螺桿泵測試入口課件

采油工程技術發(fā)展方向第一采油礦采油工程是油田開采過程中根據(jù)開發(fā)目標通過生產(chǎn)井和注入井對油藏采取的各項工程技術措施的總稱。其任務是通過一系列可作用于油藏的工程技術措施，是油、氣暢流入井，并高效率地將其舉升到地面進行分離和計量。通過采油工程銜接鉆井工程、油藏工程、地面建設工程。一般包括注水工藝、自噴與氣舉采油、有桿泵采油、無桿泵采油、油水井增產(chǎn)措施、生產(chǎn)測試技術、稠油熱采技術、防砂技術、堵水技術、防蠟技術、防腐技術、防垢技術。目錄一、抽油機采油二、螺桿泵采油：完善配套技術三、大修技術四、分層、堵水技術五、專家眼中的發(fā)展方向六、大慶油田目前的十大現(xiàn)場實驗七、目前技術人員需要注意的問題一、抽油機采油一）、減少作業(yè)工作量，延長檢泵周期對具體單井，共性加個性設計抽油機井井下情況統(tǒng)計（到2004年10月）3、參數(shù)優(yōu)化1、防偏磨2、更換桿、管5、提高井下工具質(zhì)量4、提高作業(yè)質(zhì)量最先考慮的制造直線電機驅(qū)動抽油機，國內(nèi)這方面的設想和專利有很多，但由于直線抽油機本身的制造難度和復雜程度都很大，無論是在技術上，還是在經(jīng)濟上都沒有表現(xiàn)出特別的優(yōu)勢，因此，這幾年進展并不大。于是，人們又把目光聚積在直線電機直接驅(qū)動抽油泵上來。1、節(jié)能抽油機二）、推廣節(jié)能技術，降低用電消耗1）直線電機驅(qū)動抽油機系統(tǒng)效率情況表

抽油機電泵螺桿泵加熱爐輸油注水

23.93525.580.550.053.5直線電機驅(qū)動潛油抽油泵的優(yōu)點在于系統(tǒng)簡單，地面沒有抽油機，井下也不需要保護裝置。六廠研究的方案是與雙作用泵連接，雙向作功，排量較大，效率更高，目前正大樣機研制試驗階段。2）雙驢頭抽油機截止到2004年11月底我廠共有抽油機總井數(shù)5210口，開井數(shù)4768口。有用的節(jié)能電機不足400臺，在用的節(jié)能控制箱不足300臺，合計不足總井數(shù)的15%。通過調(diào)查發(fā)現(xiàn)，有淘汰型JQ系列電機近700口在用，有近1000口抽油機井的控制箱的使用年限已超過15年以上，老化或破損程度已相當嚴重，給崗位工人的生產(chǎn)操作帶來了很大的不便，并且存在很多的安全隱患，這些控制箱大部分已沒有任何生產(chǎn)廠家的標志，銹蝕損壞嚴重，甚至門都關不上，也給偷竊電提供了方便，更沒有任何的保護和補償，全廠每年因此而燒壞的電機達數(shù)百臺以上。通過測試得知其功率因數(shù)僅在0.2-0.3之間，無功損耗相當嚴重。2、節(jié)能電機二是普通電機的效率和功率因數(shù)隨著負荷率的降低隨之下降，能耗隨之增大。一）抽油機電機節(jié)電效果評價目前抽油機拖動電機有70%的平均負載率小于30%，抽油機電機平均運行效率在65-80%，平均運行功率因數(shù)在0.2-0.6，“大馬拉小車”現(xiàn)象相當嚴重。導致這一現(xiàn)象的主要原因：一是抽油機負荷啟動，需要較大的啟動轉(zhuǎn)矩，而普通電機的最大起動轉(zhuǎn)矩是額定轉(zhuǎn)矩的2.0位左右，為滿足抽油機起動的需要，就不得不提高裝機功率；節(jié)能電機的節(jié)電效果統(tǒng)計表項目原態(tài)節(jié)態(tài)有功節(jié)電率(%)綜合節(jié)電率(%)有功無功有功無功超高轉(zhuǎn)差12.9728.9711.615.0310.5616.09雙定子12.9728.9711.9415.447.9416.23永磁同步12.9728.9711.497.4213.4721.50雙功率10.5821.728.933.3315.6220.68研制了多種抽油機用的節(jié)能電機，目前大慶油田抽油機常用的節(jié)能電機主要有超高轉(zhuǎn)差率電動機、三相永磁同步電動機、高起動轉(zhuǎn)矩雙定子結(jié)構(gòu)電動機及電磁調(diào)節(jié)器速電動機等。為解決上述問題若抽油機電機平均耗電按10.0kw計算，則全廠抽油機節(jié)能電機每年節(jié)約電量可達327萬千瓦小時，則年節(jié)約電費145.5萬元?？紤]到抽油機節(jié)能電機和普通電機差價因素，按目前管理局抽油機產(chǎn)品價格計算，永磁同步電動機比普通電動機價格貴8648元，11個月收回差價投資；超高轉(zhuǎn)差電動機比普通電動機價格貴2456元，4個月收回差價投資。由于抽油機吉在啟動時需要較大的啟動力矩，因此抽油機電機為滿足啟動需要，一般選配的額定功率都比較低大，由此造成電機在運行過程中普通存在著功率利用率和功率因數(shù)低的現(xiàn)狀，因此無論那種類型的配電箱，在滿足電機啟動特性的同時，才能盡量減少對電網(wǎng)及機構(gòu)系統(tǒng)的沖擊，延長抽油機、電機的使用壽命，現(xiàn)在生產(chǎn)的各種節(jié)能配電箱種類較多3、節(jié)能配電箱節(jié)電效果評價目前我廠在用配電箱大部分是四功能配電箱，其節(jié)能手段僅是加裝無功就地補償電容，節(jié)能配電箱節(jié)電原理。另一類是針對抽油機電機功率因數(shù)低的現(xiàn)狀采用電容器對無功功率進行補償以降低網(wǎng)損的節(jié)電方式，該方式主要包括電容動態(tài)無功補償和靜態(tài)無功補償。所有類型的節(jié)電箱都是采用上述一種或2-3種節(jié)電原理生產(chǎn)而成。主要采取以下二大類節(jié)電技術：一類是針對抽油機電機功率利用率低的現(xiàn)狀采用調(diào)壓節(jié)電方式，該方式主要包括定子繞組Y—△轉(zhuǎn)換變壓和功率因安息控制器調(diào)壓兩種；DT-98（Y—△轉(zhuǎn)換+動態(tài)電容補償）和調(diào)壓型三大類。配電箱安裝及節(jié)能情況一覽表項目型號安裝數(shù)量（臺）測試井數(shù)（口）負荷率（%）單井有功節(jié)電率（%）無功節(jié)電率（%）日節(jié)電（kwh）年節(jié)電（kwh）日節(jié)約電費（元）年節(jié)約電費（元）回收期（年）配電箱DJQ201218.39.2172.571762057.682803.22.8DT-98201226.25.7979.051658407.232639.03.2QXY201220.25.8863.681658407.232639.02.1ZJK381011.863.36291058513.104781.52.1從原理上這幾種節(jié)能配電箱可分為單一型（QXY）（Y—△轉(zhuǎn)換）復合型（DJQ（Y←→△轉(zhuǎn)換+靜態(tài)電容補償）每口油井安裝多大容量的電容或節(jié)電箱，必須在測試基礎上才能決定，否則節(jié)電效果就不太理想，而且無論動態(tài)無功補償或靜態(tài)無功補償只節(jié)約無功，對有功影響不大。電機的負載率大小直接影響節(jié)電箱的節(jié)能指標，在平衡狀況較好的情況下，當負載率在30%以下時，以Y—△轉(zhuǎn)換為基礎的節(jié)電箱都有節(jié)電效果。反之，當負載率大于30%，單一型節(jié)電箱只能在△狀態(tài)下運行，而復合型仍具有節(jié)電效果。a抽油機井的平衡好壞，也是影響節(jié)電箱的節(jié)能指標的重要因素，在嚴重不平衡或過平衡的井上，各種節(jié)電箱節(jié)電效果非常不理想。bc從現(xiàn)場應用情況看，由于受現(xiàn)場和環(huán)境、人員條件的限制，節(jié)電箱的裝配越簡單越好；ZJK型、DJQ系列、QXY系列結(jié)構(gòu)合理，操作簡單方便；DT-98系列元器件較多，體積大，操作不方便靈活。從以上幾種節(jié)電箱測試結(jié)果看，ZJK型對實際動態(tài)有功功率跟蹤效果較好，其平均有功節(jié)電率可過11.8%，對不平衡的適應性較強；QXY系列、DT-98系列從測試結(jié)果看，有功部分二者沒有什么差別，但轉(zhuǎn)換都較為單一，DT-98系列的無功補償效果較好。ed二、螺桿泵采油：完善配套技術-一次性投資小-運行成本低-運行壽命長（我國最長達1600天）螺桿泵采油的優(yōu)勢-揚程可達到3000m（160m3/d）;-排量可達到1000m3/d（800m）；-各種油品性質(zhì)；（稀油、稠油、含砂、高氣油比、高含水等）-井溫可達到140℃-各種井況及井身結(jié)構(gòu)適應范圍寬已基本覆蓋了其他人工舉升所具有的范圍及功能。經(jīng)濟效益好一是桿柱防斷脫技術研究二是環(huán)空測試技術研究三是定向井螺桿泵技術研究四是簡易泵況診斷技術研究五是大排量螺桿泵技術研究對比機型區(qū)塊類型降低一次性投資節(jié)電率800型螺桿泵與14型常規(guī)抽油機聚驅(qū)43.95（%）65.23（%）500型螺桿泵與10型節(jié)能抽油機聚驅(qū)31.27（%）56.39（%）120型螺桿泵與6型節(jié)能抽油機三次加密31.27（%）41.72（%）大慶油田螺桿泵技術總體水平評價(16項主要技術指標對比)：國際領先8項；相當5項；落后3項。同國內(nèi)相比領先優(yōu)勢明顯主要技術國內(nèi)對比國外對比螺桿泵

