海上油田电潜泵工况分析

海上油田电潜泵工况分析

摘要以电潜泵的结构组成、工作原理为基础，结合电潜泵特性曲线分析电潜泵的工况，对电潜泵工况进行了分析，通过对一口井的电潜泵工况分析方法，应用到整个油田的电潜泵工况分析，判断油田的电潜泵是否处于合理的工作状况。通过本文的研究可以应用到油田电潜泵的管理及确定电潜泵的合理工况，延长电潜泵的寿命，提高原油的采收率、经济效益等。

关键词电潜泵；结构组成；工作原理；工况分析

1绪论

1.1研究的目的和意义

电潜泵是一种重要的机械采油设备，具有排量大、扬程高的优点。可广泛用于停喷后的高产油井、含水井、深井及海洋油田中，是油田实现高产稳产的重要手段。

由于电潜泵具有排量大，适用于斜井和水平井，地面配套设备比较简单，电驱动容易实现等显著优点，因此利用电潜泵采油成为海上采油的主要手段之一。电潜泵工况分析就是对电潜泵的工作状况进行分析，它是电潜泵井管理非常重要的一项工作。通过工况分析，可以清楚地了解到电潜泵是否在合理的工作区内工作、电潜泵是否与油层供液能力相匹配、电机配备是否合理、油井含水、原油粘度和含气对泵效的影响程度等等。因此建立电潜泵工况分析系统，对于海上油田电潜泵的分析及现场生产指导具有重大的意义。

1.2研究的主要内容

本文根据海上油气田的概况及电潜泵采油在平台的应用程度，提出了对该油气田电潜泵的工况分析课题，以电潜泵的结构组成、电潜泵的工作原理为基础，结合电潜泵的特性曲线来介绍电潜泵的工况分析步骤，对电潜泵来进行工况分析，以此分析方法应用到油田的电潜泵工况分析，然后对于油田的电潜泵故障诊断与排除进行研究。以此课题研究更清晰认识和掌握电潜泵工况分析的技术知识，给予油田确定电潜泵合理工况制度以及电潜泵管理带来方便。

2电潜泵的工作原理及安装方式

2.1电潜泵的工作原理

电潜泵是由多级叶轮串接起来的一种电动离心泵，除了其直径小长度长外，工作原理与普通离心泵没有多大差别，其工作原理是：当潜油电机带动轴上的叶导轮高速旋转时，处于叶轮内的液体在离心力的作用下，从叶轮中心沿叶片间的流道甩向叶轮的四周，由于液体受到叶片的作用，其压力和速度同时增加，在导

油田开发生产动态分析的内容

油田开发生产动态分析的内容 A、注水状况分析 1）分析注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施。 2）分析分层配注的合理性，不断提高分层注水合格率。 3）搞清见水层位、来水方向。分析注水见效情况，不断改善注水效果。 B、油层压力状况分析 1）分析油层压力、流动压力、总压降变化趋势及其对生产的影响。 2）分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在较高水平上。 3）搞清各类油层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。 C、含水率变化分析 1）分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提高控制含水上升的有效措施。 2）分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系、确定其合理界限。 3）分析注入水单层突进、平面舌进、边水指进、底水锥进对含水上升的影响、提出解决办法。 D、油田生产能力变化分析 1）分析采油指数、采液指数变化及其变化原因。 2）分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响。 3）分析自然递减变化及其对油田生产能力的影响。 4）分析增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。 5）分析新投产区块及调整区块效果变化及其对油田生产能力的影响。 油藏工程名词解释 地质储量 original oil in place 在地层原始状态下，油(气)藏中油(气)的总储藏量。地质储量按开采价值划分为表内储量和表外储量。表内储量是指在现有技术经济条件下具有工业开采价值并能获得经济效益的地质储量。表外储量是在现有技术经济条件下开采不能获得经济效益的地质储量，但当原油(气)价格提高、工艺技术改进后，某些表外储量可以转为表内储量。 探明储量 proved reserve 探明储量是在油(气)田评价钻探阶段完成或基本完成后计算的地质储量，在现代技术 和经济条件下可提供开采并能获得经济效益的可靠储量。探明储量是编制油田开发方案、进行油(气)田开发建设投资决策和油(气)田开发分析的依据。 动用储量 draw up on reserves 已钻采油井投入开采的地质储量。 水驱储量 water flooding reserves 能受到天然边底水或人工注入水驱动效果的地质储量。 损失储量 loss reserves 在目前确定的注采系统条件下，只存在注水井或采油井暂未射孔的那部分地质储量。 单井控制储量 controllable reserves per well 采油井单井控制面积内的地质储量。 可采储量 recoverable reserves 在现有技术和经济条件下能从储油(气)层中采出的那一部分油(气)储量。 剩余可采储量 remaining recoverable reserves

第七章注采井组动态分析

第七章注采井组动态分析 注采井组动态分析是在单井动态分析的基础上进行的。单井动态分析基本上以生产动态分析为主。而井组动态分析则是生产动态分析和油藏动态分析并重的分析内容。注采井组的划分是以注水井为重心，平面上可划分为一个注采单元的一组油水井。井组分析的核心问题是在井组范围内找出注水井合理的分层配水强度。在一个井组中，注水井往往起主导作用，它是水驱油动力的源泉。从油井的不同的变化可以对比出注水的效果。因此，一般是先从注水井分析入手，最大限度地解决层间矛盾，在一定程度上调解平面矛盾，改善层内矛盾，也就是说井组分析以找出和解决三大矛盾为目标。来改善油井的生产状况，提高油田的注采管理水平。 本章所要讲的主要内容是：油田注水开发的“三大矛盾”，注水井的分析，井组动态分析的内容、方法、步骤、及井组动态分析的案例。 第一节注水开发的三大矛盾 当注水开发多油层非均质的油田时，由于油层渗透率在纵向上和平面上的非均一性，注入水就沿着高渗透层或高渗透区窜流。而中低渗透层或中低渗透区却吸水很少，从而引起一系列矛盾，归纳起来主要有三大矛盾。 一、注水开发的三大矛盾 1．层间矛盾 层间矛盾就是高渗透性油层与中、底渗透性油层在吸水能力、水线(油水前缘)推进速度等方面存在的差异性，是影响开发效果的主要矛盾，也是注水开发初期的根本问题。生产开发中，高渗透油层由于渗透率高，连通性好，注水效果明显，表现为产油能力高，担负全井产量的大部分。中、底渗透性油层则由于渗透率底，连通性差，表现为产油量底，生产能力不能充分发挥。这样在油井中出现了层间压差。 图7-1层间矛盾示意 256

