油田抽油机范文1
关键词：大庆油田；抽油机干部；节能
中图分类号：TE933 文献标识码：A
在油田开发过程中，采油的方式通常是指把流到井底的原油采到地面所用到的方法，基本上分为两大类：一类是依靠藏油本身的能量使原油喷到地面，叫做自喷采油；另一类是借助外界能量将原油采到地面，叫做机械采油。目前，大庆油田开发已进入开发中后期，油田已逐渐丧失自喷能力，而采用抽油机采油的油井占油田油井总数的90％以上，而目前所用的抽油机总体效率偏低，能耗大，以目前油田生产用电占油田用电量45％左右考虑，如果抽油机总体系统效率提高，可以节约大量能源，实现低碳生产的目的，节能成为抽油机系统需要重点解决的问题之一。
1 抽油机的能量损失原因
提高游梁式抽油机装置的系统效率与油井本身的条件有密切的关系。抽油机系统的能量传递是电机的电能转换为机械能，机械能在传递过程中逐渐降低，具体损失有以下几部分组成：电动机部分损失，包括热损失和机械损失，称为电机损失；带传动部件部分损失，主要是传动中的摩擦损失，称为皮带损失；减速箱内部分损失，主要是传动中的摩擦损失，称为减速箱损失；四连杆装置，主要是轴承摩擦损失和钢丝绳变形损失，称为四连杆损失；抽油杆部分损失，主要是摩擦损失和弹性变形损失，称为抽油杆损失；抽油泵部分损失，包括机械损失，容积损失与水利损失，统称之为抽油泵损失；井下管柱部分损失，称为管柱损失。所以要提高效率，主要措施是减少能量传递过程中各环节的能量损耗。
2 抽油机节能措施
2.1 采用节能设备。目前抽油机的电动机主要从三个方面实现节能：
2.1.1 人为改变电动机的机械特性，主要是改变电源频率，以实现与负荷特性的柔性配合。
2.1.2 从设计上改变电动机的机械特性(如高转差率电动机和超高转差率电动机)，从而改善电动机与抽油机的配合。
2.1.3 提高电动机的负荷和功率因数。已成功研制了超高转差率电动机、电磁滑差电动机、稀土永磁电动机、变频调速电动机、双功率电动机、绕线式异步电动机、电动机调压装置和抽油机蓄能调压装置等。
2.2 降低皮带传递损失。不同的皮带传动方式，其传动效率不同，窄V带的传动效率要比普通V带的传动效率高。在实际生产中，要尽量选用传动效率高的传动方式，如窄V带和同步带，其传动比准确，不打滑。同时，保持皮带大小轮四点一线，以及皮带合理张进度，也是降低功率损耗的重要方面。
2.3 改进结构形式。通过改变抽油机的四连杆机构，优化相关尺寸配比，以降低抽油机的转矩因数，从而降低抽油机的工作转矩及其波动，实现节能。
2.3.1 采用偏置式抽油机。偏置式抽油机的曲柄平衡块中心线与曲柄对称中心线偏离一个角度，可以进一步优化四连杆机构悬点运动和动力特性，改变抽油机曲柄净扭矩曲线的形状和大小，使其波动平坦，减小负扭矩，从而减少抽油机的周期载荷系数，运行过程中实现“快提慢放”，提高电动机的工作效率，达到节能目的。
2.3.2 采用前置式抽油机。前置式抽油机为重型长冲程抽油机。目前在油田广泛使用的是12型、16型两种机型。从工作扭矩曲线分析，前置式抽油机平衡后的理论净扭矩曲线是一条接近水平的直线，因此其运动平衡，减速箱齿轮基本无反向负荷，连杆游梁不易疲劳损坏，机械磨损小，噪声比常规式抽油机低，整机寿命长。计算和测量表明，与同级别的常规式抽油机相比，前置式抽油机可配置较小功率的电动机，其效率可提高20％，节能效果显著。
2.4 改进平衡方式。改进抽油机的平衡方式，提高抽油机的平衡度，可以降低减速器输出轴转矩的波动幅度，达到节能的目的。
