1 清蜡
1.1 油井结蜡的原因
油井在生产过程中之所以结蜡，根本的原因是油井产出的原油中含有蜡。油井结蜡有两个过程，首先是蜡从原油中析出，然后聚集、粘附在管壁上。原来溶解在原油中的蜡，在开采过程中凝析出来是由于原油对蜡的溶解能力下降所致。当原油的组分、温度、压力发生变化，使其溶解能力下降时，将一部分蜡从原油中析出。
1.2 油井结蜡的因素
1、原油的组分和温度
在同一温度条件下，轻质油对蜡的溶解能力大于重质油的溶解能力，原油中所含轻质组分越多，蜡的结晶温度越低，即蜡不易析出，保持溶解状态的蜡量就越多。任何一种石油对蜡的溶解量随着温度的下降而减少。因此，在高温时溶解的蜡量，在温度下降时将有一部分要凝析出来。在同一含蜡量下，重油的蜡结晶温度高于轻质油的结晶温度，可见轻质组分少的石油，蜡容易凝析出来。
2、压力和溶解气
在压力高于饱和压力的条件下，压力降低时原油不会脱气，蜡的初始结晶温度随压力的降低而升高。由于压力降低时油中的气体不断分离出来，降低了对蜡的溶解能力，因而使初始结晶温度升高，压力越低，分离气体越多，结晶增加得越高，这是由于初期分离出的是轻组分气体甲烷、乙烷等，后期分出的是丁烷等重组分气体，后者对蜡的溶解能力影响较大，因而使结晶温度明显增高。此外，溶解气从油中分出时还要膨胀吸热，促使油流温度降低，有利于蜡晶体的析出。
3、原油中的胶质和沥青质
实验结果表明，随着石油中胶质含量的增加，可使结晶温度降低。因为胶质为表面活性物质，可吸附于石蜡结晶表面上来阻止结晶的发展，沥青是胶质的进一步聚合物，它不溶于油，而是以极小的微粒分散在油中，对石蜡晶体有分散作用。但是，当沉积在管壁的蜡中含有胶质、沥青质时将形成硬蜡，不易被油流冲走。
4、原油中的机械杂质和水
油中的细小颗粒和机械杂质将成为石蜡析出的结晶核心，使蜡晶体易于聚集长大，加速了结蜡的过程。油中含水量增高时，由于水的热溶量大于油，可减少液流温度的降低，另外，由于含水量的增加，容易在油管壁形成连续水膜，使蜡不容易沉积在管壁上。因此，随着油井含水的增加，结蜡程度有所减轻。但是含水量低时结蜡就比较严重，因为水中盐类析出沉积于管壁，有利于蜡晶体的聚集。
5、液流速度、管子表面粗糙程度
油井生产实际表明，高产井结蜡没有低产井严重，因为高产井的压力高，脱气少，初始结晶温度低，同时液流速度大，井筒中热损失小，油流温度高，蜡不易析出。即使有蜡晶体析出也被高速油流带走不易沉积在管壁上。如果管壁粗糙，蜡晶体容易粘附在上面形成结蜡，反之不容易结蜡。管壁表面亲水性愈强，愈不容易结蜡，反之，容易结蜡。
1.3 油井结蜡的危害
油井结蜡不仅造成大量的日常管理清蜡与修井清蜡工作量，还会对油井生产，甚至油田开发带来严重的影响。油井结蜡主要危害有以下几个方面：
1、油井结蜡给日常管理带来大量工作，增加了井下事故发生的可能性。
2、油井结蜡后，使出油通道内径逐渐缩小，增大油流阻力，降低了油井产能，甚至将油流通道堵死，造成油井减产或者停产。
3、机械采油井结蜡后，不仅使油流通道减小，还会使抽油泵失灵，降低抽油效率。严重者会将深井泵卡死，损坏设备等。
4、油层结蜡，将堵塞油层孔隙，阻碍油流进入井内，会缩小出油面积，减少油流来源从而使油井减产。
5、油井结蜡严重时，给清蜡带来困难，并容易发生顶钻、卡钻及井下落物事故。同时，有些油井用一般清蜡方法难以处理，必须采取作业清蜡，给修井带来大量的工作。
6、油井结蜡严重时，增加了日常清蜡或作业清蜡时间，影响了油井出油时间，降低了油井开采时率，影响油井产量和油田开发速度。
7、油井结蜡给油气集输，油田开发带来许多困难，需要采取许多工艺技术措施，使开发成本增高，影响油田开发的经济效益。
1.4 油井清蜡的方法
清蜡就是将粘附在油井管壁、抽油泵、抽油杆等设备上的蜡清除掉，常用的方法有机械清蜡和热力清蜡。
1、机械清蜡
1）刮蜡片清蜡
利用井场电动绞车将刮蜡片下入油井中，在油管结蜡井段上、下活动，将管壁上的蜡刮下来被油流带出井口，该方法适用自喷井和结蜡不严重的井。
2）套管刮蜡
套管刮蜡的主要工具是螺旋式刮蜡器。将螺旋式刮蜡器接在油管下面，利用油管的上下活动将套管壁上的蜡清理掉，也可以利用转盘带动刮刀钻头刮削；同时利用液体循环把清理下的蜡带到地面。
2、热力清蜡
1）电热清蜡
电热清蜡是以油井加热电缆，让电能转化为热能供给油流加热，使其温度升高达到清蜡、防蜡目的。
2）热化学清蜡
利用化学反应产生的热能来清蜡。
3）热油循环清蜡
利用本井生产的原油，经加热后注入井内不断循环，使井内温度达到蜡的熔点，蜡被逐渐熔化并随同油流到地面。
4）蒸气清蜡
将井内油管起出来，摆放整齐，然后利用蒸气车的高压蒸气熔化并刺洗管内外的结蜡。
2 冲砂
由于油层胶结疏松或油井工作制度不合理，以及措施不当造成油井出砂，油井出砂后如果井内的液流不能将出砂全部带至地面，井内砂子逐渐沉淀，砂柱增高，堵塞出油通道，增加流动阻力，使油井减产甚至停产，同时会损坏井下设备造成井下砂卡事故。因此，必须采取措施清除积砂，通常采取水力冲砂和机械捞砂。目前常用的是水力冲砂。
2.1 冲砂概述
冲砂就是用高速流动的液体将井底砂子冲散，并利用循环上返的液流将冲散的砂子带至地面的工艺过程。
1、冲砂液的要求
1）具有一定的粘度，保证有良好的携带能力。
2）具有一定的密度，防止井喷和漏失。
3）配伍性好，不伤害油藏。
2、冲砂方式
1）正冲：冲砂液沿管柱流向井底，由环形空间返出地面。
2）反冲：与正冲相反。
3）旋转冲砂：利用动力源带动工具旋转，同时用泵循环携砂，大修冲砂常用此方法。
2.2 冲砂步骤
1、准备工作。
检查泵及储液罐，连接好地面管线，准备好足够量的冲砂液。
2、探砂面用冲砂管柱探砂面，冲砂工具距油层20m时，应放慢下放速度，当悬重下降则表明遇到砂面。
3、冲砂。
探得砂面后，上提冲砂工具离砂面3m以上开泵循环，正常后下放管柱冲砂至设计深度。出口含砂量小于0.1%，视为冲砂合格。
4、观察砂面。
上提管柱至砂面30m以上，停泵4h，下放管柱探砂面，观察是否出砂。
2.3 注意事项
1、不准带泵、封隔器等其它井下工具探砂面和冲砂。
2、冲砂工具距预计砂面20m时，下放速度应小于0.3m/min，防堵死冲砂工具水眼。
3、冲砂前油管提至离砂面3m以上，开泵循环正常后，方可下放管柱。
4、接单根前充分循环，操作速度要快，开泵循环正常后，方可再下放管柱。
5、冲砂过程中应注意中途不可停泵，避免沉砂将管柱卡住或堵塞。
6、对于出砂严重的井，加单根前必须充分洗井，加深速度不应过快，防止堵卡及憋泵。
7、连续冲砂5个单根后要洗井一周，防止井筒悬浮砂过多。
8、循环系统发生故障，停泵时应将管柱上提至原砂面以上，并反复活动。
9、提升系统出现故障，必须保持正常循环。
10、泵压不得超过管线的安全压力，泵排量与出口排量保持平衡，防止井喷或漏失。
11、水龙带必须拴保险绳。
2.4 水平井沉砂、冲砂特点
1、在已完成试产的水平井中，沉积物是钻屑、油砂、钻井液和完井液中的固相，以及其他措施后的固相沉积。
2、地层砂随原油运动到井筒内并重新沉降形成新的沉砂床，同时在压差作用下，沉砂床发生"固化"。
3、对已下打孔管完井的井，沉积物主要是地层砂及钻井液、完井液中的固相、暂堵剂等残留物，由于固相颗粒很细且有部分高分子物质，因此沉积物很"顽固"。
4、沉积时间较长，必须要有大于钻井过程中的液体能量才能冲起沉砂。
5、同一口井中，不同井段的作业参数不同。
6、冲起的砂粒在造斜段和水平井段容易再次沉积，形成砂桥，造成卡钻。
7、修井的水平井冲砂作业往往与解卡打捞工作同时进行，作业难度增加。
2.5 水平井冲砂工艺
1、洗井液
