SY/T 7751-2024 电动潜油螺杆泵采油技术要求

　　ICS 75.020CCSE14

　　中华人民共和国石油天然气行业标准

　　SY/T7751—2024

　　电动潜油螺杆泵采油技术要求

　　Technicalrequirementsfor

　　electricsubmersibleprogressivecavitypumpproduction

　　2024-09-24发布2025-03-24实施

　　国家能源局发布

　　SY/T7751—2024

　　目次

　　前言 Ⅱ

　　1范围 1

　　2 规范性引用文件 1

　　3 术语和定义 1

　　4机组规格及技术参数 2

　　5 工艺优化设计 2

　　5.1基础资料 2

　　5.2 泵挂深度设计通用要求 3

　　5.3螺杆泵 3

　　5.4驱动电机 4

　　5.5联轴器 5

　　5.6保护器 5

　　5.7井下数据采集装置 5

　　5.8 动力电缆 5

　　5.9控制系统 6

　　5.10 变压器 6

　　5.11 数字化通信设备 6

　　5.12工艺配套措施 6

　　6 施工作业 7

　　6.1下井作业 7

　　6.2起井作业 8

　　7 生产管理 9

　　7.1开井投产 9

　　7.2 油井日常管理 9

　　73 工况分析 10

　　7.4 数据采集与控制 10

　　7.5技术资料管理 10

　　8 质量健康安全环保要求 10

　　附录A (资料性)基础资料 11

　　附录B(资料性)技术资料管理 14

　　SY/T7751—2024

　　前

　　本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则

　　言

　　第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的 规定起草。

　　请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

　　本文件由石油工业标准化技术委员会采油采气专业标准化委员会(CPSC/TC6) 提出并归口。

　　本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司大港油田分公司、中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司新疆油田分公司、中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司、中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司、大庆油田有限责任公司采油工程研究院。

　　本文件主要起草人：韩岐清、韩涛、师俊峰、郝忠献、葛党科、韩恩军、黄大勇、马清明、孟勇、刘敏、罗会刚、张乃元、钱坤、姬虎军、梁晨。

　　电动潜油螺杆泵采油技术要求

　　1范围

　　本文件规定了电动潜油螺杆泵采油设备技术参数、工艺优化设计、施工作业、生产管理、质量健康安全环保要求。

　　本文件适用于油田举升用电动潜油螺杆泵井的优化设计、施工作业及生产管理。

　　2规范性引用文件

　　下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

　　GB/T7251.8—2020低压成套开关设备和控制设备第8部分：智能型成套设备通用技术要求

　　GB/T 17386—2009潜油电泵装置的规格选用

　　GB/T 17388—2010 潜油电泵装置的安装

　　GB/T21411.1—2014石油天然气工业人工举升用螺杆泵系统第1部分：泵

　　SY/T5225石油天然气钻井、开发、储运防火防爆安全生产技术规程

　　SY/T5587.5—2018 常规修井作业规程第5部分：井下作业井筒准备

　　SY/T5727井下作业安全规程

　　SY/T5863—2012潜油电泵起下作业方法

　　SY/T6137 硫化氢环境天然气采集与处理安全规范

　　SY/T6276石油天然气工业健康、安全与环境管理体系

　　SY/T6610硫化氢环境井下作业场所作业安全规范

　　SY/T6690井下作业井控技术规程

　　SY/T 7673—2022石油天然气钻采设备 潜油电动螺杆泵机组

　　3术语和定义

　　下列术语和定义适用于本文件。

　　3.1

　　单井闭环控制single-wellclosedloopcontrol

　　依托系统生产信息，控制系统通过一定方法和装置，将输出信息的一部分或全部返送回输入端，将反馈信息与原信息进行比较，并将比较的结果施加于系统对油井生产实施调参、间抽、启停等单井过程控制的一种方式。

