些井底压力和产能高的井，通常采用连续气举生产；对那些产能及井底压力低的井，则采用间歇气举或活塞气举。 气举排水采气技术是通过气举阀，从地面将高压天然气注入停喷的井中，利用气体的能量逐级举升井筒中的液体，使井恢复生产能力。气举可分为连续气举和间歇气举两种方式。目前现场普遍采用连续气举的方式。2010年在建南构造建３４井开展连续气举排水采气工艺试验，取得了比较显著的成效。通过对现场试验情况进行分析，总结了连续气举排水采气工艺在建南气田气藏水侵治理中取得的成功经验。 关键词：建３４井气举阀连续气举排水采气试验

稠油及高凝油开采技术

第四节稠油及高凝油开采技术 一、教学目的 了解稠油及高凝油的特点，热处理油层采油技术，井筒降粘技术。 二、教学重点、难点 1、稠油的基本特点

(1)粘度高、密度大、流动性差 (2)稠油的粘度对温度敏感 (3)稠油中轻质组分含量低，而胶质、沥青质含量高 2、高凝油的基本特点 高凝油是指蜡含量高、凝固点高的原油。 凝固点：在一定条件下原油失去流动性时的最高温度。 （二）热处理油层采油技术 热处理油层采油技术是通过向油层提供热能，提高油层岩石和流体的温度，从而增大油藏驱油动力，降低油层流体的粘度，防止油层中的结蜡现象，减小油层渗流阻力，达到更好地开采稠油及高凝油油藏的目的工艺方法。 注蒸汽处理油层采油方法(蒸汽吞吐和蒸汽驱)： 通过蒸汽将热能提供给油层岩石和流体，使油层原油粘度大大降低，增加原油的流度；原油受热后发生体积膨胀，可减少最终的残余油饱和度。 火烧油层采油方法： 通过适当的井网将空气或氧气自井中注入油层，并点燃油层中原油，使其燃烧产生热量。不断注入空气或氧气维持油层燃烧，燃烧前缘的高温不断加热油藏岩石和流体，且使原油蒸馏、裂解，并被驱向生产井的采油方式。 （三）井筒降粘技术 井筒降粘技术是指通过热力、化学、稀释等措施使得井筒中的流

体保持低粘度，从而达到改善井筒流体的流动条件，缓解抽油设备的不适应性，提高稠油及高凝油的开发效果等目的的采油工艺技术。 目前常用的井筒降粘技术： 化学降粘 掺轻烃或水稀释 热力降粘技术 五、教学后记 通过这节课的学习，同学们基本上了解了稠油及高凝油的特点，热处理油层采油技术，井筒降粘技术。 六、教学参考书 1、王鸿勋，张琪. 采油工艺原理. 石油工业出版社 2、赵福麟. 采油化学. 石油大学出版社 3、万仁溥等. 采油技术手册(修订本)，第七、八、十分册. 石油工业出版社 4、胡博仲. 波场采油. 石油工业出版社 5、胡博仲. 磁技术在采油生产中的应用. 石油工业出版社 6、凌建军. 实用稠油热采工程. 石油工业出版社 7、陈德春等. 特种有杆抽油方式的设计与综合评价. 石油 大学学报 8、任瑛等. 井筒热流体循环采油方法研究. 石油大学稠油 研究论文集. 石油大学出版社 9、刘介人. 工频集肤电热开采高凝稠油的理论研究与实践.