257 在注水井中，高渗透层吸水能力强，可占全井吸水量的30%~70%以上。水线前缘很快向生产井突进，形成单层突进，如图7-1所示。因此，渗透率高、连通好的油层，由于注得多，采的多，生产井很快见到注水效果，含水很快上升。高渗透油层见效及见水后，地层压力和流动压力明显上升，形成高压层，严重的干扰中、低渗透层的工作，致使这些层少出油或不出油，全井产量递减很快，含水上升。因而能否使层间矛盾获得较好的解决，使油井能否长期稳定生产，油田能否获得较高采收率的关键所在。 层间矛盾的表现：注水井转注后，高渗透层见效快，初期高产继而含水，并快速上升，直至水淹，从吸水剖面上看，表现为高渗透层大量吸水，吸水强度明显地比低渗透层大，从产出剖面上看，对应层的产液量，明显地高于其它层。随着注水时间的增长，水淹程度的提高，层间矛盾会越来越大，其原因，是高渗透层通过长期注水冲刷，其胶结物越来越少，渗透率也随之越来越高，甚致增加数10倍，如中原油田文25块的S=下42层的原始渗透率只有0.4μm 2左右，经过长期注水冲刷后，目前个别地方的渗透率可达2μm 2以上。 层间矛盾的形成主要是油层的厚度、沉积物、沉积环境，沉积的时间的不同，造成了各层的物性和渗透率的不同。而形成了层间矛盾。 表示层间矛盾的参数，用单层突进系数。即：多油层油井内渗透率最高的油层的渗透率与全井厚度权衡平均渗透率的比值。 率油井厚度权衡平均渗透 油井中单最高渗透率单层突进系数＝ n n n h h h k h k h k h +++++ 212211率＝ 油层厚度权衡平均渗透 式中：h 1、h 2……h n ——为各单层有效厚度； k 1、k 2……k n ——为各单层渗透率。 单层突进系数越高说明层间矛盾越严重。 2．平面矛盾 由于油层渗透率在平面上分布的不均一性，以及井网对油层各部分控制不同，使注入水在平面上推进不均匀，油水前缘沿高渗透区呈舌状窜入油井，形成“舌进”如图7-2所示。 图7-2 局部舌进示意

中国海洋石油的海上油田开发技术现状和展望

中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望 姜伟 中国海洋石油总公司 摘要：本文总结中国海洋石油总公司在海上油田勘探、开发和生产中，结合海上油田开发的需要和特点，通过不断的探索和实践，逐步的掌握了在中国近海开发油田的关键技术及其特点。同时根据目前国外的开发技术发展现状，结合中海油自身的特点，针对海上油田开发的具体不同的需求。经过改革开放20多年来的不断努力，中海油已经掌握并形成了一整套的海上油气田开发的钻完井工程技术。并且形成了以海上油田开发为目标的优快钻完井技术体系；大位移钻井技术体系；稠油开发钻完井技术体系；海上丛式井和加密井网钻完井技术体系；海上疏松砂岩油田开发储层保护技术体系；海上平台模块钻机装备技术体系等八大技术特色和体系；在海上油田的开发和生产中发挥了巨大的作用，同时也在为海洋石油未来的发展产生了积极的推动作用。 关键词：海洋石油海上油气开发技术挑战钻完井工程关键技术体系 中国海洋石油工业的发展源于上世纪60年代初期，进入到上个世纪80年代初期，随着中国的改革开发，海洋石油总公司成立28年来，海洋石油工业在对外合作开发海上油气资源的过程中，遵循一条引进、消化、吸收、再创新的道路，并且成功的实现了由浅水向深水、上游向下游、单一的勘探开发向综合能源公司发展的三个跨越。并且逐步形成和建设了一个现代化的海洋石油工业体系。 1．中国海上油气开发的概况和挑战 在中国近海开发油气资源，在技术、资金、自然环境等方面面临诸多的困难和挑战，对于

钻完井工程而言，我们主要面临三大挑战： 首先是海洋环境的挑战，在海上钻井，除了我们通常的地下各种工程地质问题以外，海洋自然环境条件大大的增加了我们工作的难度。北冰南风是我们要面临的海洋开发的自然环境条件中的最大难题和挑战。 第二个挑战是海上油田开发，钻完井工程投资高、风险大，昂贵的海上开发费用和海上钻完井作业成本与经济有效的开发海上油田的挑战。 第三个挑战是以渤海稠油开发、南海西部高温高压地层的钻探、南海东部深水生产装置周边油田的经济开发为代表的海洋钻完井技术的和安全风险控制的挑战。 中国海上油田的发展主要还是根据油田自身的油藏性质和特点，结合油田的具体特征和开发的需求，中国海油逐步形成了渤海、东海、南海东部，以及南海西部，这四个海域为主体的油田开发体系。中国海洋石油的勘探工作自上个世纪60年代开始以来，逐步发展和成长起来了。特别是进入80年代以后，随着对外合作和自营勘探开发的步伐的加快，我们海上油田原油产量不断攀升。1982年原油产油不足10 万顿。2010年我们油气产量将达到5000万顿油气当量，实现了几代石油人的追求与梦想，在我国成功的的建成了一个海上的大庆油田。 2．中国海上油气开发钻完井工程八大技术体系 在中海油近年来生产规模迅速上升的同时，在油田开发生产中也逐步的形成了油田开发中的钻完井工程技术八大技术体系，并且在海上油田开发生产中发挥了重要的作用。 2.1海洋石油优快钻完井技术体系： 优快钻井技术是中海油钻完井特色技术。在上个世纪90年代初期，我们在学习了国外先进技术经验的基础上，结合渤海油田的具体情况，在开发油田的钻井技术上取得了重大突破，钻井速度得到大幅度的提高[1] [2]，直接产生的效果就是带动了一大批渤海边际油田的开发，使得一批勘探探明的地下储量，变成了可以投入开发产生效益的油田。从渤海QK18-1项目开始，

