井下直驱螺杆泵无杆举升技术
机械有杆、无杆采油技术
2.影响泵效的因素
Q/Qt
(1)
抽油杆柱和油管柱的弹性伸缩
入
Sp S
(2) 气体和充不满的影响 V 液
V活
(3B
1 Bl
3.提高泵效的措施
(1)选择合理的工作方式 ①选用大冲程、小冲次，减小气体影响，降低悬点载荷， 特别是稠油的井。 ②连喷带抽井选用大冲数快速抽汲，以增强诱喷作用。
液击现象：泵充不满生产时，柱塞与泵内液面撞击引 起抽油设备受力急剧变化的现象。
2.漏失对示功图的影响 ① 排出部分的漏失
图10-9 泵排出部分漏失
柱塞的有效吸入行程：
Spu BC
泵效：
BC/S
② 吸入部分漏失
图10-10 吸入凡尔漏失
柱塞的有效吸入行程：
SpedDA
泵效：
DA/S
图10-11 吸入凡尔严重漏失
1)上冲程 抽油杆柱带着柱塞向上运动，柱塞上
的游动阀受管内液柱压力而关闭。
泵内压力降低，固定阀在环形空间液 柱压力(沉没压力)与泵内压力之差的作用 下被打开。
泵内吸入液体、井口排出液体。
泵吸入的条件： 泵内压力(吸入压力)低于沉没压力。
A-上冲程
2)下冲程
柱塞下行，固定阀在重力作用下关闭。 泵内压力增加，当泵内压力大于柱塞以上 液柱压力时，游动阀被顶开。
(一)理论示功图及其分析
1.静载荷作用下的理论示功图
循环过程：下死点A加载完成B上 死点C卸载完成D下死点A
图10-5 静载理论示功图
ABC为上冲程静载荷变化线。AB为加载过程， 加载过程中，游动凡尔和固定凡尔处于关闭 状态；在B点加载完毕，变形结束，柱塞与 泵筒开始发生相对位移，固定凡尔打开而吸 入液体。BC为吸入过程（BC=sP为泵的冲 程），游动凡尔处于关闭状态。
刘官庄稠油无杆举升新工艺探索
刘官庄稠油无杆举升新工艺探索刘官庄油田属于常规稠油油藏，具有原油粘度大、油层温度低、出砂严重等特点，自1966年钻探庄1井以来，先后采用螺杆泵、抽油机有杆泵、水力泵排等多种举升工艺，由于原油进泵困难，均未能实现有效开发。
2014年初以来，通过电加热杆稠油举升工艺的成功突破，打开了刘官庄油田的开发新局面，至目前已建成日产水平233吨，日产气1.5万方的新油田，实现了有效开发、效益动用，形成了10万吨级油田的建设规模。
标签：稠油油藏；电加热；小排量电泵；电动潜油螺杆泵1 现状目前已经投入开发4个断块，主力开采的明化、馆陶、东营、沙河街层系，原油物性以普通稠油为主。
近三年来，根据油藏特性及完钻井型，因藏制宜，采取一井一策举升工艺配套，探索总结出了水平井大尾管入窗、直井泵底阀进液、高温内衬油管防磨保温降阻、定向井特种泵深抽等几大类稠油开发配套工艺技术，基本满足了开发需要。
2 存在问题目前稠油井配套井筒电加热工艺开采，单井月均耗电量4万余度，存在能耗高，管柱磨损、配套设备投入大等问题，在目前低油价的大环境下，生产利润空间小，急需新型的稠油举升替代工艺。
3 刘官庄油田稠油举升工艺现状3.1 定向井、直井短尾管或无尾管配套技术针对定向井、直井，总结出了短尾管配套或直接利用泵底阀作为进液口，充分降低稠油进泵阻力，累计实施19口，总日产油水平82.3吨/天，平均泵效64.9%，累产油2.38万吨，生产稳定。
功勋井庄浅33-41井，初期采用射采连作泵生产5天后泵卡，作业发现尾管全部被稠油堵死，后采用井筒电加热杆，创新配套短尾管举升工艺，已连续正常生产1340天，目前日产液17.7方，日产油10.6吨，含水40%，泵效92.2%，累产油13300吨。
3.2 水平井大尾管入窗技术由于水平井入窗深抽工艺不成熟，原油从井筒流动到抽油泵过程中温降快，阻力大，难以实现进泵生产，创新采用∮89mm大油管作为尾管伸至水平段，创造低摩阻油流通道，泵效显著提高。
井下直驱螺杆泵无杆举升技术
