浅析应用大排量螺杆泵的优越性

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摘要：本文借鉴兄弟采油厂大排量螺杆泵举升工艺应用的成功经验，结合埕岛油田开发中遇到的高油气比油井、稠油开采等问题，论述了大排量螺杆泵在埕岛油田应用的优越性。

关键词：大排量螺杆泵 性能改进 优越性

0 引言

由于埕岛油田初期快速开发，注水工作滞后，导致埕岛油田地层严重亏空、地层压力下降较大，油井静液面下降。由于埕岛油田采取的“卫星平台-海底管线-中心平台-海底管线-陆地接转站”开发建设模式，台控制含油面积大，油井井斜角较大，螺杆泵在斜井中又无法实现深抽，导致了螺杆泵在海上的应用数量减少。

但随着海上注水工作的加快、海上提液生产的开始和采油厂“节能降耗”的要求，螺杆泵的泵效高，更能适应气、砂含量较高的生产条件，地面设备占用面积小，管理简便，排量调节适中的突出特点；再加上多年来，经过工艺人员对螺杆泵的持续改进，螺杆泵走过了单头螺杆泵的优选、单头泵到双头泵的改进，实心抽油杆、空心抽油杆、连续杆抗偏磨、脱扣的升级，螺杆泵变频装置地推广应用，使地面驱动螺杆泵井与电泵井相比具有更高的经济效益。

因此在地层供液充足、井身轨迹较好适应螺杆泵采油的油井中，试验大排量螺杆泵，对降低海上原油生产的成本有积极作用。

1 大排量螺杆泵举升工艺应用情况

胜坨油田进入特高含水期后，出砂、注聚使油井工况日益恶化，电泵井产液单耗高，为了满足开发生产的要求，改善油井工况，他们拓宽、完善常规举升工艺螺杆泵的适应范围和适应性，实现了油井的优化生产。

1.1 开展的配套技术研究

海洋采油厂认识到大排量螺杆泵机械举升工艺在解决稠油冷采、高含砂、高含气井开采难题和能耗低的优点，针对大排量螺杆泵的特点，结合海洋采油厂井身、井况和生产情况，开展了“一完善、两配套、两研究”工作，提高了大排量螺杆泵运行的可靠性。

他们在原来7种小排量螺杆泵泵型的基础上新增10种大排量泵型，排量、扬程得到系列化；100转/分转速下最大排量达到288m3，大排量下最大扬程达到1350米。

1.2 配套管柱结构

影响螺杆泵免修期的主要因素是杆断和管漏问题。他们抓住螺杆泵生产的薄弱环节，研制新型锚定装置、试压装置、反扣油管、管柱扶正等技术有效解决油管脱扣、偏麿、试压等问题。

他们借助钢制连续抽油杆不存在接箍，转动传动扭矩时与普通杆和空心杆对比，在斜井中可大幅度降低油管和抽油杆之间单位面积上的摩擦力，减少因偏磨造成的杆断脱的优点，同时大斜井中油管加内衬管，延长油井检泵周期。配套了内衬管+连续杆配套模式，解决杆管偏磨严重、频繁作业的问题，适应了产液量100m3以上较高油井的生产。

采用内衬油管磨损量0.38，仅为N80油管磨损量（0.62）的61.2%，内衬管对抽油杆保护性能突出。

对于液量较少的油井，他们配套了梯形扣杆+扶正配套模式，减少杆柱的磨损程度，延长油井检泵周期。

1.3螺杆泵诊断技术研究

螺杆泵诊断技术研究：实现了对螺杆泵运行状况的监控，通过测试数据可以实现对螺杆泵杆、管、泵等9种故障进行定性、定量分析诊断，为油井管理人员进行转速的调整，为优化螺杆泵运行工况提供了依据。

1.4 大排量螺杆泵应用效果

海洋采油厂针对海上油田“减液控电” 等举措下理想的情况下扩大大排量螺杆泵的研究和应用，使大排量螺杆泵在扬程、检泵周期、治理偏磨等方面取得较大改善，丰富了该厂油井举升工艺技术。

通过大排量螺杆泵的推广应用，使螺杆泵节能降耗的优点得到充分地发挥。海洋采油厂20口电泵井改螺杆泵生产后，平均一天节约电费723元，单井年节约达到电费26.4万元，经济效益十分可观。

2 埕岛油田螺杆泵应用情况

螺杆泵的突出特点是泵效高，更能适应气、砂含量较高的生产条件，地面设备占用面积小，管理简便，排量调节范围适中等特点，在埕岛油田开发初期大量使用，但随着埕岛油田开发的提速，大排量的电泵逐渐替代了螺杆泵。目前，埕岛油田应用的主要是100m3/d以下小排量的螺杆泵。

2.1 埕岛油田螺杆泵工艺改进历程

螺杆泵：单头螺杆泵的优选、从单头泵到双头泵的优化，地面驱动装置：地面驱动装置GBF4：1型到GBF5：1型的改进；控制设备：螺杆泵软启动到变频启动；抽油杆：走过了实心抽油杆、空心抽油杆到连续杆的升级。