　　3.2

　　多井集成控制multi-well integratedcontrol

　　通过单井控制系统集成，实现多井集群控制、 一键式多井启动、紧急停机等多井集中管控的一种 平台式集群生产控制方式。

　　3.3

　　井下数据采集装置downholesensor

　　一种与井下潜油电机连接，用于采集井下压力、温度等参数的装置。

　　3.4

　　油管内置湿对接投捞式电缆wetjointfishingcablebuilt-intubing

　　一种在油管内通过湿接头连接实现为潜油电机提供电能的电缆。

　　3.5

　　敷缆管coiled tubing wrapped with cable

　　一种通过外裹敷层内埋设电缆实现为潜油电机供电的连续管。

　　注：敷缆管可分为金属基管敷缆管和非金属敷缆管。

　　4机组规格及技术参数

　　电动潜油螺杆泵机组规格及技术参数应符合SY/T 7673—2022中4.3的相关要求。

　　5工艺优化设计

　　5.1基础资料

　　5.1.1概述

　　使用但不仅限于附录A 中的数据表单，整理电动潜油螺杆泵设计所需的基础资料，电动潜油螺杆泵设计所需数据要素应包括以下几类：基本信息、井筒数据、流体物性、试油数据、本井或邻井生产数据、历次作业描述及原因分析等。

　　5.1.2基本信息

　　5.1.2.1油藏开发方式，如水驱、化学驱、溶解气驱等。

　　5.1.2.2油藏基础数据，应包括区块、生产层位、生产井段、孔隙度、渗透率、含油饱和度、原始地层压力、原始饱和压力、压力系数、原始气油比、油层温度、产层砂粒径中值及含量、泥质含量等。

　　5.1.2.3地面环境条件，应包括陆上、平台、海上等地面生产环境;井场电力、信息化配套条件;环境敏感地区对现场施工的特殊限制条件等。

　　5.1.3井筒数据

　　5.1.3.1钻井数据，应包括构造位置、地理位置、完钻层位、完钻井深度、人工井底、套管系列及名称、套管钢级、外径、壁厚等。

　　5.1.3.2井眼轨迹数据，应包括测点深度、垂直深度、井斜角、方位角、全角变化率等。

　　5.1.3.3完井类型，应包括套管固井射孔完井、筛管完井、裸眼完井等，不同完井类型数据包括：

　　a)套管固井射孔完井应提供射孔井段、射孔枪型、弹型、孔密、相位角等参数;

　　b) 筛管完井应提供筛管结构尺寸、挡砂精度等参数;

　　c) 裸眼完井应提供储层厚度及孔隙度、渗透率、含油饱和度等参数。

　　5.1.3.4套管损坏及井下落物描述，应包括套管损坏类型、套损处最小内径、落物时间、落物名称、落物尺寸等。

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　　5.1.4 流体物性

　　5.1.4.1原油物性，应包括原油密度、地面原油黏度(50℃)、凝固点、胶质沥青含量、含蜡量、芳香烃种类及含量、沥青质或石蜡沉积趋势等。

　　5.1.4.2地层水性质，应包括水型、矿化度、密度、pH值、主要离子含量、积垢趋势、腐蚀速率等。

　　5.1.4.3 特殊气体，应包括H₂S、CO₂ 含量等。

　　5.1.5 试油数据

　　应包括井号、生产层位、生产井段、举升工艺、工作制度、日产液量、日产油量、生产气液比、油层压力等。

　　5.1.6本井或邻井生产数据

　　应包括生产日期、井号、生产层位、生产井段、举升工艺、泵挂深度、工作制度、日产液量、日产油量、生产气液比、动液面、油压、套压等。

　　5.1.7历次作业描述及原因分析

　　应包括检泵时间、检泵周期、原因分类、问题描述等。

　　5.2 泵挂深度设计通用要求

　　5.2.1依据油层压力、饱和压力、油层温度、合理生产流压、生产气液比等参数优化确定。

　　5.2.2 泵挂深度以上井筒全角变化率应小于7°/30m,泵挂深度处应处于稳斜段或井斜角、方位角变化较小井段，全角变化率小于3°/30m。

　　5.2.3入井设备及材料应依据设备机械性能、耐温性能、抗拉抗压性能优化确定。

　　5.2.4沉没度应不低于200m。

　　5.3螺杆泵

　　5.3.1公称排量

　　依据地质设计提供的目标产液量优选，并按照GB/T 21411.1—2014中6.5.1 螺杆泵公称转排量要求确定。

　　5.3.2 额定扬程

　　按照公式(1)、公式(2)计算螺杆泵所需有效举升扬程，并依据有效举升扬程确定螺杆泵额定扬程。

　　(1)