洗井液的功能与常规井有所不同，受多种影响因素制约，应全面考虑其特殊需要。应以安全快速、不损害油气层、有利于钻屑运移及低成本为目标。必须具有高携砂能力、抗剪切、低摩阻和低伤害的特性。因此洗井液的选择是冲砂作业的技术关键。
1）洗井液体系的选择
石油矿场在水平井中已试验使用过多种不同类型的洗井液体系，获得了不同程度的成功，如流变性相似的油基和水基洗井液，井眼净化能力相似。因此在地质因素和设备条件达到要求后，成本就是选择洗井液类型的决定因素。目前首选的洗井液是优质聚合物洗井液。这是因为：
（1）性能易控制。使用固相控制设备等措施后，能有效地清除洗井液中的固相，保证洗井液性能的稳定；
（2）与油基洗井液相比，其成本价格较低且环境污染程度低；
（3）由于是单一体系的洗井液，性能可以按要求及时调整，以满足现场需要；
（4）使用防卡润滑剂等添加剂后，其抑制性和润滑性都有大幅度改善，可满足工艺要求；
（5）与油基物质的敏感性低，保护油层能力强，不易污染油层。
2）密度
密度是洗井液性能的重要参数。它应永远在一狭窄的特定的界限之内，以便保持井眼稳定并防止压裂地层。一些研究人员表明与井眼稳定的关系是随着井深及井斜角的增大，井眼对坍塌更敏感；随井斜角的增大，地层破裂梯度下降。在相同条件下，当密度低于1.6g/cm3时，与井眼冲洗、井眼膨胀、扭矩、摩阻、管柱粘附有关的复杂情况会更普遍更严重，然而提高密度后，这些复杂情况大大减少。通常增加上返速度和密度在一定程度上可改善井眼净化能力。
3）粘度
在使用大排量冲砂时，洗井液的粘度应低一些，以发挥更大的水力效率；使用层流冲砂时，洗井液的粘度应相对高一点，以保证洗井液的悬浮能力。
4）失水控制
加强洗井液失水控制是防止产层损害的主要措施之一。失水大时，粘附卡钻的可能性增大，这是由于：
（1）钻柱靠在井壁；
（2）为稳定井壁而提高洗井液密度；
（3）产层可能已经排空耗损。因此，要采取一些措施：
①要比直井和常规定向井更严格地、小心地控制和防止动流体漏失，使温度与压力都低于钻井时的高峰值。
②滤饼应是薄的、坚韧的和可压实的，这不仅可降低失水，而且可有助于提高渗透井段的破裂梯度。
5）润滑性
改善洗井液的润滑性可减少不利的摩擦效应，常用方法是在洗井液中加入原油或柴油以形成水包油乳化液，一般加5~10％体积百分比的油就可以起到润滑作用，低固相洗井液加15％的油，加入乳化剂、清洗剂和超高压润滑剂也可减少管柱摩擦力和扭矩。
2、冲砂方法
在斜井、水平井中，各井段受井径、井斜及井内结构的影响，在同一口井中，一个井段的最佳施工参数不一定适合另一井段，一口井的工作方法和施工参数同样也不完全适应另一口井。根据井况应把握0~10º，10~30º，30~60º，60~90º四个井斜段，选择最关键的井段作为施工方法和洗井液性能选择的依据。着重点是30~60º井段和水平井段的冲洗。其它井段的施工方法和洗井液性能要做进一步调整，以适应全井冲砂解堵的要求。应采用水力冲洗和机械冲洗结合的综合措施。
1）机械冲洗
（1）在接单根及起下管柱时边循环边转动，机械冲洗与水力冲洗联合作业破坏钻屑沉积床。这是十分有效的冲洗井眼措施；
（2）转动及上下活动管柱，利用钻具接箍破坏钻屑沉积床；
（3）加强固控，及时有效的清除洗井液中的固相。
管柱如果静止在井内洗井，其偏心环空必然导致井眼底边的流速减低，不但洗不出沉砂，反而会引起新的沉降，甚至造成卡钻。转动的管柱不但可以使井筒内的洗井液保持均匀的流变性，改善井眼冲洗效果，同时可以搅动带起井眼底部的沉砂，提高冲砂效率。管柱与洗井液之间有一定的粘连作用，运动的管柱会很快将沉砂带起并保证不再次沉积。
2）水力冲洗
（1）采用适当的水力参数和洗井液性能来提高冲洗效果；
（2）增加流量达到紊流状态和降低流变性可以达到最佳效果。
大斜度井段和水平井段的条件不同，对洗井液的要求和井眼冲洗措施也不同，在水平井段采取高流速、低粘度和紊流的措施可取得较佳的井眼冲洗效果：在大斜度井段时，最好选用高粘度和高凝胶强度压井液，排量不达要求不钻进，起钻前坚持循环到钻屑返出后持续一段时间后再作业。
在沉砂床已被破坏的条件下，可适当调整施工参数。可以提高洗井液粘度采用层流的方法作业，也可以在必要时向井内打入一段高粘度液体柱，以清洗携带出井内的砂粒。当然，如果条件能达到，全部冲砂过程最好都用大排量作业，因为增加环空流速，携砂和冲砂作用都会增大，砂床形成机会少，已形成的砂床高度也会减低。
3、各井段的施工方法及工作参数
0~10º井段，其作业方法及施工参数与直井相同。
10~30º井段，此井段一般形不成沉砂床，但存在沉降作用，要保持洗井液的悬浮性，防止砂粒沉降。钻具运动方式以旋转为主，转速15~30r/min，以环空流态为层流时的排量为宜。
30~60º井段，以破坏沉砂床，防止砂粒再次沉降为主。钻具运动方式以往复运动为主，结合旋转运动。下放钻具时转速控制在15~30r/min，上提钻具时，速度控制在5m/min左右，以充分利用上提钻具时产生的偏流对砂床的冲蚀作用。以达到紊流的大排量为主，必要时可用双泵或水泥车组提高排量。在完全破坏沉砂床后，结合层流，利用洗井液的低剪切速率粘度和静切力彻底清除井筒内的沉砂。
60~90º井段，以减少钻具摩阻，破坏沉砂床为主。钻具运动方式以旋转为主，因为水平段中钻具已不能在拉力下靠近上井壁，偏流冲蚀作用很小。下放钻具时必须动转盘，转速15~30r/min，以减少钻具摩阻，遇阻后要反复活动钻具，根据理论计算摩擦阻力大小，适当加压冲砂。钻压以计算能克服摩擦阻力时为宜，一般不超过20KN，不能加压强下。洗井液中要加入适量的防卡润滑剂。泵排量要适当，尤其在裸眼完井的井中，过大的排量会破坏地层结构。实践证明此段紊流比层流的洗井效果好。
4、冲砂作业钻具组合
1）尖钻头 钻杆，用于直井段和小于30º的井段施工。
2）短翼三刮刀钻头 钻杆，用于30~60º井段的施工。
3）三牙轮（或PDC）钻头 钻杆，用于大于60º井段和水平段的冲砂解堵施工。
这三套钻具的共同特点是结构简单，一般不加扶正器和其他辅助钻具，尽量减少由于环空横截面的变化对洗井液流态的影响；摩阻较小，作业负荷低，适合常规修井设备的能力。
4）对边冲砂边解卡打捞的井，采用可洗井钻具组合，冲砂解堵与解卡打捞同时进行，简化了施工工序，提高了工作效率，同样也取得了较好效果。
13.2.6 高压射流解堵
1、高压水射流解堵管柱（工具），经过滤的水在高压的作用下经喷嘴产生射流，直接冲击油（水）井炮眼，高频振荡射流的剪切作用使近井油层（水层）堵塞物与孔道间结合被破坏，松动脱落后随流体排出，它不仅能高效清除井筒内沉砂，还可清洗井壁盐垢等。由于喷嘴是旋转的，因此对井眼产生一个脉动冲击力。旋转速度由阻尼器控制，转速越高阻力越大，转速慢阻力小，这样就可以将转速控制在一定范围，达到合理的清洗效果。
2、高压射流解堵管柱工具主要由旋转喷射器、阻尼器、弹性扶正器和安全接头组成（见图4-13-1）。喷射器上按抛物线排布着七只喷嘴，两只切向倾斜喷嘴主要产生旋转力矩，另外五只主要用于克服前进时堵塞障碍（二只）、冲击沉砂（二只）和辅助携砂。正常泵压时阻尼器控制转速约为250r/min。扶正器使冲砂工具居中。安全接头通过投球打压可使冲砂工具与管柱脱开。有效解决了地层污染、堵塞。
3 深井管式泵
3.1 深井泵的结构及类型
目前国内外使用的深井泵类型很多，根据结构特征的不同可分为两大类。
1、有杆泵
1）管式泵。
2）杆式泵。
2、无杆泵
1）水利活塞泵。
2）射流泵。
3）振动泵
4）沉没泵。
在这两大类泵中，目前国内使用有杆泵中的较为普遍的是管式泵，常见的抽油泵有：衬套泵、整筒泵、过桥泵、反馈泵等。
3.2 深井泵的工作原理
