中图分类号：TE933.3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）09-0232-01
　　b、驱动装置故障引起机械负荷增大，主要有中间滚轴轴承磨损造成受力不均引起负荷增大，上下两端的定位扶正滚珠轴承磨损、输入轴齿面和主锥体齿面啮合间隙过大造成受力不均引起负荷增大
　　c、因为原油在举升过程粘度会升高，所以一些螺杆泵井一旦回壓过高则必须洗井才能恢复生产，同时地面输油管线需要扫线。因为乳状液的粘度对于温度的敏感性低，加温对于降粘效果不明显，通常将转子提出泵筒后采用反洗井。
　　1、抽油杆、转子及油管脱扣
　　原因：
　　a、由于螺杆泵井采用φ25mm高强度抽油杆和φ36mm空心抽油杆，由于扭矩大，很容易造成杆断和防脱器碎裂和过载停机，断脱位置在上、中、下均有。主要是停机时因为扭力卸载，抽油杆高速反转，其反转速度远远高于正常开抽时的正转速度，此时抽油杆非常容易脱扣，甚至造成油管脱扣。
　　b、目前使用的油管锚为机械式座封，在座封时主要靠给油管加压使其坐封。加压使油管在井内严重弯曲，抽油杆在油管内工况恶化，坐封力不好控制，故易导致油管脱扣。
　　3.驱动装置的密封性差
　　现有地面驱动装置密封有两处：一是减速器油封密封，二是井口盘根盒密封。尤其井口盘根密封漏油严重，因为现在采用的盘根为“O”型聚乙烯四氟，对光杆磨损较大，造成光杆外径变细，新加盘根后，光杆与盘根之间密封由于盘根的可塑性差造成间隙过大，导致从盘根处漏油。
　　4、井下工况判断不精确
　　目前尚无有效的螺杆泵工况监测手段，对螺杆泵井的泵况诊断仅有2 种方法。一是观察运行电流，看电流是否在正常范围之内；二是井口憋压测试压降，通过观察油、套压的变化，绘制变化曲线进行分析，对出现的复杂情况难以准确诊断。
　　5、泵最佳实际排量与油井产能不匹配
　　五、对策
　　1、对反向乳化严重的油井，采用环空加破乳剂的方式生产，降低产出液粘度，并可提高螺杆泵的吸入能力。
　　2、采用电动潜油螺杆泵，减少由于抽油杆搅动引起的粘度增加，并可提高油井的流通面积，井下机组运转产生的热量还可加热原油降低井筒流体的入泵粘度。
　　3、采用传递高扭矩的抽油杆，解决抽油杆本体、连接丝扣的抗扭问题，防止抽油杆断脱。
　　4、用旋转式油管锚替代在用的油管锚，减小因为管、杆弯曲造成的管、杆脱扣
　　5、对盘根密封的泄漏一是采用高塑性盘根，二是使用带锥度的盘根盒。
　　6、螺杆泵系统优化设计
　　开发螺杆泵系统设计参数调整的软件，对螺杆泵下井前的检验、组装、设计进行优化。测量光杆扭矩、转速、轴向力及电力参数进行泵况诊断，使油井、驱动设备、油管、抽油杆及相关参数合理匹配，并随着地层压力、产能、产液物性等的改变进行设备和参数的调整，最终达到供抽协调。
　　7、 油井产层供液能力好坏、高低，决定了螺杆泵的使用效率。因此建议在今后油井原油举升方式上应科学、合理考虑其工艺设计条件。采油工艺的选择至原油提升设备的选型，必须依据油井油藏供液能力方面的客观现实，依托油藏工程方面科学的研究、预测、分析，“因井制宜”才能发挥较好的经济效益。