水平井产能简介课件.ppt

水平井技术简介,国内外发展现状 水平井技术的应用 水平井产能分析 水平井的优点和局限性 常规油藏水平井适应性筛选 人工举升方式的适应性,西南石油学院李颖川 2003.10,水平井指钻入储集层部分的井眼轨迹呈水平状态的井。水平钻井属定向钻井之列而又独具特色的一种钻井技术。就钻井工艺而言，井斜角分别大致为60 85、90左右和90以上到120 或更大斜度井、水平井和上翘井应属同一范畴。随着水平井技术的进步，水平井已成为提高油气产量和采收率，解决了一些直井不能解决的问题，对提高动用现有一些特殊和难以应用的地质储量，是一项技术上的突破，是对现有直井开采技术的补充和发展。,水平井技术发展现状 1.国外发展现状 水平钻井工艺在定向钻井方法刚一萌芽时即已提出，并随定向钻井技术的发展而渐趋成熟。1882年，美国加州在圣巴巴拉一口竖井中侧钻井眼，这大概是最早分支水平井的雏形。1954年，前苏联打成第一口93的分支水平井。50年代苏联共钻43口水平井进行试验。结论是技术上可行，但无经济效益。50年代中期至60年代中期，曾是水平钻井比较流行的时期，特别是分支水平井，作为一种提高产量的方法曾在苏联以及美国、加拿大、意大利等国家的许多油田受到重视。由于当时技术条件的限制，与压裂处理相比，这种钻井方法不经济。60年代后期至70年代中期水平钻井急剧减少，仅在美国和苏联少数油田钻了一些水平井。,70年代末期，随着许多地区最好油气藏的枯竭和石油价格上涨，促使对水平钻井方法重新认识。80年代随着大斜度井和水平井钻井、完井工艺不断改进，水平钻井变得比较容易实施，显示出很大的经济效益。水平井成为对勘探开发具有革命性变革意义的一项技术，并进入工业性应用的发展阶段。1984年以来，出现了水平钻井以指数级加速增长的趋势。80年代初以来，全世界利用水平井进行开发的油气井已超过1700口，其中1988年和1989年分别钻200口和250口水平井，1990年近1000口。迄今，美国钻水平井最多，目前陆上钻水平井占10%。,1989年加拿大钻了41口水平井，1990年增至100口，主要用于开发重油油藏。1986年，在油价下跌和成本增加的形势下，5年来在欧洲西北部平均每年钻600口井中，20为水平井。拉丁美洲1989年共钻15口水平井，1990年在阿根廷、玻利维亚、巴西和智利钻水平井估计可达25口。非洲是人们公认的高成本作业区之一，一些欧洲的经营者尝试采用水平钻井开发具有锥进问题的薄油层。1989年钻了3口水平井，1990年达15口。在中东钻水平井没有明显的经济效益，但在阿联酋、约旦、沙特阿拉伯和土耳其等将继续钻水平井，应用水平井提高低渗透储层的产量。1989年中东地区共钻8口水平并，1990年所钻水平井数估计为25口。,2日臻完善的水平井技术 80年代，水平钻井技术水平迅速提高和完善配套，可适应在各种类型油气藏钻水平井的需要，技术指标不断刷新。Unocal公司在加利福尼亚海上钻的长半径水平井，最大井斜87.5，水平井段长达1751m，总水平位移3883m，井斜大于80的井段长达3048m。Shell石油公司在荷兰钻的FD108水平井，垂深达3501m，最大井斜83。据初步调查，已在厚度小于2.2m的油层内钻成了水平井，在厚度为0.3 2.44m的巴肯页岩油层尖灭带钻成水平井。Norsk Hgdro公司在挪威北海16 T水平井创水平井产油量高达411t/d，为该地区直井产量的 10倍以上，说明水平井开采薄油层的可行性。