潜油永磁同步电机直驱螺杆泵采油系统 一、系统构成 潜油永磁同步电机直驱螺杆泵采油系统主要包括：潜油永磁同步电机、电机保护器、螺杆泵、控制柜、电缆等几部分。与传统的 “三相异步潜油电机+电机保护器+行星齿轮减速器+减速器保护器+螺杆泵”的采油方式相比，具有两大特色与创新点： （1）采用高效率、高功率密度的潜油永磁同步电机代替三相异步潜油电机，提高了系统效率。与三相异步潜油电机相比，潜油永磁同步电机采用永磁体励磁代替电励磁，在效率、功率密度、功率因数等方面具有一定的优势。 （2）省掉了行星齿轮减速器及其保护器，有效缩短了传动链长度，减少了故障点，进一步提高效率。 二、系统应用 （1）适合高粘稠、高含砂蜡油井开采 随着油田不断开发，高粘稠、高含砂蜡油井逐渐增多，杆式柱塞泵以及电潜离心泵采油方式难以满足要求，潜油永磁同步电机直驱螺杆泵采油系统是此类油井采油的有效手段。 （2）适合大斜度井、水平井开采 新油田的不断发现以及海上油田的开发，大斜度井、水平井日益增加，潜油永磁同步电机直驱螺杆泵采油系统机组长度相对较短，更易通过中、短曲率半径水平井的造斜段，不会发生较大弯曲变形，避免造成机组损伤。 三、市场前景 潜油永磁同步电机直驱螺杆泵采油系统面向油田采油领域，可适用于陆地和海上油田，在大斜度井、水平井及稠油井等复杂井况条件下，应用优势明显。海上油田受平台空间限制，目前均采用电潜泵采油而非地面抽油机，该系统适合如渤海北部、南海部分区域出现稠油井的区块，可以替换现有的带行星齿轮减速器的潜油电泵装置，也可以直接应用于新井采油。陆上油田目标国内为长庆油田、胜利油田、辽河油田、塔里木油田等以稠油井为主的油田，国外为沙特阿拉伯、哈萨克斯坦、塔萨克斯坦、阿曼等中东地区油田，应用情景分为三种：一是替代游梁式抽油机井；二是替代带行星齿轮减速器的电潜螺杆泵井；三是新开发井。 该项目完成产业化后，将具备年产300台（套）生产及系统集成配套能力，预计项目实施期间累计实现销售收入10000万元，新增利润1500万元，新增税收500万元。 前期已与哈萨克斯坦、沙特阿拉伯、塔萨克斯坦、阿曼等国家的油田企业进行了良好地沟通，他们对潜油永磁同步电机直驱螺杆泵系统具有极大的兴趣，迫切希望在油田推广应用，出口前景广阔。2019年5月该技术以样机模型的方式参加美国OTC石油展，引起了众多国外客户的兴趣，洽谈合作意向。 四、项目意义 目前项目整体处于国内领先水平；正在进行潜油永磁同步电机电磁热耦合及振动、系统实时监测及智能调控方面的研究，使系统功能更趋完善，更好地服务油田开发。该项目的成功实施能够有效应对我国斜井、水平井以及高粘稠井逐渐增多的现状，对油田稳产、增产以及“绿色油田”、“数字油田”的建设具有重要意义。在关键核心技术拥有自主知识产权，打破了国外Borets、Novomet等公司的技术垄断，使我国潜油永磁直驱及智能控制技术走在世界前列，通过制定行业标准，规范行业生产活动，促进产品质量提升，引领技术发展，辐射和带动上下游企业发展，拉动配套企业发展，巩固省内采油装备产业集群优势，推动国内采油装备产业的进一步发展。  

采用性能优良的普通表面活性剂的复配技术，较低成本的研制出符合三次采 油用无碱驱油剂。 关键技术：表面活性剂的复配技术。 获得成果：已经有关油田测试，性能优良。 

石油作为一种非再生的化石资源和能源，世界范围内采收率在 30%~60%之间。为提高油藏中的石油采出率，目前我国多数油田主要 经历的依靠天然能量采油、注水注气保持地层压力采油和强化采油等 技术无法满足日益增长的石油需求，残留在地层中的石油资源占到了 50%以上，需要更有效和环保的采收方法。微生物提高石油采收率技 术（Microbial Enhanced Oil Recovery, MEOR）是目前公认的开采油藏 中剩余油和开发利用稠油油藏的最有效的采油方法之一，具有成本低、 污染小、开发效率高、过程控制简单、代谢产物不残留等优点，逐渐 成为世界各国研究进一步开采剩余油藏的技术手段。表面活性物质对 原油进行降解和分散乳化，最终使固态石油变为液态而被开采，是 MEOR 技术最重要的作用机理之一，但目前工业化应用很少，主要原 因在于我国油藏及储集层类型多，原油性质变化大，地质条件复杂， 没有环境适应能力强的菌株应用于石油生产，因而对内源微生物激活 剂和生物乳化剂复配驱油剂研究是工业化应用技术开发的热点。 本项目的生物复配驱油剂在环境适应性方面具有无可比拟的优 势，该复配驱油剂具有一定的黏度，可定向激活油藏内源采油功能菌， 在温度（20~100℃）、盐度（1~20%）、乳化稳定性等方面，展现了较 强的工业化应用潜力，可望能大幅度提高水驱后剩余油的采收率 （5~30%）。 市场应用前景： 从我国的石油市场需求来看，2012 年，我国成品油消费 1.5 亿吨 以上，石油消费超过 2.3 亿吨，目前原油价格在 5000~5500 元/吨，国 内化学驱油成本在 3000~5000 元/吨不等，而 MEOR 平均在 1200 元/ 吨以下，还具有无污染，能耗低等优势。目前，该技术已达到中试阶 段，成功应用于多个油田区块，投入产出比大于 1:5

