油田接力復(fù)合舉升深抽工藝技術(shù)研究與應(yīng)用教材

101/101中國石化西北油田分公司200中國石化西北油田分公司2007年科研項(xiàng)目驗(yàn)收報(bào)告 塔河油田接力復(fù)合舉升深抽工藝技術(shù)研究與應(yīng)用中國石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院2008年12月塔河油田接力復(fù)合舉升深抽工藝技術(shù)研究與應(yīng)用項(xiàng)目負(fù)責(zé)單位：中石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院項(xiàng)目負(fù)責(zé)人：趙海洋張志宏報(bào)告編寫人：鄧洪軍劉榧楊映達(dá)張建軍柏森黃云報(bào)告審核：趙海洋起止時(shí)刻：2007年1月至2008年12月中國石化西北油田分公司工程技術(shù)研究院2008年12月1項(xiàng)目研究目的意義1.1目的意義隨著開發(fā)的不斷深入，油層能量逐漸降低，低液面油井不斷增多。特不是塔河油田奧陶系碳酸巖儲層為代表的西部油藏具有超深、高溫、縫洞發(fā)育等復(fù)雜的地質(zhì)特征，油井深度5000m以下。油井見產(chǎn)初期產(chǎn)能高、遞減快，后期要緊以人工舉升開采方式為主，目前塔河油田要緊采取有桿泵（管式泵、抽稠泵、螺桿泵、自動補(bǔ)償泵采油工藝）、無桿泵（電潛泵采油工藝）采油方式為主，但隨著地層能量的進(jìn)一步的下降，部分油井因供液不足處于間開生產(chǎn)狀態(tài)，液面差不多下降到常規(guī)有桿泵極限泵掛深度，現(xiàn)有工藝無法滿足生產(chǎn)要求，因此必須進(jìn)展提高深抽工藝及深抽配套工藝技術(shù)，提高油井的生產(chǎn)時(shí)效，以滿足油田開發(fā)生產(chǎn)要求，同時(shí)為油田提高采收率做出貢獻(xiàn)。1.2課題內(nèi)容設(shè)置1.2.1課題要緊研究內(nèi)容（1）國內(nèi)外復(fù)合舉升深抽工藝技術(shù)調(diào)研（2）接力舉升采油工藝技術(shù)優(yōu)化研究（3）有桿泵-電泵接力復(fù)合舉升方式配套管柱研究（4）有桿泵-電泵接力復(fù)合舉升系統(tǒng)生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)研究（5）有桿泵-電泵接力復(fù)合舉升工藝現(xiàn)場試驗(yàn)應(yīng)用1.2.2要緊技術(shù)指標(biāo)（1）有桿泵-電潛泵接力舉升系統(tǒng)管柱設(shè)計(jì)及優(yōu)化；（2）接力升系統(tǒng)下泵深度達(dá)到4000m；（3）檢泵周期大于300天。1.2.3首先通過對不同類型油藏和油田地面條件的特點(diǎn)分析，初步篩選出不同類型油藏的復(fù)合舉升工藝方案，然后在數(shù)值模擬的基礎(chǔ)上，研究最佳的參數(shù)匹配，優(yōu)化確定復(fù)合舉升方式。再依照復(fù)合舉升方式設(shè)計(jì)相應(yīng)的舉升設(shè)備。最后研究不同的工作參數(shù)對復(fù)合舉升系統(tǒng)的阻礙，進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，從而形成塔河油田超深復(fù)合舉升采油技術(shù)。1.2.4技術(shù)關(guān)鍵（1）有桿泵-電泵接力舉升優(yōu)化組合及參數(shù)匹配研究（2）接力復(fù)合舉升系統(tǒng)參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)研究2工作量及經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)完成情況2.1工作量完成情況序號要緊研究內(nèi)容完成情況1國內(nèi)外復(fù)合舉升深抽工藝技術(shù)調(diào)研總結(jié)分析了噴射泵—電潛泵組合深抽工藝和噴射泵—電潛泵接替舉升工藝，調(diào)研深抽工藝現(xiàn)狀；2有桿泵-電泵接力舉升采油工藝技術(shù)方案優(yōu)化研究完成了有桿泵-電潛泵接力舉升深抽工藝的可行性分析，總結(jié)分析了接力舉升工藝的理論原理，管柱耐壓及拉伸強(qiáng)度分析計(jì)算；3有桿泵-電泵接力復(fù)合舉升方式配套管柱研究優(yōu)化設(shè)計(jì)了有桿泵—電泵接力復(fù)合舉升工藝管柱設(shè)計(jì)，研制了井液匹配儲能器裝置、高效油氣分離器裝置；4接力復(fù)合舉升系統(tǒng)生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)研究合理優(yōu)化設(shè)計(jì)了接力復(fù)合舉升系統(tǒng)生產(chǎn)參數(shù)，確保了現(xiàn)場成功應(yīng)用。2.2技術(shù)指標(biāo)完成情況序號要緊技術(shù)指標(biāo)完成情況1有桿泵-電潛泵接力舉升系統(tǒng)管柱設(shè)計(jì)及優(yōu)化；形成了一套適應(yīng)塔河油田深抽工藝技術(shù)要求的有桿泵-電泵接力舉升系統(tǒng)管柱設(shè)計(jì)，配套井液匹配儲能器及高效油氣分離器；2接力升系統(tǒng)下泵深度達(dá)到4000m；有桿泵-電潛泵接力舉升系統(tǒng)下深最深至4020m；3檢泵周期大于300天最長檢泵周期達(dá)到336天，其余井仍正常生產(chǎn)。2.3項(xiàng)目研究人員項(xiàng)目職責(zé)姓名單位職稱研究分工項(xiàng)目負(fù)責(zé)趙海洋西北油田分公司工程技術(shù)研究院高級工程師總體設(shè)計(jì)與組織治理首席專家林濤西北油田分公司工程技術(shù)研究院教授級高工總體設(shè)計(jì)與規(guī)劃研究人員趙普春西北油田分公司采油二廠高級工程師項(xiàng)目落實(shí)及組織實(shí)施研究人員張志宏西北油田分公司工程技術(shù)研究院高級工程師國內(nèi)調(diào)研基礎(chǔ)理論研究研究人員鄧洪軍西北油田分公司工程技術(shù)研究院工程師研究人員劉榧西北油田分公司工程技術(shù)研究院工程師管柱設(shè)計(jì)優(yōu)化研究研究人員黃云西北油田分公司工程技術(shù)研究院工程師研究人員楊映達(dá)西北油田分公司工程技術(shù)研究院工程師研究人員張建軍西北油田分公司工程技術(shù)研究院工程師方案優(yōu)化設(shè)計(jì)研究人員柏森西北油田分公司工程技術(shù)研究院工程師研究人員胡雅潔西北油田分公司工程技術(shù)研究院工程師現(xiàn)場試驗(yàn)跟蹤評價(jià)研究人員劉廣燕西北油田分公司工程技術(shù)研究院工程師3取得的要緊技術(shù)成果3.1接力復(fù)合舉升工藝技術(shù)調(diào)研國內(nèi)關(guān)于復(fù)合舉升工藝也做了一些探究，如噴射泵—電潛泵組合深抽工藝和噴射泵—電潛泵接替舉升工藝等。3.1.1.噴射泵—電潛泵組合深抽工藝工藝流程見圖3-1，工藝流程設(shè)計(jì)具體方法是在油井附近打一眼深約50m的井，稱為口袋井。將電潛泵（即電動潛油離心泵）掛在口袋井中，作為系統(tǒng)動力液的升壓升溫設(shè)備，三相分離器置于油井附近實(shí)現(xiàn)動力液循環(huán)和原油外輸。由于流程中無機(jī)械運(yùn)動部件，噴射泵隨油管可下到一定深度，電潛泵在地面給動力液提供較高的壓力（一般可達(dá)12～20MPa），系統(tǒng)通過大排量動力液將油井產(chǎn)出液帶出，克服了有桿泵深抽小液量難以提升的弱點(diǎn)，整個(gè)系統(tǒng)不易發(fā)生機(jī)械故障，適合深井舉升。油井產(chǎn)出液經(jīng)噴射泵與動力液混合從油套管環(huán)形空間返出，進(jìn)入三相分離器，其中一部分液體作為油井產(chǎn)量外輸至計(jì)量站，一部分液體作為動力液進(jìn)入口袋井循環(huán)。如此，循環(huán)動力液就不斷地從油井井底和口袋井中電潛泵機(jī)組獲得熱量，最終使動力液具有較高的溫度，因而工藝具有較好的熱力開采特性。圖3-1噴射泵與電潛泵組合舉升流程圖然而，該工藝的局限性也是顯而易見的。一是用噴射泵效率低，下泵深度受限。二是與單一電潛泵比，并無優(yōu)勢。3.1.2噴射泵—有桿泵接替舉升工藝噴射泵有桿泵接替舉升是通過噴射泵系統(tǒng)舉升和有桿泵系統(tǒng)舉升兩級舉升接替實(shí)現(xiàn)的。要緊包括有桿泵系統(tǒng)、噴射泵和封隔器。