,80年代水平井钻井技术有了重大突破，已形成一套完善的现代水平井钻井技术：1）水平井优化设计 应用油藏模拟和三维地震资料准确地确定油气藏界面，利用模拟技术进行井眼轨迹设计、优选水平井井身结构和钻具组合，使水平井设计既能满足勘探开发的要求，又能降低水平井钻井成本。2）先进的导向钻井系统和连续控制井眼技术 这一技术综合聚晶金刚石钻头、井下动力钻具、随钻测量和钻井计算机技术的最新成果，不用起下钻更换钻具组合就能纠正井斜和方位，进行增斜和稳斜钻进，配合随钻测量和计算机软件实时监测井眼轨迹。目前，已经研制出适用于短曲率半径的导向钻井系统，造斜率可达到3030m，有可能取代目前短曲率半径水平井中广泛采用的转盘钻具组合，将大大提高短曲率半径水平井的钻井能力。,3）随钻测量技术的发展提高了井眼轨迹控制精度 随钻测量除了能进行定向参数测量外，还能进行钻井参数和多种地层参数测量，为水平井的井眼轨迹控制和了解井下情况提供了更有利的条件。通过地层参数测量可以实时判断岩性变化和油藏界面，从而更加精确地控制井眼轨迹。4）优质钻井液和完井液可以满足水平井钻井的要求 水平井钻井要求钻井液和完井液具有足够的携岩能力，良好的润滑性和井壁稳定性，确保井壁稳定，尽可能降低摩擦阻力，减小和避免对产层的损害。通过优选钻井液和完井液类型，合理设计和控制钻井液性能和水力参数可以满足水平井钻井的要求。油基泥浆、聚合物泥浆、盐水泥浆和气体钻井液都在水平井中得到了成功的应用。,5）水平井完井技术取得了突破性进展 水平井完井直接关系到水平井的产量和生产寿命，这是水平井的技术难题之一。经过大量的试验研究，现在可以根据油藏条件和生产要求选择不同的完井方法，这个难题已基本上得到解决。水平井完井主要有两类：一类是选择性完井，包括尾管注水泥射孔和管外封隔器完井；另一类是非选择性完井，包括裸眼、割缝尾管和砾石充填完井。小曲率半径水平井主要采用非选择性完井，而中、长曲率半径水平井主要采用选择性完井。6）水平井固井技术 水平井固井存在的主要问题是底边泥浆窜槽和边水窜槽。现已较好地解决了这两个问题。,3国内水平井发展现状 我国从1955年开始打定向井，50年代和60年代曾打过三口大斜度井（最大井斜分别为60.5、80和64）、一口水平井和一口上翘井。1965年完井的磨3水平井，垂深1368m，斜深1685m，水平位移444m，在油层内延伸204.5m，9092的水平井段长度为160m。该井摸索了一些用短涡轮钻具带弯接头造斜和用涡轮钻具钻水平井段的经验。1967年完钻的巴24上翘井，原设计最大井斜70，由于钻至1560m深处无气显示，在1315 1365m井段内打水泥塞，从套管鞋底下侧钻第二井筒到斜深1705m处，井斜达119。全井水平位移538m，90 119的上翘井段长68m。80年代初以来，几乎全国所有的油田都进行了定向井的研究和实践。一些油田开展了水平井的研究和实践，在井眼轨迹设计方面已普遍应用二维设计，并逐渐应用三维设计。,1988年南海油田完钻的流花1115井，垂深1263m，水平位移1926m。采用了世界先进的泥浆净化系统和尾管固井技术等，大大提高了井眼轨迹精度及钻井时效。四川石油管理局与西南石油学院共同承担的“七五”国家攻关项目定向井钻井技术研究的重点试验井隆401井于1989年完钻，垂深2292m，水平位移1459m。该井为井眼轨迹控制、钻屑携带、井壁稳定、水平井固井等技术提供了经验。