綜合性能適應聚合物驅(qū)的螺桿泵領先領先適應三元復合驅(qū)的螺桿泵領先領先適應水驅(qū)螺桿泵領先相當稠油防砂螺桿泵領先落后驅(qū)動裝置綜合性能領先相當

密封性能領先領先

傳遞效率領先領先專用抽油桿連接結(jié)構(gòu)領先領先

連接機構(gòu)防斷脫性能領先領先監(jiān)測技術監(jiān)測方法領先相當

工況分析及故障診斷技術領先相當

自控程度領先落后清防蠟工藝領先領先測壓工藝領先領先抽空保護技術領先落后試驗、檢測技術領先相當隨著螺桿泵采油技術在油田應用規(guī)模的擴大，抽油桿斷脫問題已經(jīng)成為螺桿泵檢泵作業(yè)的主要問題。一）、螺桿泵井桿柱防斷脫技術研究為此開展了螺桿泵井桿柱防斷脫技術研究。以薩中開發(fā)區(qū)為例桿斷、脫25井次2002年螺桿泵檢泵38井次占總檢泵井次的65.8%一要傳遞扭矩二要承受軸向載荷三是由于離心力的作用，局部區(qū)域要承受附加彎矩和振動載荷1、桿柱斷脫機理研究螺桿泵抽油桿在井下受力狀況較為復雜：防脫器既能釋放反轉(zhuǎn)扭矩，保護整個桿柱不脫扣，又能傳遞正轉(zhuǎn)扭矩，可以解決抽油桿反轉(zhuǎn)脫問題?，F(xiàn)場在泵上加裝防脫器。防斷脫措施制定全井扶正措施為了減緩附加彎矩和橫向運動對抽油桿的影響，延長桿柱的使用壽命，將原來每5根桿加1個扶正器改為每根桿加1個扶正器。加裝防脫器措施防斷脫措施效果現(xiàn)場共采取防斷脫配套措施344口，累計運行780天時，桿柱斷脫比例僅為7.7%，與未措施井對比下降幅度達77.2%。由于井口驅(qū)動裝置遮擋和井下油管錨占據(jù)測試通道，螺桿泵環(huán)空測試問題一直沒能突破，因此只能在非定點測壓井應用，為擴大螺桿泵推廣應用范圍，開展了環(huán)空測試技術研究，研制了偏心井口、油管旋轉(zhuǎn)器、油管扶偏器、小直徑螺桿泵、測試錨等配套工藝。2、螺桿泵井環(huán)空測試技術研究將螺桿泵井口設計為偏心式，預留測試通道，保證測試儀順利通過。在地面驅(qū)動裝置上，設計了測試閘門和測試滑輪。測試井偏心井口的研制在減速箱與井口之間，設計了軸承，解決鋼絲纏繞問題。一是在測試通道頂端引出傾角為120的測試閘門；二是地面驅(qū)動裝置高度由1.354m加高到1.58m，并將減速箱殼體側(cè)面銑成斜槽；三是加大掛體座內(nèi)徑，進而使偏心油管掛及掛體座之間形成的測試通道達到Φ73mm；專業(yè)驅(qū)動裝置的研制四是掛體座內(nèi)壁由垂直狀態(tài)變?yōu)閮A角120的喇叭口。通過以上四個方面工藝改進，可確保外徑Φ25.4mm、單節(jié)長度1米且軟連接的測試儀器順利通過偏心井口的拐點，并可實現(xiàn)安裝防噴管進行密閉環(huán)空測試。同時在油管掛與井口之間設計了推壓軸承，并將油管掛固定方式設計為頂絲周向固定，易于保護軸承。由于驅(qū)動裝置將偏心測試通道擋住，加重桿高度限制在400mm以內(nèi)。將加重桿設計成多節(jié)鉸鏈式，在鉸鏈連接處設計了鎖定機構(gòu)，下入后利用彈簧力將各節(jié)鎖定成一個整體，從而保證重心在一條直線上。每節(jié)加重桿長度380mm。（3）專用加重桿的研制（4）油管扶偏器的研制為讓開測試通道，將原有的油管扶正器改為油管扶偏器。（5）油管旋轉(zhuǎn)器的研制為配合旋轉(zhuǎn)井口，設計了油管旋轉(zhuǎn)器。室內(nèi)試驗結(jié)果：耐壓40MPa，承載12t。（6）防轉(zhuǎn)偏心油管錨的研制油管錨由中心管及偏心體組成，偏心體外側(cè)具有6組卡瓦牙，其中軸向牙及周向牙各3組，具有軸向及周向錨定功能，滿足了螺桿泵轉(zhuǎn)子旋轉(zhuǎn)生產(chǎn)的要求。同時該油管錨偏心體內(nèi)設計測試通道，內(nèi)通徑為34mm，并在偏心圓柱上下各設計30度的引斜段，可實現(xiàn)測試儀器自由起下。偏心體最大外徑Φ116mm。（7）小直徑KGLB200、300螺桿泵的研制在保持螺桿泵排量、揚程不變的前提下，通過縮小偏心距、加大導程來實現(xiàn)泵體外徑由Φ102mm縮小到Φ91mm。為保證空心轉(zhuǎn)子強度，空心轉(zhuǎn)子里眼直徑由20mm縮小到12mm。經(jīng)螺桿泵水力特性檢測裝置檢測，10MPa下，容積效率可達60%以上。同時位于螺桿泵上下的油管扶偏器與防轉(zhuǎn)偏心油管錨起到了防止螺桿泵采油過程中震動，延長螺桿泵使用壽命。（8）產(chǎn)出剖面測井儀器的改進針對常規(guī)產(chǎn)出剖面測井儀長度過長（總長度2.2米）、外徑過粗（Φ28mm），無法通過偏心井口測試通道的問題，1、各部分之間由剛性連接改為鉸鏈連接，周向擺角15度。2、將長度1.3m的阻抗測試儀器一分為二，分別為0.94的阻抗電路與0.36的阻抗傳感器流量計，兩者之間鉸接。3、采用比重18的純鎢灌注加重桿，單根長度1m，與常規(guī)使用的1.5m長的加重桿重量相當，加重桿之間鉸接。4、儀器外徑由Φ28mm縮小到Φ25.4mm。