【海洋石油工程】第五章 海上采油方式
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三、海上油田自喷转人工举升时机的选择
¾ 产量要求 为保证并实现开发方案产量的要求，达到油田更好
的开发效益，仅仅靠天然能量是很难达到长期高产要求 的。因此，为了达到一定的采油速度，在油井还具有一 定自喷能力但已不能达到产量要求时，要及时由自喷期 转入人工举升期，利用外部能量提供较高油井产量从而 实现长期、合理的高产。
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二、海上油田人工举升方式的选择 人工举升方式评价表
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人工举升方式评价表
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三、海上油田自喷转人工举升时机的选择
海上油田由自喷期转入人工举升期的时机选择应该 考虑以下两个方面的因素： ¾ 井底流压变化
通常情况下，产层的孔隙压力及含水都会随着开采 期而发生变化，从而引起井底流压的相应变化，当井底 流压低于某一数值时，地层压力即不足以将液柱举出地 面，则油井失去了自喷及自溢的能力。要维持油井的正 常生产，需及时采用适当的人工举升方法。
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五、采油方式选择实例介绍
对某一个油田，适用的采油方式可能会有几种，很难 做到定量分析，因此，也就很难给出唯一的定论。这里以 SZ36-1油田为例作一介绍，希望对如何确立采油方式的 方法和步骤有所帮助。
油藏类型为受岩性控制的构造层状油藏，储层为下第 三系东营组疏松砂岩，油藏埋深一般1300~1600m，原 始地层压力14MPa，油层温度65℃。
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
> 常规方孔气举阀与气流动态图。气体通过进 气口进入阀，然后流经可控制气体流速的方孔。 利用Thornhill-Craver方程可绘制出通过常规气 举方孔阀的流量-动态比率曲线（右）。此方程 利用阀上游的套管压力（Pup）、阀下游的油管 压力（Pdown）、节流面积、经验流量系数和 气体特性等来确定气体经过阀时的流动速度。
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五、采油方式选择实例介绍
原油密度（20℃）：0.9456~0.9960 g/cm， 原油粘度（50℃）113.2~4080mPa·s， 地下原油粘度70.7~125 mPa·s， 溶解气油比16.2~34 m/ m，属中等粘度重油； 凝固点为-20~10℃，含蜡量1.97%， 胶质沥青42.65%，含硫量0.36%； 天然气相对密度0.5694~0.5866； 地层水为重碳酸钠型，总矿化度为6700~18600mg/L。
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三、海上油田自喷转人工举升时机的选择
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三、海上油田自喷转人工举升时机的选择
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三、海上油田自喷转人工举升时机的选择
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北海使用的海底多相流计
使用新型多相流量计技术： （1）优化试井设计，可分析多相 流数据集； （2）优化人工举升井的动态；
可采用同时采集井下压力与温度数 据和PhaseTester多相流地面流量计 数据的方式，提供实时分析结果和 建立综合人工举升解决方案。
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
> 深水及海底环境应用的XLift 系统。通过将最大作业压力范 围提高到5000psi，XLift气阀增 强了常规气举系统的性能。
XLift阀具有可靠密封止回阀系 统，阻止了向油管- 套管环空 渗漏的可能通道。在常规止回 阀系统中，气举阀中可能存在 渗漏通道。
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自然气举
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自然气举
> Fram Vest 自然气举单 趟安装作业。使用自然 气举单趟作业系统（左） 可在一次入井作业中进 行气举完井、射孔以及 坐封封隔器。图中的地 图（右）显示出Norsk Hydro 公司海底Troll 与 Fram Vest 油田的位置。
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自然气举
