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[摘 要]近年来，采油厂举升工艺配套技术，以”延周期、提泵效“为工作重点，逐步向“油藏、井筒、地面“一体化配套延伸，按照”长冲程、慢冲次、大泵径、浅泵挂、高泵效“的设计思路，针对不同”井型、井况、油藏特征”开展技术攻关，规模推广成熟工艺，探索引进新工艺新技术，创新实施差异化治理，逐步形成了一系列适合采油厂开发的举升工艺配套技术，工艺指标整体向好。
[关键词]延周期 提泵效 举升工艺配套
中图分类号：G712 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）01-0187-01
经过两年的研究与探索，总结出了不同井况条件下的举升工艺配套技术，基本形成了具有采油厂特色的延周期提泵效系列技术。
1、深斜井的配套技术
以周青庄一、 友谊油田为代表的高压低渗深层油藏， 伴有井眼轨迹复杂，地层供夜能力差、管杆偏磨严重 等问题，探索出了 “较小泵径+ 长冲程+慢冲次+内衬油管”主体配套技术。
两年累计应用51口，平均冲程由4.3米提升到5.2米，冲次由3.6次降低到2.2次，检泵周期延长358天。
创新技术：“较大泵径浅泵挂、长尾管”举升管柱，利用了虹吸原理，保证井筒内液体顺利进泵，成功将抽油杆的承载转移到油管，延长了抽油杆的使用寿命，同时降低了生产能耗。
创新技术在深井上整体应用
A85-1区块整体应用：
A85-8井：泵下尾管采用 φ62mm小直径油管为并加长500米（至2800米），作业后液量由11.5方上升至22.3方，泵效由47.0%上升至70.3%，免修期超过1080天，目前高含水关井。
创新技术在斜井上应用典型井：
B23-17井：典型的五段式大斜度短周期井， 浅层造斜120-420m造斜至23.27°
中途降斜1110-1770m降斜至2.22°，给举升管柱带来困扰。2017年4月采取浅泵挂、长尾管配套后载荷下降3.13kN；采液单耗由6.7kW.h降低到4.91kW.h；周期超过180天，继续有效。
2、注聚受益井配套技术
明三4层系注聚受益井见效后，出现了类似稠油偏磨的情况，初期检泵频繁，开展了多种配套工艺的尝试，经过总结经验，探索出了 “长冲程+慢冲次+3寸内衬油管+大泵浅抽”举升工艺，躺井次数逐年减低。
创新点： 3寸油管防偏磨技术。
例如：B7-11井，配套工作制度6.0/2.6，采用89mm油管，泵径70mm/泵深560m，实施后免修期由150天延长至877天。
3、稠油井
刘官庄油田稠油油藏具有油层温度低、原油粘度大等特点，自投入开发以来，我们从管、杆、泵 到 地面配套设备、生产参数的匹配都进行了诸多的尝试和创新，最终总结出了四类举升管柱，基本实现了一类一策。
油管：内衬油管；3寸油管、组合创新
尾管： 短尾管、长尾管，大直径、小直径，配套创新。
抽油杆：空心电加热杆（加热位置）、H级普通杆（25mm/22mm）组合
抽油泵：稠油泵、大流道泵、强启闭泵、大流道斜井泵、防砂泵等。
地面参数：长冲程，低冲次（根据原油物性及供夜情况选择 0.9-2.5）
稠油常规井主体配套技术：“长冲程+慢冲次+3寸内衬油管+空心电加热”
刘官庄油田稠油油藏油层温度低、原油粘度大，38口稠油生产井中28口推广应用该项技术，总日产油水平116.7吨，平均泵效68.9%，累产油12.78万吨，连续稳定生产。先导试验功勋井，庄浅33-41井，已连续正常生产1340天，目前日产液18方，日产油10.5吨，含水41.6%，泵效96.9%，累产油14358吨。
稠油定向井、直井 无尾管配套技术—首创技术
直接利用泵底阀作为进液口，充分降低稠油进泵阻力，解决了进泵困难的瓶颈。推广应用16口，平均泵效61.5%。
特稠油庄10井，原油粘度12302 mPa.s （50℃），相对密度0.981，初期按常规管柱配套，未实现正常生产，创新采用无尾管管柱后，连续正常生产412天后，高含水关，累产油2022吨。
稠油水平井 ----大直径尾管入窗技术，油田公司首创
稠油水平井创新采用Φ 89mm大油管作为尾管伸至水平段，创造低摩阻油流通道，泵效显著提高。应用4口井，均实现了正常穩定生产。目前，刘3-6H转潜油螺杆泵，其余两口井提液转电泵。
稠油大斜度井：大直径油管特高温内衬配套技术---首创
在19口井上试验并推广了 直径为89毫米 配套 特高温（180℃）内衬油管，防偏磨效果提升、摩阻减少、载荷降低，周期延长，生产能耗减少。如：刘1-6井：450米造斜，泵挂处井斜21.5°，2017年3月应用此技术后，载荷下降10KN， 日产2.5吨，累产油5389吨，连续平稳生产。