深井泵是靠活塞往复工作的，其工作冲程为上冲程和下冲程。
上冲程中：活塞在抽油杆的带动下向上移动，游动凡尔在活塞上面的液柱载荷的作用下关闭，在井口将排除相当于活塞冲程长度的一段液体，同时因泵内压力降低，固定凡尔在沉没压力的作用下打开，液体进入泵筒，占据活塞让出的泵筒内的容积，这是泵的吸入过程。下冲程中，抽油杆带动活塞向下移动，泵筒内液体受压，压力增高，固定凡尔关闭，活塞上游动凡尔打开，一个活塞冲程长度的一段液体排出泵筒进入油管，这是泵的排出过程。
泵在工作过程中要求：第一，泵体的各个部分应该是密封良好的，这样才能有效地进行吸入和排出；第二，泵内应该充满液体，如果泵内有过多的气体将使泵效降低，严重时还会造成气锁，为了减小气体的影响，可以加深沉没度或采用气锚；第三，应使活塞的有效冲程尽量长，油管、抽油杆都是具有弹性的，它们的弹性所造成的冲程损失会降低泵率。为了减小冲程损失，可以采用油管锚；第四，为了防止撞击固定凡尔，还应调节好防冲距。
3.3 管式泵常见故障及检泵原因
1、井下故障
1）泵的故障
深井泵受工作环境所致，免不了会发生各种各样的故障。由于磨损会破坏泵的密封性，造成泵漏失。出砂或结蜡会卡住游动凡尔或固定凡尔，使泵失效。井下液体的腐蚀也会破坏泵的密封情况，造成漏失。如果出砂严重，活塞有被卡住的可能。
2）杆的故障
抽油杆在工作承受交变载荷，所以会发生疲劳破坏，造成断裂。另外，如果抽油杆丝扣没有上紧，会发生脱扣事故。实际工作中，一般把上述抽油杆的事故称断脱。
3）管柱的故障
管柱的故障是由于腐蚀造成的油管漏失。
4）配套工具的故障
配套工具的故障包括滤砂器、气锚等故障。
2、检泵的原因
检泵的原因：一是根据油井的生产规律摸索出检泵周期，定期进行检泵；二是由于发生事故而被迫进行检泵。两次检泵之间的时间间隔称为检泵周期。油井的产量：油层压力、油层温度、出气出水情况、油井的出砂结蜡、原油的腐蚀性、油井的管理制度等诸多因素都会影响检泵周期的长短。
3、造成检泵的原因主要可以分成以下几个方面：
1）油管结蜡检泵，属于周期检泵。按照油井结蜡规律，生产一段时间后就进行检泵以防止发生蜡卡。油井的结蜡规律一般变化不大，所以检泵周期是比较稳定的。
2）为防止漏失进行的检泵。由于漏失会使泵效下降或达不到正常的产量，这时就需要检泵，提高泵效，提高产量。
3）当油井动液面发生波动，产量突然变化，为查明原因需要进行探测砂面、冲砂等工作而进行检泵。
4）深井泵工作失灵，如游动凡尔或固定凡尔被砂、蜡或其他脏物卡住，为使深井泵恢复正常工作要进行检泵。
5）抽油杆发生断脱时进行检泵。
6）为了提高产量而改变泵径需要进行检泵。
7）改变油井工作制度，加深或上提泵挂时需要进行检泵。
8）当发生井下落物或套管出现故障，需要大修作业时，要停产检泵。
3.4 检泵作业施工步骤及要求
1、施工步骤
1）准备工作：包括立井架、穿大绳、拆除抽油井口、换上作业井口、转开驴头，以防作业时发生碰撞。如果需要压井，要按施工要求准备好足够的压井液和顶替液。如果该井未被蜡将泵堵死，若有热洗流程，要求提前一天和管理该井的人员取得联系，在压井前先热洗井筒。
2）将活塞提出泵筒，具体方法是先把驴头降停在上死点，用方卡子卡紧光杆坐在防喷盒上，然后松开悬绳器的光杆紧固器，把驴头降至最低位置。再卡紧光杆紧固器，松开坐在防喷盒上的方卡子，开动电机，再把驴头停在上死点位置。直到把活塞提出泵筒。然后再用方卡子卡紧，防止抽油杆接箍撞击防喷盒。
3）接好反压井管线，先放套管气至见油。管线试压8~10MPa，压井前要先替入热水，清洗管壁结蜡，替出井内油气，然后泵入压井液，按照日常压井操作进行压井。
4）压井以后，提起抽油杆，卸掉防喷盒，起出全部抽油杆及活塞。起完抽油杆后要在井内注满压井液。起出的抽油杆要整齐地排放在至少具有5个支撑点的架子上，要注意保护丝扣，不要弄脏，然后用蒸汽刺洗上面的砂、蜡，严重弯曲、磨损或丝扣损坏的不能再次下井。
5）对于首次新泵下井，没有起抽油杆的工序，应采用正压井，然后加深油管探砂面，并提上2~3m进行冲砂，冲出井底的沉砂，防止造成井喷。如果油井出砂严重，需要取得砂面资料，也要探砂面，但冲砂要另下冲砂管柱。
6）起出井内全部管柱，用蒸汽刺洗干净，并排放整齐。要详细检查深井泵、活塞、凡尔等，准确丈量油管、抽油杆长度，做好单根记录，按设计要求计算好下泵深度。下泵前要判断泵的抽吸力，用手堵住泵的固定凡尔吸入口，抽动活塞来判断泵的抽吸能力。
7）对出砂结蜡比较严重，且油气比较高的井，应在泵的下部装泵锚、磁防蜡器和气锚。泵下应接2~3根油管作尾管起沉砂作用。下井的泵一定要保持干净。上卸扣时管钳要搭在接头上，回音标的深度要根据动液面确定，一般在动液面以上50~100m处。最后下泵至设计深度，并装好采油树或偏心井口。
8）下活塞与抽油杆。根据泵筒的下入深度，准确丈量计算活塞的下入深度，准备好活塞与抽油杆连接的接头。当活塞下到泵筒附近时要正转抽油杆，使活塞平稳缓慢地下入泵筒中，严防下人入速度过快，猛烈撞击固定凡尔座。
9）活塞下入泵筒后，上提抽油杆缓慢活动2~3次，深度确定后，再用滑车上提下放试抽十几次，观察泵工作良好后，方可上紧防喷盒，对好防冲距（最佳的方冲距通常为泵正常工作，下冲程活塞运行到下死点时活塞底部离泵筒固定凡尔10cm左右），卡好方卡子。
10）转回驴头，放至下死点，上紧悬绳器上的光杆紧固器。交采油队，对电路、流程进行全面检查后，启动抽油机。
2、检泵要求
1）要取全、取准下井泵的各项资料，包括：泵型、泵径、泵长、活塞长度，光杆、抽油杆规范、型号、根数、长度、接头规范长度，油管规范、根数、长度、泵下入深度，其它附件规范、深度。
2）下泵深度要准确，防冲距要合适。
3）下井油管丝扣要涂抹密封脂，要求油管无裂缝，无漏失，无弯曲，丝扣完好，并用内径规逐根通过。
4）抽油杆应放在5个支点以上的支架上，不许落地。有严重弯曲或丝扣有损坏的抽油杆不许下井。
5）起抽油杆时如果遇卡，不许硬拔。否则，会使抽油杆发生塑性变形，使抽油杆报废。
6）对深井泵的起下与拉运过程要特别注意。要防止剧烈震动，以免将泵的衬套震松，造成返工。下井前要仔细检查泵的各个部件，性能良好才能下井。上卸扣时管钳不能咬在泵筒上。
4 潜油电泵作业
潜油电泵全称电动潜油离心泵，简称电泵，是将潜油电机和离心泵一起下入油井内液面以下进行抽油的井下举升设备。潜油电泵是井下工作的多级离心泵，同油管一起下入井内，地面电源通过变压器、控制柜和潜油电缆将电能输送给井下潜油电机，使电机带动多级离心泵旋转，将电能转换为机械能，把油井中的井液举升到地面。近些年来，国内外潜油电泵举升技术发展很快，在油田生产中，特别是在高含水期，大部分原油是靠潜油电泵生产出来的。电潜泵在非自喷高产井或高含水井的举升技术中起重要的作用。
4.1 潜油电泵系统组成及设备装置
图4-13-2是一典型的潜油电泵井的系统组成示意图，它主要由三部分组成。
地面部分包括变压器、控制柜、接线盒和电泵井口装置等。中间部分主要有油管和电缆。井下部分主要有潜油电机、保护器、油气分离器、多级离心泵、单流阀和泄油阀。
上述三部分的核心是潜油电机、保护器、油气分离器、离心泵、潜油电缆、控制柜和变压器七大部件。
1、潜油电泵
1）型号表示方法
（1）潜油电泵机组表示方法：
示例：额定扬程2500m，额定排量200m3/d，适用油井温度120℃的119mm潜油电泵机组
表示为：QYDBll9-200/2500/120
（2）潜油电泵型号表示方法：
示例：额定排量500m3/d，额定扬程2000m的98mm通用节泵表示为：QYB98-500/2000T。
2）基本参数
基本参数符合表4-13-1的规定。
