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随着全球油气勘探开发重心的转移，资源结构正经历从常规高渗油藏向页岩油气（极低渗）与稠油/油砂（极高粘）的两极分化。尽管两者地质禀赋迥异，但均面临同一核心工程约束：地层能量的快速非线性衰竭与多相流体复杂的流变学特征。本报告剖析了人工举升系统（Artificial Lift Systems, ALS）在此背景下的技术迭代逻辑。分析表明：非常规页岩领域，气举（Gas Lift）凭借对高气液比（GOR）与变工况的适应性确立了主导地位；而稠油热采领域，技术博弈聚焦于耐高温、耐磨蚀与高粘流体输送效率。传统有杆泵（SRP）与电潜泵（ESP）在极端工况下存在显著的物理极限，以全金属螺杆泵（AMPCP）为代表的新型容积式泵展现出卓越的流变适应性。未来，举升技术的演进路径明确指向“无杆化、直驱化、智能化”，即通过井下永磁直驱系统与自适应算法的深度融合，突破机械传动效率瓶颈，实现全生命周期的效能最优。

01、资源禀赋质变与举升系统的定位

全球油气工业正面临从构造油藏向岩性及流体复杂型油藏的战略转型，这一过程重新定义了人工举升系统的核心价值。

1.1 非常规油气藏：

页岩油气开发的本质是克服基质渗透率（<0.1mD）的极限。水平井分段压裂虽能构建人造裂缝网络，但其产量递减曲线呈现典型的双曲线特征，首年递减率常高达 60%-80%。

• 地层压力在“压裂返排”结束后呈指数级下降，自然流动期极短。

• 人工举升系统已从稳产期的辅助手段变为核心生产力。其首要任务是在低流压（Bottomhole Flowing Pressure）条件下最大化排出井筒积液，降低液面载荷，从而维持裂缝网络的导流能力。

1.2 稠油热采（复杂流变性与多相流）

稠油/油砂储层虽具备常规孔渗物性，但流体粘度极高（>1000cP至数千万cP）。热力开采（CSS/SAGD）通过相变传热降低粘度，但引入了高温（>250℃）与多相流问题。

• 水平井长水平段导致沿程摩擦阻力大，加速原油到达饱和压力临界点并析出气体，且热采后期汽窜干扰严重，地层能量不足以支撑高粘流体维持经济流速。

• 人工举升系统面临着严苛的挑战。它不仅需具备极端的耐温能力，还需在含砂、含汽、乳化的复杂多相流环境中保持容积效率。

  

图 1在油井达到经济极限后，人工举升被认为是无需任何井下干预即可提高油井产量的唯一可行方案。深水平井难以实现最佳产能的制约因素在于缺乏合理高效的人工举升系统设计。

图 2阐述了所采用的人工举升方法和技术如何影响油井生命周期内的产量。根据初始产量，随着产量随时间推移而下降，油井⽣命周期内的人工举升方案可能包含⼀种、两种或多达三种不同的人工举升方法。

02、主流举升技术适应性与极限工况剖析

依据流体物性与井筒工况的差异，市场形成了泾渭分明的技术格局。

2.1 轻质油与非常规油气：

在轻质油及页岩油井中，流体流动性良好，核心关注点在于产量剧烈波动与气液比（GOR）变化。

• 气举（Gas Lift）因无井下运动部件、优异的抗气锁能力及对大斜度井筒的适应性，在北美页岩气区占比已超 40%（Baker Hughes, 2023）。

• 考虑经济性，结合生命周期管理，市场已具备完善的选型逻辑：

1. 返排初期（高产、含砂）： 采用水力喷射泵或大排量ESP快速排液。

2. 稳产与递减期： 气举成为首选，平衡了气体处理能力与OpEx。

3. 传统弹性体螺杆泵（PCP）因定子橡胶在高芳烃、高气地层中的溶胀与爆炸减压（RGD）风险，应用受限。

2.2 稠油热采：

高温、高粘、高含砂是热采举升的三大瓶颈因素。

表 2-1 稠油热采领域主流举升技术极限对比

解析：

SRP（有杆泵）： 在注汽井中，由于热胀冷缩导致的泵筒形变及“汽窜”引起的抽空，平均检泵周期（MTBF）极短（部分案例仅40-50天），严重影响生产时率（Run Life）。

ESP（电潜泵）： 虽然在SAGD产液端（主要为冷凝水，粘度低）表现尚可，但在高粘原油区，其剪切乳化效应是致命弱点，且高粘启动扭矩对电机冲击巨大。

AMPCP（全金属螺杆泵）： 以PCM公司技术为代表，采用全金属定子-转子型线配合，彻底解决了弹性体定子的高温失效问题。

数据： 在阿曼某热采油田同等工况下，AMPCP创下 9000小时（>1年） 免修记录，相比同井况ESP（平均寿命2.5个月）展现出数量级的可靠性。其核心在于利用泵送流体自身形成动压润滑膜，在高背压、高粘度下维持了稳定的容积效率。

03、趋势展望：系统融合与无杆化革命

面对未来更复杂的开采环境，人工举升技术的发展不再是单一泵型的改良，而是向驱动方式变革与系统智能化演进。

3.1无杆化（Rodless）

传统有杆系统（SRP/Rod-driven PCP）的杆管偏磨、传输效率低是物理结构决定的瓶颈。基于数百口井的现场数据库对比分析，无杆举升系统展现出优势：

• 消除机械传动与杆柱摩擦损失，系统总效率（System Efficiency）平均提升 30%。

• 井下电机直接做功，日耗电量同比下降 41%，电机功率配置优化 45%。

• 彻底消除杆管偏磨失效，平均检泵周期延长 100%（从200天提升至400天）。

• 集成了井下多参数传感器（压力、温度、振动），不再依赖地面延迟获取的“二手参数”。

3.2特定泵体 + 潜油永磁直驱

未来的主流配置将呈现模块化融合特征：

• 动力端： 潜油永磁同步电机（PMM）。相比感应电机，PMM具有更高的功率密度、更宽的调速范围和更高的效率，是高温井下驱动的理想选择。

• 液力端： 高效容积式泵体。结合PMM的低速大扭矩特性，完美匹配高粘油藏的举升需求。

3.3 智能化：从“盲视”到“感知”

基于实时数据，系统可利用自适应算法自动调节转速/冲次，实现供采协调（Inflow-Outflow Performance Match）与故障预警，达成无人值守的高效生产模式。

参考文献

A Comprehensive Review and Optimization of Artificial Lift Methods in unconventional

An Integrated Life Time Artificial Lift Selection Approach for Tight or Shale Oil Production

Comprehensive Review of Artificial Lift System Applications in Tight Formations

Development of an AMPCP Condition Indicator

Field Performance and Technology Update of All Metal Progressing Cavity

Innovative Solutions in PCP Technologies, Run Life Improvement with

Producing Shale Oil Through Rod Free Artificial Lift, A Case Study

Research and Application of Rod Tubing Wearing Prediction and Anti Wear

Shallow Horizontal Well Cyclic Steam Stimulation in Clastic Unconsolidated

Succesful Application of Metal PCP Rechnology to Maximize Oil Recovery

Successful Application of All-Metal PCP in CSS and Steam Flood to Unlock