抽油机井管理

抽油机井管理（通用9篇）

抽油机井管理 篇1

摘要：抽油机是人工举升的主要方式, 其在生产运行中要消耗大量的电能。采取有效的节能措施, 提高抽油机系统效率, 可使投入产出比增加, 获得更高的经济效益。通过对抽油机井系统效率影响因素分析, 采取了参数优化、平衡调整、皮带调整等降能耗措施, 提高了抽油机系统效率。

关键词：抽油机,系统效率,参数优化,节能措施

有杆泵抽油系统的目的是将地面的电能转化为井下液体的能量, 使井下液体流到地面。整个系统工作时, 就是一个能量不断传递和转化的过程, 每一次能量的传递和转化都存在着能量的损失, 抽油机井从地面设备供入系统的能量扣除系统的各种损失以后, 就是系统所给液体的有效能量, 这一将液体举升到地面的有效做功能量与系统输入能量之比值, 称为抽油机井的系统效率。降低每一传递过程中的能量损失, 也就提高了系统效率。

1 影响抽油机系统效率的主要因素

系统效率是衡量抽油机井能耗的重要指标, 系统其他参数还包括日产液量、动液面深度、油压、套压和耗电量 (电流、电压、有效功率) 等[1]。

抽油机系统效率受多方面因素的影响, 包括地面系统和井下系统两部分, 地面系统包括抽油机、电动机、冲程、冲速、平衡度、皮带、减速箱、四连杆、井口油压、套压、盘根的影响, 井下系统包括管、杆 (直径、长度) 、泵深、沉没度、摩阻、抽油泵、原油黏度、气体、结蜡、地层供液的影响。

1.1 抽油机的影响

在技术上常规型抽油机能耗高于节能抽油机, 对能耗高的常规抽油机进行技术改造, 是降低抽油机能耗的一个重要方法。在管理上加强抽油机的维护保养工作, 抽油机状况越好, 能耗将越低, 系统效率越高。

1.2 电动机的影响

受抽油机工作性质的影响, 电动机负荷变化极大, 油井产能的不同, 油田中电动机功率不同。当电动机在额定负荷或额定负荷附近运行, 则电动机属于节能经济运行。但多数抽油机 (尤其是常规游梁式抽油机) 在工作过程中, 为满足启动或最大功率点的要求, 其电动机的平均输出功率与输出功率之比通常为0.3~0.4, 有的更低。因此在大多数时间里电动机处于轻载运行, 即所谓“大马拉小车”的情况, 其效率因数都很低, 这就造成较大的能量损失。合理匹配电动机可以很好地提高系统效率。目前现场应用的高转差电动机、永磁电动机、双功率电动机等节能电动机节电效果都较好。

1.3 油层供液能力与抽油参数的影响

根据油层供液能力选择合理的抽汲参数, 保证油井在合理举升高度、高产量下生产, 系统效率较高。如果出现供大于采时, 导致产液量相对偏低、举升高度相对偏小, 系统效率较低;当采大于供时, 尽管有较高的产液量, 一但出现供液不足时, 产量偏低, 举升高度大, 能耗损失大, 系统效率也会较低。

1.4 泵况的影响

泵况的好坏决定了油井产量和举升高度。抽汲参数合理情况下, 泵况好, 产量高, 举升高度合理, 系统效率高。

1.5 原油物性的影响

原油组分中, 如果重质含量 (胶质、沥青质和蜡质) 越高, 举升液体过程中需要克服的摩擦阻力越大, 电动机所消耗的能量也就越大。在相同条件下, 这种井的系统效率相对较低。

2 日常管理对抽油机井系统效率的影响

提高抽油机井系统效率从硬件上来说, 可以投入节能设备, 如节能抽油机、节能电动机、节能电控箱等。在此我们只谈在不投入节能设备的情况下, 在现有设备生产情况下通过加强日常管理提高抽油机井系统效率, 降低能耗。

2.1 加强抽油机维护保养

2.1.1 加强“五率”管理工作

抽油机“五率”是指紧固、润滑、对中、平衡、水平。加强抽油机各连接部位的紧固, 各运动部位的润滑, 井口对中, 抽油机水平达到要求, 可以减少能耗损失, 对提高系统效率有好处。特别是平衡率状况对系统效率有一定的影响, 平衡状况好 (平衡率85%~100%) , 电动机负载均匀, 减少能耗损失, 系统效率高。1—7月共调平衡221井次, 对比153井次, 在产量和举升高度基本不变的情况下, 调平衡前后对比平均有功功率下降0.72 k Wh, 系统效率提高1.34个百分点, 吨液百米耗电下降0.13 k Wh, 详见表1。

2.1.2 合理调整盘根皮带松紧度

目前抽油机均使用窄V联组带, 这种带传动动力大, 摩擦损失小, 滑差率小, 丢转少, 传动效率最高达98%, 并且带轮直径和宽度都明显减小。经现场实测, 使用这种传动带比使用普通三角带平均可节电2.5%。加强传动皮带的日常检查, 保证皮带张紧度适中, 及时调整和更换影响传动的皮带, 以提高皮带的传动效率。6口井皮带松紧度试验结果见表2。

从皮带能耗变化试验数据上看, 由紧到松变化有功也是下降的, 最紧到最松有功平均相差0.67k W, 有功功率最低点不在最松处。

在抽油机井皮带最松与最紧之间有最佳功率值, 现场可以在最松的情况下再紧0.6~1.2 cm, 能够达到能耗最低。

盘根盒部分的损失主要是摩擦损失, 该项损失与抽油机的安装情况、光杆的表面加工质量、盘根的松紧和密封材料有密切关系。光杆和盘根一定的条件下, 合理调整盘根的松紧度能减小摩擦力和功率损耗, 提高系统效率。10口井的试验效果见表3。

从电流变化情况看, 调整盘根松紧对电流的影响不大, 随着盘根由松到紧或由紧到松试验可看出, 最松到最紧上下电流均上升1~2 A。

从有功功率上看, 随着盘根由松到紧变化有功功率是上升的, 最松到最紧有功功率平均上升0.52k W, 上升3.7个百分点, 平均日节电12.48 k Wh。

2.2 合理匹配电动机

电动机匹配是否合理直接影响系统效率。对电动机利用率低于30%井以下的18口井进行了对比, 装机功率由47.5 k W下降到31.5 k W, 下降了16k W;有功功率由11.2 k W下降到9.07 k W, 下降了2.13 k W;平均系统效率由34.69%上升到35.48%, 上升了0.79个百分点;平均吨液百米耗电下降了0.04 k Wh, 日节电51.2 k Wh。

2.3 优化抽油机工作参数

在参数调整上, 抽油机井遵循长冲程、慢冲速的原则, 以地质开发需要为前提, 每月根据油井变化情况及时协调好注采关系, 合理调整工作参数。在满足现有技术装备 (抽油机与电动机) 工作能力以及满足油井配产要求的前提下, 合理选择抽汲参数 (冲程、冲速、泵径) 、下泵深度与抽油杆柱尺寸, 以达到能耗小、效率高的目的。

对油层供液能力差的井实施换小泵、下调参和间抽的模式。对供液能力强的井实施换大泵、上调参的模式。抽油机采油系统抽汲参数的优化设计就是通过合理优化机采井参数, 确保机、杆泵平稳运行, 抽汲参数合理, 提高运行效率, 降低能耗。由于抽油机井上调参、换大泵后产量上升, 有功功率消耗大, 在此只分析抽汲参数下调井能耗变化情况。

2012年1—8月份泵径大换小11口井, 在7口井前后日产液、举升高度基本不变的情况下, 有功功率下降1.75 k W, 系统效率提高了5.36个百分点。下调冲程11口井, 对比10口井, 在前后日产液、举升高度变化不大的情况下, 有功功率下降1.65 k W, 系统效率提高了2.31个百分点。下调冲速53口井, 对比47口井, 在前后日产液、举升高度变化不大的情况下, 有功功率下降3.9 k W, 系统效率提高了1.7个百分点 (表4) 。

2.4 加强泵况管理, 降低无效耗能

泵况管理做到“三及时”, 即及时发现、及时汇报、及时处理和出措施方案, 保证异常井及时得到恢复, 降低无效耗能。对于断脱井经证实处理无效后, 停机待处理, 正常后方可启机, 减少不必要的能耗。

3 结论

1) 注重日常管理及保养工作;定期检查传动装置, 传动皮带要松紧适中, 随时处理减速箱漏油, 定期更换减速箱内机油, 以减少地面传动部分的能耗。

2) 及时调整抽油机的平衡, 保持抽油机合适的平衡度。

3) 经常调整皮带、光杆盘根盒使其松紧适度;定期调整设备, 使悬绳器、光杆与井口对中, 减少光杆与盘根和抽油杆与油管的摩擦耗能。

4) 根据井况的变化, 及时优选抽汲参数, 确保抽油机采油系统工作在最优抽汲参数下。

5) 找到主要影响因素后, 根据现场实际情况, 制定可行性的优化设计方案, 必须具有可操作性。

6) 加强管理, 保证抽油机泵况良好。

7) 对于油气比高的油井应采取适当加大泵的沉没度, 加装油气分离器和定期放套管气等措施, 以提高泵的充满系数。

参考文献

[1]胡博仲, 周继德, 徐国兴.有杆泵井参数优选和诊断技术[M].北京:石油工业出版社, 1999.