潜油电泵采油工艺的设计说明

潜油电泵采油工艺设计 一、设计概要 潜油电泵是油田中使用的一种重要的无杆采油设备。近几年来，特别是国外，生产现场的装机总容量超过了20%，是油田高产稳产的重要手段。典型的潜油电泵系统主要由地面部分和井下部分组成。地面部分主要包括：变压器、控制屏和接线盒； 井下部分包括：井下管柱、井下电缆、多级离心泵、气液分离器、保护器和潜油电机。动力通过电缆传递给井下电机，使潜油电机带动多级离心泵旋转，将井下液体举升到地面。 1.1设计目的 通过设计计算，了解潜油电泵采油系统组成，工艺方案的基本设计思路，设计容，掌握方案设计的基本方法，步骤以及设计中所涉及的基本计算，加强系统的工程训练，培养分析和解决实际工程问题的能力。 1.2设计容 根据油井基本情况，通过潜油电泵举升系统设计计算： 1.2.1确定油井产能 1.2.2确定井筒压力温度。井筒压力温度预测主要是根据油井基 本资料，计算井筒泵以下温度及压力分布，得到泵入口温度及 吸入压力。 1.2.3确定泵入口气液比。泵入口气液比是选择气液分离器的依 据，根据油井基本资料、泵入口压力温度及流体物性计算方法计算泵入口气液比。 1.2.4确定潜油电泵系统设备 1.2.4.1气液分离器。根据供选择的分离器分别计算安装分离 器后的进泵气液比，由设计原则（进泵气液比要求）选用气 液分离器。气液分离器效率越高，成本越高，通常只需要选 择满足设计原则的分离器。

1.2.4.2选择多级离心泵。潜油电泵的选择主要是选择泵型及 计算所需要的级数。根据计算出来的油井产量、总扬程，并 由供选择的离心泵特性曲线来选择配备多级离心泵。 1.2.4.3选择潜油电机。当潜油泵的型号、扬程及所需要的级 数被确定以后，计算泵所需功率。选择电机功率还应考虑分 离器和保护器的机械损耗功率。一般情况下，气液分离器的 机械损耗功率为1.5KW，保护器为1.0KW。 1.2.4.4选择潜油电缆。潜油电缆的选择主要是确定电缆型号 及压降。电缆的电压降一般应小于30V/304.8m，电流不能超 过电缆的最大载流能力。从成本角度考虑，电压降越小，成 本越高，通常只需选择满足要求的电缆。 1.2.4.5选择变压器。选择变压器就是确定系统所需要变压器 容量，其容量必须能够满足电机最大负载的启动，应根据电 机的负载来确定变压器的容量。 1.2.4.6选择控制屏。普通控制屏就是根据现场使用条件和潜 油电泵机组性能要求来进行选择的，但主要还是根据电机的 功率、额定电流和地面所需的电压来选择控制屏的容量，以 保证电机在满载情况下长期运行。 1.3设计原则 为了合理地选择潜油电泵设备，使其运行最可靠及最经济，在进行选泵设计时，必须遵照以下几点原则： 1.3.1满足设计产液量要求； 1.3.2选择潜油电泵，必须使泵在最高效率点或最高效率点附近 工作，使泵效尽可能达到最高； 1.3.3潜油电机的输出功率必须能够满足泵举升液体所需要功率 要求； 1.3.4电缆、控制屏及变压器的选择，在保证套管尺寸要求的情 况下，电缆的耐压和型号选择要尽量大一些，以减少其功率损失。为了考虑以后更换排量大一些的泵，控制屏和变压器的容量选择要稍大一些； 1.3.5进泵气液比不能超过10%。

排水采气工艺技术

排水采气工艺技术 排水采气工艺技术是挖掘有水气藏气井生产潜力，提高气藏采收率的重要措施之一。 自五十年代美国首次将抽油机用于中小水量气井排水以来，到目前国外已发展了优选管柱、机抽、泡排、气举、柱塞举升、电潜泵、射流泵、气体射流泵和螺杆泵等多套成熟的单井排水采气工艺技术。近年来，在这些应用已较为成熟的工艺技术方面的发展主要是新装备的配套研制。国外还研究应用一些新的排水采气技术，如同心毛细管技术、天然气连续循环技术、井下气液分离同井回注技术、井下排水采气工艺、带压缩机的排水采气技术。 我国排水采气工艺以四川、西南油气田分公司为代表完善配套了泡排、气举、机抽、优选管柱、电潜泵、射流泵等六套排水采气工艺技术，并在此基础上研究应用了气举/泡排、机抽/喷射复合排水采气工艺。 1.泡沫排水采气工艺技术 药剂由单一品种的起泡剂发展到了适合一般气井的8001—8003、含硫气井的84—S，凝析气井800（b）发泡剂，以及泡棒、酸棒和滑棒等固体发泡剂。该工艺排液能力达100m3/d，井深可达3500m左右。 在泡沫排水采气工艺中国外还应用了同心毛细管加药工艺，它是针对低压气井积液、油气井防蜡等实际生产问题而研制出的一种新型工具，通常用316型不锈钢不锈钢制成，盘绕在一个同心毛细管滚筒上。整套装置包括一个同心毛细管滚筒、一台吊车和一套不压井装置。在同心毛细管底部装一套井下注入/单向阀组件。化学发泡剂通过同心毛细管注入后经过单向阀被注入到井底。 这种同心毛细管柱可以在同一口井中重复多次使用，也可以起出用于别的气井，具有经济、安全和高效的特点，其最大下入深度可达7315m。 2.优选管柱排水采气工艺技术