封隔器在噴射泵以下密封油套管環(huán)形空間。其中噴射泵為套管式反循環(huán)泵，動力液(水或油水混合液)由井口油套管環(huán)形空間打入，經(jīng)噴射泵與油層產(chǎn)出液混合。噴射泵將混合液舉升到有桿泵的正常抽汲深度(保持有桿泵有一定的沉沒度)，實(shí)現(xiàn)一級舉升。由有桿泵系統(tǒng)再將混合液舉升到地面，實(shí)現(xiàn)二級舉升。如此經(jīng)噴射泵有桿泵的舉升接替完成了油層產(chǎn)出液的舉升過程。接替舉升只要求噴射泵將油層產(chǎn)出液和乏動力液舉升到井筒的一定高度，因此動力液可采納低壓(可為0)動力液，地面泵可采納低壓離心泵，或直接在井口加一回流裝置，讓一部分混合液不通過任何處理重新注入油套管環(huán)形空間，形成循環(huán)動力液。接替舉升工藝設(shè)計(jì)是以油層—井筒—噴射泵—抽油泵、桿、機(jī)所組成的生產(chǎn)系統(tǒng)為對象，在油層、噴射泵及有桿泵相互協(xié)調(diào)的前提下，選定不同機(jī)、桿、泵(包括有桿泵和噴射泵)及其工作參數(shù)，以噴射泵為求解點(diǎn)，采納系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)分析方法，確定出最大的可能產(chǎn)量及其相應(yīng)的抽汲參數(shù)。接替舉升設(shè)計(jì)比常規(guī)的機(jī)、桿、泵系統(tǒng)設(shè)計(jì)要復(fù)雜，它不僅涉及井筒多相管流的壓力和溫度場分布，而且還涉及到噴射泵和有桿泵之間的相互協(xié)調(diào)關(guān)系及其工作狀況。該工藝特點(diǎn)如下：噴射泵無機(jī)械運(yùn)動部件，動力液工作壓力專門低，可隨油管下入足夠深度。理論上只要有桿泵在噴射泵的有效揚(yáng)程內(nèi)，能實(shí)現(xiàn)凡爾的開關(guān)，即可實(shí)現(xiàn)舉升接替，因此接替舉升系統(tǒng)的抽汲深度與單一的有桿泵或噴射泵的抽汲深度相比會大大增加。合理設(shè)計(jì)噴射泵與有桿泵之間的距離，能夠改善有桿泵的供液能力，從而改善有桿泵系統(tǒng)的工況。從地面治理角度分析，接替舉升系統(tǒng)與單一有桿泵系統(tǒng)相差無幾，只是在井口多一個(gè)動力液入井流程。地面調(diào)整的參數(shù)為有桿泵系統(tǒng)的沖程、沖數(shù)及噴射泵需要的井口動力液量，這些參數(shù)的調(diào)整必須滿足舉升接替的協(xié)調(diào)關(guān)系。油層產(chǎn)出液量是上述參數(shù)調(diào)整的依據(jù)，依照噴射泵的特性曲線，以滿足有桿泵的入口壓力為基礎(chǔ)，確定井口動力液量。與單一的有桿泵深抽或噴射泵深抽相比，接替舉升工藝的適應(yīng)性有所增強(qiáng)。例如，對斜井和水平井，接替舉升系統(tǒng)的噴射泵可下至油井的傾斜段和水平段；對高凝高粘油井，噴射泵的乏動力液易于實(shí)現(xiàn)對高凝高粘原油加溫稀釋等等。但也應(yīng)該看到，該技術(shù)并未解決有桿泵半程出液與噴射泵的協(xié)調(diào)問題，這將使本來效率低的噴射泵變的更加低。同時(shí)，由于噴嘴的低壽命，無法實(shí)現(xiàn)水力起下，難以礦場應(yīng)用。通過對各種復(fù)合舉升方式的研究分析表明，合理的組合方式僅為有限的幾種。比較合理的復(fù)合舉升方式為（1）有桿泵－電潛泵；（2）電潛泵－電潛泵；（3）電潛泵－射流泵3.2接力復(fù)合舉升基礎(chǔ)理論研究3.2.1高溫高壓流體物性計(jì)算3.2.11)API重度 （3-2-1式中——原油相對密度，小數(shù)。2)原油密度 （3-2-2式中ρSTO——原油在標(biāo)準(zhǔn)條件下的密度，lbm/ft3； ——天然氣相對密度，小數(shù)。=3\*Arabic3)原油體積系數(shù)Standing（1981）相關(guān)式 （3-2-Vasquez-Beggs(1980)相關(guān)式 （3-2-表3-2-1系數(shù)c1～c系數(shù)＞0.8762≤0.8762c1c2c34.677×10-41.751×10-5-1.811×10-84.670×10-41.100×10-51.337×10-9Glaso(1980)相關(guān)式 （3-2-式中 =4\*Arabic4)溶解氣油比Standing（1947）相關(guān)式 （3-2式中 Vasquez-Beggs(1980)相關(guān)式 （3-2表3-2-2系數(shù)c1～c系數(shù)≥30＜30c1c2c30.03621.093725.72400.01781.187023.9310Glaso(1980)相關(guān)式 （3-2式中 Lasater相關(guān)式 （3-2當(dāng)≤40時(shí)， 當(dāng)＞40時(shí)， 當(dāng)時(shí)， 當(dāng)時(shí)， 無因次法，該方法僅有用于壓力遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于飽和壓力的情況，而飽和壓力下的溶解氣油比采納Standing相關(guān)式計(jì)算。（3-2-10=5\*Arabic5）原油粘度Beggs-Robinson(1975)相關(guān)式 （3-2式中脫氣原油粘度 Beggs-Robinson(1991)相關(guān)式 （3-2式中 當(dāng)p>pb時(shí)， 式中 =6\*Arabic6）油氣界面張力 （3-2式中 3.2.1=1\*Arabic1）天然氣密度 （3-2式中p——壓力，Psi； Tr——擬對比溫度，無因次。=2\*Arabic2）天然氣體積系數(shù) （3-2=3\*Arabic3）臨界壓力溫度公式1 公式2 公式3 式中——H2S的含量，無因次； ——CO2的含量，無因次； ——N2的含量，無因次。公式4當(dāng)≥0.7時(shí)， 當(dāng)≤0.7時(shí) 公式5 =4\*Arabic4）非烴校正Wichert-Aziz(1972) （3-2 式中 =5\*Arabic5）偏差系數(shù)HallandYarborough相關(guān)式（1≤pr≤24;1.2≤Tr≤3.0） （3-2式中x由下式確定 式中 Dranchuk-Purvis-Robinson(1974)相關(guān)式（0.2＜pr＜15；0.7＜Tr＜3.0）（3-2式中 =6\*Arabic6）天然氣壓縮系數(shù) （3-2=7\*Arabic7）天然氣粘度Lee相關(guān)式 （3-2式中 Dempsey(1965)相關(guān)式若不進(jìn)行非烴校正，則天然氣的粘度按下式計(jì)算 （3-2式中 若進(jìn)行非烴校正，則天然氣的粘度按下式計(jì)算（3-2式中 3.2.1=1\*Arabic1)地層水密度在地層條件下，純水密度的相關(guān)式為 （3-2考慮礦化度的阻礙，則為 =2\*Arabic2)地層水體積系數(shù)（3-2式中 =3\*Arabic3)地層水壓縮系數(shù) （3-2式中， S——含鹽量，無因次。=4\*Arabic4)溶解氣水比 （3-2式中，=5\*Arabic5)地層水粘度Meehan相關(guān)式 （3-2式中， SPERE相關(guān)式 （3-2式中， Brill-Beggs相關(guān)式 （3-2=6\*Arabic6)水氣界面張力 （3-2式中 3.2.2油井流入動態(tài)研究準(zhǔn)確預(yù)測油井是確定油井合理共組制度的依據(jù)，也是分析油井動態(tài)的基礎(chǔ)。1）單相液體當(dāng)測試井底流壓大于原油飽和壓力時(shí)，油層內(nèi)為單相液體滲流，油井產(chǎn)能可按采油指數(shù)計(jì)算：(3-2-3式中qL——產(chǎn)液量，m3/d；pwf——井底流壓，MPa；JL——采液指數(shù)，m3/(d.MPa)；——地層平均壓力，MPa；qLtest——測試產(chǎn)液量，m3/d；pwftest——測試壓力，MPa。2）不完善井的Vogel方程當(dāng)測試井底流壓小于原油飽和壓力時(shí)，油層內(nèi)出現(xiàn)氣液兩相滲流，且考慮油井不完善對產(chǎn)能的阻礙，油井產(chǎn)能預(yù)測可按下式計(jì)算：(3-2-3式中qomax——油井理想狀態(tài)下最大產(chǎn)油量，m3/d；FE——流淌效率，表征油井的不完善情況。3）油氣水三相滲流IPR方程關(guān)于注水開發(fā)的油藏，油氣水三相同時(shí)存在。