> Vestflanken油田两用气举装置。流量 控制阀控制来自每个采油分支井眼的液 体流量。第三个流量控制阀控制自然气 举所用的气体。一旦油层开采枯竭，上 方的流量控制阀将会被开到最大位置， 以提高井的采气量。
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
5. 电潜螺杆泵 优点：系统具有高泵效，适用于高粘度油井，并适用
于低含砂流体及定向井，排量范围大。 缺点：工作寿命相对较低，一次性投资高。 根据不同油井的特点，根据人工选择方式图选择出适
用的人工举升方式，再根据不同人工举升方式适用的条 件及投资情况等进行综合评价（参见人工举升方式评价 表），确定可行的人工举升方式。
（11）满足油田开发方案的要求，在技术上又可行。 选择技术上满足油田开发要求且工作状态好的采油方 式，同时要从可靠性、使用寿命、投资大小、维护的难易 程度及同类油田使用情况对比等多方面做综合评价。
人工举升方式的选择图
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采 油 方 式 选 择 逻 辑 图
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二、海上油田人工举升方式的选择
人工举升评价选择的方法： （1）油井生产参数，是选择人工举升方式的基础， 因此应特别注意油井参数的正确性及合理变化范围，主要 需的参数：产液量、流体性质、地层特性及生产压差等。 （2）根据油井参数，从人工举升方式选择图上选出 能满足要求的人工举升方式，通常情况下会同时存在几种 人工举升方式都能满足要求。 （3）将满足油井要求的几种人工举升方式进行技术 性、经济性、可靠性及可操作性的对比，从而确定出可行、 适用、经济的人工举升方法（人工举升方式评价表）。
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一、海上采油方式选择的基本原则
（10 ）综合经济效益好 要综合评价一种采油方式，即从初期投资、机械 效率、维修周期、生产期操作费等多方面进行评价和 对比，选择一种技术上适用、经济效益好的采油方式。
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一、海上采油方式选择的基本原则
①当泵挂深度大于等于1200m， 排量为35m³/d时，三种泵的投 资比较接近;
（6）对于稠油、高凝油、深井、低渗等油田开采方 式，要有针对性的特殊考虑及设计；
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一、海上采油方式选择的基本原则
（7）对优选的采油方法要进行经济分析，如计算返本 期、净现值、设备折旧、盈利与投资比等。
（8）搞好接替，适时转换采油方式。 在开采过程中，随着采出程度、综合含水的上升和地 层能量的下降，必须不失时机地转换采油方式，用人工举 升方式接替。选择技术上安全可靠、适应性强、成熟配套 的人工举升方式，实施一次性管柱投产，以减少作业工作 量，提高整体开发效益。
②当排量为56m³/d时，电潜泵 投资最少;
③当排量大于70m³/d时，电潜 泵抽油的单位成本最低，它是采 出体积的函数。
最佳投资费用范围分析图 (最低投资区域)
三种人工举升方式经济对比
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一、海上采油方式选择的基本原则
通过对比分析电潜泵、水力活塞泵和螺杆泵三种采油方式的投资及举 升成本，得出如下认识:①当泵挂深度大于或等于1200m，排量为35m³/d 时，三种泵的投资比较接近;②当排量为56m³/d时，电潜泵投资最少;③当排 量大于70m³/d时，电潜泵抽油的单位成本最低，它是采出体积的函数。
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一、海上采油方式选择的基本原则
（4）通过对比可采用的不同举升方法的经济效益，并 综合考虑各方面的条件。便可最终评价釆油方法选择是否 合理，确定出最佳的配套釆油方式；
（5）选择采油方法可从两方面入手，分析油藏不同开 发阶段的产能特征和不同举升方法对油井生产系统的举升 效果。使用优选技术、节点分析技术等优选釆油方法；
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
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第一节 海上油田采油方式的选择
一、采油方式选择的基本原则： （1）适应海上平台丛式井组各种井况的要求，立足于 地下，以油藏的特点和产液能力为基础； （2）对油井的自喷能力、转抽时机和可以采用的举升 方法进行分析，凡能自喷采油的，应尽可能地选用自喷采 油，并确定其采油参数和井口装置； （3）进行油井举升能力分析时，应对油藏、油管、举 升方法、油嘴、地面管线及分油井生产系统进行压力分析 (又称节点分析)；