潜油电泵工艺

潜油电泵工艺 一、潜油电泵结构 图5-1潜油电泵结构图 1-变压器2-控制屏3-接线盒4-地面管线5-井口6-泄油阀7-单流阀 8-多级离心泵9-潜油电缆10-分离器 1. 潜油电泵系统由三大部分七大件组成。 井下部分：包括潜油电机、保护器、分离器和多级离心泵； 中间部分：潜油电缆； 地面部分：变频柜和变压器； 2. 潜油电泵各结构介绍 潜油电机：主要由定子系统、转子系统、止推轴承、油循环系统及上下接头等组成，给多级离心泵提供动力。 多级离心泵：由多级叶轮和导轮组成、分多节串联的离心泵。用于把油井中的液体举升到地面。

油气分离器：主要油沉降式和旋转式两种。 保护器：用来补偿电机内润滑油的损失，并起到平衡电机内外压力、防止井液进入电机及承受泵的轴向负荷作用。 3. 潜油电泵的工作原理：电潜泵工作时，地面电源通过变压器变为电机所需要的工作电压，输入到控制屏内，然后经由电缆将电能传给井下电机，使电机带动离心泵旋转，把井液通过分离器抽入泵内，进泵的液体由泵的叶轮逐级增压，经油管举升到地面。 4. 电潜泵型号：QYDB50/2500 QYDB：QY-潜油运行，DB-电泵。 理论排量：50m3/d, 泵挂：2500m。 二、运行现状分析 潜油电泵采油作为一种大排量、高效率、管理方便的机械采油方式,在油田得到了广泛的应用。然而,对于复杂断块油田来说,油水井的对应连通性差,部分潜油电泵井出现供液不足,影响到潜油电泵的正常生产及井下机组运转寿命。 油井深达数千米，变频器与电动机之间距离也是数千米，因此要求变频器输出波形为正弦波，谐波愈小愈好，否则线路压降很大，电机无输出力矩，拖不动负荷。用现代高新技术改造现有的油田采油设备是大势所趋。用现代自控技术和变频调速技术来为油田潜油电泵提供理想电源是这种技术改造过程中的一个重要组成部分。潜油电泵的电压等级多为1140V 和2300V。潜泵按放在地平面以下1000～3000米处，工作环境极度恶劣（高温、强腐蚀等），传统的供电方式—全压、工频使它故障频繁，运行成本大增。潜泵损坏后提到地面上来修理，仅工程费一项就达5万元，价值10万元的电缆平均提上放下5次就须更换，潜泵平均每10个月就须维修一次，维修费用约8万元。传统供电方式危害甚多。例如： （1）潜泵全速运转，当井下液量不富余时，容易抽空，甚至造成死井，一旦死井，则损失惨重。 （2）全压、工频工作启动电流大，冲击扭矩大，不但浪费了电，还对电机寿命有很大影响。（3）油田供电电压常有波动，使电机欠激励或过激励，电机被烧时有发生。 （4）几千米的井下电缆带来了150V左右的线路损耗，由于这部分损耗无法补偿，从而影响了电机的正常工作。 由上可看出，潜泵的传统供电方式必须改造，比较理想的供电设备应具备如下特性：（1）软启动

