稠油油藏钻采方案
稠油油藏开采技术ppt课件
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中途日落油田Potter试验区（27USL井区）
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根据辽河油田的资料，若采用φ177.8mm套 管、φ114.3mm隔热油管，则环空有水时，井筒 总传热2028W/m2℃,环空注入氮气、无水时， 井筒总传热系数为10W/m2℃,即井筒热损失将降 低12倍。
在新疆九6区J11油藏，注氮气后平均周期产 油580t，比上个周期提高218t，周期生产293d， 生产时间延长了51d。与纯蒸汽吞吐的井相比，在 相同条件下，注氮井平均周期产量达到1026t，周 期生产天数293d，油汽比0.45，回采水率104％， 而单纯注蒸汽井平均周期产油238t，周期生产天 数81d，油汽比0.11，回采水率474.％。这相当于 注氮气使蒸汽吞吐地层弹性能量增加0.66倍。
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2、电动潜油泵举升稠油
电动潜油泵(ESPs) 耐温达149℃,泵效4470%, 免修期一般为1419个月。优点是具有处理大流量 的能力,排量一般在164100m3/d；下井深度可达 4500m。缺点是耐温问题限制了下泵深度；不适 用于低产井、高含气井、出砂井和结垢井等。
通过改进, 对于开采稠油,应选用大型马达和 泵,并可调泵级。利用修改的数据设计泵级以处理 高粘度的研究非常成功;现在在委内瑞拉Orinoco 稠油区用电潜泵每天产油400m3以上,并且设备工Hale Waihona Puke 作期平均在14个月以上。12
二、稠油开采新工艺新技术
（一）稠油热采工艺技术
海上疏松砂岩稠油油藏采油工艺配套技术
海上疏松砂岩稠油油藏采油工艺配套技术
海上疏松砂岩稠油油藏是潜在储量丰富、开发技术较复杂的一类油藏。
它们以相对较大的厚度和分布范围发育于深海海域，具有较强的油源表现，但同时又具有较强的物理强度，其油的提采较困难。
是解决海上疏松砂岩油藏采油工艺配套技术首先需要从裂缝性分析入手。
经过现场裂缝收集、特征分析和测位，确定裂缝发育状况和穿透性，形成一个可靠的模型。
裂缝发育状况不仅能有利于提升油藏相对应抽油强度，而且还有利于设计提升油藏量提升技术及提采效果的采选组合。
其次，要以油藏产量和增采比作为重要指标，解决海上疏松砂岩油藏的采油工艺配套技术。
在传统的单井采油方案基础上，依据井网结构、施工及水文地质条件，采用综合分析，对典型的抽油装置、增产方案、产能改进技术等进行采选，以实现更高的增采比。
外部作用因素也是解决海上疏松砂岩油藏采油工艺配套技术的必要手段，外部作用因素也被证实具有可靠的催化作用和调节作用，主要是利用有机化学物质能够影响和改变油藏的流动性，这不仅能有效改善孔隙和裂缝的发育状况，而且还可以增加裂缝的穿透性。
总而言之，解决海上疏松砂岩油藏采油工艺配套技术，必须要综合整合提升油藏裂缝发育状况和穿透性，优化抽油装置和增产方案，实施外部作用技术，方能提高油藏产量和增采比，取得更好的采油效果。
稠油油藏采油方式综述
采稠油 ． 使 之 成 为 可动 用储 量 ． 是 石 油界 一 直探 究的 问题 。
【 关键词 】 稠 油油藏 ； 可动用储 量； 蒸汽吞吐 ； 蒸汽驱
