机械采油效率分析

机械采油效率分析（精选七篇）

机械采油效率分析 篇1

火烧山油田位于新疆油田准葛尔东部, 于1987年开发投产。随着油田开发的不断深入, 石油开采及其配套技术水平得到了长足的发展, 开发初期配备选取的常规游梁抽油机逐渐暴露出体积大、平衡率低、能耗高、安全系数低等不足, 已不能满足油田合理高效、经济节能的油田开发要求, 为此2008～2009年对火烧山油田常规游梁抽油机进行了较大规模的节能改造。

1 影响机械采油井系统效率的主要因素

(1) 抽油机型号偏大。

火烧山油井泵深范围为1000～1400m, 抽油机多为8型和10型常规游梁式机型, 抽油机载荷利用率平均为35%, 因考虑了设备的“储备”能力, 所以选择机型及电机功率过大, 抽油机平衡差难以调整。

(2) 电机负载率低。

抽油机配套电机装机功率是由抽油机运行时产生的峰值功率和启动时的启动力矩得出的, 由于抽油机启动时惯性载荷大, 所需力矩大, 为克服抽油机启动时的惯性和正常运行中产生的高峰负荷值, 使得电机功率配置过大, 导致其在实际运行当中负载率低, 输出功率不稳定, 平均输出功率与额定输出功率之比通常为0.3～0.4。在一个冲程中电动机大多数时间里处于轻载运行, 其效率和功率因数偏低, 造成较大的能量损失。从现场测试看, 电动机平均效率只有60%～70%, 与普通异步电动机90%～95%的额定效率相比, 存在较大差距。

(3) 抽油机平衡度低。

抽油机在运行过程中悬点载荷作用在减速箱输出轴上的扭矩随时间的变化是一条正弦曲线, 游梁平衡重量作用在减速箱输出轴上的扭矩也是一条随时间变化的正弦曲线, 两者扭矩方向相反, 相互抵消, 起到降低减速箱输出轴净扭矩峰值的作用。如果平衡重或/和平衡方式选得合适, 不仅可以使电动机上冲程和下冲程给出的能量相等, 并且使曲柄轴扭矩值变化很小, 使电动机、减速箱的载荷均匀, 改善系统的工作状态, 减少能耗, 提高效率。常规游梁式抽油机因机型偏大存在平衡度低, 难以调整的缺陷。

(4) 其他因素。

抽油机的能量损失还有传动皮带、减速箱、换向机构、盘根盒等。由于传动皮带、减速箱和换向机构的效率已达到95%以上, 且盘根盒部分能量损失很小, 可以相对忽略不计, 因此不再作为影响机械采油井系统效率主要因素考虑。

2 提高机械采油井系统效率措施

2.1 改变抽油机平衡方式, 提高平衡度

游梁式抽油机的节能技术就是平衡技术, 从改变平衡方式入手, 将曲柄平衡方式改为下偏杠铃游梁平衡, 使平衡力矩随载荷力矩的变化而变化, 达到静力矩和动力矩的综合平衡, 提高了动态平衡率, 减小了减速器输出峰值扭矩、消除了负扭矩, 降低电机负荷。

2003～2004年在火烧山油田进行了3种形式15台游梁平衡改造, 得出了改造容易且效果最好的外翘式下偏杠铃游梁平衡, 并于2008～2009年完成了136台改造任务, 改造后平衡度合格率由40%提高到80%, 在使用原有电机及控制箱情况下, 电机平均输入电流下降了25%, 电机有功功率下降了14%。

改造前后的抽油机示意图如图1、图2所示。

2.2 优化电机及节能控制箱, 提高节能效果

2.2.1 高转差低速双功率电机及控制装置的使用

高转差率电机主要特点是机械特性软, 遇到换向冲击载荷或上冲程载荷大时, 转速下降, 使抽油机和电动机的扭矩和输入功率变化趋于平缓, 峰值扭矩明显降低, 从而改善了机、杆、泵的配合, 提高了泵的充满系数, 达到系统节能的目的。

自变双功率电机可自动跟踪抽油机负荷的变化, 进行高功率—低功率—高功率双向可逆自动转换。抽油机在负荷较小的情况下, 高功率起动之后自动转换为低功率运行;当低功率运行过载时, 自动转换为高功率运行;当负荷变小后, 自动恢复到低功率运行。双功率抽油机专用电机结构为定子双绕组多抽头, 同时在抽油机配电箱内配套自动判别控制功能, 实现用大功率启动, 满足抽油机启动时需要高启动转矩要求;用小功率运行, 实现在较高负载率下运行, 获得较高的效率与用电功率因数。其缺点是配电箱含功率调整控制器并增加了交流接触器, 结构和维护稍微复杂。

按需要的容量配备和调整电机, 是提高效率减少损失最基本的措施。2008年对36台改造后的抽油机使用该电机及控制箱后, 平均输入电流较未改造下降了31%, 平均实际功率较未改造下降了24%, 节能效果比单一抽油机改造进一步提高 (见表1) 。

2.2.2 高转差率电机及变电压控制装置的使用

变电压控制装置可通过电力电子器件实时调整电动机定子两端的电压以改变电机额定输出功率, 适应负载变化, 改善系统配合, 达到节能目的。同时还具有无功补偿功能, 功率因数得到一定的提高。但这种控制器一般在抽油机轻载时节电效果明显, 重载或平衡不理想时节电效果不明显, 且该装置含有电脑控制部分, 电路复杂, 装置本身及使用和维护成本高。

2009年对100台抽油机改造使用22kW高转差率电机及该控制箱后, 平均输入电流较未改造前下降了25%, 平均实际功率下降了22%, 节能效果也比单一抽油机改造进一步提高 (见表2) 。

2.3 精细调整平衡度, 提升节能效果

由于油井生产为动态管理, 产液量、含水、动液面、油套压的变化对游梁平衡抽油机平衡度影响较大, 因此SY/T 6275-2007标准中抽油机井节能监测合格指标为80≤L≤110。但实际测试中发现, 标准中判定平衡度合格的范围太大, 不能体现抽油机最佳运行状态。

对同一台改造后的抽油机在使用节能电机和节能控制箱时, 利用电能测试仪分别测得在不同的平衡度下, 电机平均功率和有功功率差异较大 (见表3) 。

由此可见游梁平衡抽油机, 调平衡时, 需要按照能耗最小的原则, 通过计算或测试得出最佳平衡重的调整点。电流平衡度一般在90%～100%最为经济, 此时上下行电流最大值和最小值接近一致。平衡度不佳状态下, 最大负荷较高, 双功率电机只在高功率下运行, 变电压控制箱对电机输入电压降低幅度很小, 两者进一步节电效果都不明显。

当平衡度在最佳状态下时, 以上两种情况下电机高效运行, 能耗也最低, 节电作用得以充分地发挥。

通过合理的调整平衡度, 每口油井可进一步节约有功功率0.2～1.0kW, 平均节电0.3kW, 节电效果显著。

3 效益评价

对常规曲柄平衡式抽油机进行尾部下偏杠铃游梁平衡改造后, 同时配用低一级高转差率低速电机及相应的控制柜, 并将抽油机平衡度调整保持在90%～100%, 平均节电率27%。2008～2009年在火烧山油田以该模式整体改造了136台, 改造前平均每台日耗电147.5kWh, 以电价0.8元/ kWh计, 年节约电费158.2万元。

抽油机改造后, 大大简便了调整平衡度和冲程的操作, 提高了操作安全性, 降低了劳动强度, 同时平衡率的大幅提高使抽油机运转更平稳, 曲柄销和尾轴承受交变载荷减轻, 降低了机械事故发生率及维护费用, 有利于延长抽油机使用寿命。

4 结论

机械采油管理规定及技术要求 篇2

第一章 总则

第一条 为建立和完善戈壁能源公司（以下简称公司）机械采油管理体系，提高机械采油管理水平，特制定本规定。

第二条 本规定适用于公司机采管理。

第二章 捞油管理

第三条 捞油职责分工：

1、工程部

与地质部结合制定捞油井生产周期、生产计划的排布、组织协调捞油生产设备合理运行、监督并记录现场生产情况及数据并及时进行反馈、掌握并分析各井液面恢复及合理生产情况、发现生产相关情况及问题及时沟通处理、监督生产现场安全、环保等相关注意事项，负责捞油道路的勘察工作，需要维修处理的及时联系生产部。捞油监督要督促捞油队严格按照捞油周期及捞油深度进行捞油，现场跟踪记录捞油井液面恢复情况，并对目前捞油周期提出合理性调整意见。捞油监督负责每口井生产情况的跟踪，存在问题及时进行上报，严禁弄虚作假，如发现存在作假情况，一经查证捞油监督将予以开除。