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四、海上油田适用的人工举升方式
1. 气举 优点：适应产液量范围大，适用于定向井，灵活性
好。可远程提供动力，适用于高气油比井况，易获得井 下资料。
缺点：受气源及压缩机的限制，受大井斜影响（一 般来说用于60°以内的斜井），不适用于稠油和乳化 油，工况分析复杂，对油井抗压件有一定的要求。
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自然气举
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一、海上采油方式选择的基本原则
（9）适应海上油田开采特点 要求平台上设备体积小、重量轻、免修期长、适用范 围宽、操作管理简单，易实现自动化管理、安全可靠。 即所选择的采油方式、所需的设备，特别是地面设备 其体积应尽可能小，重量要轻，这样可以有效地减少平台 尺寸和所需面积，特别应注意对电、气、仪表等辅助设备 的技术要求。易操作主要是易于控制，减少人为的失误造 成的损失。
缺点：高压动力液系统易产生不安全因素，动力液要 求高，操作费用较，对气体较敏感，不易操作和管 理，难以获得测试资料。
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四、海上油田适用的人工举升方式
4. 喷射泵 优点：易操作和管理，无活动部件，适用于定向井，
对动力液要求低，根据井内流体所需，可加入添加剂， 能远程提供动力液。
缺点：泵效低，系统设计复杂，不适用于含较高自由 气井，地面系统工作压力较高。
螺杆泵采油的吨液举升成本低于有杆泵(深井泵)和电潜泵，在排量不大于 70m³/d时，具有比较好的经济效益，检泵周期达到1年以上。
电潜泵抽油方式吨液成本较高，宜用于超过螺杆泵排量范围的油井。随着 排量的增大，吨液成本逐渐下降。因此，电潜泵采油工艺在高产井和油井 高含水期大排量提液是有效和经济的。
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一、海上采油方式选择的基本原则
海洋石油工程概论
第五章 海上采油方式
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第五章 海上采油方式
第一节 海上油田采油方式的选择 第二节 电动潜油泵采油 第三节 电动潜油螺杆泵采油 第四节 水力活塞泵采油 第五节 水力射流泵采油
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第一节 海上油田采油方式的选择
海上油田人工举升方式不仅受到油藏条件、油井条 件、地面(平台)条件的制约，而且还要受效益和管理要求 的制约，在釆油方式的选择上，应力求经济、技术适应 性等方面都能比较合乎具体油田情况，从而能有效地发 挥油田的举升能力，充分发挥油藏的产油能力。
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
3. 水力活塞泵 优点：不受井深限制（目前已知最大下泵深度已达
5486m），适用于斜井，灵活性好，易调整参数，易维 护和更换。可在动力液中加入所需要的添加剂，如防腐 剂、降粘剂、清蜡剂等。
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四、海上油田适用的人工举升方式
> 文丘里喷嘴NOVA气举阀与气流动态图。气 流动态图（右）显示，通过文丘里喷嘴阀上 的缩扩型孔口下降10%或以下的压力可以获得 临界流（蓝色）。而常规方孔阀（红色）则 需要40% － 60% 的压降才能获得临界流。在 大多数情况下，在如此大的压降下工作是不 切实际的。
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五、采油方式选择实例介绍
绥中36-1油田整体开发分两个阶段，其中先导生产试 验 区 建 在 油 田 主 体 部 位 ， 5.8km2 的 先 导 生 产 试 验 区 于 1993年建成投产。
试验区有三座井口平台，分A区和B区，总井数48口， 其中油井38口，注水井10口。各类井采用射孔完成，先期 管内砾石充填防砂完井，最大井斜65°。二期开发井总数 为186口，分6个井口平台，初期设计平均单井产液量为 80~120 m3/d，后期最高产液量300 m3/d。
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
2. 电动潜油泵 优点：排量大、易操作、地面设备简单，适用于斜
井，可同时安装井下测试仪表，海上应用较广泛。 缺点：不适用于低产液井，高电压，维护费高，不适
用于高温井（一般工作温度低于130℃），一般泵挂深度 不超过3000m，选泵受套管尺寸限制。
三、海上油田自喷转人工举升时机的选择
