1.水力泵排液原理水力泵排液试油技术是运用水动力学原理，通过地面泵加压，使具有一定压力流量的高压动力液从喷咀喷出，形成高速射流，在射流处形成局部低压区，使地层液进入射流周围，由于射流质点的横向紊动两种液体混合，流入喉管，随着扩散管的逐渐扩大，流速降低，压力升高后，经出油孔排出泵外，返出地面。
2.水力泵排液试油技术的优势通过现场实际应用情况表明，水力泵排液试油技术相比传统抽汲排液试油技术具有以下明显优势：
（1）对于排液深度接近2000m的井，利用抽汲工艺进行排液，工作量大，排液量小，周期延长，强度难以达到排液要求，这是因为抽汲过程中不仅存在液体滑脱现象，工艺本身对沉没度和举升速度也有严格限制，这就严重影响了排液速度和效率；对于井深超过2000m甚至3000m井，抽汲排液技术基本不能应用。
而水力泵排液技术可满足井深<4000m，排液强度达到300m 3 d的排液需求，不仅提高了排液效率，减轻了人工劳动强度，使试油排液周期缩短，并且对地层起到了一定的负压解堵作用，能够实现大限度的认识地层真实产能。同时水力泵可携带压力计，排液求产时井下压力计能连续记录储层的流压变化，据此可计算出储层的生产压差，判断储层的供液能力。
（2）在三低油藏措施改造的各种方法中，压裂是解除地层堵塞，改善油藏渗透率，提高产量的有效工艺措施，但压裂措施在极大提高产量的同时也对地层造成一定的伤害，孔喉水锁，从而在不同的程度上影响了压裂效果，且这种影响随压裂液在地层内滞留时间的延长而增大，尤其在莫里青油田储层具有强烈的水敏性，同时压裂改造井压裂液用量大，这种影响程度更加明显，因此及时有效的将压裂液从地层中返排出来是提高压裂措施效果的关键。
但抽汲工艺的排液强度和速度显然不能达到要求，因此利用水力泵的超强排液能力能够有效避免压裂液对储层的二次污染，真正达到保护油气层，提高地层产能的目的。
（3）水力泵排液真正做到了工作制度可调，排液过程中可随时洗出泵芯，观察井底流压变化，调整匹配喷嘴，喉管和根据需要进行井底取样。实现了资料录取科学，客观，真实。在整个排液求产过程中，井口是完全密封的，动力液与地层液从油，套环形空间排到地面后重新进入动力液罐，通过流量计进入储液罐，不仅计量准确，而且实现密闭循环，达到了安全环保要求。
（4）水力泵排液存在的不足之处是在排液过程中未能实现动力液（水）与地层水的彻底分离，对准确认识地层水性存在困难，但通过应用D函数分析方法和传统水性鉴别方法相结合，已经能够做到相对准确的判断排出水是不是地层产出，并能确定具体产量。
现场应用莫里青断陷2009年总共试油28层，其中利用水力泵排液求产20层，占试油层的71.43.水力泵求产获得工业油流13层，占水力泵作业层的65.例1：伊58井是莫里青油田一口探井，层位双二段，井段3080.2~3074.2m，试油层测井解释为油气同层，2009年9月19日完成该层单层压裂，加陶粒60m 3，压裂液总量为360.9m 3。9月19~9月21日放喷出液117.87m 3，产油量由23.16m 3 d下降到4.08m 3 d，10月1~7日水力泵求产能，泵压为12 MPa~22MPa，日产油65.76m 3。
例2：伊221井，双二段，82，81，80号层，试油井段3166.0~3159.6m，测井解释结果：油层，干层，油层。本层2009年9月18日压裂，压裂液用量346.8 m 3，加陶粒（0.425~0.85mm）56.5m 3，水力泵施工前后历经三次，前两次不同程度出现排液不正常。
次试油：9月23日1400到9月25日1000，施工采用3mm喷嘴14MPa生产第1个班，产水1.6m3，见油花，之后不产液，提高泵压，16 MPa，18MPa，20MPa各生产一班，不产液。低流压9.122MPa，虚拟动液面2217.05m.探砂面3153. 26m，砂面高出射孔井段6.34m.分析认为提高泵压仍不出液主要原因是地层出砂严重导致砂埋。