稠油开采技术与发展前景

稠油开采技术与发展前景 摘要： 稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。目前，提高采收率最成功的开采方法分两大类：一是注入流体热采或驱替型方法，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等；另一类是增产型开采方式，包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等，这两类技术的结合使用，已成为当今稠油开发的主要手段。 关键词： 稠油，热采，油储量，蒸汽吞吐，试验。 序言 目前，制约国内油田持续稳定发展的主要因素有两个，一个是大多数油田已进入开发后期，老油田平均综合含水达90%以上，自然递减率达到20%，综合递减率达11%，原油产量递减加快；另一个是后备储量接替严重不足，已探明储量的丰度和品位明显下降，且大部分为稠油、出砂严重的难动用区块，按常规开采工艺开发其经济效益很差或根本无效。为稳定国内油田原油产量，除继续加大勘探力度外，借鉴国外先进超稠油油藏的开发经验，探索经济有效的开发方式和钻采新工艺及相关配套措施，提高超稠油开

发项目的经济效益，是国内油田目前乃至今后一段时间的紧迫任务。 一目前世界及国内稠油的开采情况 稠油在全球能源市场上占有很重要的地位。提高采收率的方法，如蒸汽吞吐、SAGD、冷采和水平井技术提高了开发效果。随着稠油开采技术的发展和油藏管理技术的改进稠油的开采成本在持续降低。目前国际市场的高油价提供了加速稠油开采和利用。 由于稠油的黏度高，难流动，故不能用常规的方法开采，但稠油的黏度对温度十分敏感，只要温度升高到8℃-10℃时，其黏度就降低1倍，故以高压饱和蒸汽注入油层，先吞后吐进行热采，就能达到良好效果，其采收率可达到40%-60%的水平。 我国上世纪80年代就着眼对稠油的研究和开发，按稠油油藏的特点，其开采方式也各有所异，但总是沿着降黏和使分子变小、变轻的方向发展努力着。目前，提高采收率最成功的开采方法分两大类：一是注入流体热采或驱替型方法，如热水驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱、火驱等；另一类是增产型开采方式，包括水平井、复合分支井、水力压裂、电加热、化学降黏等，这两类技术的结合使用，已成为当今稠油开发的主要手段。其中，胜利油田采用热采、注蒸汽、电加温、化学降黏（注聚合物驱）等技术；辽河油田的中深层热采稠油技术；大港油田的化学辅助吞吐技术；新疆油田的浅层稠油面积驱技术；河南油田的稠油热采技术等，均处于国内领先水平。尤其是河南油田原油的黏度特高（普通稠油为10000mPa?s，特稠油为10000-50000mPa?s超稠油为50000mPa?s以上），热采需要的参数很大，需要注气压力7.5MPa，注气速度为100t/d，蒸汽干度为75%，蒸汽温

解析稠油掺稀油开发技术

龙源期刊网 https://www.docsj.com/doc/951596293.html, 解析稠油掺稀油开发技术 作者：王世卿 来源：《科学与财富》2020年第02期 摘要：稠油掺稀油开发技术应用效果的高低，直接影响到整体油田开采项目的质量。基于此，本文结合是，在论述稠油油藏特点的同时，对稠油掺稀油开发技术实践要点进行探寻，希望通过分析后，可以给此类工程提供帮助。 关键词：稠油掺稀油;开发技术;分析 0前言 作为稠油开发的主要措施，掺稀油降黏需要做好技术上面的控制。由于稀油和稠油之间的配伍性较好，容易控制稀油的数量和相应的实际，控制好稠油的黏度，从地面开采过程中实现顺利的突破。在稠油的开发中，掺杂一定的稀油有助于开发，选择合适的空心抽杆技术，在泵上进行掺和，这样可以保证现实的泵效，提升最终的稠油开发效率。 1 稠油油藏的特点 由于稠油的黏度很高，所以在流动的过程中存在很大的阻力，导致稠油在流动的过程中速度随之减慢。在对抽油机进行应用的过程中，减少抽油泵的充满系数有助于提升产油的质量。由于稠油的胶质和沥青质的含量远远大于一般的稀油，所以在稠油油藏的开发中，需要借助热力采油的方式，借助提升温度的形式，降低石油的年度，从而提升采油的效率。 1.1掺油与吞吐周期的关系 随着吞吐的周期变化，在一个油层中间，出油的情况也随之不同，因此需要做好掺油方面的工作。在周期较低的井里，由于压力过高，出油的情况表现得不尽人意，出现液量较低，含水量较高的现象。从洼38块吞吐周期的类型，一般从低周期、中周期和高周期三个阶段開展。 （1）低周期油井，处于该阶段的油井，由于地层的吸气量较少，注气效果表现出非常不好的效果。特鄙视在1-2周期内，这个阶段的油井表现出不一样的内容，尤其是在油井排水的过程中周期较短，见油非常快，但是最终得到的油黏度非常大，而且文读很高。基于以上的问题，在开采之后需要掺进一些稀油，按照液量的变化内容做好掺油阶段的各个时间段的工作。