表4-13-1 泵的基本参数
当额定排量与本标准规定不一致时，排量与泵效可按用户与厂家协议执行。
3）潜油泵结构
潜油泵是由多级叶轮组成，为多级串连的离心泵。其转动部分主要有轴、键、叶轮、垫片、轴套和限位卡簧等；固定部分主要有壳体、泵头（即上部接头）、泵座（即下部接头）、导轮和扶正轴承等。相邻两节泵的泵壳用法兰连接，轴用花键套连接。潜油泵结构如图4-13-3所示。
电动潜油泵与普通离心泵相比，在结构上有以下特点：
（1）受套管内径限制，泵外形呈细长状，直径小，长度大，叶轮、导轮级数多。
（2）垂直悬挂运转，轴向卸载，径向扶正。
（3）泵吸入口装有特殊装置，如油气分离器等。
（4）泵出口上部装有单流阀和泄油阀。
另外，在叶轮上钻有平衡孔，用来减少叶轮的轴向力。导轮止推套外面与叶轮凹槽内面相接触，起到了径向扶正作用。在泵轴两端，装有扶正轴承，限制泵轴和叶轮的径向偏移。
4）潜油泵的工作原理
与普通离心泵相同，电机带动泵轴上的叶轮高速旋转时，叶轮内液体的每一质点受离心力作用，从叶轮中心沿叶片间的流道甩向叶轮四周，液体受叶片的作用，压力和速度同时增加，经过导轮流道被引向次一级叶轮，这样逐级流经所有的叶轮和导轮，使液体压能逐次增加，最后获得一定的扬程，从而将井液输送到地面。
2、油气分离器
1）型号表示方法
示例：潜油电泵机组用98mm旋转式油气分离器表示为：QYE98X。
2）结构及原理
油气分离器安装在泵的液体吸入口处，当混气流体进入多级离心泵之前，先通过分离器，把自由气体分离出来，以防止和减少气体进泵，保护潜油电泵具有良好的工作特性，使多级离心泵能够正常工作。常用的分离器有两种：沉降式分离器和旋转（离心）式分离器。
（1）沉降式油气分离器。它是依据重力原理来进行油气分离的。油气混合物从分离器外壳的进液孔进入分离器后，由于液体的相对密度比气体大得多，当液体流速低于气体向上浮动速度时，气体通过分离器的排气孔进入油套管的环形空间，而液体向下流动通过分离器底部的内腔进液孔进入分离器内腔，并经过底部轮增压产生一个稳定压头，把井液举升到泵的第一级叶轮，从而完成油气分离过程。
沉降式分离器结构比较简单、成本较低，但缺点是分离器主要依据流体重力来实现油气分离，分离效率低。根据国外有关资料，沉降式分离器只能分离占油、气、水三相总体积10％的游离气，并且分离效率最高只能达到37％。如果泵吸入口气液比超过10％，这样分离器的分离效果将大大变差，而使泵的工作特性受到严重影响，从而影响其抽油效率。其结构如图4-13-4所示。
（2）旋转式油气分离器。目前常用的有离心式和涡流式两种。其分离效果均比沉降式油气分离器好。离心式分离器如图4-13-5所示。利用离心力分离原理，使气体在近轴区，液体在边缘近壁区，达到气液分离的目的。涡流式分离器利用诱导涡轮原理来分离井液中的气体，如图4-13-6所示。
旋转式分离器的主要优点是依据液体相对密度与天然气相对密度的较大差异所造成离心力差异来达到油气分离的目的，分离效率比较高。根据国外有关资料介绍和现场试验，这种分离器可处理占油、气、水三相总体积30%的游离气，并且分离效率可高达90%以上，能够有效地分离高含气井的气体，提高多级离心泵的效率。
3、潜油电机
1）型号表示方法示例：容量45KW的114mm潜油电泵机组用上节电机表示为：YQYll4-45S。
2）电机基本参数
电机基本参数应符合表4-13-2的规定。
表4-13-2 电机基本参数
3）结构
潜油电机主要由定子、转子、扶正轴承、止推轴承及油循环系统组成，如图4-13-7所示。
4）工作原理
潜油电机是三相鼠笼式异步感应电动机。它和其它异步电动机一样，当定子绕组的三相引出线接通三相电源时，在电机内将产生一个转速为n1=60r/S的旋转磁场，其转向取决于电源的相序。由于转子绕组与旋转磁场之间有相对运动，根据电磁感应原理，转子导体中将产生感应电动势。又由于转子绕组是闭合的，且认为是纯阻抗性的电路，则转子导体中将有感应电流通过。因为载流导体在磁场中受到电磁力的作用，由此产生电磁转矩，其方向与旋转磁场的方向一致。当电磁转矩大于轴上的阻力矩时，转子就会沿着旋转磁场的方向转动，此时电机从电源接受的电能转变为机械能输出。
5）潜油电机的特点
潜油电机外形呈细长型；定子和转子亦分数节，每节定子都固定在电机壳上，转子靠键和定子卡簧固定在轴上；电机为悬挂式，上部有止推轴承，承受转子重力和其他轴向力；电机内充满专用润滑油，起润滑、冷却、增强电机绝缘性能和平衡电机内外压力的作用。
4、保护器
1）型号表示方法
示例：潜油电机组用98mm连通式保护器表示为：QYH98L。
2）结构及工作原理
目前国内外使用的保护器主要有连通式、沉淀式、胶囊式、补偿式等。
（1）连通式保护器结构主要由机械密封、内外腔体和轴承等零部件组成，如图4-13-8所示。工作原理是给保护器内腔注润滑油，外腔注隔离液。隔离液为相对密度1.8~2.2的重油，将井液与润滑油隔离开来。保护器内的机械密封，使井液不能进入电机。电机中的润滑油通过保护器连通孔与井液连通，在重油作用下使电机内压力稍高于井筒与电机环形空间压力，并能及时调整平衡。电机下井运行时，温度不断升高，电机保护器内的润滑油和隔离液受热膨胀，一部分重油进入井筒，即保护器的呼出过程。电机停止运行后，温度降低，润滑油和隔离液收缩，井液由连通孔进入保护器，积存于隔离液上方，即保护器吸入过程。保护器内的机械密封，在内外压力基本平衡的状态下工作。
（2）沉淀式保护器结构主要由机械密封、沉淀室、补偿管和止推轴承等零部件组成，如图4-13-9所示。工作原理是沉淀式保护器全部注电机润滑油，油的相对密度小于1。机组下入油井运行时，电机温度不断升高，电机、保护器中的润滑油受热膨胀，经补偿管上浮进入井筒，此即呼出过程。电机停止运行后，温度降低，润滑油收缩，井液通过补偿管进入沉淀室而沉入底部，此时保护器完成一个呼吸过程。电机继续运行，主要由于与其相近的保护器机械密封相对漏失而导致润滑油不断减少，井液不断进入沉淀室，液面相对不断升高，直到没过连通管后进入下一级沉淀室。当所有沉淀室都充满井液时，井液沿连通管进入电机，此时保护器失效。在以上过程中，机械密封将护轴管与轴间缝隙封住，使井液不能由此下行。若第一级机械密封磨损失效，下一级机械密封还可以起作用；当各级机械密封都失效时，井液则通过护轴管与轴的间隙进入电机，此时保护器也失效。
（3）胶囊式保护器。目前常用的有单胶囊、双胶囊两种。这种保护器下部为沉淀室结构，上部为胶囊，如图4-13-10所示。它有以下优点：
①用胶囊隔离井液和电机润滑油，只要胶囊不破损，井液就不能进入电机。
②将止推轴承装在下部，可防止井液的进入，保证有良好的润滑，延长了止推轴承的使用寿命。
③依靠胶囊实现电机润滑油的热胀冷缩呼吸作用，减少润滑油的漏失量。
（4）缺点是胶囊受温度限制且容易老化，从而在呼吸过程中产生破裂。
3）保护器的作用
保护器是利用井液与电机油密度间的差异，以防止井液进入电机造成短路而烧毁电机的装置。主要有以下作用：
（1）保护器通过连接外壳和传动轴，把泵和电机连接起来。
（2）保护器装有止推轴承，以吸收泵轴的轴向推力。
（3）隔离井液与电机油，同时使井筒一电机的压力保护平衡。
（4）允许电机运行时温度升高所造成的电机油热膨胀以及停机后电机油的收缩。
5、电缆
1）型号表示方法
示例：
（1）额定电压3kV，聚丙烯绝缘，丁腈橡胶内护套，蒙乃尔钢带铠装3×16rnm2扁形潜油电缆，表示为：QYPNM3—3×16。
（2）额定电压6kV，乙丙橡胶绝缘，乙丙橡胶护套，镀锌钢带铠装3×20mm2圆形潜油电缆表示为：QYEEY6—3×20。