胜利油田1990年9月开钻，1991年1月完钻的埕科1井，井深2650m，垂深1882m，水平段长505m，最大井斜角93，经电测解释，水平段共有油气层19层，厚达211m，相当于在该地区钻7.5口直井的效果。经试油从井深2579、2597m（一层18m）的油层通过16mm油嘴放喷，获产油量268m3d，产气量11551m3d。,产层厚度 无气顶和底水的油藏，最小油层厚度为10英尺（北达科他州，Iaken页岩）有气顶或有底水的油藏，最小的油层厚度为15英尺（利用现在的钻井技术）裂缝密度和方向 在裂缝发育好的油藏，垂直于天然裂缝钻水平井能提高产量 如平行天然裂钻水平井，则不可能得到比直井高许多的产量 垂直渗透率,水平井技术的应用,分支水平井开发老油田或枯竭油藏低渗透油气藏裂缝性油气藏无经济开采价值的薄层油气藏有水锥或气锥问题的油藏改善水驱或注水效果减缓出砂多层型油藏（阶梯型）改善蒸汽驱机理，开发稠油油藏,分支水平井开发老油田或枯竭油藏 在一般井距为几百米的情况下，生产层整个剩余地块自然形成时渗透性不好，原油在其渗流通道上遇到非渗透性障碍。通常采出原油不到其储量的一半，而从石灰岩、白云岩或致密砂岩采出的储量不超过20。在多数老油田有规律地钻加密井仍能增产，但因要获得在产层内的短井筒就需从地面无谓地重复几千米进尺，要新建井场，铺设管线等，其成本太高。采用分支水平井，即由主井筒向四面八方钻辅助井筒向生产层深入百余米，这些辅助井筒作为排油通道把普通井之间实际上未曾投入开发的大片油藏连通。在老油田利用原井眼侧钻水平井眼进行二次完井是一种技术上可行，而更经济的方法。,开发低渗透油气藏 对于低产能的低渗透油气藏，提高油气渗流能力的一种方法是对油气井进行压裂处理，但是更具吸引力的解决办法是钻水平井，其主要优点为：增加泄油长度。水平钻进1000m是比较容易，然而要压裂如此长裂几乎是不可能的，要造就一条长的支撑裂缝需使用大型泵注设备。增大传导率。压裂的裂缝无论长度多长，流动阻力相当大，而水平井内的流动阻力可忽略不计。水平井贯穿低渗透储层中的天然裂缝。还可对水平井进行增产处理，显著提高油气产量和采收率。,大多数天然裂缝的方位基本垂直或近似垂直。因此，穿越大量裂缝钻水平井是开发裂缝性油气藏的最佳方式。当裂缝较少且间距较大时，垂直井很难钻遇裂缝，因而产能很低。钻水平井则可能钻遇到多条裂缝。特别是在确定裂缝的方向后，如能使水平井与裂缝方向垂直，则穿越裂缝的数目更多，会获得很高的产能。,开发裂缝性油藏,开发薄层油气藏 对于薄层均质油气藏，垂直井的泄油长度就是地层的厚度，从理论上讲，水平井的泄油长度是无限的。因此开发薄层均质储层，水平井的产量明显高于直井，当然产能的增加较泄油长度的增加要慢得多（成对数关系）。对于垂向渗透率相对较高（即很Kv/Kh大）的薄层油气藏，用水平井开发，优越性更为显著。依据Joshi 的分析，对于30m厚的油气藏，只要满足：Kv/Kh0.1 水平井产能即可高于斜井和垂直井。,改善水驱或注水效果,大部分油田都是靠活跃的天然水层或人工注水进行开发。如果利用直井开发，每口井周围都要产生明显的压力降，使油水界面变形，水转向生产井后被采出。如果利用水平井开发，压力降就不像垂直井那样集中于某一点上，而是分散在比较长的泄油井段上，因而压力降较小，油水界面的变形也较小，而井到达油水界面的距离较垂直井大，从而可推迟水的突破，使含水量增加缓慢。,减缓出砂 当开采疏松或固结不强的产层时，防砂是一个严重问题。出砂与井眼的流体的流速成正比。由于水平井的泄油长度远远大于直井的泄油段的长度，因而，水平井井壁附近的流体流速远远小于直井井壁附近的流体流速。