常规油田生产动态分析

1、动态分析模板共分单井动态分析、井组动态分析、区块（单元）动态分析等三个部分。 2、分析层次：动态分析人员日常工作主要侧重于单井动态分析、井组动态分析；阶段分析主要侧重于区块（单元）动态分析。 （图表模板参考《吐玉克油田2011年度调整方案》） 单井动态分析模板 一、收集资料 1、静态资料：主要包括油井所处区块、构造位置、开采层段（层位、层号）、射孔井段、射孔厚度、射孔弹型、注采对应状况以及连通状况、储层物性（电测解释成果：如孔隙度、渗透率、含油饱和度）、砂层厚度及有效厚度等。 2、动态资料：日产液量、日产油量、含水、压力（静压、流压）、对应注水井注水量及注水压力、气油比等。 3、生产测试资料：饱和度测井结果（C/O、PND_S、硼中子、钆中子等）、产液剖面测试成果、对应注水井吸水剖面测试成果、注水井分层测试成果、示功图、动液面、地层测试资料、油气水性分析资料、流体高压物性资料（如密度、粘度、体积系数、饱和压力、原油组分分析等）、井况监测资料（井温曲线、电磁探伤、井下超声波成像、多臂井径、固井质量SBT等）。 4、工程资料：油井工作制度（泵径、冲程、冲次、泵深）、井下生产管

柱组合及井下工具、井身结构（井身轨迹）等。 二、分析内容 1、日产液量变化； 2、综合含水变化； 3、日产油量变化； 4、压力变化（静压、流压、生产压差）变化； 5、气油比变化； 6、对应注水井注水能力变化； 7、深井泵工作状况； 8、措施效果评价等。 ——单井生产曲线：日产液、日产油、含水、流压（动液面）、气油比、措施备注 采油井生产曲线 注水井生产曲线

三、分析步骤 1、概况 2、生产历史状况（简述） 3、主要动态变化 首先总体上阐述油井日产液量、日产油量、含水、气油比、压力等变化状况，其次依次分析以下内容。 日产液量变化 3.1.1变化态势:主要分析日产液量在分析对比阶段呈现的变化趋势（要求绘制运行曲线变化），主要有液量上升、液量平稳、液量下降三种态势。判定变化的标准（该标准可以根据本油田的具体情况自行确定）为：日产液量大于50t，波动幅度在±8％； 日产液量在30-50t之间，波动幅度在±12％； 日产液量在10-30t之间，波动幅度在±20％； 日产液量小于10t，波动幅度在±30％； 如果日产液量及变化处于上述区间的可以判定日产液量运行平稳；高于变化幅度可以判定产液量呈上升态势；如低于变化幅度则判定日产液量呈下降态势。 3.1.2日产液量变化原因分析 日产液量上升的主要原因有： ①油井工作制度调整； ②对应油井注水见效；

海上油田高效开发技术探索与实践_周守为

[收稿日期]　2009-08-08;修回日期2009-08-13 [基金项目]　国家高技术研究发展计划(“863”计划)(2007A A 090701);国家科技重大专项(2008Z X 05024,2008Z X 05057) [作者简介]　周守为(1950-),男,四川南充市人,教授级高级工程师,中国海洋石油工程技术中心主任、提高采收率重点实验室主任,研究方 向为海洋油气田开发工程;E-m a i l :z h o u s h w @c n o o c .c o m .c n 海上油田高效开发技术探索与实践 周守为 (中国海洋石油总公司,北京100010) [摘要]　在我国渤海湾相继发现40多亿t 地质储量的原油,但这些原油多为稠油和重油,难以开发,在陆上油田开发经验不能用于海上,又无国际先例可借鉴的情况下,基于海上稠油开发历程及现状,深入分析了海上稠油油田开发面临的主要问题与挑战,有针对性地集成、创新了适合于海上稠油开采的先进技术,逐步建立完善了海上稠油高效开发思路和技术体系。该技术有效降低了油田开发成本,并成功地开发了被国际石油公司称为“21世纪挑战”的海上最大稠油油田。成功研发了开发海上边际油田的“三一模式”和“蜜蜂模式”,应用于渤海边际油田开发实践,并探索出一套适用于海上油田开发的优快钻完井技术。在此基础上,为了实现渤海油田产量进一步增长和大幅度提高采收率,经过长期技术探索与矿场实践,大胆提出了海上稠油高效开发新模式,即模糊一、二、三次采油界限,通过技术创新和创新技术集成,使油田在投产初期迅速达到高峰产量并高速开采,始终保持旺盛生产能力;采取多枝导流、控制适度出砂、早期注水、注水即注聚、注水注聚相结合等技术;通过以聚合物驱为主的提高采收率技术、多枝导流技术、电潜螺杆泵举升技术和地面除砂工艺等技术体系,在最短的时间内采出更多的原油,达到最大采收率。基于高效开发新模式思想,成功开发了迄今为止世界海上最稠的渤海南堡35-2油田,并已在多个油田进行应用。这一创新的认识与实践,不仅为我国海上油田开发探索出一条新路,也为世界海上油田,特别是稠油油田的开发提供了新思路的思考。[关键词]　海上油田;高效开发;稠油;边际油田;优快钻井;开发模式 [中图分类号]　T E 53;T E 345　[文献标识码]　A [文章编号]　1009-1742(2009)10-0055-06 1　前言 我国海域蕴藏着丰富的油气资源,目前陆地油气产量呈现递减趋势,而国家的石油需求量稳步增长,海上油田产量的持续增长已经成为国家石油产 量增长和产量接替的重要组成部分。中国海上已发现各类储量61×108 t ,主要集中在渤海海域,其稠油储量已占渤海总储量的2/3以上,预计到2010年重油产量将占中国海上原油总产量的60%以上[1] ,因此,海上油田,尤其是渤海稠油油田高效开发对于最大化利用国家宝贵而紧张的石油资源,满足国民经济建设需求具有直接的现实意义和深远的战略影响。 世界稠油开发,陆地油田通常采用热力采油(目前世界上规模最大的提高采收率工程项目[2] ),具体包括蒸汽驱油/吞吐、蒸汽辅助重力泄油(S A G D )、火烧油层、V E P E X 和T H A I 等技术或与其他技术结合,矿场实施要求细分层系、注采关系对应、井较浅、井距小、特殊井身结构和采油树,同时设备占地面积大、能耗高、淡水消耗量大、环境稳定和采出液处理设施配套。但是,渤海稠油油田地质条件复杂、构造破碎、河流相储层变化大、多油水系统且关系复杂、油稠、产能低,井距大、井网不规则、油层厚、非均质性严重、埋藏深、储层胶结疏松,水驱采收率和采油速度偏低是其必然结果,井身材质多为普通碳钢,平台空间狭小且使用寿命一般为20年、 55 2009年第11卷第10期

油井动态分析

油气井动态分析 目录 第一节直井生产动态分析 (2) 第二节水平井生产动态分析 (24) 第三节气井生产动态分析 (34)