2、生产部

负责捞油生产的道路维修、土地协调等相关问题的处理。生产部负责处理各小队或捞油监督上报需维修的道路，在周期生产前进行处理，避免影响捞油井正常周期生产。

3、基层站队

负责本队所辖捞油井的道路、井场日常巡查、维护工作，保证道路、井场顺利畅通，需要帮助处理的及时上报生产部；负责本队所辖新转捞油井的问题井口处理，保证可正常捞油生产。基层站队负责捞油井道路、井场巡查及维护工作，尤其在雨、雪结束后1天内进行巡查，发现道路积水、雪及时处理，如超出小队处理能力范围立即上报生产部。基层站队要对所辖捞油井不定期进行维护，保证边界清晰，避免因井场面积丢失与周边地主发生争议。捞油生产时遇到问题，各基层站队有义务与责任配合捞油监督工作，以确保生产的顺利进行；如发现小队有消极、不配合情况发生，捞油监督有权利对其进行考核。

4、地质部

负责捞液量计量、含水资料管理。

第三章 油井工作参数调整管理

油井工作参数调整是机械采油基础管理的重要工作内容，通过及时、动态调整油井工作参数使油井的流入和产出相匹配，达到提高油井产能、提高机采系统效率、延长油井免修期以及保证设备平稳运行等目的，因此调参工作应得到了各相关部门的高度重视。调参管理工作也是一项技术性很强的工作，需要项目部有关技术部门进行指导和支持，需要基层采油队进行积极的落实，因此严格规范地执行调参工作标准、捋顺调参程序、明确各单位、各部门的管理责任十分重要，为此我们将制定的《油井工作参数调整管理规定》下发给采油队及其他相关单位，以便全面提高全项目部采油工程工作管理水平。

第四条 调参工作的责任主体

1、调参工作主管部门是公司工程部。负责全公司年、季、月调参工作方案的制定，监督、检查和指导；负责调参工作的技术管理；负责调参工作的评比、奖励和考核；

2、油井调参工作实行主管部门负责，分级管理的制度，由采油队负责具体实施；

3、工程技术员全面负责本队的调参技术管理工作，地质技术员从井筒挖潜和地质开发的角度，协助工程技术员做好本队的调参工作。工程技术员和地质技术员负责提出油井工作制度调整技术对策，采油队主管行政领导负责调参工作的具体实施。

第五条 调参工作标准

油井工作参数的调整实行动态监控与定期普查相结合的方法。动态监控是指当油井产液量及相关参数发生变化时要进行及时的调整（持续5天）；当油井进行井下作业时必须要考虑调参的相关内容，不漏掉每一次调整的机会。动态监控主要是抓住重点井动态数据发生变化时的调参工作。

定期普查就是指每月末都对每口油井工作参数进行技术分析，制定月度调参工作计划（上报公司工程部）。每季作出调参工作总结，并上报公司工程部。

油井调参工作标准

（一）调大工作制度的原则

正常抽油井一般情况沉没度大于200米（地层出砂、出泥浆严重的特殊井况井除外，但要在综合记录上标明）、示功图充满系数大于80%、泵效大于60%的井，需要进行参数调整。这部分井应先将冲程调到最大（不能调到最大时要在综合记录上标明原因），需要换泵时要结合油井清检来进行，但要有专门台帐列出需要清检换泵井号。在未换泵前可以先行调大冲数，换泵后及时将冲数调小。例如：十型抽油机当冲次需从4次调到6次时应先进行调整，并在油井清检时32mm泵换为38mm泵后再降低冲数。不能实施换大泵时要进行冲数的调整，但需调整冲数时，采油队要将该井静动态数据及测试原始资料填写《采油队参数调整申请表》上报工程部，经过工程部批准后方可执行。（申请表见附表1）

（二）调小工作制度的原则

1、泵效低于15%、示功图供液差或极差、沉没度低于30米的井；

2、油井井况较差、井内出砂、出泥浆或管杆偏磨严重、免修期较短的井可综合考虑降低工作参数。调小工作制度要先减小冲数，冲数不能满足调参需要时再进行冲程的减小；对于产液量极低的井（日产液2吨以下）可以安装低转速电机或二次减速装置来进一步降低冲次；地面参数调整不了的井可以结合清检换泵。清检换泵的方法和要求同调大工作制度要求相同。

（三）优化不合理工作制度组合

泵效、沉没度在合理范围内，但冲程还可调大、冲数也能降低的井必须首先将冲程调到最大，然后结合泵径和理排情况降低冲数。一般不允许有2米以下冲程、6次/分以上冲数的工作制度组合出现。合理工作制度组合调整应根据长冲程、小冲数、合理泵径的原则来确定。

（四）泵挂的调整

泵挂原则上应保持油井在饱和压力下生产，对于个别井因井况原因需要调整泵挂的的（套变、偏磨、出砂、出泥浆等）必须在油井综合记录上标明。经过井况治理恢复后，泵挂要及时恢复。

对于需调整泵挂的井可结合油井清检进行，但是必须要有需调整泵挂井台帐（可与调参在同一台帐）。

（五）特殊井的调参规定

对于已经改变工作制度也不能解决的高沉没度、低泵效井，采油队要专项技术报告进行详细的情况说明；同时要制定积极的技术对策。没有上述两点工作，视为调参不合理井。

第六条 调参工作管理程序

（一）对于油井动态参数变化明显，符合调参标准，理由充分、井况、设备允许的井，采油队应及时安排参数的调整。这里所叙述的及时为30天时间之内。

（二）对于泵效较低、沉没度较高的井要按如下程序处理

1、核实油井静动态数据。主要有动液面、泵挂、产液量、冲程、冲数、泵径等数据。

2、通过憋泵、测示功图、动液面、计量产液量来判断该井是否泵工作不正常，管柱是否漏失。同时判断该井进液通道是否存在堵塞的现象。

3、查看油井历次修井时间、修井原因、井下工具串装置、历次作业的现场描述等，决定下步采取的措施（洗井、修井或其他）。

4、以上问题的处理过程应由采油技术员负责组织实施，处理后要有处理过程的详细记录。

（三）调参中需要的不同规格马达轮采油队要有一定的计划存量，存量不足时要及时上报给生产部设备管理岗解决。更换电机皮带轮时不能野蛮拆卸，换下皮带轮采油队要按器材管理要求正规管理。以后凡是因皮带轮规格不全、数量缺少等原因影响调参工作的责任主体为基层采油队。

电机和机型的调整采油队也要按资产管理要求及时上报调整计划。

（四）需要结合清检换泵、调整泵挂井要建立单独的调参台帐，并及时掌握该井清检日期。做到凡是提出清检设计时均要检查该井是否需要调整泵径和调整泵挂。

（五）油井调整参数前工程、地质技术员填写《采油队油井参数调整申请表》每月28日上报工程部机采岗，经工程部机采岗与地质部审核后每月30日返回采油队，由采油队负责实施。调参结束后每旬采油技术员用网络传输的方法或电话通知，将该旬的调参工作量上报工程部，月末上报详细的调参报表（同机采报表一起上报）。

（六）每季度末各采油队技术员要进行该季的调参工作总结，二季度和四季度写半年和年度调参工作总结，并上报工程部。同时建立调参后效果跟踪台帐（见附表2），进行调参工作效果分析。

第四章 油井清防蜡管理

第七条 清防蜡剂使用范围

1、地层能量低，有结蜡现象的油井；

2、高含水井、电磁防蜡器安装井等特殊机采井，根据生产需要可适当使用清防蜡剂。

第八条 清防蜡剂使用技术要求

执行《采油用清防蜡剂技术要求》Q/SH 0052-2007。第九条 加清防蜡剂要求

（一）加清防蜡剂前准备工作

1、采油队技术员要认真分析油井产量、含水、电流、载荷等数据，根据拟定的加药周期来确定需要加清防蜡剂的井号及用量，并填写《加清防蜡剂申请表》（见附表3），每月21日前上报工程部，工程部批准后方可实施；

2、各采油队要严格按照申请表中的井号、用药量及加药时间执行，如因生产实际情况需要调整加药井及药量的要及时上报工程部；

3、计划井加药前发现示功图不正常、产量不正常、含水上升等原因，采油队技术员要及时通知工程部并暂停加药，做好记录；

4、使用前检查药品是否存在变质等其他现象，如对药品存在质疑要及时上报工程部并停止使用。

（二）加药过程中的工作

1、采油井组班长要随维修班人员到本井组加药井现场监督加药全过程，直至加药结束。如果发现施工人员不按要求加药或药品质量有问题，有权终止加药，并及时进行上报采油队技术员；