對儀器做了四方面改進：流量測量范圍：1.5m3/d－60m3/d含水率測量范圍：40%－100%含水率測量準確度：+3.0%F.S井溫測量范圍及準確度：0℃－125℃，+1℃壓力測量范圍及準確度：0MPa－40MPa，+0.2%F.S改進后產(chǎn)出剖面測井儀器由三芯電纜頭、三芯軟連接、井溫壓力磁定位及阻抗式測井儀組成，全長為2.6m。技術參數(shù)：由于螺桿泵偏心測試閘門是以120傾斜角引出，如果在測試閘門處直接接出6m長防噴管，水平位移將達1.3m。在測試儀器起下過程中，因電纜纏繞油管需轉(zhuǎn)井口時，將會存在防噴管將驅(qū)動頭掀翻或防噴管與測試閘門之間的絲扣損壞兩個方面的隱患。設計了可傾斜防噴短接，該短節(jié)本身為可實現(xiàn)周向15度擺角的軟連接，使下井電纜成S型走動。在測試過程中，防噴管成垂直狀態(tài)，不至于傾斜，解決防噴測試問題。（8）可傾斜防噴短接的研制截止2005年6月底，現(xiàn)場試驗14口井，測試25井次，成功率88%。其中壓力測試15井次，成功率93.3%；產(chǎn)液剖面測試10井次，成功率80%。在下泵深度小于860m時，井斜角9.0°以下每6.75m加1個扶正器，9.0°以上每5.4m加1個扶正器。實際操作中，井斜角大于9.0°的井段，每根抽油桿加2個扶正器，采用限位接箍定位；井斜角小于9.0°的井段，每根抽油桿加1個扶正器。3、定向井螺桿泵技術研究螺桿泵占地面積小，噪音低，適應于稠油、出砂和家屬區(qū)的油井生產(chǎn)，為此開展了定向井螺桿泵技術研究。抽油桿柱扶正器間距設計通過編制的軟件進行扶正間距計算：（2）抽油桿柱導向器結(jié)構(gòu)設計為降低“狗腿角”的影響，采取在全角變化率大的部位安裝抽油桿柱導向器的措施。導向器與普通抽油桿萬向節(jié)不同，需要承受每年2億次以上的疲勞運動，為延長使用壽命，在設計過程中盡可能消除應力集中點，并將各受力部件的屈服強度加至最大，材料采用40CrNiMo調(diào)質(zhì)處理。（3）抽油桿導向器合理布置研究導向器性能指標參數(shù)表截止2005年6月底，現(xiàn)場試驗螺桿泵定向井28口，其中井斜角最大的34.9°，平均免修期322天。2004年底以前試驗的19口井平均免修期已達454天，最早下井的西51-斜12井，已正常生產(chǎn)674天，目前仍正常運轉(zhuǎn)。（3）抽油桿導向器合理布置研究在造斜點全角變化率較大部位，即使安放扶正器，扶正器與油管之間仍存在較大的接觸力，需要加裝導向器。理論計算結(jié)果表明：在井斜變化率大于3°/25m的井段，必須安裝導向器。現(xiàn)場試驗目前，螺桿泵扭矩、軸向力診斷泵況方法主要存在以下問題：一是扭矩測試時間長，增加了測試工人的勞動強度；二是測試儀的傳感器需定期標定，目前大慶油田還沒有標定手段。4、螺桿泵簡易泵況診斷技術研究通過實際應用，我們認為電流卡片記錄儀對診斷螺桿泵的結(jié)蠟和桿斷脫較為直觀有效。

1）、電流卡片記錄儀在螺桿泵井上的應用情況北1-3-丁31井2003年3月27日第一次洗井，按正常熱洗周期安排，2003年9月27日應該洗井，根據(jù)實驗安排延長熱洗周期，以觀察該井在不洗井的情況下電流卡片能否反映結(jié)蠟情況。到9月以后電流逐漸升高，明顯高于正常運轉(zhuǎn)電流，產(chǎn)量逐漸下降，分析該井正在逐漸結(jié)蠟。2003年11月27日，對該井進行熱洗清蠟（熱洗溫度75℃，壓力4.5Mpa，熱洗時間4小時），洗后電流下降，產(chǎn)量恢復。實際熱洗周期為240天。（1）、通過電流卡片的電流變化診斷螺桿泵井結(jié)蠟通過在實驗井上安裝電流卡片的電流變化可以幫助診斷螺桿泵的結(jié)蠟情況。例如：北1-3-丁31井實驗前后數(shù)據(jù)對比（2）、通過電流卡片的電流變化診斷螺桿泵井桿斷脫例如：北1-320-35井2003年12月8日安裝電流卡片記錄儀，正常生產(chǎn)時，電流卡片顯示電流值為24A。正常時電流卡片該井2004年4月27日發(fā)現(xiàn)電流卡片出現(xiàn)電流異常，對比下降8A?，F(xiàn)場蹩泵15分鐘不起壓，量油無液量，數(shù)據(jù)對比如下：表2-3-6異常時電流卡片通過以上數(shù)據(jù)對比，結(jié)合蹩泵情況，初步分析為桿斷脫。該井于2004年4月29日由宏達勞服作業(yè)一隊上作業(yè)打撈處理，現(xiàn)場跟蹤情況：第5根桿脫，桿絲扣擼扣。北1-320-35實驗前后數(shù)據(jù)對比螺桿泵井的扭矩變化可以直接反映在光桿功率上，間接反映在電機軸功率和有功功率上。用功率代替扭矩診斷螺桿泵泵況理論上可行。研制了可測量螺桿泵啟動功率的電參數(shù)測試儀（一是數(shù)據(jù)采集速度由原來的12.5次/秒增至25次/秒，解決了啟動功率錄取問題；二是將開放式的鱷魚夾改為密封式的鉗型夾，消除了不安全隱患；三是增加了曲線回放，任一部分縮放和打印功能，方便了分析）。2）電參數(shù)與扭矩關系理論研究電機軸功率與光桿功率的關系為：2004年以理論研究為基礎進行室內(nèi)實驗，繪制了螺桿泵扭矩與電機有功功率變化幅度關系圖版。通過現(xiàn)場試驗，初步確定了螺桿泵簡易泵況定量診斷標準。泵況類別有功率變化幅度（%）液量變化（%）動液面變