　　F=0.111η。·λ.QID (2)

　　式中：

　　H——有效举升扬程，单位为米(m);

　　H,——泵挂深度，单位为米(m);

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　　Pm——泵吸入口压头，单位为米(m);

　　p.——油压折算压头，单位为米(m);

　　F——油管摩阻损失压头，单位为米(m);

　　D——油管内径，单位为毫米(mm);

　　Q——目标油井产液量，单位为立方米每天(m³/d);

　　λ——摩阻系数;

　　n。——油管效率，用百分数表示。

　　5.3.3定子橡胶材料优选

　　按照GB/T21411.1—2014中附录G 优选螺杆泵定子橡胶。

　　5.3.4螺杆泵型号

　　根据螺杆泵公称排量、额定扬程及定子橡胶类型，结合螺杆泵规格系列选择螺杆泵型号。

　　5.3.5定转子过盈配合设计

　　5.3.5.1依据橡胶溶胀系数选择初始过盈量。

　　5.3.5.2依据推荐的转速范围、螺杆泵型号，选用与油井井底生产环境相近的介质温度进行水力特性试验，容积效率应不低于60%,扭矩应低于启动扭矩的50%,确定定转子过盈量。

　　5.3.6转速设计

　　螺杆泵初始容积效率应不低于60%,螺杆泵初期转速应不低于80r/min。

　　5.4驱动电机

　　5.4.1电机所需输出功率计算

　　依据螺杆泵有效举升扬程计算电机所需输出扭矩，按公式(3)计算：

　　T=T₀+T …………………………………………(3)

　　式中：

　　T——电机所需输出扭矩，单位为牛顿米(N·m);

　　T——举升流体所需扭矩，单位为牛顿米(N·m);

　　T。——螺杆泵启动初始扭矩，单位为牛顿米(N·m)。

　　举升流体所需扭矩按公式(4)计算：

　　T₀=0.111QH ………………………………………(4)

　　式中：

　　Q。——螺杆泵公称排量，单位为立方米每天(m³/d);

　　H— 有效举升扬程，单位为米(m)。

　　电机所需输出功率按公式(5)计算：

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　　………………………………………(5)

　　式中：

　　P——输出功率，单位为千瓦(kW );

　　n——螺杆泵转速，单位为转每分钟(r/min)。

　　5.4.2 电机类型及规格型号

　　依据计算所得电机所需输出功率及推荐的转速，选择永磁同步电机规格型号，或选择相应速比减速器及三相异步电机规格型号。

　　5.5联轴器

　　5.5.1 联轴器额定扭矩应不小于电机额定扭矩。

　　5.5.2额定承载轴向力应不小于螺杆泵轴向反推力。

　　5.6保护器

　　按照GB/T17386—2009中第8章相关要求选择保护器。

　　5.7 井下数据采集装置

　　5.7.1井下数据采集装置耐温等级应大于泵挂深度处井筒环境温度，并考虑电机过载、空转等特殊工况下温升等;耐压等级应大于悬挂位置承受的液柱压力，并考虑反洗井压力等。

　　5.7.2 井下数据采集装置应具备采集螺杆泵吸入口压力、吸入口温度等参数的功能。

　　5.8 动力电缆

　　5.8.1动力传输方式

　　动力传输方式包括油管外绑式电缆、油管内置湿对接投捞式电缆和敷缆管三种。

　　5.8.2选择电缆规格尺寸

　　5.8.2.1 根据电机的额定电压、电缆压降损失、额定功率、额定电流、油管和套管内通径、电缆长度选择电缆规格尺寸。

　　5.8.2.2 电缆压降损失按照公式(6)进行计算，选择压降不大于30V/305m规格的电缆。

　　△U=√3IL(ycosφ+Xsinφ) (6)

　　式中：

　　—电机额定电流，单位为安培(A);

