葛利俊，韩民强，刘 学

（渤海石油装备（天津）新世纪机械制造有限公司，天津 300280）

0 引言

随着钻采技术的发展，油、气田开发中的大斜度井、水平井的数量在逐年的增加，传统有杆排采技术的杆柱偏磨问题愈发突出，造成的修井作业频次成倍增加。设计人员采取了在抽油杆杆体或杆间增加扶正块、改变抽油杆材料、杆体表面增加镀层等措施来降低抽油杆的磨损率，延长抽油杆的使用寿命。虽然取得了一定效果，减少了作业频次，但这些措施并未从根本上解决杆柱偏磨的问题。为彻底解决杆柱偏磨问题，无杆排采技术得到快速发展，泡排、气举、电潜泵、水力泵等技术应运而生，水力射流泵工艺就是其中的一种。

1 水力射流泵介绍

1.1 工作原理

水力射流泵也称水力喷射泵，是利用射流原理将注入井内的高压动力液的能量传递给井下油、气层产出液的无杆水力排采设备。地面注入低速高压动力液，高压动力液通过油管进入到达水力射流泵泵体，经泵体内部流道进入泵体的喷嘴，动力液通过喷嘴后由低速高压液体转换成高速低压液体，形成了高速低压区，从而产生抽吸作用。泵体底部的单流阀受到抽吸作用及地层压力的影响而打开。地层液在抽吸作用的影响下进入高速低压区，并与动力液在喉管中充分混合。高速低压混合液进入扩散管，流动截面积扩大，转为低速高压流体，通过泵体流道及大小油管环形空间或者油管和套管的环形空间举升至地面，进入地面管网过滤、收集。

1.2 优点

（1）适用于大斜度井、水平井。可将水力射流泵下至油、气井射孔段以下或水平井A 点附近（或水平段最低点）。

（2）可单井生产，也可多井同时生产。适用于丛式井场生产。

（3）井下没有运动部件，依靠水力代替抽油杆提供动力，所以不会发生砂、煤粉等造成的卡泵故障以及杆管偏磨等问题。

（4）携砂、煤粉等杂质的能力强。可将细小颗粒举升至地面，适用于排砂井的生产。

（5）产液量大，产液范围宽。产液量可达0～200 m3/d，甚至更高。

（6）维护方便，作业检修周期长。无需动管柱作业即可实现泵芯的液力起下与检泵。

1.3 类型

水力射流泵分为单管水力射流泵和同心双管水力射流泵。

（1）单管水力射流泵：井下下入单层油管，动力液依靠地面设备升压后从油管进入，经水力射流泵形成混合液，混合液从油管和套管的环形空间举升至地面。单管水力射流泵的井下管柱需要下入封隔器，为正常生产时的混合液或反循环起泵芯时的动力液提供密闭的通道。这种结构的优点是井下管柱简单，油管和套管的环形空间面积大，因此产液量大。缺点是环形空间面积大，携砂能力相对较弱；没有单独的产气通道，气液比对产液量影响较大，不合适排水采气井的生产，所以其更多应用于油井的开采。

（2）同心双管水力射流泵：井下下入两套油管，没有封隔器。动力液经地面设备增压后从内层油管进入，经水力射流泵形成混合液，混合液从内层与外层油管的环形空间举升至地面。这种结构的优点是：内层与外层油管的环形空间面积小，携砂能力强；外层油管和套管之间的环形空间可形成单独的产气通道，特别适合于排水采气井的开采；可通过内层油管自喷生产，当气井具备自喷生产能力时，单流阀的打开压力小于0.01 MPa，依靠压力可使其打开或者利用专用井下工具，将单流阀打捞出来从而使内层油管通道完全打开；可携带温压计入井，准确测量泵挂处的温度和压力，从而指导油、气的生产。

由于单管水力射流泵与同心双管水力射流泵在运行原理及系统配套方面相似，并且目前市场应用主要以同心双管水力射流泵为主，所以本文以同心双管水力射流泵为例进行分析、讨论。