化情況人工轉(zhuǎn)光

桿力光桿反

彈力油套連通情況桿斷脫<-30<-75上升小-較小無-弱油套不連通管斷脫<-45<-70上升大-較大強油套連通，

油套壓同步上升管漏失-60-30--90上升大強油套連通，泵漏失-100-30--90上升大強油套不連通結(jié)蠟30-10上升大強油套不連通（2）室內(nèi)試驗目前螺桿泵井啟動功率的測試和對比分析工作剛剛開始，下一步將繼續(xù)加大啟動功率在泵況診斷過程中應用方法研究，不斷完善電參數(shù)診斷方法和診斷標準。至2005年6月底，簡易泵況定量診斷標準現(xiàn)場診斷56口井，診斷符合率92.8%。2005年上半年現(xiàn)場診斷20口井，診斷符合率90%。國外：在51/2”套管內(nèi)沒有1200及以上型號的大排量螺桿泵。國內(nèi)：大慶的水平代表了中國陸上油田的水平。發(fā)育狀況：大排量螺桿泵技術的發(fā)展水平還不是高水平，還是處于發(fā)展的初級階段，應用規(guī)模不大，以檢泵周期為代表的技術經(jīng)濟指標還有較大的提升空間。4、大排量螺桿泵技術水平評價：AOC合金粉末的重要成分是鉻和鎳。兩元素同時存在并配合重熔工藝，可以得到微晶單相奧氏體，具有優(yōu)異的防腐蝕性能。此外，由于鉻的存在，重熔后的涂層表面形成一層很薄的富集了鉻的致密鈍化膜，這層膜也具有優(yōu)異的抗氧化腐蝕的能力。鎳和鉻組成的基體還不足以磨粒磨損，適量加入的硅和硼等元素和鎳鉻形成堅硬的硅化物和硼化物，這些硬質(zhì)點彌散在軟的鎳鉻基體上，起到了彌散強化的作用，整體上提高了涂層的硬度，也提高了涂層抗磨粒磨損的性能。5、防偏磨技術研究1）、AOC合金接箍（1)AOC合金防磨蝕原理技術核心是將AOC合金粉末以特殊的表面處理工藝涂履在抽油桿接箍表面得到耐磨耐腐蝕低摩擦系統(tǒng)的涂層，技術改進后得到的AOC-160涂層其厚度小于0.5mm，絲扣抗拉強度滿足655MPa。涂層的成分、組織結(jié)構(gòu)、硬度與油管相差很大，阻止和延遲了最初粘著磨損的發(fā)生，加強了接箍抗磨粒磨損的能力。AOC-160涂層中特有的成分在涂層與油管摩擦過程中，以片狀形式轉(zhuǎn)移到油管表面，并附著在油管表面上，保護和減緩了油管表面的磨損。2)AOC雙向保護接箍的性能該種接箍在多個油田的抽油機井進行了試驗，基本得到認可。資料介紹一口井運行525天起出桿柱檢查，AOC雙向保護接箍只有輕微磨痕，油管也只有輕微磨痕，并對油管檢測，發(fā)現(xiàn)有AOC涂層附在油管表面。試驗結(jié)果表明：這種接箍不但可以防止管桿偏磨，而且能夠消除安裝尼龍扶正器帶來的截流、載荷增加、阻力加大以及扶正器損壞脫落造成井下事故等問題。分析認為這種接箍用在螺桿泵井應該比用在抽油機井效果更好，因為螺桿泵井接箍與油管的摩擦范圍更小，且使用該種接箍與使用螺桿泵井尼龍扶正器的費用相當。目前，我廠正與有關廠商協(xié)商制造。玻璃內(nèi)襯油管是自噴井防蠟的成熟技術，在自噴井轉(zhuǎn)抽油機生產(chǎn)后逐漸淘汰。吉林油田針對螺桿泵井管桿偏磨的問題重新使用玻璃內(nèi)襯油管，并取得了較好的效果。由于吉林油田使用玻璃內(nèi)襯油管只是用于21/2”油管和500米以上的淺井，所以用于3”油管和1000米的井深是否適應還需要試驗。（2）、玻璃內(nèi)襯油管徹底解決管桿偏磨的一個方案是采用無桿泵，由于螺桿泵具有適應粘稠流體的特點，所以潛油螺桿泵很早就受到人們的青睞。但由于潛油螺桿泵的井下系統(tǒng)比較復雜，尤其是減速器及保護裝置，在51/2”套管內(nèi)難以達到大減速比和高強度的要求，經(jīng)過多年的開發(fā)研制，并沒有轉(zhuǎn)化為成熟技術。潛油螺桿泵最近的發(fā)展方向是取消減速器，井下電機采用可調(diào)速的永磁同步電機，節(jié)省了傳動機構(gòu)，降低了成本，提高了傳遞效率和強度，但在調(diào)速的控制上增加了難度和成本。該技術雖然還在開發(fā)研制階段，但從技術和經(jīng)濟可行性分析，應該有較好的發(fā)展前景。（3）、潛油螺桿泵螺桿泵不但適用于水驅(qū)油井，而且還適用于聚合物驅(qū)和三元復合驅(qū)的油井，占地面積僅為抽油機井的1/3，比傳統(tǒng)抽油機節(jié)約鋼材1/4，節(jié)電40%以上，而且安全、低噪音、無污染，具有極其廣泛的應用前景。但目前大慶油田螺桿泵井僅占總井數(shù)的5%左右，應用比例偏低。自2002年開始，大慶油田各開發(fā)區(qū)塊都進行了螺桿泵配套技術的研究，并取得良好效果，但配套技術還有很完善，影響大面積推廣。6、存在問題及今后攻關方向螺桿泵定子橡膠是易損件，螺桿泵的使用壽命在很大程度上取決于橡膠是否適應不同的舉升介質(zhì)特性和耐溫性能。目前國產(chǎn)螺桿泵橡膠配方單一，還沒有針對原油物性和井溫條件的不同開展個性化設計，這方面也是造成螺桿泵在不同油井、不同區(qū)塊使用效果不均衡的主要因素之一。一是螺桿泵適應不同舉升介質(zhì)和耐溫性能還不完善如何經(jīng)濟有效地防止螺桿泵抽油桿斷脫，是還需進一步研究和完善的問題。二是螺桿泵桿斷脫比例仍然較高由于大慶油田早期的開發(fā)規(guī)劃，井位與居民生活區(qū)沒有分開，特別是開發(fā)較早的薩中、薩南、薩北等開發(fā)區(qū)，這種情況更為突出。以薩中開發(fā)區(qū)為例，地處鬧市區(qū)的抽油機定向井就有213口，盡管近幾年開展了定向井螺桿泵采油技術研究，但目前還需要進一步攻關和完善。