通过对螺杆泵薄弱环节地不断改进创新，使螺杆泵适应恶劣井况的能力不断提升。CB701-2井是1口侧钻井，最大井斜角64.4？，是海上油田定向井井斜角最大的一口井，该井造斜段全角变化率较大，499m处全角变化率最大为27.83°/100m。显然超过了泵公司斜井电泵机组全角变化率最大8°/30m的极限，机组及电缆起下过程中可能造成机械损伤，甚至造成机组卡阻在套管内；工艺人员经过反复论证，采用连续抽油杆螺杆泵采油工艺，油管采用防偏磨内衬油管以减少管杆偏磨，该井投产一次成功，且投产后一直正常生产。

2.2 2010年螺杆泵躺井情况

2.2.1 1井次泵转子断开

埕北22单井1997年1月19日螺杆泵投产，生产层位5#Ng1+23+4 、7#Ng44和14#Ng561，日产液90.8t，含水0.6%。2010年9月17日进行检泵作业，2010年3月12日该井故障关井，停产前该井日液27.8 t，日油17.6t，含水36.6%。2010年4月5日起出外径32mm光杆1根，外径28mm连续抽油杆977.52m，长2.10m转子半根，发现转子本体断脱，鱼顶为转子本体。

2.2.2 3井次泵脱皮破损

CB11F-2井1996年8月11日螺杆泵投产，生产层位12#Ng35、14#Ng43、17#Ng53和18#Ng54，初期日产油56.7吨，含水0.3%。1998年3月转电泵，2004年1月卡封Ng5354 ，补射7#Ng1+23+4层，与原12#Ng35，14#Ng43合采，2010年7月6日故障关井，解封Ng5354，与原生产层位Ng1+23+43543合采，下120DT-83螺杆泵，泵深1100m。2010年8月20日检查发现定子胶皮全部破损，堵在油管、气锚中。

埕北25C-3井2010年2月9日螺杆泵转电泵作业，起出连续抽油杆1187.0m，发现外径28mm连续杆与转子连接变扣上部0.10m处断， 定子胶皮破碎。

埕北11C-2井1995年6月25日螺杆泵投产，中生界，中生界投产未成功。1995年8月28日上返馆陶，生产层位Ng5556层。初期日液160.4t，日油160.4t，不含水。2010年3月1日故障关井，停井前日液45.8t，日油12.6t，含水72.5%。2010年3月20日起泵检查，发现螺杆泵胶皮损坏。

2.2.3 4井次连续杆与转子焊接处上下断开、脱扣

埕北12单井1996年4月27日自喷投产Ed41层，96年8月15日停喷，97年6月7日上返馆陶（Ng42455152层）自喷生产，初期10mm油嘴，日产油88.9t，含水0.4%，2003年4月27日补孔Ng325454层转电泵作业，2005年3月检泵作业，2007年7月9日下外径28mm连续抽油杆1135.41m，泵型120DT54螺杆泵。

埕北12单井8月30日该井电流下降、温度降低、憋压不起，毛管压力15.8MPa。起连续杆，发现连续杆下端与转子连接处脱扣。起管柱发现螺杆泵卡泵，转子位落入井底，泵内有砂，气锚及尾管内砂堵。

垦东341井2006年5月1日螺杆泵投产，生产层位Ng2123。投产初期转速100r/min，日油67.2t，不含水，生产气油比25m3/t，日产气量1700m3。2010年9月30日起外径28mm连续抽油杆802m，发现连续抽油杆从与螺杆泵转子连接处以上12cm处断脱。

埕北246A-1井2007年10月该井出现产能迅速递减现象，油井日液能力由正常28t降至8t，含水无变化，判断为随生产时间延长近井地带存在堵塞。2007年10月17日该井突然不出液，验证为抽油杆断脱，断点820米，停井前转速100N/min，套压0.1MPa，电流17A，日液8.0t，日油7.7t，含水3.5%。10月24日起出外径38mm光杆1根，外径28mm连续杆1根878.69m，发现转子与连续杆连接处断开。

2.2.4 空心杆断脱

埕北12单井2007年10月4日下外径36mm空心杆恢复油井生产。10月16日36mm空心杆杆柱断脱停机，断脱点井口下20m左右，停产前日液30t，日油3.5t，含水89%。

3 结束语

埕岛油田主力层馆陶组经过多年的滚动开发，目前先期投产区块已进入开发的中期阶段。由于注水工作多年欠帐，注采井网不完善，埕岛油田主力油层地层压力接近饱和压力，地层亏空严重，导致油气比上升、原油粘度增大，对电泵生产提出挑战。

受海洋环境的特殊性和平台有效寿命的制约，海上要在平台、海管寿命期限内最大限度提高采收率，是采油工程急需论证和解决的问题。随着油田进行开发中后期，要求满足提掖和采油厂“节能降耗”的要求，大排量螺杆泵机械采油工艺是一种比较理想的选择，能有效解决稠油冷采、高含砂、高含气井等在开采过程中遇到的难题。

参考文献

[1]隋新华.浅析大排量螺杆泵在极浅海油田应用的必要性 《中国设备工程》 2008 第7期

作者简介：民（1973.12-），男，技师，1993.08毕业于胜利开发技校采油工程专业，从事海上井下作业监督。