抽油机井分析包括

抽油机井分析包括（精选6篇）

篇1：抽油机井分析包括

造成抽油机井躺井的原因分析与改进措施

[摘 要]2016年以来，胜利油田滨南采油厂采油管理二区针对抽油井躺井率较高的实际，在管理理念上改革创新，坚持“以人为本”的经营理念，落实岗位责任制，提高操作技能和工作质量，通过精细管理，有效降低了抽油井躺井率，为低油价下效益开发打下了良好的基础。

[关键词]抽油机井 躺井率 工作制度 对策探讨

中图分类号：TE933 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）11-0070-01

0 引言

2015年1-12月，采油管理二区抽油井躺井率高达4.5%，为此，针对抽油井躺井率较高的实际，在管理理念上改革创新，坚持“以人为本”的经营理念，落实岗位责任制，提高操作技能和工作质量，通过精细管理，有效降低了抽油井躺井率。抽油井躺井必先有异常变化，因此异常井是采油管理二区监控的重点，恢复异常井是采油管理二区降低躺井的首要任务，在异常井治理和作业方案优化上要体现“细”、“快”、“准”三字，即落实资料、措施制定、效果对比上要细、快、准。同时加强研制、完备打捞工具，提高扶井质量和成功率，有效降低躺井率。造成抽油机井躺井的原因分析

1.1 油藏因素

（1）地层能量变化引起不供液导致的躺井对于注水开发单元，地层欠注量逐年增加，地层能量逐年下降，动液面随之下降，导致油井供液不足关井。2015年统计的躺井中，因不供液造成的躺井有45口，其中12口井是因为地层能量下降造成的躺井。

（2）地层出砂引起的躺井有所增加，每年防砂工作量均在25口以上。2015年防砂22井次。因出砂造成砂卡泵躺井16口，因出砂造成地层堵塞9口，因出砂堵塞防砂管5口。

1.2 原油物性因素造成抽油机井躺井

原油物性因素导致躺井的主要原因为油稠、临时停井而造成泵和管柱的堵塞、抽油杆断、光杆下不去、光杆断等，这类原因占造成抽油机井躺井数量增加。

1.3 偏磨引起的杆管失效

近几年，随着开发程度的增加，****区块腐蚀偏磨共存井逐年增加，目前已经达到25口。

1.4 泵的因素

这几年泵的因素造成的躺井抽油泵造成的躺井数持续增加，是导致躺井的主要原因。其中，柱塞上压冒断脱、固定阀漏失、泵筒腐蚀柱塞磨损是主要原因，也是下步降低抽油机井躺井率的重要措施实施方向。

1.5 油井生产参数不合理

生产参数不合理造成的躺在油井生产过程中，必须保证其在合理的生产参数下运行。如果生产参数不合理，要及时优化杆级组合、更换老化杆柱、调整泵的工作参数、优化管柱组合，确保合理泵，减少因生产参数不合理造成的躺井率上升。降低抽油井躺井率的改进措施

2.1 推进精细管理

优化举升配套。减少举升系统造成的躺井在优化设计工作中，以开发单元为对象，以提高单元效率为目标，按吨液耗电量进行目标分解，建立单元系统效率优化体系，把油井宏观控制分析、优化设计技术相结合，通过油井宏观生产状态评价，有方向、有目标地对单井进行问题诊断与分析，巩固提高改进措施、固化管理制度流程，结合油井参数优化设计进一步制定整改措施。

要实施“两严”管理。一是要严格作业监督管理，优化完善采油管理区《作业监督管理办法》、《监督效果跟踪分析制度》等4项制度，严格对作业过程进行跟踪，作业监督员对作业队、作业井特别是重点井、疑难井要严格按制度进行24小时跟踪管理，提高一次交井成功率。二是要严格躺井考核管理，制定目标化管理考核办法、躺井率管理考核办法等，细化分解控制躺井指标。

2.2 建立预警机制

通过对造成躺井的因素进行系统分析，利用载荷控制图、作业质量监控图、工况图、泵效变化曲线作为躺井预警的管理措施，以躺井管理标准化、扶井操作程序化为工作方法，形成“三图一线一化”技术，把该技术作为躺井预警技术。

对检泵周期小于550天和产量高于3吨的油井建立预警档案，对躺井隐患进行分析，制订不正常时的抢扶预案，提高重点井和频繁检泵井的生产时率。二是建立问题井快速反应机制。充分利用网上实时功图监控系统，提升不正常井的处理效率，做到早发现、早核实、早解决。

2.3 细化“四个环节”

一是要细化油井分类管理，有针对性地制定对偏磨井、出砂井、高负荷井、结垢严重易卡井的分类治理措施。二是要细化地面设备管理，提高油井生产时率一个关键因素就是地面设备的稳定，将检查、保养、维护、故障处理制度化、日常化，最大限度地避免因设备故障导致躺井的情况。三是要细化资料管理，健全、修订了作业井“维护档案”，为油井的分析提供真实的数据支持，为制定油井管护方案，提供准确的依据。四是要细化热洗管理，在抓好加药管理的同时加强运行负荷的监测，在接近洗井周期的同时密切监测电流变化，同时要加强热洗过程控制，加强热洗效果检测和热洗后跟踪，将资料收集整理，绘制曲线，分析热洗效果汇总总结。

2.4 改?M特殊井管理

针对易出砂稠油油藏，出砂、结蜡、结垢、腐蚀的井较多的特点，以及抽油机井、螺杆泵井、电泵、喷射泵、自喷等井，给油井的管理带来一定的难度。要建立对应的出砂井、稠油井的管理、光杆缓下井、边水活跃油井、间歇出油井、螺杆泵井、喷射泵井、垦西断块、腐蚀偏磨、结蜡及结垢单元、新开井等特殊井管理办法，切实降低躺井率。

2.5 加强抽油机井的平衡工作

平衡管理是采油队的一项重要日常工作，不平衡井由于交变载荷变化过大，会降低抽油杆寿命；这样要求各采油队在平衡管理上始终做到及时跟踪油井电流变化，及时对不平衡井电流进行调整，定期对单井电流情况进行检查。