三是螺桿泵環(huán)空測試技術需要加大攻關力度由于螺桿泵地面驅(qū)動設備和井下管柱結(jié)構(gòu)的限制，無法進行環(huán)空測試，致使占抽油機總數(shù)30%的定點測壓井無法采用螺桿泵生產(chǎn)。為此，需要開展螺桿泵環(huán)空測試技術研究，以拓寬螺桿泵應用范圍。五是螺桿泵井泵況診斷技術還不完善。四是定向井螺桿泵技術還有待進一步完善目前，大慶油田地面驅(qū)動桿式螺桿泵采油技術基本成熟配套，可以滿足大規(guī)模工業(yè)應用的需要，下步主要是圍繞螺桿泵井的工況智能化控制、長壽命高效平穩(wěn)運行、滿足特殊井的舉升需要等方面開展技術攻關，同時，積極探索新型螺桿泵適應性。目前螺桿泵泵況診斷方法主要采用扭矩、軸向力法，但由于這種方法存在測試時間長、傳感器沒有標定手段等不足，雖然研究了簡易泵況診斷方法，但還需要進一步完善。螺桿泵采油技術發(fā)展方向一是針對三元復合驅(qū)舉升設備結(jié)垢嚴重，給油井正常生產(chǎn)帶來不利影響，已經(jīng)成為目前復合驅(qū)舉升工藝瓶頸的實際，要解決好常規(guī)螺桿泵在運轉(zhuǎn)過程中存在的工作電流波動過大而導致桿斷、定轉(zhuǎn)子結(jié)垢及磨損等問題，研究并試驗應用陶瓷涂鍍螺桿泵舉升工藝，探索其適應性；1、探索新型螺桿泵適應性二是試驗應用電動潛油螺桿泵，更好地滿足水平井斜井段或水平段舉升的需要。針對螺桿泵井應用時間短，缺少優(yōu)化設計方法的問題，開展螺桿泵井優(yōu)化設計方法研究。在國內(nèi)螺桿泵技術用于石油開采時間短，缺少高效的設計方法，結(jié)合螺桿泵井供排關系情況開展研究。一是隨著三元復合驅(qū)的工業(yè)化應用，螺桿泵是首選的舉升方式，要開展適合于三元復合驅(qū)開采的優(yōu)化設計研究；二是不同開采區(qū)塊、不同排量螺桿泵合理沉沒度、合理下泵深度研究，最佳生產(chǎn)工作參數(shù)研究；三是不同排量螺桿泵井下桿、管、泵合理匹配，地面電機合理匹配方法研究。2、螺桿泵井優(yōu)化設計方法研究截止到2005年6月底，大慶油田螺桿泵共檢泵203口，其中由于桿管磨損檢泵井檢泵總井數(shù)的28.57%。為進一步延長螺桿泵井檢泵周期、降低作業(yè)成本，需要對螺桿泵井桿管磨損的問題進行深入分析并及時解決。3、螺桿泵桿柱卸扭技術螺桿泵停機后，盡管驅(qū)動裝置可以卡住光桿防止反轉(zhuǎn)，但桿柱儲存的彈性能量，以及油套管液位高差造成的螺桿泵馬達效應，會造成起桿柱或拆卸井口過程高速旋轉(zhuǎn)，乃至甩彎光桿，形成安全隱患，因此需要研發(fā)相應的停機時桿柱卸扭技術。4、螺桿泵井桿管防磨損技術研究隨著油田的深入開發(fā)，水平井采油工藝日益成為開采剩余油、控制邊底水錐進速度、提高原油采收率的最有效方式，并由常規(guī)油藏開采轉(zhuǎn)移到難動用油藏的開采。因此應開展水平井下螺桿泵技術研究，為水平井開采做技術儲備。5、研究和完善螺桿泵泵況診斷技術雖然根據(jù)理論研究和室內(nèi)及現(xiàn)場試驗，初步確定了螺桿泵泵況判斷標準，但還需要進一步完善，下步將繼續(xù)加大啟動功率參數(shù)在泵況診斷過程中應用方法研究。6、水平井下螺桿泵配套技術研究三、大修技術一是80-86年，以解卡打撈工藝為代表的維護型修井時期；二是86-94年，以淺部取套、整形加固工藝為代表的治理型修井時期；三是94年以后，以深部取套、密封加固、側(cè)斜工藝為代表的綜合型修井時期。大慶油田根據(jù)不同時期各種類型套損井修復的需要，有針對性的開發(fā)應用了幾項大修工藝技術，大致可以分為三個階段：該技術適用于1000m以內(nèi)、通徑在Φ60mm以上及部分通徑≤Φ60mm，帶有管外封隔器、扶下器的套損井的修復。修復后的油水井內(nèi)徑恢復率100%，密封試壓15MPa，能夠滿足各種分采、分注措施的要求，施工工藝成功率在90%以上。經(jīng)過這三個階段的發(fā)展，修井工藝技術水平和修井能力得到了大幅度的提高。目前成熟的修井技術經(jīng)過不斷的發(fā)展和完善，大慶油田形成了以取換套、密封加固、側(cè)斜修井為代表的八項修井工藝。以下簡要介紹具有代表性的八項工藝技術情況：1、51/2″套損井深部取換套工藝技術該技術密封加固通徑從Φ100mm發(fā)展到Φ108mm（或Φ110mm），密封承壓15MPa，施工工藝成功率100%。2、51/2″套損井側(cè)斜工藝技術該技術適用于套損部位在900m以下、徹底報廢原井射孔層位的套損井，能夠修復取套無法修復，而整形加固技術無法滿足生產(chǎn)開發(fā)需要的套損井，施工工藝成功率達到95.7以上。3、大通徑密封加固技術解卡打撈是修井施工的一項基本手段，包括解卡和打撈兩方面技術內(nèi)容。解卡方法有活動解卡、聚能切割解卡、化學噴射切割法解卡、機械切割法、爆炸松扣法、震擊解卡法、鉆磨銑套解卡。一般情況下將井下落物劃分為管類、桿類、繩類和小件類四類落物。打撈是針對不同的井下落物，采用相應的找撈工具和工藝措施，將落物撈出。4、套損井報廢工藝技術目前應用的報廢技術主要是水泥封固永久報廢工藝技術，適用于嚴重損壞需補鉆更新井或應用其他大修工藝無法修復而需作報廢處理的套損井。在全井通道打開，井內(nèi)無落物的情況下，報廢效果可以滿足地質(zhì)報廢要求。5、解卡打撈工藝技術該項技術主要解決電泵機組卡和電纜堆積卡的解卡打撈問題。由于電潛泵井多數(shù)是51/2″套管，套管內(nèi)徑為Φ124mm左右，電潛泵機組外徑通常在Φ114mm--Φ115mm左右，而電泵機組內(nèi)配件結(jié)構(gòu)復雜，同時電纜堆積在井內(nèi)，解卡打撈難度極大。