1.4 地面系统配套

水力射流泵不仅需要对井下管柱进行设计，同时还需要地面系统的配套。地面系统包括特制井口（或者在原井口上进行改造）、地面增压泵、变频柜、沉降罐、分离器、过滤器、计量仪表等。排水采气井的地面流程如图1 所示。混合液被举升至地面，经地面管线流入沉降罐，在罐内进行沉降、过滤，处理后的液体作为动力液，经低压管线进入地面柱塞泵，地面柱塞泵在变频控制柜的控制下，将低压动力液转换成高压动力液，经高压管线到达采油树或者采气树，经特制井口进入内层油管。混合液从油管环形空间举升至地面，经采油树或采气树、低压管线进入沉降罐沉降、过滤，再作为动力液进入柱塞泵升压，如此循环。水罐内多余的液体经溢流口排入废水池或者排污管网。井下产出气通过油管和套管的环形空间，经采气树产气通道进入地面集气管网，如在油井中应用，需增加油、水两相分离器或者油、水、气三相分离器。

图1 排水采气井的地面流程

1.5 起下泵芯操作

相比于其他排采工艺水力射流泵的最大优势就是，泵芯可以在不作业的情况下起下，大大降低作业成本，使检泵更加容易。同时可以根据生产需求更换泵芯内的喷嘴和喉管的尺寸来改变产液量。因此，水力射流泵排采工艺的产液范围非常广泛，理论上可以达到0～200 m3/d 以上。

水力射流泵分正循环流程（下泵芯流程以及正常生产流程）和反循环流程（起泵芯流程）两种。同心双管水力射流泵采气树流程如图2 所示。

图2 同心双管水力射流泵采气树流程

（1）正循环流程：打开混合液出口下阀门和动力液进口上阀门，关闭动力液进口下阀门和混合液出口上阀门，关闭清蜡阀门。动力液经地面柱塞泵升压，由动力液进口上阀门进入动力液管柱（内层油管），经水力射流泵与地层产液形成混合液，混合液由动力液管柱（内层油管）与混合液管柱（外层油管）的环形空间举升至地面，再经混合液出口下阀门进入地面管线，最终进入水罐过滤后再循环。此过程为正常生产过程。投入泵芯过程是将清蜡阀门打开，泵芯由清蜡阀门上部投入，然后关闭清蜡阀门，开始正循环流程，直到泵芯进入泵筒后，开始正常生产。

（2）反循环流程：打开混合液出口上阀门和动力液进口下阀门，关闭动力液进口上阀门和混合液出口下阀门，清蜡阀门上部安装带丝堵的短节，然后打开清蜡阀门。动力液经地面柱塞泵升压，由动力液进口下阀门进入动力液管柱（内层油管）与混合液管柱（外层油管）的环形空间，到达射流泵后，推动泵芯离开泵筒，由动力液管柱（内层油管）举升至地面，液体经混合液出口上阀门流出进入水罐，泵芯到达清蜡阀门处，利用清蜡阀门开关卡住泵芯后，打开上部短节，取出泵芯。

近几年还出现了反循环生产技术，流程与上述流程相反。正常生产流程为动力液从内层油管和外层油管的环形空间注入，混合液从内层油管举升至地面。这种流程需要泵芯与泵筒有特殊的防脱设计，防止正常生产时误使泵芯脱离泵筒。该技术仅在一些文献、专利中出现过，并未发现有实际应用，效果有待进一步验证。

2 应用实例

目前，水力射流泵在油、气井的应用越来越多，适用领域也在逐渐扩大。例如在排水采气领域，其在煤层气、页岩气、砂岩气等气田，因其携砂能力强、可下到射孔段以下等优点，使其更具竞争力。在稠油开采中，此工艺可实现注稀油采稠油，从而解决稠油开采难题。在排砂解堵中，因其携砂能力强，井下无运动部件，不会发生卡阻的优点，可将细小砂粒举升至地面，成为此类问题解决的一种优选方案。同时，同心管水力射流泵还可以在排水结束、实现自喷的井中，打开内层油管通道，使其具备速度油管的功能，让自喷效果持续更长时间。