2.6 强化作业质量监督，及时实施方案优化

（1）为了避免短命井及返工井的出现，在修复杆管的下井使用上，逐根检查，力求将隐患降到最低，严格按照试压标准试压，确保下井杆管质量。对于下井工具、管杆的清洁程度严格把关，不清洁的管杆坚决不能允许下井，避免因井筒污染造成泵漏等二次躺井发生。认真查找不出油的原因，与最近几次的作业原因进行对比，将作业方案优化，并监督实施。

（2）细化躺井描述，做好躺井预防，要善于在现场施工中发现问题。根据不同的躺井资料和现象特征，细化了躺井描述的有关资料，对作业解剖描述的资料采取了相应的措施，提高了作业井检泵周期。例如：*****井油管漏，解剖第72根油管丝扣漏失，作业监督人员仔细观察发现还有9根油管有液压钳机械硬伤压痕，采取更换坏损油管措施后，目前仍正常生产，免修期已?达到450天，2016年11月改层生产。

（3）建立班组资料员、班长、作业监督员多重作业监控机制，重点工序监督人员24小时全天候盯在现场，不能等出现了质量问题，再事后分析解决，我队作业监督到位率达100%。自从完善了控躺井的激励机制后，作业监督不仅仅是作业监督员和作业工程技术员的责任，而变成了包括班组长及各班组成员、全体职工的共同责任。

2.7 提高躺井分析判断综合能力，强化扶井工作质量

在扶井过程中，规定作业监员必须参加扶井工作，由专人记录扶井详细过程，重点描述扶井有关数据，在对扣过程中光杆转动和倒扣圈数都要做详细记录。

利用“双憋法”准确判断，油管断脱漏现象，因油套管连通，在憋压时同时观察回压和套压变化，判断油管断漏。******井2015年9月量油时发现该井液量下降，在录取憋压资料过程中，发现该井油管压力与套管压力呈有规律变化，判断为油管漏，在维持一段生产时间后，作业解剖该井为油管丝扣漏。

根据常用井下抽油杆本体（22mm、19mm）、接箍（46mm、42mm）直径的不同，在内径62mm的油管中可利用下放抽油杆，准确判断是否断脱，本体断的抽油杆会相互错开，出现抄手，而脱扣则无此现象。近期抽油井活塞凡尔罩断脱裂现象增多，可在功图图形、憋压资料、对扣扭距的变化上与抽油杆脱扣有一定差别。通过不断的总结研究，大大提高了躺井分析的准确性，目前躺井分析准确率达到96%以上。取得的效果

在油田开发后期，地下动态变化的复杂性不断加剧，控制躺井率的难度越来越大，采油管理二区在2015年躺井率控制在3.8%的经验和基础上，2016年1-8月躺井率再次得到了有效控制，降低到3.5%以下，为低油价下效益开发打下了良好的基础。

参考文献

[1] 李涛 浅谈抽油机杆管偏磨机理及其治理对策 《科技创新导报》 2008 第15期

篇2：抽油机井分析包括

程

设

计

课 程 游梁式抽油机井抽油装置系统设计及应用

院 系 石油工程

专业班级

学生姓名

学生学号

指导教师

****年**月**日

游梁式抽油机井抽油装置系统设计及应用 第1章 前 言

1：1 设计的目的及意义

油田开发是一项庞大而复杂的系统工程，必须编制油田开发总体建设方案—油田开发工作的指导性文件。采油工程设计更是总体方案的重要组成部分和方案实施的核心，而游梁式抽油机的设计抽油装置系统设计更是采油课程设计的重中之重。

该课程为石油工程专业采油模块学生必修课，它是石油工程专业主干课《采油工程》的扩展和补充。石油工程学生在学完专业基础课和专业课之后，为加深学生对采油工程深入了解，训练学生系统，全面和综合应用采油工程技术方法和设计能力，开设本课程。目的是为了学生综合应用能力打下基础，培养学生毕业后能更快的适应和应用采油工程理论和技术方法解决采油工程问题。

有杆泵采油包括游梁式有杆泵采油和地面驱动螺杆泵采油两种方法。其中游梁式有杆泵采油方法以结构简单、适应性强和寿命长等特点，成为目前最主要的采油方法。抽油机是有杆泵抽油的主要地面设备，按是否有梁，可将其分为游梁式抽油机和无游梁式抽油机。游梁式抽油机是通过游梁与曲柄连杆机构将曲柄的圆周运动转变为驴头的上、下摆动。依据详探成果和必要的生产试验资料，在综合研究的基础上对具有工业价值的油田，按石油市场的需求，从油田的实际情况和生产规律出发，提高最终采收率。近些年来，为了满足采油工艺对长冲程、低冲次抽油机的需要，国内近年来研制出多种新型游梁式与无游梁式长冲程、低冲次、节能抽油机。游梁式抽油机的设计受到了抽油机设计工作者的重视，并取得了明显的经济效益，游梁式抽油机的最基本特点是结构简单，制造容易，维修方便，特别是它可以长期在油田全天运转，使用可靠。因此尽管它存在驴头悬点运动的加速度大，平衡效果差，效率低，在长冲程时体积较大和笨重的特点，但依旧是目前应用最广泛的抽油机。1.2 目前国内外发展趋势

随着油田的开发，抽油机的投入量日益增加。发展高效、节能、可靠性高的抽油机是石油机械装备工业的当务之急，也是生产厂家始终追求的目标。国外在抽油机的开发上投入精力比较多，研究的时间也比较早。除大量开发生产游梁式抽油机外，一些科研和制造公司正在研制和推出各种非传统型号的抽油机。1.2.1 国外抽油机生产概况