利用微生物方法采油主要是利用微生物 的各种特 性进 行采油 ， 主 要有两种方法 ． 一种是生物表面活性 剂技术 ， 一种是微生物降解技术。 热力采油主要是通过一些工艺措施使油层 温度 升高 ， 降低 稠油粘 ２ ． １生物 表 面 活 性 剂 度， 使稠油易于流动 ， 从 而将稠油采出。其主要 方法 有蒸汽吞吐 、 蒸汽 生物表面活性剂是 微生物在特定 的条 件下生长过程 中分 泌并排 驱、 火烧油层 、 热水驱等。 出体外 的具有表面活性的代谢产 物 一方 面具有化学表面活性剂的共 １ ． １ 蒸 汽吞吐 性 ． 另一方面又有稳定性好 、 抗 盐性 较强 、 受温度 影响小 、 能被生 物降 蒸汽吞吐是 一种相对简单和成熟的注蒸汽 开采稠 油的技术 ． 目 前
１ ． 热 力 采 油
在美 国、 委内瑞拉 、 加拿大广泛应用。 蒸汽吞吐的机理主要是加热近井 地带原油 ． 使之粘 度降低 ． 当生产压力下降时 ， 为地层束缚 水和蒸汽的 闪蒸提供气体 驱动力 近几年蒸汽吞吐技术 的发展主要在于使用各种 助剂改善吞吐效 果 该技术是 ８ Ｏ 年代在委内瑞拉发展起来的 ． 注入的 助剂主要有天然气 、 溶剂ｆ 轻质油） 及高温泡沫剂（ 表面活性剂１ 蒸汽吞吐 技术 的应 用使 油井的动用程度提 高 ，生产周期延长 ，吞 吐采 收率由 １ ５ ％提高到 ２ ０ ％以上 ． 周期 产量及油汽 比可提高 １ ５ 倍 以上 ． 采出程度 可达 ２ ５ ％。 １ ． ２蒸 汽 驱 蒸汽驱是 目前大规模工业化应用的热采技术 ． 成为蒸汽吞吐后提
以增加压力来增强原油 中的溶解能力 ： ②生成有机 酸而 改善原油的性 质： ③利用降解作用将 大分 子的烃类转化 为低 分子的烃 ； ④产 生表面 活性剂以改善原油 的溶解能力 ； ⑤产生生物聚合 物将固结的原油分散
中深层特稠油薄层油藏水平井钻采工艺技术
中深层特稠油薄层油藏水平井钻采工艺技术【摘要】以往的油田开采经验显示，中深层特稠油开发效果比较差，其油藏开采主要存在吸汽能力差、注汽质量差等问题，我们能够采用水平井注汽的方法针对这种油藏的开采，最终改善开采的效果，我们就对这种开采工艺进行简单的分析探讨。
【关键词】中深层特稠油水平井钻采工艺1 中深层特稠油主要的储藏特点1.1 特稠油储藏具有以下的特点油层中的原油稠度大，粘度高，这也造成我们进行常规开采作业时，储层吸汽收到严重影响，操作困难，而且储层中的原油流动性与正常油层相比要差很多。
油藏开采的经济价值大大折扣；油井受到出砂的影响，产能比较低。
正是因为特稠油在注采作业时，由于原油大量的携带砂子，造成储层中的砂粒产生了二次运移现象，当砂粒达到一定的厚度后，会堵塞油层，受其影响渗透率也严重下降。
同时，该储层中的砂子不易于进行分选工作，严重影响了产量，开采的效果比较差且有效期短；原油的储层相对来说要薄一些，常规注汽作业也不能达到作业标准，造成了热采期的有效期非常短。
1.2 中深层稠油储层具有以下的特点这类油藏储层地质类型比较复杂，且呈多样化，其储层的地质环境多为砂岩及砾岩类型，属于双重介质；埋藏比较深，常规的注汽开采作业比较困难，注汽的质量大大折扣，严重的影响了特稠油的进行常规注汽热开采；储层中地质环境复杂，孔隙变化非常大；储层中的原油稠度大。
2 中深层特稠油钻井技术的注意要点2.1 选择合格的钻井套管实际钻井作业中我们发现。
套管在中深层特稠油进行注汽热采井作业时，套管的热应力如果在超临界时非常大，我们需要技术人员对钻井套管的受力情况进行充分的计算，钻井套管就能够正常的完成钻井作业。
