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抽油机井的十三个合理 工艺所 2009.3 十三个合理 合理配产；合理沉没度；合理抽汲参数 ；合理间开制度；合理的抽油杆组合；合理防冲距；合理的尾管长度；合理的抽油机平衡；合理套管压力；合理电耗；合理热洗工艺及制度；合理的解盐（膏）措施；合理伴热温度 合理配产 符合《油田开发条例》规定的配产原则，单井配产总和能达到区块采油速度的要求，区块动用储量达到80%以上。 生产压差合适，不出现油层脱气，井壁坍塌、套管损坏、含水猛升现象； 合理沉没度 合理沉没度是在技术经济合理范围内，尽可能提高泵效所必须的最低沉没度，单井沉没度的标准为： 沉没度形成的沉没压力大于原油的饱和压力; 示动图上无明显充不满或气体影响现象； 实际沉没度接近理论计算值。 合理抽汲参数 能完成配产计划，检泵后生产稳定，初期产量略高于配产； 与地层供液能力相协调，能保证有一个合理的沉没度； 有较高的泵效（60%以上）； 抽油机正常运转时不发生共振现象。 合理间开制度 高含水间开井以能完成配产任务为合理； 低产间开井必须要进行系统试井，确定间开制度。试井资料包括开井时产量变化线、动液面下降曲线、每隔二小时一次测得的示动图和关井时液面恢复曲线，合理间开制度必须符合： 能满足配产要求； 生产至关井时有效冲程不低于实际冲程的30%； 关井时液面恢复在试井资料恢复的直线段内。 合理的抽油杆组合 必须进行组合设计计算； 各级杆柱顶断面的使用折算应力应为抽油杆使用应力的70%～100%或抽油杆应力使用范围在0.8～1.0范围内； 刚度合适；冲程损失百分数控制在25%以内。 设计时进行了受压弯曲强度校核，应下加重抽油杆的油井必须下有加重抽油杆。 合理防冲距 下泵后必须调对好防冲距，取得一个可靠的防冲距数值； 工作时活塞必须在工作筒内且不下碰上挂； 含气井余隙长度尽可能小，最大不超过 150mm； 示功图上不出现活塞接近上死点时漏失加剧现象，更不得出现活塞全部脱出工作筒的情况。 合理的尾管长度 掺水解盐井应下至油层中部； 能满足压井需要； 含水低于20%的井 ，可适当加深尾管； 除满足掺水解盐和压井需要外，下列井不得下长尾管； 不含水井或无游离水井； 稠油井 ； 含水大于40%的非解盐（膏）井； 含气比大于30m3/t的井 合理的抽油机平衡 抽油机平稳指数不低于0.8； 由于生产情况变化造成不平稳时 ，应及时调整，各井不能出现连续二次不平衡值； 各采油队不平衡井数不超过抽油井总数的20%； 合理套管压力 在合理沉没度下，示功图无明显气体影响的套压 ，均为合理套压； 采取了放套管气集油管线措施； 套压低于油井回压。 合理电耗 总机械效率高于25%； 电机功率利用率大于30%或 采取了节电装置如变频装置等； 采液单耗不超过计划指标； 合理的解盐（膏）措施。 有一个合理的热洗周期，能按热洗周期及时热洗； 热洗后产量恢复到热洗前正常产量，电流下降，泵效上升，示功图无结蜡显示； 一年内不发生过蜡卡躺井或蜡堵地面集油管线 合理伴热温度 伴热全线不出现热水温度低于油温的现象； 进站油 温不高于原油 凝固点2℃； 下列情况实行常温输送： 不伴热生产进站油温高于原油凝固点； 不伴热井口回压低于1Mpa； 油井含水率高于70%。 * * 产量预测 当油层静压PR小于饱和压力Pb时: 当油层静压PR大于饱和压力Pb，并Pwf1、Pwf2均大于Pb时: 当油层静压PR大于饱和压力Pb,，并Pwf1大于Pb ，Pwf2小于Pb时: 式中：q2—预测日产量，m3 PR—地层静压 MPa Pb—原油饱和压力 MPa Pwf1—原生产状态下的流压MPa Pwf2—预测产量所需的井底流压MPa Jb—采油指数 m3/MPa qmax—井底流压为零式计算出的最大日产量，m3 qb—流压等于饱和压力时的日产量，m3 qc=（qmax-qb)/1.8 m3 沉没度是保证油井泵效的重要参数之一, 沉没度过大,虽然泵的充满系数较大,但是由于抽油杆弹性伸缩加大, 泵效不一定提高, 而且有可能降低; 沉没度过小, 由于泵口气体分离较多, 泵的充满系数较小, 同样会影响泵效, 所以应存在一个合理的沉没度。运用实际测得的油田平均泵效η与平均沉没度h 数据作散点图可以直接查出合理的沉没度,并折算出合理的沉没压力。 泵径： 采用长冲程低冲次 泵深: Ps—沉没压力。 1000 800 56 800 600 44 600 400 38 500 300 32 2” 2 ?” 泵径 对于整筒泵，下接掺水管