目前，世界各国仍然大面积的应用游梁式抽油机，美国生产游梁式抽油机的厂家有十几家，品种、型号繁多，此外，英国、法国、前苏联、罗马尼亚等国均有生产多种抽油机的厂家。

美国API Spec11E《抽油机规范》中规定，抽油机共有77种规格，悬点最大载荷为9~214 kN，冲程长度0.4~7.6 m。Lufkin公司是美国生产抽油机最早和最大的公司，在1923年生产了美国第一台游梁抽油机，1931年率先研制了两块平衡重的曲柄平衡抽油机，1959年研制了前置式抽油机，也是最早生产前置式气平衡抽油机的一家公司。目前，Lufkin公司生产B、C、M、A等4种系列抽油机，B系列游梁平衡抽油机有8种规格，悬点最大载荷24～49.4 kN，冲程长度0.6~1.21 m。C系列曲柄平衡抽油机有64种规格，悬点最大载荷24~165.5 kN，冲程长度0.76~4.2 m。M系列前置式抽油机有46种规格，悬点最大载荷64.86~193.68 kN，冲程长度1.62~5.68 m。A系列前置式气平衡抽油机有26种规格，悬点最大载荷78.47~213.1 kN，冲程长度1.62~6.09 m。

俄罗斯生产13种规格游梁抽油机，悬点最大载荷20~200 kN，冲程长度0.6~6 m。还生产20种规格曲柄摇臂式抽油机，悬点最大载荷10~200 kN，冲程长度0.4~6 m。还生产06M型、液压驱动型、平衡液缸型等无游梁抽油机，悬点最大载荷150 kN，最大冲程长度10 m。

法国Mape公司生产了12种规格曲柄平衡游梁抽油机，悬点最大载荷160 kN，最大冲程长度4.2 m。还生产H系列长冲程液压驱动抽油机，悬点最大载荷199 kN，最大冲程长度10 m，最大冲次5 min-1。此外，Mape公司还生产立式斜井抽油机和液缸型抽油机，两种抽油机均已形成系列。

加拿大生产的液、电、气组合一体式HEP抽油机，悬点最大载荷72~103.9 kN，冲程长度1.63~4.27 m，具有较好的使用性能。

罗马尼亚按美国API标准生产了51种规格游梁抽油机，悬点最大载荷194 kN，最大冲程长度4.8 m。还生产35种规格前置式抽油机，悬点最大载荷194 kN，最大冲程长度5.4 m，配用7种规格减速器，最大扭矩105.1 kN·m。此外，罗马尼亚还生产前置式气平衡抽油机，悬点最大载荷152 kN，最大冲程长度4.2 m。

目前，世界上抽油机最大下泵深度为4530 m，在美国Reno油田的一口抽油井上使用。俄罗斯抽油机最大下泵深度为4000 m。目前，世界上寿命最长的抽油机是美国Lufkin公司生产的，该公司生产的抽油机寿命一般均在15年以上，其中1台配有2英寸(63.5 mm)蜗轮减速器的小型抽油机，自1921年安装使用以来，到1993年为止已经连续运转了72年，累计运转时间达450000 h，创造了历史上抽油机寿命最高纪录。

目前，全世界生产抽油装置的公司有300多家，其中生产抽油机的公司有150多家。美国抽油机品种规格齐全，技术水平先进，质量较好和较稳定，应用范围较广泛[10,11]。

1.2.2 国内抽油机生产概况

国内抽油机制造厂有数十家，产品类型已多样化，但游梁式抽油机仍处于主导地位。根据公开发表的资料统计，我国现有6大类共45种新型抽油机，并且每年约有30种新型抽油机专利，十多种新试制抽油机，已形成了系列，基本满足了陆地油田开采的需要[12]。各种新型节能游梁式抽油机，如双驴头式抽油机、六连杆抽油机、前置型游梁式抽油机、异相曲柄平衡抽油机、前置式气平衡抽油机、下偏杠铃系列节能抽油机和用窄V形带传动的常规抽油机等均已在全国各个油田推广应用，并取得了显著的经济效益。长冲程、低冲次的无游梁式抽油机的研制也取得了一些进展，如由胜利油田研制的无游梁链条抽油机，经过国内十几个油田稠油及丛式井的推广使用，在低冲次抽油和抽稠油方面已初见成效。此外，桁架结构的滑轮组增距式抽油机、链条滚筒式抽油机已在某些油田进行了工业试验；齿轮增距式长冲程抽油机的研制工作也取得了新的进展；质量轻、成本低、便于调速和调整冲程的液压抽油机经过几年的研制和工业性试采油，也积累了一定的经验。其它形式新颖的抽油机如数控抽油机、连续抽油杆抽油机、车载抽油机、磨擦式抽油机、六连杆游梁式抽油机和斜直井抽油机、直线电机抽油机等也正处于不断改造和试生产过程中[13~19]。

另外，根据市场供求信息，2007年，大庆油田装备制造集团研制成功新型抽油机——DCYJY-3-53HB抽油机。同时为满足大庆油田建设需要，这个集团还开展了DCYJY10-3-37HB和DCYJY-2.5-26HB低冲次抽油机的系列研发工作，并计划系列开发双驴头低冲次抽油机。1.2.3 抽油机发展趋势

在市场经济条件下，油田开发必须以经济效益为中心。因此，依靠技术，节能降耗，挖潜增效将是油田开发永恒的主题，也是抽油机发展的方向。通过对我国现有45种新型抽油机的分析研究，可以看出我国抽油机全面系统真实的发展趋向，主要体现在以下16个方面[20~23]：

(1)向多品种方向发展；

(2)科研设计与制造向多方位方向发展；(3)理论与科研向高水平方向发展；(4)向高适应性发展；(5)向高效节能方向发展；(6)向高综合经济效益方向发展；(7)向尽量满足采油工艺需要方向发展；(8)向高技术方向发展；(9)向高可靠性方向发展；(10)向高性能方向发展；(11)向大型化方向发展；(12)向增大冲程方向发展；

(13)向长冲程无游梁抽油机方向发展；(14)向精确平衡方向发展；

(15)液压抽油机向功能回收型方向发展；(16)向标准化、系列化、通用化方向发展。

1：3 设计的主要内容 1.抽油泵的选择

（1）油井产能的选择（2）冲程及冲次的选择（3）泵径的计算（4）泵型的确定

（5）活塞和衬套配合间隙的确定 2.抽油杆的选择

（1）抽油杆长度的确定（2）悬点载荷的计算（3）抽油杆强度的确定（4）抽油杆组合的确定 3.抽油机的选择

（1）抽油机选择原则

（2）计算并校核减速箱扭矩

（3）计算出电动机功率并选电机 第2章 抽油泵的选择 2．1 油井产能计算

1.单相液体渗流时的流入动态（1）符合线性渗流时的流入动态 根据达西定律，定压边界圆形油层中心一口井及圆形封闭地层中心一口井的产量分别为

qo2πKOh(pepwf)μoBo(lnrerwS)

qo2πKoh(pepwf)μoBo(lnrerw12S)