抽油机井管理 篇2

关键词：蒸汽吞吐 抽油机井 系统效率 研究

1 概述

锦州油田有机械采油井近2000口，其中三分之二是稠油井。近年来，通过采取更换使用高效节能设备，实施抽油机井机采参数优化等节能措施，稠油抽油机井平均机械采油系统效率有所提高。根据现场测试，锦州油田稠油抽油机井平均机械采油系统效率为23.1%，与国外（美国）油田以及国内个别陆上油田30%以上的平均机采系统效率比较，差距仍然很大。由此，有必要针对蒸汽吞吐采油特点，研究适用于稠油井的提高机采系统效率的模式和方法。

2 蒸汽吞吐特点

稠油区块普遍采用蒸汽吞吐采油方式。正常情况下，一口稠油井一般需要注汽一周，注入蒸汽2000立方米左右。停注后，油井需要先焖井几天，然后投入生产。根据地层能量变化和油井实际产量变化，稠油吞吐井投产后，一般可分为初、中、后三个时期。

2.1 抽喷期

蒸汽吞吐开井生产初期，地层能量充足，油井处于自喷（或抽喷）采油状态。抽喷期产量高，含水高，温度高，一般为20天左右。

2.2 生产期

蒸汽吞吐开井生产中期，随井底周围的油层温度下降，原油粘度回升，产量也随之下降到一个相对稳定的生产期。一般稠油井的正常生产期为280天左右。

2.3 生产后期

随开井时间延续，地层能量逐渐减少，油井供液不足，产量减少，直至不出。当井口温度降到接近35℃时，油井转入下一个周期的蒸汽吞吐。

3 方案设计

3.1 抽喷期因为地层能量充足，油井产量高、含水高、温度高、粘度低。所以抽油机应调到最大冲次运行。

3.2 进入生产期后，油井产量降低、含水下降、温度下降、粘度回升，所以抽油机冲次应下调一个等级运行，并且根据油井产量负荷变化，逐步下调抽油机冲次。

3.3 生产后期，地层能量亏空，油井产量降低，抽油机应调到最低冲次，低冲次仍供液不足的，实施间开。对严重供液不足或不出的油井，应及时停抽转注。

4 现场实施

选稠油锦45块4个采油站进行现场试验。4个采油站共有生产井49口，抽油机冲次在2-6区间。现场测试统计49口油井原态：平均日产液15.95t/d，抽油机平均耗电量（输入功率）7.78kwh/h，有效功率1.84kwh/h，平均机采系统效率23.65%。根据油井本轮蒸汽吞吐投产日期及产量，将全部49口生产井按初、中、后三个时期进行分类实施。

4.1 抽喷期高产油井6口，抽油机全部调到最大冲次6冲次。

4.2 正常生产期产量相对稳定的油井36口。根据实际产量和负荷，6口井抽油机调到5冲次；8口井抽油机调到4冲次；9口井抽油机调到3冲次；4口井抽油机调到2.5冲次；9口油井抽油机冲次保持不变。

4.3 生产后期低产油井7口，3口油井抽油机调到最低冲次2次；2口油井抽油机保持最低冲次不变；2口油井改间开，其中1口油井间开时间定为8小时，1口油井间开时间定为24小时。

实施冲次调整后，现场测试统计：49口生产井平均产液16.32t/d，较原态日增产量18.13吨；抽油机平均耗电量（输入功率）7.14kwh/h，有效功率1.99kwh/h，平均机采效率27.87%，较原态平均机采系统效率提高4.22个百分点，节电率17.8%，日节电量1628kwh。

5 结论

5.1 在现有的技术装备条件和管理水平下，根据稠油井蒸汽吞吐周期规律，按初、中、后三个时期分别对抽油机冲次进行相应调整，可以在提高油井产量的同时，有效地提高稠油抽油机井机采系统效率。

5.2 根据稠油井蒸汽吞吐周期规律对稠油井抽油机调冲次，方法简单，操作方便，不需要增加资金投入，适用于在稠油区块全面推广。

参考文献：

[1]魏强.扶余油田蒸汽吞吐井高温暂堵技术研究[D].东北石油大学，2013.

[2]马春宝.提高蒸汽吞吐开发效果的综合配套技术[J].油气田地面工程，2013（09）.

抽油机井间抽生产管理的几点认识 篇3

我们采油XX队位于萨西过渡带, 共管理油水井98口, 其中抽油机井50口 (开井42口) , 低产低效井13口。占全队总井数的31.0%。在2005年其中又因偏磨造成的检泵井数有8口, 为此, 加强低产低效井管理是摆在我们面前的首要任务。2006年通过在2口低产低效井上应用间抽试验, 不仅节约了大量的能源, 还减少了机械磨损, 还有效的降低了因偏磨造成的检泵井数, 效果比较显著。

1 间开理论研究

对抽油机井而言, 经过一段时间停产后生产, 其产量主要有两部分构成:关井时的井眼储存液量q1与开井后的地层供液量q2。

1.1 关井后, 在井底仍然有油流入井, 此时。油井的动液面不断上升, 即井底的流动压力不断恢复。在关井t时的流压变化的近似公式:

为方便起见, 将井底压力的变化直接换算成液面的变化, 即:

此时井筒内储存的液体体积为:qÁAÁÂH (2)

式中, Atc为油套环形空间的截面积, 即:

对低产井而言, 通过监测油井动液面的变化, 由式 (1) 可确定关井时间, 即:

1.2 油井开井后地层的供液

当油井在关井t时刻开井连续T时间后, 地层向井筒的供液量可根据间开前的产量q0按下式来考虑:

1.3 间开后的产量与间开时间

由上式推导可知, 在油井关井t小时后, 油井连续生产T小时的产液量q应为:

若油井的泵效设为η0, 油井的开井时间为:

根据上述分析, 只要知道地层的物性、关井时间, 通过式 (1) 便可求出油井动液面的上升幅度与储存的液量, 由 (4) 便可求出油井的生产时间。

2 间抽条件的确定与应用

2.1 间抽井的确定

2.1.1含水大于96%且日产油量小于2.0t的特高含水井。2.1.2连通状况差, 沉没度低的井沉没度小于50m, 日产液量≤20t, 日产油量≤2t, 冲程≤3m, 冲次≤6n/min, 泵效≤25%。

2.2 生产过程中的应用

对于实施间开的油井, 由于地层能量低、渗透率低、产量低间开前井口表现为间歇出液, 间开后, 在一个间开周期内动液面的变化很大。关井后, 地层继续向井筒供液, 油井的动液面开始上升, 泵的沉没度增大。至油井开始抽油时刻, 动液面上升到最大高度, 此时的沉没度最大, 泵的充满程度最高, 泵效最高。随着生产时间的延续, 因地层供液能力差, 地层供液量小于泵的排液量, 导致动液面逐渐降低, 如果一直抽下去, 就会出现“干抽”现象, 导致井口不出液。此时, 进入下一个间开周期。因此对间开油井, 建议采用以下工作制度:2.2.1泵挂应尽可能深, 以提供较大的生产压差;2.2.2长冲程、低冲次、小泵径;2.2.3合理控制开井时间和关井时间。如果关井时间过短, 那么动液面还没有上升到足够的高度, 沉没度太小, 会使泵效过低, 浪费电能、增大机械磨损。如果关井时间过长, 因为井底流压的上升而限制了地层的供液能力, 导致油井的产液量下降。为提高低产井的经济效益, 达到既节能、减小机械磨损, 降低原油生产成本, 又不降低间抽井的产液量的目的。我们从制定合理的间抽制度入手。

