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摘要：抽油机系统效率的高低，对能耗影响较大，获得较高的系统效率可起到节约能量提高经济效益的目的。介绍了孤岛采油厂抽油机井系统效率概况，分析了影响抽油井系统效率的因素，提出了提高抽油机井系统效率途径与方法，为节能降耗工作提供了一定的可供借鉴的经验。
关键词：抽油机 系统效率 技术管理 措施探讨
1 抽油机井系统效率概况
随着石油资源的不断开发利用，世界上的油田大多数已转为机械采油阶段，目前的机械采油井占生产井总数的88%以上。在孤岛采油厂机采井占全部采油井数的97%以上。世界上广泛采用的机采方法主要是有杆泵、电潜泵、螺杆泵、水力泵和气举等。而有杆泵在各种机采方式中占主导地位，因此有杆泵采油系统效率的高低直接关系着油田开发效益的高低。
目前，孤岛采油厂的平均系统效率仅为27%，处于比较一般的水平。虽然近几年来引进了各种不同类型的抽油机和各种节能设备，各项配套工具和技术不断完善，但是系统效率整体水平提高不大。
2 影响抽油井系统效率的原因分析
2.1 地面部分
2.1.1 抽油机老化，耗能较高
孤岛采油厂孤一生产管理区所用抽油机多为普通游梁式抽油机，平均新度系数只有0.30，远远低于总公司设备新度系数不低于0.6的要求，使用多达10年以上抽油机占抽油机总数的60%左右。超期服役抽油机大多存在传动副磨损间隙增大，减速箱齿轮齿面磨损严重等问题。通过对超期服役抽油机进行了耗电测试，结果表明：在同工况条件下，超期服役抽油机与未超期服役抽油机相比，每小时多耗0.9kWh，全区每天多耗电近1700kWh。
2.1.2 抽油机技术落后，工艺适应性差
目前由于60%以上的老式游梁抽油机（8型、10型机）冲程最大只有3米，冲程利用率达到90%以上，而冲次利用率只能限在60%左右，所以，无法满足对抽油机长冲程、低冲次的要求。
2.1.3 “大马拉小车”现象严重
抽油机与配套电机选型过大，直接导致电机效率和功率因数的下降，功率因数在0.4-0.5。在用电机大多为多次修复的电机，修复4-5次以上使用6年以上的电机所占的比例40%左右，经长期使用和多次修复后，电机老化严重，自身损耗严重，电机效率降低，大大影响了整个系统的效率。各采油厂目前抽油机平均功率利用率只有20-35%。
2.1.4地面设备使用管理不细
主要是抽油机的五率（对中率、水平率、润滑率、平衡率和紧固率）标准化管理和地面流程的管理，抽油机的平衡状况对系统效率有着较大影响，理论研究表明，抽油机平衡率在80—110%之间较好，但是，由于部分井抽油机举升能力配置过小，致使四个平衡块全部调到头仍无法达到平衡，造成了抽油机在不正常的工况下运行。
2.2 井下部分
2.2.1 机杆泵的优化设计水平低
井下效率是举升流体的有效功率与光杆功率之比，油井产量、泵挂深度、悬点载荷差以及冲程和冲次是影响油井井下效率的主要因数，而它们本身也是各种因素影响的综合指标，相互之间存在相关性。 油田开发进入高含水期后，现有优化设计软件不能满足管、杆、泵优化设计的需要。
2.2.2 深井泵修复泵多，针对不同油藏特点应用的特种泵少，造成泵效低
通过对现场大量的调查，常规泵在高含水出砂油井中工作一般一个多月以后，泵效就开始明显衰减，这主要是由于井液砂磨导致泵密封间隙和泵阀漏失增大，并且漏失量会迅速上升。根据井下效率的计算原理，泵效与井下举升效率成正比关系，油井周期泵效平均下降5%，井下举升效率下降约4%，因此泵效的下降使举升效率也迅速下降。
2.2.3 杆管偏磨严重，造成摩擦损耗增加
根据统计因油管、抽油杆偏磨造成的工作量占油井全部维护工作量的20-30%，偏磨部位主要在杆柱中下部，约占到80%，全井偏磨的数量较少 。
在油藏开发中后期，由于含水的不断上升，井液由原来的油包水变成了水包油，润滑性变差，加上油井出砂加剧，造成井下抽油设备砂磨严重，使得抽油杆与油管间的摩阻、油管杆与流体间的摩阻、抽油泵与柱塞间的滑动摩阻增大。另外在部分直井和斜井中，存在杆管偏磨的现象，造成杆、管、泵摩擦阻力增大，这些都使抽油机负荷增加，功耗上升，效率下降。
3 提高抽油机井系统效率途径与方法
3.1 途径及方法一