式中 qo-油井产量（地面），m3s;Ko-油层的有效渗透率，m2;h-油层有效厚度，m;μo-地层油的粘度，Pas;Bo-原油体积系数；

pe-供给边缘压力，Pa;pwf-井底流动压力，Pa;re-油井供油（泄油）半径，m；

rw-井底半径，m;S-表皮系数，与油井完善程度有关。在非圆形封闭泄油面积的情况下，其产量公式可根据泄油面积形状和油井位置进行校正，即令公式中的rerwCxA12rw，其中Cx值按泄油面积形状和井的位置查表求的

实际生产中，油井的平均地层压力pR有时比供给边界压力pe易求得因此（2）符合非线性渗流时的流入动态

当油井产量很高时，在井底附近将不再符合线性渗流，而呈现高速非线性渗流。根据渗流力学中非线性渗流二项式，油井产量与生产压差之间的关系可表示为

pRpwfAqoBqo 2变形得

pRpwfqoABqo

式中 A，B-与油层及流体物性等有关的系数。

因此，在系统试井时，如果单相液流呈非线性渗流，可由试井资料绘制(pRpwf)qo与qo的关系曲线，该关系曲线为一直线，直线的斜率为B，截距为A。求得A,B后，便可利用原式预测非达西渗流范围内的油井流入动态。2.油气两相渗流时的流入状态（1）沃格尔方程

当地层压力低于饱和压力时，油藏的驱动类型为溶解气驱，此时整个油藏均处于气液两项流动

qoqomax10.2pwfpR0.8(pwfpR)

（2）斯坦丁方程

斯坦丁给出0.5≤FE≤1.5范围内的量纲一的流入动态曲线

qoq(FE1)omax10.2pwfpR0.8(pwfpR)

2ppR(pRpwf)FEwf

（3）哈里森方程

哈里森提供了1≤FE≤2.5范围内的量纲一的IPR曲线。该曲线可用来计算高流动效率井的IPR曲线和预测低流压下的产量。因哈里森未提供相应的方程，所以只能用查图法计算。3.单相与两相同时存在时的组合型流入动态 4.三相渗流时油井流入状态 2．2 冲程及冲次的确定

冲程和冲次是确定抽油泵直径、计算悬点载荷的前提，选择时应遵守下述原则： 1）一般情况下应采用大冲程、小泵径的工作方式，这样既可以减小气体对泵效的影响，也可以降低液柱载荷，从而减小冲程损失。

2）对于原油比较稠的井，一般是选用大泵径、大冲程和低冲次的工作方式。3）对于连抽带喷的井，则选用高冲次快速抽汲，以增强诱喷作用。4）深井抽汲时，要充分注意振动载荷影响的s和n配合不利区。5）所选择的冲程和冲次应属于抽油机提供的选择范围之内。2．3 泵径的计算

泵径dp是根据前面确定的冲程s、冲次n、陪产方案给出的设计排量Q以及统计

2给出的泵效η，由Q360πdpsnηv计算得出。

2．4 泵型的确定

泵型取决于油井条件：井深小于1000m，含砂量小于0.2%，油井结蜡较严重或油较稠，应采用管式泵；产量较小的中深井或深井，可采用杆式泵。2．5 活塞和衬套的配合间隙的确定

篇3：提高抽油机井系统效率措施分析

在生产中,抽油机系统效率的高低,受多方面的因素影响,日常发现,采用优化机、杆、泵的设计参数和抽汲参数对抽油机的系统效率影响较大,要提高其系统效率,必须在全面优化抽汲参数的同时,加强日常生产管理工作。

抽油机是机械采油方式的一种,它的工作目的就是将电能从地面传递给井下的液体,从而把井下的液体举升到井口,整个抽油机系统工作时,就是一个能量不断传递和转化的过程,每一次传递和转化都将损失一定的能量。

二、系统效率的影响因素

影响系统效率主要由地面和井下两部分组成。以光杆悬绳器为界,悬绳器以上的机械传动效率和电机运行效率这部分为地面效率,悬绳器以下的抽油泵到井口这部分的效率为井下效率。

1、地面效率:地面部分的能量损失发生,从电机开始到传送皮带,减速箱,四连杆机构。

(1)电机部分的能量损失:多数抽油机的电动机并不是在满载下工作,因此在计算中不能直接采用铭牌规定的功率因数,电动机的负载低于额定值。

(2)传动皮带部分的能量损失,皮带的松紧情况,对地面的系统效率也产生影响,皮带松紧适中,产生的摩擦力小,功率损失小,反之功率损失大。

(3)减速箱部分的功率损失:当减速箱各部分的机油添加合适,各部件不渗不漏,齿轮传动时接触面大,啮合好、噪音小即承受负荷能力强,这时的功率损失小。

(4)四连杆机构的效率损失:这部分主要是轴承摩擦损失和钢丝绳变形损失。当悬绳器偏,光杆、驴头与井口的对中差、游梁不正、连杆曲柄等各部件轴承润滑保养状况不良时,传动摩擦增大,会加大功率摩擦损失。

2、井下效率:井下部分的能量损失在密封盒,抽油杆,抽油泵、管柱中。

(1)盘根盒部分的能量损失:盘根盒的松紧,以不跑油,光杆不发热为适中。太紧会增大光杆摩擦力,加大损失能量。

(2)井下抽油杆部分的功率损失:由于抽油杆上下往复运动,承受着交变载荷的影响.在抽油杆与油管间.抽油杆与液体间都会产生摩擦力,造成功率损失.