（3）额定电压6kV，聚酰亚胺一F46复合薄膜／乙丙橡胶组合绝缘，铅内护套，蒙乃尔钢带铠装3×10mm2引接电缆，表示为：QYJYEQM6—3×10。
2）电缆规格及基本参数
电缆规格、基本参数应符合表4-13-3的规定，所适用的环境温度分为90℃，120℃，150℃，当环境温度超过150℃时，用户特殊定货。
表4-13-3 电缆规格、基本参数
3）电缆结构及特点
潜油电缆作为从地面向井下机组传输电力的介质，从外形上看，可分为圆电缆和扁电缆两种，如图4-13-11、图4-13-12所示，主要由导体（三芯独根铜线或三芯多股铜绞线）、绝缘层、护套层，并用钢带铠装而组成，其中扁电缆分大扁电缆和小扁电缆两种。
潜油电缆由于工作环境比较恶劣，因此，它和普通电缆相比具有以下特点：
（1）根据油井的需要，电缆长度可由几百米到几千米，在施工中要求起下方便，而且不易损坏。
（2）要求耐油、气、水，耐高温、高压。
（3）电缆终端有与电机插配的特殊密封接头——电缆头。
（4）为满足油井对机组尺寸的要求，潜油电缆一般采用圆型和扁型、扁型和扁型连接在一起的复合结构。
（5）要能适应施工和环境温度，进行起下作业时，电缆保护套层不破裂。
4）潜油电缆的性能要求
潜油电缆是潜油电泵机组的一个重要组成部分。根据下泵深度，电缆的长度可由几百米到几千米。电缆的工作介质是油、气、水三相混合物，这就要求电缆的护套绝缘材料具有较好的耐油性和较高的气密性。电缆长期工作在温度为50~120℃、压力为7~20MPa的井液中，在冬季电缆野外施工，气温最低达一30℃，并需要经过多次盘绕收放，这就要求电缆的结构紧凑，护套层有足够的横向密封性，在高温、高压下不易变形，在低温下不易破裂，材质应满足井下温度相应的热老化性能要求，保持柔软性和可弯曲性。电缆应有良好的绝缘性能，并能够可靠地传递电机所需要的电能。
6、变压器
1）型号表示方法
示例：容量100kV·A，一次电压6kV，二次电压1.5kV的潜油电泵机组用三相油浸三线圈变压器表示为：QYSSl00-6/1.5。
2）工作原理和作用
潜油电泵所用的变压器与普通变压器原理相同，常用的为空气自冷干式或自冷油浸式三相自耦变压器。其作用是将电网电压（6kV）转为潜油电机所需电压及照明、清蜡和控制系统电压。
目前所使用的变压器绕组一般有三种连接型式，即Y，△/Y和Y/△。常用国产潜油电泵变压器已形成系列，电压等级分别为初级6000V，次级中压500~2500V之间，低压为380V。由于使用机组不同，电压等级不同，可在中压部分调整确定。为了保证潜油电机稳定工作，可以通过调节变压器上的分接开关，来获得所需电压。
7、控制柜
1）型号表示方法
示例：额定电流60A、额定电压3kV的潜油电泵机组用控制柜表示为：QYK3-60。
2）基本参数
（1）额定工作电压3kV。
（2）额定工作电流规定为40A，60A，100A，150A。
注：户外使用或提高电压等级时可特殊设计。
3）作用
控制柜是对潜油电泵机组的启动、停机以及在运行中实行一系列控制的专用设备，可分为手动和自动两种类型。它可随时测量电机的运行电压、电流参数，并自动记录电机的运行电流，使电泵管理人员及时掌握和判断潜油电机的运行状况。控制柜通常具有如下功能：
（1）为防止短路烧坏电机，提供短路速断保护。
（2）欠载时实际排量将小于设计排量，电机将因工作时产生的热量不能全部散发而烧坏，控制柜为此提供欠载保护。
（3）过载时电机超负荷运转容易烧坏，因此控制柜还提供过载保护。
（4）潜油电泵不允许反转，因此三相电机的相序要正确，控制柜为此提供了相序保护。
（5）控制柜还设有延时再启动装置，对于间歇生产的井实行自动延时再启动控制。
13.4.1 潜油电泵井作业程序及要求
1、新转电泵井的作业程序
1）按设计要求的压井液性能进行压井，将井下工具和管柱全部起出。
2）用相应尺寸的刮壁器及通井规对套管进行刮壁和通径至泵挂深度以下200m。
3）探砂面，若有砂面则冲砂、探人工井底后洗井。
4）将原井油管头换成电泵采油树的油套管头。
5）连接潜油电泵机组入井，机组各部分要逐节起吊下井，不能在地面上连接后再起吊下井。最后一节泵必须用提升短节安装，严禁先接到油管上后再起吊下井。
6）电机、保护器入井后进行注油。在清洗注油泵管路和注油阀后，将注油泵之注油接头接到注油阀上，注油速度要缓慢，当放油孔（排气孔、连通孔或上端运输护盖处）有电机油连续流出时，应停止注油10~15min，之后再缓慢注油并注意观察使油溢出所需注油机转数。继续上述步骤，直到不足一转就可以注满油并引起油溢出为止。
7）电缆头与电机连接完毕应进行相序检查，原则上保证开机时井下机组转向正确无误。可以用通电点车观察电机转向或用电机转向表检查电机转向。检查完毕必须在电缆末端做好相序标记，以后不得弄错。必要时电机也可短时间的反转。
电缆下井过程中，作业机起车、停车和运行操作必须平稳；必须有专人管理电缆滚筒。保护器和泵侧面的扁电缆及电缆护罩必须与机组中心线平行，扁电缆不允许弯曲、缠绕在机组上。
8）接下电泵、油管、单流阀和泄油阀，单流阀应安装在泵出口以上第1根油管接箍处，泄油阀一般装在单流阀以上第一根或第二根油管接箍处，直至下完全部泵挂深度的油管，电缆也必须与油管中心线平行，每根油管应打两个电缆卡子，一个打在油管公扣上方0.5m处，另一个打在油管接箍下方0.5m处。每下l0根油管必须测量一次电缆的直流电阻和绝缘电阻，并与上次测量结果进行比较。发现数值变化异常，必须查明原因并消除。
9）安装电泵采油井口，四通锥面、法兰钢圈槽、萝卜头锥面必须擦净并涂黄油。开剥电缆铠装时不得损伤电缆绝缘。通过萝卜头的三根电缆线芯要包两层绝缘带再涂上黄油后安装到四通内。对盖板法兰试压8~10MPa/15min不降为合格。
10）连接电泵采油流程及地面电缆到控制柜，测量对地电阻、直流电阻达到规定要求，启泵，检查电泵机组运行电流、电压达到正常；井口出液正常关井口生产闸门蹩压8~10MPa/5min不降后开井口闸门试抽合格，交井。
2、检电泵作业程序
1）切断电源，并将井下电缆从接线盒的接线端子上拆下来，检查井下电缆、机组绝缘电阻及直流电阻，开井放压，按设计要求进行压井或不压井，若压井，先投棒砸开泄油阀，压井结束后拆电泵采油树。
2）若未压井，起油管前应先投棒砸开泄油阀，起油管、电缆及电泵机组，仔细检查记录电缆的损伤情况（打扭、变形、断、磨损、起泡、腐蚀等）和位置，并做好标记，起出的电缆应从电缆滚筒上方缠绕到滚筒上。电缆应在滚筒上排列整齐，严禁电缆打扭、打卷，检查油管结腊、结垢和腐蚀情况。卸下泵头以后，应盘轴检查整套机组转动的灵活性，拆卸过程中应分别对各节泵、分离器、保护器、电机进行盘轴检查和外观检查（如内部结垢、腐蚀情况、含砂情况、部件损坏情况等）。保护器应进行放液测定，分别测定井液、电机油、隔离液的体积。
3）探砂面，若有砂面，则进行冲砂、洗井。
其它按转电泵井的作业程序进行。
3、检电泵作业的要求
1）电泵机组下井前在地面上要对机组各部分进行检查
（1）电机检查：打开电机运输护盖进行盘轴检查，盘轴应轻快无卡阻，用兆欧表测量电机绕组相间及对地的绝缘电阻应达到规定的要求。新电机绝缘电阻应大于1000MΩ，测量绕组直流电阻。三相直流电阻不平衡度不得大于2％。
（2）泵、分离器、保护器检查：泵、分离器、保护器等均应打开运输护盖进行盘轴检查，盘轴应轻快无卡阻。
（3）电缆检查：卸下电缆头护盖，用兆欧表测量相间及对地绝缘电阻。电缆绝缘电阻应大于1000MΩ，测量电缆直流电阻。三相直流电阻不平衡度不得大于2％，发现电缆有损坏处，应立即修复，否则不许下井。
2）下井的机组各部件、油管和井下工具必须保持清洁。