　　L——电缆长度，单位为米(m);

　　sinφ——无功功率因数，无量纲;

　　cosφ——功率因数，无量纲;

　　X——导体电抗，单位为欧姆每千米(Q/km);

　　γ——导体有效阻抗，单位为欧姆每千米(Q/km);

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　　△U——电缆压降损失，单位为伏特(V)。

　　5.8.3电缆类型选择

　　油管外绑式电缆、油管内置湿对接投捞式电缆根据井底温度确定绝缘的基本类型和所需电缆护套材料。根据流体的特性确定电缆结构，H₂S等腐蚀生产环境宜采用铅包电缆或特殊合金;高气液比井中的电缆宜采用特殊密封装置。

　　5.8.4选择要求

　　5.8.4.1油管外绑式电缆耐温等级按照GB/T 17386—2009中9.41确定。

　　5.8.4.2非金属敷缆管耐温、抗拉、抗压应满足泵挂深度设计要求。

　　5.8.4.3油管内置湿对接投捞式电缆泵挂深度以上井段最大井斜角应小于35°。

　　5.8.5电缆穿越器

　　电缆穿越器按照GB/T 17386—2009中11.6确定。

　　5.9控制系统

　　5.9.1单井闭环控制

　　5.9.1.1具备设定沉没压力、吸入口温度或井口流量自动调整转速，防干抽保护、智能启停、智能间抽、恒动液面等反向智能控制功能。

　　5.9.1.2 数据信息采集包括但不限于输出电压、输出电流、运行转速、泵吸入口压力、泵吸入口温度、电机绕组温度、电机振动等。

　　5.9.1.3具备电流、频率保护阈值设置，实现电机过载、过电压等停机保护及控制器过热保护等功能。5.9.2多井集成控制

　　5.9.2.1设置总控装置，集成控制多个单井控制装置，并具备单井闭环控制功能。

　　5.9.2.2具备集群远传控制多井自动顺序启动及紧急停机的功能。

　　5.10变压器

　　变压器设备匹配按照GB/T 17386—2009中第10章的相关规定执行。

　　5.11数字化通信设备

　　数字化通信设备功能应符合GB/T7251.8—2020中8.2的相关要求。

　　5.12工艺配套措施

　　5.12.1含气井宜配套井筒防气措施。

　　5.12.2不同介质腐蚀井宜配套不锈钢或其他耐腐蚀材质机组。

　　5.12.3出砂井宜采用挡砂或油层防砂措施。

　　5.12.4高黏稠油井宜配套加热、掺水或其他降黏措施。

　　5.12.5结蜡井宜配套机械清蜡、加热、涂层材料或其他清防蜡措施。

　　5.12.6海上平台井应配套井下安全阀、过电缆封隔器，并依据套管尺寸配套扶正器。

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　　6 施工作业

　　6.1下井作业

　　6.1.1油管外绑式电缆及机组下井作业

　　6.1.1.1井筒及地面准备

　　井筒及地面准备应按照以下要求执行：

　　a)井口拆卸、安装防喷器，冲砂作业、洗井作业、套管通井、刮削等作业工序和质量控制按照SY/T 5587.5—2018中第5章的相关要求执行;

　　b)机组通过性验证选用与机组最大投影尺寸及长度相匹配的通井规通井作业;

　　c)安装工具准备、电缆滚筒安装摆放位置、电缆导向滑轮挂装位置按照SY/T 5863—2012中4.3的相关要求执行;

　　d) 各工序节点均测试电机、动力电缆的对地绝缘电阻和三相直流电阻，并按照SY/T 5863—2012中5.2的相关要求执行。

　　6.1.1.2机组下井

　　6.1.1.2.1电机下井、连接保护器、连接电机引接电缆、油管及动力电缆下井、安装潜油螺杆泵井口按照SY/T5863—2012中4.3的相关要求执行。

　　6.1.1.2.2连接联轴器与螺杆泵应将联轴器连接在螺杆泵下端，并吊起螺杆泵与保护器对接，拧紧螺栓。

　　6.1.1.2.3 控制柜、防爆接线盒安装按照GB/T 17388—2010中4.3.6的要求执行，并将电缆依次连接防爆接线盒、控制柜。

　　6.1.2油管内置湿对接投捞式电缆及机组下井

　　6.1.2.1井筒及地面准备

　　井筒及地面准备按6.1.1.1的要求执行。

　　6.1.2.2机组下井

　　机组下井按6.1.1.2的要求执行。

　　6.1.2.3公接头连接及下井

　　公接头连接及下井应满足以下要求：

　　a)机组下放至井口位置，吊起公接头与机组螺纹连接，公插头线缆与引接电缆连接;

