人工举升工艺成果总结

青海油田机械采油
工艺技术应用及未来的发展方向
中国石油青海油田公司
2011年10月
目录
前言 (1)
一、近几年青海油田机采现状概况 (1)
1、采油工艺设备概况 (1)
2、青海油田机采指标概况 (3)
二、青海油田机械采油技术发展成果 (4)
1、生产井优化设计、诊断及宏观控制综合技术 (5)
2、以延长油井免修期为目的举升工艺技术 (9)
3、节能降耗工艺技术 (13)
4、油井远程自动化计量技术 (15)
5、斜井采油工艺技术 (23)
6、机械采油管理技术 (23)
三、机采工作存在的问题 (25)
四、下一步工作方向 (28)
前言
青海油田所辖油藏有中高渗透注水砂岩油藏、低渗透油藏、复杂断块油藏、
裂缝性油藏，类型多、开采难度大，举升方式主要是以抽油机举升方式为主，螺杆泵、电潜泵以及提捞采油为辅。

油井普遍存在漏失、结蜡、出砂、断脱等问题，部分井还存在腐蚀、结垢等现象。

经过几十年的探索及研究，青海油田形成了生产井优化设计、诊断及宏观控制综合技术；以延长油井免修期为目的的举升工艺技术；节能降耗工艺技术；油井远程自动化计量工艺技术；斜井采油工艺技术五大类机械采油技术以及三项管理（？）技术，尤其是近几年机械采油工艺技术取得了长足的进步，为实现青海油田建设成为高原千万吨级油气田发挥巨大的作
用。

一、近几年青海油田机采现状概况
青海油田地处柴达木盆地，经过几十年的勘探开发，目前已形成年产油气当量700万吨生产能力。

作为青海油田的主体工艺——有杆泵采油工艺技术也由小变大，从无到有，经过几十年摸索、研究取得了长足的发展与进步，形成了以“节能降耗、高效举升”为目标，有杆泵采油为主体，电潜泵、螺杆泵采油为补充，各种计算机诊断、优化设计软件、宏观决策软件相配套的机械采油工艺技术，尤其是近几年来青海油田在有杆泵采油工艺技术、延长机杆泵使用寿命、提高系
统效率、降低生产成本等方面都有长足的进步。

1、采油工艺设备概况
A、抽油机：青海油田采用的抽油机从类型分主要有常规游梁式抽油机、后置式异相曲柄平衡抽油机、两级平衡高效节能抽油机、双驴头高效节能抽油机（异型机）、下偏杠铃式抽油机。

从载荷上分主要有3型、5型、8型、10型、12型、14型机。

浅层油藏主要以3、5型抽油机为主，中浅层以及深层油藏主要以10、12型抽油机为主。

120
350
200
584
524
37
1002003004005006003
5
8
10
12
14
图1 青海油田抽油机机型比例图
后置式234
双驴头179
两级平衡276
下偏杠铃313台
常规813台
图2 青海油田抽油机比例图
B 、抽油杆：目前使用最多的是D 级钢杆，其抗拉强度为790-820kg/mm 2。

另外在深井及螺杆泵井使用H 级钢杆。

表1 各种抽油杆的最大下泵深度
泵径（mm ）
38 44 56 70 83 95 110 D 级钢杆 1900 1700 1400 1150
950
850
800 H 级钢杆
2900
2700
2300
1800 1400 1300
1100
C 、抽油泵:目前抽油机主要使用的是管式泵，包括32mm ，38mm 、44mm 、57mm 、70mm 、83mm 等7种，有部分少量的螺杆泵、潜油电泵。

螺杆泵主要用于结蜡、出砂的油井，潜油电泵用于产能充足，或者高含水井。

图3 青海油田抽油泵统计图
2、青海油田机采指标概况
截止到2011年6月底，青海油田机采井井数2766口，开井2171口，累计产液253.9万吨，累计产油93.5万吨。