石油勘探与开发 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT
文章编号：1000-0747(2019)03-0594-08 DOI: 10.11698/PED.2019.03.18
井下直驱螺杆泵无杆举升技术
Vol.46 No.3
郝忠献 1，朱世佳 1，裴晓含 1，黄鹏 1，童征 1，王本元 2，李德印 3
（1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2. 中国石油吉林油田公司，吉林松原 138000； 3. 河南新乡市夏烽电器有限公司，河南新乡 453621）
基金项目：中国石油天然气股份有限公司科技项目（2016B-4104）
摘要：针对传统有杆举升系统杆管偏磨严重、系统效率低、检泵周期短等问题，研发了井下直驱螺杆泵无杆举升技
术，介绍了井下电机等关键工具的理论研究和室内实验情况以及举升系统施工工艺，分析了现场应用情况和经济效
益，并与传统抽油机进行了对比。采用井下永磁同步低速大转矩电机直接驱动螺杆泵，提高了系统可靠性和适用性， 室内测试表明该电机能够实现 50～500 r/min 无级调速，运行效率高，输出转矩大。开发了井下电机高承载保护器以 及柔性传动系统等关键配套工具，形成了井下直驱螺杆泵无杆举升工艺，能够满足 139.7 mm（5.5 in）套管的应用需 求，适用于日产液量 5～50 m3 的油井。现场试验应用 100 余井次，应用情况表明该技术能够消除杆管偏磨，相比同 型抽油机节电 30%以上，能够实现安全环保举升，具有良好的应用前景。图 12 表 2 参 32 关键词：无杆举升；井下类号：TE9
文献标识码：A
Submersible direct-drive progressing cavity pump rodless lifting technology
石油开发中的人工举升技术
石油开发中的人工举升技术石油开发是现代工业的重要组成部分之一，而人工举升技术作为其中的一种重要开发方式，起到了不可替代的作用。
本文将对石油开发中的人工举升技术进行深入探讨。
一、人工举升技术的原理与分类人工举升技术是指通过机械设备将原油从井底提升到地面的一种开采方式。
其原理是通过抽油杆传递动力，使油井底部的抽油泵将原油逐层推至地面。
根据抽油机的类型和工作方式，人工举升技术可分为抽油杆泵、潜油泵和螺杆泵三种。
1. 抽油杆泵抽油杆泵是一种常用的人工举升技术，它通过抽油杆连接井口和抽油泵，通过上下运动实现原油的抽送。
此技术具有结构简单、操作方便、适应性强等优点，适用于多种油井开发。
2. 潜油泵潜油泵是一种将抽油泵置于井底的人工举升技术，它通过电缆将电动机与井面上的动力系统连接，通过电能将原油抽上地面。
潜油泵具有适应深井开采、适应高含水量油井和气液井等特点，是一种高效、节能的人工举升技术。
3. 螺杆泵螺杆泵是一种利用螺杆的旋转运动将原油推送至地面的人工举升技术。
相比于其他举升技术，螺杆泵在高粘度、高含水量的油井开采中效果更好，操作简单可靠，节能环保。
二、人工举升技术的发展与应用随着油田勘探开发技术的不断进步，人工举升技术也得到了快速发展。
目前，在全球范围内广泛应用的人工举升技术主要包括电力机械式举升技术、液压机械式举升技术和电力液压式举升技术等。
1. 电力机械式举升技术该技术使用电动机和传动机构，通过电能传递和机械杠杆原理将动力传输到井底，实现原油的提升。
这种技术具有高效、节能、智能化操作等优点，在现代石油开采中得到广泛应用。
2. 液压机械式举升技术液压机械式举升技术是将压力传动原理应用于人工举升中，通过液体的压缩传动动力。
这种技术具有结构简单、运行平稳、适应性强等特点，适用于各种油井开采。
3. 电力液压式举升技术电力液压式举升技术是将电动机与液压泵组合使用，通过电能的转换和液体的压力传递实现原油的提升。