针对中深层油层的这些特点，套管必须要能够满足比较高的热稳定性，同时具备一定的韧性。
油井钻井时一般套管预应力比较小，同时必须要考虑到施工作业的安全、钻机能力以及超临界时套管的注汽压力。
2.2 选择符合要求的固井水泥由于中深层特稠油进行热采作业时油井热应力远远大于常规的热采井，因此，固井水泥的选择非常重要，它必须具备一定的机械性能，我们必须严格的进行固井水泥筛选。
塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术
塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术塔河油田位于中国黑龙江省塔河县境内，是中国最大的碳酸盐岩油田之一。
由于该油田的油藏主要是稠油，使其的可采储量非常有限，且开采难度大。
因此，研究塔河油田稠油采油工艺技术显得十分重要。
稠油是指粘度大于100mPa·s、密度在0.85-1.0 g/cm³之间的油品，具有低流动性、高粘度等特点，因此采油难度较大。
稠油采油工艺可以分为表层采油、水平井采油和增油技术三种。
表层采油：表层采油是利用自然产出方式，沿着稠油层地表相近沿线进行开采。
这种方式具有工艺简单、投资小、生产快、勘探难度不大等优点。
但由于生产能力有限，仅适用于小规模的开采。
这种采油方式还利用了低温压降机制，将地表自然气的热能输送到油藏降低油的粘度，提高采收率。
水平井采油：水平井采油是将钻探的井眼水平延伸到油层中进行开采的一种技术。
这种方法是面向深层热稠油储层的，基本上所有的热稠油藏开发都使用水平井。
该技术可提高单口井的采油率，而且还可以增加开采量，延长油田寿命。
当前，水平井采油技术在塔河油田的开发中得到了广泛应用。
增油技术：增油技术是利用一些特殊的油藏工程技术来提高稠油油藏采收率的方法。
该技术适用于复杂油藏的开采，它的基本原理是通过一些油藏工程技术使原本无法被开采的油层产油，从而提高整个油田的采收率。
目前已经出现了多种增油技术，如水驱、气驱、聚合物驱等。
综上所述，塔河油田的稠油采油工艺技术需要综合运用多种技术手段，以克服稠油采油的难度，提高采油效益。
在未来，应该继续进行相关技术的研究，发掘更多的增油技术，探索更高效的稠油采油方法。
稠油开采方案
稠油开采方案1. 引言稠油是指黏度较高的原油，由于其黏度高，相比于常规原油，开采过程更加复杂且困难。
本文将介绍稠油开采的方案，涵盖一些常用的稠油开采技术和方法。
2. 稠油开采技术2.1 热蒸汽注入法热蒸汽注入法是常用于稠油开采的技术之一。
该方法通过注入高温的蒸汽来减低油藏中的原油粘度，降低黏度后，使得原油更易于抽采。
热蒸汽注入法可以分为直接蒸汽驱和蒸汽辅助重力排油两种。
直接蒸汽驱是将高温蒸汽注入到油藏中，通过热蒸汽的温度和压力作用，降低原油的粘度，使得原油流动性得到改善，从而提高采收率。
蒸汽辅助重力排油是通过注入蒸汽从而提高油温，使得原油流动性增加，同时借助地层的自然排水能力，将原油通过重力驱出。
2.2 转矩驱油技术转矩驱油技术是一种基于转子引动原理的稠油开采技术。
该方法通过在井下安装转子设备，利用转子的运动来产生剪切力和推动力，使得原油流动起来。
转矩驱油技术主要用于黏度较高的胶体状原油开采。
2.3 溶剂驱油技术溶剂驱油技术是一种常用的稠油开采方法，通过注入特定的溶剂来降低原油的粘度，提高其流动性。
常用的溶剂包括丙酮、苯和二甲苯等。