其中，有杆泵2215口，开井1815口，累计产液226.6万吨，累计产油81.2万吨，平均日产液6.9t ，日产油2.5t ；电潜泵9口，开井9口，累计产液12.5万吨，累计产油4.2万吨，平均日产液77.1t ，日产油25.9t ；螺杆泵97口，开井79口，累计产液9.6万吨，累积采油5.1万吨，平均日产液6.8t ，日产油3.6t ；捞油420口，开井248口，累计产液3.8万吨，累计产油1.8万吨，平均日产液0.85t ，日产油0.4t ；其它井总井数25口，开井20口，其它井累计产液1.4万吨，累计产油1.2万吨。

有杆泵的平均泵挂深度为1071.3米，平均动液面为849.1米，泵效37.5%，平均检泵周期为593天，油井免修期为504.5天，平均系统效率为22.36%；电潜泵井平均泵挂深度2372.2米，平均动液面为1205.2米，平均泵效为99%，平均系统效率为22.07%，平均检泵周期为652天；螺杆泵井平均泵挂深度770.1米，平均动液面为485.4米，平均泵效为39.2%，平均检泵周期为604天。

57624
835
255
42479
90
10020030040050060070080090032
38
44
57
83
90
螺杆泵
电潜泵
表2 青海油田2006-2011年机械采油经济技术指标统计表
1002003004005006007002006
20072008200920102011
检泵周期（天）
20.5
2121.52222.52323.52424.52006
2007
2008
20092010
系统效率
图4 青海油田2006-2011年机械采油经济技术指标统计图
从表2、图4可以看出，近几年来青海油田机采指标保持了较好的水平，开发水平逐年提高。

二、青海油田机械采油技术发展成果
“十一五”期间，青海油田将提高机采井技术指标列为机采管理的考核内容，通过完善抽油井系统效率、检泵周期的管理和监测体系，加大抽油井系统效率、
年份 机采 井数 自喷井 有杆泵 潜油电泵 螺杆泵 捞油 水力
泵 其它
动液面 （m ） 泵挂深度 （m ） 泵效 （％） 系统效率 （%） 检泵周期 （t ） 2006
合计 1891 1598 55 27 208 1 2 有杆泵 822 1008 35.12 23.9 396.5 开井 1667 1438 55 26 145 1 2 电潜泵 1310 2074 94.87 390 螺杆泵 531 867 34.45 248.8 2007
合计 2075 1749 49 22 252 3 有杆泵 898.1 1101.9 37.47 23.62 392 开井 1864 1562 49 19 221 3 电潜泵 1262.7 2174.2 92.93 486.8 螺杆泵 395.6 848.2 58 281 2008
合计 2552 35 2069 29 73 345 1 有杆泵 853.3 1061 33.1 20.8 382 开井 2091 31 1720 27 70 242 1 电潜泵 1161.1 2140 85.9 671 螺杆泵 450.6 672 41.1 278 2009
合计 2179 25 1800 20 102 230 2 有杆泵 845.1 1113.8 36.4 22.08 501 开井 1779 18 1454 20 94 192 1 电潜泵 1110.4 2100.9 99 787 螺杆泵 540.3 749.8 43.7 354 2010
合计 2736 28 2110 19 87 492 有杆泵 856 1087 33.9 22.36 591 开井 1935 19 1572 18 67 259 电潜泵 1439 2310 81.9 1081 螺杆泵 479 704 38.6 691 2011
合计 2766 2215 9 97 420 有杆泵 849.1 1071.3 37.5 608 开井 2171 1815 9 79 248 电潜泵 2372.2 1205.2 99 1049
螺杆泵
770.1
485.4
39.2
604
油井免修期和检泵周期的考核力度，形成了5大青海油田机械采油工艺技术及配套工艺和4项机械采油管理技术。

5大主体技术包括生产井优化设计、诊断及宏观控制综合技术，以延长油井免修期为目的举升工艺技术，节能降耗工艺技术，油井远程计量工艺技术，斜井采油工艺技术。

这5项技术的推进应用达到了提升机采指标，节能降耗的目的，使得人工举升采油技术正向着高效、节能、自动化、智能化方向发展。

1、生产井优化设计、诊断及宏观控制综合技术
青海油田目前形成的生产井优化设计、诊断及宏观控制综合技术主要是由以延长检泵周期为主的优化设计、诊断及宏观控制综合技术、电泵井优化设计及诊断技术和地面驱动螺杆泵优化设计技术组成。