¾ 产量要求 为保证并实现开发方案产量的要求，达到油田更好
的开发效益，仅仅靠天然能量是很难达到长期高产要求 的。因此，为了达到一定的采油速度，在油井还具有一 定自喷能力但已不能达到产量要求时，要及时由自喷期 转入人工举升期，利用外部能量提供较高油井产量从而 实现长期、合理的高产。
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二、海上油田人工举升方式的选择 人工举升方式评价表
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人工举升方式评价表
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三、海上油田自喷转人工举升时机的选择
海上油田由自喷期转入人工举升期的时机选择应该 考虑以下两个方面的因素： ¾ 井底流压变化
通常情况下，产层的孔隙压力及含水都会随着开采 期而发生变化，从而引起井底流压的相应变化，当井底 流压低于某一数值时，地层压力即不足以将液柱举出地 面，则油井失去了自喷及自溢的能力。要维持油井的正 常生产，需及时采用适当的人工举升方法。
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五、采油方式选择实例介绍
对某一个油田，适用的采油方式可能会有几种，很难 做到定量分析，因此，也就很难给出唯一的定论。这里以 SZ36-1油田为例作一介绍，希望对如何确立采油方式的 方法和步骤有所帮助。
油藏类型为受岩性控制的构造层状油藏，储层为下第 三系东营组疏松砂岩，油藏埋深一般1300~1600m，原 始地层压力14MPa，油层温度65℃。
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四、海上油田适用的人工举升方式
> 常规方孔气举阀与气流动态图。气体通过进 气口进入阀，然后流经可控制气体流速的方孔。 利用Thornhill-Craver方程可绘制出通过常规气 举方孔阀的流量-动态比率曲线（右）。此方程 利用阀上游的套管压力（Pup）、阀下游的油管 压力（Pdown）、节流面积、经验流量系数和 气体特性等来确定气体经过阀时的流动速度。
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五、采油方式选择实例介绍
原油密度（20℃）：0.9456~0.9960 g/cm， 原油粘度（50℃）113.2~4080mPa·s， 地下原油粘度70.7~125 mPa·s， 溶解气油比16.2~34 m/ m，属中等粘度重油； 凝固点为-20~10℃，含蜡量1.97%， 胶质沥青42.65%，含硫量0.36%； 天然气相对密度0.5694~0.5866； 地层水为重碳酸钠型，总矿化度为6700~18600mg/L。
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三、海上油田自喷转人工举升时机的选择
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三、海上油田自喷转人工举升时机的选择
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三、海上油田自喷转人工举升时机的选择
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北海使用的海底多相流计
使用新型多相流量计技术： （1）优化试井设计，可分析多相 流数据集； （2）优化人工举升井的动态；
可采用同时采集井下压力与温度数 据和PhaseTester多相流地面流量计 数据的方式，提供实时分析结果和 建立综合人工举升解决方案。
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四、海上油田适用的人工举升方式
> 深水及海底环境应用的XLift 系统。通过将最大作业压力范 围提高到5000psi，XLift气阀增 强了常规气举系统的性能。
XLift阀具有可靠密封止回阀系 统，阻止了向油管- 套管环空 渗漏的可能通道。在常规止回 阀系统中，气举阀中可能存在 渗漏通道。
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自然气举
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自然气举
> Fram Vest 自然气举单 趟安装作业。使用自然 气举单趟作业系统（左） 可在一次入井作业中进 行气举完井、射孔以及 坐封封隔器。图中的地 图（右）显示出Norsk Hydro 公司海底Troll 与 Fram Vest 油田的位置。
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自然气举