2.4.1 平衡相位角。前面提到的偏置抽油机的曲柄平衡块中心线与曲柄对称中心线构成一定的夹角Y，称为平衡相位角，这个角存在的原因，主要是因为抽油机下死点对应的曲柄位置比常规机“滞后”了一个相位角，为了平衡扭矩与载荷扭矩对齐，偏置这样一个角度。很多其它结构的抽油机也应用这一平衡方法。
2.4.2 变距平衡。所谓变距平衡原理：即抽油机尾梁平衡配重的力臂是变化的，使得平衡扭矩可以改变。在上行抽油载荷最大时，其平衡重的力臂也最大，下行时平衡块储能用以克服负扭矩，从而提高了电机的功率利用率。这种平衡节能技术，解决的是抽油载荷正常生产时的周期变化。运用变距节能原理的典型应用事例就是双驴头抽油机。
2.5 采用节能电控装置
在抽油机上配备节能电控装置，在油田节能改造技术上具有投入低、节能效果显著以及使用方便等特点。油田目前应用比较广泛的节能电控装置主要有以下3种：继电接触器调压节能。抽油机起动时都是带载起动，惯性矩较大，且总在上下死点处起动，油田在选配电机时为了启动顺利，不影响生产，一般按最大扭矩选配电机，而抽油机起动后正常工作时平均转矩与最大扭矩相比又较低，所以电机输人功率仅有额定功率的三分之一，这是造成抽油机整体系统效率低的主要原因。
通过变频调速器降速实现节能，是抽油机节能电控装置的发展方向，已经在我国部分油田开始得到了应用。随着电力电子技术的发展，变频调速器的性能将进一步提高，在抽油机节能装置改造上也会得到进一步的推广。
采用间抽控制器。低渗透油田由于地层渗流能力差，低产低效油井比例比较高，而抽油机是按照油井最大化的抽取量来进行选择的，会形成很低的泵效，也会浪费大量的电能。如果将泵效较低的油井调低降低工作参数后，泵效仍然较低，就可以对这类油井实行间开制度。抽油机装配间抽控制器后，当油井出液量不足或发生空抽时，它就会自动关闭抽油机，等待井下液量的蓄积，当液面超过一定深度时，再自动开启抽油机，这样就提高了抽油机的工作效率，避免了大量的电能浪费。
大庆油田通过推广、应用抽油机节能电控装置，在确保产量快速发展的同时，又最大限度地节约了电能，在抽油机节能改造实施工作中取得了良好的效果。同时在抽油机节能方面还可以采用节能元部件，如窄V型带传动和同步带传动等；改进平衡方式，如采用气动平衡或天平平衡等；改进“三抽”系统部件，有采用抽油杆导向器、空心抽油杆、减振式悬绳器等部件，都可提高三抽系统的工作效率，达到节能的目的。
结论
影响抽油机系统效率的因素很多，必须结合具体生产数据分析，才能找到影响某一口井的主要因素；找到主要影响因素后，要根据现场实际情况，制订可性行的优化设备方案，提高可操作性；优化设计抽油机井的生产参数，可以达到提高系统效率的目的，从而达到提高抽油机系统的整体管理水平。
参考文献
[1]张清林.抽油机的现状、发展方向及其节能技术的探索[J].科技创新导报，2008，2.
[2]张晓玲，于海迎.抽油机的节能技术及其发展趋势[J].石油和化工节能，2007，2.
油田抽油机范文2
关键词：游梁式抽油机；稳安；技术
Abstract: This paper summarizes the experience in travel beam pumping unit of the author installed oil, provides technical reference for the large number of pumping unit in oil field development installation.