2、入环井因特殊原因影响正常加药时，需将原因及井数上报工程部。

（三）加药后管理工作

1、加药后采油队要在生产日报、综合记录上标明加药井号、用量、日期。

2、采油队要建立《加清防蜡剂台帐》、《特殊井效果跟踪表》。

3、录取资料

加药井前2天要有电流、载荷数据，加药后3-4天要跟踪测量电流载荷数据；各队可根据实际生产情况，每个区块每个月至少选择10口以上具有代表性井，录取功图资料。加药前2天之内要有载荷数据，加药后3-4天要有一次载荷数据。如果加药后载荷上升，连续复取2次载荷资料，复取数据确实证实载荷上升井列入特殊井进行处理，上报工程部并在《清防蜡剂台帐》上备注说明；

采油队技术员负责清防蜡剂使用效果分析、评价，要进行月分析、总结；

加药后,采油队技术员要根据油井产液量、产油量、电流、示功图（充满程度）、含水等资料数据综合分析油井结蜡程度，摸索再次加药时间，并按规定及要求及时通知工程部再次加药井井号、用量，同时要说清楚加药理由，经工程部审批同意后安排加药，加药后管理办法同上所述，否则继续观察分析；

采油队技术员要依据产液量、含水、电流、载荷等生产数据，不断摸索试验，确定更加趋于合理的加药量和加药周期；

采取化学清防蜡井生产不正常必须与工程部联系，制定相应的解决措施。如需检泵作业，采油队技术员亲自到作业现场，检查油管、抽油杆结蜡情况，详细描述结蜡剖面图，并记录在案，月底和机采报表一起上报工程部。

（四）特殊井加清防蜡剂

1、特殊井是指加完清防蜡剂后载荷上升、结蜡严重、结蜡周期较短、含水高载荷有明显上升趋势、安装电磁防蜡器后载荷上升等特殊情况井；

2、此类井要求加药前2天内有载荷、电流数据加药后每2天一次电流、载荷数据，直至摸索清加药周期和用量为止；

3、采油队技术员要认真分析特殊井的资料数据，摸索合理的加药周期及药量，月底将分析结果与机采报表一起上报工程部。

第十条 电磁防蜡器使用范围

偏远井、加清防蜡剂困难、有结蜡现象的油井。第十一条 电磁防蜡器管理要求

每月5日采油队工程技术员需要对上报电磁防蜡器电流进行审核，电流低于0.5A，证明电磁防蜡器出现故障，于每月8日随机采旬报上报电磁防蜡器故障井号，由工程部机采岗与电磁防蜡器厂家联系，组织电磁防蜡器维修。

在维修电磁防蜡器期间，要求采油队现场监督，记录故障原因及更换配件，填写在电磁防蜡器管理台账中，于每月29日上报工程部机采岗。厂家在维修后，需填写电磁防蜡器维修三联单，采油队一份、工程部机采岗一份，厂家一份。在维修过程中检查出的报废电磁防蜡器标明报废原因，填写电磁防蜡器报废申请单，采油队一份、工程部机采岗一份，厂家一份。

第十二条 其它注意事项

1、电流测试要尽量测试电机电路的同一支路，测试电流要录取多个冲程中上行和下行最大电流取其平稳值；

2、测试数据是分析、判断油井结蜡的主要依据，采油队技术员要严格管理、经常督促检查测试工作，确保测试数据及时准确，要严把数据、资料质量关，杜绝虚假数据情况发生；

3、使用密闭加药罐车加药时，注意管线连接及压力，避免出现安全及药品喷溅等污染问题；

4、清防蜡剂为易燃品，要远离氧化剂与火源存放，与其他易燃品隔开，防止暴晒、雨淋，存放在阴凉、干燥、通风处；

5、使用时要确保附近无明火并穿带好安全防护用品。

第五章 机采井热洗管理规定

第十三条 确定机采井热洗范围

1、示功图反映上行载荷变大、下行载荷变小，或产量下降的井；

2、凡尔漏失，通过碰、洗结合的方法，能够处理正常的井；

3、判断为井底脏、进油部分堵塞，能通过热洗处理好的油井；

4、油井卡泵后，通过热洗井可处理好的油井；

5、因油稠而导致示功图变肥或凡尔迟关的井；

6、加清防蜡剂后不能解决油井杆、管的结蜡问题井。第十四条 限制油井洗井界限

1、非注水区域的油井，一般油层没有边水或底水驱动的低含水、高渗透、产气量大的井、不能用泵车进行热洗井；

2、油井有管外串槽，且井口套外返水的井不能进行热水洗井；

3、化学防蜡效果好的井，没有特殊原因，不允许洗井；

4、示功图、产液量无变化的井，无特殊情况不允许洗井；

5、双漏、双失灵，此前出现类似示功图后，洗井无效的油井；

6、诊断确定为管漏、断脱的油井，不许洗井；

7、井下有特殊工具及不具备循环通道的油井，不许洗井。第十五条 洗井前、后的油井生产资料录取规定

1、在油井洗井的前2天之内必须录取示功图、动液面、电流、产量等资料数据；

2、低产井洗井前要核实机采井工作参数，如冲次≤2次在洗井前要及时调大冲次，利于洗井后洗井液返排，尽量减少洗井液对油层的伤害；

3、洗井现场必须按实际情况填写《洗井现场记录》，要求电子版与手写版内容一致；

4、洗井开始半小时后测量一次电流，之后每半小时测量一次电流，直至正常为止；

5、洗井后要跟踪计量产量、录取电流、功图等生产数据，每月分析洗井效果成败及原因；

6、以旬、月度为单位，洗井工作量、洗井效果分析及时上报工程部。

第十六条 洗井注意事项

1、各采油队决定洗井后，工程技术员必须上报工程部机采岗，审核后方可洗井；

2、洗井前检查水温（温度≥65℃）、核实水量（不低于井筒容积2倍）水质是否符合要求；

3、洗井现场，必须由工程技术员或其他队领导现场监督，如发现人手不足时，可向工程部机采岗提前提出，由工程部机采岗负责现场监督；

4、操作人员接好油印，正确连接洗井管线，打开套管闸门，启动洗井泵，开始洗井；

5、洗井的排量由小到大，洗井开始时要控制泵车排量，水量要少要慢；逐步提升泵车排量，直至洗井结束；

6、洗井的过程中如发现上、下冲程缓慢，有蜡卡现象，应加大排量进行洗井，严禁停机；

7、洗井完毕后，现场行车单中井别、洗井原因、用水量填写准确；

8、套压较高（＞1Mpa），供液能力较好的井，泵车热洗时排量可视现场情况调整；

9、套压较低（＜1Mpa），供液能力较差的井，泵洗时一定要注意排量和压力，避免洗井液过多的进入油层，要严格控制洗井时压力和水量，可以采用小排量长时间的方法；

10、遇特殊井如油稠、油水过渡带、卡井、结蜡严重井，根据现场需要可适当的调整洗井水量。

第六章 抽油机平衡管理

第十七条 各采油队要对所管辖油井的平衡进行动态调整，单井平衡率在85%-115%（下行电流峰值／上行电流峰值）为平衡井。

第十八条 各采油队要在每月28日上报本队调平衡计划，按照计划日期进行调整。

第十九条 新井平衡调整要在产量稳定后进行调整；老井发现超、欠平衡时，在发现后5天内进行调整。如老井平衡块已经调到极限，需在抽油机现状调查表备注中标注。

第二十条 对安装尾平衡井，采油队技术员到现场监督，掌握安装进度，安装完尾平衡的油井，及时测试电流，对平衡及时调整。

第二十一条 采油队技术员每旬5日需要对井组测试电流进行检查，保证电流录取的准确性，对出现假电流数据要严格考核。电流原始记录需在工程技术员处存档3月。

第七章 机采系统效率管理

电能能耗是采油井筒提升过程直接生产成本的主要构成部分，机采系统效率是衡量提升过程能耗水平的主要指标，为提高机采系统效率, 增产节能,实现机采系统效率管理工作规范化、程序化，特制定《机采系统效率管理》，此规定适用于机采系统效率管理。

第二十二条 指标制定

年初根据各采油队去年实际完成机采系统效率指标加上当年新井投产井数及预测新井产量，结合公司机采系统实际现状，实现稳步提高，确定各采油队机采系统效率指标，下发到各采油队。