　　b) 在公插头油腔内依次注入重油、清水，用保护膜封住端面;

　　c) 公插头与油管采用螺纹连接。

　　6.1.2.4油管下井

　　油管下井按照SY/T5863—2012中4.3的相关要求执行。

　　6.1.2.5母接头及投捞电缆下井

　　母接头及投捞电缆下井步骤应满足以下要求：

　　a) 将电缆收放滚筒装置放置距离井口不小于10m 处 ; b) 将已连接好电缆的母接头穿过吊轮;

　　c) 使用起吊机将吊轮吊起，并移至井口正上方3m高度;

　　d)检查投捞母接头接头端保护膜良好，并检测对地绝缘电阻及三相直流电阻;

　　e) 开启电缆收放滚筒，缓慢下入电缆，电缆下人速度控制在8m/min,接近泵挂深度下入速度控制在5m/min,每下入200m 测量电缆对地绝缘电阻和三相直流电阻;

　　f)下放至泵挂深度与公接头对接，检测对地绝缘电阻及三相直流电阻，当三相直流电阻=电机相间电阻+单根电缆电阻×2,即对接成功，后上提绷紧电缆。

　　6.1.2.6密封井口安装

　　密封井口安装步骤应满足以下要求：

　　a) 电缆悬挂部分与油管挂连接，在油管挂上端完成电缆夹紧及支撑。

　　b) 控制电缆收放筒，缓慢下放5m,使电缆松弛状态，确认电缆无下滑。

　　c) 将投捞电缆从滚筒上完全卸下，钢圈、底座、井口密封接头、电缆防护套依次穿过投捞电缆。

　　d)将底座与井口法兰连接，井口密封接头与底座上端管螺纹对接。

　　e) 调节手轮，使橡胶密封部分相互挤压，实现电缆密封;底座出油口安装油管后与现场现有设备对接。

　　f)投捞电缆与控制柜完成接线对接;投捞电缆与控制柜之间安装电缆固定设备，防止井口电缆滑脱后电缆坠入井中。

　　6.1.3敷缆管及机组下井

　　6.1.3.1井筒及地面准备

　　井筒及地面准备按6.1.1.1的要求执行。

　　6.1.3.2机组下井

　　机组下井按6.1.1.2的要求执行。

　　6.1.3.3敷缆管下井

　　敷缆管下井步骤应满足以下要求：

　　a)将连续敷缆管专用作业车固定到井口，连续敷缆管免旋转法兰对接;

　　b) 将电机引接电缆与敷缆管引出电缆连接，并放入护线槽内做好防护;

　　c) 使用敷缆管专用作业车缓慢下入连续敷缆管，下管柱速度不超过5m/min,每500m 测量电缆对地绝缘阻值;

　　d)安装连续敷缆管专用井口，完成连续敷缆管悬挂和电缆穿越密封，完成与控制柜接线连接。

　　6.2起井作业

　　6.2.1油管外绑式电缆机组起井作业

　　6.2.1.1起井前准备

　　起井前准备按6.1.1.1的要求执行。

　　6.2.1.2起油管及动力电缆

　　起油管及动力电缆应满足以下要求：

　　a) 起油管和动力电缆按照SY/T 5863—2012中5.1.7的要求执行，潜油电缆与油管同步起出;

　　b) 用专用工具拆除潜油电缆卡子，电缆卡子的拆除按照GB/T 17388—2010中8.3的要求执行，施工作业中注意对潜油电缆的保护。

　　6.2.1.3起井下机组

　　起井下机组按照SY/T 5863—2012中4.3的相关要求执行。

　　6.2.2油管内置湿对接投捞式电缆及机组起井作业

　　油管内置湿对接投捞式电缆起井作业应满足以下要求：

　　a) 起井前准备按6.1.1.1的要求执行;