3 间抽井合理工作制度的确定

3.1 合理间抽制度的确定

由于间抽井的液面变化规律较为复杂且因井而异, 依据液面的变化规律, 借助于同步测试时功图的变化情况所得到的初步结论。

当间抽井的折算沉没度低于50m时, 即可关井;当折算沉没度恢复到300m以上时即可启抽。

2006年我队在2口井上采取应用监测动液面变化情况, 来确定间抽时间的方法。总结出了间抽井的变化规律。

3.2 合理间抽制度的确定原则

从曲线的变化规律上来看:液面的上升速度要慢于液面的下降速度。停抽24小时液面恢复到849.18m, 而启抽后仅仅7个小时液面下降了795.39m。从追求效益最大化的角度出发, 在此给出了确定合理间抽制度的原则如下:3.2.1尽量减小间抽前后油井产液、产油量的差异。3.2.2尽量缩短油井的开井时间。3.2.3兼顾边远地区夜间停机时间过长易造成设备丢失的情况。所以, 我队所有的间抽井的工作制度是:晚21:00启机, 第二天的8:00停机。既保证了间抽制度的合理性又避免机械设备的丢失。

4 对间抽的几点认识

4.1本文根据油田在开发过程中, 部分井表现出的低渗、低压、低产、低效与间歇出油的特征, 推导出低产油井间歇抽油的关井时间、开井时间及产量公式, 并通过现场实践认识到。

4.2 合理优化间开制度后, 单井产量不会有较大幅度的降低, 且可以提高低产井的经济效益。

4.3低产低效井通过间抽以后, 我队因沉没度低造成偏磨而检泵的井明显减少。从5月份以来只有1口井检泵, 检泵井数由2005年的4口下降到目前的1口。不仅节约了大量的生产成本, 还减轻了工人的劳动强度。

摘要：本文就采油XX队从1996年投产二次加密井以来, 由于有效厚度小, 产液量偏低, 连通性能差, 供排关系不协调, 造成低产低效井增多。如何采取间抽的方法来实现节能、降低机械磨损所做的工作。在间抽井间开中的产量变化分析及间抽制度的制定方面, 进行了明确阐述。

抽油机井管理 篇4

关键词:抽油机;井杆管;偏磨

中图分类号:TE933 文献标识码:A 文章编号:1000-8136(2010)12-0021-01

近年来,抽油机偏磨井数量逐渐增多、分布广泛,抽油机井表现出来的抽油杆与油管之间的磨损现象日益严重,其磨损现象主要表现在管杆断、裂、漏问题上。这样就增加了作业维护的工作量,偏磨导致作业频繁,免修期短,作业费用上升,采油成本高,综合效益低。为此,本文分析了抽油机井杆管磨损的主要原因,并提出合理防治对策,对于提高油田开发效益和采收率具有指导作用。

1抽油机井杆管偏磨的主要原因分析

1.1井斜是造成抽油井管杆偏磨的主要原因

在井斜的作用下,由于井筒不垂直,油管上部接在油管挂上,在油管重力的作用下,油管必然弯曲。而且抽油杆两端由于分别由井口盘根盒与泵活塞限制,居油管中心,在井斜的影响下,抽油杆在其重力作用下,发生弯曲,使杆管出现偏磨。

1.2杆管配合使用不当是造成抽油机井杆管偏磨的另一重要原因

抽油杆与油管尺寸配合过小,会增加相互摩擦的几率,造成管杆的偏磨。特别是在造斜点附近,抽油杆的弯曲度大,管杆易于接触,在相互运动的情况下产生摩擦,最容易产生偏磨。

1.3生产参数设定选择不当也是造成抽油机井杆管偏磨的原因之一

在抽油机井生产过程中,冲程、冲次、杆柱组合等参数选择合适时,理想状态下抽油杆的全部重量应该加载到抽油机驴头上,抽油杆行进速度与驴头速度同步,抽油杆柱始终处于拉伸状态。事实上,抽油杆柱受井液阻力作用和各类摩擦力及杆柱组合不合理造成的杆柱受力状态不同,相当一部分抽油杆滞后于驴头的运行速度,特别是中和点以下的抽油杆几乎全部处于受压状态,容易产生弯曲变形,特别是采取高冲次,将加剧弯曲变形的程度和接触频率,从而加剧了杆管的偏磨。

1.4含水率升高也能造成抽油机井杆管偏磨

地层产出液含水的升高,杆管润滑性变差,杆管磨损加剧。因原油含水率升高,而密度增大,浮力增加,下冲程时抽油杆下行阻力增大,使得管杆变形严重,结果是偏磨点增多、偏磨范围增大以及偏磨载荷增加,进而使磨损加剧。

1.5结蜡造成抽油机井杆管偏磨

抽油井在生产一段时间之后,如果没有及时采取措施,井筒内必然出现结蜡现象,这些东西一般会附着在油管、抽油杆的表面,形成一个凝结点。抽油井结蜡后,上行悬点载荷增加,下行载荷降低。尤其是在下行中,抽油杆运动到结蜡点时,由于受到阻力影响,速度变慢,当小于光杆下行速度时,造成结蜡点以上的抽油杆弯曲,使得管杆偏磨。

2抽油机井杆管偏磨的几点防治措施

2.1使用注塑杆和扶正器

使用注塑杆、扶正器等较成熟的井筒防偏磨工艺技术是目前最普遍、最常用、最基本的方法。但是单独使用注塑杆、扶正器有效期较短,扶正器磨损后,抽油杆与油管必然相互摩擦磨损,无法从根本上避免杆管的摩擦与磨损。主要是针对偏磨程度不十分严重的油井使用,起到延长免修期和保护油管杆的作用。同时该方法也是采用其它防偏磨工艺的重要辅助措施之一。

2.2使用加重杆

加重杆是防止底部抽油杆弯曲的有效方法,它能使杆柱中和点下移,提高下部抽油杆的稳定性,从而减轻偏磨。

2.3合理调整参数

在保持产液量不变的情况下,由短冲程、高冲次,改成长冲程、短冲次,减少偏磨次数,以达到延长油管和抽油杆使用寿命的目的。

2.4定期实施井筒清理措施

根据动态资料变化,定期实施井筒清理措施,可以减小管柱的载荷,使油井在比较好的状态下生产,减少因地面防蜡等措施不到位带来的油井管杆偏磨现象发生。

2.5积极推广和采用防偏磨新工艺

使用旋转井口,旋转井口使(油管、抽油杆)磨损均匀从而减轻偏磨,延长杆管使用寿命,对所有类型的偏磨井均能起到延长周期的作用,但避免不了杆管之间的摩擦与磨损。空心杆采油工艺是从空心杆内出油,油管与空心杆的密闭环空充满原油作为润滑剂,降低管杆间的摩擦系数,同时改变液流通道,减轻产出液对油管杆接触面的冲刷、腐蚀,从而达到治理偏磨的目的。

3主要做法

(1)采取综合防偏配套模式,使用注塑杆+加重杆+油管锚的配套组合,对继续偏磨油井进行治理,但是成本较高。

(2)做好防偏磨工艺研究。解决好抽油杆配套扶正器以后造成的偏磨点上移问题,针对现场出现的配套扶正器以后偏磨点上移问题,进行跟踪分析,总结不同油井出现规律。

(3)高含水增加了腐蚀偏磨速度,因此,在油田开发中应严格控制含水上升速度。

(4)尝试使用空心杆采油工艺,在原工艺基础上,建议更换环空内润滑介质为纯原油或润滑油,减小摩擦阻力,提高其润滑能力,增强防磨效果。

On the Pumping Well and the Main Rod and Tubing Wear Prevention

Cui Jun

Abstract:This paper analyzes the control rod pumping wells the main reason for wear and tear, hole deviation, column structure, composition and production parameters rod tube is caused by unreasonable wear rod and tubing the main factors and proposes a reasonable countermeasures.

降低抽油机井能耗 篇5

表1、表2分别为小组概况和小组成员表。

选题理由

大庆油田第六采油厂作为先导技术的大实验区, 承载着“经济采油、科技兴油”的重任, 降低抽油机井能耗是实现这一要求的重要举措。表3为2007年采油六厂抽油机井整体生产水平。

统计到2007年12月底喇嘛甸油田抽油机开井1 809口, 年耗电1.34×108kWh, 占机采能耗的42.54%, 所占比例较高。

抽油机井系统效率是有效能量与系统输入能量比值, η= (ρ·g·H·Q) /86.4P1。

电机负载率是电机输出功率与额定功率的比值, β=P2/PN。

这两项指标可直接反映抽油机井生产耗电水平。统计2007年采油六厂抽油机井系统效率与电机负载率情况见表4、表5、图1、图2。其中系统效率为30.18%, 负载率为23.67%。

统计表明:2007年六厂抽油机井系统效率低于30%的井有1 019口, 占64.99%;电机负载率低于25%的井有994口, 占63.39%, 所占比例较高。这说明喇嘛甸油田存在抽油机井能耗损失严重的问题。