稠油无杆泵配套：电泵举升工艺
在刘官庄稠油区块三口水平井上开展了“小泵径+高扬程+大功率”电泵组合管柱先导试验，取得了成功，为取代稠油井筒电加热开采技术提供了经验。
例如：C5-10H井，投产初期，大排量电泵生产，泵效较低，2016年1月检泵提泵效，优化电泵参数，采用70方小排量，深入油层顶（1480m），提高扬程到1800m，电机功率升级到65.5Kw后，泵效由10%提升到84%，初期日产油42吨，累增油4521吨，目前日产油8.2吨，泵效84.1%。
稠油无杆泵配套：电潜螺杆泵举升工艺先导试验获得成功
2017年5月，在A685井（2014年探井，因稠油出砂不能正常生产停产）开展的潜油螺杆泵稠油举升工艺先导性试验获得成功，增加日产油量2.08吨，相比电加热杆日节电1120千瓦时。该井的成功为歧685区块地质再认识，增储上产提供了有力的依据。
随后在刘官庄油田C7-9等三口推广试验，全部成功。 平均单井日耗电90.3千瓦时，相比电加热杆举升工艺，节电率达到95.5%。截止目前，4口井运行平稳。
4、出砂井配套技术
“管柱挡排+ 浅泵挂+低参数”
该项技术，通过适当控制生产压差，减少激动出砂、延长检泵周期。累计应用38井，平均免修期由408天提高至682天，延长了274天；砂卡躺井明显降低。
例如：B新6-14-2井，2016年水井转采，因出砂泵卡躺井3次，2017年1月补层合采，结合作业采取浅泵挂，将44mm/1800m调整为57mm/1500m，免修期由96天延长至244天，继续有效。
5、侧钻井配套技术
在侧钻井出砂方面考虑小套管尺寸、固井情况、地层供液，探索出了两套管柱：小泵入窗深抽配低冲程低冲次；与“大泵浅抽（悬挂器以上）+小尾管入窗，配套中冲程低冲次。减少生产压差、控制出砂及含水快速上升。
推广应用12口井，平均检泵周期865天，日产115.4吨。
例如：B5-1K2井：采用小尾管入窗技术，44泵*1850m，窗口*1956m，小尾管入窗至2250m。
目前，日产液5.9方，日产油4.4吨，累计产油4401吨，检泵周期1683天。
参考文献
[1]胡博仲等：聚合物驱采油工程〔M〕，石油工业出版社（北京），1997.
[2]张振华等：聚合物驱油现场先导试验技术仁〔M〕，石油工业出版社（北京），1996.
[3]王鸿勋等：采油工艺原理〔M〕，石油工业出版社（北京），1984.
[4]吴则中等：抽油杆〔M〕，石油工业出版社（北京），1994.
[关键词]延周期 提泵效 举升工艺配套
中图分类号：G712 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2019）01-0187-01
经过两年的研究与探索，总结出了不同井况条件下的举升工艺配套技术，基本形成了具有采油厂特色的延周期提泵效系列技术。
1、深斜井的配套技术
以周青庄一、 友谊油田为代表的高压低渗深层油藏， 伴有井眼轨迹复杂，地层供夜能力差、管杆偏磨严重 等问题，探索出了 “较小泵径+ 长冲程+慢冲次+内衬油管”主体配套技术。
两年累计应用51口，平均冲程由4.3米提升到5.2米，冲次由3.6次降低到2.2次，检泵周期延长358天。
创新技术：“较大泵径浅泵挂、长尾管”举升管柱，利用了虹吸原理，保证井筒内液体顺利进泵，成功将抽油杆的承载转移到油管，延长了抽油杆的使用寿命，同时降低了生产能耗。
创新技术在深井上整体应用
A85-1区块整体应用：
A85-8井：泵下尾管采用 φ62mm小直径油管为并加长500米（至2800米），作业后液量由11.5方上升至22.3方，泵效由47.0%上升至70.3%，免修期超过1080天，目前高含水关井。
创新技术在斜井上应用典型井：
B23-17井：典型的五段式大斜度短周期井， 浅层造斜120-420m造斜至23.27°
中途降斜1110-1770m降斜至2.22°，给举升管柱带来困扰。2017年4月采取浅泵挂、长尾管配套后载荷下降3.13kN；采液单耗由6.7kW.h降低到4.91kW.h；周期超过180天，继续有效。
2、注聚受益井配套技术
明三4层系注聚受益井见效后，出现了类似稠油偏磨的情况，初期检泵频繁，开展了多种配套工艺的尝试，经过总结经验，探索出了 “长冲程+慢冲次+3寸内衬油管+大泵浅抽”举升工艺，躺井次数逐年减低。
创新点： 3寸油管防偏磨技术。
例如：B7-11井，配套工作制度6.0/2.6，采用89mm油管，泵径70mm/泵深560m，实施后免修期由150天延长至877天。