第一节 直井生产动态分析 在油井动态分析中，油井流入动态特征，是指原油从油层内向采油井底流动过程中，产量与流动压力之间的变化特征，它主要决定于油藏的驱动类型和采油井底各相流体的流动状态，这种变化特征是预测油井产能、确定采油井合理工作制度以及分析油井产能变化规律的主要依据。 气井的绝对无阻流量又称无阻流量，以Q AOF 表示，它是判断气井产能大小和进行气井之间产能对比的重要指标，也是确定气井合理产能的重要依据。气井的绝对无阻流量定义为：当气井生产时势井底流动压力降为一个绝对大气压（即无井底回压）时，气井的最大潜在理论产量。实际生产时，气井的绝对无阻流量是不可能达到的。它主要作为确定允许合理产量的基础。气井投产后的允许合理产量的，限定为绝对无阻流量的1/4和1/5，需要说明的是气井的绝对无阻流量，并不是一成不变的。对于定容封闭消耗气藏来说，它随气藏压力的降低而减小，有效的增产措施也会提高气井的绝对无阻流量。因此，需要根据气井的生产动态和压力、产量变化情况，结合地层压力的测试，不失时机地进行气井绝对无阻流量的测试，以便调整气井的合理产量。 一、生产指数和IPR 1、生产指数：通常用生产指数J 表示油井的生产能力，生产指数J 定义为产量与生产压差之比。 P Q P P Q J o wf r o ?=-= 1 o Q ——原油产量，bbl/d ； J ——生产指数，bbl/(d.psi)； r P ——油井泄油区的平均压力（静压） ；psi ； wf P ——井底流压，psi ；P ?——压差，psi 。

胜利油田海上钻井液技术

胜利油田海上钻井液技术 摘要：介绍了胜利油田海上钻井液技术的形成和发展过程，重点介绍了目前使用的低固相不分散聚合物海水钻井液的特点及现场施工工艺。 关键词：海上钻井聚合物钻井液水基钻井液低固相钻井液胜利油田 胜利石油管理局海洋钻井公司在钻井实践中，形成了一套比较完善的海水钻井液技术。但是从发展的角度来看，仍需要更新观念，拓宽思路，研究和发展新型的海水钻井液工程技术。 一、海上钻井液技术的形成与发展 经过海洋钻井公司科技人员20年来的不断探索与实践，胜利油田海上钻井液技术取得了长足的发展，经历了自然海水钻井液技术、淡水钻井液技术和低固相不分散聚合物海水钻井液技术三个发展阶段。 自然海水钻井液技术 1978～1985年，胜利油田海上钻井液技术处于经验阶段，凭借在陆地钻井的经验和技术来维护处理海上钻井液。这期间所钻的15口井多是井深2500m以浅的直井，此时使用的海水钻井液，仍沿用陆地淡水钻井液体系中使用的处理剂，未能形成适合海洋钻井特点的钻井液体系，导致钻进过程中井下情况较复杂，也未发现有工业开采价值的海上油气田。 淡水钻井液技术 1985～1992年是胜利油田海上钻井液技术的发展阶段。针对当时的测井技术条件和地质录井对钻井液的要求，推广应用了两套淡水钻井液体系（SLD-1型和JFF型钻井液），其主要处理剂为高分子聚合物80A51、水解聚丙烯腈钠盐HPAN和聚腐复合钻井粉JHF。至1988年，胜利油田海上钻井平台应用该钻井液体系共钻井14口，实现了钻井液的低固相不分散，满足了喷射钻井的需要。在井壁稳定技术上，与石油大学联合研制成功了抗温、抗盐、无毒无害的MHP 无荧光防塌剂，使淡水钻井液体系满足了井壁稳定、地质录井和油气层保护的要求，先后发现了垦东及埕岛油气田。 低固相不分散聚合物海水钻井液技术 近10年是胜利油田海上钻井液技术的成熟阶段。由于钻井平台的增多和埕岛油田的大规模勘探与开发，用船运淡水来配制淡水钻井液体系不仅钻井成本高、而且受气象的影响较大，已远远满足不了市场的需要，严重制约了海上生产规模的扩大。于是，研究一种既能满足现代海洋钻井的要求，又能较好地保护油气层、减少钻井液对环境污染的海水钻井液体系已势在必行。早在1990年，胜

胜利油田海洋工程十二五规划0618

胜利油田 海上“十二五”规划 胜利油田分公司 2010年6月

胜利油田 海上“十二五”规划 项目编号：GH201004 项目负责人：吴成利 公司总经理：姜传胜

胜利油田 海上“十二五”规划 编制：吴成利 初审：徐曙光 审核：张同秀 审定：吴风柱

目录 1海洋石油勘探开发情况概述 (1) 2“十一五”完成情况 (3) 2.1 生产经营情况 (3) 2.2 队伍情况 (5) 2.3 装备情况 (6) 2.4 取得的技术进步 (19) 3国内外海洋工程发展及机遇 (23) 3.1 国内外海洋石油物探、钻采工程装备现状 (23) 3.2 同行业技术水平对比 (26) 3.3 浅海石油勘探开发的特点 (26) 3.4 目前面临的主要问题 (27) 4发展规划建议 (42) 4.1 编制原则和目标 (42) 4.2 队伍及装备发展规划 (43) 4.3 海洋石油工程技术发展规划 (54) 4.4 保障措施及建议 (55) 附件一海洋工程“十二五”需求分析 (57) 1胜利埕岛油田、新北油田 (57) 22011年～2017年海洋石油配套工程市场工作量预测 (59)