第二次试油：冲砂后，10月3日采用2.8mm喷嘴，泵压18MPa生产24h产油7.6m 3，产水13.4 m 3，4日000~1330，产油3.1m 3，产水1.1m 3，14 00~2400不产液。5~6日泵压提高至22MPa，无产出。由于瞬间泵压升高过快至26MPa，判断井下泵堵塞停止作业，此次低流压2.59MPa，折算虚拟动液面2640m.洗出泵芯检查，泵芯底端平面变形，喷嘴处有一15mm长细铁屑，喷嘴与喉管间有5 mm圆状锈片，流压曲线显示有泵效无产量，分析认为是由喷嘴堵塞而没有产生有效射流造成的。
检查泵芯各道密封圈，密封圈全部变形，无明显断裂刺漏痕迹，保养完再次下井，10月7日16：20至18：00泵压18MPa工作，无液产出。压力曲线依然显示无泵效。探砂面，地层没有砂埋，检查工作筒，有纵向两道划痕，工作筒和泵芯密封圈不密封可能52油气井测试2010年4月是造成无泵效的主要原因。
第三次试油经过调整工具更换耐高温密封圈，10月22~24日采用3mm喷嘴，泵压18~26MPa排液求产，日产油达到6.7m 3，虚拟动液面降至1900~ 2500m，达到试油目的要求。
例3：伊221井，双二段，48号层，试油井段2925.4~2922.0m，在吸取了本井8280号层施工经验教训基础上，本次施工在工具上进行了改进，使用了新研发的陶瓷柱塞以及耐高温射流泵密封件，并在排液过程中避免泵压升降的幅度，控制井底流压平稳变化，有效预防了地层出砂情况。
施工情况：11月3日至4日泵压14MPa，流压13.5MPa，日产水10m 3；4日至5日泵压16MPa，流压10.9MPa，日产水4.8m 3；5日至6日泵压18 MPa，流压10.0MPa，日产水3.1m 3；6日至7日泵压20MPa，流压8.0MPa，日产水3.1m 3；7日至8日，泵压22MPa，流压6.0MPa，日产水2.7m 3；8日至9日泵压24MPa，流压4.4MPa，日产水3.0m 3；9日至10日泵压26MPa，流压3.0MPa，日产水2.1m 3.从流压曲线分析可以看出，从11月3日至9日，水力泵排液施工正常，地面泵压以2MPad速度累加，对应每24h井底流压为13.5MPa，10.9MPa，8 MPa，6MPa，4.4MPa，3MPa.平均日产水2.9m 3，11月9日动液面位于2592m，排液深度达到设计要求。
结论和建议1.经过在本区20余井次水力泵试油施工，实践证明在井深超过2000m，大规模压裂井以及强水敏性地层中，应用水力泵试油技术能够很好适应排液及时，强度大，掏空深度大的需求，在很大程度上缩短了试油周期，节省了人力物力且有效避免了储层压裂液二次污染，对准确认识和评价储层具有重要意义。
2.随着水力泵试油技术的应用研究，在单纯水力泵试油和压裂水力泵联作试油技术的不断发展过程中，今后在莫里青油田及其他各适应区块要继续推广压裂水力泵联作技术应用范围，并在此基础上研发射孔压裂水力泵三联作技术，进一步减少起下管柱次数，提高排液工作效率。
3.现场施工过程中仍然存在系统工具及备件供应问题。目前水力泵项目主要设备及井下工具数量缺乏，只有少量配件不能满足生产急需，下步工作是尽快实现设备配套和配备齐全易损坏零配件并加紧过滤分离保温动力罐和计量罐的制作，为特殊井下环境水力泵施工提供更好保障。
4.研制或购置反循环排液井下射流泵，应用于气水同出层施工，解决产水气井的井控方面技术难题。加快水力泵地面计量联作工艺技术研究，有望实现天然气井排液以及死井复活等特殊工作。
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