Keywords: beam pumping unit; stability; Technology
中图分类号:TE933 1 1文献标识码:A
游梁式抽油机是油田广泛应用的传统抽油设备，通常由普通交流异步电动机直接拖动。其曲柄带以配重平衡块带动抽油杆，驱动井下抽油泵做固定周期的上下往复运动，把井下的油送到地面[1]。该设备的稳安质量将会影响到设备自身的功效和油田地面设施及人身的安全，所以研究其稳安技术显得尤为重要，笔者经过多年的施工，总结了抽油机稳安的一些技术措施。
一.抽油机安装技术要求
1. 基础为沙垫层，开槽时经监理单位或建设单位现场人员验收合格后，才可进行下道工序。
基础也可采用毛石基础，先开1米深的槽，在槽内砌入毛石至自然地面上返500MM，然后灌入水泥浆，上面抹水平水泥砂浆，养生3至5天后，经监理单位或建设单位现场人员验收合格后，才可进行下道工序。
2. 抽油机安装前，应按所确定的方位测量放线，并根据井口中心位置及图示尺寸在基础平面上划出设备就位基础控制线，其允许偏差为+2mm[1]。
3. 抽油机（底座）就位找正后，底座中心与基础就位标准控制线的位置偏差不得大于2mm。
安装前应核对支架、减速器中心在底座上的投影标记，确定底座与基础控制线相应对准。安装抽油机底座时，应垫高20-30mm，安装的垫组铁组相邻间距不大于500mm，每根地脚螺栓处不少于2组。垫铁放置位置应整齐平稳，相互接触严密。垫铁每组不超过3块，高度不超过50mm，垫铁组伸入底座深度应超过螺栓孔，外露10-30mm，底座找正找平后将垫铁点焊。
1.3 组装件安装应符合下列要求：
1.3.1悬绳器中心与井口中心应对中，用重锤法检验，其同心允许偏差不得大于1.5mm。
1.3.2游梁纵向中心线与底座中心线应重合，其允许偏差应符合设备技术文件规定。
1.3.3当抽油机停在上死点或下死点位置时，在抽油机侧面观察，两连杆应重合。
1.4在安装平衡块时，平衡块与曲柄燕尾槽内严禁夹入杂物。将平衡块调整到适合位置，且必须牢固。
1.5调整冲程时，应卸掉井口负荷后再进行调节。
1.6电动机安装时应符合下列要求：
1.6.1电动机皮带轮端面与减速器皮带轮端面应在同一平面内，且保证两轴相互平行。
1.6.2电动机旋转方向应正确。
1.6.3皮带松紧度应适宜。
1.6.4电动机的外壳应有良好的接地。
1.6.5电动机应连续空转2h，无异常响声，温升应在正常范围内。
1.7抽油机安装时，对随时佩带的安全防护设施必须按计划规定和有关技术要求施工，并进行验收。
1.8安装后要检查并清除距抽油机3m以内妨碍运转工作及安全的一切物件。抽油机安装后要按照图纸核对部位，按照部位加注油或脂。要仔细检查所有的联接螺栓，防止有漏装、漏紧现象，再次紧固，凡有锁紧装 置的螺母都锁紧。底座预留地脚螺栓二次灌浆的混凝土强度达到设计要求后再次紧固地脚螺栓并应有备帽或弹簧垫。
1.9试运前首先检查抽油机护栏的护罩是否按照规定配设齐全，各部点均已。油机负荷试运转应按照甲方或规范要求运转24小时～72小时，并应达到下列要求： （1）驴头摆动无明显振动。（2）减速器声音正常，且无明显振动。（3）各运动件、轴承和电机运转平稳、良好、滚动轴承温升不超过40℃，最高温度不超过70℃。（4）连杆等构件的焊缝处不得出现裂纹。（5）各密封处不得有漏油现象。（6）上下冲程时电流应基本相等。（7）各连接件和紧固件牢固不移动。（8）抽油机整机运转平稳无明显振动。（9）当断电后曲柄在任何位置时，刹车装置制动应可靠平稳。抽油机下落速度要平缓，作业人员要在指挥人员的统一指挥下，相互配合、抽油机即将落地前，要进行扶持调整，保证抽油机的落点正确无误。
2 经济效益及推广前景
2009年～2010年,我公司应用以上技术措施在吉林油田新民采油厂及扶余采油厂稳安了150台游梁式抽油机，2012年扶余采油厂及乾安采油厂稳安了400台游梁式抽油机，安装质量全部合格，得到了甲方和监理的认可，取得了较好的社会效益和经济效益。
[参考文献]
[1] 中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T0408-2000《抽油机安装工程施工及验收规范》
油田抽油机范文3
Abstract： In recent years， the sucker rod parting accidents of pumping well have been the main factor of the inspection operation in Tahe Oilfield， which has affected the normal production seriously and caused enormous economic loss to the oil fields. Analysis that， pump setting depth caused by fatigue damage and corrosion is the main reason of the sucker rod parting， moreover the imperfect management and the mechanical damage is one of the reasons. In view of the analysis， the article gives several countermeasures to control broken sucker rod combined with the actual experiences.