(3)抽油泵和管柱的功率损失:当抽油泵工作正常时,即泵况良好时.主要是柱塞与衬套之间机械摩擦损失.当泵况变差时,即管、泵漏失时,除机械摩擦损失外,还存在密封损失、油管螺纹密封不好、螺纹损坏刺漏、抽油泵凡尔磨损、游动凡尔关闭不严及在稠油井中,原油粘度高,运动阻力大,使游动凡尔关闭滞缓时,都会增大抽油泵的液体漏失量,产生容积损失。

从以上分析中,我们认识到提高和加强抽油机井地面管理对提高系统效率的重要性。

抽油机井系统效率与有效功率成反比,而有效功率随举升高度的增加而增加,同时在泵挂、理论排量一定情况下,提高举升高度又对

式中:α-抽油泵泵效;Qt-理论排量;ρ一油井液体密度;g-重力加速度;L-下泵深度;H沉-沉没度;P0、Pt-油套压,P-输入功率。

从上式可以看出,抽油机井的系统效率主要体现在抽油机井的日产液量和动液面的举升高度上。要保证抽油机井的系统效率,除保证抽油机井举升高度之外,还需保证抽油机井的产量和泵效,即抽油机井需保证一定的沉没度,经过对合理流压的研究,我们得出,系统效率最高时,所对应的合理沉没度范围为260～330m之间。

三、提高系统效率的措施分析

1、调整盘根盒松紧度,降低单井日耗电,提高系统效率

抽油机井口盘根是传输动力的重要环节,盘根过松会导致井口漏油,盘根过紧引起电流上升,耗电量增加;合理调整盘根松紧度可降低抽油机耗电量。

盘根盒的调整符合以下原则,即一是盘根盒要牢固不能晃动;二是耗电量较低;三是盘根盒处于微漏状态。具体的操作方法:利用管钳将盘根盒调整到最松状态,然后将套筒紧靠盘根盒压盖,在抽油机上冲程时,匀速转动扭矩扳手,在旋转过程中读取扭矩值,并测试和记录好每口油井的数据。

在我厂宋芳屯南部部分区块优选100口井进行试验,试验后,试验后,平均单井系统效率提高0.08个百分点,平均单井日节电1.4KWh。

2、优化抽汲参数,适时调整参数

我厂开发的油田属于低渗透油田,存在大量供液不足的井,大参数下运行,势必降低机采井系统效率。2010年我厂宋芳屯南部老区块共进行参数调小井81口(调小参67口,换小泵14口),统计50口调小参井的效果,调整后系统效率提高了1.0个百分点,日节电约22KWh,统计10口换小泵的效果,平均系统效率提高了1.2个百分点,日节电约27KWh。例如:芳138-90于2010年3月进行换小泵,换泵后,系统效率由优化前的10.2%上升到11.3%,提高了1.1个百分点,消耗功率由6.93KWh下降到5.98KWh,日节电约22.8KWh。

3、及时泵况差井及时进行检泵处理,保证良好泵况

对于泵况差有漏失现象的井,其消耗功率相对于有功功率增大,且由于漏失,油井产量和举升高度均不能得到保证,导致系统效率降低,所以对管、泵漏失的井,要及时进行检泵,减少有效容积损失,保证抽油泵泵况良好,提高系统效率。

4、提高平衡度,减少系统能量损失

抽油机井平衡差也是影响系统效率的因素之一,长期的经验告诉我们,抽油机井的平衡度为85%_100%时,能量消耗最低,而欠平衡和过平衡都会影响抽油机井的系统效率。依据这一事实,我厂在新井投产上,多采用双驴头抽油机,双驴头抽油机以其特殊的变参数四连杆机构,减小了曲柄净转矩的波动,使悬点载荷扭矩随曲柄转角的变化接近正弦规律,与曲柄平衡重的扭矩曲线相吻合,从而使净扭矩曲线低而平缓,增强了抽油机的平衡效果。

5、应用节能新设备,提高系统效率

即使用一些先进的节能电机和配电箱,降低抽油机井系统能耗,提高油井系统效率。如我厂使用的低转速电机,可将冲次降为2次/分,对低沉没度井无需安装过渡轮,满足协调其供排关系的需要。2009年我厂宋芳屯南部部分区块共安装低转速电机58台,统计30口井的资料,使用后,系统效率由11.2%上升到12.4%,提高了1.2个百分点,消耗功率由7.65KWh降低到6.65KWh,平均单井日节电24KW。

四、结论

1、调整盘根松紧度可提高系统效率。

2、抽油机井在保证生产时,应保证其合理沉没度,适时进行调小参数处理,以提高其系统效率。

3、对于泵况差井,应及时检泵,不仅可以改善泵况,提高产液量。而在产液量和举升高度基本不变的情况下,提高平衡度,可使系统效率提高。当工作参数与地层能量相匹配时,不但产液量上升,举升高度增加,系统效率也相应提高。

摘要：本文分析抽油机井传动过程中的功率损失、影响系统效率的因素和提高抽抽机井系统效率的一些途径,分析认为日常加强生产管理、及时进行生产参数调整和应用节能新设备是提高抽油机井系统效率的重要途径,在现场应用中取得较好效果。

关键词：系统效率,功率,途径

参考文献

[1]曲鹏;螺杆泵系统效率分析,科技创新导报,2010年35期

[2]吕彦平;吴晓东;李远超;王强;螺杆泵井系统效率分析模型及应,石油钻采工艺,2006年01期

篇4：抽油机井杆管偏磨分析

【摘 要】抽油机井杆管偏磨是国内外各大油田普遍存在的问题。本文就杆管偏磨的现象和机理进行了简单的论述，并结合目前近几年各种防偏磨技术的应用提出适合本队情况的有效防治措施。

【关键词】抽油机井；偏磨现象；偏磨机理；防治措施

0.前言

一般而言，抽油机井采油是有杆泵抽油的主体，然而随着下泵深度增加、产出液含水上升，偏磨问题呈上升的趋势。因此，根据油井的偏磨现状，分析偏磨机理，找到切实有效的防治方法，减轻偏磨造成的影响，减少作业开支，具有重要的实际意义。

1.杆管偏磨现状调查

在石油开发过程中，由于抽油杆和油管之间的摩擦造成了管杆的损坏，严重的将导致断脱或漏失躺井，这就是通常说的偏磨。随着油田开发进入中后期，油井偏磨问题越来越突出，导致杆管磨损、油管漏失、抽油杆断脱现象不断增加。