1海洋石油勘探开发情况概述 全球海洋油气资源丰富，潜力巨大，勘探前景良好，为今后世界油气勘探开发的重要领域,海上油气勘探开发越来越受到重视。据估计海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34％，累计获探明储量约400×108t，探明率30％左右，尚处于勘探早期阶段。世界海洋石油蕴藏量约1000×108t，探明储量约380×108t；天然气资源量约140×1012m3，探明储量约40×1012m3。近几年全球海洋勘探开发活动日益频繁，在近十年来发现的大型油气田，海洋领域油气田约占60%，海洋石油勘探开发已被纳入世界各大石油公司的重要发展战略。目前全球已有一百多个国家在进行海上油、气勘探，其中对深海海底勘探的有五十多个国家。随着工程技术的不断创新，海洋油田勘探将向深水区发展和滩浅海发展，中东的波斯湾，美国的墨西哥湾，英国、挪威之间的北海，几内亚湾，中国近海（包括南沙群岛）都是世界公认的海洋石油最丰富的区域，已是今后海洋石油勘探和开发的热点地区。 在当前国内能源需求不断增加的形势下，对中石化来说，现阶段油气资源不足仍是制约中石化持续发展的突出“瓶颈”。随着陆上油气资源勘探开发逐步进入中后期，海洋石油、天然气的勘探开发成为勘探开发重要阵地。中石化集团公司制定了“稳定东部、加快西部、发展南方、突破海上”战略方针，胜利浅海油田开发获得了良好的发展机遇。 胜利浅海油田包括括胜利埕岛、新北油田以及辽东湾新区，登记海域面积10697km2，（其中胜利埕岛、新北油田5100km2，辽东东区块5596.5km2。胜利油田经过多年海上油气勘探开发，1999年成为中国第一个200万吨级的浅海大油田。截至2009年年底，胜利浅海油田上报探明含油面积183km2（含合作区），探明石油地质储量43671×104t，可采储

海上油田注水新工艺

海上油田注水新工艺 邓燕霞胜利油田海洋采油厂 摘要：2007年以来，胜利海上油田水井以大通径防砂液控分层注水为主导工艺，分层测调工作易受管柱遇阻影响，不仅工作量大，而且导致各层吸水状况难以掌握，分层注水效果评价模糊。为改变这一现状，海洋采油厂联合采油院开展了空心分注管柱测调一体化工艺研究。至2009年底，海上116口注水井全部下入防腐油管，所用防腐油管类型达6种，以渗氮油管为主，渗锌、玻璃钢、涂料、钛钠米及内衬油管为辅。2009年5月水源井投产，目前开井2口，日产水量6000m3，占中心二号供水量的60%，出水温度84℃，海水矿化度3.3×104mg/L，海水与地层水混合液矿化度1.8×104mg/L，注入水矿化度的下降将缓解注水管柱腐蚀状况。海上油田今后发展方向是实现高效提液，注采工艺以提高单井液量（产能）为核心做好技术配套。 关键词：注水井；封隔器；分层注水；防腐油管；测调一体化 doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2012.3.004 胜利海上油田针对注海水管柱腐蚀结垢严重、测试调配工作量大、分层合格率低等问题，不断加大注水新工艺技术的应用力度，其目的是深化水井工艺技术配套，切实改善水井井筒技术状况，实现向地层注足水、注好水，为海上提液、提速开发夯实基础。 １存在的主要问题 １．１大斜度井封隔器分层合格率低 埕岛油田早期的空心单管分层注水管柱的封隔器采取液压卡瓦座封，大斜度井应用封隔器胶筒密封有效期短，在封隔器带反洗井通道，层间压差大的情况下，容易产生串层，分层可靠性低。2003～2005年验封26级封隔器，封隔器合格率仅为45%，封隔器胶筒密封有效期为1年左右。 １．２注海水为主导致管柱腐蚀结垢严重 埕岛油田转入注水开发阶段时，由于海水与地层水配伍性好，来源广、成本低，注水水源优先考虑污水，海水作补充。但油井分离污水量有限，埕岛油田一直以海水为主要注水水源。海水对管柱有强烈的破坏作用，由于海水高矿化度，注水管柱平均下井3.5年出现腐蚀穿孔，见表1；同时海水富含泥质，管柱内壁常形成致密垢层。管柱穿孔将直接造成封隔器不能坐封，分层注水没有保证；管柱腐蚀结垢极易导致测调工具遇阻，进而影响层段合格率。上述问题导致检管工作量激增，海上作业平台和费用压力巨大。 １．３水井测试调配难度大 目前采用的大通径防砂液控分层注水工艺，分层测试调配工艺繁琐，工作量大，施工风险大，成功率低（约50%），作业周期长且费用高。因此海上水井每年测调工作都很难完成，导致大多数水井 各层实际吸水情况不清，分层注水效果不明。 ２注水新工艺的应用 ２．１液控分注 针对大斜度井分层封隔器胶筒有效期短、封隔器密封与反洗井存在矛盾等问题，研究推广了液控式分层注水管柱，采用液压扩张式封隔器分层，地面控制井下多个扩张封隔器胶筒的胀开与收缩。在正常注水或停注但需要保持封隔器分层时，只要保持地面液控装置一定压力，液控扩张式封隔器就能保持胀封状态；需反洗井时，地面液控装置泄压，液控扩张式封隔器胶筒收缩，形成反洗井通道，实现全井筒反洗井。该管柱验封测试封隔器密封良好，自2006年7月在CB1B-4井试验以来，到2009年推广应用55口井，占海上分注井数的53.4%。 液控分层注水工艺在2008年以前主要用于拔滤并重新防砂的水井，后经研究改进实现了不拔滤下液控分注管柱：①针对大刮管器易损坏防砂管，改用GX-T127小刮管器对防砂管通刮，去除内壁污垢；②针对液控封隔器坐封位置问题，考虑到在7英寸套管中座封注水时封隔器受力较大，确定了

气井动态分析模板教学提纲

气井动态分析模板

气井动态分析 2009年动态分析模式 一、气井生产阶段的划分 1、生产阶段的时间划分 （1）从XXX到XXX是什么阶段。 （2）从XXX到XXX是什么阶段。 2、生产阶段划分描述 （1）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。 （2）XX阶段：XX参数变化；XX参数变化；XX参数变化。 二、气井异常情况分析处理 1、异常类型判断 （1）从XX到XX是XX故障。 （2）从XX到XX是XX故障。 2、异常现象描述 （1）异常1：XXX，是由XX故障引起的。 （2）异常2：XXX，是由XX故障引起的。 3、建议处理措施 （1）异常1：XXX处理。 （2）异常2：XXX处理。 三、气井工艺选择 1、XXXX。 2、XXXX。

3、XXXX。 四、计算 解：依据公式：XXX。 带数据 结果。 答：XXXXXXXXXXX。 2012年动态分析模式 一、获取数据生产采气曲线（EXCEL表格内） 1、获取数据与原表保持一致。 2、采气曲线生产。 曲线个数和题目保持一致。 油套压在1个坐标系内。 二、气井异常情况分析处理 三、气井工艺选择 四、计算 生产阶段的划分 无水气井（纯气井）：净化阶段，稳产阶段，递减阶段。 气水同产井：相对稳定阶段，递减阶段，低压生产阶段（间歇、增压、排水采气） 气井异常情况