该技术的推广应用对提高系统效率、降低生产成本等方面起到了重要作用。

（1）以提高抽油机井系统效率为目的最低能耗优化设计、诊断技术
开展提高机采井系统效率技术是为了实现油田效益开发，提高油田整体机采工艺技术水平、实现油田节能降耗的重要措施，青海油田立足油田实际，长期摸索研究和推广主要分为两个阶段，第一阶段是以分区块、分油田开展“提高机采井系统效率”项目，贯穿抽油机井系统效率试验、研究、应用、推广工作；第二阶段是开展以提高抽油机井的系统效率为目的的最低能耗优化设计技术，并推广应用，最终取得了显著成效。

①2003年-2005年，青海油田将”提高抽油机井系统效率”工作列为机采管理的重中之重，通过完善抽油井系统效率的管理和监测体系，加大抽油井系统效率考核力度，在高能耗区块开展节能示范区工程，使高能耗区块能耗得以下降，同时形成了以“产量、系统效率、经济效益”为多目标的系统效率优化设计技术；选用节能抽油机、变频控制柜、节能拖动装置等节能设备，有效降低了无功功率，提高有杆泵的系统效率；开展抽油机节能改造技术的研究和低渗透油田合理开采方式、合理工作制度的研究。

试验区块共优化工艺参数510井次，累计节电400万度，系统效率提高了5个百分点。

②2009年开展了以提高抽油机井的系统效率为目的的最低能耗优化设计、诊断技术研究。

该技术应用“能耗最低机采系统优化设计”软件优化抽油机井管、
杆、泵及地面运行的参数。

实现机采井系统效率的大幅提升。

更新配套完善地面控制设备。

实现机采系统地面设备更新改造节能。

降低设备损耗、有效降低生产成本，实现低碳生产和节能降耗。

该技术经过近2年大胆摸索实践，从思维方式、建模方法、设计方法、测试方法实现四方面转变：
✓思维方式：由过去的重产量、轻效益的思维定式以及只进行地面节能产品的研究，转变为重点开展地面节能设备优选和提高油井效率的立体化研究。

✓建模方式：过去的优化设计及工况诊断软件，数学模型基于节点分析法和微分方程表示法；目前开展的系统效率优化设计方法采用状态方程建立模型。

●便于用数字计算机求解；
●不仅适用于线性同时适用于非线性系统；
●不仅适合单输入、输出系统,同时适合多输入、输出系统。

✓设计方法：过去的设计只是以产量为目标的井筒与地面协调（只保证设备的强度和安全），现在的设计思想建立在不仅满足产量要求而且还要考虑整个系统的能耗最低、系统效率最高、经济效益最优。

即以系统效率为目标的————参数敏感性分析法：在保证抽油机井的产液量不减少的前提下，通过对抽油机井示功图、动液面、生产参数及地面设备工作参数的测试，结合对原油物性参数、井身结构参数（斜、直井）、抽汲参数、杆管柱组合等参数进行敏感性分析然后通过对施工参数（冲程、冲次、泵径、泵深）及匹配电机功率及其它节能装置的优选，达到提高抽油机井系统效率、节能降耗的
目的。

✓测试方法：由过去的只进行示功图、动液面、产量的测试，目前要求同时测试示功图、动液面、负载及空载电能（三相电压、三相电流、有功功率、无功功率、功率因数、空载功率、电机转速、日耗电量）等综合参数。

该测试方法通过不断完善及现场实践，目前青海油田已形成以“产量、系统效率、经济效益”为目标优化设计及工况诊断技术，优化设计符合率达到90%、油井工况诊断率达到87%。

截止到2011年9月，共设计600口井，优化设计井平均系统效率从优化前的27.51%上升到29.36%，吨液百米耗电从优化前的1.37度/t*100m下降为1.34度/t*100m，起到了节能降耗的作用。