> Vestflanken油田两用气举装置。流量 控制阀控制来自每个采油分支井眼的液 体流量。第三个流量控制阀控制自然气 举所用的气体。一旦油层开采枯竭，上 方的流量控制阀将会被开到最大位置， 以提高井的采气量。
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
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四、海上油田适用的人工举升方式
5. 电潜螺杆泵 优点：系统具有高泵效，适用于高粘度油井，并适用
于低含砂流体及定向井，排量范围大。 缺点：工作寿命相对较低，一次性投资高。 根据不同油井的特点，根据人工选择方式图选择出适
用的人工举升方式，再根据不同人工举升方式适用的条 件及投资情况等进行综合评价（参见人工举升方式评价 表），确定可行的人工举升方式。
（11）满足油田开发方案的要求，在技术上又可行。 选择技术上满足油田开发要求且工作状态好的采油方 式，同时要从可靠性、使用寿命、投资大小、维护的难易 程度及同类油田使用情况对比等多方面做综合评价。
人工举升方式的选择图
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采 油 方 式 选 择 逻 辑 图
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二、海上油田人工举升方式的选择
人工举升评价选择的方法： （1）油井生产参数，是选择人工举升方式的基础， 因此应特别注意油井参数的正确性及合理变化范围，主要 需的参数：产液量、流体性质、地层特性及生产压差等。 （2）根据油井参数，从人工举升方式选择图上选出 能满足要求的人工举升方式，通常情况下会同时存在几种 人工举升方式都能满足要求。 （3）将满足油井要求的几种人工举升方式进行技术 性、经济性、可靠性及可操作性的对比，从而确定出可行、 适用、经济的人工举升方法（人工举升方式评价表）。
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一、海上采油方式选择的基本原则
（10 ）综合经济效益好 要综合评价一种采油方式，即从初期投资、机械 效率、维修周期、生产期操作费等多方面进行评价和 对比，选择一种技术上适用、经济效益好的采油方式。
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一、海上采油方式选择的基本原则
①当泵挂深度大于等于1200m， 排量为35m³/d时，三种泵的投 资比较接近;
（6）对于稠油、高凝油、深井、低渗等油田开采方 式，要有针对性的特殊考虑及设计；
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一、海上采油方式选择的基本原则
（7）对优选的采油方法要进行经济分析，如计算返本 期、净现值、设备折旧、盈利与投资比等。
（8）搞好接替，适时转换采油方式。 在开采过程中，随着采出程度、综合含水的上升和地 层能量的下降，必须不失时机地转换采油方式，用人工举 升方式接替。选择技术上安全可靠、适应性强、成熟配套 的人工举升方式，实施一次性管柱投产，以减少作业工作 量，提高整体开发效益。
②当排量为56m³/d时，电潜泵 投资最少;
③当排量大于70m³/d时，电潜 泵抽油的单位成本最低，它是采 出体积的函数。
最佳投资费用范围分析图 (最低投资区域)
三种人工举升方式经济对比
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一、海上采油方式选择的基本原则
通过对比分析电潜泵、水力活塞泵和螺杆泵三种采油方式的投资及举 升成本，得出如下认识:①当泵挂深度大于或等于1200m，排量为35m³/d 时，三种泵的投资比较接近;②当排量为56m³/d时，电潜泵投资最少;③当排 量大于70m³/d时，电潜泵抽油的单位成本最低，它是采出体积的函数。
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一、海上采油方式选择的基本原则
（4）通过对比可采用的不同举升方法的经济效益，并 综合考虑各方面的条件。便可最终评价釆油方法选择是否 合理，确定出最佳的配套釆油方式；
（5）选择采油方法可从两方面入手，分析油藏不同开 发阶段的产能特征和不同举升方法对油井生产系统的举升 效果。使用优选技术、节点分析技术等优选釆油方法；
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四、海上油田适用的人工举升方式
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第一节 海上油田采油方式的选择
一、采油方式选择的基本原则： （1）适应海上平台丛式井组各种井况的要求，立足于 地下，以油藏的特点和产液能力为基础； （2）对油井的自喷能力、转抽时机和可以采用的举升 方法进行分析，凡能自喷采油的，应尽可能地选用自喷采 油，并确定其采油参数和井口装置； （3）进行油井举升能力分析时，应对油藏、油管、举 升方法、油嘴、地面管线及分油井生产系统进行压力分析 (又称节点分析)；