直线电机无杆采油工艺在特殊井型油井试验与应用
直线电机无杆采油工艺在特殊井型油井试验与应用X王 薇(工程技术研究院采油采气工艺研究所,河南郑州 450006) 摘 要:为解决鄂尔多斯南部中浅层定向井、水平井常规有杆泵举升工艺面临的抽油杆偏磨、泵效低、能耗大等突出问题,提出将直线电机与抽油泵结合起来置于井下,由直线电机直接驱动抽油泵做直线运动,省去中间传动转换装置的无杆泵采油工艺。
通过在镇泾油田以及富县工区的试验应用,有效解决了杆管偏磨问题,满足采油工艺自动控制与适应恶劣工作环境的要求,且在节能、降耗等方面效果显著,具有较好的应用前景。
关键词:举升工艺;杆管偏磨;直线电机;节能增效 中图分类号:T E 357 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)14—0007—02 随着鄂尔多斯南部区块产能建设的需求及钻井技术水平的提高,针对具有潜力的中浅层油藏技术开发,各类斜井、大位移定向井、水平井应运而生。
由于受储层地理位置及埋藏深度的限制(300-1800m),形成了鄂南油区特有的“中浅层定向井、中浅层水平井”这一井眼状况,即斜井段的长度远大于直井段,且井斜角及井斜变化程度远高于普通定向井。
这一特点造成了常规有杆泵举升工艺面临抽油杆偏磨严重、泵效低、能耗大等突出问题,在已投入开发的镇泾1井区、镇泾3井区,井斜角一般大于25o ,有些可达37o ,水平位移最大可达750m ,受井斜限制及满足水平位移的要求,使得造斜段上移,平均在500m 左右进入斜井段,抽油泵不可避免的需下入斜井段生产,加之井区内地层水矿化度高,油井工作环境恶劣,统计2011年1-11月份两井区共作业57井次,平均每两个月作业一次,平均检泵周期53天;而在富县新投入开发的一口中浅层水平井,造斜点665m ,最大井斜角90.06°,水平位移1310m ,狗腿度7.67?/30m,井眼弯曲复杂,若采用常规有杆举升工艺,也将面临同样的问题。
为使此类特殊井型油井获得经济有效的举升,开展直线电机无杆采油工艺技术试验,为此类油井开采提供了一个重要技术思路。
直驱型螺杆泵在聚驱井上的应用
直驱型螺杆泵在聚驱井上的应用摘要：分析了新型直驱型螺杆泵的节能效果，指出了直驱型螺杆泵在日常管理中存在的优势与不足。
应用表明，一种新式的直驱型螺杆泵取代老式螺杆泵，解决了传统的异步电机式螺杆泵能耗高，安全性差，维护费用高等问题。
针对卡泵的井，目前主要采取提杆洗井或是憋压洗井方法，但通过调整运行参数，加密洗井可有效减少或避免出现卡泵现象。
关键词：直驱型螺杆泵节能螺杆泵采油技术具有可以举升稠油、适应含砂油井、降低一次投资、安装和管理方便、节能等优点。
传统异步电机式螺杆泵在生产中逐渐的暴露出一些问题，大参数运行时井口震动大，皮带磨损严重，减速器齿轮磨损快，防反转失灵时龙骨式驱动轮存在安全隐患等问题。
防反转装置由电磁控制器控制，柔和平稳、无冲击；减少了更换皮带、加注润滑油等维护性工作量及费用等优点。
为此，引进了一批直驱型螺杆泵，在某队安装8口直驱型螺杆泵进行试验。
通过观察试验效果，提出了直驱型螺杆泵一些比较直观的认识。
1直驱型螺杆泵的优点1.1直驱型螺杆泵能耗低安全性高（1）直驱型螺杆泵依靠立式空心轴电机驱动螺杆泵光杆取消了机械减速器，减少了在防反转失灵使皮带轮飞出的安全隐患。
（2）取消了老式异步电机的动力传动结构，减少了更换皮带和加注润滑油等工作。
某队老式异步电机式螺杆泵平均每月要消耗皮带100组左右，日常维护春秋更换润滑油及生产时需定期观察驱动头是否缺油或机油变质，及时的给驱动头加注润滑油，这项工作每年需消耗润滑油500桶左右。
对比发现，直驱型螺杆泵的运行电流要远远低于异步电机式螺杆泵。
