辽河水平井开采技术交流

辽河油田水平井采油工艺技术现状

及下步发展方向

辽河油田钻采工艺研究院

2007年3月

目录

一、辽河油田水平井开采技术

（一）、水平井工艺技术保障措施

（二）、存在问题

（三）、下步攻关方向

二、辽河油田SAGD开采工艺技术

（一）、SAGD开采工艺技术保障措施

（二）、存在问题

（三）、下步攻关方向

一、辽河油田水平井开采技术

辽河油田自“八五”初期开始进行水平井方面的研究和试验工作以来，经过单水平井攻关试验、以断块为单元水平井开发和试验及规模应用水平井技术提高储量动用程度和油藏采收率等三个阶段的发展，已由初期的开发块状油藏发展到目前边水油藏、底水油藏、裂缝型油藏、薄油层油藏等多种类型油藏，开采的油品也由稠油发展到稀油与高凝油，开发方式采用常规、蒸汽吞吐及SAGD，并应用于不同的开发阶段即未动用的难采储量、开发中后期的老区挖潜、主力油藏边部、曙一区超稠油水平井的整体开发等，水平井技术在不同类型油藏应用见到了良好的效果。

截止到2007年初，辽河油区共完钻各类水平井307口,其中常规水平井271口(鱼骨井6口),侧钻及分支水平井36口。投产水平井266口，开井202口，其中热采稠油水平井214口，开井163口，日产液8169t/d，日产油2385t/d，累产油143.89×104t；投产的稀油水平井22口，开井18口，日产液274t/d，日产油195t/d，累产油28.02×104t；高凝油水平井16口，开井11口，日产液226t/d，日产油211t/d，累产油15.68×104t；常规稠油水平井14口，开井10口，日产液545t/d，日产油100t/d，累产油3.86×104t。目前水平井日产油2891t/d，平均单井日产油14.3t/d，累计生产原油191.46×104t。

（一）、水平井工艺技术保障措施

1、水平井钻完井工艺技术

针对不同地质条件、不同油藏类型，在水平井钻井实施过程中设

计了不同类型的钻井轨迹以满足水平井顺利开采；针对深层古潜山油藏、采用PDC钻头提高水平井钻井速度。水平井完井方式有裸眼完井、金属棉、钻孔或割缝衬管完井、套管或尾管固井射孔完井和砾石充填完井，其中95%以上水平井采用筛管完井，尤其是稠油水平井通过优选激光割缝筛管完井，基本满足了稠油热采的要求。

（1）根据地面、油藏特点，优化设计水平井轨迹

针对杜84块边顶水问题，为避免边顶水对水平井造成威胁，提出“L”型井眼，并在杜84-馆平11井和杜84-馆平12井成功实施，有效地解决了稠油热采对固井水泥石的破坏，保证了杜84块特稠油水平井顺利开采。

此外，受矿区地面条件限制，造成靶前位移不够或井口与靶区不在一个平面上，为达到中靶目的必须将水平井设计成钓钩状轨迹如冷41-平14“钓钩”型水平井或三维轨迹如洼60-平31井等以满足中靶要求。

（2）侧钻井与分支水平井相结合实现层间接替，提高油层动用程度

采用套管断铣侧钻方法，对于244.5mm技套内侧钻直接挂177.8mm筛管完井，如侧钻上部有水层，上部下封隔器固井，油层不固筛管完井，有效地提高水平井日产水平，实现了层间接替。而侧钻水平井与分支水平井技术结合，如静17-31-59FP实现了老区挖潜。因此，侧钻井与分支水平井技术在更好地动用储量的同时节约了油田开发资金。

（3）三维绕障水平井钻井技术逐步成熟

辽河油田地处“三田”之中，地面条件受限，新部署施工的水平井多是在老区开发的定向井、丛式定向井井网中进行，井口位臵与靶区之间存在障碍，三维绕障方位变化最大达到92.7°。水平井三维绕障钻井技术的进一步提高，为老区二次开发提供了保障。

（4）优选激光割缝筛管完井，实现超稠油和薄油层的整体开发

由于稠油油藏埋藏浅，地层成岩性差，胶结疏松，易出砂，根据稠油热采工艺的特点，在水平井完井筛管的选择上选用抗压的TP100H钢级、177.8mm、壁厚9.19mm的套管制作激光割缝筛管，在每根套管上交错式割缝，缝长45mm、缝宽0.3mm、缝间距30mm，公扣以上0.5m和母扣以下0.3m不割缝，并采用增加伸缩短节的方法（在悬挂器下方及光管与筛管联结处各加一只伸缩短节）解决了筛管受热伸长的问题。生产统计表明，2003年以来特油公司采用该技术实施的66口水平井仅有2口井出砂（杜84-平43井和杜32-59-31CP）。因此激光割缝筛管完井工艺适合特超稠油及薄油层水平井开采。