為解決電泵打撈難題，研究應用了高強度薄壁機泵打撈筒、活齒外鉤、測試卡點、爆炸切割油管等先進工個和處理技術，基本可以完整的撈出電泵機組，成功率較高。6、小通徑錯斷井打通道工藝技術小通徑錯斷井一般指通徑小于Φ70mm的錯斷井。經(jīng)過幾年的攻關，該技術從通徑Φ70mm以上套損井打通道技術發(fā)展到了現(xiàn)在的通徑Φ30mm--Φ70mm套損打通道技術，對于通徑在Φ30mm以下套損井打通誕技術也在探索中。7、電泵井解卡打撈工藝技術該技術研制了新型無固相低傷害壓井液和簡易防噴器、解卡打撈工具，設計了解卡打撈管柱結(jié)構(gòu)，并且研制的氣井取換套技術和丟手插入式密封完井管柱可以修復套管漏失。成功解決了氣井解卡打撈及漏失修復方面的修井技術難題，能對井下工藝管柱斷脫、卡阻以及套管腐蝕穿孔漏氣、斷脫類型的故障氣井進行有效修復，滿足安全高效施工的需要。8、氣井解卡打撈及漏失修復技術隨著油田開發(fā)的深入，套損井狀況及地下狀況日趨復雜，取套及側(cè)斜井口安全控制問題日漸突出，小通徑套損井、吐砂吐巖塊井、多點套損井、井內(nèi)落物無法撈出井、魚頂與錯斷口同步套損井及大段彎曲井越來越多。目前，這幾類井已占總施工井數(shù)的50%以上，雖然近幾年對該類井加大了攻關力度，取得了一定的進展，但需進行深入的研究。二）、目前修井技術存在的問題1、在小通徑套損井打通道技術上，通徑Φ30mm在以下的套損井每年大約有50-80口井，打通道成功率非常低（成功率約在25%左右）。3、在套損井有落物報廢技術上，大慶油田每年有落物報廢的套損井60口左右，大約占報廢井總數(shù)的40%。有落物報廢井一直沒用無落物報廢井的報廢方法進行報廢施工，無法保證報廢效果。2、在吐砂吐巖塊井綜合治理上，隨著油田開采時間的延長，吐巖塊套損井井數(shù)量在逐年增多，每年必須施工處理的在10口井以上，并且有逐年增加趨勢。目前國外該類井比較少見，主要采取水泥封固技術，實施不完全報廢。國內(nèi)備油田對油層部位出砂的防治技術比較多，對吐巖塊井的處理與國外相似，基本上也采取水泥封固手段進行處理。4、在魚頂與錯斷口同步套損井打通道技術上，大慶油田每年處理原始魚頂與錯斷口同步套損井約有10口井左右，目前對于魚頂與錯斷口同步套損井主要采用頓擊管柱將落物頓擊到錯斷口以下，然后利用小通徑套損井打通道技術進行施工。然而同步落物可以被頓擊到錯斷口以下的套損井數(shù)僅占該類套損井總井數(shù)的20%左右。對于無法將同步落物頓擊到錯斷口以下的套損井采用磨銑方法進行施工，其成功率不到25%。5、在大段彎曲及活動性錯斷井修復技術上，目前大慶油田年處理大段彎曲井20口左右，主要采取取套或爆炸整形技術進行修復，但修復的成功率很低。7、在套損井套損點落魚探視技術方面，目前大慶油田仍以鉛模檢測套管損壞情況為主，以井徑儀檢測套變通徑為輔。采用打鉛模的方法來判斷井下情況及斷口形狀有一定的缺陷，一是不直觀，二是準確性差，三是經(jīng)驗偏差大，這主要是因為鉛模往往打不到井下最小通徑處。引進的超聲波彩色像技術由于對井內(nèi)環(huán)境要求過高而很少應用。6、在取套井魚頂丟失處理方面，因為在修井取套過程中，有時會因一些意外原因而導致魚頂丟失。如果套管魚頂丟失而不能成功找回無法修復，不僅使此井無法修復生產(chǎn)，即使報廢也會因為無進液通道而難以達到報廢的目的。自從取套工藝實施以來，魚頂丟失就時有發(fā)生，幾乎每年都有此種事故出現(xiàn)。尤其是2004年因魚頂丟失而終止施工井已達4口，嚴重影響了取套井的成功率四、分層、堵水技術化學與機械調(diào)剖、堵水技術可以改善產(chǎn)液與吸入剖面，提高地下存水率與采收率，作為提高油田開發(fā)效果的重要技術措施，已成為油田穩(wěn)油降水的重要技術。一）堵水、調(diào)剖的目的、意義隨著開發(fā)的不斷深入，大慶油田已進入高含水后期開采階段，無效注水循環(huán)嚴重，油井出水量增加，不僅造成驅(qū)油效率低，浪費大量能源，也給地面油氣集輸、脫水帶來巨大困難。高滲透帶的認識厚油層高滲透帶封堵技術注氮氣泡沫控制水竄技術研究。（一）厚油層無效水循環(huán)治理技術大量注入水沿著高滲透帶無效地循環(huán)、消耗降低了注入水利用率油田的注水、污水處理等帶來了困難薩北3-6-44厚層試驗區(qū)水驅(qū)開采動態(tài)表項目含水階段20%40%50%60%70%80%90%95%注水倍數(shù)（%）691217254071143采出程度（%）91214.718.426293543.5水淹奪厚度（%）3541465258646869.3水淹段平均驅(qū)油效率（%）25.629.133235.539.645.351.562.7結(jié)果表明：厚油層進一步挖潛的潛力較大1、高滲透帶的認識解決注入流體的無效循環(huán)，首先取決于對高滲透帶分布及其特征的認識程度。華東石油大學通過對勝利、大港、中原、遼河等油田示蹤劑產(chǎn)出曲線的分析認為水淹層滲透率K(×10－3um2)孔道直徑D（um）高滲透K＜8000D＜30大孔道8000≤K＜9400030≤D＜100特大孔道K≥94000D≥100大孔道厚度只有幾厘米，水洗厚度只有注水厚度的1%-10%左右，吸水量占全井吸水量的80%-90%。水淹層分為三種類型高滲透層大孔道層特大孔道層大慶示蹤劑解釋結(jié)果：大慶油田北1-5-36井組96年開展示蹤劑試驗水淹層號厚度（m）滲透率，K(um2)孔道直徑，D（um）10.0873.5801820.2531.7201230.4031.0501040.2270.6908水淹層的累積厚度0.97m，占有效奪厚度的18.3%。水淹層的平均滲透率1.367um2，水推速度6.25m/d。