见表1。
以某1503和某1333举例说明。
分析表明，相同的电机功率下直驱型螺杆泵运行电流要远远低于传统异步电机式螺杆泵节电效果明显，通过安装电度表计算，某1503井在29天内耗电13630 KWh；某1333井29天内耗电15080KWh，差值为-1450 KWh。
虽然这两口井参数略有不同，但直驱型螺杆泵节能效果明显。
深层稠油冷采中螺杆泵举升技术的应用分析
深层稠油冷采中螺杆泵举升技术的应用分析举升工艺存在举升困难、负荷大、泵效低、能耗高等问题。
通过技术优选及配套，在井区采用法国 PCM 螺杆泵举升，成功解决了该油藏采用常规抽油机井难开采的问题，为深层稠油冷采提供了一条新的途径，且应用效果好，目前已规模应用，经济效益显著。
关键词: 深层稠油; 冷采; 螺杆泵; 节电1 螺杆泵工作原理螺杆泵分为单螺杆泵和多螺杆泵(双螺杆、三螺杆及五螺杆泵等)。
地面驱动单螺杆抽油泵适用于稀油、稠油、高凝油、高含砂、高含气及含水油井的开采。
因其具有投资少、泵效高、能耗低、结构简单、占地面积小及安装作业维修方便等一系列优点，成为石油开采业势在必行的更新换代产品。
螺杆泵主要由驱动装置、传动轴、转子和定子四大部分组成。
驱动装置为泵提供动力源;传动轴把地面的动力传递给井下的泵转子;转子为采用精加工、表面镀铬工艺的高强度单螺杆，其截面为圆形;定子(即泵筒)是由一种坚固、耐油、抗腐蚀的合成橡胶精磨成型，然后被永久地粘接在钢壳体内而成，具有双螺旋线的内腔;在螺旋转子和定子之间有多个“S”形封闭空腔。
螺杆泵工作时，驱动装置通过传动轴带动井下抽油泵的转子在定子衬套内作行星运动，转子和定子之间的“S”形空腔随转子的旋转面不间断地螺旋上升，由泵下面新形成的空腔完成液体的吸入，液体经转子的螺旋举升在泵上端排出，从而达到不间断连续采油目的。
螺杆泵是一种容积式泵，由于只有螺杆运动，没有阀和复杂的流道，油流扰动少，使水力损失大大降低;螺杆在橡皮衬套表面的运动具有滚动和滑动的性质，使砂粒不易沉积;衬套和螺杆间的容积均匀变化而产生的抽汲和推挤作用，使油气混输的效果较好。
与常规泵相比，螺杆泵具有尺寸小、质量轻、制造容易、维修方便、排量均匀及运动部件少等突出优势。
2 选型及技术配套2．1 螺杆泵根据该井区二叠系梧桐沟组油藏中孔、中渗、埋深 1 700 m 左右、50℃时原油粘度变化范围为 346．40 MPa·s～3 474．00 MPa·s 等因素综合考虑，螺杆泵要满足举升扬程达到 2 000 m，稳定生产排量为 10 m 3 的需求。
科技成果——潜油直驱螺杆泵举升采油技术
科技成果——潜油直驱螺杆泵举升采油技术技术开发单位新乡市夏烽电器有限公司适用范围适用于油气井开采，特别适合于偏磨、高粘度、含砂、含气的陆地油井及海上采油平台的使用。
适用条件：液量范围小于80m3/d，泵挂3000米以内的油井；油井套管5寸及以上；介质粘度小于或等于5000mPa.s（50℃）；砂或其它固体颗粒按体积计算不超过 2.5%，并且最大粒径尺寸不超过1mm；在泵的吸入口，液体、气体的体积比不小于10%；对于常温普通橡胶螺杆泵，油井需满足硫化氢气体＜1%、芳香烃气体＜2%、二氧化碳＜2%、甲烷＜40%、油井含酸＜1%；为了防止螺杆泵井液抽空而烧坏定子橡胶，泵的沉没度应不小于100米。
成果简介该举升技术是由控制柜通过动力电缆驱动井下“潜油直驱电机”，并由电机通过柔性轴直接驱动螺杆泵旋转进行采油。
永磁同步电机无级调速，低转速大扭矩输出，节能高效；无需抽油杆，解决了杆管偏磨、耗能问题；无机械减速装置，免修期长；配备深井测压技术，避免了沉没度不足烧泵问题；控制系统采用长线高矢量控制，实现了3000米超远距离控制；地面为简易井口，无机械动力设备，杜绝了人畜伤亡；井口采油树静密封无泄漏无污染。