现状调查

活动课题确定之后, QC小组成员通过现场测试、能耗节点分析、数据统计等方法寻找症结问题。

抽油机井系统效率总体分为地面效率和井下效率两部分, 即:η (系) =η (地) ·η (井) 。悬绳器以上包括电动机、皮带传动、减速箱及四连杆机构4个能耗节点;悬绳器以下包括盘根盒、抽油杆、抽油泵和井下管柱等4个能耗节点 (图3和表6) 。

上述分析可知:能量损失涵盖了地面、地下两部分, 主要源于:机械设备、抽汲参数、生产工况、地层条件、管理及其它等五方面。小组成员对2007年全厂1 568口能耗测试井从九方面进行调查 (表7和表8) , 统计发生频次, 用数据说话, 做到症结问题确定真实、客观。

由表8可知:机械设备不合理和抽汲参数不匹配两项问题占总频次的80.70%, 是造成抽油机井能耗高的症结问题。

确定目标值

2008年QC小组活动工作量预计为:参数优化250口井, 电机匹配300口井, 节能改造50口井, 全年工作量约为600口井。预计工作完成后, 全厂总装机功率可由6.61×104kW下降到6.11×104kW, 下降0.5×104kW, 由公式β=P (有功) /P (额定) 可知, 负载率可上升到25.70%。同时这600口井工作量可解决症结问题的50%以上, 通过计算系统效率可以提高到30.5%。

原因分析及要因验证

QC小组成员运用关联图对症结问题逐层剖析原因 (图4) , 深入挖掘末端因素。

QC小组成员通过现场测试、技术调研、数据统计对关联图中10条末端因素逐条验证, 确认是否为要因。

1 验证一电机装机功率偏大

抽油机井在生产中选配电机, 往往考虑起动与过载能力, 留有较多功率裕量, 电机装机功率偏大, 增加损耗。统计1 568口能耗测试井数据, 见表9、表10、图5。

结果表明:目前全厂平均负载率水平偏低, 主要集中在25%以下, 其中占能耗测试井67%的普通异步45、55、75kW电机平均负载率仅为20%, 问题更为突出。因此电机装机功率偏大是目前亟待解决的耗能重点问题, 是要因。

2 验证二使用非节能型电机

普通电机的启动转矩倍数只有1.8倍, 选用时为考虑启动和峰值转矩的需要, 提高了装机功率, 造成了“大马拉小车”现象。而节能电机的启动转矩为3.6倍, 其具有启动转矩大, 过载能力强的特点。因此使用非节能电机是造成能耗高的一个要因。

3 验证三使用非节能型抽油机

常规同异相型抽油机相比, 净扭矩数值较大, 能耗高。比较80口同产液量CYJ10-4.2-53HB型与CYJY10-4.2-53HB型的能耗, 常规抽油机平均单井能耗为10.71kW, 异相型为10.19kW, 高出0.52kW (见图6) 。因此使用非节能型抽油机井是造成能耗高的要因。

4 验证四抽油机使用年限长

统计采油六厂使用年限超过15年, 设备运行效率较低的抽油机井有528口, 占总井数27.7%, 会随今后管理工作逐步更新, 不是该次活动解决的主要问题, 是非要因。

5 验证五冲次偏大

QC小组在井中进行试验:泵径D=56mm, 泵挂L=1 100m, 冲程2.622m不变, 依次调大冲次发现, 相同举升高度, 随冲次增大, 系统效率下降, 变化较大, 是要因 (图7) 。

6 验证六泵型偏小

从图8看出:较小泵径必须在较高的抽汲速度下得到所要求的产液量, 其水力和摩擦损失较大, 增加了能耗, 是要因 (图8) 。

7 验证七测试方法不正确

我们小组测试人员都经过专业培训, 取得了电工证, 能够正确熟练运用电参测试仪, 是非要因。

8 验证八测试仪器出故障

提高测试水平, 按规程操作, 可以减少或避免仪器损坏, 是非要因。

9 验证九皮带传动效率低

目前应用的皮带涨紧器可提高皮带传动效率, 皮带滑差率大大降低, 避免了丢转现象的发生, 减少单井平均冲次损失, 皮带的传动效率大大提高, 是非要因。

10 验证十盘根和轴承松动漏油

润滑良好的情况下减速箱传动效率为91%, 损耗较小。六厂每年对抽油机井全面检修, 更换优质机油, 较好地解决了这个问题, 是非要因。

经过分析共确定5条原因: (1) 电机装机功率偏大; (2) 使用非节能型电机; (3) 使用非节能型抽油机; (4) 冲次偏大; (5) 泵型偏小。

制定对策

表11为降低抽油机井能耗对策表。

对策实施

1 实施一:节能电机合理匹配

抽油机井电机合理匹配就是在考虑启动及过载能力的前提下, 根据产液和载荷的变化, 对电机进行优化调整, 以提高运行效率和功率因数, 从而达到节能目的。

(1) 电机匹配数学模型

在配备电机时, 首先应满足功率需求, 即电机实际功率不超过选配电机额定功率:

式中Pd—电机实际功率需求, kW;

PN—选配电机的额定功率, kW。

Pd可用下式计算:

式中Pr—光杆功率, kW;

ηc—抽油机在曲柄一转中的平均效率 (电机轴至悬绳器) ;

CLF—周期载荷系数。

式中Ie—均方根电流, A;

Im—平均电流, A;

Ii—对应每个曲柄转角启动电流, A。

除满足功率要求以外, 还应满足最大扭矩的要求, 即传到电机轴上的最大扭矩不应当超过电机允许的最大扭矩, 即:

式中Tmax—曲柄轴最大扭矩, kN·m;

k—电机的过载系数;

ηm—电机轴至曲柄轴效率;

ω—曲柄角速度。

电机的输入功率等于轴功率与电机内损之和。当电机轴功率周期性变动时, 其输入功率亦随之变动。1个周期内平均输入功率P1m可用下式计算:

式中PO—电机空载损耗, kW;

P1m—电机平均轴功率, kW;

η—电机效率。

(2) 电机匹配的步骤

一是合理选井:优先对全厂电机负载率低于20%的井进行匹配;

二是现场测试:运用电参测试仪测试启动、瞬时电流及前后期效果;

三是理论计算:求得周期载荷系数, 在满足最大启动扭矩的约束条件下, 算出装机功率;

四是逐级替换:制定“一换三”匹配原则, 即投入1口永磁节能电机, 通过逐级匹配、统筹调换, 完成3口井节能任务。

(3) 应用效果

截至到2008年12月底共匹配电机301口井, 平均有功下降1.55kW, 单井日节电37.20kWh, 负载率提高到25.72%, 提高了6.63% (表12) 。

2 实施二:普通电机改造成双功率节能电机

2008年QC活动中采取技术改造方案, 进一步拓展节能空间。双功率电机改造是在单槽内下入双线, 形成双绕组, 满足油井重载启动、轻载运行的条件, 具有降低能耗和提高负载率的双重效果 (图7) 。

到2008年12月双功率电机已改造32台。测试表明, 平均单井有功功率下降0.97kW, 单井日节电23.28kWh, 负载率提高到21.26%, 提高了4.38% (表13) 。

3 实施三:常规型抽油机加下偏杠铃节能改造

抽油机井改造主要在游梁尾端加装一套下偏杠铃装置, 改造后下偏杠铃的质心运动轨迹为绕中轴支座的一段圆弧, 其半径不变但力臂值变化。小组成员在实施过程中针对“提高节电及平衡效果”应用了PDPC方法 (图8) 。

按照线路 (1) 活动, 选取3-3366井现场试验 (表14) 。

按照线路 (2) 活动, 用抽油机井平衡检验原则, 对效果进行分析。

(1) 有功功率下降, 具有较高的有功节电率。

(2) 在平衡条件下上、下冲程时间相同。

(3) 在平衡条件下上、下冲程电流峰值应该相等。

3-3366井加下偏杠铃改造后, 有功功率从19.96kW下降到19.0kW, 下降了0.96kW, 有功节电率较低仅为4.81%;改造后上电流为55A, 下电流为45A, 电流平衡度仅为81.8%, 应用平衡检验原则发现节电效果不理想。QC小组通过抽油机井扭矩曲线分析原因 (图9) 。

从扭矩平衡曲线中可以看出, 载荷扭矩曲线是一条偏态曲线, 上冲程中载荷扭矩的峰值比下冲程高。由于平衡扭矩曲线是标准的正弦曲线, 所以当这两条曲线叠加后, 得到的净扭矩曲线:波动变化的频率、幅度较大, 波形不平缓。由于净扭矩曲线的变化规律直接反映瞬时功率和耗电情况, 得知3-3366井节电效果不明显的原因是曲柄轴扭矩不平衡, QC小组成员把削减载荷扭矩的峰值, 使净扭矩波形变得平缓, 做为节能改造实施过程的“突破口”。