2、水平井注汽工艺技术

为解决以往水平井注汽排量小、注汽强度低和注汽受效差的问题，采取优化水平井注汽参数、优选注汽管柱及隔热方式等措施，保证了蒸汽在水平井井底有较高的干度和更多的热量注入油层，确保了超稠油和中深层特超稠油热采水平井的注汽效果，达到了利用水平井提高油田开发效果的目的。

（1）地面设备

目前用于水平井注汽吞吐的产汽设备一般为23t/h（固定）或9.2t/h （活动）的直流式蒸汽锅炉。

（2）注汽管柱及隔热方式

以往水平井注汽真空隔热管柱不能下入到水平段，致使热量在曲率段损失较大，注入井底干度较低，不利于水平段吸汽。将真空隔热管下入到水平段内，并采用环空充氮气的隔热方式，不仅保证了注入井底的蒸汽干度在50%以上，而且降低了套管和水泥环的热应力，防止套管高温损坏，最大限度地减少热量损失，使更多的热量注入油层，保证了此类井的注汽效果。

3、水平井举升工艺技术

成功开发出的22型塔式长冲程抽油机、大功率的油井电加热系统以及适合于水平井的系列深井泵并配套防偏磨措施，不仅满足了超稠油水平井大产液量的要求，而且实现了深井泵在各种复杂井况下的水平井正常生产。水平井举升工艺技术的进一步配套，为超稠油油藏、中深层特超稠油、薄油藏的整体开发提供了技术保障。

（1）采用大机大泵满足了特超稠油水平井大排液量的要求

针对特超稠油对温度极为敏感，随着蒸汽吞吐后期油层温度下降较快，产量也迅速下降，生产周期缩短的特点，为改变以往采用游梁机、小泵，举升能力小的举升工艺的问题，成功开发出22型塔式长冲程抽油机、大功率的油井电加热系统（稠油井电加热功率最大可达到300Kw）及Φ83mm、Φ95mm、Φ140mm（最大泵径，最大排量420方）的长冲程管式泵，以提高排液量，满足了水平井大产液量的要求，

水平井日产水平的显著提高，较好地改善特超稠油水平井的吞吐效果，并使冷41块的中深层特超稠油得到有效开采。

（2）水平井系列泵及防偏磨措施的进一步配套，实现了大斜度段甚至水平井段的有效举升

针对目前地层能量普遍偏低，水平井动液面较低，泵挂位臵在竖直井段生产必然出现供液不足、闪蒸等一系列严重影响正常生产的难题，开发出适合于水平井的系列泵，配套防偏磨措施，泵挂深度一般下至悬挂器以上，井斜角为50～60o、最大为79 o，形成的配套技术，较好地适应了水平井举升的各种复杂井况，确保了水平井正常生产。

对于侧钻水平井，通常采用小管、小泵，将深井泵下至小井眼斜井段内，来提高沉没度和泵效。

此外，高采的侧钻分支井采用螺杆泵采油见到了很好的效果。4、增产措施

水平井措施技术进一步完善。组织开展了凝胶调剖、酸化解堵、三元复合吞吐等新工艺试验，取得了明显的增油效果。近两年共在水平井上实施各类措施137井次，目前可对比井124井次，有效率90％，累增油4.9×104t，平均单井增油355t，措施效果是直井的2倍。（1）酸化解堵初见成效

针对部分水平井投产后供液差、不出的问题，通过采取酸化解堵措施进行储层改造，见到了较好成效。如新海27-H7井投产后不出，实施酸化措施后，日产液45 m3/d，日产油21t/d。截止到2006年8月底日产液42.1 m3/d，日产油7.1t/d，累产液3972 m3，累产油1161 t，