第二十三条 机采系统效率工作的责任主体

1、机采系统效率工作实行主管部门是公司工程部。负责审核年度提升系统效率方案，确定年度工作目标、工作计划与考核政策，落实各基层站队工作进度、审核上报数据的准确性、协调解决实施过程中出现的问题，进行半年、年度工作效果评价，负责机采系统效率工作的技术管理；

2、机采系统效率工作实行主管部门负责，各采油队分级管理。责任主体为基层采油队，完成本年度机采系统效率指标；

3、基层采油队由工程技术员全面负责本队的机采系统效率工作，编制半年、全年测试工作运行计划，分析影响本队机采系统效率因素，提出解决方案。汇总全队机采系统效率工作量，对测试后数据进行录入，不准确数据制定复测计划。

第二十四条 工作管理程序

公司机采系统效率工作一年2次测试，上半年在5月28日上交，下半年在10月28日上交。工程部负责管理制度的制定,进行日常工作检查, 落实各采油队工作计划的执行情况。

采油队具体负责测试工作、数据录取与日常管理工作：

1、要根据本队实际情况制定测试工作运行计划，确保在规定日期内上交机采系统效率数据；

2、在测试时，操作人员严格按照《测试电机功率操作规程》进行操作；

3、测试过程中，间抽井要开抽2小时后，进行测试数据；

4、要对测试的数据进行审核，发现不准确数据，要求测试人员进行复测；（根据产量、冲数、功图、液面、地面效率、井下效率、井下有效功率等数据，找出复测井，如冲数2次，产量0.5吨，测试电机功率6KW，此数据为不准确数据，需要复测）

5、在录取数据时，不允许更改数据；

6、在数据生成后，要与上一年机采系统效率对比分析，找出提高或下降原因；

7、在日常工作中，参数调整、平衡调整、安装新工艺等工作，要有前后机采系统效率对比情况。

第八章 附则

第二十五条 本规定由戈壁能源公司工程部负责解释。第二十六条 本规定自文件下发之日期起实施。附件1：采油队参数调整申请表

附表2：采油队调参跟踪台帐

附表2.xlsx附表1.xlsx 附表3：加清防蜡剂申请表

附表3.xlsx

附表4：特殊井加清防蜡剂效果跟踪台账

附表4.xlsx

戈壁能源公司工程部

提高低产井采油效率的机械采油技术 篇3

随着我国石油资源需求量的不断增加, 为了满足日益增长的需求, 需要不断的增加原油开采量, 随原油不断开采, 地下原油液位不断降低, 地层的能量不断减小。导致许多抽油机在工作过程中, 并不能在满抽条件下工作, 造成了能量的浪费, 严重影响到油田原油开采的效益。特别是低产井的条件下, 这种能量浪费的现象更为严重, 抽油机系统的运行效率更低, 而且该条件下采油设备发生损坏的概率较高, 问题严重的将会导致整口油井的报废。因此在低产井条件下, 研究高效的采油设备和技术显得尤为重要。长冲程抽油机系统的性能稳定, 适应范围广, 而且可以有效的提高抽油机的工作效率和平衡性, 在低产井中具有广阔的应用前景, 文章针对低产井中的采油难题, 设计一种低产井机械采油抽油机, 有效的提高了低产井的采油效率。

一、低产井机械采油抽油机原理

低产井机械采油装置和常规机械采油装置类似, 主要分为两大部分, 机械采油装置地面部分和地下部分。地面设备主要包括机械抽油机和其他地面设备, 以及集输管汇等。地下部分主要包括抽油泵和动力传输装置等。低产井机械采油装置设计布置多个各种类型的传感器。抽油机电机运转后, 带动卷筒运行, 卷筒带动柔性抽油杆进行往复运行, 通过减速机、卷筒、抽油杆和控制系统的共同作用, 将电机的旋转运动转化为井下抽油泵柱塞的往复运动, 柱塞往复运动将能量传递到地层原油中, 原油在柱塞的推动下到达井口。柱塞向下运动的动力来自抽油杆柱的自重, 通过抽油杆和柱塞的往复运动, 完成了原油的开采作业。在低产井抽油机系统设计的过程中, 应当注重系统的节能性和高效性, 首先完成系统的整体设计, 再完成每个具体部分的设计, 实现低产井的高效安全采油。

二、低产井机械采油抽油机设计

低产井机械采油装置采用柔性抽油杆, 抽油杆可以在外力的作用下进行缠绕和弯曲。如何实现几千米长抽油杆的有效旋转排绳是非常重要的, 通过调研国内外先进的排绳装置, 将柔性抽油杆排绳设计为滚筒结构, 抽油杆在拉力和沿滚筒方向力的作用下, 沿滚筒方向作用力的方向是左右变化的, 因此抽油杆在复合力的作用下, 一圈圈的缠绕到滚筒上。柔性抽油杆是一种新型抽油杆, 抽油杆之间基本上没有连接部件, 柔性抽油杆的长度很长, 它是低产井采油装置的关键部分, 也是最容易出现故障的部分。在实际应用过程中, 柔性抽油杆出现故障导致整个系统失效的概率最高, 因此需要进行重点设计。柔性抽油杆的重量要比普通的抽油杆的重量低百分之十五左右, 而且具有良好的机械性能, 运输和安装也比较简单, 对于产量较低的井, 较为适用。柔性抽油杆内部含有铜导线, 铜导线作用是用来信号传输, 铜线可以传输多种井下测量信号。铜线外部是保护层, 保护层同时具有结缘的作用。保护层再往外是钢丝层, 通过钢丝的层层缠绕, 形成了具有较高机械性能的柔性抽油杆。钢丝层的外部还有一层保护皮, 保护皮作用是防止油井中各种腐蚀介质对钢丝的腐蚀。卷筒是储存柔性抽油杆的位置, 同时还能够将电机的旋转运动, 换向成抽油杆的往复运动, 进而为下部的抽油泵提供动力, 卷筒的外形为圆柱型, 柔性抽油杆的缠绕有单层缠绕和多层缠绕两种方式, 由于油井抽油杆长度大, 因此采用多层缠绕的方式。卷筒的材料可以为铸铁或者铸钢, 通常情况下卷筒材料都为铸铁的, 因为铸钢卷筒的成本较高, 而且铸钢滚筒的厚度大。铸铁材料卷筒对柔性抽油杆的伤害较小, 因此卷筒的材料设计为铸铁。抽油机系统的密封性能直接影响到系统的整体效率, 如果系统的密封性能不好, 将会严重的影响到系统的运行效率。油井事故中很大一部分都是由于密封出现问题引起的, 因此需要做好抽油机系统的密封设计, 采用新型高效的密封结构和密封材料, 例如唇式密封、聚四氟乙烯密封材料等。井下抽油泵的柱塞是原油举升到井口的关键装置, 优良的柱塞性能是保证系统运行效率的关键。柱塞的上部连接柔性抽油杆, 柱塞运行的动力来自柔性抽油杆的往复运动, 在柔性抽油杆向上运动时, 带动抽油杆向上运动, 柱塞中橡胶会在压力的作用下膨胀, 使柱塞和柱塞筒之间的密封良好, 从而实现井下原油从井底举升到井口。通过对柱塞结构的不断改进, 新型柱塞筒应用胶筒和胶筒座。胶筒座可以在连接杆进行往复运动, 柱塞向下运功过程中, 胶筒和胶筒座会向上运动, 直至运动到连接杆的最高处, 这样原油就可以从连接杆槽中流过, 同时也可以从胶筒的空间中流过。在重力的作用下, 地层原油到达抽油泵内, 柱塞向上运动过程中, 胶筒和胶筒座会在原油作用下向下运动, 直至运动至连接杆的最低处。这是胶筒座的凹陷部分和胶筒的突起部分完全对紧, 而且胶筒也会在外界压力作用下膨胀变形, 胶筒和油管紧密贴合, 通过这种方式有效的实现了井下抽油泵柱塞的密封, 显著提高了柱塞的工作效率。

结束语

随着原油的不断开采, 油井产量不断降低, 如何提高低产井的运行效率, 提升油田开发效益成为急需解决的问题。低产井抽油机装置电机运转后, 带动卷筒工作, 卷筒带动柔性抽油杆进行往复运行。柔性抽油杆是一种新型的抽油杆, 抽油杆之间基本上没有连接部件, 柔性抽油杆的长度很长, 它是低产井采油装置的关键部分。卷筒是储存柔性抽油杆的位置, 同时还能够将电机的旋转运动, 换向成抽油杆的往复运动。钢卷筒的成本较高, 而且铸钢滚筒的厚度大, 铸铁材料的卷筒对柔性抽油杆的伤害较小。采用新型高效的密封结构和密封材料, 例如唇式密封、聚四氟乙烯密封材料等。通过研究对于提高低产井的采油效率, 降低采油能量消耗, 提升油田开发效益, 具有非常重要的作用。

参考文献

[1]李伟.柔性连续抽油杆提捞式采油技术研究[D].东北石油大学.2011.3.