技术效果在低渗储层小排量井，百米吨液耗电：1.3-1.95kW•h/100m•t，与常规抽油机相比节能50%左右。
如在长庆油田第九采油厂197-98井，泵挂1800m，产液量2-4m3/d，套管尺寸51/2"。
改造前抽油机日耗电量150kW•h，吨百米电耗2.77kW•h；改造后潜油直驱螺杆泵日耗电量73kW•h，吨百米电耗1.36kW•h；抽油机系统的能耗是潜油直驱螺杆泵系统能耗的2倍，改造后节能效果达到51%。
应用情况目前累计施工103口井。
（1）长庆油田应用33口井，平均泵挂1600米，产液量2-4m3/d，平均免修期500天，分布在长庆油田采油三、五、八、九厂。
（2）大庆油田应用32口井，平均泵挂1100米，产液量10-30m3/d，平均免修期700天，主要分布在大庆油田采油三厂。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
井下直驱螺杆泵无杆举升技术
摘要：中国石油勘探开发研究院依托中国石油天然气集团公司重大科技项目，
结合油井实际生产需求，经过近10年的摸索和试验，联合攻关开发了潜油永磁
同步低速电机，技术思路是采用“潜油永磁同步低速电机+保护器+柔性轴+螺杆泵”结构。
目前这项技术适用油井排量范围是5～50m3/d，满足大部分中国石油油井
举升需求。
关键词：无杆举升；井下直驱螺杆泵；井下电机
1引言
中国石油天然气集团公司油井超过20万口，由于地层能量偏低，人工举升油井占到总井数的95%以上。
人工举升主要有抽油机、螺杆泵、电潜泵、水力泵和
气举等技术和装备，其中有杆泵（抽油机和地面驱动螺杆泵）数量达到了92%。
有杆泵采油是通过抽油杆将动力传到井下，带动井下泵运动将原油举升到地面。
有杆泵采油面临3个方面的生产难题：一是效率低、能耗高，有杆泵采油设备平
均系统效率只有24%，每年消耗的电能约占油田总耗电的一半以上；二是大斜度井、聚驱井、高含水井增多，杆管偏磨问题越来越严重，导致检泵周期短，吉林、长庆油田部分油井由于杆管磨损检泵周期只有300 d左右，远低于抽油机井平均
检泵周期800d。
随着斜井、定向井及水平井数量不断增加，井眼轨迹更加复杂，有杆泵采油杆管磨损现象会更加严重；三是有杆泵采油井口采用光杆盘根动密封，更换不及时会导致原油泄漏，造成安全环保事故。
针对有杆泵采油存在的问题，国内外一直在致力于发展无杆举升技术，目前
比较成熟的是电潜离心泵。
该技术主要适用于日产液50 m3以上的油井，由于中
国石油油井产量普遍偏低，限制了其广泛应用，电潜泵井只有2 000余口。
电潜
螺杆泵是近年发展起来的无杆采油技术之一，与潜油电泵相比，在稠油井、出砂
井中有更好的应用效果。
国内外进行了大量的研究，美国的Centrilift Amoco和加
拿大的KUDU等公司从20世纪90年代开始进行电潜螺杆泵产品的研究，传统的
思路是采用“潜油电机+井下减速器+保护器+螺杆泵”结构方案，该方案中电机转速1450 r/min，通过行星减速器将输出转速降到150 r/min左右，减速比为9∶1。
受到套管内径限制，减速器外径要求在102 mm以内，较大的减速比和尺寸的限制
导致关键部件尺寸过小，机械强度和可靠性不足，多口井试验减速器出现故障。
2井下直驱螺杆泵举升工艺
井下直驱螺杆泵举升系统的设计借鉴了电潜泵系统，分为地面工具和井下机
组两部分。
地面部分包括控制柜主体、变频控制器、数据采集器、数据远程传输
等关键部件。
通过地面控制可以读取电机输入电流、转速以及对电机进行转速调节。
泵挂在1500 m以下时，控制柜需要输入380 V电压，与抽油机相同，泵挂超过1500 m时需要输入660 V电压。
井口电缆穿越工具也与传统电潜泵一致，确保配套工具的互换性和现场作业的便捷性。
井下机组部分包括井下电机、保护器、