含水83.1﹪，液面110 m。

虽然水平井酸化一定程度上解除了近井地带的污染，疏通了油流通道，但由于绝大多数水平井采用筛管完井，这就决定了水平井酸化只能采用笼统酸化工艺，措施效果仍然受限。

（2）高温调剖、三元复合吞吐措施改善了稠油热井水平段剖面

由于超稠油水平井进入高周期生产阶段后，采出程度高，生产效果变差，表现为周期吞吐效果逐渐变差，地层压力下降及水平段动用不均。针对这些矛盾，2003年以来特油公司对水平井陆续实施高温调剖、三元复合吞吐等措施，调整水平段动用程度，改善动用剖面，提高周期生产效果。截止2006年8月底已累计实施三元复合吞吐54井次，周期结束井三元复合吞吐有效率73.3％，平均周期增油860t，累计周期增油38698.6t。高温调剖2井次，有效率100％，平均周期增油966.7t，累计周期增油1933.3t，取得较好措施效果。

杜84-平46井是部署在老区直井井间的水平井，投产前通过PND 测试井温平均为51.7℃且动用较均匀，但由于油层物性差异及周围直井的不同采出程度，吞吐2周期后水平段前部分动用较好，温度上升较大，但后约1/3部分动用较差。杜84-平46井在第4周期采取三元复合吞吐措施的同时，对位于平46井水平段后半部分的直井采取了与该井同注的办法，较好地调整了井温剖面，实施了三元复合吞吐调剖措施后，平均单井周期增油1200t，增产效果明显，吞吐效果得到了显著改善。

5、作业技术

初步形成了替泥浆、冲砂、检泵等作业技术。制订作业施工操作规范、标准，保证了水平井规模推广应用后的作业施工质量。（1）明确作业技术要求

对于采用筛管悬挂器完井的水平井，所有下入悬挂器以下的油管及井下工具，接箍及工具上下台肩均进行30～45o倒角处理，以确保井下工具在井眼曲率小于18o/30m的井眼轨迹内顺利下入水平段。起下悬挂器以下的油管，严格限制起下速度（3m/min），操作平稳，拉力计指变化小于2KN，底部下入球型导锥。

（2）替泥浆

一般采用正替，无漏失，一次替完。使用稀油正替泥浆。而对于稀油原始地层压力较高的水平井，采用汽化水或气举二次替喷。（3）冲砂

通常采用水泥车或压风机反循环冲砂，在原来一台水泥车基础上增加到两台，将原来的正循环冲砂改为反循环冲砂，并在反循环冲砂过程中，对于漏失严重的井添加冲砂暂堵剂来减少冲砂液向地层漏失。此外，采用组合式冲砂管柱+冲砂导锥+喷射冲砂器+地面连续冲砂设备，以油基携砂液为工作介质，采用正冲砂方式，完成水平井冲砂作业。

对于水平侧钻井小井眼，采用无节箍油管冲砂，冲砂笔尖为圆锥形笔尖。

（二）、存在问题

1、完井方式选择欠合理，后续措施难以实施

绝大多数稀油、高凝油、普通稠油和特超稠油水平井采用筛管完井，这种完井方式占辽河油区水平井的95%以上。一方面，由于水平井完井基本局限于筛管完井，完井方式比较单一，对于低渗透油藏、边底水油藏、裂缝性油藏仍采用激光割缝筛管这种完井方式，后续酸化、压裂、调剖、堵水等措施难以实施。另一方面，割缝筛管的本体强度已有所降低，在上覆岩层压力以及频繁作业过程中，容易造成本体和割缝产生相对变形，使管柱损坏，不能起到阻挡砂粒的作用，导致防砂效果差，油井出砂严重。

因此，应从系统工程的角度考虑钻完井工艺，针对辽河油田不同类型油藏特点，进一步优化完井技术，形成针对于不同类型油藏的最优完井方式，以延长水平井的开采时间。

2、水平井后续措施及修井作业技术不配套，无法适应水平井后期生产要求

目前辽河油田水平井只能进行简易冲砂、酸化解堵、三元复合吞吐等措施和作业技术，后续措施、大修作业技术准备不足，无法适应水平井高效开发的需要。

（1）修井作业：目前绝大多数水平井采用筛管完井，由于筛管在下入过程中会造成筛管弯曲，使割缝变形，缝隙不均。因此油井出砂或其它原因造成小套管变形，就无法进行打印落实变形情况。而落后的水平井修井工具，使得水平井冲砂、大修作业变地极为困难。（2）压裂：压裂分段工艺、工具不过关，无法实现水平井的均匀改造，影响了低渗透油藏的水平井布井工作。