关键词： 塔河油田；抽油杆；抽油杆断脱；对策
Key words： Tahe oilfield；sucker rod；sucker rod parting；countermeasure
中图分类号：TE358.4 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2014）16-0321-02
1 油田现状
塔河油田目前机采井占油井总数75%，其中抽油机井占机采井数84%，平均泵挂深度2400m左右，平均沉没度1200m左右，平均含水64.0%。抽油杆以H级抽油杆为主，一般采用三级杆柱组合，部分井配套采用了玻璃钢杆以及加重杆等四级杆柱组合。自2010-2012年6月，因抽油杆断脱原因检泵作业113井次，占抽油机井检泵总数近20%，主要表现为：抽油杆本体断裂、抽油杆接箍处断裂、脱扣等3种情况，其中抽油杆本体断裂69井次，占断脱井总数的61%；接箍处断裂10井次，占断脱井总数的9%，脱扣34井次，占断脱井总数的30%。频繁检泵严重影响生产，并造成较大经济损失，直接经济损失近2000万元。
2 抽油杆断脱原因分析
2.1 抽油杆断脱位置分析 塔河油田主要采用三级杆柱组合，以采油三厂为例，杆柱断脱深度在0-1000m范围内21井次，占54%，断点主要集中抽油杆柱的中上部。
进一步分析（如图1），1"杆和7/8"断点主要分布在距该级杆顶端200m内。主要是由于越靠近每级杆顶端，杆柱承受载荷应力越大。3/4"杆断点集中两个区间：一是距该级杆顶端200m以内；另一区间是距离该级杆顶端300m以上或泵挂附近，主要是由于下部抽油杆下行程为压力，上行程为拉力，在交变力作用下更易疲劳断裂。
统计采油三厂抽油杆断点位置与公扣距离关系分析（如图2），杆断的位置主要集中在靠近公扣的应力集中区域。而抽油杆镦粗凸缘附近杆柱断裂6井次，占杆柱断裂比例15.4%，分析认为抽油杆在上扣、卸扣过程中在抽油杆镦粗凸缘附近形成一定机械损伤或应力集中是杆断原因之一。
2.2 泵挂深度影响分析 塔河油田泵挂深度深、杆柱负荷大、受力复杂，是杆断主要原因。统计不同泵深与断脱次数关系（如图3）。可知泵深≥2000m的油井杆断脱次数最多，占杆断井比例为95.6%。
统计采油三厂2800m泵挂不同沉没度杆断分布（如图4），杆断井主要集中在沉没度500m以内和大于1000m。在相同泵挂条件下，沉没度越小，悬点载荷越大，杆柱越易断裂；而当沉没度过大时，下行程因柱塞受浮力影响，杆柱受压拉交变应力影响也易断裂。
2.3 交变载荷影响分析 抽油杆受到的大小、方向随时间呈周期性变化的载荷称为交变载荷[1]。在交变载荷的作用下，虽然应力水平低于材料的屈服极限，在运行一定时间后也会突然发生脆性断裂，这种现象叫做金属材料的疲劳破坏。统计分析采油三厂39口杆断井，其中交变载荷差值大于40kN的油井共计31井次，占杆断井总数的79.5%，说明交变载荷越大杆断风险越高。
2.4 抽油杆使用年限分析 采油三厂目前暂未进行抽油杆分级管理，无法进行使用年限统计。但抽油杆断脱的39井次中，旧抽油杆断脱达30井次，占76.9%，说明旧抽油杆断脱风险大大高于新抽油杆。
2.5 腐蚀环境分析 塔河油田多为高含H2S油井，井下抽油杆腐蚀主要以H2S腐蚀为主。分析塔河油田H2S腐蚀后抽油杆断口特征可以看出，H2S引起的杆柱腐蚀主要有两种类型[2]，硫化物应力腐蚀和氢脆。以采油三厂为例，断裂井中H2S含量高于1000mg/m3的井占71.8%，平均为32660mg/m3，高含H2S井发生断裂的比例明显大于浓度低的井。所以，H2S腐蚀虽不是断裂的直接因素，但却是造成抽油杆断裂的促进因素。