抽油机井管杆偏磨危害：

一般来说，节箍偏磨要比抽油杆整体偏磨严重，严重时可将抽油杆母扣磨平，油管则表现为被磨出一条平行于轴心的凹槽。杆管偏磨造成了杆断、杆脱、管漏等，导致抽油机井作业维护工作量居高不下，管杆报废率高，不仅造成油井生产效率降低、增加了生产成本，而且成为制约目前稳产的重要矛盾。

2.杆管偏磨原因分析

在抽油机井采油系统中，杆管偏磨分为机械磨损和腐蚀磨损两种。

2.1机械磨损

通过统计分析可以看出，机械磨损是杆管偏磨的最主要原因。机械磨损主要包括井斜的影响、井身结构的限制、油井生产参数、抽油杆“失稳”、含砂的影响等。

2.1.1井斜的影响

自然井斜，油井井深超过600m～800m一般会出现扭曲现象。地层蠕变会造成套管变形和井斜，进而使油管产生弯曲，在抽油机井生产时，油管和抽油杆接触产生摩擦，油管被磨出深槽甚至磨穿造成管漏。

2.1.2井身结构的限制

钻井水平的限制难保证井身完全垂直，下入的油管会随着套管弯曲，由于抽油杆在重力作用下趋于垂直，其在油管中的上下往复运动，会造成杆管之间的接触摩擦。

2.1.3油井生产参数

抽油机正常工作时，上冲程在液柱载荷地作用下，整个杆柱基本呈直线状态；下冲程时，由于抽油杆受到变速运动和交变载荷的影响，引起抽油杆的弹性振动，在偏磨腐蚀的油井中，冲程短、冲次高时，偏磨的部位相对较小，偏磨次数频繁，磨损较严重，出现杆断躺井的可能性就高。

2.1.4含砂的影响

在高的含砂量环境中， 管杆之间存在砂粒的研磨作用， 同时也可加快偏磨的发生。

2.2腐蚀磨损

腐蚀磨损是抽油机井采油系统中杆管磨损的另外一种磨损形式，这种形式主要体现在油田的开发后期。腐蚀磨损主要受以下因素影響：

2.2.1缝隙和冲蚀

目前我们的石油开采已经进入特高含水期，产出液含水且具有强腐蚀性，易产生油管断脱、刺漏。排量大的油井，产出液流速快，冲蚀现象增多。

2.2.2油井含水的影响

随着油田进入特高含水期，加剧了抽油杆的受力状况和变形程度，油管内壁和抽油杆磨损速度加快，偏磨加剧。

2.2.3管杆的材质

由于所用的油管耐腐蚀性能达不到要求，而产出液具有强腐蚀性，再加上已经存在的偏磨，因此，油管腐蚀、磨损严重，甚至穿孔和磨蚀成裂缝。

3.防偏磨措施

目前，在防偏磨措施有杆管结构材质、杆管防磨涂层和各种扶正器，另外还有使用防偏抽油泵等新技术、新工艺等。

3.1杆管结构材质及防磨涂层

HDPE（高密度聚乙烯）内衬油管是通过改变油管结构提高油管防偏磨性能。其结构是在普通油管内嵌入一根 HDPE 管，与金属管相比， HDPE 管具有质轻、耐腐、耐磨、不生锈、导热系数低、摩擦因数低等优点。

3.2扶正器

在治理油井偏磨方面，抽油杆扶正器安装在抽油杆接箍端的五棱螺旋双接头活动式非金属尼龙扶正器和碳纤维扶正器。在控制抽油机井油管本体与抽油杆接箍的偏磨方面起到了较好预防作用。

3.3加重杆

加重杆是防止杆柱底部抽油杆弯曲的有效方法。在抽油杆底部加加重杆，可以使整个杆柱始终处于拉应力状态，可在一定程度上避免“失稳”造成的偏磨。

4.采油一队防偏磨现状

目前，采油队只能对井口偏磨进行校正，一般采用王卫民井口、校机等方法。但是这些方法只能校正井口偏磨情况，改善光杆偏磨程度，要想比较彻底地解决管柱的偏磨问题，还是需要对井下管柱进行整改、优化设计。

4.1扶正器、抗磨副、加重杆等

井下管柱使用扶正器、抗磨副、加重杆等，虽然能延缓管杆偏磨，延长管杆使用寿命，但是不能彻底解决管杆偏磨，而且投入高。另外抗磨副本身容易受到磨损破坏，抗磨副的碎屑可能加重偏磨，还容易造成泵卡等问题的出现。

4.2连续抽油杆

连续抽油杆因为是一根连续的抽油杆没有接箍，能有效延缓管杆之间的偏磨程度，但是投入费用高，由于多种原因，截止到目前为止在采油1队仍然有16口螺杆泵、抽油机井在使用。

4.3油管锚管柱锚定

油管锚管柱锚定能延缓抽油杆偏磨，缓解管柱蠕动减缓偏磨，延长管杆使用寿命，但对于相对稳定的地层，由于油管锚的使用，使本来可以与抽油杆一起伸缩变形的油管固定，增大了管杆磨损接触面积，加剧了偏磨情况。

4.4潜油电泵

潜油电泵没有抽油杆，也就不会出现管杆之间的偏磨问题，能够从根本上解决管杆偏磨的问题，但是由于潜油电泵耗电量大，而且要求油井供液能力相对较好，只要有地层出砂严重的井或针对目前这种注聚后吐胶严重的情况均不能下电泵。

4.5内衬管配小直径接箍

内衬油管通过改变油管结构提高油管防偏磨性能，内衬为一种坚韧的耐磨材料，针对内径减小的问题，目前配套的小直径接箍，同时保证下入泵径小于70泵确保井下工具的正常使用，到目前为止67口油井已累计投入有杆泵井36口治理偏磨，效果良好。

5.结论和认识

通过研究国内外关于杆管偏磨方面的文献，并参照一些现场经验，对当前管杆偏磨的成因和各种防偏磨措施进行综述与对比表明，管杆偏磨腐蚀的主要原因是井斜、抽油杆柱弯曲、高含水和产出液的强腐蚀性。

总结本文，得到以下几点认识：

选取适当排量潜油螺杆泵代替抽油机井。

直接改用潜油电泵技术，没有了抽油管杆，也就不会出现偏磨的问题，从根本上解决了管杆的偏磨问题。

钢质连续抽油杆耐磨性能性高，而且连续杆无接箍，大大减少杆管偏磨影响，在螺杆泵、深抽、斜井、水平井还是值得继续推荐。

内衬管配套小直径接箍因内衬具有质轻、耐腐、耐磨、不生锈、摩擦因数低等优点，在目前治理偏磨中得到了充分的验证效果最佳。 [科]

【参考文献】

[1]张峻，綦红芳，孙志华，等.有杆泵井生产中油管和抽油杆磨损问题探究[J].试采技术，2006，27（1）：44～47.