（3）酸化：采用笼统酸化，水平井段受效不均，近井段酸化过度，远井段无法受效，酸化效果不明显。

（4）找、堵水：目前还没有成形的水平井堵水技术。

（5）调剖：单井调剖剂用量过大，施工成本高，多轮调剖技术不过关。

（6）防砂：目前水平井防砂只是停留在完井阶段。

（三）、下步攻关方向

2007年在现有水平井规模实施的基础上，将增加水平井开发稀油油藏和高凝油油藏的比重，水平井的应用规模将进一步扩大，应用范围将逐步拓宽。“十一五”期间，水平井在推进老油田二次开发、深度开发、多元开发以及新油田高效开发方面将成为油田稳产的一项重要技术。因此，水平井完井方式优化和强化后续技术配套措施研究与试验是下步研究的主攻方向。

1、水平井完井优化技术研究

针对目前水平井完井方式单一，给后续工艺措施的实施带来困难的问题，通过水平井完井结构、完井方式、完井成本、发挥油藏潜力、方便后续作业等方面的分析研究，并针对低渗透油藏、边底水油藏、裂缝性油藏结合下步增产措施综合考虑完井工艺，形成适合不同类型油藏的完井方式，以满足后期采油、修井、作业、增产措施等工艺技术的实施，提高水平井产能。

2、水平井注汽工艺配套技术研究

（1）在笼统注汽条件下根据井温剖面资料，通过水平井注汽参数优化设计与管柱优化研究，达到水平段的均匀动用。

（2）通过优化化学药剂的配方及注入方式，采取水平井化学辅助吞吐技术，调整吸汽剖面，改善水平井吞吐效果。

（3）水平井多点注汽配套技术研究，通过水平段配汽阀优化设计技术研究，以改善水平井水平段吸汽剖面，提高水平井采出程度。

3、水平井举升工艺配套技术研究

（１）大斜度大排量抽油泵的研制

为了达到抽油泵深下、提高单井排液量、延长生产周期的目的，要求井下抽油泵能在大斜度井段维持正常生产，必须改变目前常规泵的柱塞、游动凡尔和固定凡尔的结构，消除抽油杆的重量引起的柱塞偏磨的现象，实现在大斜度情况下高泵效，并具有一定的防砂功能。采取整体结构的多级密封结构，各级之间相互独立，并强开强闭，取消游动阀，消除重力偏心对游动阀的影响。

（2）杆柱防偏磨技术研究

研制新型的大斜度抽油杆扶正装臵，减缓抽油杆与油管的偏磨现象；通过改变防偏磨技术思路，真正实现抽油杆与油管的零磨损。（3）对于长泵筒研制井下对接、脱节器，保证下泵施工作业顺利进行。

4、水平井修井作业配套技术研究

由于水平井完井筛管在下入过程中会造成筛管弯曲，使割缝及绕

丝变形，缝隙不均，水平段套管尺寸较小等使得水平井修井作业困难。为此，需研制完善水平井修井作业工具机具、配套水平井冲砂、防砂、大修及措施作业技术，提高水平井的利用率，进一步延长水平井使用寿命。

（1）替泥浆

开展水平井替泥浆工艺技术研究，根据油层的实际状况，通过实施不同的替泥浆工艺措施，达到水平井诱喷或减缓泥浆顶替过程中存在的地层漏失及替浆不彻底问题，以减小泥浆对地层的污染。

（2）冲砂

①针对出砂水平井因水平段沉砂冲不出来造成频繁砂埋，不能正常生产的问题，通过采用简易连续冲砂装臵研制，配合其它减少油层污染的辅助措施，优化冲砂施工作业工艺，实现水平井的水平段冲砂。

②开展水平井负压冲砂技术研究，通过改变正压冲砂为负压冲砂的方式，彻底解决水平井冲砂问题。

（3）防砂

利用现有防砂技术,结合水平井的实际生产情况，进行生产过程中的防砂技术研究。

5、水平井动态监测技术研究

通过对水平井动态监测技术研究实现对水平井吸汽剖面、产液剖面等的监测和技术资料的录取。

6、水平井增产措施技术研究

开展水平井压裂、酸化、解堵、堵水等增产措施技术研究，配套水平井压裂、酸化、解堵、堵水等措施技术，加大水平井增产增注措施应用力度，在老井上通过实施工艺措施延长水平井高产时间，对新区及难采储量区块通过水平井应用及配套增产增注措施进一步提高单井产量，并使难采储量得到有效动用。