[2]杨永超, 陈秋芬, 宋新华, 王廷海.钢丝绳柔性抽油杆特性及应用研究[J].钻采工艺, 2000.

机械采油效率分析 篇4

1 研究背景

目前我国的石油开采方式几乎80%都是采用机械设备系统进行采油, 而所使用的机械设备却大都是有杆泵抽油设备这种生产效率较低的机械设备。当然这主要是因为受技术因素和经济因素的限制, 而无法更换较为先进的机械采油设备。有杆泵抽油设备系统主要是以往复抽汲的方式进行石油开采生产。这种机械设备系统构造较为简单, 且操作很方便, 也不需要花费太多的资金进行维修养护, 设备系统的整体造价较低, 单从机械方面来看还较为经济。但从生产效率来讲, 这种机械设备的石油开采效率却是很低的, 这就大大的降低了其整体经济性。机械石油开采所需费用较大, 成本较高, 且浪费了大量的资源。为此, 很有必要对机械采油系统的生产效率问题进行研究, 以提高机械性能水平, 增大石油机采效率, 这也一项具有很大应用意义和发展前景的研究项目。

而在研究的过程中, 最重要的就是要以机械采油系统的运行经济效益为最基本的研究目的, 并在此基础上设计最佳的机采参数组合。而影响机械采油经济效益的主要因素大致有机耗和能耗两种, 而机耗和能耗之前之间又存在着相互依存的关系, 即机耗大则能耗大, 反之亦然。为此在研究提高机械采油系统效率的方法时, 还应该以能耗最低为基本原则进行研究设计。

2 设计原理

2.1 机采系统能量消耗分析

在实际的油田开采进行中, 机采系统的能量消耗主要作用在提升原有时所消耗的有效能量以及机械消耗的其他损失能量。其中有效能量就是有用功, 而损失能耗则为无用功, 主要分为地下无用功和地面无用功两种。地面损失能量主要包括电机损失能量和抽油机摩阻损失能量两个部分;地下损失能量主要包括粘滞摩阻损失能量、滑动摩阻损失能量和水击能耗。其中, 由于水击发生时间非常短促, 其平均功率很低, 故在功率计算中可忽略不计。此外, 还有一种有益于举升的含气原油的溶解气体积膨胀能。

2.2 各种功率的定义及影响因素

(1) 地面损失功率。深井泵生产过程中, 地面抽油机和电机所损耗的功率称作地面损失功率。地面损失功率主要取决于光杆在上冲程中的平均载荷、光杆在下冲程中的平均载荷、光杆功率、冲程、冲次、电机空载功率。

(2) 粘滞损失功率。深井泵生产过程中, 被举升的液体因与油管、抽油杆发生摩擦而损耗的功率称作粘滞损失功率。在深井泵运行的上冲程中, 粘滞损失功率发生在液柱与油管壁之间;在下冲程中, 粘滞损失功率发生在液柱与抽油杆之间。粘滞损失功率取决于举升过程中各段液体粘度、泵挂、管径、杆径、冲程、冲次这6个因素。

(3) 滑动损失功率。因抽油杆与油管发生摩擦以及泵柱塞与泵筒间发生摩擦而损失的功率称作滑动损失功率。滑动损失功率主要取决于井斜的水平轨迹长度、泵的冲程、冲次以及抽油杆重度、杆管材质这5个因素。

(4) 溶解气膨胀功率。原油在举升过程中, 溶解气因所受压力的降低而不断从原油中析出, 从液态转化为气态。这一方面导致物质本身的能量降低, 即内能降低;另一方面, 这部分能量转化成体积膨胀能而作用于举升系统。这一功率称作溶解气膨胀功率。膨胀功率主要取决于原油产量、原油饱和压力、溶解气的溶解系数。、沉没压力和井口油压这5个因素。

(5) 有效功率。在一定扬程下, 将一定排量的井下液体提升到地面所需要的功率称作有效功率。也就是说能够将所消耗的能量转为实际生产量的那部分机械功率。

3 机采参数设计新方法

假设条件:油井的生产液量相对稳定, 即油井的动液面相对稳定 (在一定的产液量、动液面、油套压的前提下) 。设计步骤如下:

(1) 将各种管径、各种杆柱钢级、各种泵径与各种泵挂 (对应科学的杆柱组合) 、各种冲程、各种冲次一一组合, 每一种组合对应着一种机采系统效率, 即对应着一种能量消耗和一种管、杆、泵的投入与年度损耗。

(2) 根据一定的计算方法计算出每一种机采参数组合所对应的输入功率, 计算出每一种组合相应的年度耗电费用, 根据各种管柱、各种杆柱、各种泵的价格, 计算出每一种组合相应的年度机械损耗值, 并考虑一次性投资的年利息。合计出每一组机采参数所对应的机采年耗成本。

(3) 以输入功率最低者或年耗成本最低者为所选择的机采参数, 包括管径、管长、杆柱钢级、泵径、泵挂深度、杆柱组合、冲程、冲次等。

4 结语

综上所述, 在机械采油系统的运行中, 若按照以往的机采参数进行设计组合来实现机械采油生产, 生产效率则相对较低。而通过对其各种无用功率的成因种类进行研究分析后, 对其机采参数进行优化组合, 使各个无用功率的影响因素都做出有效的控制处理措施, 极大的降低了无用功率影响因素对机采效率的影响作用, 在一定程度上提高了有杆泵采油机械系统的开采效率。并经过某些油田的实践证明, 这种优化机采参数的设计理论是具有一定可行性的, 为这些油田的机械采油效率的提高起到很大促进作用, 值得在其他油田生产中推广使用。

参考文献

[1]崔振华, 余国安, 安锦高, 等.有杆抽油系统[M].北京:石油工业出版社, 1994

油井机械采油方法的选择分析 篇5

由于技术的限制, 运用于实际生产的机械采油方法 (图1) 主要有有杆泵采油法和水力泵采油法。这两种采油方法均有其各自的优势和劣势, 我们在选择机械采油方法时要充分考虑, 分析这两种方法的优、劣势。下面就分别介绍一下这两种采油方法各自的特点。

1、油井机械采油过程中的有杆泵采油方法的分析

所谓有杆泵采油就是利用抽油杆上下往复式运动所提供的驱动力, 进而达到机械化采油的目的。考虑到实际生产的情况, 有杆泵采油方法的优劣主要具体表现在一下几个方面:

针对有杆泵采油的应用优势进行分析:有泵采油方式适用范围广, 无特殊要求的油井采油作业均可适用, 同时与该方式配套的设备结构较简单, 而且对操作现场无特殊要求。利用该方法进行油井开采可以将压力降到最低状态;利用有泵采又方式进行油井采油, 其在采油的过程中能够将一部分气体顺便排出, 这样使机械采油免受气体的干扰, 影响;在采油过程中油井的有关参数可能发生变化, 有泵采油方式通过调节有杆泵的相关参数, 以适应油井环境的变化, 确保采油工作的顺利进行;选用有杆泵采用方式可以有效避免腐蚀污垢等问题。

2、针对有杆泵采油的应用劣势进行分析

针对于存在弯曲性状的油井而言, 如果选用有杆泵采油方式, 很可能会因为油井自身的结构使得有杆泵在工作时受到磨损, 从而造成杆泵的毁坏率提高, 使用寿命降低, 使得油井机械采油的经济效益降低, 同时生产也缺乏保证。

针对含砂量较高的油井而言, 如果选用有杆泵采油方式, 可能会出现卡塞及气缩等问题, 从而严重影响机械采油工作的进行。

选用有杆泵采油方式, 因其推油杆的强度与下泵深度的大小有关, 所以其工作性能不稳定, 故障率较高严重影响采油工作的正常运行。

3、油井机械采油过程中的水力泵采油方法的分析

所谓水利泵就是利用液压传动提供的驱动力以达到采油的目的, 取代利用有杆泵进行采油了。考虑到实际生产的情况, 水利泵采油方法的优劣主要具体表现在一下几个方面:

(1) 针对水力泵采油的应用优势进行分析:

a.采用水力泵采油方式进行采油不受下泵深度的限制, 这种采油方式适用于各种超深采油及高产采油等。针对高深度油井, 选用水利泵采油方式可以将排量维持在较高的水平上。

b.选用水利泵采油方式可以根据油井的实际情况进行相应的调节控制, 以确保采油工作的正常进行。同时水利泵配有检测设备, 通过检测设备工作人员可以时刻检测其工作状态, 如出现故障及时维修。

c.采用水利泵采油方式, 可以将高粘度原油或是含蜡原油与水利泵对应的高温动力液进行充分融合, 因而可以有效避免油井出现借蜡问题。

(2) 针对水力泵采油的应用劣势进行分析:

a.选用水利泵采油方式时, 因其利用液压传动提供驱动力, 所以选取怎样的动力液十分重要, 一般情况下选用原油, 当时原油具有可燃性。针对这一点而言, 如果利用水利泵采油时相应出现故障原油泄漏, 则可能会发生火灾。

b.针对固相量较高的油井而言, 如果选用水利泵采油方式, 很可能出现卡泵的现象, 从而影响采油工作的正常进行。

c.选用水利泵采油工方式, 其封隔器装置以下所存在的油井结垢, 是很难处理的, 从而加大后续处理的工作量。

二、油井机械采油方法选择中需要考虑的问题分析

选择合理的油井机械采油方法直接关系到油井采油过程的工作效率及经济效率, 因而在选择油井机械采油方法时要着重考虑以下几个问题:

对油井产能因素的考量:一个油井的实际产能是确定机械采油方式的重要因素。通常采用试井的方式进行估测整个油井的预期产量。再根据该预期产量, 确定与之相适应的机械采油方式。

对油层深度因素的考量:本文介绍的两种采油方式, 因为有杆泵采油方式受到其推油杆自身的限制, 因而只适用于中深井的采油工作, 水利泵采油方式前文已经提到它主要适用于高深油井的采用工作。

对油井位置因素的考量:有杆泵采油方式不适用于市区范围的油井采集, 对于水网地区以及沼泽环境下的油井, 可以优先考虑选用水力泵采油方式。

三、结束语

综合全文的内容可知机械采油方式的选用十分重要, 其直接关系到采油过程的工作效率和经济效益本文主要介绍了有杆泵采油方式及水利泵采油方式的优劣, 并针对这两种方式, 说明在选择机械采油方式时要综合考虑油井的产能, 油层深度及油井的位置。

摘要：本文以当前采油技术为依托, 详细介绍了油井机械采油过程中可供选择的两种采油方法:有杆泵采油及水力泵采油, 分别介绍了这两种机械采油方法的优、劣势, 同时提出进行选择油井机械采油方法时, 所要考虑的问题。

关键词：油井,机械采油有杆泵采油法水力泵采油法

参考文献

[1]刘树贞, 刘建华.油田机械采油以及清污工艺技术的探究[J].才智, 2012, 29:45.[1]刘树贞, 刘建华.油田机械采油以及清污工艺技术的探究[J].才智, 2012, 29:45.

[2]张学钦.论油井机械采油方法的选择[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 03:98.[2]张学钦.论油井机械采油方法的选择[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 03:98.

[3]冯耀忠.油井机械采油方法的选择[J].石油机械, 1989, 12:14-18+5-6.[3]冯耀忠.油井机械采油方法的选择[J].石油机械, 1989, 12:14-18+5-6.

[4]孙喜寿.机械采油方法的正确选择[J].国外油田工程, 1994, 03:13-14.[4]孙喜寿.机械采油方法的正确选择[J].国外油田工程, 1994, 03:13-14.

油田机械采油以及清污工艺技术分析 篇6

1 油田机械采油工艺技术分析

1.1 设备开采石油抽油泵设备效率的解析。

抽油设备是油田业中广泛使用的开采油机械, 电泵井其抽油效率在百分之八十到百分之一百二十之间, 针对抽油泵设备的效率要低上百分之三十来讲是比较低的, 在制造过程中稀释情况比较大, 一些油井供液缺乏, 有的油井尤其比较高, 作业数据具有差距等。在相对的条件下进行对比, 大多开采石油泵的设备效率大多在百分之一百零二, 同时占据了百分之八十的比例, 差不多下降的高度在一千三百五十七米, 这个数字代表着地下油层的含油量还是很高的, 不过大概留存着抽油设备以及数据、技术不准确的缘故。为了能够提升油井的诱喷情况, 就需要使用泵径比较大的抽油设备, 可以在最快的时间内开展油喷作业。

1.2 设备开采石油油井技术使用性解析。

管式泵设备在我国以及全球有了普遍的使用, 由于其构造简便, 在各种液体中都能够使用。不过其在作业中可能会出现出砂、油稠、含气量高等缺点导致效果不理想, 在实际的操作中, 为了能够确保顺利的工作, 一般都要借助其他的工具进行配套生产。油田业使用管式泵采掘到的粘结度, 适宜范畴内的油井。使用到粘结度比较低的油井进行开采, 存在较强的适宜性以及液压反应效果, 能够减少梁式抽油设备 (梁式抽油设备使用是最普遍, 在各个石油大国中都有着广泛的使用, 由于其构造简便, 生产方便, 使用以及养护简单, 符合现在开采的需要, 使用的时间比较长, 并且成本不高。) 载重改变中波动, 能够提升抽油泵工作效率, 减少抽油杆设备在工作中折断的现象, 这样才可以抑制阻碍, 达到最佳的效果。

1.3 设备开采石油泵深与动液面的差值。

油田油井的策划中, 对泵深与动液面的差值是相当关注的, 整体来讲, 六百米的深度, 油井大多达到一千三百八十五点六的沉没, 针对碳酸盐类型的超级深井来说, 推测和预估的不相符, 为了降低由于泵设备导致的修井支出, 能够改善策划, 使油泵设备的泵深与动液面的差值达到最大, 在全部的作业地方都能够进行有用的实施。除此之外, 泵深与动液面的差值的增大不单单有助于增强制造的压力差, 并且还可以降低气体对油泵设备的不良作用, 提升油泵的使用率。不过假如只是单一的增大泵深与动液面的差值, 并不有助于提升工作速度, 而且会减小油泵工作效率, 加大投入费用。这里主要是因为两个方面的原因:第一, 这样油泵的工作载重加大了, 其抽油杆中断的可能性增加;第二, 泵深的加大也有可能会致使油管形状的改变, 维修费用增多。所以, 在加深泵深与动液面的差值方面还必须要伴随着有用的防护方法。

1.4 机械采油井检泵周期分析。

抽油机井检泵周期, 是反应抽油机井管理水平的一项重要指标, 检泵周期的长短不但与完成原Eli生产的任务相关, 而且直接影响到经济成本的控制。所谓的检泵周期就是指上次各种措施后下泵正常启抽之日至本次失效之日的间隔天数。影响检泵周期的因素有以下几点:地层水含量的增加、抽油机油杆的中断, 井下抽油泵的故障等等。引起检泵的原因有地层出砂、原油的粘稠度增高所导致与粘度有关的各种摩擦力增加、井壁损坏导致的使抽油杆失稳产生纵向弯曲和变形等等;引起井下抽油泵故障的原因有地下能量供应不足、油井的水分含量高、井下复杂多样等等。造成电泵井检泵周期短的主要原因也可以分为以下几点:一是由于地下电机处于长期的腐蚀环境, 当油井产出液大于74.02%时, 产出液就会变相, 相关的就会从亲油性变成亲水性, 生成H2S等腐蚀介质对电机严重损坏;二是对参数的设计不完善, 导致电泵欠载, 经常停止工作, 大大的缩短了使用寿命;三是原油的高粘度会经常堵死油管, 电泵无法正常运行。

2 机械采油清污装置的应用

2.1 螺旋输送及液压升降清污装置的应用。

根据它的外形来看, 是一个封闭式的钢制圆筒, 由螺旋方向相反的管外螺旋。当它工作的时候, 管外的螺旋就会利用其工作原理使周围的泥沙松动, 它的转速大小可按照泥沙的性质和行为的效率需要进行调整。这个螺旋输送清污装置尺寸小, 结构比较简单, 比较容易操作, 可以在沉砂池中作业, 而且不会发证泄露。

2.2 半球摇摆转子泵清污装置的应用。

这个半球摇摆转子泵清污歙传送装置, 它是由半球摇摆转子泵、电动机、离合器、台架、皮带轮组成。它的发明主要是针对油田生产中对容积式的特殊要求所发明的一种新式容积泵。当这个机器开始工作的时候, 具有超强的自吸能力, 并对渣油的回收有良好的效果。通过多方面的实验结果, 平均每个月清除了410米, 有效的证明了半球摇摆转子泵工作效果高、操作简单和维护方便的事实。