一、井口装置 1、故障名称：井口装置堵 现象描述：套压略有升高；油压升高；产气量下降；产水量下降；氯离子含量不变。 处理措施：（1）没有堵死时：注醇解堵。 （2）堵死：站内放空，井口注醇解堵。 2、故障名称：井口装置刺漏 现象描述：套压略有下降；油压下降；产气量下降（刺漏点在流量计前）；产水量增加；氯离子含量不变。 处理措施：（1）验漏，查找验漏点。 （2）维修或处理漏点。 3、故障名称：仪表仪器坏 现象描述：（1）一个参数变化，仪表故障； （2）两个参数变化，传输设备故障； 处理措施：（1）维修仪表。 （2）维修传输设备。 二、井筒 1、故障名称：（1）油管挂密封失效。 （2）油管柱在井口附近断裂。 现象描述：套压等于油压；产气量略有上升；产水量不变；氯离子含量不变。 处理措施：（1）检查处理油管挂密封装置。

井组动态分析

井组动态分析试题一 单位： 姓名： 成绩： 分 动用小层、厚度、渗透率、射孔情况 分析储层特征及射孔动用情况分析：（5分） 从储层动用的厚度、地层渗透性情况分析看：平面上厚度从南到北由厚变薄，渗透率呈高到低，纵向上层内差异大，Ⅰ6层的61大于62小层，Ⅰ7层的72大于71小层。62小层厚度较薄、渗透性差，油井全部射开动用，注水井未射孔注水，层内层间矛盾加剧。 二、开发生产情况 1、利用天然能量弹性水驱开采（2001年1月-2004年12月）： 此阶段投入生产井6口，01年井口产油1.325万吨，原油输差3.5％；02年井口产油1.215万吨，原油输差4.5％；03年井口产油1.105万吨，原油输差5.5％；04年井口产油0.956万吨，原油输差5.8％。阶段末地层压力保持水平70％。 计算下列数据，每题3分： （1） 每采出1％地质储量的地层压力下降值： ＝地层总压降/(核实累计产油/地质储量*100%)=（14.5-14.5*0.7）/((1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/68*100%) =0.85Mpa （2） 弹性水驱产率（单位压降下的产油量）： ＝核实累计产油/地层总压降＝ (1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/(14.5-14.5*0.7）=0.8007*104t/Mpa （3） 弹性水驱产油量比值： =累计产油量/(地质储量*综合压缩系数*总压降）＝ (1.325*0.965+1.215*0.955+1.105*0.945)/(68*0.0012*(14.5-14.5*0.7))=9.8129 天然能量开采阶段能量状况的评价（6分） 根据每采出1％地质储量压力下降0.85Mpa,水驱弹性产率0.8007*104t/Mpa ，弹性水驱产量比是1的9.81倍的情况看，天然能量较充足。 2、注水、采油状况分析：

海上油田开采的特点简介

1.1.海上油田开采的主要程序 海上油田常规开采的模式可分为六个程序（参考《海洋自升式平台设计与研究》）。 1. 由地球物理勘探船对海底地质进行调查，通常采用的是以二维或三维地震勘探采集到的 地下声波反射数据来确定地下的构造形态和地层岩性，用以找出有希望的含油气构造。 2. 在该构造上进一步采用移动式钻井平台，按选好的井位钻井取芯，对地层作更详细、更 具体的调查。如钻的井有油气发现，而且数量达到一定标准，就称这口井为发现井。 3. 为了对油气构造进行评价，还要由移动式平台钻若干口评价井与探边井，通过评价井可 进一步掌握含油构造的油层范围、油气的性质、产量及储藏量方面的材料。 4. 根据上述取得的材料，进行综合性的研究，以确定油田是否开发，进而提出最佳的开采 方案，选择合理的开采工艺。 5. 钻生产开发井。开发井中包括生产井和注入井（注水或注气），这些多数是定向井。钻 生产开发井可用移动式平台，也可用固定式平台。钻井后涉及到完井，即衔接钻井和采油工程而又相对独立的工程，是从钻开油层开始，到下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程。完井过程中涉及固井，即在井眼内套管柱与井壁形成的环形空间注入水泥浆，使之固结在一起的工艺过程。 6. 当部分开发井完成后且原油的集中、处理、储存及输送系统完备后，油田即可投产。生 产中还涉及到修井，即为维持和改善油、气井正常生产能力，所采取的各种井下技术措施的统称。 从上面所述的勘探开发程序中，可以看到，除了移动式钻井平台外，海上油气开发还需要生活平台、生产平台、维修供应平台、铺管平台、修井平台等。 1.2.海上钻井的主要特点 就钻井的工艺方法而论，海上与陆上基本相同。但海上移动式钻井装臵和海底井口之间可能存在深达上千米的海水，而且这些海水不停的运动着。这样海上钻井除了要配备钻井设备外，还必须有一套非常重要的水下设备。同时，由于波浪、海流、潮汐与冰等对钻井装备及水下设备的作用必然引起钻井装臵（主要是半潜式平台）与海底井口之间的相对运动，因此，钻井装臵还必须配备与水下设备相适应的运动补偿装臵和张紧装臵。这就是海上钻井的特殊性，也是海上钻井的困难所在。 对于坐底式平台和自升式平台，因为平台的井口和海底井口是相对固定的，只要将类似于路上钻井的井口装臵中的导管适当加长，把海底井口与平台连接起来，就可形成泥浆返回所需的环形空间，从而解决了隔开海水的问题。防喷器可以装在水面以上的平台甲板上，形成所谓的水上井口装臵。这种井口装臵与陆上的井口装臵差别不大，比较简单。 半潜式钻井装臵的井口设备要复杂的多。半潜式钻井平台和钻井船在风，浪，海流等外力的作用下所产生的各种形式的运动中，以纵摇和垂荡（升沉运动）对井口设备及钻井作业的影响为最大。因此，井口设备必须装有能伸缩和弯曲的部件，以适应和补偿平台所产生的这些运动。 海上钻井的完井井口装臵有两种：水面完井装臵与水下完井装臵。前者将采油树装在水面以上（平台甲板上），后者是装在水中（海底或水面下某处）。水面完井的优点是技术简单，便于检修和管理，便于进行水下作业，但要建造专门的采油平台以设臵井口装臵。水下完井