故水平井一般不会出现出砂事故。,多层型油藏（阶梯型）,减缓气、水锥进，延长无水开采期 用直井开发底水油藏，底水气藏或气顶油藏，很容易发生底水锥进或顶气锥进。在底水油藏或底水气藏的中、上部钻水平井，或者在气顶油藏中从边沿钻水平井绕过气顶或从其中部钻水平井，加大井离油水界面或油气界面的距离，能避免井与气、水接触，不需要流体压力降得太低，因而对于给定的采油速度，能防止或减小底水或顶气的锥进，延长无水开采期。,水平井可以减缓水锥、气锥,用直井进行蒸汽驱开发稠油油藏，由于蒸汽与稠油的流度比很大，导致注采井之间汽窜，影响了热力波及效率。再加上蒸汽与稠油的重力分异作用，注入蒸汽上抬从稠油顶部跨越，会出现蒸汽超覆现象，造成提早汽窜，使蒸汽驱的波及效率与采收率进一步降低。利用水平井进行稠油蒸汽驱的采油机理除了热力降粘和液力驱替外，还可以扬长避短，增强重力排替作用，克服或减弱蒸汽越顶问题。水平井靠注蒸汽增加重力排替作用的采油方法对于超稠油油藏尤其适用。,改善蒸汽驱机理，开发稠油油藏,水平井注蒸汽辅助重力泄油 水平井技术已成功地应用于开发稠油油藏，蒸汽辅助重力泄油（SAGD Steam-Assisted Gravity Drainage）方法对于许多大型稠油油藏的经济开采具有极大的潜力。它适用于开采原油粘度极高的特稠油油藏和天然沥青。SAGD过程的主要机理是热传导与力流体热对流相结合。以蒸汽作为热源，依靠沥青及凝析液的重力作用开采稠油。可以通过两种方式来实现，一是在靠近油藏底部钻一对水平井，另一方式在底部钻一口水平井，在其正上方打一口或多口直井。蒸汽经上面的注入井注入油层，注入的蒸汽向上及侧面移动。这两种方式都形成一个饱和蒸汽室，蒸汽在蒸汽室周围冷凝，并通过热传导将周围油藏加热。被加热降粘的原油及冷凝水在重力驱动下流入生产井，随着原油的采出，蒸汽室逐渐扩大。,蒸汽辅助重力泄油过程的特征 利用重力作为驱动原油的主要动力；利用水平井通过重力作用获得较高的采油速度；加热原油不必驱动未接触原油（冷油）而直接流入生产井；几乎可立即出现采油效应；采收率高；累积油汽比高；除了大面积的页岩夹层以外，对油藏非均质性不敏感。,成功有效地实现蒸汽辅助重力泄油，需要满足以下技术条件：钻井 以两口水平井方式进行蒸汽辅助重力泄油（上注下采）两口水平井的水平段垂直间距在4.57m以内,并要求在大于457m的水平段上保持这一间距。完井 SAGD要求在457m以上的水平井段均匀注入蒸汽。否则，波及范围会减小，以至影响整个工程的经济可行性。油藏工程 SAGD方法要取得成效，必须保持注汽量与采出液量之间的平衡，否则，该方法的效率将受到严重影响。注入速度必须等于采出速度。操作 SAGD方法通常要求注入压力波动控制在35kPa以内，否则，将在水平采油井产生不利的蒸汽突破，影响生产动态。同样，必须控制蒸汽的采出量，使水平采油井在井底条件下采出的蒸汽量最少。,长度为L的水平井穿过水平渗透率和垂向渗透率分别为Kh和Kv的油藏，水平井形成椭球形的泄流区域。其泄流区域的长半轴为a与水平井长度有关，大大增加了井眼与油藏的接触面积。,水平井产能分析,基于Joshi(1988)的研究成果，位于油层中部水平井在稳态流动条件下的采油指数为,式中 油层渗透率各向异性的系数 Kh、Kv油层水平、垂向方向的渗透率；a长度为L的水平井所形成的椭球形泄流区域的长半轴；L水平井段长度（简称井长）；Sh水平井表皮系数；reh水平井的泄流半径;A水平井控制泄油面积，m2。