示蹤劑分析結(jié)果大慶油田示蹤劑應用較少，新的監(jiān)測和描述技術未有突破性進展，因此，根據(jù)喇嘛甸油田取心井資料的結(jié)果來推測高滲透帶的厚度。階段井數(shù)（口）平均單井水洗層水洗層層內(nèi)水洗段有效厚度比例高滲透帶厚度（m）強洗帶滲透率（um2）層數(shù)（個）砂巖（m）有效（m）強洗（%）中洗（%）弱洗（%）未洗（%）高含水中后期48.551.742.09.630.023.037.44.01.0-4.991#層的滲透率是平均滲透率的4.16倍。取心井厚油層高滲透帶厚度（有效厚度≥2m）為了確定高滲透帶的方向,在采油四廠進行了3口井的電位法現(xiàn)場測試，結(jié)果見圖：同時水力探測技術在北2-20-P60井組進行現(xiàn)場測試結(jié)果表明，4口連通的采出井中只有北2-1-77井上升趨勢最明顯。從電位法和水力探測測試結(jié)果可以看出，高滲透帶的方向為一個或兩個方向。綜上所述，大慶油田有別于勝利、大港、中原等油田，不存在連通的大孔道，而是滲透率增大4-10倍左右、厚度在1-4m、方向為沿主流河道的一個或兩個方向的高滲透帶。根據(jù)大慶油田高滲透帶特點，確定了三種類型封堵劑和段塞組合方式。根據(jù)上述的封堵模式要求，我們室內(nèi)進行了三種類型封堵劑配方篩選和巖心模擬實驗確定了三種類型封堵劑配方和段塞組合。2、厚油層高滲透帶封堵技術研究深度封堵劑篩選與研制不同粒徑、不同膨脹倍數(shù)凝膠顆粒在10㎝巖心中的注入情況巖心號水相滲透率（um2）石英砂目數(shù)顆粒粒徑（mm）膨脹倍數(shù)（倍）注入壓力（MPa）實驗結(jié)果10.979100-2000.16-0.45504.5顆粒被剪切，巖心出口端有粉末狀顆粒被擠出20.979100-2000.45-0.605022.0顆粒被剪切，巖心出口端有糊狀顆粒被擠出31.04970-1000.16-0.45505.1顆粒被剪切，巖心出口端有粉末狀顆粒被擠出41.17570-1000.16-0.451222巖心出口端沒有顆粒被擠出51.46950-600.16-0.451022顆粒被剪切，巖心出口端有粉末狀顆粒被擠出61.39950-600.45-0.601028巖心出口端沒有顆粒被擠出不同粒徑、不同膨脹倍數(shù)凝膠顆粒在10㎝巖心中的注入情況巖心號水相滲透率（um2）石英砂目數(shù)顆粒粒徑（mm）膨脹倍數(shù)（倍）注入壓力（MPa）實驗結(jié)果10.979100-2000.16-0.45504.5顆粒被剪切，巖心出口端有粉末狀顆粒被擠出20.979100-2000.45-0.605022.0顆粒被剪切，巖心出口端有糊狀顆粒被擠出31.04970-1000.16-0.45505.1顆粒被剪切，巖心出口端有粉末狀顆粒被擠出41.17570-1000.16-0.451222巖心出口端沒有顆粒被擠出51.46950-600.16-0.451022顆粒被剪切，巖心出口端有粉末狀顆粒被擠出61.39950-600.45-0.601028巖心出口端沒有顆粒被擠出濃度范圍：0.57-1.25%；初始粘度：25.3-320mPa.s；成膠粘度：5000-65000mPa.s；成膠時間：3-30d；溫度范圍：30-70℃。（2）聚合物凝膠封堵劑通過對聚合物、交聯(lián)劑、穩(wěn)定劑等和篩選，以及各種因素對成膠性能影響程度的評價，已選定大慶生產(chǎn)的分子量1600-1900萬的聚合物為主劑的不同成膠粘度的系列配方體系。該體系具有以下性能：統(tǒng)計資料表明，聚合物籠統(tǒng)注入時，滲透率高、油層發(fā)育較好的厚油層動用程度高；而滲透率低、油層發(fā)育較差的動用程度較低。在聚合物驅(qū)過程中存在的層間矛盾，嚴重影響了聚合物驅(qū)整體開發(fā)效果。項目1999年2000年吸液厚度比例吸液厚度比例葡I1-4葡I5-7全井葡I1-4葡I5-7全井厚層薄層厚層薄層厚層薄層厚層薄層厚層薄層厚層薄層北一、二排西82.138.565.534.277.436.860.019.530.86.853.313.2北一區(qū)中塊68.221.170.441.769.028.276.836.773.842.376.039.3斷東中塊94.046.760.940.078.245.394.443.910047.796.245.1（二）聚合物單管多層分質(zhì)分壓注入技術1、聚合物驅(qū)過程中出現(xiàn)的層間矛盾聚合物流過常規(guī)配注器水嘴時會產(chǎn)生嚴重的剪切降解，聚合物的粘度損失達到70%以上，影響分注效果。為解決這一難題，研制了幾種聚合物分注技術。統(tǒng)計薩爾圖油田三個注聚區(qū)塊59口井同位素測試資料，有效厚度大于2.0m的厚油層動用厚度比例為53.3%-96.2%，小于2.0m的薄差油層動用厚度比例只有13.2%-45.1%。通過分層注聚，可緩解層間矛盾，提高差油層動用程度。聚合物驅(qū)雙層分注工藝技術該分注工藝采用地面雙管雙泵、井下雙管的分注形式特點：可實現(xiàn)分質(zhì)分壓注入，分層流量控制精確；需要在注聚區(qū)塊的總體方案階段就確定分注井號；或在原在地面、管網(wǎng)基礎上進行改造，投資大；適用于雙層分注。2、幾種聚合物驅(qū)分注工藝工藝原理：聚驅(qū)地面控制雙管分注技術不改變地面設備、管網(wǎng)；分層流量控制簡便；可及時進行調(diào)整，保證地質(zhì)方案的嚴格實施；適用于雙層分注大。工藝原理：通過Φ76mm和Φ40mm油管組合成雙管分注管柱，地面采用環(huán)錐流量調(diào)節(jié)器。特點及不足：同心分注工藝地面采用單泵單管供液，井下管柱采用單管同心分注形式。通過同心配注器控制高滲透層段注入壓力，提高低滲透層段注入量。同心分注工藝偏心分注工藝地面采用單泵單管供液，井下管柱采用單管偏心分注形式。各級偏心配注器的幾何尺寸相同，分層級數(shù)不受限制，能做到投撈任意級。工藝參數(shù)最大控制壓差：5.0MPa最大粘度損失率：＜5.0%配注器單層控制注入量：20-120m3/d工藝適應性不改變地面設備、管網(wǎng)，一次性投放小，對聚合物溶液的粘度損失率低，適合主力油層分注。偏心分注工藝偏心配注器由井下工作筒和堵塞器組成，通過調(diào)節(jié)堵塞器上配注芯的長度控制各層段的注入壓力，調(diào)節(jié)注入量，從而實現(xiàn)分層配注。大慶油田截止到2004年底，投入聚合物注入井3214口，其中分注井720口，見到了較好的分注效果。工藝參數(shù)配注器單層控制注入量：10-70m3/d最大控制壓差：3.3MPa最大粘度損失率：＜8.0%工藝適應性不改變地面設備、管網(wǎng)，一次性投放小，投撈、調(diào)配工藝簡單，適合3層以上分注。大慶油田聚合物驅(qū)分注工藝統(tǒng)計表分注工藝同心分注工藝偏心分注工藝地面分注工藝雙泵雙管分注工藝單管分質(zhì)分壓注入工藝井數(shù)（口）528123421611合計（口）720提高低滲透層段注入強度，控制高滲透層段的注入量，緩解層間矛盾。分注效果分注前后剖面變化情況統(tǒng)計表滲透率級別（um2）層段數(shù)（個）分注前分注后吸水層數(shù)（個）相對吸水比例（%）吸水層數(shù)（個）相對吸水比例（%）＞1.08736.70516.900.5-1.0111022.00626.33＜0.5382441.302256.77合計574133分層后吸入剖面得到改善，高滲透層相對吸水比例降低19.8個百分點，低滲透層相對吸水比例增加15.47個百分點。