稠油井筒降粘技术综述

摘要 稠油是天然石油的重要组成部分，它不仅是动力燃料，而且是化工行业、建筑行业的重要原料。世界稠油和沥青资源极为丰富，地质储量约为61800亿桶。 稠油的流动性差，粘度大，开采的关键问题是降粘、改善其流动性。井筒降粘技术是指通过热力、化学、稀释等措施使得井筒中的流体保持低粘度，从而达到改善井筒流体的流动条件，缓解抽油设备的不适应性，提高稠油及高凝油的开发效果等目的的采油工艺技术。该技术主要应用于原油粘度不很高或油层温度较高，所开采的原油能够流入井底，只需保持井筒流体有较低的粘度和较好的流动性，采用常规开采方式就能进行开采的稠油油藏。 常见的井筒降粘方法有：应用抽稠泵、井筒热力降粘技术、稀释降粘技术化学降粘技术等。每种技术都有自己的优缺点，并在不同时期在各个油田得到广泛应用。 关键词：稠油，储量，粘度，流动性，降粘技术

目录 第1章前言 (1) 第2章稠油开采设备及应用 (2) 2.1抽稠泵原理 (2) 2.2抽稠泵的应用 (2) 第3章井筒热力降粘技术及应用 (4) 3.1电加热降粘技术 (4) 3.1.1 电加热降粘技术原理 (4) 3.1.2 电加热降粘技术应用 (5) 3.2热流体循环加热降粘技术 (6) 3.2.1 热流体循环加热降粘技术原理 (6) 3.2.2 热流体循环加热降粘技术应用 (9) 第4章井筒稀释降粘技术及应用 (11) 4.1井筒稀释降粘技术原理 (11) 4.2井筒稀释降粘技术应用 (13) 第5章化学降粘法及应用 (14) 5.1化学降粘法原理 (14) 5.2化学降粘法应用 (14) 第6章其他井筒降粘方法 (16) 第7章结论 (17) 参考文献 (18) 致谢 (20)

潜油电泵模拟精彩试题

潜油电泵模拟试题 一、选择题（将正确的选项号填入括号） 1．下列选项中，( )是电动潜油泵井的地面装置。 (A)多级离心泵(B)保护器 (C)潜油电动机(D)接线盒 2．下列选项中，( )是电动潜油泵井的井下装置。 (A)控制屏(B)保护器(C)变压器(D)接线盒 3．电动潜油泵井的专用电缆属于( )。 (A)中间部分(B)井下部分(C)地面部分(D)控制部分 4．电动潜油泵井电流卡片是描绘( )曲线。 (A)井下机组电流随时间变化的关系(B)井下机组电流与井口产量的关系 (C)井下机组电流与井底流压的关系(D)井下机组扭矩随时间变化的关系5．电动潜油泵井电流卡片是装在( )。 (A)井口接线盒(B)井下机组保护器 (C)地面控制屏(D)地面变压器上 6．对如图所示的电动潜油泵井电流卡片，错误的叙述是( )。 (A)是一日卡(B)必要时也可当周卡用

(C)电流卡片顺时针运行(D)记录笔要放在左侧 7．在如图所示的电动潜油泵井井口生产流程示意图中，( )的叙述是不正确的。 (A)电动潜油泵井关井时，6是关闭的(B)电动潜油泵井关井时，2是开着的 (C)电动潜油泵井关井时，4是关闭的(D)电动潜油泵井并关井时，3是可以开着的 8．在如图所示的电动潜油泵井井口流程示意图中，( )的叙述是正确的。 (A)电动潜油泵井关井时，1是一定要关闭的 (B)电动潜油泵井测静压时，2是要关闭的 (C)电动潜油泵井测动液面时，2是要关闭的 (D)电动潜油泵井更换油嘴时，2是要开着的 9．电动潜油泵井在( )时，可不必把正常运行的井下机组停下来。 (A)更换双翼油嘴流程(B)测动液面 (C)供电线路检修(D)测静压 10．下列有关电动潜油泵井停止操作叙述，其中( )的说法是正确的。