2.3 蟹耙式清污装置的应用。

该装置主要是由物料盘、蟹耙钳、输送带和电动机等组成的。当它进行工作的时候, 需要人工将其推到沉砂池边, 并把物料盘插入泥沙之中, 启动后, 两个蟹耙钳将交错的把泥沙耙到运料输送带上。它的结构相当简单, 具有一定的机动性, 但是由于自身的特性, 清理泥沙不是很彻底, 在如今的许多油田已经淘汰了这种比较老式的清污装置, 但是一些少部分小油田还在应用。不管清理的效果好坏, 毕竟代替了人工操作。

3 结束语

文章对油田设备开采石油和清理污染措施方面进行了简单的讲述, 对于开采石油业的真实状况, 对很多清理污染的设备展开了图形案例的解析。这里半球摇摆转子泵清理污染设备, 在相同设备中比较突出的, 因为其造价低廉、使用简便、养护方便等优点, 在很大程度上降低了工人的劳动, 提升了经济利益, 在国内的石油开采行业的整体前进上, 和国际上先进的措施相比较我们还是很落后的, 要时常引进国外的先进技术以及措施, 慢慢的改善我们工作中不完整的地方, 这样才能够适应世界的脚步, 使国内的石油业有更大的前进。

摘要：油田的开采运用在现在全球中受到了广泛的关注, 因为油田的矛盾, 在和平相处中出现了不协调的现象。伴随着地下能源的慢慢缺乏以及含水量的提升, 传统的自喷井完全不能够满足现代化工业发展的需要, 油田设备开采石油就顺势而生。现在国内的大规模油田一共有十九个, 规模最大的是大庆油田, 其使用设备开采石油上升到了百分之九十五的比例, 按照现在的开采形式来讲, 还有着上升的可能性, 不过油田设备开采石油清理污染的措施水平前进的比较慢。文章主要讲述了对石油运用设备进行开采和清理污染的措施。

关键词：油田,机械采油,清污,工艺技术

参考文献

[1]蔡志刚, 李书阁, 王绍维, 隋胜利.华北油田机械采油工艺现状及发展方向[J].石油钻采工艺, 1996 (05) .

[2]谭海荣.国内外机械采油技术发展综述[J].内蒙古石油化工, 2008 (04) .

[3]胡永全, 雍启东, 田继东, 梁保伟.机械采油方式的适应性评价[J].石油机械, 1997 (11) .

机械采油效率分析 篇7

1.1 用能情况

2008年全厂耗能总量为2.989 5×104 t标煤。其中原油3 345 t、电5 275×104 k Wh、天然气1 401×104 m3，分别占采油厂总用能量的15.98%、21.69%、62.33%，如表1所示。

就分系统而言，采油厂轻烃处理系统能耗最大，占采油厂能耗总量的40.3%，机采系统次之，占采油厂能耗总量的36.57%，再者就是注水和原油集输系统，分别占采油厂能耗总量的20.42%以及2.71%。

1.2 系统设备现状

1.2.1 机采系统

目前机采系统在用抽油机183台，电机功率5 222 k W, 2008共测试129台，系统效率小于10%的20口，10%～20%的25口，20%～30%的27口，30%以上的57口，其中最高为91.3%，最低为0.5%。在举升方式方面，目前有有杆泵、电潜泵和自喷采油。其中有杆泵采油144口为主导采油方式，其开井数占到了总开井数的92.7%，而电潜泵15口，仅占开井数的5.2%。

1.2.2 注水系统

注水系统共有3座柱塞泵站，注水泵28台，其中联合站17台，米登8台，红胡3台，总装机功率5 625 k W。单井增压泵27台，装机功率738 k W。通过历年系统效率测试注水泵系统平均效率94.06%，单井增压泵系统平均效率为45.23%。

1.2.3 集输系统

采油厂共有5座原油集输泵站，其中联合站1座，计量接转站4座，共有11台输油泵机组，总装机功率888 k W。

1.2.4 加热系统

采油厂共有燃气加热炉6台，其中轻烃导热油炉1套，原油加热炉2套，采暖伴热3套，总装机负荷1.415×104k W。

1.2.5 供电系统

采油厂目前共有各类变压器172台套，其中单井、外围站变压器156台，其他15台，总装机容量26 376 k VA。

2 2008年采油厂系统效率测试情况

2008年采油厂共组织系统常规效率测试210台次，其中机采系统测试129口、注水机组测试26套、输油系统测试6台、加热系统测试5台、供电系统测试44台，具体测试情况如表2所示。

2.1 机采系统

2008年油井测试129井次平均系统效率28.73%，其中系统效率低于10%油井占测试井数的15.5%，10%～20%的油井占测试井数19.38%，20%～30%的油井占20.93%，30%～40%的油井占测试井数14.73%，40%～50%的油井占测试井数16.28%，大于50%的油井占测试井数13.18%，具体测设情况如表3、表4所示。

2.2 注水系统

共组织注水泵机组效率测试26台次，测试平均机组效率为94.06%，测试情况如表5所示。

2.3 集输系统

共组织输油泵机组效率测试6台次，测试平均系统效率为37.75%，测设情况如表6所示。

2.4 加热系统

共组织加热炉测试5台次，测试系统效率为82.73%，具体测设情况如表7所示。

2.5 供电系统

共组织对温五线进行变压器测试44台次。具体测设情况如表8所示。

3 系统效率分析

3.1 机采系统

2008年温米采油厂平均吨液耗电量为42.7 k Wh/t，但是由于含水上升，平均吨液耗电量有较高的增长。采油方式中，抽油机井的吨液耗电量最低，通过参数优化，配套节能设备等措施，吨液耗电量与2007年相比，下降了4k Wh/t;电潜泵井吨液耗电量为65.4k Wh/t，耗能高。采油举升方式能耗状况如表9所示。

有杆泵是采油厂主要的采油方式。虽然，油杆泵作为一种最成熟的举升工艺，有许多优点，但是它不能完全满足现场的需要。首先，油杆泵用于高粘度产出液举升时，往往造成抽油杆缓下、泵充满系数低，导致油井低效生产。其次，油杆泵提液潜力有限，对于注采对应好，能量充足的油井，往往不能协调油层的供液潜力及抽油设备的排液能力。因此，有必要引进推广其他机械采油方式。

机采系统效率分析。根据2008年油井测试数据和分析，机采系统影响系统效率的节点主要有以下几个因素：

3.1.1 电机功率太大

由于油井抽油机电机拖动具有高转矩启动、低转矩运行的特点，造成抽油机匹配的电机功率过大。2008年测设129口油井平均装机功率29.44 k W，输入功率仅为8.46 k W，按电机效率90%计算，电机自身损耗至少3 k W，占平均输入功率的35%左右。

解决办法：

(1)使用启动力矩大的永磁电机来降低油井装机功率;

(2)使用节能控制柜启动，降压小功率运行来变相降低油井的电机装机功率;

(3)使用变频调速器，对于生产要求冲次低的油井可以使用调速器来降低油井电机装机功率。

3.1.2 抽油机地面传动效率低

影响抽油机的传动效率的因素主要是皮带、减速箱、四连杆、抽油机平衡度等因素，其中变速箱老化造成的串轴、齿轮啮合摩擦及抽油机平衡度差等造成损耗较大，通过计算机输入功率减平均杆功率和电机损耗可以计算出抽油机地面传动因素的损耗，大概占平均输入功率12.14 k W的20%～30%，可以通过更换变速箱，调整平衡度等解决部分问题。

3.1.3 井下效率低

井下效率低的主要因素有泵效和杆管摩擦等。据统计泵效低于30%的抽油井72口，通过分析杆功率、提液所需的理论功率，可以计算出这部分损耗占输入功率的15%～25%，通过使用调偏井口和井下扶正器、电泵等来解决油井偏磨问题，合理配置生产参数提高泵的充满系数解决泵效低的问题。

3.2 注水系统效率分析

影响注水系统效率的因素主要有泵机组效率和管网效率2个方面：

(1)部分注水站泵型搭配不合理，难以适应外部管网注水量变化的需要，无法解决供水能力与注水匹配的问题，不仅使泵机组效率低，而且造成能耗增加。

(2)注水站设备电气保护系统，由于年久维修能力跟不上，系统功能受到影响，设备运行状态不能做到自动监测，同时注水泵机组使用年限超过10年，也影响机组运行效率。

(3)由于管线节垢、输送距离远等原因，造成注水管网压力损失大，影响了管网效率的提高。目前注水系统平均干压27 MPa，配水间平均来水压力26.3 MPa，平均干压损失0.7 MPa，配水间平均阀控损失1.29 MPa，平均单井管线压力损失2.3 MPa，注水单井平均注水压力为22.71 MPa。