水井工况分析管理与技术对策

龙源期刊网 https://www.sodocs.net/doc/a03739003.html, 水井工况分析管理与技术对策 作者：胡学惠 来源：《中国科技博览》2013年第33期 摘要：经过多年的高速开发，采油厂综合含水已进入特高含水开发阶段，在该阶段提高 注水井的管理水平，从水井中挖掘潜力显得尤为重要。但在油田注水过程中由于各种原因造成注水地层吸水能力下降、注水工具的损坏或注水方案的不合理都会严重影响油田注水开发的效果。为了提高注水效率，应根据注水井工况对不合格井实施相应改善措施。 关键词：注水井；管理；工况；技术；措施 中图分类号：U417.3+3 前言 注水是目前油田开发中应用最广泛的二次采油技术，也是目前高产稳产的重要手段，“注好水”成为油田稳产的重中之重，而有部分注水井还达不到配注要求，还有部分井注水过多，这些井随着注水的进行，原方案不再适合现有注水要求或者注水管柱等存在问题，现应对注水井进行适当的调配，以满足注水要求。 1强化水井工况分析管理，提高措施准确性 重点强化“三位一体”管理模式，每旬、每月进行工况分析，将单井分工况区域划分为优良区、合理区、问题区，对工况发生变化或恶化的重点分析，并详细录取资料找出原因，制定准确的下步措施。一是根据管理标准定期录取注水井地面管损资料并及时进行分析，判断单井注水管线和单流阀的堵塞情况。对配水间油压与井口油压的差值较大的井，先组织大排量冲洗地面管线，停井的同时拆卸清洗井口单流阀，排除单流阀结垢问题，并对腐蚀严重的单流阀及时进行更换，避免管线穿孔、停泵等故障时造成地层吐砂水量下降。二是根据井口油压与套压的差值，判断注水管柱的工作状况。对于光油管注水管柱，根据注水量的大小以油套压差 0.5MPa为标准上下波动，结合倒反注情况观察压力水量来分析判断管柱是否堵塞，对油套压差大且反注水量明显上升的井，及时上报计划，联系测试队实施通井。三是根据单井工况分析管理标准，强化对套压变化的重视，及时分析判断地层的堵塞状况和封隔器的工作状态。套压直接反应光油管注水地层的吸水压力和分层注水井上部注水层位的吸水压力，套压的变化说明了地层的变化和吸水量的变化。当发现套压明显变化时，及时录取油压及注水量数据，并结合井下管柱情况分析判断地层是否堵塞，封隔器是否失效，制定相应的洗井、测试、作业等措施并实施。四是洗井可以改善油层改造区内井的吸水能力，其主要改造近井地带的油层。在洗井时，可以加入稀盐酸，稀盐酸可以与基岩中的碳酸盐反应，生成可溶性盐、水和二氧化碳。通过化学反应增大或增加裂隙，进一步增大吸水能力。

生产动态分析内容

2.1 生产动态分析内容 2.1.1 注水状况分析 2.1.1.1 分析注水量、分层注水量、吸水能力变化及其对油田生产形势的影响，提出改善注水状况的有效措施。 2.1.1.2 分析分层配水的合理性，不断提高分层注水合格率。 2.1.1.3 搞清油井见水层位、来水方向。分析注水见效情况，不断改善注水效果。 2.1.2 油层压力状况分析 2.1.2.1 分析油层压力（静液面）、流动压力（动液面）、压力变化趋势及其对生产的影响。 2.1.2.2 分析油层压力与注水量、注采比的关系，不断调整注水量，使油层压力维持在合理的水平上。 2.1.2.3 搞清各类油层压力水平，减小层间压力差异，使各类油层充分发挥作用。 2.1.3 含水率变化分析 2.1. 3.1 分析综合含水、产水量变化趋势及变化原因，提出控制含水上升的有效措施。 2.1. 3.2 分析含水上升与注采比、采油速度、总压降等关系，确定其合理界限。 2.1. 3.3 分析注入水单层突进，平面舌进，边水指进，底水锥进对含水上升的影响，提出解决办法。 2.1.4 气油比变化分析 2.1.4.1 分析气油比变化及其对生产的影响，提出解决办法。 2.1.4.2 分析气油比与地饱压差、流饱压差的关系，确定其合理界限。 2.1.4.3 分析气顶气、夹层气气窜对气油比上升的影响，提出措施意见。 2.1.5 油田生产能力变化分析 2.1.5.1 分析采油指数（采油强度）、采液指数（采液强度）变化及其变化原因。 2.1.5.2 分析油井利用率、生产时率变化及其对油田生产能力的影响。 2.1.5.3 分析自然递减率变化及其对油田生产能力的影响。 2.1.5.4 分析油田增产措施效果变化及其对油田生产能力的影响。 2.1.5.5 分析新投产区块及调整区块效果变化及其对油田生产能力的影响。 2.2 油藏动态分析 2.2.1 油藏地质特点再认识 2.2.1.1 利用油田开发后钻井、测井、油田动态、开发地震等资料，对构造、断裂分布特征和油藏类型进行再认识。 2.2.1.2 应用开发井及检查井的钻井、测井、岩心分析、室内水驱油实验等资料，对储层的性质及分布规律进行再认识。 2.2.1.3 应用油田动态、不稳定试井、井间干扰实验等资料，对油藏水动力系统进行再认识。 2.2.1.4 应用钻井取心和电测资料对储层沉积相进行再认识。 2.2.1.5 应用动态资料对油藏地质储量参数进行再认识，按GBn 269规定核算地质储量。 2.2.2 层系、井网、注水方式适应性分析 2.2.2.1 利用油层对比、细分沉积相等新资料分析各开发层系划分与组合的合理性。 2.2.2.2 统计不同井网密度条件下各类油层的水驱控制程度、油砂体钻遇率等数据，分析井网的适应性。 2.2.2.3 依据油层水驱控制程度、油层动用程度、注入水纵向和平面波及系数等资料，分析井网密度与最终采收率的关系。 2.2.2.4 应用注水能力、扫油面积系数、水驱控制程度等资料，分析注水方式的适应性。2.2.3 油田稳产趋势分析 2.2. 3.1 应用分年度油田综合开发数据及其相应曲线，分析油田产液量、产油量、注水量、

