李阳（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

目前，喇嘛甸油田经过了40多年的开发，已进入开发后期。油田油井具有高含水、聚合物黏度大、开采层系不断调整等特点，产能结构发生根本性的变化。由此导致部分举升设备与产能不匹配，机采系统抽吸参数匹配难度大，检泵率升高，能耗高等问题。面对油价低迷、成本紧张的现实，寻求“低成本、高效益”的解决方案成为油田未来发展的重点。

为此结合检泵时机，通过开展举升方式优化调整现场试验，从而解决现场产能足、液面浅、参数调整受限、检泵问题频发的生产井问题，达到能耗最低、系统效率最高的目的[1]。

1 油田举升设备存在问题

1.1 产能足与设备举升能力不匹配

通过现场生产数据统计，部分井其设备无法满足生产[2]。

1）螺杆泵井方面。调查2016年底数据，有145口大泵型（1200以上泵型）且高产的螺杆泵井存有上产空间，平均日产液130 t，动液面356 m，平均转速95.9 r/min。其中有6口井，平均日产液大于190 t，螺杆泵举升设备已无法满足生产需求（表1），可更换电泵设备。

2）抽油机井方面。有64口井机型、泵型、参数已经匹配到极限，但该井具有产能足、液面浅等特点，有一定的上产空间。

表1 6口高产螺杆泵井生产参数

1.2 举升设备使用效率低

1）电泵井效率低，目前采用掺液的方式维持生产。经统计，有8口低产能电泵井，平均单井日产液81 t，日耗电858 kWh，是同产量抽油机井、螺杆泵井耗电量的4倍多（表2）。

2）抽油机井使用效率低，一般情况下14型抽油机应匹配ϕ83 mm或ϕ95 mm的抽油泵，但统计了全厂200口14型抽油机井，其中有127口井由于产液低，匹配了ϕ57 mm和ϕ70 mm的抽油泵，由此造成设备使用的资源浪费[3]。……