表3：优化设计前后机采指标对比表
厂处油田优化设计井数
系统效率% 百米吨液耗电度/t*100m 优化设计前优化设计后优化设计前优化设计后
采油一厂尕斯砂西228 31.7 33.37 0.95 0.92 跃二140 23.88 26.15 1.92 1.84 油矿 3 10.42 13.22 2.49 2.38 小计371 28.58 30.48 1.32 1.27
采油二厂乌南10 25.75 27.63 1.94 1.91 昆北16 23.15 26.65 0.9 0.86 小计26 24.15 27.03 1.3 1.26
采油三厂花土沟127 27.19 29.2 1.69 1.68 七个泉40 23.07 23.87 1.18 1.15 红柳泉14 29.49 31.78 0.88 0.86 狮子沟7 22.05 22.47 1.03 1.00 小计188 26.29 28.01 1.49 1.48
边远油田南翼山15 22.39 22.61 1.46 1.44 合计600 27.51 29.36 1.37 1.34
频控制柜433台、智能间抽控制柜590台。

全部实施后，年节电指标为3500万千瓦时，全油田机采系统效率在三年内从26%达到28%以上，成为股份公司的节能示范工程。

（2）电泵井优化设计及诊断技术
电潜泵具有排量大，地面设备及井下传递能量的方式简单等特点，常作为高产井及油井在高含水期为提高排液量保持稳产的一种采油方式,该技术以电泵井电泵工况诊断结果为依据，以油井供液能力协调为基础，采用系统节点分析的方法，把获得规定产量（或给定设备下）下的最高效率和最低能耗作为设计目标，优选电泵的泵型、扬程、级数，使得电泵生产系统达到最优的生产状态。

电泵井智能诊断软件针对电泵故障井应用神经网络技术实现对电流卡片的智能诊断，可以诊断出电流卡片代表的电潜泵14种工况类型。

根据诊断结果，优选电潜泵泵型并确定合理的泵级数，计算出井下压力、温度、泵效、功率、效率等工况参数。

诊断结果与现场油井实际泵况比较好地吻合，诊断符合率达到90%。

优化设计后，使得油井达到了供排协调，保持了电泵的高效运行，目前电泵下深可达3000米，耐温120度。

（3）地面驱动螺杆泵优化设计技术
螺杆泵井在青海油田应用范围小，一般在结蜡和出砂严重的油藏使用。

螺杆泵是一种旋转容积式泵，它兼有容积泵和离心泵的优点。

螺杆泵运动部件少，没有阀件和复杂的流道，吸入性能好，水力损失小，举升介质连续均匀吸入和排出使固体颗粒不易沉积，不易出现卡泵和气锁现象。

螺杆泵优化设计技术以油井供排协调为基础，通过合理配置设备规格和工作参数，实现系统效率和经济效益最大化。

螺杆泵优化设计技术根据螺杆泵特点，快速模拟、设计、分析地面驱动螺杆泵系统，以螺杆泵系统效率和产量为目标函数，建立螺杆泵系统效率计算的优化设计模型；优化螺杆泵采油系统工作参数，确定出最优的生产方案在结蜡、出砂严重的油田应用螺杆泵开采技术，一次投资省40%，维护费用低、电力消耗是常规游梁机的1/2，泵效提高了20%，使用螺杆泵优化设计，合理配置了工作参数，检泵周期从2009年的354天延长到了2010年的691天。

2、以延长油井免修期为目的举升工艺技术
以提高检泵周期、延长油井免修期为目的举升工艺技术主要包括以提高检泵周期为目的优化、诊断、宏观控制综合技术以及以提高检泵周期为目的防砂、蜡、偏磨配套工艺技术。

（1）以延长油井免修期为目的优化、诊断、宏观控制综合技术
该技术针对某区块抽油机井进行宏观决策分析，快速全面的了解油井的生产状态，发现潜力井和故障井，为生产优化设计和井下作业提供目标。

