ICS 75.020 SI E 14 备案号：60735—2018 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T6570-2017 代替SY/T6570—2003 油井举升工艺设计编写规范 Regulations drafted for the lift technology design of oil wells 2017-11-15发布 2018-03-01实施 国家能源局 发布 SY/T6570—2017 目 次 前言 III 范围 1 2 规范性引用文件 3油井举升工艺设计依据 3.1 地质设计 3.2 基础数据 3.3 地面系统建设情况 4油井产能预测 4.1 产能预测基本方法 2 4.2 产能预测结果 5 5 油井举升工艺方式优选 6 自喷井举升工艺设计 6.1 设计要求 6.2 设计内容 6.3 工艺风险评估 6.4 井控要求 6.5 健康、安全与环境控制要求 6.6 设计格式 常规有杆泵举升工艺设计 7 6 7.1 设计内容 7.2 有杆泵抽油举升设计 7.3 工艺配套 7.4 工艺风险评估 7.5 井控要求 7.6 健康、安全与环境控制要求 7.7 设计格式 螺杆泵举升工艺设计 8.1 螺杆泵泵型的选择 8.2 螺杆泵井杆柱设计 8.3 螺杆泵杆柱配套工具 8.4 螺杆泵管柱及配套工具设计 8.5 工艺风险评估 SY/T6570—2017 8.6 井控要求 8.7 健康、安全与环境控制要求 8.8 设计格式 9 潜油电泵举升工艺设计 9.1 设计内容 9.2 潜油电泵井设计 9.3 工艺风险评估 9.4 井控要求 9.5 健康、安全与环境控制要求 9.6 设计格式 10 连续气举举升工艺设计 10.1 设计内容 10.2 工艺设计 10.3 工艺风险评估 10.4 井控要求 10.5 健康、安全与环境控制要求 10.6 设计格式 附录A（规范性附录） 油井举升工艺设计依据 10 附录B（资料性附录） 油井举升工艺设计格式 参考文献 30 11 SY/T6570—2017 前 言 本标准按照GB/T1.1-2009《标准化工作导则第1部分：标准的结构和编写》给出的规则起草。 本标准代替SY/T6570—2003《油井举升工艺设计编写规范》，与SY/T6570—-2003相比，除编辑 性修改外，主要内容变化如下： 修改了标准名称英文，将“oil-wells”改为“oilwells”（见封面，2003年版的封面）； 修改了产能预测方法（见4.1，2003年版的4.1）； 修改了油井举升工艺优选（见第5章，2003年版的第5章）； 删除了设计原则（见2003年版的7.1，8.1，9.1和10.1）； 增加了井口装置选型【见7.1的列项h)】； 增加了出砂油井、腐蚀结垢油井工艺配套要求（见7.3.5和7.3.6）； 增加了潜油电泵举升工艺风险评估（见9.3）； 增加了潜油电泵举升工艺井控要求（见9.4）： 修改了油层基本参数表（见表A.4，2003年版的表A.4）； 增加了压力、温度数据表（见表A.8）； 修改了本井或邻井近期生产动态数据试采情况表（见表A.11，2003年版的表A.10）； 增加了建设单位审核、审批页（见B.2）； 修改了常规有杆泵井管柱强度计算和校核表、杆柱强度计算和校核表（见表B.6和表B.7， 2003年版的表3和表4）； 修改了螺杆泵井管柱强度计算和校核表、杆柱强度计算和校核表（见表B.10和表B.11， 2003年版的表3和表4）； 修改了潜油电泵井产能预测表（见表B.13，2003年版的表1）； 修改了潜油电泵井举升工艺参数设计（见B.6.4，2003年版的B.6）； 修改了气举井举升工艺设计格式（见B.7，2003年版的B.7）； -增加了参考文献。 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这些专利的责任。 本标准由采油采气专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：中国石油大港油田石油工程研究院、中国石油大港油田采油工艺研究院、中国 石油渤海钻探工程技术研究院、中国石化江汉油田江汉采油厂。 本标准主要起草人：杨继军、王树强、葛党科、孙连杰、王艳丽、吴广海、柴希军、任文华、陈 琼、康玫、赵英、宋志勇、张妍、王军恒、宁坤、杨延红、高原。 III SY/T6570—2017 油井举升工艺设计编写规范 1范围 本标准规定了陆上油田采油井举升工艺设计编写的基本要求。 