该方法可以与蒸汽驱、转矩驱油技术等相结合，提高稠油开采效果。
3. 稠油开采方法3.1 增注增注是指向油层注入特定的驱油剂以改善油层的流动性。
这是一种常用的稠油开采方法，可以提高原油的采收率。
增注方法包括水驱、聚合物驱、碱驱、聚合物-碱联合驱等。
水驱是指注入水来增加原油流动性和驱出原油。
聚合物驱是指注入具有降低粘度的聚合物溶液来改善原油流动性。
碱驱是指注入具有碱性的溶液来降低油藏中的黏土含量，改善原油流动性。
聚合物-碱联合驱是将聚合物驱和碱驱相结合的方法，可以更好地改善稠油开采效果。
3.2 高压气体驱油高压气体驱油是指通过注入高压气体来提高砂岩孔隙中的压力，从而驱使原油流动。
常用的高压气体包括天然气和二氧化碳。
该方法可以提高原油流动性，增加采收率。
3.3 超声波驱油技术超声波驱油技术是一种新兴的稠油开采方法，通过在井下注入超声波来改变原油的流变性质，提高原油的流动性。
浅析超稠油油藏开采方式
浅析超稠油油藏开采方式经济的发展离不开各种自然能源的供应，尤其是天然气、石油等化石能源，更是社会运转的关键动力。
据统计2020年我国石油需求量相较于2017年需求量可能将会出现翻倍的情况。
可是根据资料显示，当前我国原油产量并不能满足现阶段供应需求，这就意味着如果我国无法提高石油采集量，那么在2020年时我国原油能源将会出现巨大缺口。
所以我国石油采集必须予以非常规的有资源例如沥青砂、超稠油、稠油等资源足够的重视。
目前国内常用的超稠油采集法中蒸汽吞吐、降粘剂等都是比较常用的技术。
标签：超稠油；油藏开采；降粘剂0 前言国内超稠油最常见开采方式就是蒸汽吞吐。
不过这种技术方式会受到超稠油粘度影响，造成采油含水率过高，这必然会减少石油产量，使得石油开采率降低。
所以在实际作业时，必须结合超稠油的特征，改良开采方法，热三元复合吞吐正是结合了超稠油特征所创新而出的新型开采技术。
1 国内超稠油技术现状超稠油具有非均质严重、原油粘度大的特征[1]。
所以在开采超稠油的过程中，如果使用蒸汽吞吐必然会导致采集周期不稳定、油层动用不均匀的问题。
现如今，国内超稠油开采方式主要包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油（SAGD）等方式。
（1）蒸汽吞吐。
蒸汽吞吐是最常用的超稠油开采方式，凭借着成熟、简单的操作方法，得到了业界内的一致认同。
蒸汽吞吐即在开采油藏时，定期向油井注入一定量的蒸气，当井内稠油出现融化，粘性降低以后开采。
蒸汽吞吐不仅作业成本低，同时因使用时间久远所以成为了国内发展与应用最成熟的超稠油开采集输。
国内一般将这种技术作为超、特稠油开发方式。
通过这种技术开采超稠油，既能够实现新水平油井挖潜，又能够有效利用老井挖潜。
（2）蒸汽驱。
蒸汽驱这项技术在全球范围内都有广泛的引用，是大规模、工业化常用的超稠油热开采技术，在开采超稠油中获得了良好的实践效果。
蒸汽驱机理为，减少超稠油粘度，进而提高原有的流动性。
目前来看国外对蒸汽驱的应用要远比国内成熟，国外已经实现了蒸汽驱的超稠油开采普及。
月东稠油油藏钻采工程方案研究
作者简 介： 本期 ４ 见 ０页
４ ６
特 种 油 气 藏
第 ９卷
面积 ７ ６ｋ ２ 储 量 ５２ ６×１ ｔ 围 内 部 署 开 发 ． ｍ 、 ０ ０ 范
井 ， 用 一套层 系开 发 。正 方形 井 网、 距 ２ ０ｍ， 采 井 ０
台 １ ， 座 卫星 平 台 ３座 。分 两 批 实施 ， 一 年 实 施 第 ８ ９口 ， 二 年实 施 ９ 第 ８口， 建成 １４×１４ 的原 油 可 ２ ０ ｔ 年产 能力 。