再以提高抽油机井技术指标（油井免修期）为目标，
运用优化设计、诊断技术，以油井供排
协调分析为基础，通过对影响抽油机井
技术指标的多种因素进行敏感性分析，
对不同抽汲参数及管柱进行组合优化，
并根据油井的从而实现抽油机井高效举
升的目的。

根据青海油田各油藏的特点，青海
技术人员自主研发了宏观控制图技术，
结合“青海油田油藏A2数据管理系统”，方便采油厂获取数据，实现了每月/天数据时时下载，实现了数据的无缝联结，可生成每月/天宏观控制图，方便快捷，同时可快速地生成动态控制图分析报告，大大减轻的技术人员的工作量，得到现场技术人员的好评，该技术的推广使用不仅使各厂领导能够及时准确掌握油井的生产状态，发现潜力井和故障井，同时也可根据该统计结果，为生产优化设计和井下作业提供技术参考。

表4：宏观控制图统计表
区块分析
井数
合理区参数偏大区断脱漏失区参数偏小区待落实区井数
(口)
(%)
井数
(口)
(%)
井数
(口)
(%)
井数
(口)
(%)
井数
(口)
(%)
尕斯油田349 182 52.15 52 14.90 39 11.17 5 1.43 35 10.03
杆柱合理匹配工艺技术，大力推广H级抽油杆，减少管杆偏磨和杆断脱，采用特种泵减少泵漏失，针对结蜡、出砂井采取相应的措施，使得油井免修期从2007年341天，上升至2010天的504天，超过股份公司2010年标准26天。

（2）以提高检泵周期为目的防砂、蜡配套工艺技术
青海油田油藏类型复杂，地质条件恶劣，大多数油藏出砂、结蜡使得部分油井抽油泵凡尔漏失、井卡，增加了油井井下作业井次，制约了检泵周期和油井免修期的延长，严重影响了油井的正常生产。

①防砂工艺技术
青海油田出砂严重的油田主要是跃进二号油田，早期时出砂不严重，油田采用普通的整筒泵就能正常生产，但是随着含水的上升，到1998年时，出砂程度逐渐加剧，普通的整筒泵已经不能正常生产，因此在调研的基础上采用长柱塞防砂泵，该泵对于出砂具有一定的适应性，因此取代了整筒泵生产，在油田大规模的推广应用。