加强对节能抽油机、电机设备的引进、使用和跟踪，建议采油厂购置抽油机以节能型的长冲程、低冲次为主，逐步淘汰老化设备，改善抽油机的平衡状况。加强老机改造，在现有抽油机的基础上，通过改造增大冲程。
3.1.2 节能抽油机
节能型抽油机主要包括异相曲柄平衡抽油机、前置式抽油机、双驴头抽油机和渐开线抽油机等。
3.1.2 电机
（1）匹配电机时，使电机的额定负载能力充分利用，尽量做到使电机的负载率达到或接近最佳负载率范围；
（2）使用新型节能系列电机，减少电机内部损耗，提高电机自身的运行效率；
（3）有针对性使用超高滑差电机，减少悬点载荷的波动范围，使有效输入功率降低，同时延长设备的使用寿命；
（4）电机并联电力电容器，减少无功损耗，提高电机的功率因数；
（5）电机的负载率低于25.0%时，应合理更换小容量电机。
3.2 途径及方法二
组织有关科研部门，开展抽油井模拟工况研究，从理论上掌握高含水期抽油井的工作状态，研究适用于高含水期油田开发特征的提高机采系统效率优化设计软件，对有杆泵井进行提高机采系统效率的模拟设计。在确保摸清地层供液能力的前提下，通过对整个系统的全面优化设计，优化确定参数，提泵挂，换大泵，降冲次，优化系统运行，降低输入功率。
3.3 途径及方法三
规范杆、管、泵管理制度和强制报废、修复技术以及修复标准的执行监督力度，尽量减少修复或少修，最大程度的延长油井免修期、提高泵效，大力推广适用于高含水期常规泵的替代产品的应用，并针对不同井况，加快特种泵的应用，如防砂泵、抽稠泵、斜井泵、防腐泵等，以提高特殊井的系统效率。
3.4 途径及方法四
针对油井偏磨问题，加强基础理论和现场测试研究，找出油井偏磨规律。根据现在掌握的情况，针对斜井、套管弯曲井，主要以无管采油的方式解决，另外，可采用旋转井口或旋转抽油杆等技术减缓杆管的磨损。针对直井偏磨问题，在合理设计生产参数（低冲次、长冲程）的同时，系统的应用防偏磨技术，如抗磨副、油管锚定、杆柱下部加重、反馈式抽油泵等措施，在应用中应尽量减少抽油杆扶正器（减少下行阻力，减少杆柱弯曲）的应用，对偏磨井进行综合治理。
参考文献
[1]胡博仲.有杆泵井的参数优选和诊断技术〔M].北京：石油工业出版社，1999.
作者简介：路春梅（1976.04-），女，采油技师，从事采油操作工作。
关键词：抽油机 系统效率 技术管理 措施探讨
1 抽油机井系统效率概况
随着石油资源的不断开发利用，世界上的油田大多数已转为机械采油阶段，目前的机械采油井占生产井总数的88%以上。在孤岛采油厂机采井占全部采油井数的97%以上。世界上广泛采用的机采方法主要是有杆泵、电潜泵、螺杆泵、水力泵和气举等。而有杆泵在各种机采方式中占主导地位，因此有杆泵采油系统效率的高低直接关系着油田开发效益的高低。
目前，孤岛采油厂的平均系统效率仅为27%，处于比较一般的水平。虽然近几年来引进了各种不同类型的抽油机和各种节能设备，各项配套工具和技术不断完善，但是系统效率整体水平提高不大。
2 影响抽油井系统效率的原因分析
2.1 地面部分
2.1.1 抽油机老化，耗能较高
孤岛采油厂孤一生产管理区所用抽油机多为普通游梁式抽油机，平均新度系数只有0.30，远远低于总公司设备新度系数不低于0.6的要求，使用多达10年以上抽油机占抽油机总数的60%左右。超期服役抽油机大多存在传动副磨损间隙增大，减速箱齿轮齿面磨损严重等问题。通过对超期服役抽油机进行了耗电测试，结果表明：在同工况条件下，超期服役抽油机与未超期服役抽油机相比，每小时多耗0.9kWh，全区每天多耗电近1700kWh。
2.1.2 抽油机技术落后，工艺适应性差
目前由于60%以上的老式游梁抽油机（8型、10型机）冲程最大只有3米，冲程利用率达到90%以上，而冲次利用率只能限在60%左右，所以，无法满足对抽油机长冲程、低冲次的要求。
2.1.3 “大马拉小车”现象严重
抽油机与配套电机选型过大，直接导致电机效率和功率因数的下降，功率因数在0.4-0.5。在用电机大多为多次修复的电机，修复4-5次以上使用6年以上的电机所占的比例40%左右，经长期使用和多次修复后，电机老化严重，自身损耗严重，电机效率降低，大大影响了整个系统的效率。各采油厂目前抽油机平均功率利用率只有20-35%。