采油三廠聚驅(qū)分注井見效情況表區(qū)塊見效井數(shù)口對比井數(shù)口分注前6個月分注后6個月分注后9個月產(chǎn)液m3/d產(chǎn)油t/d含水%見聚濃度Mg/l產(chǎn)液m3/d產(chǎn)油t/d含水%見聚濃度Mg/l產(chǎn)液m3/d產(chǎn)油t/d含水%見聚濃度Mg/l北二西46461732088.45291701690.4549.81741691.1580北三西30261662090.71881671690.72181681690.4228北二東40281872089.31891861988.2235.81762288.0188北三東29292061293.9261672088.336.821462682.454東過帶55119893.089594.432.696595.126合計1501341801893.02731691789.9289.51641988.5295統(tǒng)計134口連通油井,分注后平均單井日增油2t/d，含水下降1.4%，分注前見聚濃度月上升5.9Mg/l，分注后上升速度降低為1.7Mg/l。主力油層聚驅(qū)結(jié)束后，大慶油田聚驅(qū)對象已轉(zhuǎn)向滲透率更低、層間差異更大的二三類油層。其中滲透率較高的油層要控制注入量，同時粘度降解率要小；低滲透油層要適當降低分子量和粘度，以保證不堵塞油層又有足夠的注入速度，這樣可進一步提高聚驅(qū)效果。3、聚合物單管多層分質(zhì)分壓注入技術分質(zhì)注入的重要性聚合物分子量調(diào)節(jié)原理分子量調(diào)節(jié)采用的是機械降解方式。由于聚合物分子是柔性鏈結(jié)構(gòu)，微觀上是以顆粒、枝狀結(jié)構(gòu)及網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)分布在水溶液中。這樣當聚合物溶液由于速度的急劇變化，作用在聚合物分子鏈上的剪切應力可以導致分子鏈分解、斷裂，使聚合物分子形態(tài)和尺寸發(fā)生變化，從而造成聚合物分子量的降低。分質(zhì)分壓注入原理聚合物單管多層分質(zhì)分壓注入管柱分子量調(diào)節(jié)器：控制調(diào)節(jié)分層分子量壓力調(diào)節(jié)器：控制調(diào)節(jié)分層注入量采用偏心結(jié)構(gòu)，滿足二、三類油層分注層段多、層間矛盾大的情況井下工作筒：總長2300mm、最大外徑Φ114mm、內(nèi)通徑Φ48mm堵塞器：總長270mm、最大外徑Φ33.5mm分子量調(diào)節(jié)器技術規(guī)范在50m3/d流量范圍內(nèi)分子量調(diào)節(jié)范圍可達到20-50%，最大節(jié)流壓差1.5MPa左右。分子量調(diào)節(jié)器性能指標壓力調(diào)節(jié)器技術規(guī)范井下工作筒：總長2300mm、最大外徑Φ114mm、內(nèi)通徑Φ48mm堵塞器：總長670mm、最大外徑Φ33.5mm壓力調(diào)節(jié)器的研究在原有環(huán)型降壓槽基礎上進行了優(yōu)化，設計了流線型壓力調(diào)節(jié)元件。流線型降壓槽壓力分布較半圓型降壓槽均勻，流場趨向穩(wěn)定，繞流現(xiàn)象明顯低于后者，不宜發(fā)生湍流；半圓型降壓槽因受繞流的影響，回流現(xiàn)象較為嚴重。計算機流場模擬表明：在70m3/d流量范圍內(nèi)，最大節(jié)流壓差可達到3.3MPa，粘損率小于8%。壓力調(diào)節(jié)器性能指標：1、用絞車將投撈工具勻速下放至壓力調(diào)節(jié)器（分子量調(diào)節(jié)器）以下3-5m，上提至壓力調(diào)節(jié)器（分子量調(diào)節(jié)器）以下3-5m，下放投撈工具，坐入壓力調(diào)節(jié)器（分子量調(diào)節(jié)器）內(nèi)，撈出坐封堵塞塞器；2、用投撈工具攜帶壓力調(diào)節(jié)堵塞器（分子量調(diào)節(jié)堵塞器），重復步驟1，將壓力調(diào)節(jié)堵塞器（分子量調(diào)節(jié)堵塞器）投入偏孔內(nèi)。投撈工藝將壓力計（記錄反應層壓力）裝入驗封儀后，用投撈工具（加重桿、振蕩器、投撈器）將其投入反應層的壓力調(diào)節(jié)器或分子量調(diào)節(jié)器內(nèi)，將另一支壓力計（記錄激動壓力）放入投撈器口袋內(nèi)，然后按封隔器驗封操作規(guī)程進行驗封。驗封工藝采用電磁流量計進行分層流量測試（非集流方式），并根據(jù)測試結(jié)果調(diào)節(jié)節(jié)流芯長度，直至達到分層配注方案要求。測試時首先將電磁流量計停在兩級配注器中間的油管位置，測出下部層段的注入量，然后上提流量計至第一級配注器以上的油管位置，測出全井的注入量，用全井的注入量減去下部層段注入量，即得出上部層段的注入量。測調(diào)工藝非集流測試工藝目前，開展了11口井現(xiàn)場試驗?，F(xiàn)場試驗證明：投撈、驗封、測試、調(diào)配等工藝達到了設計要求。分質(zhì)分壓注聚后，高滲透層吸入量得到控制，差油層動用程度明顯提高現(xiàn)場試驗情況分質(zhì)分壓注入效果：北1-丁3-P24井氧化測井資料對比表層位性質(zhì)有效厚度（m）有效滲透率（um2）籠統(tǒng)注入分質(zhì)分壓注入絕對吸入量（m3/d）相對吸入量（%）分子量（104）絕對吸入量（m3/d）相對吸入量（%）分子量（104）SII10-12--SII13加強8.500.7215.9015.90120020.9218.68785SII14-16—SIII3限制13.60＞1.2091.3085.1774.6666.661200SIII5+6—SIII8-9加強1.800.210015.4214.66532根據(jù)工藝原理，預計分質(zhì)分壓注入后，注入壓力將在分壓注入的基礎上上升1.5MPa左右，較籠統(tǒng)注入壓力上升2.5-3.5MPa。統(tǒng)計北1-丁3-P24井同區(qū)塊同期3口同心分注井分注后壓力平均上升2.0MPa，與該井分質(zhì)分壓注入后壓力上升值相同。分析認為：低滲透層段注入低分子量聚合物后，注入壓力較高分子量時降低了一定幅度，分質(zhì)分壓注入后注入壓力上升值與分壓注入相當。分質(zhì)分壓注入后壓力的上升：北1-丁3-P24井生產(chǎn)數(shù)據(jù)

籠統(tǒng)注入分質(zhì)分壓注入注入壓力（MPa）注入量（m3/d）注入壓力（MPa）注入量（m3/d）9.111711.1120分質(zhì)分壓注入后壓力上升2.0MPa由于目前還不具備直接測量井下分層分子量的手段，只能通過間接方法驗證：一是通過測量分層流量，二是通過測了分子量調(diào)節(jié)器在井下工作時噴嘴前后的節(jié)流壓差，然后與地面試驗數(shù)據(jù)對比，掌握聚合物分子量的變化情況。測試井下分了量調(diào)節(jié)器前后壓差，與室內(nèi)試驗數(shù)據(jù)對比，驗證分層分子量。井下分層分子量的驗證圍壓條件下分子量變化規(guī)律研究圍壓條件下分子量調(diào)節(jié)器性能試驗裝置圍壓對分子量降解率、節(jié)流壓差的影響粘度損失率、節(jié)流壓差對比表序號流量m3/d有圍壓