近几年，随着开采的力度加大，油井出砂日益严重，造成凡尔漏，柱塞泵筒磨损严重，泵效低，井卡，增加了作业井次和作业成本，缩短了检泵周期。

针对这些问题，青海油田与抽油泵厂家联合对常规防砂泵进行改进，主要改进了长柱塞防砂泵、动筒式改型防砂泵和强启闭防砂泵。

长柱塞改型防砂泵适用于油井伴生气小，出砂程度中等，油井供液充足，使用普通防砂泵泵效低，生产
不平稳，易砂卡的井。

在南翼山、油泉子油田，出泥沙严重的井上推广使用；动筒式防砂泵适用于油井伴生气小，出砂程度中等，但频繁砂卡泵井，能解决油井频繁砂卡泵，停抽后易卡井的问题。

该泵只适用于跃进二号频繁卡泵井；强启闭防砂泵防砂能力比普通长柱塞防砂泵防砂能力强，强启闭防砂泵适用于油井伴生气大，泵易造成气锁出砂的井。

改型泵对于某些频繁卡泵的井起到了特效的作用，平均延长了检泵周期，减少了作业井次。

A、长柱塞改型防砂泵
因此根据出砂的情况，改进长柱塞防砂泵，使其具有更强的防砂适应性。

主要改动为：
Ⅰ．上游动阀罩采用伞形保护结构，侧向出油，防止下沉的泥砂进入阀罩及泵筒柱塞配合间隙，减轻砂卡。

加大阀罩外径，采用大规格凡尔球，提高了凡尔座封性能。

Ⅱ．泵筒内加工刮砂槽，进入配合间隙的少量泥砂及蜡进行刮拭和沉积作用，卡泵现象减少。

Ⅲ．在泵筒口处增加弹性密封环，泥、砂进入泵腔的几率减小。

Ⅳ．采用单固定阀、加重凡尔球技术（硬质合金），提高了泵筒内油流通道的畅通，减少了泥砂的沉积，提高了抽油泵凡尔座的密封性。

Ⅴ．加大双通接头进油孔及沉砂通道，减小进油阻力，避免泥堵沉砂通道。

B、动筒式改型防砂泵
动筒式改型防砂泵增加了伞形挡砂阀罩、进油孔处的滤砂装置、复位弹簧、进油阀交错过油通道。

设计出油阀罩位于泵筒上端，有效保护柱塞泵筒间隙，特别在停抽时，球阀座封，避免管柱砂粒沉入泵腔；泵筒的往复运动，可对管内液体起到一定的搅拌作用，减轻砂粒在沉砂通道内的沉积；出油阀罩尺寸大，强度高，出油阻力小；阀球较常规防砂泵规格大，座封压力高，可靠性好。

C、强启闭防砂泵
该泵在改型长柱塞防砂泵基础上，去掉下出油阀，将上出油阀改为强启闭结构，与抽油杆相连，实现强开强闭，该泵除具备改型长柱塞防砂泵的防砂结构外，强启闭阀的强开强闭，大大提高了球阀的座封能力，减少泵漏；同时，可有效避免气体对阀的影响，造成的泵效降低甚至发生气锁的现象。

②清防蜡工艺技术
油井清防蜡技术是油井正常维护的必要手段之一，对油田的稳产、增产、提高油井生产时率、节省开采成本及提高管理水平都起着十分重要的作用。

青海油田的清防蜡方式主要有机械清防蜡、化学清防蜡、热力清防蜡。

对于地层压力系数较大的油藏主要采用清防蜡剂加热洗的方式。

对于地层压力系数小，易漏失的油藏，采用电加热杆和机械清防蜡的方式，减少污染，达到清防蜡的目的。

针对油井蜡影响严重问题，通过每季度对洗井工作制度的动态调整，严把洗井质量关，充分利用温度监测记录仪的作用，落实好每口油井的洗井维护工作，通过对重点井的洗井温度记录曲线跟踪分析，及时对洗井周期，洗井介质等做出科学合理调整。

通过扎实有效的清防蜡工作，尽力地降低蜡影响，延长油井检泵周期，通过使用多种清防蜡工艺技术，使得油田蜡卡井次由2010年153井次降到120井次，减少了33井次的井下作业井次，平均延长了检泵周期80天。

通过日常的清防蜡措施，油田技术人员也在积极探索清防蜡新技术。

由于传统的清防蜡方法受温度、矿化度等不利因素的影响，适应性不强，防蜡效果不理想。

2009年青海油田技术人员研发了防蜡表面处理剂，其主要成分为植酸与聚丙烯共聚物的混合物。

该药剂在水中能使钢铁金属表面形成一层致密的钝化保护膜，化学保护膜具有很强的亲水性，切这层致密的钝化膜能减缓铁的腐蚀。

由于铁的表面巨头亲水性，油与蜡等亲油性物质就很难吸附在其表面，除非铁表面的保护膜被破坏掉，亲水性降低。

药剂成功后在花土沟油田结蜡井进行先导性试验。

选取了17口油井，使用后试验井的采出液对挂片的腐蚀性从0.070-0.100mm/a,降低为0.010-0.030 mm/a，腐蚀有一定的减缓；加药后形成的蜡晶在井下管柱的附着力很弱，粘附松散，易洗脱，解卡容易。