根 据 油 藏 的 地 质与 油 藏 工程 现 状 以及 试 油 情 况， 确定 该 区块 的开 采方 式 为 ： 初期 立足 冷采 ， 适 并
时 转入 蒸汽 吞 吐开采 ； 有 效厚 度 大 于 ３ 含 油 在 ０ｍ，
收 稿 日期 ：０ ２ ３． ５ 改 回 日期 ：０ ２ ）－６ ２ ０ ４ １１ ； ２０ ４３ ０
～
２ 开 发 指 标 与 方 案 设 计 原 则
２ １ 开 发 指 标 ．
３ ｄ 阶段 累积产 油 １０ｔ因此 说 明 ， ２ｔ ， ／ ４ ， 虽然 东 营
组 为稠 油 ， 由于油 层 高孑 、 但 Ｌ 高渗 ， 在采 取 相应 的降 粘措 施后 ， 井仍具 有较 高 的冷采 产能 。 油
第 ９卷 第 ３ 期
２０ ０ ２年 ６月
文 章 编 号 ：１０ —５ ５ ２ ０ ） ３０ ４ —３ ０ ６６ ３ （ ０ ２ ０ －０ ５０
特 种 油 气 藏
Ｓ ｅ ｉｌ０ｉ ａ ｄ Ｇａ ｓ ｒｏｒ ｐ ｃａ １ ｎ ｓ Ｒｅ ｅｖ ｉｓ
Ｖｏ ． Ｎｏ． １９ ３
Ｊ ｎ ２ （ ｕ ． ｏ） ２
东 营组试 油 均获 得 高产油 流 ， 自喷和泵 排 制 在
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第一部分常规热采开发方式采油工程设计
3.1 直井及定向井采油工程方案设计
3.1.1 完井工程设计
3.1.1.1 完井方式
友林稠油油藏出砂普遍，目前开发井都采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式。
根据山东油田稠油开发实践，2013年友林油田超稠油油藏直井（定向井）主体采用套管注加砂水泥预应力固井、射孔完井方式，水泥返至地面，要求固井质量优良。
3.1.1.2 生产管柱设计
3）生产管柱设计
根据理论计算和经济效益对比，2013年部署区直井（定向井）生产管柱选择为：
①油藏埋深≤350m（337口），采用Φ73mm ×5.51mmN80平式油管；
②油藏埋深﹥350m（230口），采用Φ114mm×62mm隔热油管。
按2013年友林油田产能建设实施部署统计，有230口直井（定向井）需要使用隔热油管，按单井平均470m计算，需隔热油管10.81×104m，隔热油管性能参数见表3.1-7和表3.1-8。
表3.1-7 Φ114×62mm隔热油管性能参数
表3.1-8 隔热油管隔热等级参数表
此外，2013年友林油田产能建设实施方案还部署了10口动态监测井，设计单井井深470m。
对抽油生产中采用的Φ73mmN80平式油管和Φ60.3mmN80平式油管进行了强度校核和生产适应性分析（见表3.1-9），两种管柱的强度和生产适应性满足采油要求。
因此，为满足生产和动态监测的要求，动态监测井采用双管结构：主管、副管都采用Φ60.3mm×4.83mmN80平式油管。
表3.1-9 Φ73mm和Φ60.3mm平式油管强度校核
3.1.1.3 油层套管
根据山东油田稠油开发实践，直井和定向井通常采用Φ177.8mm套管。
Φ177.8mm套管井筒半径大，流动阻力较小，有利于稠油流入井筒，也有利于后期防砂及维修作业。
推荐采用Φ177.8mm套管。
全生命周期采油工程方案的实现，依赖于井筒的完好。
而在热采开发中，套管损坏往往导致生产井提前报废。
因此，建议钻井工艺使用TP90H或以上钢级的热采套管，保证井筒完好。