Petrobras依照油流Vegol方程，從幾何學(xué)角度導(dǎo)出油氣水三相滲流時(shí)的IPR曲線及井底流壓和采油指數(shù)計(jì)算式。(3-2-3(0<qL≤qb)pwf=(qb<qL≤qomax)(qomax<qL≤qLmax)(3-式中qb——原油飽和壓力下的產(chǎn)液量，m3/d； qoamx——流壓為零時(shí)的最大產(chǎn)油量，m3/d； qLmax——流壓為零時(shí)的最大產(chǎn)液量，m3/d；qL——產(chǎn)液量，m3/d；fw——含水率；JL——產(chǎn)液指數(shù)，m3/(d.MPa)。當(dāng)測試流壓時(shí)(3-2-3當(dāng)時(shí)(3-2-3式中qLtest——測試產(chǎn)液量，m3/d；A—相關(guān)系數(shù)。3.2.3組合舉升井筒壓力預(yù)測Hagedorn-Brown(1965年)針對垂直井中油氣水三相流淌，基于單相流體和機(jī)械能守恒定律，建立了壓力梯度模型；并在裝有1"、11/4"、11/2"油管的457m深的試驗(yàn)井中，以10、30、35和110mPa.s的油、天然氣和水混合物進(jìn)行了大量的現(xiàn)場試驗(yàn)，通過反算持液率，提出了用于各種流型下的兩相垂直上升管流壓降關(guān)系式。此壓降關(guān)系式不需要判不流型，適用于產(chǎn)水氣井流淌條件。由于動能變化引起的壓降梯度甚小可忽略不計(jì)，則總壓降梯度方程為（3-2式中m——?dú)庖夯旌衔锩芏?，kg/m3；HL——持液率；g——重力加速度，m/s2；D——管子內(nèi)徑，m；vm——?dú)庖夯旌衔锉碛^速度，m/s；vm=vSL+vSGvSG、vSL——?dú)?、液相表觀流速，vSG=qg/A，vSL=qL/A，m/s；qg、qL——?dú)狻⒁合囿w積流量，m3/s。 Orkiszewski（1967年）采納148口油井實(shí)測數(shù)據(jù)，對比分析了多個(gè)氣液兩相流模型。然后分不同流型擇其優(yōu)者（表3-2-3），綜合他的研究成果得出四種流型的壓降計(jì)算方法。表3-2-3流型選用方法泡流Griffith和Wallis段塞流密度項(xiàng)對Griffith和Wallis公式作了修正，摩阻項(xiàng)用Orkiszewski方法過渡流Ros和Duns霧狀流Ros和DunsDuns-Ros(1963年)對阻礙垂直兩相管流中的13個(gè)變量按π定理進(jìn)行了因次分析，以質(zhì)量、長度和時(shí)刻作為差不多量綱。對因次分析確立的10個(gè)無因次量進(jìn)行了深入研究，總結(jié)出四個(gè)無因次量（無因次氣相速度、無因次液相速度、無因次液相粘度、以及無因次管徑）能比較全面的描述兩相管流現(xiàn)象。并在實(shí)驗(yàn)室中以10m長的垂直管進(jìn)行了約4000次氣液兩相管流實(shí)驗(yàn)，獲得了約2萬個(gè)數(shù)據(jù)點(diǎn)，總結(jié)得出了流態(tài)分布圖。圖中流態(tài)包括三個(gè)區(qū)域：=1\*ROMANI區(qū)包括氣泡流、彈狀流和部分沫狀流；=2\*ROMANII區(qū)包括段塞流和沫狀流的剩余部分；=3\*ROMANIII區(qū)為霧狀流。其差不多方程是以總壓降形式給出的，總壓差包括由重力、摩擦和加速度三部分組成。各項(xiàng)壓降梯度需依照不同流型采納相應(yīng)的經(jīng)驗(yàn)曲線和關(guān)系式確定。表3-2-4Beggs-Brill實(shí)驗(yàn)參數(shù)變化范圍參數(shù)變化范圍管子內(nèi)徑32～142.3mm液體密度828～1000kg/m3液相運(yùn)動粘度1×10-6～337×10-6m表面張力24.5～72mN/m氣相表觀速度0～100m/s液相表觀速度0～3.2m/sGray（1967年）從少量的凝析油數(shù)據(jù)系統(tǒng)中獲得了氣體體積分?jǐn)?shù)，建立了反映反轉(zhuǎn)現(xiàn)象的簡化經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ?，只需錄入相對密度、壓力和溫度?shù)據(jù)。曾與108口井測壓資料進(jìn)行比較，其預(yù)測結(jié)果明顯優(yōu)于干氣井預(yù)測模型。Beggs-Brill(1973年)依照均相流淌能守恒方程式得出了壓力梯度方程，并在直徑1"、11/2"長13.7m的傾斜透明管中用水和空氣進(jìn)行了大量的實(shí)驗(yàn)，得出了不同傾斜管道中氣液兩相流淌的持液率和阻力系數(shù)的相關(guān)規(guī)律。表3-2-5Beggs-Brill實(shí)驗(yàn)參數(shù)變化范圍參數(shù)變化范圍氣體流量，m3/s0～0.098液體流量，m3/s0～0.0019管段平均壓力（絕），MPa0.25～0.67管子內(nèi)徑，mm25.4、38.1持液率0～0.87壓力梯度，MPa0～0.185管段傾角-900～+900Mukherjee和Brill（1985）在Beggs和Brill（1973）研究工作的基礎(chǔ)上，改進(jìn)了實(shí)驗(yàn)條件，對傾斜管兩相流的流型進(jìn)行了深入研究，提出了更為適用的傾斜管（包括水平管）兩相流的流型判不準(zhǔn)則和應(yīng)用方便的持液率及摩阻系數(shù)經(jīng)驗(yàn)公式。M-B模型的壓降梯度方程為（3-2M-B持液率只是操縱流型的三個(gè)無因次參數(shù)的函數(shù)。（3-2式中系數(shù)c1、c2、c3、c4、c5依照水平流、上升流淌以及下降流的分離流和其它流型分不取不同的值。Hasan和Kabir（1988年）利用水動力學(xué)原理，通過對氣液兩相流淌形態(tài)轉(zhuǎn)變的機(jī)理性分析，得出了每一種流淌形態(tài)的判不依據(jù)，提出了確定每一流淌形態(tài)的判不依據(jù)和方法。進(jìn)而給出了相應(yīng)的壓力梯度計(jì)算方法。該方法的流淌形態(tài)分為泡流、段塞流、攪動流和環(huán)狀流四種。3.2.3為了綜合評價(jià)多相管流計(jì)算方法預(yù)測結(jié)果的正確性，由此優(yōu)選出符合實(shí)際油氣井條件的多相管流計(jì)算方法，定義以下3項(xiàng)誤差統(tǒng)計(jì)指標(biāo)。壓力平均相對誤差E1表示兩相流模型預(yù)測結(jié)果的整體偏差：（3-2式中pci——壓力計(jì)算值，MPa；pti——壓力測試值，MPa；n——測試井次。壓力絕對平均相對誤差E2表示兩相流模型預(yù)測結(jié)果平均誤差的大?。海?-2壓力標(biāo)準(zhǔn)誤差E3表示計(jì)算結(jié)果的離散程度：（3-2由誤差分析方法并綜合上述統(tǒng)計(jì)誤差E1~E3定義如下相對性能系數(shù)RPF（RelativePerformanceFactor）作為比較多個(gè)管流計(jì)算方法的評價(jià)指標(biāo)。（3-2式中——各種參與比較的關(guān)系式中第i項(xiàng)誤差絕對值最小值；——各種參與比較的關(guān)系式中第i項(xiàng)誤差絕對值最大值。RPF可能的最小值為0，僅當(dāng)管流關(guān)系式各項(xiàng)誤差絕對值都最小時(shí)為0，最大值為3，僅當(dāng)各項(xiàng)誤差絕對值都最大時(shí)為3。RPF越接近0表示其計(jì)算方法相對性能越佳，越接近3表示其性能越差。可見RPF反應(yīng)了參與比較的一組管流關(guān)系式綜合相對性能差異。3.2.3以井口為起點(diǎn)，沿井深向下為z的正方向，與氣體流淌方向相反。忽略動能項(xiàng)壓降梯度，垂直氣井流淌氣柱壓力梯度公式為（3-2式中p——壓力，Pa；ρ——流淌狀態(tài)下的氣體密度，kg/m3；g——重力加速度，m/s2；v——管內(nèi)氣體流速，m/s；D——管子直徑，m。在任意狀態(tài)（P、T）下，氣體的流速可用流量和油管截面積表示為（3-2 改寫為積分形式（3-2因此井底流壓為（3-23.2.4井筒流溫計(jì)算潛油電泵+有桿泵、潛油電泵+氣舉與射流泵+氣舉組合舉升過程中，后兩種油套環(huán)空有氣體注入，且潛油電泵生產(chǎn)過程中因潛油電泵發(fā)熱將產(chǎn)生溫度升高。3.2.4在潛油電泵抽油系統(tǒng)中，輸入功率的有用功用來舉升流體，其余部分則轉(zhuǎn)化為熱量，并傳遞給周圍的流體使之溫度升高。設(shè)泵出口處流體的溫度為Tout，則：（3-2式中——泵出口處流體的溫度，℃；——泵入口處流體的溫度，℃；——流體因潛油電泵發(fā)熱而引起的溫升，℃。