综合分析，塔河油田抽油杆断脱原因主要有：①深抽井杆柱负荷大是杆柱断裂的主要因素，交变载荷高会大大加速杆柱断裂；②硫化氢对抽油杆的腐蚀是导致抽油杆断裂的促进因素；③旧抽油杆没有分批管理、定期检测，导致部分存在缺陷的旧抽油杆入井，是抽油杆频繁断裂的原因之一；④应操作不当，在抽油杆上扣和卸扣时形成的机械损伤或应力集中，也是造成抽油杆断裂的原因之一。
3 抽油杆断脱治理对策研究
3.1 合理选用抽油杆，提高强度等级 在无酸性的环境中，按工作应力选择抽油杆等级，对于深井要选用超高强度抽油杆（H级抽油杆）。超高强度级别抽油杆抗硫化物应力开裂性能一般，所以高含H2S油井应使用材料强度相对较低的抽油杆或专用抗腐蚀抽油杆。
如果腐蚀严重的超深井，则需要采用新型耐腐蚀抽油杆。一般采取以下三种作法：一是调整抽油杆用钢化学成分，如降低C含量和加入适当的耐蚀性元素如铝、铬等；二是热处理后保证抽油杆各部分组织均匀；三是保证抽油杆用钢的质量，防止表层脱碳、内部裂纹等缺陷。
3.2 实施防腐工艺，降低腐蚀影响 ①加注缓蚀剂。抽油杆腐蚀属于一种电化学反应[3]，一旦发生腐蚀后腐蚀速度会越来越快，抽油杆断脱概率成倍增加，而事实证明缓蚀剂能有效延缓腐蚀。因此，对工况恶劣的井应定期向井内加注缓蚀剂。②在抽油杆表面加保护层。抽油杆的表面加金属熔覆保护层，是提高抽油杆耐蚀耐磨性能的方法之一。当磨损严重时，单独使用自熔合金很难满足要求，加入一定比例碳化钨、碳化钛、碳化硅和碳化铬等碳化物的硬质相，可较大幅度的提升涂层的性能。
3.3 优化设计，调整工作制度 ①优化设计及工作参数。在合理预测地层产能的基础上，优化杆柱设计，适当降低使用系数。准确计算中和点位置，配套抽油机减载器、防脱器等工具，降低悬点载荷，改善抽油杆受力情况。同时根据油井情况合理的设置抽油机井工作参数，深抽时尽量采用小泵径、长冲程、慢冲次，降低载荷，减轻抽油杆震动和交变载荷影响，有效降低断脱率。②合理控制沉没度。沉没度过小，柱塞与液面易产生液击，最大最小载荷差增大，抽油杆螺旋扭矩大，容易造成抽油杆断脱；沉没度过大，浮力过大，也会造成下部杆承受拉压应力易断裂。因此，应合理控制油井沉没度（500-1000m），通过调整工作参数或间抽模式，保证抽油杆在合理应力范围内工作。
3.4 健全抽油杆管理制度 ①严格控制抽油杆出厂质量。为实现源头控制，必须严格进行抽油杆质检，控制抽油杆出厂质量，严禁不合格抽油杆进工区。②建立抽油杆检测及分级管理制度。引进抽油杆无损探伤技术[4]，加强对旧抽油杆和修复抽油杆的检测，保证入井抽油杆质量。同时建立抽油杆信息台账，对新旧杆分级分类储存，详细记录抽油杆使用年限、次数、井号和使用工况等，为后期合理选择抽油杆提供依据。③加强施工质量管理。在搬运和存放过程中做好防护，保证抽油杆不弯曲变形、不磕碰撞击，发生变形或损伤的抽油杆不入井。在修井过程中严格监督工程质量，保证上扣预紧力，最大限度的避免人为损伤。
4 结论及认识
①目前塔河油田抽油杆断脱的主要原因为泵挂深、载荷大、H2S腐蚀以及抽油杆施工过程中造成的机械损伤。②相对于新抽油杆，旧抽油杆断脱率大大高于新抽油杆，特别是在高含H2S井中，因此健全旧抽油杆管理制度。③根据油井状况优选抽油杆，优化杆柱组合及抽油机井工作参数，合理控制沉没度，可提高抽油杆使用寿命。④采用加注缓蚀剂及抽油杆表面镀保护层等防腐措施，能有效控制油井腐蚀造成的杆柱断脱。⑤严格控制抽油杆出厂、储存、搬运、修井等各个环节的质量，尽量消减一切人为影响因素。
参考文献：
[1]孙国锋等.抽油杆断裂原因及防治措施探讨[J].中国高新技术产业，2011，11.
