[摘 要]2015年，石油开发中心在推广注采一体化工艺应用中，推广应用注采一体泵95井次，其中不正常井为22井次，故障率为23.1%。技术和现场操作人员在调查注采一体泵不正常井情况的基础上，对主要影响因素进行了详细的分析，提出了制定操作规程、调整游动阀结构，改善固定阀材质、改变柱塞表面处理方式与优选泵型、改善脱接器等四项改进措施的实施，共推广应该注采一体泵174井次，正常率94.25%，取得了良好的效果。
　　[关键词]注采一体泵；故障率；措施探讨
　　中图分类号：TH3 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）23-0053-01
　　1 注采一体泵不正常井情况调查
　　在稠油区块采用注采一体泵在注汽、生产过程中，可减少了一次起、下隔热管的作业，转抽作业时间大大缩短，减少了污染和冷伤害，降低了高温蒸汽在井筒和地层中的热损失，周期内的生产时间得到延长，提高稠油井生产效果。
　　需要注汽作业时，只需将柱塞总成下放到底（碰泵）即可，蒸汽通过从注汽孔经环形腔进入隔热管，并注入地层。当注完蒸汽焖井放喷后转抽时，上提柱塞总成，即可正常抽油。
　　我们对胜科管理区95井次注采一体泵进行分析，其中不正常井为22井次，占总井的23.1%。22井次不正常井中，其中井筒原因（碳化物、结垢、镀镍层脱落等）17井次，占卡泵比例77.27%；防砂体系破坏3井次，占比13.64%；管杆原因2井次，占比9.09%。
　　在推广注采一体化工艺应用中，推广应用注采一体泵95井次，其中不正常井为22井次，故障率为23.1%（表1）。
　　注采一体泵故障率占比23.1%；故障率高于偏置泵、水平泵等泵型。同時故障率高影响注采一体化效果。
　　2 改进措施的实施
　　2.1 制定操作规程
　　经过现场试验，制定了《石油开发中心注采泵管理规定》、《石油开发中心注采一体化管柱洗井规程》。
　　通过制定《石油开发中心注采一体化管柱洗井规程》，转周作业前边抽边大排量反洗井，充分清洗隔热管内外壁、泵筒内及套管内壁附着的死油。从根源上避免结焦物产生。有效解决了井筒内死油多的问题。
　　2.2 调整游动阀结构，改善固定阀材质
　　（1）将原双游动阀下置的结构调整为一上一下的型式，上游动阀贴近注汽口，落物沉积于此处时易被液流冲刷带走以避免堵塞（图1）；
　　（2）将双固定阀结构调整为单阀结构，提高液流携带异物的能力，固定阀副采用硬质合金阀座的型式以提高其耐用性，增加期抗磨抗腐能力，从而增加注采泵的使用寿命（图2）
　　通过上述措施，有效解决了异物堵塞游动阀、固定阀的问题。
　　2.3 改变柱塞表面处理方式
　　从现场腐蚀物取样分析，硫化腐蚀产物多为硫与镍的不稳定化合物。为此，依据抽油泵国家标准，优选抽油泵摩擦副的硬化处理方式，改变了原镀铬泵筒配喷焊镍基合金柱塞的组合方式，改进型式为：泵筒内表面采取碳氮共渗的硬化处理方式，柱塞外表面采取镀铬处理的硬化方式，不使用含镍合金，从根本上避免硫化镍的产生，解决了镀镍层脱落的问题（图3）。
　　2.4 优选泵型、改善脱接器
　　（1）根据《石油开发中心注采泵管理规定》，针对不同井斜、不同全角变化率优选杆式注采泵和管式注采泵（表2）。
　　（2）对管式注采泵的旋转脱接器进行了优化，将脱接器止转解脱机构由下部移至泵的上部，并在上部保护柱塞与下部工作长柱塞之间增设活结，使两部分柱塞之间可自由转动，起到工作柱塞转而脱接器不转的扭矩释放作用，避免脱接器的意外释放。结构简图如图4：
　　通过以上两项改进措施有效消除了大斜度井因摩阻偏转作用导致自转脱开的情况。
　　3 效果分析
　　3.1 实施效果
　　2016年，我们针对影响注采泵故障率的影响因素，做到了较为深入细致的调查，制定了切实可行的对策，通过认真实施，得到了较好的实施效果。共推广应该注采一体泵174井次，其中出现不正常井10井次，正常率94.25%，不正常率5.75%。
　　3.2 效益分析
　　（1）经济效益：
　　通过小组活动，将注采泵故障率降低至5.75%，完成目标。实施注采一体化工艺174井次。
　　单井节省隔热管清洗费、起下隔热管费用15万元。效益174*（1-5.75%）15万=2459万元。
　　节约作业占产时间164*3天=492天。
　　减少了地层冷伤害，降低了热损失。
　　（2）社会效益：
　　通过以上改进，不仅解决了注采一体泵故障率的问题，同时提高了技术和操作人员对注采一体化工艺的深入认识，改善了注采一体泵的结构，丰富完善了注采一体化工艺。