稠油开采方法

世界上稠油资源极为丰富，据统计，世界上证实的常规原油地质储量大约为4200×108m3，而稠油（包括高凝油）油藏地质储量却高达15500×108m3；在我国，目前已在松辽盆地、渤海湾盆地、准葛尔盆地、二连盆地等15个大中型含油盆地和地区发现了数量众多的稠油油藏，预测我国稠油（包括高凝油）油藏地质储量却高达80×108m3以上。因此，稠油分布广，储量大,开采潜力大。但是，由于原油粘度高，油层渗流阻力过大，使得原油不能从地层流入井筒；即使原油能够流到井底，在从井底向井口流动过程中，由于降压脱气和散热降温而使原油粘度进一步增加，都严重地影响原油的正常进行，使得稠油流动性差，开采难度大。 我国稠油开采技术近二十年来发展迅速，已形成了胜利﹑辽河﹑新疆﹑河南﹑大港等稠油生产基地，其产油量逐年提高，我国已成为目前世界稠油生产的主要国家之一。 第一章稠油的性质 一、稠油的定义和标准 稠油是指粘度大的原油，重油是指密度大的原油，粘度越高的原油一般密度就越大。联合国训练署于1979年6月在加拿大召开了关于重油和沥青砂的标准： (1)重油是指在油藏原始温度下，脱气原油粘度为100～10000mPa·s或在15.6℃(60℉)及0.101MPa 条件下密度为934～1000kg/m3。 (2)沥青砂是指在原始油藏温度下，脱气油粘度大于10000mPa·s或在15.6℃(60℉) 及0.101MPa条件下密度大于1000kg/m3。 根据国际稠油分类标准，我国石油工作在考虑我国稠油特性的同时，按开发的现实及今后的潜在生产能力，提出了中国稠油分类标准，即将粘度为1×102～1×104mPa·s，且相对密度大于0.92的原油称为普通稠油；将粘度为1×104～5×104mPa·s ，且相对密度大于0.95的原油称为特稠油；将粘度大于5×104 5000mPa·s，且相对密度大于0.98的原油称为超稠油（或天然沥青）。 这里必须弄清稠油与高凝油的区别，高凝油是指原油的凝固点比较高,在开发过程主要由于当原油处于凝固点以下温度状态时,原油中的某些重质组分(如石蜡)凝固析出,并沉积到油层岩石颗粒、抽油设备或管线上,造成油层渗流阻力过高,或抽油设备正常工作困难。到目前为止,高凝油尚无统一的划分标准，我国某些油田有自己的地区性划分方法，例如有的油田将凝固点大于40℃，含蜡量超过35%的原油定为高凝油。 二、稠油的一般性质 我国发现的稠油油藏分布很广，类型很多，埋藏深度变化很大，一般在10～2000m之间，主要储层为砂岩。中国稠油特性与世界各国的稠油特性大体相似，主要有以下特点。 (1)稠油中轻质馏分很少，而胶质沥青含量很多，而且随着胶质沥青含量增加，原油的相对密度及同温度下的粘度随之增高。 常规油（即稀油）中沥青质含量一般不超过５％，但稠油中沥青质含量可达10%～30%，个别特超稠油可达50％或更高。 (2)稠油随着密度增加其粘度增高，但线性关系较差。 众所周知，原油密度的大小与其含金属元素的多少有关，而原油粘度的高低主要取决于其含胶质量的多少。我国稠油油藏属于陆相沉积，原油中金属元素含量较少，而沥青、胶质含量变化大，与其他国家相比，沥青质含量较低，一般不超过10％，而胶质含量较高，一般超过20％。因此，原油密度较小，但原油粘度较高。 (3)稠油中烃类组分低。稠油与稀油的重要区别是其烃类组分上的差异，我国陆相稀油中，烃的组成（饱和烃＋芳香烃）一般大于60％，最高可达95％，而稠油中烃的组成一般小于60％，最少者在20％以下，稠油中随着非烃和沥青含量的增加，其密度呈规律性大。 (4)稠油中含硫量低，在我国已发现的大量稠油油藏中，稠油中的含硫量都比较低，一般小于8％。河南油田稠油中含硫量仅为0.8%～0.38%，远低于国外含硫量（见表1）。