[2]陈淑艳等.抽油杆的疲劳失效分析与控制[J].中国西部科技，2006（11）.
油田抽油机范文4
[关键词]抽油杆断脱；断脱机理与对策
中图分类号：TE933.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）17-0028-01
一、抽油杆断脱现状调查
为了摸清抽油井断脱的分布规律，对2012年至2013年王庄油田发生的40井次抽油杆（含光杆）故障进行了统计分析，其中偏磨、腐蚀造成接箍断4井次，杆体断36井次（包括光杆断12井次）。
对36井次抽油杆杆体断进行分析（包括12井次光杆断），具有以下特点：
（1）杆断深度：
a.光杆至第30根抽油杆间，深度在240米以内，断杆23井次，占63.9%；
b.第31根至第60根抽油杆间，深度在240-480米内，杆断4井次，占11.1%；
c.第61根至第90根抽油杆间，深度在480-720米内，杆断2井次，占5.6%；
d.第91根至第120根抽油杆间，深度在720-960米内，杆断5井次，占13.9%；
e.第121根以后，杆断2井次，占5.6%。
（2）杆断部位：
a.光杆三通下断12井次，占33.3%；
b.抽油杆本体与连接头摩擦焊口处断22井次，占61.1%；
c.抽油杆公扣处断脱2井次，占5.6%。
二、抽油杆断脱原因分析
王庄油田属于稠油――特稠油油藏，载荷及摩擦阻力普遍比稀油油藏大，抽油杆的断裂可能是由多个因素交互作用的结果。分析王庄油田抽油杆的断裂主要因素有下列几个：
1.抽汲因素
抽汲过程是一个变速过程，不同时期存在不同的加速度，抽油杆柱受力存在差异。抽油杆柱在油井正常生产过程中，受到多种载荷的影响。
2.工作参数匹配的影响
统计分析20l2年来36次井次抽油杆杆体断裂井的工作参数，发现泵径越大、冲次越快，抽油杆断脱越频繁。其主要原因是：泵径增大、杆柱载荷增大；冲次越大，惯性载荷和冲击载荷越大，同时随交变载荷的频度加大，抽油杆的疲劳断裂几率增加。
3.杆柱组合设计不当
由于杆柱设计组合不当，使杆柱所受实际应力超过其使用极限应力，导致局部杆超载断裂；在设计中加重杆过少，使下部小规格抽油杆在下行程中承受压应力，变形后产生弯曲应力而造成断裂。
4.空心抽油杆本体与连接头的焊接方式
目前王庄油田所使用的空心抽油杆90%采用“单体联接头”，经摩擦焊接后相联接工艺，焊接处比较薄弱，抗疲劳能力弱，容易断脱。
5.井斜因素
在斜井中，油管、抽油杆随着套管的井眼轨迹弯曲，管、杆接触井壁产生摩擦正压力，造成管、杆磨损引起断裂。
6.结蜡的影响
油井结蜡增加了抽油杆的载荷，造成抽油杆断脱。
7.抽油杆材质及其制造质量
抽油杆材质及制造质量的好坏对抽油杆的寿命有较大的影响，抽油杆弯曲度以及锻造缺陷如折叠、分层、结疤、飞刺等，都是抽油杆的疲劳源。
三、治理对策
1.工作参数优化
根据王庄稠油油田的特点，在产液量不变的情况下，尽量保持长冲程、慢冲次，减少惯性载荷和冲击载荷的影响；优化管、杆组合，根据油井生产状况，调整杆柱组合，特别注意前30根抽油杆的选择，应该优先使用新杆、复新次数少的杆、整体镦粗的杆，以保证前30根抽油杆的抗疲劳强度。
2.井筒化学药剂降粘
王庄油田稠油粘度大，油稠对载荷的影响十分严重，70%的油井实际载荷都在理论载荷以上运行，所以对于载荷大于理论载荷运行的稠油井井口投加降粘剂，另外结蜡井井口投加清防蜡剂、乳化井井口投加破乳剂，以减少油稠、结蜡和乳化对载荷的影响，从而降低抽油杆的疲劳程。