設(shè)潛油電泵的輸入功率為，則在產(chǎn)生的熱量Q為（3-2式中Q——潛油電泵在時(shí)刻內(nèi)產(chǎn)生的熱量，kJ；——潛油電泵的輸入功率，kW；——系統(tǒng)效率；——時(shí)刻間隔，s。假設(shè)潛油電泵與周圍流體之間的熱量交換速度特不快，則流體的溫升可表示為（3-2式中——流體的比熱，kJ/(kg.℃)；m——流體的質(zhì)量流量，kg/s；——流體的溫升，℃。聯(lián)立式(2-4-2)和(2-4-3)可得：（3-23.2.4以井口為原點(diǎn)，沿油管軸線向下為z正向，建立如圖3-2-1所示的坐標(biāo)系。為油管與水平方向的夾角。zzdzz+dzpτwp+dpv+dvzρgAdzθv圖3-2-1管流壓降分析能量守恒方程 （3-2式中——流體密度，kg/m3；v——流速，m/s；z——深度，m;p——壓力,Pa；g——重力加速度，9.81m/s2；——井斜角，度；f——摩阻系數(shù)；d——管子內(nèi)徑，m；q——單位長度操縱體在單位時(shí)刻內(nèi)的熱損失，J/m.s；A——流通截面積，m2；h——比焓，J/kg；T——溫度,K。比焓梯度由式(2-4-6)計(jì)算 （3-2式中Cp——流體的定壓比熱，J/(kg.K)；αJ——焦耳—湯姆孫系數(shù)，K/pa；關(guān)于氣體（3-2-關(guān)于液體，其壓縮系數(shù)特不小，能夠近似認(rèn)為液體不可壓縮，則（3-2依照假設(shè)條件，可得單位長度操縱體在單位時(shí)刻內(nèi)的熱損失q為（3-2式中rto——油管外徑，m；Uto——總傳熱系數(shù)，W/m.℃；ke——地層傳熱系數(shù)，W/m.℃；Tf——流體溫度，K；f(tD)——無因次時(shí)刻函數(shù)；－地層初始溫度，K；由式(2-4-10)計(jì)算（3-2T0——地表環(huán)境處始溫度，K；ge——初始地溫梯度，K/m；由以上各式可得壓力、溫度梯度的綜合數(shù)學(xué)模型為（3-2式中——壓力，Pa；——溫度，K；vsg——?dú)怏w表觀流速，m/s；wt——總質(zhì)量流量，kg/s。3.2.4單位井深的物理模型如圖3-2-1所示。其要緊假設(shè)條件如下：（1）井筒內(nèi)傳熱為穩(wěn)定傳熱；（2）地層內(nèi)傳熱為不穩(wěn)定傳熱；（3）油套管同心。圖3-2-2井筒傳熱模型對環(huán)空流體，由溫度梯度方程，得（3-2式中qf——單位長度操縱體內(nèi)，地層與環(huán)空間的熱損失，J/m·s；（3-2qta——單位長度操縱體內(nèi)，環(huán)空與油管間的熱損失，J/m·s；（3-2下標(biāo)a和g分不表示環(huán)空和環(huán)空氣體。 式(3-2-59)中，由于環(huán)空內(nèi)高壓氣體，使壓力梯度專門小，且壓力隨深度增加，密度增大，故右邊第二項(xiàng)專門小且為負(fù)，可平衡第三項(xiàng)的靜壓項(xiàng)。因此將式(3-2-60)和(3-2-60)代入(3- (3-2式中w——單位長度操縱體內(nèi)的質(zhì)量流量，kg/s；tD——無因次時(shí)刻，；——地層熱擴(kuò)散系數(shù)，；rto——油管外徑，m；rco——套管外徑，m；Tt——油管流體溫度，K；Tei——地層原始溫度，，K；T0——地表環(huán)境溫度，K；ge——初始地溫梯度，K/m；Ke——地層傳熱系數(shù)，W/(m.℃)；TD(tD)——無因次溫度函數(shù)；Uto——總傳熱系數(shù)，W/m℃。同理，對油管流體，由溫度梯度方程，得(3-2化簡得 (3-2下標(biāo)t分不表示油管流體。 由式(3-2-59)和(3-2 (3-2由式(3-2 (3-2式中故式(3-2(3-2綜合式(3-2-63)和(3-2(3-2在井筒流體從井底流至地面的過程中，熱量不斷地從流體經(jīng)油管柱徑向流向井筒周圍的地層。計(jì)算井筒流體的熱損失時(shí)，最關(guān)鍵的是如何確定具體井身結(jié)構(gòu)條件下的總傳熱系數(shù)。它涉及到在環(huán)空液體或氣體的熱對流、熱傳導(dǎo)及熱輻射都存在條件下，如何準(zhǔn)確計(jì)算出環(huán)空傳熱系數(shù)。阻礙環(huán)空傳熱系數(shù)的因素較多，計(jì)算復(fù)雜，多采納迭代法求解。此外，油井的無因次生產(chǎn)時(shí)刻也是阻礙井筒流體熱損失的因素之一。3.2.4井筒流體向周圍地層巖石傳熱必須克服油管壁、油管隔熱層、油套環(huán)空、套管壁、水泥環(huán)等產(chǎn)生的熱阻。這些熱阻相互串聯(lián)，除油套環(huán)空外，其它部分均為導(dǎo)熱傳熱，其傳熱系數(shù)差不專門大，使井眼溫度分布呈非線性。為計(jì)算方便，可定義一井眼總傳熱系數(shù)Uto，它表示以上各串聯(lián)熱阻的總熱阻，由傳熱機(jī)理能夠?qū)С銎溆?jì)算表達(dá)式。(3-2式(2-4-21)包括了油管內(nèi)壁水膜，油管壁，油管隔熱層、油管與套管間的環(huán)空，套管壁，水泥環(huán)所產(chǎn)生的總熱阻。由于鋼材和油管內(nèi)壁水膜的熱阻較其他材料小得多，在實(shí)際應(yīng)用中可忽略油管、套管和管壁水膜對井眼總傳熱系數(shù)的阻礙。如此，式(3-2(3-2式(3-2(3-2式中“*”表示絕對溫標(biāo)，表示Stefan—Boltzmann常數(shù)（其值為），、分不為絕熱層外表面和內(nèi)表面的發(fā)射系數(shù)，它的數(shù)值大小依靠于表面光潔度和其它變量因素，進(jìn)行精確計(jì)算比較困難。此外，由于計(jì)算中絕熱層外表和套管內(nèi)溫度都必須已知，故計(jì)算過程必須采納迭代法。關(guān)于絕大多數(shù)生產(chǎn)井而言，油套環(huán)空兩側(cè)溫差通常都較小，考慮對流（自然對流）傳熱的阻礙就顯得十分重要。但至今還沒有考慮垂直環(huán)狀空間自然對流傳熱計(jì)算方法，通常采納Dropkin和Sommerscales關(guān)于兩垂直平板間自然對流傳熱系數(shù)計(jì)算式來近似代替上述計(jì)算，即(3-2式中的Grashof數(shù)Gr表示為(3-2Gr反映了環(huán)空液體自然對流強(qiáng)弱程度。由于溫度的差異，使得靠近絕熱層附近液體的密度較套管附近低，因此產(chǎn)生浮力。粘滯力與浮力的相互作用引起環(huán)空內(nèi)液體的循環(huán)流淌。Prandtl數(shù)提供了水力邊界層與熱力邊界相互作用的一種測量方法。氣體的Prandtl數(shù)通常接近于1（蒸汽為1.06，空氣為0.09），一般液體其值在1—10之間。其定義式(3-2式中hc——環(huán)空流體熱對流系數(shù)，W/m2.℃；kcem——水泥環(huán)導(dǎo)熱系數(shù)，W/m.℃；——環(huán)空流體導(dǎo)熱系數(shù)，W/m.℃；rti、rto——油管內(nèi)、外徑，m；rci、rco——套管內(nèi)、外徑，m；rwb——井眼半徑，m；——環(huán)空流體密度，kg/m3；——環(huán)空流體粘度，Pa.s；——環(huán)空流體定壓比熱，J/kg.K；——環(huán)空流體熱膨脹系數(shù)，1/K。3.2.4.5無因次時(shí)刻函數(shù)關(guān)于tD>100，無因次時(shí)刻f(tD)可由下式計(jì)算(3-2式中——地層熱擴(kuò)散系數(shù)，m2/s；——時(shí)刻，s。關(guān)于tD≤100，無因次時(shí)刻函數(shù)f(tD)隨無因次時(shí)刻和無因次量rtoUto/Ke的變化關(guān)系由表3-2-6確定。表3-2-6無因次時(shí)刻函數(shù)tDrto.Uto/ke0.010.020.050.10.20.51.02.05.01020501000.10.20.51.02.05.010.020.050.01001.021.361.651.962.392.731.021.371.661.972.392.731.031.371.661.972.402.741.041.381.671.992.422.751.051.401.692.002.442.771.081.441.732.052.482.811.111.481.772.092.512.841.151.521.812.122.542.861.201.561.842.152.562.881.221.571.862.162.572.891.001.241.581.862.162.572.891.011.241.591.872.172.572.891.011.251.591.872.172.582.893.3接力復(fù)合舉升優(yōu)選3.3.1高效油氣分離裝置抽油泵電纜電機(jī)高效油氣分離裝置抽油泵電纜電機(jī)電泵吸入口井液匹配器圖3-3-1有桿泵－電潛泵復(fù)合舉升管柱示意圖井液經(jīng)電泵舉升至蓄能器，抽油泵上部在工作一段時(shí)刻后，必定形成氣頂。