以上问题解决方法为：

(1)更换部分老化严重的机泵为新型高效机泵，以便实现优化注水站机组泵组合，平稳注水站干压，提高注水系统效率。目前各注水站搭配不合理，不能小幅度调节注水量，供水能力与注水量难以匹配。建议对各注水站机泵实施优化组合，按照不同泵型排量差，实现各注水站所辖区域的注水量调节，以稳定注水干压。

(2)目前各注水站注水干线相互连通，单个注水站所属区域油压存在不同。建议通过技术改造，对各注水站分站独立运行，并对注水站结合部的配水间进行流程改造，实现双向供水。

(3)降低注水干压，减少压力损失。

3.3 集输系统效率分析

集输系统效率影响因素包括：

(1)联合站的进站原油游离水脱水效率不高，脱水后进加热炉耗费能源大。如进行采用二次分水改造，可使含水降低为，仅节能加热炉一天就可以节约25 080 k J的热量，再加上提升等所用能量，节能潜力非常大。

(2)输油效率较低，主要原因为目前泵型较大，输油管线细，干线回压高(在3.6 MPa左右)，无法及时外输液量，造成效率低。

(3)油量不断降低影响，造成油气连续输油量减少，导致输油管线结蜡加剧，增加外输压力，减少输油量。解决方法为进行二次分水、外输管线改造，对联合站基泵进行更新，需要开大泵和小泵配合输油。

3.4 加热炉系统效率分析

影响加热炉系统效率的主要因素为：

(1)加热炉空气过剩系数过高，在加热炉运行的不合理区(合理区空气过剩系数为1.1～1.5)的有3台，其中加热炉空气过剩系数最高为轻烃导热油炉达2.67。

(2)加热炉的排烟温度过高，加热炉的排烟温度在不合理区的有2台，造成加热炉排烟热损失达25.71%，其中排烟温度最高的是导热油炉达285.7℃，150～200℃之间的有3台。改造为高效燃烧器，配合自动控制系统，自动控制进风量，降低空气过剩系数，使加热炉的排烟温度控制在200℃以下，减少排烟热损失，至少有提高加热炉效率10%以上的节能潜力。

3.5 供电系统效率分析

(1)功率因数达到标准合格指标的变压器28台，合格率达到93.33%，主要原因是在供电变压器的低压侧均安装了自动无功功率补偿器，提高了用电质量，补偿了变压器上端的无功电流，供电线路的功率因数有所提高;未达到合格指标的变压器16台，主要原因是用电负荷空载或轻载，有14台变压器空载，影响了变压器侧功率因数指标的合格水平。

(2)变压器负载率达到合格指标的5台，合格率为16.67%。主要原因由于变压器所带负荷偏小，变压器的负载率有所下降，其次，空载和轻载变压器的负载率较低。

4 提高系统效率的对策措施

2009年以来，结合2008年5大系统效率测试情况，开展以下整改措施：

4.1 机采系统

4.1.1 地面部分

(1)推广使用永磁电动机淘汰目前在用的全部37 k W、22 k W异步电动机100台，平均减少电动机装机功率4.7 k W。应用低冲次小容量电动机、变频器加永磁电动机组合等技术、设备35台套，更新多次修复电动机15台。

(2)维修抽油机减速箱16台，新井配套节能型抽油机、电动机20套，节能型变压器12台。

(3)应用节能型控制柜、变频拖动装置、空抽控制器等36台套。

(4)加强抽油机日常管理，整改抽油机平衡76台次。

4.1.2 地下部分

(1)低泵效油井整理，对泵效30%～50%的油井，作为日常参数优化的主要内容，冲次明显偏大的下调1～2个冲次。

(2)进行作业参数优化，对高泵效、高冲次油井进行泵径升级，对沉没度大于300 m的油井上提泵挂。

(3)优化液量结构，对冲次大于5次的油井进行冲次优化。

(4)推广应用井口调偏装置、井底扶正装置和节能锚。

4.2 注水系统

注水系统的主要工作：

(1)围绕优化开泵组合，减小开泵注水能力与实际需求水量之间的差距，减小节流损失，提高效率做工作。加快注水机泵组合优化进度，按照优化方案进行调整，如表10所示。

(2)提高污水处理质量，减少因注水水质差对注水管网的腐蚀和效率的影响。

(3)通过优化注水站开泵组合，结合管网优化改造，降低注水干压。同时对各注水站自动控制系统进行技术改造，对各运行机泵实行在线实时监控，确保各泵及组在高效区运行，对注水站流量计量系统进行技术改造，提高注水计量准确度。

4.3 集输系统（建议）

(1)对联合站机泵进行改造，采油厂原油集输系统共有各类油水机泵11台，每天开泵3～5台，随着后期生产参数的变化，部分机泵运行工况与实际不符，致使效率降低，计划更换二、八计接转站的油水外输泵机组4套。

(2)对二号计量接转站外输线进行改造，将φ273管线改为φ325管线，降低管线回压。

(3)红胡输油泵进行改造，将目前的低效混输泵更换为高效混输泵或改为分输。

4.4 加热炉系统

联合站集中供热系统通过更换高效加热炉，对采暖伴热系统进行优化改造，更换部分采暖单元，使供热系统效率显著提高。下一步将要加强换热管理，提高热效率，强化风量调控、控制空气过剩系数和排烟温度，同时对烟气余热、污水余热技术的应用进行分析研究。

4.5 供电系统

(1)需要及时调整变压器，对现有线路进行优化，合理配置变压器，降低变压器损耗和配置容量费用，达到经济运行。

(2)通过测试S7、S9系列变压器应换成S11节能变压器，S11节能型变压器功率因数较高，可提高用电质量。

(3)建议单井电机全部更换为永磁电机或高效节能电机，提高功率因数。

5 实施效果对比

通过以上措施的实施，采油厂2009年各系统效率有了较大幅度的提升，具体情况如表11、表12所示。

按上表数据，与2008年同期相比，节电916.75万k Wh，减少天然气消耗量443万m3，节约标煤8 208.61吨标煤，扣除2009年限产与轻烃4号压缩机停机因素，通过参数优化等措施，平均节电在200万k Wh以上，效益明显。

6 下一步措施

结合油田公司2010年节能专项投资，采油厂将开展以下一系列工作：

(1)开展油气生产地面、地下系统能耗评价研究，优化工艺流程，提高集输系统综合效率;

(2)借助于抽油机系统优化与评价软件的应用，对96口抽油机井实施综合改造和节能对标示范围区域进行建设;

(3)根据用电计量点上移的实际情况，在继续加大对变压器调整、更换的基础上，对单井采油变压器进行优化组合，统一规划，逐步减少计量点;

(4)加大对在用节能设施维修力度的基础上，针对抽油机电机功率因数低、无功损耗大的情况，开展电动机就地无功补偿试验，对多次维修的电动机逐步淘汰和更新，提高电动机功率因数;

(5)进一步优化注水泵、加热炉运行参数，对单井增压泵实施变频改造，逐步淘汰高耗能、低效机组，提高机组效率;

(6)结合油气生产实际情况，进一步加大对机采、集输、注水、加热、轻烃和供电系统效率的跟踪测试力度，及时掌握第一手资料，为油气生产高效、节能提供技术保障;

(7)在对油田生产系统的冷热源使用现状分析的基础上，针对热能利用方面存在的问题，提出余热利用的可行性方案和技术措施，对轻烃装置、污水处理余热能力进行分析与研究，开展项目试验，取代目前加热炉和分体式空调，节约能源，减少CO2排放。

7 结语

(1)机采系统、集输系统、注水系统、加热系统和供配电系统是采油厂能耗的绝对大户，直接关系到油田的生产成本和经济效益，在日常生产管理和技术管理过程中，必须强化5大系统效率监测，才能为采油厂基础管理水平的提升提供数据。

(2)系统效率监测要从单纯的设备测试逐步向设备维护和系统运行优化调整的思路上转变，通过对现场测试数据的有效分析，对用能设备进行系统优化，有效降低设备单耗。

(3)系统效率提高需要结合油田滚动勘探开发的特点以及调整改造、产能建设的总体布局，充分利用现有设备和设施，实现最优化和最简化，达到提高效率、降低能耗的目的。

摘要：分析了温米采油厂2008年的用能现状, 包含用能情况、系统设备现状, 以及采油厂5大系统效率测试情况, 着重分析了机采、注水、集输、加热炉和供电等系统效率的影响因素, 提出了如何提高系统效率的对策措施。实践证明, 这些措施均十分有效。