3.使用实心杆
针对郑365块老井，不需要电加热降粘的油井，实施转周、检泵作业时，统一更换实心杆。实心杆的抗疲劳能力和承载能力都优于空心杆。
4.整体镦粗空心抽油杆
目前有技术在空心抽油杆的两端局部加热直接镦粗加工成左、右联接头；使联接头与空心抽油杆成为一个整体；一次成型，不须焊接，使联接更加牢固，逐步淘汰摩擦焊，提高抗拉抗压能力，减少焊口断裂几率。
5.其它治理措施
5.1 在抽油杆底部下加重杆，使抽油杆的中性点下移，减少抽油杆的弯曲，减少接箍磨损。
5.2 合理设计泵下尾管长度，减少油管弯曲。
5.3 通过调整泵挂深度来消除杆柱共振对断脱的影响。
6.存在的问题
6.1 目前王庄油田降粘剂的应用效果不明显，尚未得到改善。
6.2 整体镦粗抽油杆短缺，不能满足作业需求。
6.3 参数优化措施受设备制约。
四、结论与认识，
1.疲劳断裂是王庄油田抽油杆失效的主要形式，抽油杆的断脱是多种因素共同作用的结果，主要与抽油杆的抽汲因素、工作参数、井筒井况、杆柱设计、超期服役、制造质量有关。
油田抽油机范文5
【关键词】固定式基础移动式基础抽油机效率成本建设环境
中图分类号： TE34文献标识码：A 文章编号：
1.抽油机基础使用演变过程
1.1从1975年至1990年
新油田开发上升阶段，从直喷出油到机械驱油的简单采油工艺模式。机械驱油时抽油机基础采用固定式基础。基础做法：下层为毛石基础垫层，上层为钢筋混泥土基础面层。期间共建设810余套固定式基础。
1.2从1991年至今
抽油机基础采用移动式基础块，下层为4个钢筋混泥土预制块，上层为2个钢筋混泥土预制块。基础块预制前做好预埋件下料位置，预留吊环，便于抽油机的安装。期间共建设1200余套移动式抽油机基础块（包括原有固定式基础改建成移动式基础）。
2.原有固定式基础改为移动式基础优点
机械采油井开发过程中，涉及该井侧钻、大修、转注水等措施。它会使原来固定式抽油机基础遭到损坏或拆除，从而导致成本增加、地面建设工程效率减小、破坏环境。下面具体从三个方面分析固定式基础改为移动式基础的优点。
2.1成本方面
高升采油厂发展至今，共完成油井1200余口，发生侧钻、大修、转注水等措施2000余井次。按照现行成本预算，用固定式基础每口井费用大致为4万元，共计4万*3200口=12800万元；用移动式基础每口井费用大致为6万元，小计6万*1200口=7200万元，移动基础块在使用过程中产生吊装费用每口井1万元，小计1万*3200口=3200万元，共计10400万元。采用移动式基础块采油成本节省2400万元。
2.2地面建设工程效率
井口地面工程主要是配合勘探开发生产井，来组织建设。因而没有特定的时间范围，只有配合好生产、服务好生产。
2.2.1建设固定式抽油机基础工程效率
采用固定式抽油机基础在建设时间上有局限性：一是冬季投产的井，在进行井口地面建设时，需要对新建基础设置保温棚，来保证基础质量合格，但是增加施工难度、减慢了进度，降低了工程效率；二是正常施工过程中，遇见下雨，大风等特殊天气都会影响进度。在建设地点上又有其特殊性：油气井场是油气生产的地方，属于易燃易爆场所，这就大大增加了在井口建设施工的要求。如在井口施工过程中穿戴统一的防静电工服，工鞋、工帽；禁止在井场上吸烟等，因此在井口出进行现场施工，安全方面需特别注意，除了办理必须的动火、临时用电等作业手续还要在现场设置安全警示通道、消防器材设施等，用来防止意外事故的发生。这些配套辅助工作，实质上也是影响了工程进度，降低了工程效率。