篇5：抽油机井憋压判断及分析

一、憋压活动的运转原理以及进行目的

1.憋压活动的运转原理

由油泵的工作原理可知, 当其在井下正常工作、阀门密闭完好, 且油泵工作的活塞正常运转时, 会有一定量的液体进入到油泵各管道内部, 当管道内压力增加, 液体将会被压缩, 这时抽油杆会由于力的作用产生一定程度的形变。此时由于管道塞上下压力差会逐步增加使得泵筒间隙的液体的漏失速度增加, 当此项压力达到一定的程度时油泵管道内的压力会有所变化, 且这项变化是随着时间的推移而有所不同的, 在油泵实际工作过程中, 憋压活动是由于液体压缩带来的增压、抽油杆形变伸长以及泵筒间隙漏失缓压共同作用完成的。

2.憋压活动的进行目的

(1) 使地面工作人员了解井下抽油系统的工作状态。通过憋压能有效了解油泵以及其他构成部件的工作状态, 例如油管、油泵等是否存在漏油的现象以及地面出油是否合理等。

(2) 清洁油管壁上附着的杂质。地下油管中输送的是原油, 其中存在大量的杂质, 在输送过程中部分杂质会附着与输油管壁上, 在憋压完成后进行的卸压能让这一部分杂质从管壁上脱落, 保证输油管的正常使用。

二、如何正确地进行憋压

憋压的规范性步骤

1.关闭压力表阀门, 更换更适用于憋压的压力表而后将其打开, 数值稳定后读取此时压力数值。

2.关闭回压闸门, 此时已经开始憋压。

3.在此过程中应当连续地、有序地记录下压力数值的变化情况。当压力升高至一定的数值时停止憋压, 停抽10分钟, 并连续地、有序地记录数值的下降过程。

4.开启卸压阀门进行卸压, 完成后重新安装工作用压力表, 随后进行抽油机井的正常工作。

5、将憋压过程中得到的所有数据进行统计并如实的填写至相关文件中, 作出憋压曲线, 并根据自身统计所的资料对油井的工作状态进行判断。

憋压过程中的注意事项

在进行憋压工作时, 压力过大或者过小都可能会对统计结果产生影响, 影响最终分析结果的正确性, 所以在憋压进行时应当注意:憋压工作进行时其最大压力值不应当超过使用压力表的2/3;测试中最大压力与初始压力的差值不应小于1MPa;读取压力值时应当注意方法, 规范读取数值尽量避免误差的产生;进行憋压之前应当保证油井井口不存在气体液体渗漏的情况, 并且在操作过程中应当注意安全, 例如不能站在正对压力表的地方。

如何正确地进行憋压资料分析

1.在停抽之前压力表数值一直处于逐渐上升的趋势之中, 在停抽后压力表数值保持不变或者是略微下降则说明此时油泵的工作状态正常。

2.进行憋压时压力表数值持续不变则说明抽油杆出现问题或者是油井中液体含量不足致使油泵不能被完全淹没, 不能完成增压。

3.若憋压时油井压力能达到预期值, 卸压时压力又回到初始值, 则说明凡尔出现漏失。想要具体判断是游动凡尔还是固定凡尔就需要利用抽油机械中的驴头, 首先将驴头停在上死点这一位置, 若压力下降十分迅速, 则判断出现问题的部分是游动凡尔;然后将驴头停在下死点这一位置, 若压力迅速下降, 则判断出现问题的部分是固定凡尔。

4.若停抽后压力值依然有一定幅度的上升则说明泵在油井中沉没度过高。

5.若在憋压过程中油压上升速度与通常情况相比较慢且在上升至一定数值后无法继续上升甚至产生了下降则说明油泵或者油管部分存在漏失。

三、压力值下降的具体原因分析

通过实践经验可知, 漏失是所有压力下降故障的根本原因。产生漏失这一问题的主要原因是油泵通常情况下都在几千米以下工作, 地下土壤中存在大量的其他物质, 例如沙子以及各类有腐蚀性的物质等, 会对管道本身产生一定的腐蚀作用。而在油泵中产生漏失的原因则会更加复杂。

1.油泵外排部分漏失。柱塞与衬套在工作一段时间之后可能会产生一定的缝隙, 造成其结合的不严密, 而后漏失。游动阀在工作一段时间之后复位不及时等问题也会造成油液的漏失。这两种情况均会使油泵在工作时排出的油液量减小。

2.油泵吸入部分漏失。固定阀产生漏失会大幅度减少油泵正常工作一个周期时吸入的油液量。

3.油井内含有的腐蚀性物质。油井由于处于地下较深处, 其中存在的物质种类较丰富, 其中不乏硫以及其他种类的腐蚀性物质, 油泵中的阀球与阀座长时间暴露在这种环境下会被腐蚀, 不能严密的关闭造成漏液。

4.沙粒对油泵中的各构件造成腐蚀。油液中若存在大量的沙粒, 在油泵吸油时会将沙粒同时吸入, 沙粒对其中的部件, 例如各阀门以及其中的金属部件产生一定程度的腐蚀。

5.油管管壁结蜡。石油原液中存在大量的杂质, 当油管持续使用一段时间不维护时其表面附着的蜡形成一定的规模会让油管中石油的通过量减小。

6.油泵部件的磁化、在油泵中许多部分是钢铁材质制成的, 此类材质在使用中会有发生磁化的可能, 当其磁化后会附着在其他部件上不能正确发挥其作用。

结束语

通过上述内容可知, 憋压工作在实施过程中需要进行的步骤较少, 且对于油井中产生的各项问题有较好的检查作用, 在实际工作中合理利用憋压曲线能对深井中发生的情况建立初步的了解, 当了解过问题发生的原因后就能高效、快速的将问题解决。这一方式对于提升我国油田的开采效率、保证油田开采工作的高质量起到了十分重要的作用。

参考文献

[1]付宗委.抽油机井憋压曲线技术研究[J].中国石油和化工标准与质量, 2012 (15) .