泄流区域几何参数要求满足以下条件：L h 且L1.8 reh,与单位有关的系数C,在相同条件下（均质地层=1，假设泄油半径reh相同），水平井与直井的采油指数比值为:,（,产层厚度对水平井产能的影响,垂直井单相油流采油指数(稳态),在均质地层稳态流动条件下，水平井与直井的产能倍比随油层厚度h的增加趋于下降。因此，在较薄的油层中用水平井对提高油井产能更具有重要意义。,水平井长度对水平井产能的影响 常规直井的产能与K和h的乘积成正比，即低的渗透率或薄油层（或二者兼而有之）将导致低的产能。由水平井产能公式，水平井KL的值和直井Kh的值具有类似的作用。因此，随水平井长度L的增大，将有利于提高油井的泄油面积，从而提高油井产能。如图所示，当其它参数一定，随L值的增大，比值Jh/Jv趋于增大。,渗透率各向异性对水平井产能的影响 对于水平井，油层垂向渗透率对产能有更重要的影响，其值的减小会引起垂向流动阻力的增加和产油量的下降。一般用作为油层渗透率各向异性的度量。在砂岩储层中，由于常含有页岩夹层，表现出明显的渗透率各向异性，通常认为大多数砂岩储层的值在3左右。当=1时，储层完全表现为各向同性。如果1，则储层的垂向渗透率高于水平渗透率。图中曲线表现出两个明显变化趋势：储层渗透率各向异性指数越高，水平井与直井的采油指数比值越小；储层越厚，水平井受储层值的影响越大。当=0.25时，储层具有足够高的垂向渗透率，天然裂缝性储层多属于这种情况。此时高的采油指数比值表明这类储层很适合于钻水平井。对于=3的厚储层,从采油指数比来看，相对于直井来说，水平井未表现出明显的经济效益。这时可考虑在水平井中进行水力压裂来改善储层的垂向渗透率。,偏心距对水平井产能的影响 位于垂直平面内水平井偏心情况如图。通常用偏心距表示井的偏心程度，对于渗透率各向异性的油层，水平井的采油指数为：式中 水平井的偏心距，m。,水平井偏心距对水平井产能的影响 稳定流，Reh=460m,Kv=Kh,h=15m；2/h=0表示油层中部；2/h=1.0表示为油层的顶部或底部。,当其他参数一定时,若=0,即水平井段位居储层中部时,水平井产能最大。由于处于对数项中，因此，相对于其他参数来说，它对产能的影响较小。如图所示，随着的增大,Jh值仅略有下降。此外，由图可知，增大L/h值可以减小井偏心对产能的影响。即当水平段长度相对于油层厚度很大时，水平段位于垂直于平面内的任何位置都不会带来大的产能损失。只有当L/h0.5时,井偏心才会对水平井产能产生不可忽视的影响。,气水锥进对产能的影响 在底水油藏中，对直井而言，当油井附近出现较大的压力梯度时，会导致近井周围的含水量上升，从而产生水锥（见图），水锥现象出现的快慢，取决于采油速度。若提高采油速度，则压力梯度增大，产水量上升会更高。在某一采油速度下，水会迅速涌进生产井。对于水平井下面的底水上升产生水脊，减小压降，降低底水锥进趋势，有利于保持油井的高产油量。,水平井与直井井筒周 围的压降比,水平井的主要优点1）水平井段长度可以是直井的很多倍，大大增加了井筒与油层之间的接触面积，随之也增大了钻遇储层天然裂缝的机会。2)水平井的井眼轨迹能人为控制，水平井段具有无限的传导率。3）在同一井场上可以钻数口水平井，能控制很大的泄油面积，有利于环境敏感地区以及海上油田的开发。4）由于水平井在一长距离内形成一低压区，而直井是形成一个低压点，所以水平井在其长度上能保持流体较为均匀地流入井筒。故它有利于开发薄油层和带底水、气顶的油层，可以减缓底水和气顶的锥进。