柔性轴、螺杆泵、电缆等。
为了消除过流通道和电缆对电机尺寸和功率的影响，
电缆从电机上端接出。
正常工作时，动力从电机轴输出，依次传递到保护器轴、
柔性轴、螺杆泵转子，将井液举升到井口。
井下直驱螺杆泵现场施工工艺简单，主要步骤为：
①将锚定器坐在井口，与电机下端通过73.0 mm油管螺纹连接；②锚定器
下入井内，电机上端坐在井口，将保护器下端和电机上端通过法兰连接，连接电
机和动力电缆，继续下入；③连接柔性轴和电机保护器；④连接柔性轴和螺杆
泵；⑤连接油管至预定泵挂深度，做好地面悬挂器电缆密封，将动力电缆连接到控制柜，安装好井口等设备，开机运转。
井下直驱螺杆泵举升系统及其工艺有以下特点：
①井口无光杆等活动部件，无磨损漏油风险；②相比抽油机，地面控制柜
体积小、重量轻，可以高置，在雨季不会被水淹；③井下驱动螺杆泵采用无杆举升方式，彻底消除杆管磨损，节省因杆管磨损造成的修井费用及更换管杆的费用；
④井下电机调速范围宽，适用油井排量范围宽。
3现场应用情况及经济效益
3.1应用效果
截至目前，井下直驱螺杆泵举升技术已应用100余井次，分布于吉林、大庆、吐哈等油田，相比原井抽油机系统平均节电30%，体现了4个方面的优势。
①显著降低装机功率，节电效果明显，提高系统效率。
表1是国内某油田电潜直驱螺
杆泵与原井抽油机运行情况对比，从表中数据可以看出，相比原井抽油机，井下
直驱螺杆泵装机功率下降了45%，日耗电量降低了41%，系统效率提高了8%，泵效提高了25%，节能提效效果明显。
②实现无杆采油，有效延长杆管偏磨井的检泵周期。
受到井眼轨迹不规则影响，A油田一些抽油机井杆管磨损情况严重，平
均检泵周期只有200 d左右，造成频繁修井、更换杆管等，作业费用高。
选出两
口井开展了井下直驱螺杆泵试验，检泵周期从235 d延长到469 d。
目前正进一步加大现场应用数量。
③实现地面采油装备本质安全。
采用常规抽油机和地面驱动螺杆泵时地面都有活动部件，虽然各油田都加强了管理，但是每年都会出现安全
事故，造成巨大的经济损失和恶劣的社会影响。
井下直驱螺杆泵地面无活动部件，实现采油设备本质安全。
同时，由于没有光杆盘根的跟踪更换作业，不存在井口
漏油问题，在沼泽、湿地及环境敏感区具有显著的优势。
结合目前修井原油不落
地技术，可实现采油及作业安全环保。
④实现远程监测与控制，提高油井生产管理效率。
配套使用市场应用成熟的数据采集器及GPRS远程数据传输技术，重点
对电机运行电流、电压、功率、转速以及油井环空压力等参数进行采集，机组运
行状态能够实时传递到控制中心，操作人员可远程实现电机转速调节、机组启停
等操作，提高了系统管理效率，减轻了采油工人劳动强度。
3.2经济效益
与抽油机相比，井下直驱螺杆泵在一次性投资方面可以减少3.2万元，减少
了10.1%；在日常运行耗电方面，井下直驱螺杆泵日节电66 kW•h，年节电24090 kW•h，单井每年可节省电费1.7万余元。
4结束语
综上所述，通过设计井下低速大转矩电机，基本形成了适应日产液量5～50
m3油井的井下直驱螺杆泵无杆举升技术。
室内数据测试表明设计的井下电机具
有较宽的运行功率范围、较高的效率及低转速下良好的转矩输出能力，能够满足
井下动力驱动螺杆泵运行的需要。
现场试验表明井下直驱螺杆泵举升技术能够降耗、提效及延长检泵周期，消除了地面活动部件，实现地面运行装备本质安全，
适用于斜井及定向井、稠油井、低产低渗油井以及环境敏感区。
同时其总体经济
效益相对于传统的抽油机装备也有明显优势。
参考文献：
[1]刘合，郝忠献，王连刚，等.人工举升技术现状与发展趋势[J].石油学报，2015，36（11）：1441-1448.
[2]窦宏恩.提高有杆抽油系统效率的新理论与新技术[J].石油机械，2001，29（5）：25-28.。