[2]李春祥.抽油机井泵况核实中的双停憋重要性分析及应用[J].内蒙古石油化工, 2011 (16) .

[3]夏亚靖.利用憋压曲线判断抽油机工作状况[J].城市建设理论研究 (电子版) , 2013 (12) .

篇6：运用电流判断抽油机井的故障

【关键词】电流资料；分析；诊断；问题；解决措施

一、运用电流资料发现抽油机井问题的优势所在

电流数据的准确录取对于维护油田生产稳定的优势主要体现在以下三个方面：

1.电流数据的准确录取和运用能够及时有效的发现问题。

利用测示功图、憋压、检查液面等方法及手段也都能用以检查抽油机的运行状况。但就检测周期来看，电流数据的录取每天进行，而抽油机井的产液量每10～15天测量一次，液面、示功图则每月测试一次。电流数据的录取无疑更具及时性。

2.电流数据的录取相较其他方法具有简便性。一名前线工作人员，使用一部钳形电流表就能进行电流数据的准确录取。

3.电流的变化直接反映抽油机能耗状况，数据的录取直接为节能工作提供依据。

二、电流数据的不同变化对应的各类问题

抽油机井上下电流影响因素三个方面：井底负荷，抽油机减速箱扭矩及电机额定功率。抽油机正常生产时电流数据相对稳定，并且在平衡率要求的固定范围之内（85%～100%），下电流应小于上电流。当电流数据产生变化时，就说明抽油机井出现了问题。下面就结合一些具体情况，分析电流数据不同变化可能对应哪些问题。

类型I.电流变化较大，上电流下降，下电流上升，且在变化过程中，下电流大于上电流，日产液量与产油量大幅下降，含水率上升。

分析：抽油机生产正常时驴头的最大载荷主要来自两个方面；一个是抽油杆自重，另一个是液体重量。上电流明显下降表明驴头载荷减轻，同时产液与产油量下降，统合二者则能证明地下杆泵运行有异。可能是油杆或油管断脱、脱节器脱落造成的。而上行时因驴头载荷减小，依靠平衡块即可拉起驴头，电机作功小，导致了电流下降。下行时，因驴头载荷减小，平衡块要依靠电机作功举升，所以下行电流变大。

类型II.抽油机井上下电流逐渐增加，产油量与产液量逐渐下降，含水量逐渐增高。

分析：上下电流逐渐增加说明抽油机无论上行还是下行所承受的载荷都是逐渐增加的，与此同时产液量与产油量也呈现下降趋势，这种现象极有可能是抽油机井管壁结蜡造成的。因为井筒结蜡会使抽油杆摩擦阻力增大。上行时，摩擦阻力增大，也就意味着抽油机载荷增大，从而导致电机负荷增大，电流上升。下行时，摩擦阻力增大抵消了一部分抽油杆的向下重力，因此下行载荷减小，平衡块需要靠电机举升，电机负荷变大，下电流也会升高。

举例：C井，从该井的连续生产数据中看，日产液量、日产油量逐渐下降，含水上升，上下电流也逐渐上升，从数据显示来看该井有结蜡迹象，于09年8月份及時对该井进行了热洗，洗后恢复正常生产。

解决措施：

（1）热洗化蜡，减小抽油杆因结蜡造成的摩擦阻力。

（2）合理定制热洗周期，减少结蜡对生产的影响。

类型III.在杆、管、泵工作正常的情况下，井口日产液量逐渐下降，上电流逐渐上升，下电流逐渐下降，回压上升。

分析：产生此种现象通常是回油管线堵塞或结蜡、结垢。因为地面管线堵塞相当于在回油管线处装了油嘴，限制了流量，液体流动阻力增大。井口回压升高，产液量自然也会下降。但结蜡结垢堵塞地面出油管线是逐渐的过程，电流的数据变化也是逐渐的。因此需要对比一个时期内的电流及其他数据发现问题。

举例：D井，该井从09年6月份以来上电流逐渐上升，下电流逐渐下降，回压上升幅度较大，产液量也呈现下降趋势，经判断该井可能是回油干线由于结蜡、结垢等因素导致干线不畅通所致，于同年11月利用高温高压水对干线进行冲洗，从洗后的各项生产监测数据可以看使该井恢复到正常的生产水平。

解决措施：

（1）如果是杂物堵塞，需要分段查找及时清除。

（2）地面管线结蜡应及时用热水冲洗进行解堵。

（3）地面管线结垢应及时进行酸洗或更换管线。

三、电流数据录取明显不准确的三种情形

1.泵况和电流的变化不统一。泵况恢复正常、产液量增大后电流反而没有相应增加却出现下降。这种情况，电流数据的录取肯定存在问题。

2.抽油井在泵况、液面正常的情况下载荷不可能发生大的变化，所以电流突然上升又降回的情况不可能出现。电流资料中如果出现这种数据，只能是录取的不准确。

3.在泵况正常的情况下，上下电流出现较大的交叉变化，忽而上电流大于下电流，忽而下电流大于上电流。即使在平衡率非常高的情况下，会出现上下电流交叉变化的幅度也很小，因此这是电流数据录取的不准确。

四、结论

电流资料的录取是我们每日都要进行的基本工作之一，通过电流资料的录取和对比查看，能够及时发现抽油机井载荷的变化。通过结合其他生产动态资料能够更准确地进行问题的鉴别分析，及时进行解决措施的制定。从而使大部分问题及故障能在第一时间即问题及故障发生在初期便得到解决，节省了问题加剧后再进行解决的高额维修成本，而使生产尽快得到恢复也降低了因生产中断造成的产量损失。