5）从水平井中注入或采出流体能与直井的相应流体形成正交流动状态，有利于提高扫油效率和采收率。,水平井的局限性,经济成功的关键因素：裂缝密度和方向 产层厚度 井间距 垂直渗透率 地层伤害和钻井后的清洗 必须要进行多口井的勘探 构造的控制 水平井的一些缺点：厚油层的效果不佳 垂直渗透率影响产量 为获得最大产量，完井和增产处理工艺难度较大 钻井成本高，但现在有所降低 必须与实施压裂的直井进行竞争,水平井的主要缺点是钻井、完井成本一般较直井高，随着钻井方法和完井技术的完善配套已明显降低。70年代后期至80年代初，水平井钻井成本较直井高68倍，到80年代中、后期，水平井钻井成本一般为直井的23倍。据一些工程报道，一般第一口水平井成本较第二口高得多。随着一定地区井数的增加，大量钻井经验的积累，其成本将大幅度降低。因此，对于一定地区，一般应考虑钻多口水平井方案，而不是选择单口水平井方案。由于水平井的产能主要取决于水平井长度，而井长又取决于钻井、完井工艺技术。因此，提高水平井工程的经济效益要求钻井、完井、油藏工程和采油工程多学科的协同配合。,水平气井产能 应用Joshi(1988)研究水平油井产能的方法，可以得出水平气井的产量方程：,式中 qsc产气量（标准状态），104m3/d；K气层有效渗透率，10-3m2；气体粘度，mPa.s；Z气体偏差系数；T气层温度，K；h气层有效厚度，m；re泄流半径，m；r距井轴的任意半径，m；D非达西流动系数，(104m3/d)-1；pwf流压，MPa；pr地层压力，MPa。,例 计算在流压pwf=20MPa、S=0、D=0条件下，=3，reh=447m，长度L分别为300m和600m的水平井产量并与相同条件的直井作比较。并计算600m水平井与流压为20MPa的直井具有相同产量时的井底流压。其它数据：g=0.65；T=356K；pr=31.8MPa；h=23.8m；re=454m；rw=0.1m；K=0.17x10-3m2；g=0.022mPa.s；Zg=0.93 解：在pwf=20MPa、pr=31.8MPa 条件下，垂直井产量为3.48x104m3/d。对于长度为300m的水平井,水平气井的产量方程中内的值为=9.78(104m3/d)同理，对于长度为600m的水平井，算出a=500m，qsc=17x104m3/d。假设=常数，则有以下的近似关系 故相应于水平井pwf=29.77 MPa,从上式结果可看出，在相同气产量下，长度为600m的水平井压降较直井降低近10 MPa。因此，水平井可以在很大程度上减小由于紊流造成的压降并使生产压差大大降低，这对减小水锥和气层出砂起着重要作用。下图对比了直井与水平井的IPR曲线。直井无阻流量为5.76x104m3/d，长度为300m和600m的水平井无阻流量分别为16.17x104m3/d和30.33 x104m3/d，分别为直井无阻流量的2.81和5.27倍。,常规油藏水平井适应性筛选 并不是所有的油田钻水平井都可以获得良好的经济效益。为了使水平并在油田开发中更好应用，就应对油藏进行评价和筛选。水平井筛选的思路和原则油藏类型当今水平井钻采技术的水平技术经济综合评价,水平井适应性粗选l水平井适应的油藏类型 推荐下列七种类型油气藏：底水油（气）藏 气顶油藏 底水气顶油藏 天然裂缝油藏 低渗透和高渗透气藏 砂体延伸长，连通性好的砂岩油藏 断层或地层遮挡的高角度多层油气藏,2水平井适应的油藏参数及范围 1）油（气）藏深度10004000m。一般认为浅油层（小于1000m）曲率小，钻井技术难度大，成本高。