本标准适用于陆上油田自喷、常规有杆泵、地面驱动螺杆泵、电动潜油离心泵和连续气举采油井 举升工艺设计的编写。 2规范性引用文件 下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文 件。凡是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。 SY/T5810 连续气举采油井设计及施工作业 SY/T5873 有杆泵抽油系统设计、施工作法 SY/T5904 潜油电泵选井原则及选泵设计方法 SY/T6081—2012采油工程方案设计编写规范 SY/T6690 井下作业井控技术规程 3 油井举升工艺设计依据 3.1 地质设计 满足地质设计要求。 3.2 基础数据 3.2.1 油井钻井数据见表A.1和表A.2。 3.2.2 油井完井数据见表A.3。 3.2.3 油层基本参数见表A.4。 3.2.4 油、气、水性质见表A.5至表A.7。 3.2.5 压力、温度数据见表A.8。 3.2.6 试油成果、试井资料解释结果、本井或邻井近期生产动态情况见表A.9至表A.11。 3.2.7 目前井下管杆柱结构。 3.2.8 套管损坏及井底落物情况见表A.12。 3.2.9 近两次作业描述及原因分析见表A.13。 3.3 地面系统建设情况 地面系统建设工艺现状。 SY/T6570—2017 4油井产能预测 4.1产能预测基本方法 4.1.1 孔隙型油藏油气水三相流入动态计算模型 采用适用于直井、斜井和水平井孔隙型油藏油气水三相流入动态计算模型，如图1所示。 Pb Pufi 9 Aoms 说明： A 油IPR曲线： B 水IPR曲线； C 油气水三相混合IPR曲线； 当井底流压大于油气流入动态的极限产量所对应的压力，单位为兆帕（MPa）； 饱和压力，单位为兆帕（MPa）； P P 油藏平均压力，单位为兆帕（MPa）： Puro 油气水三相流入动态IPR曲线极限产量所对应的压力，单位为兆帕（MPa）： qomax 油单相井底流压降至大气压时的油井最大日产油量，单位为立方米每天（m/d）； qmax 油气水三相井底流压降至大气压时的油井最大日产油量，单位为立方米每天（m/d）： qwma 水单相井底流压降至大气压时的油井最大日产油量，单位为立方米每天（m=/d)。 图1直井、斜井和水平井油气水三相流入动态IPR曲线 4.1.2采液指数计算模型 当不同井底流压时，采液指数的计算如下： 2 SY/T6570—2017 a）当井底流压大于饱和压力时，采液指数的计算见公式（1）： J,: (1) P,-Pwr 式中： J一—采液指数，单位为立方米每天兆帕[m/（d·MPa）]； Q一—对应流压pwr时的产液量，单位为立方米每天（m/d）； 一井底流压，单位为兆帕（MPa)。 b）当井底流压小于饱和压力时，采液指数的计算见公式（2)。其中，多项式回归系数A，、无因 次压力Pp、油气水IPR曲线极限产量所对应的压力PwfG计算分别见公式（3）、公式（4）和 公式（5）： J, = (2) f. (P, - pwr)+(1 - f.)[ppA, / (2c, +C, +3)+ (p-p) A,=1+CPp+CP+C,PD (3) Pp=Pwr/Pp (4) PwfG=npp (5) n为中间变量，可由牛顿迭代法求解，见公式（6）： (1-f)cn+(1-w)c2n²+[(1-f)c-cJwn+cJ-f=0 ........... (6) 式中： A,—多项式回归系数； C，C2，C，c——多项式回归系数， f.——油井含水率，无量纲； 饱和压力，单位为兆帕（MPa）； Pb 一油气水IPR曲线极限产量所对应的压力，单位为兆帕（MPa）。 PwfG C，C，C,的值见表1。当油井的井斜角与表1中的井斜角不等时，根据该井斜角，用线性插值 的方法计算对应的c，见公式（7）： C, = 2c, +C, +3 (7) 表1 不同井斜角时c，c,和c,值 井斜角，（°) 0 15 30 45 60 75 85 88.56 90 0.2 c, 0.2209 0.1311 0.0321 0.0018 0.0010 0.0007 0.0002 0.0005 0.8 0.7791 0.8689 0.9679 0.9179 0.8319 0.8073 0.8034 0.6338 c, 0 0 0 0 0.0839 0.1691 0.1934 0.1964 0.3657 3