3）电机、保护器注油过程中，不允许水份、污物进入电机或保护器。冬季施工，电机油的油温不宜低于10℃，所用电机油必须符合潜油电泵机油标准。
4）当机组与套管间的环形空间比较小时，机组上的扁电缆护罩也可以不用，但电缆卡子应加密，电缆卡子间距以0.5m为宜。严禁在电缆连接包上打电缆卡子，但应在电缆连接包上方0.3m和下方0.3m处各打一个电缆卡子，电缆连接包不能与油管接箍重合。
5）严格控制下油管的速度，一般下油管速度不得超过5m/min，下油管时，单流阀、泄油阀和全部油管螺纹外部均必须涂螺纹密封脂或缠螺纹密封带并拧紧。
6）起油管时应随时注意指重表悬重，提升悬重不可超过正常悬重12KN。
7）潜油电泵下井前后的绝缘电阻值见表4-13-4
表4-13-4 潜油电泵下井前后的绝缘电阻值
13.5 水力活塞泵井作业
水力活塞泵是一种液压传动的往复式抽油装置。高压动力液经动力油管驱动安装在井下的液马达往复运动，液马达活塞再通过活塞杆带动抽油泵活塞往复运动抽油。
水力活塞泵抽油系统的特点：该套工艺技术具有泵挂深、扬程高、排量调节范围宽、效率高、适应性强、可液力起下沉没泵及减少作业工作量等优点。该系统已成为我国机械采油工艺技术主要组成部分。
13.5.1 水力活塞泵系统组成
水力活塞泵井的系统主要由两部分组成。
1、地面部分
地面部分包括：井口捕捉器、井口四通阀、动力液管汇等。
2、井下部分
井下部分主要有封隔器、底阀、水力活塞泵、沉没泵。
13.5.2 水力活塞泵型号表示方法
1、水力活塞泵规格型号标记：
表4-13-5 水力活塞泵规格型号
表4-13-6 泵结构型式代号
表4-13-7 管柱结构组合形式 mm
2、为简化常用泵型的表示方法，表示泵结构、动力活塞类型、动力液循环方式、井下管柱结构形式、井下安装形式和泵功能的代号"A000"省略；"B000"、"C000"和"D000"分别简化为"B"、"C" 和"D"。
3、动力液循环系统与井下管柱结构组合型式必须符合表4-13-7。
4、型号表示方法举例：
例1）油管内径62mm，额定冲数时泵理论排量200m3/d，最高扬程2000m，双作用、单向动力活塞，开式单管柱，投入式普通功能泵，标记为：SHB2.5×20/20。
例2）油管内径分别为50.3mm和25mm，额定冲数时泵理论排量l00m3/d，最高扬程2000m，双作用、单向动力活塞，闭式平行双管柱，投入式泵顶测压泵，标记为：SHB（2×1）×10/20A023。
例3）油管内径分别为75.9mm和40.3mm，额定冲数时泵理论排量60m3/d，最高扬程2500m，单作用、单向动力活塞，开式同心双管柱，插入式普通功能泵，标记为：SHB（3×1.5）×6/25D080。
13.5.3 水力活塞泵的规格及基本参数
1、额定冲数时理论排量与最高扬程见表4-13-8。
表4-13-8 额定冲数时理论排量和最高扬程
2、整机最大外径基本尺寸应符合表4-13-9的规定。
表4-13-9 整机最大外径基本尺寸
mm
3、活塞直径和活塞杆直径的基本尺寸数系列入表4-13-10。
表4-13-10 活塞直径和活塞杆直径的基本尺寸数系
mm
注：表中括号内数值为非推荐值。
4、投入式泵的沉没泵最大外径和泵工作筒最小通径的基本尺寸应符合表4-13-11的规定。
表4-13-11 沉没泵最大外径和泵工作筒最小通径
注：表中括号内数值为非推荐值。
5、冲程长度与额定冲数的对应数值应符合表4-13-12的规定。
表4-13-12 冲程长度与额定冲数的对应数值
注：表中括号内数值为非推荐值。
6、国产常用水力活塞泵及引进A型PL一泵参数见表4-13-13。
表4-13-13 国产常用水力活塞泵及引进A型PL-1泵参数表
13.5.4 水力活塞泵性能技术指标
1、整机和部件必须保证密封性和强度要求，在静油压试验中不允许有任何渗漏。试验后不允许有残余变形。
1）抗内压密封性试验项目包括固定式泵整机的有关部位、吸入及排出阀组件、泵工作筒和底阀。额定试验压力应符合表4-13-14的规定。
表4-13-14 抗内压密封性额定试验压力
2）抗外压密封性试验项目包括固定式泵整机和其他安装型式泵的泵工作筒的有关部位。额定试验压力应符合表4-13-15的规定。
表4-13-15 抗外压密封性额定试验压力
2、整机或沉没泵必须进行运转性能试验，其启动压力应符合表4-13-16的规定。
表4-13-16 机或沉没泵启动压力
3、进行运转性能试验时，在额定冲数下的泵内磨擦阻尼、泵端容积效率和液马达容积效率应符合表4-13-17的规定。
表4-13-17 在额定冲数下的泵内摩擦阻尼、泵端容积效率和液马达容积效率
4、泵的主要配合位置的最大实际控制间隙应符合表4-13-18的规定。
表4-13-18 泵的主要配合间隙数据
5、水力活塞泵各连接器的拧紧力矩应符合表4-13-19和表4-13-20的规定。
表4-13-19水力活塞泵各连接器的拧紧力矩（一）？？？？
表4-13-20 水力活塞泵各连接器的拧紧力矩（二）
6、水力活塞泵所用动力液的种类及质量要求，应符合表4-13-21的规定。
表4-13-21 动力液的种类和质量要求
7、水力活塞泵机组检测质量标准见表4-13-22。
表4-13-22 水力活塞泵机组检测质量标准
5.5 水力活塞泵的结构及特点
1、应用范围
水力活塞泵适用于地层供液能力强、产液量较高的油井。对于140mm（51/2in）套管油井，泵理论排量100~500m3/d；在井口动力液压力16~17MPa条件下，举升高度为1200~1300m。
2、结构特点
差动式换向滑阀机构设在上下活塞中间，活塞杆始终受拉伸载荷、冲程长，泵的压力比（也称面积比，即泵端活塞与液马达活塞作用面积之比值，其符号为p/E）值较大，达1.150~1.3080
3、工作原理
如图4-13-13所示，当换向滑阀2处于下极限位置时，高压动力液通过流道进入上液缸的下腔，推动上活塞组上行，上腔内的液体通过上排出阀4排到油套管环形空间。同时，油井液通过固定阀7、吸入阀3进到下液缸的下腔，下液缸上腔的乏动力液通过流道排到油套管环形空间。当活塞组运动到接近上极限位置时，高压动力液通过拉杆1下部的换向槽5作用到换向滑阀2的下端。由于滑阀两端的面积差，
产生向上推力，滑阀2换向。高压动力液通过换向滑阀孔及流道，进入下液缸的上腔，而上液缸下腔内的乏动力液通过流道排至油套管环形空间。当活塞组向下运动到接近极限位置时，拉杆1上部的换向槽5将孔与泄油孔连通，使换向滑阀2的下腔与低压连通。换向滑阀在高、低压压差作用下向下运动，活塞组又换向运行，如此反复循环，不断地将井底液体举升到地面。
4、水力活塞泵井口装置
1）结构特点
国内水力活塞泵井几乎都是采用开式动力液循环系统，其井口装置是用自喷井采油树改装而成。
2）工作原理
如图4-13-14所示，泵正常运转时，高压动力液经阀4和阀2进入油管。装在溢流阀8上的压力表指示动力液工作压力，混合液经阀5返出。当反循环起泵时，动力液经阀6进入油套管环形空间，再经油管和阀2、阀3返出。
3）技术规范
工作压力不大于25MPa，公称内径有65mm和80mm两种规格。
4）优缺点
优点：工作可靠、操作方便。
缺点：高度尺寸较大，起下沉没泵需借助于井口扒杆滑轮或专用投捞装置。
13.5.6 水力活塞泵专用工具
1、井口捕捉器
1）用途：用于水力活塞泵沉没泵的液力起下操作。
2）结构：如图4-13-15所示。
3）工作原理：当沉没泵起升至井口时，泵打捞头被捕捉器卡簧卡住；下沉没泵时，右旋捕捉器接头，使卡簧张开将沉没泵释放下去。
4）技术规范见表4-13-23。
表4-13-23 捕捉器技术规范