3.1.1.4 射孔工艺
友林油田侏罗系八道湾组压力系数为0.94，原油粘度高，无自喷能力。
因此，射孔方式选择电缆传输方式，具体射孔参数如下：
射孔弹：YD-89弹
孔密：20孔/m
布孔格式：螺旋布孔
布孔相位：60°
射孔液：稠油脱油热水
3.1.1.5 井口
为防止地层破裂发生汽窜，友林超稠油注汽压力应不高于地层破裂压力。
油藏工程要求结合2012年实施区的实际注汽压力情况见表3.1-10，2013年实施区八道湾组井口注汽压力控制在9.0 MPa ～12.0MPa之间。
根据油藏工程设计的注汽参数，采用耐压14MPa的热采井口可以满足要求。
表3.1-10 重18井区2012年投产井井口注汽压力与2013年注汽压力预测
1）生产井：采用KR14-337-65型热采井口，最高工作压力14MPa，最高工
作温度337℃，公称通径65mm；
2）动态监测井：采用KRS14-337-52×52双管热采井口装置，最高工作压力14MPa，最高工作温度337℃，公称通径52×52mm。
3.1.2 举升工艺设计
根据山东油田稠油的成熟举升工艺，推荐该区采用游梁式抽油机加抽油泵的举升方式。
其举升设备选择为：
1）抽油泵
根据地质方案，该区设计单井产能3.5t/d。
已投产开发井的每轮峰值产液量为30.0t/d，每轮平均日产液量不超过15.0t/d。
为满足该区配产要求及后期排液量要求，结合抽油泵的泵效，对Φ44mm和Φ56/38mm泵径的理论排量及泵效50%时排量进行了计算（见表3.1-11）。
表3.1-11 抽油泵排量计算表
从表3.1-11中可以看出，Φ56/38mm和Φ44mm泵可以满足友林油田八道湾组直井（定向井）的产能设计要求。
根据友林前期抽油泵使用情况，推荐：
①生产井采用具有注抽两用功能的Φ56/38mm的反馈泵；
②动态监测井采用Φ44mm整筒泵。
实际生产中，可根据实际沉没度、产液量等及时调整抽汲参数。
2）抽油杆
根据《友林超稠油抽油杆柱标准设计》，结合现场抽油杆柱使用情况，2013年实施区的抽油杆选择推荐如下：
①直井采用Φ19mm的D级抽油杆，光杆选用Φ25mm光杆，配备Φ38mm 的加重杆8～10根（64m～80m）；
②定向井采用Φ19mm的D级抽油杆，光杆选用Φ25mm光杆，配备Φ38mm 的加重杆8～10根（64m～80m）。
为防止抽油杆发生偏磨及脱扣，造斜段每根抽油杆和加重杆都加一个抽油杆扶正器，配备1个防脱器位于光杆下部。
3）抽油机
选取粘度1000mPa.s（以粘度超过1000mPa.s后流动性差，作为停抽点）进
行抽油机选型计算，抽油泵为Φ56/38mm的反馈泵，抽油杆为Φ19mmD级杆，加重杆80m，冲次5-10次/min，抽油机悬点最大载荷及扭矩计算结果见下表3.1-12。
表3.1-12 抽油机最大悬点载荷计算
根据最大悬点载荷计算结果，从满足载荷、冲程的要求考虑，以及2013年实施区井深条件，按照抽油机最大载荷不超过额定载荷75%~80%的标准，推荐2013年新部署区域抽油机如下：
①埋深≤450m（544口井）：采用CYJ4-1.8-13HPF，电机功率7/9/12kW，扭矩13kN.m；
② 450＜埋深≤530m（33口井）：采用CYJ5-1.8-18HPF，电机功率8/12/16kW，扭矩18kN.m。
3.2 水平井采油工程方案设计
3.2.1 完井工程设计
3.2.1.1 完井方式