該段氣頂能隨著抽油泵的上下運(yùn)動交替壓縮與膨脹，起到彈性蓄能作用。當(dāng)氣柱達(dá)到一定高度時(shí)或電潛泵產(chǎn)液高于有桿泵排液量時(shí)，放氣閥自動開啟，將多余氣體釋放。技術(shù)特點(diǎn)：（1）技術(shù)成熟，地面設(shè)備簡單。（2）防氣裝置可使電泵系統(tǒng)在較高氣油比井液中也可正常工作；（3）整套管柱無封隔器和其他薄弱點(diǎn)，并可隨時(shí)測試井底壓力、液面等參數(shù)。存在問題：必須解決電泵的連續(xù)出油與有桿泵的半程出油矛盾，幸免電泵的電流沖擊損壞。3.3.2該工藝采納兩級電泵實(shí)現(xiàn)復(fù)合舉升，管柱見圖3-3-2。要使產(chǎn)液進(jìn)入上部離心泵，須在電潛泵外加1個(gè)導(dǎo)流罩，使上部電泵系統(tǒng)懸掛在導(dǎo)流罩內(nèi)。導(dǎo)流罩上端用絲扣或螺釘固定在離心泵的進(jìn)口以上位置，下端接油管，如此井液就可流經(jīng)電機(jī)與導(dǎo)流罩之間環(huán)形空間進(jìn)入離心泵而被舉升到地面。愛護(hù)器下離心泵愛護(hù)器下離心泵上吸入口電纜下電機(jī)下吸入口上電機(jī)上離心泵導(dǎo)流罩油管上愛護(hù)器圖3-3-2電泵-電泵復(fù)合舉升管柱示意圖（1）系統(tǒng)效率高，差不多能達(dá)到或接近有桿泵在淺井中的系統(tǒng)效率。（2）技術(shù)成熟，地面設(shè)備簡單。（3）系統(tǒng)匹配容易、操縱方便。存在問題：（1）電纜的空間排布問題。電纜需要穿越上導(dǎo)流罩與電機(jī)相連，兩層電纜在7in井眼難以排布。（2）上泵電纜穿越導(dǎo)流罩的操作問題。電纜需要穿越導(dǎo)流罩兩根電纜合并，而按目前的技術(shù)條件難以實(shí)現(xiàn)。因此，按照目前的技術(shù)條件，電泵-電泵復(fù)合舉升工藝技術(shù)只能應(yīng)用于81/2in以上井眼。3.3.3噴射泵—電潛泵復(fù)合舉升工藝技術(shù)原理將反循環(huán)噴射泵用油管連接在電潛泵下端，噴射泵下端再接上封隔器，以封隔油層和油套環(huán)形空間，生產(chǎn)時(shí)環(huán)形空間充滿一定的液體（水）噴射泵確實(shí)是利用環(huán)形空間液柱壓力為動力，將油層產(chǎn)液吸入，并舉升一定高度，再由電潛泵舉到地面（見圖3-3-3）。電潛泵外加1個(gè)導(dǎo)流罩，導(dǎo)流罩上端用絲扣或螺釘固定在離心泵的進(jìn)口以上位置，下端接油管，如此混合液就可流經(jīng)電機(jī)與導(dǎo)流罩之間環(huán)形空間進(jìn)入離心泵而被舉升到地面。工藝優(yōu)點(diǎn)：（1）由于不需要噴射泵把混合液舉升到地面，因此，不需地面高壓動力設(shè)備。動力液來源于本井或一般的地面摻水管線。（2）由于噴射泵已把混合液舉升到一定高度，因而電潛泵下泵深度減少，幸免了電潛泵受井深高溫的阻礙。降低了電潛泵電纜耐溫等級和電纜長度，節(jié)約了費(fèi)用。電纜泵組電纜泵組潛油電機(jī)射流泵封隔器導(dǎo)流罩圖3-3-3噴射泵—電潛泵復(fù)合舉升管柱示意圖（4）因電機(jī)外安裝了導(dǎo)流罩，使動力液、地層液全部流過電機(jī)，降低了電機(jī)表面溫度，幸免了電機(jī)過熱而燒毀的事故，延長了電機(jī)使用周期。（5）減少了電潛泵受地層產(chǎn)液降低的阻礙，擴(kuò)大了其應(yīng)用范圍。當(dāng)?shù)貙赢a(chǎn)液降低到電潛泵最小推舉排量以下時(shí)，可提高動力液流量，使得混合液排量始終在電潛泵推舉排量范圍之內(nèi)，幸免了地層供液不足，燒壞電機(jī)的事故。存在問題：（1）電纜的高壓密封問題。電纜需要穿越護(hù)罩與電機(jī)相連，不僅空間尺寸難以排布，而且必須能承受25MPa以上的壓差，按目前的技術(shù)條件，還存在難以克服的困難。（2）護(hù)罩的連接強(qiáng)度問題。按強(qiáng)度計(jì)算，護(hù)罩結(jié)構(gòu)和材質(zhì)在7in井眼中難以實(shí)現(xiàn)。（3）噴嘴的壽命。目前射流泵的噴嘴壽命低于半年。假如單用射流泵采油，能夠通過投撈方便實(shí)現(xiàn)噴嘴更換。在復(fù)合舉升工藝管柱中射流泵處于電潛泵下部，無法投撈噴嘴。（4）氣體阻礙。電泵水力噴射泵受氣體阻礙專門大，但在該管柱中無法實(shí)現(xiàn)氣液分離，明顯降低了系統(tǒng)效率,甚至無法生產(chǎn)。（5）封隔器的可靠性。封隔器要在高壓差、管柱震動情況下保持長期可靠的密封，從當(dāng)前國內(nèi)外的應(yīng)用效果來看，尚存在較大的差距。因此，該復(fù)合工藝技術(shù)在現(xiàn)有技術(shù)條件下尚無法應(yīng)用于礦場。從技術(shù)、經(jīng)濟(jì)、環(huán)境等方面綜合考慮，選用有桿泵-電泵復(fù)合舉升系統(tǒng)作為首選方案。該方案必須解決須解決電泵的連續(xù)排液與有桿泵的半程排液矛盾。3.4電泵高效油氣分離裝置研制氣體對離心泵的阻礙專門大，在工作介質(zhì)為氣液兩相的情況下，泵的排量、壓頭和效率都會明顯下降。離心泵葉輪在工作時(shí)，氣泡一方面占據(jù)了流道體積，使液體排量減少。另一方面，氣體使混合液密度降低，離心力減小，從而降低了泵的揚(yáng)程。嚴(yán)峻時(shí)會造成氣鎖排不出液體，并產(chǎn)生氣蝕現(xiàn)象，損壞葉輪和導(dǎo)輪。依照前期國內(nèi)外應(yīng)用情況來看，尚無明顯效果的脫氣方法。一般在吸入口氣體含量超過30％時(shí)，離心泵就無法正常工作。本課題研究的一種高氣油比井脫氣的方法綜合采納減壓分離、重力分離、離心分離，使溶解氣充分析出，從而大大降低泵內(nèi)游離氣的含量，保證泵正常工作。1）工作原理在舉升泵之上部分油管換成專門設(shè)計(jì)的雙層管，雙層管中間環(huán)空及雙層管與套管之間的環(huán)空構(gòu)成井液流淌和油氣分離的通道。高氣油比井內(nèi)液體首先從雙層管外部上升到舉升泵上方位置，上升過程中靠減壓分離降低壓力使溶解氣充分析出，成為氣泡或氣體段塞從井口套管放出。脫氣液體由上而下從雙層管環(huán)空進(jìn)入舉升泵，雙層管環(huán)空采納重力分離螺旋降壓分離，進(jìn)一步使溶解氣析出，從而大大降低進(jìn)泵液體中含氣量，消除了氣體對泵的阻礙。本分離裝置的雙層防氣管柱長度能夠任意延長，通過流淌時(shí)的壓力降低使溶解氣充分析出，同時(shí)氣泡合并膨脹足以排至井口。從全然上消除了氣體對采油泵的阻礙。2）結(jié)構(gòu)組成電泵高效油氣分離裝置由進(jìn)液總成，分離總成、分離連接總成、防氣罩、專門變徑法蘭組成。圖3-4-1圖3-4-1進(jìn)液總成示意圖進(jìn)液總成（見圖3-4-1）在分離裝置最上端。其作用一是引導(dǎo)通過初步脫氣的地層流體進(jìn)入分離總成，二是通過再分離后的氣體經(jīng)排氣孔排到油套環(huán)空。（2）分離總成圖圖3-4-2分離總成示意圖分離總成（見圖3-4-2）在分離裝置中部，由若干節(jié)組成。當(dāng)初步脫氣的地層流體進(jìn)入其內(nèi)部的螺旋流道后，在離心力和油氣密度差的作用下，密度較高的液體部分附在外側(cè)，經(jīng)流道下行；而氣體則附在內(nèi)層逐漸上浮，經(jīng)排氣孔排出。（3）分離連接總成圖圖3-4-3分離連接總成示意圖分離連接總成（見圖圖3-4-3）連接在防氣罩與分離總成中間，其作用一是具有分離總成一致的分氣作用，二是連接防氣罩。（4）防氣罩圖圖3-4-4防氣罩示意圖防氣罩（見圖3-4-4）罩在離心泵的不處，形成一個(gè)與吸入口連通的流道，使脫氣后的流體通過吸入口進(jìn)入離心泵。（5）專門變徑法蘭圖圖3-4-5專門變徑法蘭示意圖專門變徑法蘭（見圖3-4-5）下端通過螺拴與愛護(hù)器連接，上端通過螺拴連接吸入口。同時(shí)上端外的螺紋與防氣罩連接。3）油氣分離效果計(jì)算（1）分離效果設(shè)計(jì)計(jì)算油氣分離裝置的差不多原理是利用油氣的密度差，通過滑脫和離心作用將油氣分開。