5）使用方法：起泵前，应将井口捕捉器接头左旋到底后再回旋半圈。捉住沉没泵并提出井口后，只要右旋接头就可使捕捉器与沉没泵打捞头脱离。
2、水力活塞泵防喷管总成
1）用途：用于有溢流能力的水力活塞泵井液力起下沉没泵。
2）结构：如图4-13-16所示。
3）工作原理：沉没泵起泵时，动力液从高压软管返出。沉没泵被起升至防喷管内，并被防喷管顶部的捕捉器捉住。下泵时，动力液从高压胶管进入，并将防喷管内的沉没泵送至泵工作筒。
4）技术规范见表4-13-24。
表4-13-24 防喷管总成技术规范
5）使用方法：防喷管总成应安装在水力活塞泵井的清蜡阀门上，起泵时，高压软管4应与动力液返出管相连接。下泵时，高压软管4应与动力液进液管相连接。当沉没泵被起升至防喷管内、需要将防喷管卸下时，应卸开活接头6。
3、固定阀打捞器
1）用途：用于水力活塞泵固定阀的打捞。
2）结构：结构如图4-13-17所示，由接头、卡簧和撞击杆等组成。
3）工作原理：打捞器进入固定阀时，撞击杆首先接触固定阀的泄油销，并将其砸断，然后卡簧将沉没泵座的内台肩钩住、捞出。
4）技术规范：见表4-13-25。
5）使用方法：使用时需配备打捞车，钢丝绳规格为15.875rnm（5/8in）。当撞击杆砸断固定阀泄油销后，应停留20~30min、等阀内外压力平衡后，再上提打捞器。
4、LDQ2-l型多点连续取样器
1）用途：用于开式水力活塞泵井混合液地面取样，以便化验含水百分数。
2）结构：如图4-13-18所示，主要由推动电磁铁、取样柱塞总成、开关阀头和取样桶等组成。
3）工作原理：当开关阀头开启时，取样柱塞每12T~复动作一次，可取样0.5~1.0ml，可手动，也可与SDT-1型多路时间控制器配套，用电磁力操作，通过多点连续取样，获得比较真实的含水混合液样。
表4-13-25 固定阀打捞器技术规范
1—推动电磁铁；2—取样四通；3—取样柱塞总成；4—取样截止阀；5—取样筒
图4-13-18 LDQ2-1型取样阀结构图
4）技术规范见表4-13-26。
表4-13-26 多点连续取样器技术规范
13.5.7 水力活塞泵工况诊断
目前，可供水活塞泵采油井进行工况诊断的技术，有下面两种方法。
1、直观分析判断法
直观分析判断法能够做出比较准确的定性判断和大体上的定量分析，对水力活塞泵采油井的生产管理是十分必要的。具体方法见表4-13-27。
表4-13-27 水力活塞泵井工况直观判断法
2、压力系统分析法
水力活塞泵采油井的工况可以采用压力系统分析即节点分析法进行诊断。为了得出比较精确的定量分析数据，需要进行计算机程序计算，其核心是计算泵吸入压力P4。
图4-13-19 套管型泵理论容积效率曲线
对于开式系统：
式中
——泵吸入压力，MPa；
E/P——泵压力比的倒数；
——泵出口压力，MPa；
——井口工作压力，MPa；
G1——动力液静液柱平均压力梯度，MPa／m；
HP——泵深，m；
Fl——动力油管水力摩阻，MP8；
FP——泵内摩阻，MP8。
对于闭式系统：
式中G2——乏动力液静液柱平均压力梯度，MPa／m；
F2——乏动力液油管内水力摩阻，MPa；
P6—乏动力液井口回压，MPa。
计算出P4后，就可计算出油层中部压力和生产压差。同时，能够分析判断泵效、泵深和工作参数是否合理和油井的生产潜力。
13.5.8 水力活塞泵井管柱结构型式
1、单管柱水力活塞泵管柱
全井层段合采单管柱见表4-13-28和图4-13-20所示。
表4-13-28 全井层段合采单管柱
（a）采用Y242-115型封隔器的管柱；
（b）采用Y441-115、Y441-150型封隔器的管柱；
（c）采用Y422-150型封隔器的管柱结构
图4-13-20 全井层段合采单管柱示意图
单层段采油单管柱。单层段水力活塞泵采油单管柱结构，如图4-13-21所示。
（a）封上采下；（b）封下采上；（c）封上下层段采中间层段
图4-13-21 单层段分采管柱结构示意图
2、双管柱水力泵管柱
双管柱水力泵管柱结构的形式、特点及用途见表4-13-29和图4-13-22所示。
表4-13-29 双管柱水力泵管柱
13.5.9 水力活塞泵作业程序及要求
1．新转水力活塞泵作业程序
1）按设计要求的压井液性能进行压井，拆采油树，装封井器并按要求试压合格。起出原井内全部工具和管柱。
2）用比套管内径小6~8mm的通井规通井至超过泵挂下入深度。
3）探砂面，若砂面在油层底界10m以内则冲砂、探人工井底后洗井。
（a）开式平行双管柱；（b）闭式平行双管柱；（c）开式同心双管柱；（d）闭式同心双管柱
图4-13-22 水力活塞泵双管柱示意图
4）封隔器、水力活塞泵管柱坐封：
（1）下封隔器时必须按使用说明书要求进行，速度不宜过快，应控制在1.0~1.2m/S，且操作平稳。
（2）当下到设计位置时，先进行坐封，坐封力为70~100KN。坐封方式、坐封载荷严格按所使用的封隔器说明书要求进行。封隔器坐封应避开套管接箍位置。
（3）验封，15MPa，5min压降小于0.5MPa。
5）拆封井器，装采油树
（1）新采油井口必须进行整体试压合格，并有产品合格证。
（2）对原有采油井口要进行清洗，并检查各部件，应无机械损伤，闸门灵活、关闭可靠，各密封面（包括油管挂、钢圈槽、钢圈）应完好无损，对装好的采油树按要求试压合格。
（3）用外径为60．3mm、长为9m的油管，在井口中自通三次，达到无阻，以保证起下泵在井口顺利通过。
6）对固定阀及油管进行验封
（1）用热水正循环洗井，待井口返出清水后，投固定阀，正压就位。
（2）对井口、井下管柱（包括油管柱、封隔器、固定阀等）进行整体验封。在井口压力为干线系统压力下，经10min压降小于0.5MPa为合格。
（3）对油管管柱验封，向井下投堵塞器，以25MPa压力进行验封，经10min压降小于0.5MPa为合格。
7）投泵：
（1）投泵准备：
①应提供充足的动力液。单井水力活塞泵抽油系统应预备水泥车、罐车，以保证泵的投产。
②新开井要预先进行地面管线的清洗和地面循环，油温要达到40℃。
③投泵前要对沉没泵机组进行详细检查，密封部位必须完好无损，吸入阀座孔眼、引进接头孔眼及下分离接头孔眼均应无脏物堵塞，各连接部位应无松动。
④投泵前必须用动力液正循环洗井，将原井筒内的压井液或死油全部替出，洗井液量应大于井筒容积三倍。
（2）投泵方法：
①将沉没泵机组装入防喷管内，安装捕捉器，逆时针旋转捕捉器吊钩，锁住打捞头。
②在清蜡阀门上安装好防喷管短节，吊装防喷管并上紧。
③将高压胶管连接在防喷管接头与阀门之间，检查放空阀是否关严。
④慢慢打开动力液阀门，使高压动力液进入防喷管顶部，顺时针旋转捕捉器吊钩，慢慢释放沉没泵机组。
⑤当听到泵落入井内的声音时，确认泵已下井，打开阀门和关闭有关阀门使沉没泵不断下降。投泵流量控制在5m3/h左右。
⑥当沉没泵机组进入工作筒坐定后，地面高压泵的压力很快上升，上升到一定值后，压力表指针开始有规律的摆动，证明水力活塞泵机组已开始工作。此时，要及时调整好流量控制阀，调整冲次。
⑦沉没泵机组运转正常后，放掉防喷管内高压液，吊下防喷管。
⑧如果沉没泵不易进入泵筒中，可以按顺序采用以下各种方法使沉没泵进入泵筒中。
a、加大排量，使沉没泵在较大排量下坐入泵筒；
b、进行反循环，使沉没泵上起一段行程后，再加大排量，使沉没泵具有一定的速度进入泵筒中；
c、关闭套管出口，使油管压力逐渐升高，然后迅速打开套管阀门，依靠液流压差和惯性作用，使沉没泵下入泵筒，进行此项操作时要注意套管压力不得超过13MPa；
d、若以上方法都不能使泵下入泵筒，就应反循环起泵进行检查，或者应起出井下管柱检查。
2、检水力活塞泵作业程序