　　b) 测量电缆对地绝缘电阻，拆卸专用井口;

　　c) 将电缆穿越导轮，固定到投捞电缆收放滚筒支架上，作业车吊起导轮，启动投捞电缆收放滚筒，将电缆盘卷到滚筒上，直到完全提出;

　　d)起油管及机组按照SY/T 5863—2012中4.3.1的相关要求执行。

　　6.2.3敷缆管及机组起井作业

　　敷缆管及机组起井作业应满足以下要求：

　　a)起井前准备按6.1.1.1的要求执行;

　　b) 拆卸专用井口，使用专业作业车将连续敷缆管缓慢上提至井口;

　　c) 将机组与敷缆管分离;

　　d)起出机组按照SY/T 5863—2012中4.3.1的相关要求执行。

　　7 生产管理

　　7.1开井投产

　　7.1.1人工启动，低转速试运转，观察电流变化，若发现异常，则应停机检查，处理后方可开机运行。

　　7.1.2开机时应逐步提高转速直至达到工艺设计要求的转速为止。

　　7.1.3生产后期运行转速应依据设置的泵吸入口压力和容积效率智能调整。

　　7.2油井日常管理

　　7.2.1地面巡检

　　7.2.1.1井口检查及维护

　　7.2.1.1.1定期检查油井油压、套压、回压，跟踪压力变化情况，结合油井产量、机组运行参数，判断油井运行工况，异常情况应及时处理。

　　7.2.1.1.2 检查采油树及电缆穿越处是否存在泄漏，对出现漏油、漏气等异常情况应及时处理。

　　7.2.1.1.3检查井口穿越处引出电缆是否存在保护层剥落、铜芯裸露等问题，出现异常情况应及时处理。

　　7.2.1.2控制柜检查及维护

　　7.2.1.2.1检查电流、转速指示值是否稳定和正常，指示灯是否正常。

　　7.2.1.2.2用红外测温仪检查变频器、接触器、断路器、滤波器、端子排接线处是否发热或者变色。

　　7.2.1.2.3检查控制柜、支架和接线盒是否松动。 7.2.1.2.4检查控制柜进线和出线处下雨时雨水是否会进入伺服控制柜。

　　7.2.1.2.5检查控制柜内部电缆老化情况，检查伺服控制柜散热风扇是否正常。

　　7.2.2 清防蜡措施

　　7.2.2.1依据油井产液含蜡量，初步确定清蜡周期，然后依据运行电流和产液量变化情况，优化调整清蜡周期，机械清蜡和加热清蜡应相应调整清蜡深度和加热温度。

　　7.2.2.2采用其他清蜡方式的应密切关注清防蜡效果，并依据其效果优化调整清防蜡方式。

　　7.3工况分析

　　7.3.1工况诊断分析

　　7.3.1.1应连续绘制运行电流、转速、泵吸入口压力、泵吸入口温度、产液量等生产曲线，并依据变化趋势，判断分析油井生产运行工况。

　　7.3.1.2故障类型宜包括螺杆泵溶胀、碎胶、电机烧、绝缘失效、联轴器传动轴断轴、保护器失效断轴、电缆无绝缘、油管漏失、砂堵、机组落井等。

　　7.3.1.3宜应用大数据挖掘等技术，形成典型故障样本，对照生产曲线判断故障类型。

　　7.3.2技术经济指标评价分析

　　7.3.2.1宜包括容积效率、检泵周期、系统效率、节电率、吨液百米耗电等。

　　7.3.2.2应定期形成分析报告，评价其技术经济有效性、可靠性及油井管理智能化程度。

　　7.4数据采集与控制

　　7.4.1井下数据采集装置宜实时采集压力、温度、机组振动等参数，控制柜实时采集电流、电压、转速等参数。

　　7.4.2数据信息远传至服务器平台，电脑或手机终端应具备实时显示生产数据信息的功能，并将参数调整信号反馈至单井控制单元或多井集成控制系统，实现油井生产运行远传控制。数据远传及控制按照GB/T7251.8—2020中8.2的相关要求执行。