分氣過程可分為五個(gè)步驟：第一步：氣泡在套管內(nèi)隨液流上升時(shí)，由于油氣密度差，使油氣產(chǎn)生滑脫，氣泡上行速度vg等于液體上升速度vf加上氣泡在靜止液體中上升速度vd。因此，氣泡上升速度較液體上升速度快一個(gè)vd，因此，氣泡首次分離。依照斯托克公式式中vd——?dú)馀菰陟o止液體中的上浮速度，cm/s；d——?dú)馀葜睆?，cm，一般取0.1~0.2cm；o——原油密度，g/cm3；g——?dú)饷芏?，g/cm3；o——油的動力粘度，Pa·s；g——重力加速度，cm/s2。因此，氣泡上浮速度與氣泡直徑平方成正比，與液體粘度成反比。通過流體上行降低泵吸入口壓力使氣泡直徑變大會大大提高分氣能力。設(shè)氣泡直徑1cm，油的動力粘度1Pa·s，忽略氣體密度，則vd=9.8/1.8=5.44cm假如液體上升速度低于氣泡在液體中的上浮速度，則氣體能夠排出而不沿吸入口下行。那么按上浮速度5.44cm/s計(jì)算，則1cm以上氣泡全部分離的最小產(chǎn)量為(0.1582-0.1022)×π/4×0.0544m/s×60×60×24=53.72mvfhvfvvdvfvg圖vfhvfvvdvfvg圖3-4-6二步驟氣泡矢量圖由圖3-4-6可見，液體比氣泡更容易進(jìn)入分離器，而且液體中氣泡能否進(jìn)入分離器將取決于垂直分速度與水平分速度的比值。垂直分速度愈大，水平分速度愈小，則氣泡越不容易進(jìn)入。因此，越靠近吸入口的氣泡，水平分速度愈大，越容易被液流帶入。氣泡直徑愈小，垂直分速度愈小，越容易被液流帶人氣錨。設(shè)進(jìn)液口為直徑3cm的進(jìn)液口5排，每排4個(gè)孔，則總過流面積為141.3cm2，而氣錨外的環(huán)空截面積為145.6cm2，流速與截面積成反比，那么在直徑小于1cm的氣泡中，約有141.3/(141.3+145.6)×100%＝49.25%的氣泡能夠分離出來。通過兩步分離的流體向下進(jìn)入螺旋流道，進(jìn)行離心分離。第三步：氣泡在分離器環(huán)形空間進(jìn)行三次分離。這時(shí)氣泡速度是液流下行速度減去氣泡上浮速度，氣錨環(huán)形空間有一部分能分離的最小氣泡滯留在環(huán)形空間。在向下流淌過程中，含氣油流在分離器環(huán)形空間內(nèi)旋轉(zhuǎn)流淌，由于不同密度的流體，離心力不同，使聚攏的大氣泡沿螺旋內(nèi)側(cè)流淌，帶有未被分離的小氣泡的液體則沿外側(cè)流淌。被聚攏的大氣泡不斷聚攏，沿內(nèi)側(cè)上升至螺旋頂部聚攏成氣帽，通過排氣孔排到油套環(huán)形空間。（3）離心分離效率計(jì)算旋轉(zhuǎn)分氣原理，要緊是利用油氣以較高速度旋轉(zhuǎn)流淌而產(chǎn)生的紊流及離心分離作用將油氣分開。為了簡化計(jì)算程序，作以下假設(shè)：=1\*GB3①氣泡在液體內(nèi)是均勻分布的；=2\*GB3②氣泡在螺旋槽內(nèi)移動時(shí)只考慮離心力場的作用，而忽略重力場的作用；=3\*GB3③液體密度是一致的；=4\*GB3④氣液混合物以同一速度在螺旋槽內(nèi)作旋轉(zhuǎn)運(yùn)動。單氣泡在螺旋中的運(yùn)動規(guī)律：依照氣泡所受液體的離心力與氣泡徑向運(yùn)動的阻力，可得出氣泡在螺旋中的運(yùn)動微分方程為式中d——?dú)馀菰诼菪械慕俏灰圃隽?，rad；dr——?dú)馀菰诼菪械膹较蛭灰圃隽?，cm；r——?dú)馀菪D(zhuǎn)半徑，即氣泡到出口處至氣錨中心的徑向距離，cm；——液體運(yùn)動粘度，cm2/s；——?dú)馀菪D(zhuǎn)角速度，rad/s；d——?dú)馀葜睆?，cm。積分公式得，式中——?dú)馀荩ɑ蛞毫鳎穆菪肟诘匠隹跁r(shí)所走過的角位移，rad。由定義可知，式中——螺旋長度，cm；b——螺距，cm。因?yàn)橐虼耸街衠m——油氣混合物在螺旋中的流量，m3/s；r1——螺旋內(nèi)半徑，cm；r2——螺旋片外半徑，cm。將式（5）、（6）代入式（4）中得液氣混合物在螺旋內(nèi)的流量：考慮在吸入口壓力下，部分氣溶解在原油中，油氣混合物在螺旋內(nèi)的流量（m3/s）可用下式表示式中Qo——日產(chǎn)油量，m3/d；Qw——日產(chǎn)水量，m3/d；R——?dú)庥捅龋琺3/m3；Rs——溶解氣油比，m3/m3；po——標(biāo)準(zhǔn)大氣壓，MPa（取0.1MPa）；pa——吸入口壓力（絕對），MPa。（3）分離系數(shù)計(jì)算在通常情況下分離系數(shù)越趨于1，則分離效果越好，分離系數(shù)可用下式表達(dá)：式中——分離系數(shù)，小數(shù)。計(jì)算得=0.784（4）求分離效率即分離后的理論泵效，可用下式表達(dá)設(shè)r1＝7.3cm，r2=8.9cm，運(yùn)動粘度v=20cm2/s，氣泡直徑d＝0.2cm，螺旋長度L=98m=9800cm，流量qm＝50m3/d=0.0005787m3/s，沉沒度H=計(jì)算得不同螺距、氣液比條件下的分離系數(shù)、泵效見表3-4-1。表3-4-1不同螺距、氣液比條件下的分離系數(shù)、泵效參數(shù) b1015202530β3.06321.36140.76580.49010.3404α0.9980.9340.7840.6250.494ηR=2000.9870.6940.4100.2860.229R=1500.9900.7520.4810.3480.283R=1000.9930.8200.5810.4440.372R=500.9970.9010.7350.6150.542其中：β—中間系數(shù)，α—分離系數(shù)，η—泵效，R—?dú)庖罕?。圖3-4-7氣液比200時(shí)不同螺距下的分離系數(shù)、泵效曲線圖3-4-8不同氣液比不同螺距下的泵效曲線從上面的圖表能夠看出，日產(chǎn)液螺距為10cm時(shí)分離效果差不多接近全部分離第五步：液流下行時(shí)，隨著壓力升高，氣泡逐漸變小，進(jìn)一步降低了氣液比。4）連接方式研究提升短節(jié)吊卡泵上短節(jié)專用吊裝工具提升短節(jié)吊卡泵上短節(jié)專用吊裝工具離心泵防氣罩專門變徑法蘭愛護(hù)器電機(jī)圖3-4-9油氣分離裝置連接示意圖（1）用常規(guī)方法下入潛油電機(jī)和電機(jī)愛護(hù)器（愛護(hù)器上部為專門變徑法蘭）。（2）在井口將潛油離心泵下節(jié)和進(jìn)液接頭接為一體，裝入防氣罩內(nèi)。用大鉤將離心泵和防氣罩一同吊起。先將進(jìn)液接頭的下法蘭與愛護(hù)器的變徑法蘭接好，再下放防氣罩，將防氣罩與變徑法蘭連接在一起（防氣罩上部有專用吊裝工具，電泵上部設(shè)計(jì)專用提升短節(jié)）。愛護(hù)電纜、管柱下至井口合適位置，打好卡瓦鏈。（3）拆去防氣罩吊裝工具和離心泵提升短節(jié)。下第一級防氣裝置：將下部連接套上推，露出油管接箍和油管下接頭，將內(nèi)部油管扣上緊，再用連接套將防氣罩與第一級防氣裝置連接起來。圖3-5-1圖3-5-1井液匹配器結(jié)構(gòu)示意圖3.5蓄能裝置研究為解決電泵的連續(xù)出油與有桿泵的半程出油矛盾，幸免電泵的電流沖擊損壞，研制了蓄能匹配裝置。1）差不多原理井液匹配器的結(jié)構(gòu)如圖3-5-1所示。外管下端連接在電泵上面的油管，上端與井液匹配器的外管接頭相連。內(nèi)管下接懸掛在外管內(nèi)的抽油泵。井液經(jīng)電泵舉升至井液匹配器，抽油泵上部在工作一段時(shí)刻后，必定形成氣頂。該段氣頂能隨著抽油泵的上下運(yùn)動交替壓縮與膨脹，起到彈性蓄能作用。當(dāng)氣柱達(dá)到一定高度時(shí)或電潛泵產(chǎn)液高于有桿泵排液量時(shí)，蓄能閥自動開啟，將多余氣體釋放。儲能器在有桿泵—電潛泵復(fù)合舉升系統(tǒng)中有三個(gè)作用。(1)引導(dǎo)油流順利地從電潛泵系統(tǒng)進(jìn)入有桿泵系統(tǒng)，即在兩系統(tǒng)之間起銜接作用。(2)臨時(shí)儲液。由于電潛泵系統(tǒng)為連續(xù)排液的系統(tǒng)，而有桿泵系統(tǒng)為上沖程吸液，下沖程排液，因此，在下沖程中，需要有一個(gè)設(shè)備將下沖程時(shí)刻段內(nèi)電潛泵所排出的液體儲集起來。(3)調(diào)節(jié)壓力。由于電潛泵系統(tǒng)為連續(xù)排液的系統(tǒng)，而有桿泵系統(tǒng)為上沖程吸液，下沖程排液，因此，在下沖程固定閥關(guān)閉，電潛泵處于憋壓狀態(tài)，阻礙電潛泵的正常工作，電潛泵長期處于這種工作狀態(tài)下，將使電潛泵的壽命大大縮短。井筒積液，由于儲能器的存在使電潛泵能夠連續(xù)排液，在儲能器內(nèi)臨時(shí)儲存起來，從而兩泵所受的壓力沖擊減小，改善泵的工況。