平均检泵周期延长了107天，洗井周期延长了36天。

使用表面处理剂每口井每年可节约费用3.1万元，具有较好的经济效益，计划在新开发区块大面积推广。

3、节能降耗工艺技术
（1）间抽控制技术
针对低渗油田严重供液不足的低产井推广应用间抽控制技术，减缓了柱塞与泵筒干磨现象，降低了油井作业井次。

图4 间抽抽油井井筒示意图图5 SAM油井控制器
表5：间抽生产统计效果表
序号井号
间抽前产量
(m3/d)
间抽实验间抽平均产量
(m3/d)
生产时间(h) 停井时间(h)
1 七Ⅱ3-9 4.3 4 20 4.8
2 七2-5 0.8 4 20 0.8
3 七2-7 1.8 6 18 1.4
4 七Ⅱ4-11 1.2 4 20 1.2
5 七Ⅱ6-8 1.9 4 20 1.9
6 七4-2 1.3 6 18 1.3
7 七5-2 3.2 12 12 3.2
8 七5-3 2.4 8 16 2.5
9 七5-29 1.0 6 18 1.0
10 七5-30 2.5 10 14 2.3
11 七6-10 4.5 14 10 4.7
13 七6-28 3.6 12 12 3.2
14 七6-30 3.6 12 12 3.1
15 七6-6 2.2 4 20 2.0
16 七6-8 1.8 4 20 3.0
17 七7-5 2.5 6 18 2.5
18 七参1 1.5 4 20 1.5
19 七中3 2.3 4 20 2.2
20 七中5 1.0 4 20 1.0
21 七芯1 3.1 8 16 2.8
22 七中18 0.8 10 14 0.9
23 七新6-4 3.4 4 20 2.9
24 七6-14 1.0 12 12 1.0
25 七6-15 0.6 6 18 0.6
26 七深28 1.0 1 23 1.0
合计/平均53.3/2.05 169/6.5 431/16.6 52.8/2.03
根据资料显示，26口井间抽前的日产液量为53.3m3/d，平均单井日产量为2.05m3/d，实行间抽后，26口井的总日液量为52.8m3/d，下降幅度小于1%；平均单井日产量为2.03 m3/d；而油井的生产时间由原来的624小时减少至169小时，下降幅度达72.91%，即在实行间抽的油井中，仅用27.08%的生产时间即实
现了全部应得的产量、且所有油井均生产正常，无卡井现象。

（2）捞油工艺技术
随着外围“三低”油田的不断开发，提捞采油技术也已经逐渐被人们所认可。

外围许多油田储量丰度低，如果按照常规开采方式开采，操作成本高，经济效益差，从而使得这些油田难以有效动用。

而提捞采油相对于其他采油方式来说，操作成本低，经济效益好。

青海油田部分区块储层埋藏浅、储层流体物性差、油井产量低、油藏为“三低”类型油藏，流体举升技术呈现“三高”的特点，即：举升设备投入高、举升技术水平要求高、举升生产成本高。

这类油田急需从降成本增效益的角度出发，改变举升方式，为此从2005开始，逐步应用提捞采油技术，取得显著的经济效益，目前青海油田有捞油井420口，开井248口，累计产液共计3.8万吨，累计产油1.8万吨，平均日产液0.85t，日产油0.4t。

主要分布在油砂山油田、花土沟油田、、油泉子油田和南翼山浅层油田。

油田一般采用套管捞油技术。

由于套管捞油抽捞深度大，并且大排量的提捞能将油井内的大量泥砂带出，有一定清洁井筒的作用；同时捞油成本比机采低。

根据油井的产液量，含水率，液面的恢复程度，制定出了严格的提捞周期、抽子下深、抽汲次数及管理办法。

对于产油量低于1.0吨的油井实施捞油生产，取得了较好的效果。

（3）推广应用节能设备
A、研究和推广应用超低冲次（2～4次/分）皮带轮：冲次由5.7次/分下降为3.9次/分后，输入功率由5.503Kw下降为3.779Kw，降幅为31.33%；系统效率由18.06%上升为26.46%.
B、推广应用变频控制技术：冲次由2次-8次任意调节，对无功进行柔性动态补偿，使得功率因素达到0.75以上。

4、油井远程自动化计量技术
中油股份公司2004年就提出的“做好‘新油田优化’和‘老油田简化’两篇文章”的要求,而油气水井远程自动化计量技术是“优化简化工程”的核心技术。

该项目完全依靠油田内部力量，实现技术自主研发，按照整体部署、分组实施、专业结合、统一平台、资料共享的方式，组织开展综合研究，最终形成具有青海油田特
双皮碗式捞油抽子
解放141底盘卧式捞油车。