2）油（气）层的厚度大于6m。3）油层厚度与 系数乘积小于100。反映油层各向异性。是据美国的经验确定的，其目的一是限制油层不能太厚，二是油层垂向渗透率不能太低，因为这两个因素对水平井增产有较大影响。Kv 垂向渗透率;Kh横向渗透率。,水平井适应性细选的思路及步骤,油藏描述及地质模型 这是水平井细选的一项基础准备工作，它对水平井方向及产量预测提供地质基础。大部分油藏地质是复杂的，断层、地层倾角、孔隙度、油气或油水接触面的变化都难以预测，而钻水平井的风险比直井大，所以，要求油藏描述越清楚越好，地质模型越精确越好。,人工举升方式的适应性 打水平井要经过造斜段后才能进入水平段，应考虑采油装置既能安全地置于或通过弯曲段，又要考虑采油装置能在该环境下进行正常工作。一般来讲应考虑举升系统的第一位置是在直井段。可是，油井生产条件却要求泵下入到造斜点以下或进入到水平段。这样，用于举升系统且又要通过大弯曲段的泵装置的类型就会受到限制。有杆泵 直井人工举升的有杆泵同样可用于水平井。通常，泵装置下到油井的垂直段或接近于垂直段。在长曲率半径的水平井（造斜率为26/30m），泵通过造斜段时，在地面要调整系统的斜度，一般斜度不超过45。如果角度增大，抽油杆柱的摩擦就会增加，当摩擦超过某一值时，有杆泵就无法正常工作，为此，需要特殊设计。,电潜泵 目前，国外的许多水平井均采用潜油电泵采油。经过特殊设计，电潜泵可用于中曲率半径的水平井。泵装置可通过造斜段，取决于套管的尺寸及泵的长度和外径。一般泵装置变形允许值为330m。而经过特殊设计的装置，允许变形值为12/30m。这就需要加强电机、泵及密封段间的强度，使整个系统均匀弯曲。水力活塞泵 己大量地用于大斜度油井。实践表明，在大弯曲油井，水力活塞泵的安装及运转优于其它系统。水力活塞泵下入大弯曲油井，不需要拉取油管，这对有效地生产至关重要。水力活塞泵可通过大倾斜角，装在水平段，可使油井的泵抽压力达到最低。水力活塞泵系统要通过大弯度井段，取决于两个因素：一是泵与油管之间的间隙，二是泵系统能安全承受的弯曲量。,喷射泵 同其它泵相比，虽然喷射泵的效率较低，但喷射泵安装简单且对流速不敏感，喷射泵可下入并能通过大弯度井段。气举 在较高的气液比条件下水平井段中液体会逐渐聚积形成很长的液体段塞，对井底造成很高的回压，会造成油井提前停喷或间喷。而采用气举是一种很好的选择。当长的液体段塞流入举升油管时对其充气，可以稳定油管压力，降低井底流压，有效地维持或增加水平井产量。,主要参考文献1 K.E.布朗主编，升举法采油工艺，卷四，石油工业出版社，1990.2 Geertsma,J.，Estimating the Coefficient of Inertial Resistance in Fluid Flow Through Porous Media，Soc.Pet.Eng.Tech.，July，1962.3 Tek,M.R.，Coats,K.H.and Katz,D.L.,The Effect of Turbulence on Flow of Natural Gas Through Porous Media，JPT，July，1962.4 Noman,R.，Shrimanker,N.and Archer,J.S.,Estimation the Coefficient of Inertial 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