　　7.5技术资料管理

　　7.5.1技术资料管理应包括技术装备参数、工艺运行及生产运行数据、技术经济指标、配套措施实施效果、检泵作业与故障类型描述等。具体参数见附录B。

　　7.5.2宜搭建技术资料管理平台，提供生产信息查询及管理。

　　8质量健康安全环保要求

　　8.1施工作业过程应按照SY/T5727的相关要求执行。

　　8.2 施工作业时井控装置的组合、安装、试压、管理、使用，作业过程中的井控要求及溢流的预防与处理等应按照SY/T 6690的相关要求执行。

　　8.3含硫化氢井施工时，应选用抗硫井控装备，按照SY/T 6610和SY/T 6137的相关要求执行。

　　8.4施工作业单位应按照SY/T 6276的相关规定执行。

　　8.5井下作业及采油(气)的井场布置和防火间距、施工过程中的防火防爆、油气井生产及消防管理，以及井场电器设备、照明器具及输电线路的安装等，应按照SY/T 5225的相关要求执行。

　　SY/T 7751—2024

　　附录A(资料性) 基础资料

　　A.1油藏基础数据

　　油藏基础数据见表A.1。

　　表A.1油藏基础数据表 井号 油田 区块

　　开采

　　方式 生产

　　层位 生产

　　井段

　　m～m 孔隙度

　　%

　　渗透率10-³μm² 含油饱和度

　　% 泥质

　　含量

　　% 原始地层压力MPa 原始

　　饱和

　　压力

　　MPa

　　原始气油比

　　压力系数 油层

　　温度℃ 产层砂粒径中值

　　μm

　　A.2井筒数据

　　A.2.1 钻井基本数据

　　钻井基本数据见表A.2。

　　表A.2 钻井基本数据

　　地理位置 地面环境 井别 开钻 日期 完钻日期 井型 完钻井深

　　m 完钻层位 人工井底

　　m

　　套 管 系列 名称 外径

　　mm 钢级 壁厚

　　mm 下入深度

　　m 水泥返深

　　m 表层套管 技术套管 油层套管

　　A.2.2井身剖面数据

　　井身剖面数据见表A.3。

　　表A.3井身剖面数据

　　序号 测点深度

　　m 垂直深度

　　m 井斜角

　　(°) 方位角

　　(°) 全角变化率(°)/30m

　　SY/T7751—2024

　　A.2.3完井数据

　　A.2.3.1射孔完井数据见表A.4。

　　表A.4射孔完井数据

　　层位

　　射孔层号 射孔井段

　　m 厚度

　　m 射孔参数 方式 枪型 弹型 孔密孔/m 相位

　　(°) 发射率 点火方式

　　A.2.3.2筛管完井数据见表A.5。

　　表A.5筛管完井数据 生产层位 生产井段

　　m～m 生产层厚度

　　m 缝长

　　mm 缝宽

　　mm 过流面积

　　mm² 筛网挡砂精度

　　mm

　　A.2.3.3裸眼完井数据见表A.6。

　　表A.6裸眼完井数据 生产层位 生产井段

　　m～m 生产层厚度

　　m 孔隙度

　　% 渗透率10-³μm² 含油饱和度

　　%

　　A.2.4套管损坏及井下落物描述

　　套管损坏及井下落物描述见表A.7。

　　表A.7套管损坏及井下落物描述 套损类型 原套管直径

　　mm 套损深度

　　m 套损处最小内径

　　mm 落物时间 落物名称 落物尺寸

　　mm 鱼顶位置

　　m

　　A.3 流体性质

　　流体性质见表A.8。

　　表A.8流体性质 生 产 层位 原油物性 地层水性质 特殊气体含量 密度kg/m³ 50℃黏度mPa-s 凝固点℃ 胶质

　　沥青

　　% 含蜡量

　　% 芳香烃种类 芳香烃含量

　　% 泡点

　　压力

　　MPa 水型 矿化度mg/L 密度kg/m³

　　pH值 氯离子含量

　　% H₂S

　　% CO₂% A.4试油数据