2）儲能器內(nèi)液面波動規(guī)律復(fù)合舉升系統(tǒng)在工作過程中，有桿泵柱塞周期性上下運(yùn)動，實(shí)現(xiàn)吸液和排液，因此儲能器內(nèi)的液面也會隨著柱塞的周期性運(yùn)動周期性的上下波動。柱塞運(yùn)動一個(gè)沖程所用的時(shí)刻：一個(gè)沖程時(shí)刻內(nèi)電潛泵的排量：()下沖程儲能器儲集液體量：()圖3-5-2儲能器液面波動示意圖由圖3-5-2能夠看出，儲能器內(nèi)的液面在A、B之間波動，由于泵柱塞的運(yùn)動可簡化為簡諧運(yùn)動，因此將儲能器液面的波動簡化為簡諧運(yùn)動。則儲能器內(nèi)液面波動規(guī)律可由下式描述：(3-5-1)(3-5-2)(3-5-3)式中——儲能器的橫截面積，m2；——有桿抽油系統(tǒng)油管的橫截面積，m2。由式(3-5-1)、(3-5-2)和(3-5-3)可繪制儲能器內(nèi)液面波動規(guī)律曲線(如圖3-5-3)。圖3-5-3液面波動規(guī)律曲線—儲能器內(nèi)液體的位移—儲能器內(nèi)液體的速度—儲能器內(nèi)液體的加速度3）儲能器的設(shè)計(jì)計(jì)算(1)儲能器的容積儲能器的長度由臨時(shí)儲集液體的體積以及上部有桿抽油系統(tǒng)的油管外徑共同決定。儲能器的容積為：式中——儲能器內(nèi)液面上升高度，；——有桿泵的沉沒度，；——安全系數(shù)，；——儲能器內(nèi)徑，。(2)儲能器效果分析已知油井使用套管直徑為159mm，則選用儲能器的外徑mm，內(nèi)徑mm，油管外徑D=73mm，有桿泵沖程5.1m，沖次6min－1，有桿泵的沉沒度為m，原油密度，含水率，油井產(chǎn)液量為50m3/d，電潛泵排量50m3/d。對使用和不使用儲能器的管柱結(jié)構(gòu)分不進(jìn)行設(shè)計(jì)，分析儲能器調(diào)節(jié)壓力的效果。設(shè)計(jì)結(jié)果如表3-5-1和表3-5-2所示。由設(shè)計(jì)結(jié)果能夠看出，不使用儲能器時(shí)，按電潛泵憋壓計(jì)算得有桿泵吸入口壓力波動達(dá)5.95，復(fù)合舉升系統(tǒng)可能處于連噴帶抽的狀態(tài)，系統(tǒng)工況復(fù)雜，而使用儲能器后有桿泵吸入口壓力波動僅為0.00524，系統(tǒng)差不多處于平穩(wěn)的工作狀態(tài)。因此，儲能器的使用能夠大大降低有桿泵吸入口壓力波動范圍，從而改善泵的工況，延長電潛泵的壽命和檢泵周期。儲能器的使用，充分體現(xiàn)了復(fù)合舉升系統(tǒng)的完善性。表3-5-1不使用儲能器時(shí)的設(shè)計(jì)結(jié)果表上沖程電潛泵的排出口壓力()11.235有桿泵的吸入口壓力()2.707下沖程電潛泵的排出口壓力()11.235有桿泵的吸入口壓力()8.66有桿泵吸入口壓力波動()5.95表3-5-2使用儲能器時(shí)的設(shè)計(jì)結(jié)果表儲能器的長度()330安全系數(shù)1.1上沖程電潛泵的排出口壓力()11.235有桿泵的吸入口壓力()2.707下沖程電潛泵的排出口壓力()11.24有桿泵的吸入口壓力()2.712有桿泵吸入口壓力波動()0.005243.6有桿泵－電潛泵接力復(fù)合舉升工藝研究3.6.1設(shè)計(jì)思路及管柱結(jié)構(gòu)復(fù)合舉升系統(tǒng)的工作流程是：油層流體沿射孔層段流至井底，并在井底流壓的作用下沿井筒向上流淌，流經(jīng)電潛泵后被電潛泵舉升一定的高度，再由有桿泵復(fù)合舉升至地面，從而實(shí)現(xiàn)4000米超深舉升。復(fù)合舉升系統(tǒng)舉升原理如圖3-6-1所示。關(guān)于某一個(gè)體的油井，在給定配產(chǎn)下，依照油井流入動態(tài)可得到相應(yīng)的井底流壓。井底流體首先在井底流壓的作用下流至電潛泵的吸入口，流體通過電潛泵獲得一定的揚(yáng)程，接著流體以電潛泵的出口壓力沿油管向上流淌，流至有桿泵的吸入口，流體通過有桿泵又獲得一定的揚(yáng)程，接著流體又以有桿泵的出口壓力沿油管向上流淌，直至流出井口，并沿地面管線流入計(jì)量間。圖3-6-1復(fù)合舉升系統(tǒng)舉升原理示意圖—井口油壓—有桿泵吸入口壓力—電潛泵吸入口壓力—井底流壓—有桿泵排出口壓力—電潛泵排出口壓力—有桿泵下泵深度—電潛泵下泵深度—井深高效油氣分離裝置高效油氣分離裝置抽油泵電纜電機(jī)電泵吸入口井液蓄能器器圖3-6-2有桿泵－電潛泵復(fù)合舉升管柱示意圖一是必須采納油氣分離解決低液面造成的原油脫氣問題，二是解決有桿泵的間歇出液與電潛泵的連續(xù)出液的矛盾。該管柱結(jié)構(gòu)如圖3-6-2所示，由電泵系統(tǒng)、防氣裝置、有桿泵、蓄能裝置、復(fù)合井口等組成。電泵系統(tǒng)包括電機(jī)、愛護(hù)器、離心泵、電纜、操縱柜等。蓄能裝置由蓄能器、蓄能外管蓄能內(nèi)管、變徑接頭組成，抽油泵懸掛在蓄能內(nèi)管下部，蓄能外管內(nèi)部，與蓄能外管一起連接在蓄能器下方。復(fù)合井口既能連接光桿密封器，又能夠穿越電纜并保持密封。井液首先沿電泵及防氣裝置外上行，上行過程中壓力降低使溶解氣析出，到泵上排出，從井口套管放出。脫氣液體從雙層管環(huán)空下行進(jìn)入電泵吸入口，其間采納重力分離旋轉(zhuǎn)螺旋降壓分離，進(jìn)一步使溶解氣析出，從而大大降低進(jìn)泵液體中含氣量。井液經(jīng)電泵舉升至蓄能器，抽油泵上部在工作一段時(shí)刻后，必定形成氣頂。該段氣頂能隨著抽油泵的上下運(yùn)動交替壓縮與膨脹，起到彈性蓄能作用。當(dāng)氣柱達(dá)到一定高度時(shí)或電潛泵產(chǎn)液高于有桿泵排液量時(shí)，放氣閥自動開啟，將多余氣體釋放。技術(shù)特點(diǎn)（1）技術(shù)成熟，地面設(shè)備簡單。（2）防氣裝置可使電泵系統(tǒng)在較高氣油比井液中也可正常工作；（3）抽油泵上部的蓄能器一是能夠保證有桿泵具有300m沉沒度，使有桿泵正常工作。更重要的是有效解決了電泵的連續(xù)出油與有桿泵的半程出油矛盾，幸免電泵的電流沖擊損壞。（4）整套管柱無封隔器等薄弱點(diǎn)，并可隨時(shí)測試井底壓力、液面等參數(shù)。3.6.2有桿泵－電泵復(fù)合舉升設(shè)備的設(shè)計(jì)研究有桿泵－電泵復(fù)合舉升系統(tǒng)設(shè)備選擇的差不多思路是首先依照油井的產(chǎn)液量、氣液比選擇電泵下泵深度、型號和合適的氣液分離裝置，依照設(shè)計(jì)結(jié)果選擇潛油電機(jī)和電纜的型號。依照電泵的揚(yáng)程、排量、效率選擇不同的有桿泵抽汲參數(shù)組合（泵徑、沖程、沖次以及下泵深度），進(jìn)行抽油桿柱設(shè)計(jì)。最后對管柱進(jìn)行校核。依照國內(nèi)深層砂礫巖油藏、碳酸鹽巖油藏、深層低滲砂巖油藏產(chǎn)量分析，液面低于2000米時(shí)，液量通常在50m3/d以下。設(shè)計(jì)研究以新疆永進(jìn)油田永1井為例。該井確定滿足4000米后期舉升要求，下泵深度4500米。由于上部的有桿泵下泵深度過大時(shí)沖程損失明顯增大，故確定在1800米。1)電泵的選擇=1\*GB3①總揚(yáng)程計(jì)算式中—離心泵所需總揚(yáng)程；—泵掛深度；—油壓折算揚(yáng)程；2MPa，按200m計(jì)算；—泵吸入口壓力計(jì)算揚(yáng)程；—油管損失。計(jì)算得177m；－為離心泵有效揚(yáng)程，設(shè)為2700m；計(jì)算＝3077m。=2\*GB3②多級離心泵的選擇計(jì)算出排量和揚(yáng)程后，選擇泵型號，并計(jì)算所需葉輪級數(shù)。因此依照計(jì)算出的油井產(chǎn)量和給出泵的工作特性曲線選擇出合適的泵型，所需的級數(shù)用下式計(jì)算：泵的總級數(shù)=查勝利泵公司工作特性曲線，單級揚(yáng)程5.9m，則所需泵的總級數(shù)為3077／5.9＝522級=3\*GB3③潛油電機(jī)和電纜選擇潛油電機(jī)的工作性能受周圍環(huán)境溫度的阻礙較大，選擇潛油電機(jī)時(shí)要依照泵送液體的性質(zhì)、井身結(jié)構(gòu)和產(chǎn)液量計(jì)算電機(jī)周圍液體的流速，以保證電機(jī)得到良好的冷卻。同時(shí)依照泵送液體所需功率優(yōu)選電機(jī)型號，并確定電機(jī)的揚(yáng)程和所需級數(shù)，泵送液體所需功率為:式中——泵送液體所需的潛油電機(jī)功率，；——泵的額定排量，取=50m3/d；——泵的額定揚(yáng)程，m；——井液密度，取=0.9t/m3；——重力加速度，取=10m/s2；——泵的系統(tǒng)效率，依照特性曲線取=40%。