重油及稠油的化学组成主要为稠环芳烃及大分子烃类，由于其极性大，分子量大，导致他们流动性及互溶性差，因而极易沉积，吸附在它所接触的界面上，表现在原油输送过程中，管壁沉积物增多，阻碍正常运输，必须定时清洗。针对重油及稠油清洗这一难题，本实验室经过多年研究，开发研制了ASPN-1系列产品。经综合评定ASPN—1效果符合工业要求，可直接进行产业化。ASPN-1具有以下优点，1 清洗速度快；2 表面油污去除彻底，使用周期长；3 无须加热，使用灵活，节约了能源；4 设备工艺简单，适合

我国面临着能源短缺与大量石油资源未能有效开发利用的突出问题，目前平均石油采收率 不及35%，约有2/3的石油资源留在地下有待开发。微生物采油是一项经济有效的提高原油采 收率技术，该技术具有成本低、不伤害储层、环境友好等特点，符合能源与环境协调可持续发 展的战略方向。近10年来，针对微生物采油技术的难题进行攻关，系统地研究了微生物在位繁 殖效应与驱油机制和微生物驱油传递与界面反应过程，提出并建立了驱油过程中微生物在位繁 殖效应模型；引入现代分子生物学技术，发展了油藏微生物群落结构与功能微生物的动态监测 与评价技术；开拓性地建立了微生物采油调控技术体系。

我国面临着能源短缺与大量石油资源未能有效开发利用的突出问题，目前平均石油采收率不及35%，约有2/3的石油资源留在地下有待开发。微生物采油是一项经济有效的提高原油采收率技术，该技术具有成本低、不伤害储层、环境友好等特点，符合能源与环境协调可持续发展的战略方向。近10年来，针对微生物采油技术的难题进行攻关，系统地研究了微生物在位繁殖效应与驱油机制和微生物驱油传递与界面反应过程，提出并建立了驱油过程中微生物在位繁殖效应模型；引入现代分子生物学技术，发展了油藏微生物群落结构与功能微生物的动态监测与评价技术；开拓性地建立了微生物采油调控技术体系。研究成果已形成知识产权技术13项，其中，授权发明专利5项、国际PCT专利3项。获2008年上海市科技进步一等奖，2010年获国家科技进步二等奖。

2002年以来，西南石油大学稠油注空气采油科研组在国内外率先提出并从理论、室内实验和现场试验角度对稠油注空气-蒸汽低温氧化高效采油技术进行了系统的研究。先后承担了稠油注空气采油方向的国家863计划项目1项（2006.12-2009.12：海上稠油注空气缓和催化氧化采油技术研究）、CNPC创新基金项目1项（2006.9-2009.3）、辽河油田公司项目3项。发现注空气低温催化氧化采油技术用于稠油开采和稠油注蒸气开采效果明显。该课题关键技术研究成果在辽河油田选定10口试验井(其中垂直井3口，水平井7口)进行了现场施工试验，增油效果明显。

产品详细介绍KBM无框直驱电机系列采用了最新的直接驱动技术。 KBM直驱电机凭借多种多样的规格和转矩，为当今的设计工程师提供了他们所需的高性能、长寿命和便捷的安装。KBM无框力矩电机的优势：• 和负载直接连接，消除了减速机、同步带和滑轮• 零齿隙提供了更好的系统性能• 消除了机器连接设备，降低了机器的整体尺寸• 内置式电机使机器更为紧凑• 大量的标准电机备选，并提供定制化服务，助您更快，更经济的研发您   的机器作为Kollmorgen的系统集成商，慧摩森公司可为您设计、加工、组装和调试KBM全系列的集成产品。

油井采出液在冬季需要加热才能保证外输。有些井场会伴生套管气，因此可使用简单的水套炉燃烧套管气对采出液进行加热，简单经济效果可靠。但也有相当一部分井场没有套管气副产物，这些井场冬季解决原油加热的手段主要有三种：一是使用燃煤锅炉对原油进行加热，二是直接使用电加热，三是使用太阳能装置进行加热。燃煤方案需要外购燃煤，使用中存在一系列的弊端，如冬季运煤困难，煤炭保管成本较高、煤炭丢失，燃煤炉日常看管工作量大等，因环保因素使用受限等问题。电加热方案通过电磁加热或感应加热装置实现，从一次能源利用率角度衡量，显然经济性非常差，但设备最为简单，也基本无需人员维护。太阳能加热装置则需要很大的集热面积及相应安装场地，另外，冬季太阳辐射强度较弱因此集热量有限，并且冬季阴天较多，晚上也没有太阳能，所以太阳能装置仍需要采用电辅助加热以保证阴天和夜晚的热量供应，相比于电加热而言其总体经济性仍不够理想。

注水采油生产工艺中，油气水混合物被输送到联合站进行三相分离，典型的分离工艺是将油气水混合物加热到 45-48℃，送入三相分离器进行三相分离，分离后的原油含水率达到销售标准，废水经过滤沉降、冷却降温、生化处理等手段处理后回注地下，气体则作为生产过程加热的燃料。国内大部分油田井口采出液的含水率一般都在 70%以上，长庆油田约为 50%左右。以含水率 50%为例，水的比热约为原油的两倍，因此用于加热混合物的热量约有 3/4消耗在水中，三相分离后这部分废水携带大量余热回注地下，造成能量浪费。这些用于加热站外来液的能源形式主要有两种：一是附近刚好有天然气采气厂，则可从采气厂引专门的天然气管线供应燃料，经济性较好；附近没有采气厂的，只能烧外输的原油获取热量，经济性非常差并影响原油产量。三相分离器分离出的天然气有限，对解决生产加热作用甚微。