1）起泵：
（1）将捕捉器安装在防喷管上，逆时针旋转捕捉器至死点，然后倒转1/4圈，调整捕捉器位置。
（2）在清蜡阀门上，安装好防喷管短节，吊装防喷管并拧紧。
（3）将高压胶管连接在防喷管的胶管接头与阀门之间，并拧紧活接头，关闭放空阀。
（4）将井口装置倒成反循环，使动力液由套管进，油管出。
（5）逐渐加大排量，观察井口动力液压力变化情况，如出现动力液压力迅速下降的现象，表明沉没泵机组已离开泵座。起泵时，动力液压力一般不超过10MPa，超过10MPa则认为不正常。
（6）对起泵不正常的井，可增大排量，提高井口动力液压力试起，但最高起泵压力不得超过15MPa，如果还起不出沉没泵，则停止试起，可以用打捞器下井打捞和起出油管。
（7）在起泵的整个过程中，要有专人控制调节流量，保持压力的平稳和正常生产。要控制好泵上升的速度，在泵脱离泵座后，可以使泵上升速度加快，当泵快到达井口时。一定要减慢上升速度，平稳操作，缓慢关小生产阀门，利用油管动力液将泵压入防喷管内。
（8）当听到沉没泵机组撞击捕捉器声响而被捕捉后，打开生产阀门，关闭清蜡阀门及起泵控制阀。然后，打开放空阀，将防喷管内的油排尽后，吊下防喷管并取出泵。
（9）先将底阀打捞器连接在打捞车钢丝绳加重杆的下部，下入井中。再根据底阀井下位置，掌握好底阀打捞器的下井深度。待底阀打捞器撞断底阀的泄油销，使底阀上、下部流道连通，打捞器卡簧卡住阀中的内台阶，然后上提打捞器，即可取出底阀（固定阀）。
2）若检查出为水力活塞泵的问题，可直接按投泵的作业程序开始进行下步作业。
3）若需起油管换井下管柱，则按新转水力活塞泵作业程序进行下泵作业。
3、下水力活塞泵的要求
1）对油管、封隔器等井下工具进行认真检查，应无任何机械损伤，连接螺纹完好。封隔器等井下工具型号、规格与设计书对照应完全相同，并应有产品合格证。
2）严禁带封隔器探砂面、冲砂。
3）对调配好的井下管柱长度（包括油管、封隔器、工作筒等）进行三次丈量，一次复核，差值不超过0.3％。
4）下井油管内径用标准油管规应能通过。油管规规格见表4-13-30。
表4-13-30 油管规规格
5）下油管时，必须在外螺纹上涂密封脂。按表4-13-31规定的力矩拧紧螺纹后，擦净多余密封脂。
表4-13-31 拧紧力矩参数
6）安装井口要求方向正、对准中心，法兰螺丝对角轮流上紧，油管挂顶丝全部顶紧，并连接各部管线。
13.6 气举采油井作业
气举井也属机械采油的一种，它是从套管注入天然气，通过油管串中的气举阀将油流从井内举升到地面的采油方法。
13.6.1 气举作业的程序
1、转气举井作业的程序
1）开油、套管放压至0或溢流不止；
2）按设计要求的压井液性能进行压井；
3）拆采油树，对采油树四通重新注塑试压，装封井器并对封井器试压合格；
4）起出原井管柱；
5）用相应的刮壁器及通井规对套管进行刮壁和通井；
6）探砂面，若有砂则冲砂至人工井底并洗井；
7）按设计下入气举管柱；
8）拆封井器装采油树，对盖板法兰及各闸门试压合格。
2、优化、更换气举管柱作业程序
1）开油、套管放压至0；
2）按设计要求进行压井或不压井；
3）拆采油树，对采油树四通重新注塑试压，装封井器并对封井器试压合格；
4）起出原井气举管柱；
5）探砂面，若有砂则冲砂至人工井底并洗井；
6）按设计下入新的气举管柱；
7）拆封井器装采油树，对盖板法兰及各闸门试压合格。
13.6.2 气举作业的要求及注意事项
1、下井油管要清洁、无腐蚀穿孔，气举工作筒的顺序不能出错，气举阀下入深度与设计误差在正负5m范围之内；；
2、气举采油的动力是易燃易爆的高压天然气，操作时应特别重视安全；
3、新转气举井，先用氮气替换注气管线内的空气，再用天然气吹扫管线，在井口用放空阀放空，确保管线内无任何杂物和水，用天然气吹扫线时的起点压力不大于0.1MPa；
4、严禁夜间进行吹扫管线作业；
5、通过油嘴的调节控制井口油压不超过1.5MPa，控制注气压力不超过设计注气压力；
6、注气量只能通过角阀控制，不能使用闸板阀控制。
1—套管；2—油管；3—弹性扶正器；
4—安全接头；5—阻尼器；6—喷射器
图4-13-1 高压射流解赌管柱
潜油电泵井的系统组成 1－变压器； 2－控制柜；3－电流表；4－接线盒；5－地面电缆；6－井口装置；7－圆电缆；8－泄油阀；9－电缆接头；10－单流阀；11－扁电缆；12－油管；13－泵头；14－泵；15－电缆护罩；16－分离器；17－保护器；18－套管；19－潜油电机；20－扶正器
图4-13-2
1—泵出口接头；2—轴头压盖；3—上轴承外套；4—导轮；5—胶圈；6—泵壳；7—放气孔；8—交叉流道管；9—分离器壳体；10—诱导轮；11—分离壳；12—分离器叶轮座；13—半圆头丝堵；14—泵下接头；15—六角螺栓；16—泵护帽；17—上止推垫；18—中止推垫；19—叶轮；20—下止推垫；21—键；22—轴；23—分离器叶轮；24—轴承内套；25—卡簧；26—花键套；27—花键套弹簧
图4-13-3 电动潜油泵结构示意图
图4-13-4 沉降式分离器示意图
1—上接头；2—壳体；3—衬套；4—叶轮；5—诱导轮；6—轴；7—吸入口滤网；8—下接头
图4-13-5 离心式分离器示意图
1—上接头；2—壳体；3—分离壳；4—轴；5—涡轮；6—导流壳；7—叶轮；8—诱导轮；9—防砂帽；10—下接头
图4-13-6 涡轮式旋转分离器示意图
1—扁电缆；2—止推轴承；3—电机泵；4—电缆头；5—注油阀；6—引线；7—定子；8—转子；9—扶正轴承；10—电机壳体；11—打油叶轮；12—滤网；13—注、放油阀
图4-13-7 离心式分离器示意图
1—单向机械密封；2—双向机械密封；3—放气阀；4—连通孔；5—回油管；6—连通室；7—注油阀；8—轴承；9—过滤器；10—放气阀；11—隔离套；12—供油管；13—放油阀
图4-13-8 连通式保护器
1—上部接头；2—放气阀；3—机械密封；4—护轴管；5—轴；6—胶囊；7—壳体；8—隔离体；9—沉淀室；10—注油阀；11—止推轴承；12—下部接头；13—呼吸孔；14—连通孔
图4-13-10 胶囊式保护器
1—上接头总成；2—卡簧；3—放气阀；4—上部补偿管；5—保护器壳体；6—护轴管；7—连通管；8—放油阀；9—止推轴承座；10—止推轴承；11—机械密封；12—放气阀；13—轴；14—下部补偿管；15—底部连通管；16—注油阀；17—下接头
图4-13-9 沉淀式保护器
1—导体；2—绝缘层；3—防护层；2，4—绝缘填充；5—外衬套；6—铠装钢带
图4-13-12 扁形潜油电缆示意图
1—导体；2—绝缘填充剂；3—防护层；4—绝缘层；5—外衬层；6—铠装钢带
图4-13-11 圆形潜油电缆示意图
1—拉杆；2—换向滑阀；3—吸人阀；4—排出阀；5—换向槽；6—下活塞；7—固定阀；8—上活塞；9—沉没泵；10—泵工作筒
图4-13-13 长冲程双作用泵原理图
1—卡簧；2—捕捉器体；3—旋转接头；4—弹簧；5—显示顶杆；6—控制接头
图4-13-15 捕捉器
1~6—采油树阀门；7—压力表阀门；8—溢流阀；9—旁通阀；10—压力表阀门；11—捕捉器
图4-13-14 采油树井口
1—捕捉器；2—弯头；3—管接头；4—高压软管；5—放喷管；6—活接头；7—放空阀；8—接头
图4-13-16 2 1/2in，200~300m3/d泵防喷管
1—接头；2—打捞器主体；3—扭转弹簧；4—滑块；5—安全阀；6—固定阀；7—压缩弹簧；8—撞击杆
图4-13-17 打捞器结构图
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