潜油电泵采油技术在低孔低渗油田的应用

潜油电泵采油技术在低孔低渗油田的应用 发表时间：2014-12-01T16:09:35.793Z 来源：《价值工程》2014年第6月下旬供稿作者：胡萍 [导读] 潜油电泵有助于实现弱差层的利用在潜油电泵采油的过程中，可减少油井井底流压，使生产压差得到提高。 Application of ESP Oil Production Technology in Low Porosity and Low Permeability Oilfield 胡萍HU Ping曰刘捷丰LIU Jie-feng（塔西南勘探开发公司，喀什844804）（Tarim Southwest Developing and Exploring Company，Kashi 844804，China） 摘要院随着科技与时代的发展，潜油电泵采油技术也随之逐渐成熟，应用范围越来越广，可满足于多种特殊油田的采集需求。现阶段潜油电泵采油技术在油田生产中得到广泛的应用，潜油电泵采油技术是保障油田生产效率的关键，对油田开发有着重要作用。本文首先从潜油电泵采油技术出发，对其应用与管理作出了分析，并提出潜油电泵采油技术在低孔低渗油田的应用建议。 Abstract: With the development of science and technology, the ESP oil recovery technology has been gradually mature. It is more andmore widely used, and can meet the requirement of a variety of special oilfields. At present, ESP oil recovery technology has been widelyused in oil field production. It is the key to ensuring oilfield production efficiency, and plays an important role in oilfield development. Thisarticle first analyzes the application and management of ESP oil production technology, and proposes suggestions for the application of ESPoil production technology in low porosity and low permeability oilfield. 关键词院潜油电泵；采油技术；低孔低渗油田；应用Key words: ESP；oil production technology；low porosity low permeability oilfield；application中图分类号院TE355 文献标识码院A 文章编号院1006-4311（2014）18-0052-021 潜油电泵采油技术的概述潜油电泵机系统包括潜油电泵测试装置、保护器、潜油电机、多级离心泵、变压器、控制屏等，其中还有较多的元件，如电缆卡子、泄油阀、单流阀、大小头、扶正器、接线盒等，在油井开采的过程中，潜油电泵机处于工作状态，潜油电机发挥自身作用，将机械能传输给潜油泵，使潜油泵叶轮不停的旋转，从而将井中的原油输送至地面集油系统。潜油泵的工作原理是首先保证潜油泵自身的湿润，最好充分浸没在液体中，一旦潜油电机开始工作，潜油电机驱使潜油泵轴、叶轮飞速旋转，叶轮叶片带动叶轮流道中液体不停的转动，液体在惯性的作用下，随着叶轮叶片的转动方向，逐渐流至叶轮外缘。此时叶轮流道中的液体还处于流动状态，已达到叶轮吸入口处的液体，就会被叶轮外缘的液体所吸引，随之液体完全进至叶轮外缘。在叶轮旋转的过程中，会对液体产生力的作用，让大部分液体流出叶轮，此时液体压能、液体动能同时增加，已流出叶轮的液体将会进入导壳压出室，这部分液体就会被放置在压出室内。如果在这时减慢液体流动速，将液体动能转变成压能，被放置在压出室的液体就会进入导壳吸入室，以满足叶轮抽汲，直至完成整个潜油电泵机系统的分级过程。