稠油油藏注蒸汽开发过程中，一般不需要进行压裂、酸化、堵隔水等控制性措施，因此采用筛管完井一方面可以防止地层坍塌，同时对于稠油生产起到一定的防砂作用。
因此，该区水平井完井方式设计为：直井段和斜井段采用下Φ244.5mm技术套管注加砂水泥固井，水平段全部采用裸眼下入Φ177.8mm割缝筛管完井，筛管引鞋至井底距离8m~15m，留有足够的膨胀空间。
根据八道湾组岩石粒度分析（见图 3.2-1），以D50作为筛管缝宽设计，D50=0.5-0.355mm，因此，设计筛管缝宽为0.40mm。
图3.2-1 友林八道湾组岩石粒度分布图
3.2.1.2 生产管柱
水平井均采用双管结构：
1）主管采用Φ88.9mm×6.45mm N80平式油管，管柱结构自下而上依次为：Φ88.9mm引鞋—Φ88.9mm沉砂管—Φ88.9mm打孔管—抽油泵泵筒—Φ88.9mm 平式油管，泵筒位于井斜60°处，Φ88.9mm引鞋下入深度距密封悬挂器3m～5m。
2）副管采用Φ60.3mm×4.83mm N80内接箍油管，副管末端带Φ60.3mm冲砂头，用作注汽、降粘、井下测试等。
首次吞吐时，副管管柱一直下至离井底4m～6m。
3.2.1.3 井口
为防止地层破裂发生汽窜，友林稠油井底注汽压力应不高于地层破裂压力。
根据2013年实施区油藏工程的要求，齐古组井底注汽压力不高于9.0MPa，八道湾组井底注汽压力不高于12.0MPa。
因此水平井采用SKR14-337-78×52型双管热采井口（井口耐温337℃，耐压14MPa）即可满足要求。
3.2.2 举升工艺设计
采用游梁式抽油机加有杆泵的举升方式。
其举升设备为：
1）抽油泵
Φ88.9mm的主管可下入最大泵径为Φ70mm，为满足该区配产要求及后期排液量要求，结合抽油泵的泵效，对Φ56mm和Φ70mm长柱塞低磨阻抽油泵的理论排量及泵效50%时排量进行了计算（见表3.2-1）。
根据地质设计，该区水平井设计产能8.0t/d。
前期峰值产液量为50t/d，为满足水平井长冲程、低冲次的生产要求，建议选用3m冲程的Φ70mm泵，泵下至井斜角60°处。
表3.2-1 抽油泵排量计算表
考虑到不动管柱转抽、最大限度利用热能，因此，该区水平井选用Φ70mm 长柱塞低磨阻抽油泵，该泵可实现注采两用，能在井斜角不大于60°时正常工作。
实际生产中，可根据实际沉没度、产液量等及时调整抽汲参数。
2）抽油杆
考虑到水平井井斜较大，为防止抽油杆发生偏磨及脱扣，抽油杆柱全部采用嵌入式防脱结构。
抽油杆为Φ19mm带背帽的嵌入式D级抽油杆，光杆选用Φ25mm光杆，抽油杆底部接Φ38mm加重杆80m。
由于抽油泵需下入到斜井段，需增加嵌入式扶正器和嵌入式防脱器，实现全井段抽油杆柱扶正、防脱。
3）抽油机
选取粘度1000mPa.s（以粘度超过1000mPa.s作为停抽点）进行抽油机选型计算，抽油泵为Φ70mm泵，抽油杆为Φ19mmD级杆配Φ38mm加重杆80m，冲次4-6次/min，抽油机悬点最大载荷计算结果见表3.2-2。
表3.2-2 抽油机选型计算表
根据最大悬点载荷计算结果，从满足载荷、冲程的要求考虑，按照抽油机最大载荷不超过额定载荷75%~80%的标准，推荐2013年实施区抽油机如下：1）埋深≤480m（48口井）：采用CYJS5-3-18HY，电机功率8/12/16kW，扭
矩18kN.m；
2）埋深＞480m：采用CYJS6-3-26HY，电机功率11/16kW，扭矩26kN.m。
2013年优先实施区的水平井都采用CYJS5-3-18HY型抽油机，共计48口。