按照线路 (3) 活动, 进行复合平衡计算, 得到曲柄轴半径, 确定改造方案。

通过计算发现实际曲柄轴半径大于理论值, 应该通过增加平衡块配重减小曲柄轴半径, 现场改进措施是:把下偏杠铃由空心变成实心。重量增加500kg。

按照线路 (4) 活动, 现场改进应用。

改进后试验井3-3366井有功功率为16.92kW, 下降了3.04kW, 有功节电率达到15.23%, 比改造前提高了10.42%。目前完成30口井现场改造, 平均有功功率下降1.43kW, 平均日节电34.32kWh, 综合节电率达到10.97%。电流峰值降低, 上下电流达到平衡 (图10) 。

4 实施四:整体参数优化设计

整体参数优化设计方法是把抽油机井做为一个有机整体, 保证产液不变, 利用抽汲参数的多种组合, 找出能耗最低、运行状态最佳的经济结合点, 实现抽油机井高效运行的目的。主要是运用优化设计软件, 按照输入功率最低优选方案。

截止到2008年12月QC小组结合检泵时机实施整体参数优化264口井, 优化后, 产液上升11.58t/d, 系统效率提高9.59%, 有功功率降低1.51kW, 平均单井日节电36.24kWh (表15) 。

效果检查

2008年, 围绕抽油机井节能管理这项重点工作, 立足降低大庆油田采油六厂抽油机井能耗, QC小组做了大量工作, 有计划地完成了这个PDCA循环, 取得较好效果。

1 完成目标值

采油六厂2008年四季度能耗测试报表显示 (图11) :抽油机井系统效率为30.97%, 比2007年同期提高0.79%, 高出目标值0.47%;电机负载率为26.05%, 提高2.38%, 高出目标值0.35%。两项指标均处于大庆油田公司领先行列。

2 创造较好经济效益

表16为QC活动中采取的节能措施效果综合评价表。

3 社会效益显著

(1) 降低抽油机井运行能耗, 为经济采油的生产模式提供了技术支撑。

(2) 小组成员更加深刻领会到“小、实、活、新”的QC活动本质要求。

制定巩固措施

(1) 制定了“一换三”的电机匹配方法, 实现了“投入最少、匹配最佳、节电效果最明显”的目标。同时配合大庆采油六厂节能科编制了《第六采油厂重点能耗设备、节能产品管理办法》, 以厂文件形式印发到各采油矿遵照执行。

(2) 抽油机井整体参数优化设计方法已经形成一套完善的理论基础与技术规范, 自主编制了优化设计软件, 自主研制了抽油机井系统效率指标控制图, 根据该图可科学判断节能潜力, 对全厂节能工作提供技术支撑及指导。目前由我们QC小组完成的《提高抽油机井系统效率》节能讲义已经编制到中国石油天然气集团公司企业工人技师培训教材中。

攻关后, QC小组成员对2009年1～6月期间全厂能耗测试井进行普测 (表17) , 考察活动后到目前成果巩固及推广情况。

遗留问题及下步打算

抽油机井节能技术探索 篇6

游梁式抽油机的有杆抽油泵系统在国内一般地区的总效率平均只能达到12%~23%, 即使是先进地区也在30%以下。

1997年统计, 全国有抽油机井近70 000口, 每口井电机实耗功率按10 k W计算, 系统效率按25%计算, 如果系统效率提高5%, 每年节电可达8.4×108k Wh。1999年统计, 全国抽油机井数约占油田生产井总井数的90%, 抽油机井采油占油气生产总用电比例的49.2%, 年耗电总量约105×108 k Wh, 年电费支出高达42亿元。系统耗电多, 能耗大, 且总体效率低下, 亟需解决节能的问题。

2 抽油机井系统效率损失点

抽油机系统根据抽油机井系统工作特点分为地面效率和井下效率两部分。地面效率是指悬绳器以上的机械传动效率和电机运行效率的乘积, 而井下效率是指悬绳器以下到井下泵, 再由井下泵到井口的效率。

地面部分的能量主要损失在电动机、传动三角带、减速箱及抽油机连杆机构间的磨损;井下部分的能量主要损失在抽油杆与盘根盒直接的摩擦损耗、抽油杆与油管的摩擦损失、抽油泵内柱塞与衬套间的摩擦损失、抽油杆与液体间的摩阻、油管本体与液体的摩阻及泵与油管丝扣的损失。

3 提高抽油机系统效率的措施和方法

3.1 采用节能型技术装备

抽油机有杆泵系统有节能潜力的设备主要有抽油机、电动机、控制柜、抽油杆等。

(1) 节能型抽油机。

所谓节能型抽油机, 主要是改进了抽油机的结构形式和尺寸, 即通过改变抽油机平衡方式优化设计和扭矩尺寸, 降低抽油机工作扭矩及其波动, 从而减小运行电流, 增加电动机的有效工作效率, 更加有效利用设备, 实现节能。

20世纪80年代中后期我国油田使用最多的节能型抽油机是偏置式节能抽油机, 华北油田采油一厂在1991年开发了双驴头节能抽油机;美国研究开发了MARKⅡ型前置式节能抽油机及TORQMASTER异相型抽油机;此外, 目前还有偏轮式抽油机、摩擦转向式抽油机、摆杆式抽油机、下偏杠铃式抽油机等。

(2) 节能电动机。

目前抽油机的电动机主要从三个方面节能:一是改变电动机的输入机械特性, 主要是改变电源频率, 以实现与负荷特性的柔性配合;其二, 改变电动机的设计机械特征, 主要是改变转速差, 以实现改变电动机与抽油机的配合;其三, 提高电动机的功率因数和负荷率[2]。如采用超高转差电动机、采用永磁电动机等节能电动机来改变异步电动机的机械特性, 降低抽油机的启动能耗。

目前的主要节能电机有超高转差电机、双功率电机、稀土永磁同步电机、电磁滑差电机、变频调速电机、绕线式异步电机等。

(3) 变频调速控制柜[3]。

在抽油机上配备变频调速器, 具有投入低、节能效果显著、运行平稳、使用方便等特点。现场使用节能效果明显的为:变频调速器节能。

抽油机有杆泵作为柱塞泵的一种, 其电动机负载属于恒定转矩性, 就是说电动机的功率与转速成正比, 可以通过调节抽油机电动机转速使井下泵的排量与井的渗透能力相适应。根据井的出油量或者出液量, 变频调节器自动调节电动机转速来调整功率, 从而来达到节能的目的。

抽油机变频调速器在节能方面具有以下优点:按照井况的不同实现自动调节电动机转速, 达到节能的目的;提高了电机功率因数, 使供电电流减小, 减轻了电力设备负担, 降低线路功率损耗。

抽油机节能电控装置的未来发展方向必然是通过变频调速实现节能, 电力电子技术的发展日趋加快, 相信在不久的将来, 在抽油机节能装置改造上也会进一步推广变频调速。

3.2 其他节能方式

(1) 有杆泵系统采用特种抽油杆。连续抽油杆和新材料抽油杆方面在国内有很大进展, 其中有玻璃钢、铝合金、钢丝绳等抽油杆, 它们有单位长度重量轻、抗拉强度高的特点, 可使井下功率损失减小, 提升节能效果。

(2) 采用高效节能井下泵。通过提高井下泵效, 减少煤粉、砂粒等影响, 实现节能。

(3) 采用节能元件。如窄V齿型带传动和同步带传动等。

(4) 改进平衡方式、改进“三抽”系统部件等。

3.3 加强抽油机井的科学管理

(1) 加强抽油机-泵-杆的优化设计[3]。根据各排采井的生产情况, 进行合理设计, 一般情况下, 在保证泵有一定沉没度时, 应尽量减少下泵深度, 同时, 地面抽油机采用最大冲程并合理降低冲次, 可大大提高抽油机井的检泵周期和工作可靠性, 从而提升抽油机的整体系统效率。

(2) 加强控制柜及电动机的管理。建议周期性对电动机进行耗电功率测试, 淘汰不合格电动机, 配套合适的电动机, 避免出现抽油机电机“大马拉小车”的现象。

对前期控制柜存在的耗电量大的问题, 采用耗电量小的控制柜, 如变频控制柜, 淘汰耗电量大的励磁调速控制柜。

(3) 加强抽油机及有杆泵管理维护水平。不断改进和完善抽油机井管理维护制度, 地面抽油机部分定期掌握设备运行情况, 根据实际情况及时进行维护保养;地下有杆泵系统及时进行检换泵作业, 达到提升抽油机井系统效率的目的。