（1）压裂：利用现有的限流射孔压裂技术，结合辽河油田的实际情况，开展限流压裂技术研究，同时开展分段压裂技术研究，实现低渗透油藏的水平井开采。

（2）酸化：开展暂堵式水平井酸化、稠化缓速酸化技术的研究，实现水平段的有效酸化。

（3）找、堵水：开展井下找、堵水工艺及工具的前期研究，为水平井找、堵水措施的实施作技术储备。

（4）调剖：研制低成本调剖剂，优化调剖工艺，开展多轮调剖技术的前期研究。

7、复杂结构井开采技术研究

2007年按照“二次评价、二次开发、多元开发、深度开发”的方针，辽河油田将实施一定数量的多底井，为了实现多底井的有效开采，开展以下研究：

⑴复杂结构井分采或合采工艺油技术研究；

⑵连续油管采油；

⑶作业配套技术研究；

⑷斜井无缆测试技术研究。

二、辽河油田SAGD开采工艺技术

辽河油区适合蒸汽辅助重力泄油开采的原始地质储量9746×104t，主要集中在杜84块的兴隆台、馆陶油层、冷41块的S32油层。曙一区超稠油油藏地理上位于辽宁省盘锦市西约30km处，构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段。曙一区兴隆台油层超稠油资源丰富，总含油面积23.3km2，地质储量15557×104t。杜84块是曙一区超稠油的主力区块，探明含油面积6.2km2,地质储量5647×104t；动用含油面积1.0km2，动用地质储量1500×104t。

辽河油田于1996年在杜84块兴隆台油藏成功地完钻了两口平行水平井，开展了国内第一个蒸汽辅助重力泄油SAGD先导试验，即水平井注汽水平井采油组合方式进行的蒸汽辅助重力泄油。目前，杜84块馆陶油层先导试验区10个井组已转入SAGD生产阶段。

至2007年3月1日，先导试验井组生产727天，累积注汽72.52×104t，累产油15.35×104t，累产水48.25×104t，累计油汽比0.212，采注比0.877。目前，先导试验井组有10口直井注汽，日注汽1295.3t，日产液1422.9t，日产油336.9t，含水76.3%，油汽比0.26。

表1 馆陶油层SAGD先导试验井生产情况表

井号

累计生产指标日生产指标

投产时间

生产天

d

累产油

t

累产水

t

日产液

t

日产油

t

井口温

度℃

馆平10 2005/9/6 5211782864977359.4 81.2 145 馆平11 2005/2/25 72549319153028334 76.2 164 馆平12 2005/2/23 72759843171137445 106.8 158 馆平13 2005/10/27 4461548565802277 67 151

（一）、SAGD开采工艺技术保障措施

1、钻、完井工艺

针对杜84块超稠油油藏成岩性差、胶结性差的特点，水平井井身结构以表层套管、技术套管封住易漏、易坍地层为前提。技术套管下入油层，利用套管隔离上部地层，以利于水平段的顺利钻进和完井。与此同时，在水平井的关键部位——造斜段、斜井段及水平段分别采用单弯螺杆钻具、DTU导向随钻钻具及MWD随钻测斜监测井眼轨迹等专用工具、仪器，不仅可提高井身轨迹控制质量、钻进速度，而且能够保证施工安全，缩短钻井周期，从而达到降低钻井成本的目的。（1）水平井井身轨迹设计

①、水平段靶心距误差要求：

纵向上误差不超过±2.0 m，

平面上误差不超过±4.0 m。

②、水平井造斜段的要求：

水平井段垂深以上50m处，井斜小于50°，全角变化率控制在3°/25m以内，以利于抽油泵正常工作。

（2）馆陶特殊油藏井身轨迹优化设计

馆陶油层水平井采取“S”状轨迹设计，其优点：

①、防止顶水下窜；

②、下泵深度可加深40-50m；

③、避开馆陶蒸汽扫油带，提高钻井质量。

（3）完井方式

为了满足生产及井底温度、压力动态监测技术和油井防砂要求，

采用三开完井，水平段采用激光割缝防砂筛管完井技术。兴隆台油层粒度中值0.44mm，馆陶油层为0.42mm，割缝筛管的缝宽为0.3～0.4mm，采用Φ177.8mmTP100H×9.19mm 套管加工，优点：强度高、下井不易损坏、成本低。

完井方式：φ339.7mm表层套管+φ224.50mm技术套管+φ177.8mm光管和筛管。

2、注汽工艺

在SAGD开发方式下，蒸汽的热能只有汽化潜热被利用，饱和水的热焓对采油是毫无贡献的。依据油藏工程总体设计，井口蒸汽干度要求在95%以上，井底干度70%以上。目前油田常用的注汽锅炉出口蒸汽干度仅能达到75---80%，不能满足SAGD开发的需要，高干度注汽工艺技术的核心内容是如何有效的实现汽水分离。试验表明：采用球型汽水分离器在入口蒸汽干度75%时，经过汽水分离器汽水分离，蒸汽干度可以达到95%以上；SAGD开采过程中根据动态监测结果，可能需要对直井注汽进行调整，有的需要进行间歇停注，因此注汽管柱需要满足间歇注汽的要求。