經(jīng)計(jì)算，得=40kW取電機(jī)功率安全系數(shù)1.1，則理論電機(jī)功率為44kW，經(jīng)查表確定電機(jī)功率為45kW。選擇電纜的規(guī)格和型號的要緊依據(jù)是電纜的載流能力和工作環(huán)境。由于潛油電纜是導(dǎo)體，工作時(shí)必定存在功率損失，功率損失程度與電纜的截面積和長度有關(guān)，為減小這一損失，應(yīng)盡可能選擇截面積較大的電纜。計(jì)算功率損失的公式如下。式中——電纜功率損失，；——電動機(jī)工作電流，=37；——電纜內(nèi)阻，=50。經(jīng)計(jì)算得=5.55kW（2）有桿泵系統(tǒng)的設(shè)計(jì)選擇確定了經(jīng)電泵舉升到達(dá)有桿泵吸入口的流量、壓力后，進(jìn)行有桿泵系統(tǒng)的設(shè)計(jì)選擇。選擇要緊是下泵深度、泵徑、桿柱組合等。確定下泵深度1800m，56管式抽油泵，排量50m3由桿柱等強(qiáng)度設(shè)計(jì)理論，合理的桿柱組合為25mm×558m＋22mm×630m＋19mm×612m工作參數(shù)5.1m×3次／min能夠滿足排量要求。（3）油管柱的設(shè)計(jì)選擇復(fù)合舉升的管柱長度為4500m，采納蓄能器上接31/2EUE油管，蓄能外管下27/8EUE油管。油氣分離裝置設(shè)計(jì)外管外徑114mm，內(nèi)徑102mm，內(nèi)管為73mm油管，螺旋螺距10cm，總長度98m。蓄能裝置設(shè)計(jì)開啟壓力3MPa，總長度87m。3.6.3有桿泵－電泵復(fù)合舉升管柱強(qiáng)度校核計(jì)算由于復(fù)合舉升的管柱長度最長達(dá)4500m，且較復(fù)雜，須進(jìn)行管柱安全校核。管柱負(fù)荷要緊由油管柱、蓄能器、油氣分離器、有桿泵、電泵機(jī)組的重量以及液柱載荷構(gòu)成。（1）管柱重量油管柱組成：31/2EUE油管(2566m)+蓄能器+27/8EUE油管1760m油管柱重量：2566×136N/m+1760×95N/m=516176N蓄能器組成：41／2in油管(86m)＋27/8平式油管(77m)蓄能器重量：86m×247N／m+77m×93N/m=28403N（2）油氣分離器重量油氣分離器的外徑102mm，內(nèi)徑89mm，長度100m，其重量按等體積的鋼材計(jì)算。內(nèi)管27/8平式油管100m（0.1022－0.0892）×π/4×100×7800×9.8＋100×93N/m=24199N（3）液柱載荷液柱載荷由作用在油管變徑臺階面、有桿泵(φ56泵)柱塞以及電潛泵(外徑φ102)上液柱壓力產(chǎn)生。設(shè)井下液體密度800kg/m3。=1\*GB3①油管變徑臺階面載荷計(jì)算液柱高度1716m，臺階面為31/2EUE油管內(nèi)截面與27/8EUE油管內(nèi)截面形成的環(huán)面。800×9.8×1716××(0.0762－0.0622)=20403N=2\*GB3②有桿泵載荷計(jì)算液柱高度1800m，泵徑56mm。800×9.8×1800××(0.056)=34740N=3\*GB3③電泵載荷計(jì)算折算液柱高度2700m，作用面積為π(D12－D02)/4，其中D1為葉輪吸入口直徑，D2為軸徑。按照D1＝0.45×Dmax＝46mm，D0＝0.1×Dmax＝10.2mm。電泵載荷為：800×9.8×2700×(0.0462－0.01022)=33432N總液柱負(fù)荷：20296＋21447＋30575=88575N=9.04t（4）井下泵組重量實(shí)測總重量為8100N。（5）抽油桿柱重量4.32kg/m×558＋3.31kg/m×630＋2.43kg/m×612=5.98t（6）電纜重量電纜重量按2.86kg/m計(jì)算，電纜重量4500×2.86kg/m＝12.87t由此得到管柱總重量為：516176＋28403＋24199＋8100+12.87t=546562N=71.7t（7）管柱校核對井口油管懸掛器、蓄能器外筒和內(nèi)筒的上接頭以及蓄能器下端接頭分不校核螺紋聯(lián)接強(qiáng)度。=1\*GB3①井口油管懸掛器承受載荷計(jì)算抽汲過程中懸掛器可能承受的最大負(fù)荷為：71.7t＋9.04＋5.98=86.72t=2\*GB3②蓄能器內(nèi)筒接頭承受載荷計(jì)算蓄能器內(nèi)筒接頭承受載荷為87m的27/8EUE油管重、有桿泵重量、桿柱重量以及有桿泵液柱載荷：87m×93N/m+34740N＋5.98t=10.35t=3\*GB3③蓄能器外筒接頭承受載荷計(jì)算蓄能器外筒接頭承受載荷為27/8EUE油管1760m、31/2EUE油管850m、油氣分離器、電泵機(jī)組、2500m電纜以及電泵載荷：1760m×95N/m+850m×136N/m+24199N+8100N+42464N+70070N=43.64t=4\*GB3④蓄能器上接頭承受載荷計(jì)算蓄能器上接頭承受86m的41/2油管、27/8EUE油管1760m、31/2850m、油氣分離器、電泵機(jī)組、2600m電纜以及全部液柱載荷。86m×247N/m+282800N+24199N++8100N+113531N+72873N=53.34t設(shè)動載系數(shù)1.1，天車大鉤最大載荷78.87t，懸掛器最大載荷95.39t綜合上述計(jì)算，查《井下作業(yè)技術(shù)數(shù)據(jù)手冊》，可知N80，27/8EUE油管接頭連接強(qiáng)度為65.75t，最小抗擠強(qiáng)度77.0MPa，最小抗內(nèi)壓強(qiáng)度為72.9MPa。31/2EUE油管接頭連接強(qiáng)度為123.36t。懸掛器采納31/2UPTBG螺紋。管柱的各螺紋連接強(qiáng)度能夠滿足要求。3.6.4下入方法（1）正常下入電泵上面的油管至設(shè)計(jì)長度后，連接4TBG-27/8UPTBG變徑接頭；（2）下入蓄能外管至設(shè)計(jì)深度；（3）把抽油泵下入蓄能外管內(nèi)；（4）泵上連接蓄能內(nèi)管至設(shè)計(jì)深度；（5）把蓄能器的下端27/8TBG同蓄能內(nèi)管連接；（6）下放蓄能器及蓄能內(nèi)管，把蓄能器的下端4TBG同蓄能外管連接；（7）按常規(guī)下入油管。3.7配套工藝研究設(shè)計(jì)1）復(fù)合井口試驗(yàn)前期采納常規(guī)電泵井口。現(xiàn)場操作是把井口段電纜鎧皮和石棉護(hù)層剝掉，分不穿越井口的3個(gè)孔，裝電纜密封膠皮。在車古201－1試驗(yàn)過程中，出現(xiàn)在3.8MPa壓力下密封膠皮刺漏現(xiàn)象。為此改進(jìn)設(shè)計(jì)了整體穿越復(fù)合井口。圖3-7-1整體穿越復(fù)合井口示意圖圖3-7-1整體穿越復(fù)合井口示意圖圖3-7-1是整體穿越復(fù)合井口的示意圖。要緊由井口殼體、懸掛器、整體穿越器組成。懸掛器一是能夠在下面懸掛管柱，上可接光桿密封器，二是有整體穿越器的通道。圖3-7-2整體穿越器示意圖圖3-7-2整體穿越器示意圖圖3-7-2是整體穿越器的示意圖。其作用一是能夠?qū)崿F(xiàn)兩端電纜的可靠插接，再一個(gè)能夠?qū)崿F(xiàn)20MPa的高壓密封。2）過電纜封隔器為滿足復(fù)合舉升工藝在稠油摻稀井中應(yīng)用而改進(jìn)設(shè)計(jì)了過電纜封隔器（如圖3-7-3），實(shí)現(xiàn)電纜穿越。通過該技術(shù)成功實(shí)現(xiàn)復(fù)合舉升工藝在摻稀稠油井中的現(xiàn)場應(yīng)用，增油效果顯著。圖3-7-3過電纜封隔器3.8電潛泵有桿泵復(fù)合舉升軟件介紹3.8.1軟件的功能電潛泵有桿泵復(fù)合舉升生產(chǎn)系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計(jì)方法是以油井生產(chǎn)系統(tǒng)為對象，以油井供液能力為依據(jù)，以電潛泵有桿泵兩種舉升方式的協(xié)調(diào)和整個(gè)系統(tǒng)的協(xié)調(diào)為基礎(chǔ)，采納節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)分析的方法，在充分研究油層、井筒、排出系統(tǒng)工作規(guī)律、相互作用和其對油井生產(chǎn)動態(tài)阻礙的基礎(chǔ)