　　试油数据见表A.9。

　　表A.9试油数据

　　井号

　　生产

　　层位

　　生产井段

　　m～m

　　举升

　　工艺

　　工作

　　制度

　　油层压力

　　MPa 日产量 日产液m³/d 日产油t/d 含水

　　% 生产气液比m³/m³

　　A.5 本井或邻井生产数据

　　本井或邻井生产数据见表A.10。

　　表A.10本井或邻井生产数据

　　井号 生 产 日期 生 产 层位 生产

　　井段

　　m~m 举升

　　工艺 工作制度 平均日产 含水 生产气液比m³/m³ 泵效% 动液面

　　m 油压

　　MPa 套压

　　MPa 回压

　　MPa 检泵

　　周期

　　d 日产液m³/d 日产油t/d 日产气m³/d

　　A.6历次作业描述及原因分析

　　历次作业描述及原因分析见表A.11。

　　表A.11历次作业描述及原因分析 检泵时间 检泵周期d 原因分类 发现问题描述

　　SY/T7751—2024

　　附录B (资料性)技术资料管理

　　B.1 技术装备参数

　　技术装备参数见表B.1。

　　表B.1技术装备参数表 井号 螺杆泵 驱动电机 保护器 联轴器 动力电缆 控制柜型号 井下数据

　　采集装置 机组

　　生 规格型号 生产日期 生产批次 型号

　　公称排量m³/100r 额定扬程m 定子橡胶类型 耐温等级℃ 功率

　　额定转矩 N·m 耐温等级℃ 电机外径

　　额定

　　扭矩

　　N·m

　　承载轴向

　　推力

　　kN 外径

　　额定

　　扭矩

　　N·m 外径 大扁 小扁 电缆

　　截面积

　　mm² 耐压等级V 耐温等级℃ 电缆

　　截面

　　积

　　mm² 耐压等级v 耐温等级℃

　　耐压

　　MPa 耐温℃ 外径 总长度m 产厂家

　　B.2生产运行参数

　　油井生产运行数据见表B2。

　　表B.2生产运行参数表 井号 实施日期 泵挂深度

　　m 日产液m³/d 日产油t/d 日产气m³/d 含水% 动液m 面 油压

　　MPa 套压

　　MPa 回压

　　MPa 转速r/min

　　B.3 机组运行参数

　　机组运行参数见表B.3。

　　表B.3 机组运行参数表

　　运行

　　电流

　　A 运转

　　扭矩N·m 运行

　　功率

　　kW 日耗电量kW·h 泵吸入口

　　压力

　　MPa 泵吸入口

　　温度

　　C 电机绕组

　　温度℃ 泵出口压力MPa 泵出口

　　温度

　　℃ 电机

　　振幅X/Y

　　B.4技术经济指标

　　技术经济指标见表B.4。

　　表B.4技术经济指标表 容积效率

　　% 系统效率

　　% 百米吨液耗电kW·h/(t-100m) 节电率

　　% 检泵周期

　　d

　　B.5配套措施实施效果

　　配套措施实施效果见表B.5。

　　表B.5配套措施实施效果表 防气配套措施 防腐措施 防砂措施 降黏措施 清防蜡措施 措施类型 分离

　　效率% 检泵

　　周期d 措施

　　类型 检泵

　　周期d 措施

　　类型 产液含砂量

　　% 检泵

　　周期d 措施类型 运行

　　电流

　　A 检泵

　　周期d 措施

　　类型 措施前后产液量对比 措施前后

　　电流对比 清蜡

　　周期

　　d

　　B.6检泵作业与故障类型描述

　　检泵作业与故障类型描述见表B.6。

　　表B.6检泵作业与故障类型描述表

　　井号

　　检泵周期

　　d 故障类型描述 螺杆泵 驱动电机 联轴器 保护器 电缆 油管及配套工具 螺杆泵溶胀、

　　碎胶 电机烧、

　　绝缘失效 传动轴断轴、传动轴卡阻 保护器失效、断轴、卡阻 无绝缘 管漏、砂堵、

　　机组落井