1油田概述鲁克沁油田位于吐鲁番坳陷台南凹陷北部的鲁克沁构造带，探明含油面积为616km，自东向西可分为鲁克沁、玉东、吐玉克三个区块，主要含油层系为三叠系克拉玛依组。油藏埋深2300~3400m地层压力23~34MPa地层温度76~97C地层水水型为CCl型，矿化度为80000~120000mg/L吐玉克原油具有高密度、高粘度、高凝固点、高非烃含量、中等含蜡量的特点。由于原油粘度高，井筒中流动摩阻高，采用常规机械采油技术无法将原油顺利举升至地面。现场举升工艺试验曾开展过越泵电加热、泵下掺稀油、泵上掺稀油举升工艺等试验，目前采用泵上掺稀开采。

　　综合对比几种举升工艺，无论从技术有效性还是从经济可行性考虑，泵上掺稀降粘举升是一种有效的稠油举升工艺，其技术成熟，经济可行，能满足吐玉克油田产能特点，满足泵挂>2000m日产量20m/d的生产需要。是适合鲁克沁稠油油藏的经济有效的机械采油技术。因此，从2000年开始，泵上掺稀工艺一直是稠油开发主体举升工艺技术。

　　泵上掺稀举升工艺解决了超深稠油开采难题，历年累计产稠油567X104但是泵上掺稀举升工艺还存在以下问题：油井生产能力差异大，大多数井自然产能较低，单井平均日产仅53td达不到油井开采经济极限。

　　2500m时，冲程损失严重，断杆事件频出。

　　空心杆断杆频繁，严重制约了油井稳产上产。

　　因此，急需寻找一种更有效的举升工艺，高效开发稠油。

　　2稠油电泵开采可行性研究在超深稠油井中，能否采用电泵举升工艺，关键决定于电泵深度处稠油的的流体性质。

　　1稠油流变性特征从可以看出，当温度达到65C时，原油的屈服应力接近于0也就是说，当温度达到65C时，稠油发生流动时对应的剪切应力接近于0.鲁克沁稠油屈服应力试验结果塑性流体是非牛顿流体中的一种。其特点是：当剪切应力小于某一数值T时，就不能流动，大于T后才开始流动。鲁克沁稠油在40°c以下假塑性明显，70°c以上假塑性基本消失（~3）。

　　泵时流鲁2井Tkn油层原油的T-7关系曲线22粘温特性从稠油不同区块取样所作的粘温实验数据可知，粘度在温度55~60°C为突变点，高于此温度粘度变化小，低于此温度粘度增长快。

　　0mpa.s在油层温度65. 2井的粘度是611mPa°S为安全考虑，在油层温度65.6C时粘度按61imPa.计算），密度为09694根据电泵机组工作时平均温升30C的经验（此设计按20C考虑）通过公式可以计算出电泵机组工作时井下原油的粘度41mPas T―对应的温度，C；AB―具体原油的常数。

　　因此，稠油在泵挂深度处进泵的流态与稀油进流擂同a不必3电泵选型潜油泵是在井下工作的多级离心泵，它的工作原理与地面离心泵相同。当充满在叶轮流道内的液体在离心力的作用下，从叶轮中心沿叶片间的流道甩向叶轮四周时，液体受叶片的作用，使压力和速度同时增加，并经导轮的流道被引向次一级叶轮。这样，逐级流过所有的叶轮和导轮，进一步使液体的压能增加，逐级叠加后就获得一定的扬程，从而将井液举升到地面。

　　1设计思想根据井下温度、粘度、粘温曲线，可知原油对温度敏感。经过计算，井下机组工作时的粘度为电泵在井下工作时，平均升温3C原油的粘度为41mPas根据地层水的性质，机组应采用防腐措施。

　　根据以往生产情况，鲁2块出砂严重，机组应采用防砂电泵。

　　根据设计产液量提高到50m/d掺稀油按30m /d根据计算出的井下原油的粘度41mPas可以查101系列泵的特性曲线，选用QL0型叶导轮合适（见其特性曲线）根据QL0型叶导轮在不同粘度下的修正系数表，可查出QL0型叶导轮在41mPas（等于190赛波特粘度）粘度下的修正系数为产液量Qt=764扬程！修=809泵效=455）。

　　「虑稠油粘度1矿场实验鲁3―5井是吐玉克油田鲁克沁构造带鲁2块上的一口开发井。该井于2000年11月23日开onicPublishingHouse.All 4矿场试验及应用效果评价钻，2000年12月6日完钻，2000年12月11日完井。2000年12月射开Tk勺1617号层（23325~239Q5m般产，初期日产油142td不含水。生产至2003年9月，油井开始见水，一直稳定在30以下，2006年3月油井含水上升加快，动液面上升，取水样分析，总矿化度由原始的100000mg/L降低到了27000mg/L分析认为见到了鲁2―5井的注入水。目前日产液30m/d日产油558td含水80，动液面为474m正常生产后，初期该井日产液4652m，日产油1236td含水72，日增液158m，日增油665td含水下降856，动液面由474m逐渐下降到1120m为控制出砂，平稳该井地面上变频装置，缓慢提液，频率由26H上升到34H液量也由45m/d上升到6816m/d截至目前，已经累计增油556剩6）。

　　继鲁3―5井电泵实验成功后，又在鲁2―7井、玉东203井、鲁8―1井转电泵开采。对于同在鲁2区块的鲁2―7井，采用与鲁3―5相同的防砂电泵，玉东203井位于玉东203±，底水充足，油井供液好，且该区块无出砂史，采用稀油井上应用的普通电泵，目前已经生产6个月，生产平稳（表1）在空心杆清蜡方面，采用电泵开采后，4口井均未进行过热洗清蜡，鲁3―5井井口温度45°Q鲁2―7井口温度33°C，玉东203井口温度67°Q鲁8―1井口温度41°C.电泵的自动升温加上井液温度，空心杆内不需要热洗清蜡。实践证明，鲁3―5井检泵时空心杆内部未见结蜡情况。

　　2经济评价与抽油机生产相比，稠油电泵开采可以有效增液，但存在含水上升的风险。鲁3―5井电泵提液后初期含水有所下降，由80逐渐下降至65，后又逐渐上升达到并稳定在80.保守估算，假定电泵举升日产液较低，维持在50m /冰平时，与抽油机采油相比，提液后含水低于87.2时经济效益显著。

　　鲁3―5井含水一直稳定在80，年增加效益442万元。含水进一步提高后，可以通过提高产液量来提高经济效益，玉东203井日产液量一直在90m /d以上。

　　5结论及下步推广建议稠油流变性的主要的影响因素是温度，当温度在65C时，稠油性质接近牛顿流体。

　　稠油供液充足井，电泵开采可以满足稠油高效开发的需要。

　　；繁问题。

　　3，升温影响，可将掺稀点上移至1000电泵井升温较高，可以不必考虑热洗清蜡。

　　表1稠油电泵提液井生产情况统计措施前产状措施后产状对比累计井号曰产液曰产油含水曰产液曰产油含水曰产液曰产油含水增油（irf/d）（td（）（irf/d）（td（）（m/d）（vd）（）（t）鲁330