4 认识与总结

抽油机机有杆泵系统节能技术的探索研究近年来已成为油田科技攻关的方向。结合一些现场应用情况, 总结出抽油机有杆泵系统在节能方面的一些措施, 但影响抽油机有杆泵系统效率的环节和因素比较多, 比如抽油机设备及生产参数、井况和抽油机管理水平等, 此外, 抽油机有杆泵系统各个部分的的耗能也有差异, 在实际的生产中, 还需要根据油气井的不同生产情况认真分析, 确定如何提高系统效率的有效措施。

在抽油机—有杆泵系统节能改造中, 还需不断通过新工艺、新技术的引进, 逐渐改善和提高抽油机在实践过程中的节能效果, 使在抽油机有杆泵系统更加的节能。

摘要：游梁式抽油机的有杆抽油泵系统在国内一般地区的总效率平均只能达到12%到23%, 即使是先进地区也在30%以下。在我国油田被广泛应用的游梁式抽油机一直以来都是耗能大户, 约占油田总用电量的四成。系统耗电多, 能耗大, 且总体效率低下, 亟需解决节能的问题。本文结合所在单位的实际情况和抽油机的使用情况, 着重阐述抽油机的节能技术, 提高抽油机效率, 降低抽油机工作能耗, 主要从抽油机本身、电机、控制柜及有杆抽油泵系统等方面阐述抽油机的节能技术的探索, 通过新工艺、新技术的引进, 逐渐改善和提高抽油机在实践过程中的节能效果, 并探索出适应煤层气现场的节能技术, 使其在生产过程中发挥更大的作用, 为生产连续、稳定、长期运行打好基础。[1]

关键词：抽油机,节能技术,发展方向,控制系统

参考文献

[1]张清林.抽油机的现状、发展方向及其节能技术探索.科技创新导报, 2008.

[2]武卫立.抽油机节能技术研究综述.重庆科技学院学报 (自然科学版) , 2009.

[3]冯成宝.油田抽油机的现状及节能方式综述.内蒙古石油化工, 2008.

[4]张志远, 古小红, 王丽丽.提高抽油机井系统效率的方法.钻采工艺.

[5]郑海金, 邓吉彬.抽油机井系统效率潜力评价与分布规律研究[J].节能技术, 2008 (02) .

抽油机井的平衡调整 篇7

关键词：抽油机井,调平衡,电流

抽油机井平衡状况的好坏直接影响到减速器、电机的负荷、使用寿命及运转平稳性。进行抽油机平衡调整, 就是为了保证抽油机在最佳状态下, 以降低能耗、提高系统效率。

目前, 全厂主要应用的平衡方式为曲柄平衡, 就是将平衡重加在曲柄上, 这种方式便于平衡的调整, 同时可避免在游梁上造成过大的惯性力。根据2006年12月生产日报资料进行统计 (表1) , 全厂共有不平衡井659口, 平衡率为71.3%, 对其中的57口井进行能耗测试, 平均系统效率为12.14%。

一、平衡原理

抽油机运转不平衡, 是因为上、下冲程中悬点载荷不同, 造成电动机在上、下冲程中所做的功不相等。要使抽油机在平衡条件下运转, 就应使电动机在上、下冲程中都作正功, 即下冲程时把能量存储起来, 上冲程时利用存储的能量来帮助电动机做功。

二、平衡判定方法

工作时, 始终处于平衡状态的抽油机是没有的, 因为生产过程中油层情况、油井情况及油井工作制度的改变都会破坏抽油机原来的平衡。因而在油井生产过程中要定期检查和及时调整抽油机的平衡, 通常采用的检查方法有两种, 一是测量驴头上、下冲程的时间, 二是测量上、下冲程中的电流。

1. 测量驴头上、下冲程的时间

抽油机在平衡条件下工作时, 上冲程和下冲程所用的时间应当相近。如果上冲程快, 下冲程慢, 说明平衡过量, 则应减少平衡块重量或平衡半径R;反之, 则应增加平衡块重量或平衡半径R。

2. 测量上、下冲程中的电流

抽油机在平衡条件下工作时, 上、下冲程的电流峰值应该相近。即:

如果上冲程的电流峰值大于下冲程的电流峰值, 说明平衡不够, 则应增加平衡块重量或增大平衡半径R;反之, 则应减小平衡块重量或平衡半径R。

三、现场试验

2007年1~5月份, 全厂针对659口电流不平衡井进行现场调整, 调整后平衡率由2006年初的71.3%提高到92.1%, 不平衡井数下降了476口。对其中57口井进行能耗测试对比, 平均系统效率提高了0.62个百分点, 节电率4.88% (表2) 。

其中不能调平衡的37口井, 占不平衡井数的5.6%;未经调整电流就平衡的102口井, 占不平衡井数的15.5%;调整520口井, 占不平衡井数的78.9% (表3) 。

四、效果分析

1. 调平衡井分析

针对520口调整平衡井进行分类统计, 其中调整后电流一直平衡的井有344口, 占调整井数的66.2%;调整后电流一直不平衡的井有82口, 占调整井数的15.7%;调整初期电流平衡, 目前电流不平衡的井有50口, 占调整井数的9.6%;调整初期电流不平衡, 目前电流平衡的井有44口, 占调整井数的8.5%。

调整初期平衡目前不平衡井的影响因素有:一是电流波动对平衡率的影响12口井;二是洗井对平衡率的影响33口井;三是作业对平衡率的影响4口井;四是更换抽油机对平衡率的影响1口井。

调整初期不平衡目前平衡井的影响因素有:一是电流波动对平衡率的影响20口井;二是洗井对平衡率的影响21口井;三是作业对平衡率的影响1口井;四是调参对平衡率的影响2口井。

调整后一直不平衡井的影响因素有:一是部分井电流值较低, 在测试过程中由于误差关系, 造成这部分井始终不平衡;二是由于油井结蜡严重, 造成部分井的电流不平衡;三是一部分井平衡块没有调整余地。

2. 未经调整就平衡井分析

统计未经调整电流就平衡的102口井, 其中由于洗井原因使电流达到平衡的82口井, 占未调井数的80.4%;由于作业原因使电流达到平衡的3口井, 占未调井数的2.9%;电流波动5口井, 占未调井数的4.9%;产量波动12口井, 占未调井数的11.8%。

分析原因:一是洗井前后, 电流波动较大;二是作业井施工前后产量变化较大, 影响电流变化;三是部分井电流在10A左右, 电流稍有波动, 就超出平衡范围;四是油井产量波动, 影响电流变化。

五、结语

(1) 油井结蜡对平衡率的影响较大, 今后选择电流不平衡井时, 应充分考虑油井的结蜡周期, 对于达到周期井应延缓调整时间, 待洗井后电流稳定再进行调整。

(2) 作业井、调参井在实施措施后, 由于产量, 液面等参数波动较大, 对平衡率产生影响, 今后选择电流不平衡井时, 应分析油井泵况及液面参数, 待措施后电流稳定再进行调整。

(3) 调平衡可使抽油机井运行平稳, 降低运行电流, 延长机组的使用寿命。

(4) 抽油机井在举升高度及产液量不变的情况下, 提高平衡度可使系统效率随之提高, 具有一定的节能效果。

(5) 通过调平衡, 可在不增加投资的情况下降低抽油机井电能消耗, 是一种较经济的节能降耗措施。

参考文献

[1]张爱兴.抽油机平衡测试方法的研究与实现[J].石油仪器, 2002 (4) .

[2]张琪.采油工程原理与设计[M].石油大学出版社, 2001.

缩短抽油机井调平衡时间 篇8

表1、表2分别为小组概况和小组成员表。

选题理由

抽油机运转过程中, 以支架上的中轴承为支点, 游梁前端的驴头、光杆及井筒载荷应与游梁后端的横梁、连杆、曲柄、平衡块载荷基本平衡, 如果严重失衡, 会造成抽油机井地面效率低下, 设备故障增多。平衡度以一个冲次内光杆下行时电动机最大电流与上行时电动机最大电流的百分比来表示。在抽油机“五率” (平衡、对中、紧固、润滑、水平) 管理中, 平衡度是纳入中国石油化工股份有限公司、中原油田分公司“五项劳动竞赛考核标准”的唯一一项指标。

SY/T 6275-2007《油田生产系统节能监测规范》规定, 游梁式抽油机运行中, 平衡度应保持在80%～110%之间。超出范围, 应调整平衡块在曲柄上的位置以满足规范要求。

我厂有500口油井, 其中480口采用CYJY14-4.8-73HF型抽油机抽汲生产, 每年调平衡约400井次, 每井次约需75min, 工作量大、劳动强度高、安全性差、耗时长。2008年7～12月, 因为调平衡停井时间长, 造成1次盐卡, 1次砂卡, 导致2口井作业上修, 影响原油产量31t, 增加作业费用239 000元, 给生产管理带来很大损失。为此, 我们选择《缩短抽油机井调平衡时间》做为活动课题。