（1）球形汽水分离器分离技术

采用三级分离技术：4个旋风分离筒、球形空间分离、膜分离。经过球形汽水分离器分离后蒸汽干度可达到95%以上，并且能够实现对液面自动控制；等干度分配器采用计算机数据采集，可对锅炉和汽水分离器的主要运行参数进行采集，并可一分四，计量范围4～20t/h，误差小于±5％。

（2）注汽管柱

注汽管柱采用蒸汽驱注汽管柱，即：隔热管接箍密封器+真空隔热管+压力补偿式隔热型伸缩管+热敏封隔器+Y411卡瓦封隔器+喇叭口。

3、举升工艺

（1）抽油机

目前，辽河油田SAGD生产井采用22型塔架式抽油机，该机的最大载荷22t，最大冲程8m，最大冲次4次，减速箱输出扭矩48kN〃m，电机配备功率110kN，并配备变频电机，可实现无级调速。这种抽油机减速箱的实际输出扭矩几乎与冲程长短无关，有利于实现长冲程，同时该抽油机具有承载能力强、调整平衡较方便、运行平稳、节能效果显著等特点。现场采用φ120mm、φ140mm泵生产，最高冲次4.2r/min，最高产液460t/d。

（2）生产井口

为满足生产和测试要求，SAGD水平生产井内除要下入生产管柱外，还需要下入进行井底温度、压力实时监测的连续油管测试管柱，因此井口采用双管井口。

（3）抽油杆

选用φ25mmH级空心抽油杆。

（4）油管

选用外径φ114mmN80油管，依据SAGD操作要求，要下入测试用连续油管，生产油管接箍倒角。

（5）抽油泵

目前，辽河油田SAGD 试验现场应用的抽油泵为进口φ120mm 、φ140mm 抽油泵，从现场使用情况看，进口泵抗高温、耐腐蚀能力比较强，生产250多天无需检泵，产液量200m 3/d 以上，但价格比较昂贵。泵主要技术参数：

泵径：Φ120mm

泵筒：10.36m ，镀铬工艺

柱塞：1.22m ，喷焊工艺

间隙：0.22mm

固定凡尔：Φ95mm

游动凡尔：Φ82mm

最大外径：Φ133mm 为了满足将来SAGD 开采扩大规模的需要，辽河油田钻采院通过对进口泵材料构成和结构分析，研制出了抗高温、大斜度大泵系列。 Φ95mm 泵径的抽油泵的泵挂位臵通常位

于斜井段，抽油泵游动阀采用机械启闭式滴

状阀，拉杆上下运动带动其开启和关闭，不

受井斜和气体的影响，可提高泵的充满程度

和泵效；固定阀采用弹簧辅助复位结构，也

不受井斜影响，在下冲程时可迅速关闭。这

种结构的泵经过2005年和2006年现场试验

验证，已证明在斜井段具有较好的工作效

图1 进口泵结构图

图2 国产大泵结构图

果。Φ110mm以上泵径的抽油泵泵挂由于油井载荷的限制，通常不需下入大斜度井段内，固定阀与游动阀均采用球阀结构。

馆平291井第三轮蒸汽吞吐采用注二氧化碳、化学剂和蒸汽复合吞吐方式，注入蒸汽7500 m3，下Φ95mm大斜度水平井泵生产，垂深673.19m，泵挂784m，井斜70°，井口温度110℃，井下温度预计在200℃左右，生产4个月。2006年4月24日进行第四轮蒸汽吞吐采用注二氧化碳、化学剂和蒸汽复合吞吐方式，注入蒸汽7600 m3，下入Φ120mm，泵挂686m，井斜56°，井口温度120℃，井下温度预计在250℃左右，最高泵效96%，吞吐中后期，由于供液不足，多次碰泵，造成脱接器断，只生产3个半月。

根据水平井排液要求开发Φ95mm、Φ120mm、Φ127mm、Φ140mm系列高温抽油泵，在现场试验11井次，最大井斜75°，最高泵效93%，井底最高温度250℃。

图3 馆平291井Φ120mm泵生产曲线图

（6）生产管柱