2.1 应用实例1

某页岩气田A 井为水平井，2017 年开井自喷排液，开井时套压为16.5 MPa，但是在生产过程中压降较快，证明地层能量不足、导致该井失去自喷能力，必须采取人工举升的方式将地层液举升至地面。先后采取了速度管柱、液氮气举、泡排等工艺，但效果都不理想。2019 年5—9 月，采用电潜泵工艺进行排采，井口套压3～5.5 MPa，初期排液量160 m3/d，稳定产气量1.1～2.1×104m3/d。但随着动液面的下降，开始出现排液不连续、卡泵、气锁、泵温过热等问题，故障频发，导致最后无法正常生产。采用上述工艺累计排液约13 840 m3、产气约72.25×104m3，返排率26.11%。

2020 年5 月开始使用同心双管水力射流泵工艺进行排水采气作业。设计泵挂深度2650 m，接近射孔段底界。采用Φ88.9 mm的油管作为混合液管，Φ88.9 mm 油管内下入Φ48.26 mm 油管作为动力液管。该井实施效果：初期产液量均值在100～130 m3/d波动，3 个月后产液量稳定在5～20 m3/d。正常排水3 d 后开始见套压，15 d 开始产气。截止2021 年5 月20 日，累计排液约8240 m3，产气量最高可达2.78×104m3/d，稳定产气量1.5～2.5×104m3/d，返排率41.66%。虽然同心双管水力射流泵工艺在排液前期的排液能力上略低于电潜泵工艺，但在低液位的情况下同心双管水力射流泵的适应能力明显高于电潜泵，即便泵挂位置没有液面，也不会导致设备发生损坏。

2.2 应用实例2

某砂岩气田B 井为水平井，2019 年8 月4 日开井，开井压力17.21 MPa；6 日出口见气，点火焰高0.3～0.5 m。截止到11 月8 日，井口压力0.19 MPa，日均产液59 m3，累计排液5421 m3，返排率16.9%，之后产液量逐渐降低至不能稳定产气。

2020 年6 月开始采用同心双管水力射流泵工艺进行排水采气作业。设计泵挂深度3015 m，接近A 点附近，油管锚下深2450 m，采用Φ88.9 mm 油管作为混合液管，Φ88.9 mm 油管内下入Φ48.26 mm 油管作为动力液管。该井实施效果：初期产液量均值在120～150 m3/d，2 个月后产液量稳定在10～20 m3/d。正常排水2 d 后开始见套压，10 d 开始产气。截止到2020 年12 月28 日，累计排液约7200 m3，产气量最高达1.34×104m3/d，返排率39.3%。后因Φ48.26 mm 油管发生漏失，造成产液量降低，漏失逐渐加剧导致不能正常生产。同心双管水力射流泵可以解决超深井排采难题，但其对管柱密封性要求也比较高，这对管柱的质量及下井作业的质量提出了更高的要求。

3 结束语

水力射流泵虽然优点突出，但和其他的排采工艺一样，也存在着不足。例如，地面系统相对复杂，投入大；地面管线运行压力高，增加了现场的管理难度；井下管柱复杂、作业量增加等。在今后的设计研究中，降低投入成本、系统能耗、提高整体效率、加大泵挂深度等方面是未来的发展方向。

在大平台化钻井的时代，大斜度井、水平将是未来的主流，无杆排采技术将受到越来越多的关注，其种类、技术水平也将得到快速发展。得益于此，水力射流泵技术在几十年前就已经开始应用，但直到近几年才得到快速发展。因其工艺本身的突出优势，将在未来的油气田开采中占据一席之地，尤其是在煤层气、页岩气、砂岩气以及稠油井、排砂井的排采工作中。