液体在流经泵中叶轮、导壳时，液体压能就会增加一次。随着压能的增多，就会给潜油泵造成一定的压力，完成井内液体的抽送。 潜油泵对环境的要求较高，油井温度最好高于五十摄氏度，低于一百八十摄氏度，通常在井温低于九十摄氏度时，需要在O 型密封圈上使用丁睛橡胶，叶轮装置止推垫片，在玻璃布板加上酚醛层，在井温高于九十摄氏度时，需要在O 型密封圈上使用氟橡胶，温度控制在一百七摄氏度左右，叶轮装置F4 聚苯止推垫片，温度控制在一百五摄氏度左右。由于在油井开采的过程中，潜油泵充分浸没在液体中，油井内存在较多的化学气体，这些气体会对潜油泵运行产生一定的影响，一旦含气量达到一个固定额度时，就会发生气锁，此时就无法保证潜油泵的安全稳定运行，更有可能导致电机负载出现剧烈的反应，因此在潜油泵装置油气分离器是很有必要的。潜油泵在油井采集的过程中，要求井液含砂低于百分之零点零五，才能进行抽汲。 2 复杂油田井况下潜油电泵机组的应用与防护潜油电泵机系统在运行的过程中，常见的问题有防砂油井出砂，由于潜油泵对运作环境的要求较高，井液含砂在低于百分之零点零五时，潜油泵才能进行井液抽汲工作，一旦井液含砂高于百分之零点零五，就会造成潜油泵磨损，致使加电机负荷加大。随着磨损严重程度的增加，甚至会出现卡泵，导致潜油电泵机组的无效性。潜油电泵机系统在制造时，应加强抗砂蚀工艺的设计，来提高潜油电泵机的耐磨性与硬度。由于潜油电泵机在工作的过程中，是向井下抽吸液体，因此，在设计机组结构时也要充分考虑到液体流向上这一特性，以加强抗砂蚀性为主，降低机组磨损程度。考虑到潜油电泵机组长期处于油井高温高压环境下，机组浸没在液体中，长久发展下去，机组内部、外部就会形成较厚的结垢，尤其是含二氧化碳高、含蜡质胶质高的油井，机组结垢更快、更厚。由于机组结垢，致使电机无法散热，更容易堵塞各管道，例如泵、分离器等流道，给抽吸液体带来一定的影响，导致产液低下，加大了泵的轴功率，会造成电机的损坏，更有可能烧毁电机，因此，要加强潜油电泵机的防垢措施。在实际的油井生产中，最常用的防垢措施是在油井中加入防垢剂，在机组表面采用防垢材料，此种防垢措施有利于改善机组结垢情况，延长机组使用时间。由于油田水质存在较多的腐蚀质，长期浸泡在油井下的潜油电泵机组必然会受到一定的影响，对机组进行防腐蚀措施也是很有必要的，可在机组表面涂防腐材料。 3 潜油电泵井系统管理潜油电泵采油是集科学性、完整性、系统性为一体的工艺技术，潜油电泵机是油井生产的关键设备，其设计、制造、施工、养护等与油井生产有着密切的关联，为保障潜油电泵机使用寿命，可从电泵生产制造质量、施工质量、日常管理等方面，对其进行保护，只有做好制造、施工、管理工作，才能提升潜油电泵机使用寿命，减少生产成本，保证油田生产效率的提高。 潜油电泵系统工程管理是指在油井开采的过程中，对潜油电泵采油的设计、施工、运行方式等方面进行管理，充分调动各大环节的工作，实现潜油电泵采油工作的有效衔接，优化系统组织与结构，达到对潜油电泵系统工程的管理。潜油电泵系统工程包括油井工程设计、选泵设计、施工、潜油电泵井投产、潜油电泵井管理。最后一个环节是总结与分析，通过上述环节的相互配合，提高电泵系统的运行效率。下面四点是潜油电泵生产分析的要素，第一点，合理的油井工作制与生产压差，油井系统效率的优良，生产过程中是否充分发挥油层作用，油井产能与泵额定流量是否一致；第二点，油井产能的变化，抽油后采油指数的改变与变化原因；第三点，井下机组工作状况，产量是否在预期值以内；第四点，使用潜油电泵抽油的前后变化与效果。 4 潜油电泵采油技术在低渗透油田的应用建议4.1 地层压力保持水平由于低渗透油田储层物性较差，启动压力起落较大，通过高地层压力才能释放出压差采油的最大效用，采用潜油电泵采油技术，可有效减少油井井底流压，一旦地层压力小于饱和压力，地层流体就会因为脱气而逐渐分流，从原本的两相转变为三相，油相渗流阻力也随之加大，不利于采油。高气油还会对潜油电泵产生一定的影响，甚至会危害到机组的稳定运行。只有地层压力稳定，才是保证采油效率的关键。 4.2 潜油电泵有助于实现弱差层的利用在潜油电泵采油的过程中，可减少油井井底流压，使生产压差得到提高。当潜油电泵采油在低渗