现状调查

1 抽油机曲柄平衡块结构调查

曲柄上、下平面有纵向贯通的T形槽, 平面外沿有1.8m长的齿条, 平衡块通过前、后螺栓固定在T形槽内, 中间有1条保险锁块螺栓, 将其锁死在齿条上防止滑脱。

2调平衡相关标准

油田企业标准Q/SH1025 0501-2007《游梁式抽油机调 (曲柄) 平衡操作规程》规定, 抽油机调平衡时应将曲柄停在水平位置, 按以下工序进行 (图1) , 操作时应有2人以上。但标准中对调平衡所用时间没有做出规定。

3调平衡耗时测试

2009年1月10日～20日, 小组成员到现场对抽油机井调平衡耗时情况进行了跟踪测试, 调平衡平均耗时75min, 最长耗时87min, 最短耗时61min。

对抽油机调平衡各工序平均耗时进行了统计, 从统计情况可以看出, “移动平衡块到预定位置耗时长”是主要问题。

目标设定

小组了解到油田其他采油厂调平衡耗时情况, 均在70～90min之间, 我厂调平衡耗时处于油田平均水平。现场调查过程中我厂调平衡最短耗时为61min/次, 小组以此为依据, 确定目标值为60min/次。

原因分析

针对“移动平衡块到预定位置耗时长”这个主要问题, 小组成员进行了原因分析, 绘制了关联图 (图2) 。

确定主要原因

为确定主要原因, 小组针对分析出的四个末端因素逐一进行了验证。

1 验证1:平衡块重量大

抽油机平衡块重量为1 600kg, 重量G约为16 000N, 查《机械设计手册》得知摩擦系数f为0.4, 平衡块与曲柄之间的摩擦力F1为:

平衡块与曲柄间用2个螺栓固定 (z) , 连接可靠性系数Kn为1.3, 两者间摩擦面数量m为1, 其连接预紧力F应达到:

平衡块与曲柄间的固定螺栓直径d为0.036m, 扭紧力矩系数K为0.28, 连接预紧力F应达到26 000N, 螺栓扭紧力矩T必须达到:

从以上计算可以看出, 平衡块重量与摩擦力、连接预紧力、螺栓扭紧力矩成正比。平衡块重量越大, 摩擦力、连接预紧力与螺栓扭紧力矩越大, 撬动平衡块和拆、装螺栓越困难, 耗时越长, 但平衡块重量是根据油井井筒负荷确定的, 小组不可控。确定为非要因。

2 验证2:安全带无法高挂低用

移动平衡块时, 操作者只能站在减速箱平台、减速箱与曲柄上平面或骑跨在支架拉筋上进行操作, 距离地面在4m左右 (作业面距离地面超过2m属于高空作业) , 根据安全规定, 操作者必须系安全带, 高挂低用。但作业面上方只有横梁和连杆, 横梁高于曲柄3.8m, 超过了安全带不得大于3m的极限长度, 不适于挂安全带, 连杆为直径101mm的垂直光滑圆管, 无法挂安全带。实际操作中, 工人只能将安全带挂到曲柄销子处 (连杆与曲柄连接处) , 做不到高挂低用, 得不到有效保护, 由于存在安全顾虑, 势必会影响工作速度。确定为要因。

3 验证3:没有合适的站立位置

小组成员在72-497井现场观测了调平衡过程。调平衡需要3人配合操作, 拆、装螺栓时, 1人站在18cm宽的曲柄上调整扳手角度, 需数次弯腰或蹲下, 动作迟缓;1人站在减速箱平台上, 一脚蹬跨在曲柄上, 手持榔头锤击扳手, 所站位置距离平衡块前固定螺栓1m, 高1.4m, 不便发力;1人在地面指挥协调, 进行安全监护。小组测试装、卸6条螺栓共耗时45min。

为了进一步验证, 小组又到抽油机安装队, 把减速箱放到场地上, 固定螺栓距地面高1m, 站位不受限制, 拆、装螺栓过程只需1人操作, 耗时仅9min。对比测试结果, 确定为要因。

4 验证4:撬杠阻力臂短

小组成员在现场观察到, 移动平衡块时, 1人用撬杠顶端做支点向前发力, 推撬平衡块, 1人推动平衡块辅助发力, 以减小摩擦阻力。撬杠属于省力杠杆, 阻力臂越短, 越省力, 但撬动距离越短。平衡块摩擦阻力F1为6 400N, 阻力臂长L1为0.1m, 动力臂L2为1.3m, 需要施加的推力F2为:

根据F=mg换算, m=492N÷9.8N/kg=50kg

撬平衡块时, 站在宽18cm, 距离地面4m高的曲柄上面, 朝前推出50kg的力, 是要相当费力和小心的。每撬动一次, 平衡块沿着曲柄齿条移动一个齿的距离, 耗时近1min。要将平衡块调整到合适位置, 需要多次撬动。小组观察72-497井调整2个平衡块, 各移动15个齿, 耗时32min。因此, 确定为要因。

制定对策

表3为对策表。

实施对策

1实施1:设计制作调平衡操作台

为了使工人调平衡时方便站立, 小组设计制作了一个滑篮装置, 装置主要由前悬臂、后悬臂、滑篮与两根滑杆组成。

2009年4月10日, 小组带着滑篮装置到低产间开井文82-3井现场试用, 将前悬臂用螺栓固定在曲柄前端的工艺孔中, 后悬臂T形块嵌入曲柄上平面T形槽内, 两根滑杆与前、后悬臂下的吊环连接固定。地面协调人员拉动滑篮下的绳子, 滑篮可沿滑杆滑动。

试验过程中发现滑篮只能到达前悬臂处, 距离曲柄前端还有35cm, 拆、装平衡块前固定螺栓时仍然需要1人骑跨在支架拉筋上配合操作 (图3) 。而且需要地面配合人员牵引绳索移动滑篮, 操作起来不能尽随人意。

(1) 改进1:将滑篮装置改成平台结构

小组讨论将滑篮改为带前护栏的踏板与两根栏杆组成, 后悬臂改制成矩形结构, 兼做后护栏。前、后悬臂与曲柄连接方法不变, 使用时将踏板搭在前、后悬臂间, 栏杆插接在前护栏与后悬臂上。

2009年4月15日, 小组带着平台装置再次到文82-3井进行了试用, 踏板超出前悬臂40cm, 踏板到平衡块固定螺栓的高度为1m, 便于操作者用力, 1人即可完成平衡块前、后固定螺栓和安全锁块螺栓的拆、装工作, 装置初见成效。

(2) 改进2:进一步优化完善平台结构

一是将栏杆的一端由“┓”形改成“┫”形, 搭建平台时, 地面人员可用栏杆做为传递工具, 将悬臂、踏板等物举高, 便于抽油机上搭建平台人员够取。将栏杆数量由2根增加为4根, 间距从0.5m缩至0.25m, 使用更安全。二是将前悬臂固定螺帽做成摇把型, 省去了扳手操作, 徒手即可快速完成平台的搭建。三是将平台所有活动插接部位刷上醒目的红漆, 提醒工人安装使用时确认安全牢固, 并在护栏上部并排加装直径33 mm圆管段, 便于插放榔头等工具。四是在踏板下平面四角分别焊接定位桩, 防止踏板在前、后悬臂间左右窜动;在后悬壁上焊一定位插销, 控制踏板上下起伏;在前悬臂上焊一摇把形定位螺栓, 控制踏板前后窜动。

进一步优化后, 将平台装置各零件组装 (图4) 。

2009年4月29日, 文123-9井抽油机调平衡, 小组将优化后的平台装置进行了试用 (图5) , 工人在平台装置上装、卸平衡块固定螺栓时, 站位便于操作、安全可靠, 对策目标实现。

2实施2:设计制作连杆卡子

针对抽油机调平衡时安全带无法高挂低用, 小组设计制作了连杆卡子 (图6) , 卡子螺栓为摇把型, 可快速装卸。

使用时, 将卡子固定在连杆合适高度, 把安全带挂钩挂在卡子固定螺栓上, 安全带高挂低用 (图7) 。

我们对卡子的安全性进行了分析验证:

卡子螺栓材质为45号钢, 查《机械设计手册》得知, 强度极限[σ]为600MPa, 危险截面在螺栓正中位置, 距离卡子耳板的长度L为15mm, 螺栓直径d为12mm, 截面为圆形, 其抗弯截面模量W为0.0982d3, 螺栓可承受纯弯曲应力P为 (即人坠落时的重量N) :

根据G=mg换算, m=6787N÷9.8N/kg=693kg

由计算可知, 螺栓能承受的最大坠落质量为693kg, 约等于正常人体重70kg的10倍 (安全系数) , 远大于《机械设计手册》中要求的3倍安全系数, 在卡子上挂安全带是安全的。实现了安全带高挂低用, 对策目标实现。