采油厂采油管理区生产指挥系统运行数据管理办法

纯梁采油厂采油管理区生产指挥系统运行数据 管理办法（征求意见稿） 1基本要求 1.1为加强“四化”采油管理区生产指挥系统应用管理，确保采 油管理区生产指挥系统运行数据真实、准确、完整、可靠，特制定本办法。 1.2采油管理区生产指挥系统运行数据主要包括:系统自动采集的实时数据、系统自动生成的指标数据和人工录入的维护数据等。 2分工与职责 2.1“四化”办公室负责采油管理区生产指挥系统运行数据管理考核；负责协调处置影响采油管理区实时数据的各类自动化系统问题；专业部门负责采油管理区生产指挥系统相关业务数据应用与检查。 2.2采油管理区负责生产指挥系统运行数据的录入维护；负责分析处置影响实时数据与指标数据的各类仪表、网络、系统和管理问题。 3管理内容 3.1实时数据管理 3.1.1为保证数据的真实性、可靠性,由采油管理区数据采集与监控系统（SCADA系统）采集并转储到生产指挥系统内的实时数据不得人为修改。 3.1.2运维管理人员应每天通过“生产监控”模块中“采油监控”和“注水监控”模块,及时分析油、水井实时数据的完整性、准确性，将存在问题的油、水井列为近期运维工作主要对象。

3.1.3运维管理人员应每天通过“生产监控”模块中“设备监控”模块，分析油井配套安装仪表在线状态和电池剩余电量情况，落实仪表不在线原因。 3.2指标数据管理 3.2.1指标数据主要包括：数据采集齐全率、报警处置及时率、符合率、完成率、数据修正率、自动入库率、设备完好率、生产动态巡检率、阈值设置合格率、平台模块应用率等系统运行指标；油井时率、抽油机平衡合格率、抽油机综合平衡度、机采系统效率、单井配注完成率、工况合格率等系统应用指标；采油标耗、注水标耗、自然递减率等经营管理指标。 3.2.2自动化管理岗应每天跟踪分析生产单元模块上线率、数据采集齐全率、设备完好率、数据修正率等指标变化情况，落实影响因素，制定解决方案，通过“运维管理”模块及时安排自动化运维班站人员处置。 3.2.3生产指挥中心主任应每天跟踪报警处置及时率、报警处置符合率、报警完成率变化情况，生产指挥中心管控人员应每天分析影响因素，属于自动化系统的问题应通过“运维管理”模块及时通知自动化管理岗处置。 3.2.4生产指挥中心应每天跟踪分析系统运行指标变化情况，组织自检整改。当某项系统运行指标低于80%时，必须及时落实影响因素,制定解决方案,上报采油厂“四化”办公室和“四化”建设项目部运维管理科备案。

第三篇 第六章 电潜泵井生产管理

第六章电潜泵井生产管理 目前，电潜泵采油在海洋油田开发中成为主要采油技术，掌握油井的地质动态资料，分析电潜泵的工作状况，及时发现其故障并提出处理措施，管理好电潜泵井的生产成为获得高采收率、高经济效益的前提，也是平台管理的主要任务之一。 本章主要介绍电潜泵井的工况分析方法、生产系统调整方法和故障分析处理理论。 第一节电潜泵工况分析 一、电潜泵工况分析方法 电潜泵工况分析就是对电潜泵的工作状况进行分析，它是电潜泵井管理非常重要的一项工作。通过工况分析，可以清楚地了解到泵是否在合理的工作区内工作、泵是否与油层供液能力相匹配、电机配备是否合理、油井含水、原油粘度和含气对泵效的影响程度，等等。 进行电潜泵工况分析必须录取油井的油气水产量、油气水性质参数、油压、套压、泵吸人排出口压力及温度、电机的工作电流、电压和功率因素等一系列数据参数，它是一项非常系统、复杂、繁琐、细致的工作。各油田管理者都投入了大量的人力物力进行分析方法和手段的研究及管理应用。 1．定性分析 任何一台机组都有自己的特性曲线，它由H～Q、P～Q和p～Q三条曲线组成，分 别反映泵扬程、轴功率和泵效率与排量的变化关系，图6-l（a）是某种机组的特性曲线。该种方法通过特殊处理将H～Q曲线转变成图6—l (b)的图形，叫做泵况图。它实 际上就是泵H~Q曲线图，只不过被分成了八个区域。具体做法是： 图6-1 138

①将图6一1(a)上的H～Q曲线移植在图6一1(b)上； ②在图6—l (a)上找出最高泵效点，并读取泵效； ③将最高泵效分别乘以0.8和1.2倍，即泵合理工作区域的上下界限，并读取它们 对应的排量Q b和Q k； ④通过Q b和Q k在H～Q曲线上找到对应的扬程，即H b和H k； ⑤计算Q b·Hb和Q k·H k的乘积值Y1和Y2； ⑥分别以Q·H=Y1；和Q·H=Y2。在图6—1 (b)上作出两条抛物线（knh）和（lgde）分别与H～Q曲线交于k、h和l、e； ⑦从k、h分别作H轴的平行线交lgde于g和d，交Q轴于a和b； ⑧过k、g分别作Q轴的平行线交lgde于j，交H轴于f； ⑨至此，H～Q曲线分成了8个区域，即八个工况范围，如图6—l (b)所示的1、2、3、 4、5、6、7、8八个区，分别代表：l一经济高效区；2一合理工作区；3一选泵参数偏小，应缩小油嘴；4一泵无问题，供液能力尚可，主要是气体影响，应加深泵挂深度或放套管气；5一如果资料正确则泵无问题，泵处于憋压状态，应放油嘴或采取其它油管。油嘴解堵措施；6一泵无问题，沉没度偏低，应加深泵挂深度、换小泵或加强注水等措施；7一可能是管柱和（或）泵漏失严重，也可能是叶轮或泵吸口堵塞；8一资料有误。 如果将泵的耗能与匹配的电机相对比分析，可以分成电机匹配合理、大马拉小车和小马拉大车三种情况。结合泵的八个工作区域，整个井下机组的工况可以组合成24种情况，工况图如图6—2所示。工况图的 X坐标是排量，Y坐标是电流（对于同 一机组就相当于功率），Z坐标是扬 程。 在根据泵特性曲线将泵况图和 工况图作成以后，就可以根据油井的 生产数据，将油气水产量通过油气水 性质计算公式折合成泵吸人排出口 条件下的产量，并经混合液粘度修正 得到泵内的相当产量，以及通过泵吸 人口压力差和混合液密度折算出泵 的实际扬程．并计算出生产流体获得 的水马力和轴功率，最后将计算得到 图6-2 的排量、扬程数据在泵况图上标记出来，就获得了井下泵的泵况点，了解泵工作是否合理。在三维工况图上标记排量、扬程和轴功率，就可以得到机组的工况点，可以知道泵工作是否合理，电机配备是否合适，是否是“大马拉小车”或“小马拉大车”，从而为下步选泵和机组匹配提供依据。 2．定量分析 139