2.1.4地面设备使用管理不细
主要是抽油机的五率（对中率、水平率、润滑率、平衡率和紧固率）标准化管理和地面流程的管理，抽油机的平衡状况对系统效率有着较大影响，理论研究表明，抽油机平衡率在80—110%之间较好，但是，由于部分井抽油机举升能力配置过小，致使四个平衡块全部调到头仍无法达到平衡，造成了抽油机在不正常的工况下运行。
2.2 井下部分
2.2.1 机杆泵的优化设计水平低
井下效率是举升流体的有效功率与光杆功率之比，油井产量、泵挂深度、悬点载荷差以及冲程和冲次是影响油井井下效率的主要因数，而它们本身也是各种因素影响的综合指标，相互之间存在相关性。 油田开发进入高含水期后，现有优化设计软件不能满足管、杆、泵优化设计的需要。
2.2.2 深井泵修复泵多，针对不同油藏特点应用的特种泵少，造成泵效低
通过对现场大量的调查，常规泵在高含水出砂油井中工作一般一个多月以后，泵效就开始明显衰减，这主要是由于井液砂磨导致泵密封间隙和泵阀漏失增大，并且漏失量会迅速上升。根据井下效率的计算原理，泵效与井下举升效率成正比关系，油井周期泵效平均下降5%，井下举升效率下降约4%，因此泵效的下降使举升效率也迅速下降。
2.2.3 杆管偏磨严重，造成摩擦损耗增加
根据统计因油管、抽油杆偏磨造成的工作量占油井全部维护工作量的20-30%，偏磨部位主要在杆柱中下部，约占到80%，全井偏磨的数量较少 。
在油藏开发中后期，由于含水的不断上升，井液由原来的油包水变成了水包油，润滑性变差，加上油井出砂加剧，造成井下抽油设备砂磨严重，使得抽油杆与油管间的摩阻、油管杆与流体间的摩阻、抽油泵与柱塞间的滑动摩阻增大。另外在部分直井和斜井中，存在杆管偏磨的现象，造成杆、管、泵摩擦阻力增大，这些都使抽油机负荷增加，功耗上升，效率下降。
3 提高抽油机井系统效率途径与方法
3.1 途径及方法一
加强对节能抽油机、电机设备的引进、使用和跟踪，建议采油厂购置抽油机以节能型的长冲程、低冲次为主，逐步淘汰老化设备，改善抽油机的平衡状况。加强老机改造，在现有抽油机的基础上，通过改造增大冲程。
3.1.2 节能抽油机
节能型抽油机主要包括异相曲柄平衡抽油机、前置式抽油机、双驴头抽油机和渐开线抽油机等。
3.1.2 电机
（1）匹配电机时，使电机的额定负载能力充分利用，尽量做到使电机的负载率达到或接近最佳负载率范围；
（2）使用新型节能系列电机，减少电机内部损耗，提高电机自身的运行效率；
（3）有针对性使用超高滑差电机，减少悬点载荷的波动范围，使有效输入功率降低，同时延长设备的使用寿命；
（4）电机并联电力电容器，减少无功损耗，提高电机的功率因数；
（5）电机的负载率低于25.0%时，应合理更换小容量电机。
3.2 途径及方法二
组织有关科研部门，开展抽油井模拟工况研究，从理论上掌握高含水期抽油井的工作状态，研究适用于高含水期油田开发特征的提高机采系统效率优化设计软件，对有杆泵井进行提高机采系统效率的模拟设计。在确保摸清地层供液能力的前提下，通过对整个系统的全面优化设计，优化确定参数，提泵挂，换大泵，降冲次，优化系统运行，降低输入功率。
3.3 途径及方法三
规范杆、管、泵管理制度和强制报废、修复技术以及修复标准的执行监督力度，尽量减少修复或少修，最大程度的延长油井免修期、提高泵效，大力推广适用于高含水期常规泵的替代产品的应用，并针对不同井况，加快特种泵的应用，如防砂泵、抽稠泵、斜井泵、防腐泵等，以提高特殊井的系统效率。
3.4 途径及方法四
针对油井偏磨问题，加强基础理论和现场测试研究，找出油井偏磨规律。根据现在掌握的情况，针对斜井、套管弯曲井，主要以无管采油的方式解决，另外，可采用旋转井口或旋转抽油杆等技术减缓杆管的磨损。针对直井偏磨问题，在合理设计生产参数（低冲次、长冲程）的同时，系统的应用防偏磨技术，如抗磨副、油管锚定、杆柱下部加重、反馈式抽油泵等措施，在应用中应尽量减少抽油杆扶正器（减少下行阻力，减少杆柱弯曲）的应用，对偏磨井进行综合治理。
参考文献
[1]胡博仲.有杆泵井的参数优选和诊断技术〔M].北京：石油工业出版社，1999.
作者简介：路春梅（1976.04-），女，采油技师，从事采油操作工作。