3实施3:研制齿轮装置

根据可旋转式杠杆“轮轴”原理, 小组决定设计一个与曲柄齿条配套的齿轮装置, 代替简单杠杆“撬杠”移动平衡块, 齿轮半径为阻力臂, 施力点到齿轮轴心的长度为动力臂。

小组设计制作了与曲柄齿条配套的齿轮装置, 装置由齿轮、加力杆两部分组成 (图8) 。齿轮有三个台阶, 第一个台阶与平衡块的保险锁块螺栓孔连接;中间部分为10个直齿, 齿轮半径50mm, 与曲柄的齿条咬合;最外面一个台阶径向打有Φ27mm的圆孔, 与加力杆配合。加力杆为直径25.4mm的“┫”形圆杆, 长1 300mm (轴半径) , 与50mm齿轮半径形成了1∶26的杆杠机构。

使用齿轮装置时, 下压加力杆 (图9) 克服平衡块摩擦阻力6 400N, 下压的力F为:

根据F=mg换算, m=246N÷9.8N/kg=25kg

只要在加力杆上施加246N (相当于25kg) 向下的压力 (可借助操作者自身的体重, 比使用撬杠朝前推更容易) , 齿轮沿曲柄的齿条滚动, 即可带动平衡块连续移动, 移动平衡块15个齿的距离只需1kg时间, 对策目标实现。

调平衡操作平台、连杆卡子、齿轮装置研制成功后, 试用了10井次, 效果很好。小组将成果向装备科和主管厂领导做了汇报, 得到了肯定。2009年5月27日, 在文123-2井组织召开了现场推广会, 调平衡全过程耗时仅35kg, 其中搭建、拆卸平台耗时10kg, 2人即可轻松完成。确定该成果在全厂推广应用。

效果检查

1目标检查

2009年12月12日, 小组到各个油藏经营管理区进行了回访, 各单位应用该成果调抽油机平衡225井次, 应用效果稳定, 反映很好。随后, 我们又对各单位现场调平衡耗时情况进行了跟踪测试, 并对抽油机调平衡各工序平均耗时进行了统计。从调查可以看出, 小组活动后, “移动平衡块到预定位置”耗时长的问题得到明显改善, 抽油机调平衡时间由75kg/次降到了34kg/次, 小组活动目标实现。

2经济效益

(1) 活动中, 制作操作平台、连杆卡子、齿轮装置各6套, 分别支出5 400元、300元、900元, 合计6600元, 使用寿命按5年计算, 使用7个月实际折旧6 600÷5÷12×7=770 (元) 。

(2) 对策实施后, 2009年6～12月与2008年6～12月相比, 抽油机调平衡减少1人操作, 人力成本支出节约42 184元。

(3) 我厂单井平均日产4t/d, 该成果应用235井次, 单井减少停井时间41kg, 每天1 440kg, 原油价格按4 000元/t计算, 增油创效4 000×4×235×41÷1440=107 056 (元) 。

(4) 对策实施后, 与上年同期相比, 减少井卡上修2次, 减少作业费用239 000元, 减少原油损失31t, 创效4 000×31=124 000 (元)

合计创效:124 000+239 000+107 056+42 184-770=511 470 (元) 。

3社会效益

通过本次活动, 削减了抽油机调平衡操作风险, 降低了工人劳动强度, 提高了工作效率和抽油机现场管理水平, 促进了机采系统效率提高。2009年5月31日, 《中原石油报》刊登了小组活动成功的好消息;2010年3月7日, 在集团公司设备大检查中, 该成果得到了集团公司领导、江汉、南阳等兄弟油田专家的肯定, 并被编入了中原油田装备管理经验交流材料, 进一步推广应用。

制定巩固措施

(1) 整理技术图纸和资料, 装订成册, 编号为PH2009-12, 留装备科存档保管, 便于日后工作中使用。

(2) 制定详细的《抽油机调平衡装置使用规定》, 由装备科组织各油藏经营管理区维修人员学习操作方法, 在生产现场贯彻执行。

(3) 将该成果命名为“抽油机调平衡安全防护装置”, 申请了国家实用新型专利, 目前正在审批中。

总结和下一步打算

抽油机井调整参数的认识 篇9

1 调小参数对产量、含水的影响

1.1 对油井产量影响

对供液能力不强或示功图显示供液不足的抽油机井来讲, 理论排量越大, 实际产量与供液能力强时的实际产量相比, 产量降的越多。, 调小参数后, 理论排量减小, 井底供液能力保持不变, 必然会导致井底压力逐步回升, 全井的生产压差逐步变小, 动液面逐步升高, 沉没度加大, 抽油泵的充满程度变大, 泵效有所提高, 产量变化不大。

1.2 对油井含水的影响

随着调小参数后生产时间的延长, 井底压力上升, 全井的生产压差越来越小。这样, 薄差低含水油层的压力可能与全井的井底压力相近, 因而出油出油少甚至不出油, 而高压层虽然产量有所降低, 但所受影响不大, 从而全井含水上升。当调小参数后生产时间过大, 尤其是高含水层的压力恢复波传到连通水井时, 油井井底压力不再回升, 水驱动力趋于稳定, 注入水在地层中的渗流速度降低, 含水趋于稳定。

2 调整参数依据

根据历年以来的工作实际以及对实际生产数据进行分析, 我们总结归纳出一矿地区的抽油机井可以用以下原则采取调参措施。

(1) 通过调大参数可以增加油井的产油量, 调小参数可以降低能耗, 增加泵效及提高系统效率, 改善抽油机井工况, 降低井下故障率。

(2) 一矿地区沉没度在0m至200m之间调小参数, 日产液量、日产油量及流压基本稳定, 能达到降耗增效的目的。

(3) 一矿地区沉没度在200m至300m之间调大参数, 要考虑其抽油泵的供排关系, 如果已经达到平衡, 参数调整要结合泵况控制图及功图类型进行综合分析, 确定调整方案。

(4) 调整抽汲参数, 要考虑到流饱压差之间的关系, 根据现有的合理流压的研究成果, 经计算、对比分析后确定调整方案。

3 调小参数效果分析

3.1 调小参数后的沉没度变化分析

对比分析一矿20011年3-8月期间调小参的238口井, 得出沉没度150米以下的井最好。

调小参数的抽油机沉没度变化实际情况是:调小冲次167口井调参后的沉没度上升了19m;调小冲程的71口井调参后沉没度上升了33m。这样可以看出调小参数确实能够提升抽油机井的沉没度。

3.2 调小参数后的产量变化分析

调小参数的抽油机产量变化实际情况是:调小冲次167口井调参前后的平均日产液与日产油基本一致;调小冲程的71口井平均日产液与日产油基本一致。这样可以看出调小参数对产量影响不大。

3.3 调整冲程与调整冲次的效果比较

由71口调冲程与167口调冲次井对比分析, 两种调整措施之间区别不大。于是, 选择对同一区块产液量在5t以上的单井进行调冲程、调冲次进行对比分析 (表1) 。

得出调冲次效果明显好于调冲程效果。

3.4 电流变化情况分析

例芳60-78:调参前最大电流51A, 最小电流32A调参后最大电流40A, 下降了11A, 最小电流35, 上升3A。电流曲线有了明显变化, 从气体影响恢复到正常曲线。

从沉没度, 示功图, 电流曲线分析来看, 采用长冲程, 慢冲次, 小泵径效果最好, 尤其对于流压和动液面较低、供液不足的井, 调冲次可以可以明显提高液面高度, 提高泵的充满系数, 以及减小气体影响。

3.5 节能降耗效果分析

调小参数后, 转速降低, 抽油机皮带磨损减轻, 电机消耗降低, 节约电能, 增加效益。如采油106队2011年一季度皮带消耗量为53条, 2011年三季度皮带消耗量为42条, 节省皮带11条, 总计经济价值5500元。其中调小参采油井30口。在30口采油井中调参前耗电量为3740K W.h/d, 调小参数后耗电量3024KW.h/d, 节约电能716 KW.h/d。

4 结论

(1) 采取合理调小参数的措施能够改善抽油机及抽油泵的工作状况, 有效提高沉没度, 提高泵效, 延长抽油机及抽油泵的有效工作时间, 降低维护性投入。

(2) 采取合理调小参数的措施能够起到节能降耗的作用, 节省生产成本, 提高经济效益, 减轻员工劳动强度。

(3) 量化合理工作参数, 应充分利用示功图、电流对比分析法。

(4) 采用长冲程、慢冲次、小泵径效果好, 尤其对于流压和动液面较低、供液不足的抽油机井, 应调冲次为主。

参考文献