3、稠油井
刘官庄油田稠油油藏具有油层温度低、原油粘度大等特点，自投入开发以来，我们从管、杆、泵 到 地面配套设备、生产参数的匹配都进行了诸多的尝试和创新，最终总结出了四类举升管柱，基本实现了一类一策。
油管：内衬油管；3寸油管、组合创新
尾管： 短尾管、长尾管，大直径、小直径，配套创新。
抽油杆：空心电加热杆（加热位置）、H级普通杆（25mm/22mm）组合
抽油泵：稠油泵、大流道泵、强启闭泵、大流道斜井泵、防砂泵等。
地面参数：长冲程，低冲次（根据原油物性及供夜情况选择 0.9-2.5）
稠油常规井主体配套技术：“长冲程+慢冲次+3寸内衬油管+空心电加热”
刘官庄油田稠油油藏油层温度低、原油粘度大，38口稠油生产井中28口推广应用该项技术，总日产油水平116.7吨，平均泵效68.9%，累产油12.78万吨，连续稳定生产。先导试验功勋井，庄浅33-41井，已连续正常生产1340天，目前日产液18方，日产油10.5吨，含水41.6%，泵效96.9%，累产油14358吨。
稠油定向井、直井 无尾管配套技术—首创技术
直接利用泵底阀作为进液口，充分降低稠油进泵阻力，解决了进泵困难的瓶颈。推广应用16口，平均泵效61.5%。
特稠油庄10井，原油粘度12302 mPa.s （50℃），相对密度0.981，初期按常规管柱配套，未实现正常生产，创新采用无尾管管柱后，连续正常生产412天后，高含水关，累产油2022吨。
稠油水平井 ----大直径尾管入窗技术，油田公司首创
稠油水平井创新采用Φ 89mm大油管作为尾管伸至水平段，创造低摩阻油流通道，泵效显著提高。应用4口井，均实现了正常穩定生产。目前，刘3-6H转潜油螺杆泵，其余两口井提液转电泵。
稠油大斜度井：大直径油管特高温内衬配套技术---首创
在19口井上试验并推广了 直径为89毫米 配套 特高温（180℃）内衬油管，防偏磨效果提升、摩阻减少、载荷降低，周期延长，生产能耗减少。如：刘1-6井：450米造斜，泵挂处井斜21.5°，2017年3月应用此技术后，载荷下降10KN， 日产2.5吨，累产油5389吨，连续平稳生产。
稠油无杆泵配套：电泵举升工艺
在刘官庄稠油区块三口水平井上开展了“小泵径+高扬程+大功率”电泵组合管柱先导试验，取得了成功，为取代稠油井筒电加热开采技术提供了经验。
例如：C5-10H井，投产初期，大排量电泵生产，泵效较低，2016年1月检泵提泵效，优化电泵参数，采用70方小排量，深入油层顶（1480m），提高扬程到1800m，电机功率升级到65.5Kw后，泵效由10%提升到84%，初期日产油42吨，累增油4521吨，目前日产油8.2吨，泵效84.1%。
稠油无杆泵配套：电潜螺杆泵举升工艺先导试验获得成功
2017年5月，在A685井（2014年探井，因稠油出砂不能正常生产停产）开展的潜油螺杆泵稠油举升工艺先导性试验获得成功，增加日产油量2.08吨，相比电加热杆日节电1120千瓦时。该井的成功为歧685区块地质再认识，增储上产提供了有力的依据。
随后在刘官庄油田C7-9等三口推广试验，全部成功。 平均单井日耗电90.3千瓦时，相比电加热杆举升工艺，节电率达到95.5%。截止目前，4口井运行平稳。
4、出砂井配套技术
“管柱挡排+ 浅泵挂+低参数”
该项技术，通过适当控制生产压差，减少激动出砂、延长检泵周期。累计应用38井，平均免修期由408天提高至682天，延长了274天；砂卡躺井明显降低。
例如：B新6-14-2井，2016年水井转采，因出砂泵卡躺井3次，2017年1月补层合采，结合作业采取浅泵挂，将44mm/1800m调整为57mm/1500m，免修期由96天延长至244天，继续有效。
5、侧钻井配套技术
在侧钻井出砂方面考虑小套管尺寸、固井情况、地层供液，探索出了两套管柱：小泵入窗深抽配低冲程低冲次；与“大泵浅抽（悬挂器以上）+小尾管入窗，配套中冲程低冲次。减少生产压差、控制出砂及含水快速上升。
推广应用12口井，平均检泵周期865天，日产115.4吨。
例如：B5-1K2井：采用小尾管入窗技术，44泵*1850m，窗口*1956m，小尾管入窗至2250m。
目前，日产液5.9方，日产油4.4吨，累计产油4401吨，检泵周期1683天。
参考文献
[1]胡博仲等：聚合物驱采油工程〔M〕，石油工业出版社（北京），1997.
[2]张振华等：聚合物驱油现场先导试验技术仁〔M〕，石油工业出版社（北京），1996.
[3]王鸿勋等：采油工艺原理〔M〕，石油工业出版社（北京），1984.
[4]吴则中等：抽油杆〔M〕，石油工业出版社（北京），1994.