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四、海上油田适用的人工举升方式
1. 气举 优点：适应产液量范围大，适用于定向井，灵活性
好。可远程提供动力，适用于高气油比井况，易获得井 下资料。
缺点：受气源及压缩机的限制，受大井斜影响（一 般来说用于60°以内的斜井），不适用于稠油和乳化 油，工况分析复杂，对油井抗压件有一定的要求。
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自然气举
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一、海上采油方式选择的基本原则
（9）适应海上油田开采特点 要求平台上设备体积小、重量轻、免修期长、适用范 围宽、操作管理简单，易实现自动化管理、安全可靠。 即所选择的采油方式、所需的设备，特别是地面设备 其体积应尽可能小，重量要轻，这样可以有效地减少平台 尺寸和所需面积，特别应注意对电、气、仪表等辅助设备 的技术要求。易操作主要是易于控制，减少人为的失误造 成的损失。
缺点：高压动力液系统易产生不安全因素，动力液要 求高，操作费用较，对气体较敏感，不易操作和管 理，难以获得测试资料。
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四、海上油田适用的人工举升方式
4. 喷射泵 优点：易操作和管理，无活动部件，适用于定向井，
对动力液要求低，根据井内流体所需，可加入添加剂， 能远程提供动力液。
缺点：泵效低，系统设计复杂，不适用于含较高自由 气井，地面系统工作压力较高。
螺杆泵采油的吨液举升成本低于有杆泵(深井泵)和电潜泵，在排量不大于 70m³/d时，具有比较好的经济效益，检泵周期达到1年以上。
电潜泵抽油方式吨液成本较高，宜用于超过螺杆泵排量范围的油井。随着 排量的增大，吨液成本逐渐下降。因此，电潜泵采油工艺在高产井和油井 高含水期大排量提液是有效和经济的。
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一、海上采油方式选择的基本原则
海洋石油工程概论
第五章 海上采油方式
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第五章 海上采油方式
第一节 海上油田采油方式的选择 第二节 电动潜油泵采油 第三节 电动潜油螺杆泵采油 第四节 水力活塞泵采油 第五节 水力射流泵采油
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第一节 海上油田采油方式的选择
海上油田人工举升方式不仅受到油藏条件、油井条 件、地面(平台)条件的制约，而且还要受效益和管理要求 的制约，在釆油方式的选择上，应力求经济、技术适应 性等方面都能比较合乎具体油田情况，从而能有效地发 挥油田的举升能力，充分发挥油藏的产油能力。
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3. 水力活塞泵 优点：不受井深限制（目前已知最大下泵深度已达
5486m），适用于斜井，灵活性好，易调整参数，易维 护和更换。可在动力液中加入所需要的添加剂，如防腐 剂、降粘剂、清蜡剂等。
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四、海上油田适用的人工举升方式
> 文丘里喷嘴NOVA气举阀与气流动态图。气 流动态图（右）显示，通过文丘里喷嘴阀上 的缩扩型孔口下降10%或以下的压力可以获得 临界流（蓝色）。而常规方孔阀（红色）则 需要40% － 60% 的压降才能获得临界流。在 大多数情况下，在如此大的压降下工作是不 切实际的。
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五、采油方式选择实例介绍
绥中36-1油田整体开发分两个阶段，其中先导生产试 验 区 建 在 油 田 主 体 部 位 ， 5.8km2 的 先 导 生 产 试 验 区 于 1993年建成投产。
试验区有三座井口平台，分A区和B区，总井数48口， 其中油井38口，注水井10口。各类井采用射孔完成，先期 管内砾石充填防砂完井，最大井斜65°。二期开发井总数 为186口，分6个井口平台，初期设计平均单井产液量为 80~120 m3/d，后期最高产液量300 m3/d。
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四、海上油田适用的人工举升方式
2. 电动潜油泵 优点：排量大、易操作、地面设备简单，适用于斜
井，可同时安装井下测试仪表，海上应用较广泛。 缺点：不适用于低产液井，高电压，维护费高，不适
用于高温井（一般工作温度低于130℃），一般泵挂深度 不超过3000m，选泵受套管尺寸限制。