2.2.2建设移动式抽油机基础工程效率
使用移动式基础块就能避免特殊事件的发生：对于新井，基础块生产厂家提前把订做的基础在厂房内预制好，在建设单位需要安装抽油机时，采用吊装器械直接把厂房内的基础块调运至目的地安装；对于措施井，可以直接把原有的移动式基础块调离在空地上，待油井措施完事以后重新吊装是抽油机基础位置，恢复使用；对于需要转注水或封井的油井，可以直接把基础块调离至需要使用基础块的油井场上去。在厂房内预制基础块，一是能够集中管理人或物，便于施工（集中建设，其配套的设备模具都能发挥最大功能）；二是能够避免野外施工过程中受限于外界自然状况的干扰，施工质量更有保障；三是避免了井场上施工的不可预见安全隐患（违章罚款、火灾爆炸、高空物体打击等）；四是减少建筑垃圾的生成；更重要一点就是随时服务于采油生产，保证油井投产正常进行。
2.3影响环境方面
固定式抽油机基础随着油井工艺措施改变，原有基础大小达不到使用要求或者已经损坏。比如油井经侧钻以后井位调整，原有吨位的抽油机牵引力已经不能满足现在的驱油，只能改变对应型号的抽油机，使之牵引力达到机械驱油的要求。这时抽油机对应的基础也会相应的改变，建设中拆除原有基础，新做对应型号抽油机基础；又如油井改成注水井、注汽井或者气井以后，井场上的基础已经不能够使用，影响美观。以上的工艺措施井实施后，原有固定式基础都会被拆除，不仅造成经济上的浪费（人工拆除，搬运），形成建筑水泥垃圾也会污染环境，影响生态环境。
3.移动式基础块的推广运用
高升采油厂使用抽油机的移动式基础块效果出来以后，辽河油田各兄弟采油单位（如沈采、茨采、欢采等）感受到移动式基础块的优点，都来现场取经、效仿采纳。经过多年的运用，使之减少了各单位的建设成本，提高了工作效率，减少对环境破坏。
结论
移动式预制基础块的投入使用，随着油田措施井频次的增加，面对国家对能源的需求和油田发展的形势，我们感到更多的是责任和压力。我们必须励精图治，开拓奋进，全力以赴向发展目标挺进，努力为国家经济社会发展做贡献，在“我为祖国献石油”的宏伟事业中转变观念，节省成本，减少对环境的污染，提高工作效率，使之发挥其灵活、便捷、节约的功能。
【参考文献】
[1] 朱培峰.浅谈钻前施工现场标准化管理[J].价值工程,2011,30(9):247.
[2] 万仁溥，罗英俊.石油工程 [M].北京：石油工业出版社，1998.
[3] 罗英俊.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，1990.
油田抽油机范文6
一、油田机械采油工艺分析
1、螺杆泵采油工艺。螺杆泵采油工艺，是油田机械采油工艺中比较常见的一类，机械状态明显，主要采用螺杆泵，实现机械化的采油工艺。螺杆泵在油田中，主要分为两个结构，分别是地上与地下结构，地上是螺杆泵采油工艺的驱动部分，专门提供充足的采油动力，包括电机、电控箱等结构，完成采油中的各项驱动操作，能够稳定的控制螺杆泵的运行，完善采油的工艺过程。地下结构即在油田中设置的螺杆泵，包括接头、抽油杆等设备，用于采集油田的石油，体现自动化采油的工艺效益。螺杆泵采油时，油井供液能力>泵排量，保持高于200mm以上的沉浸度，而且油井内部的温度，禁止超出150℃，螺杆泵采油工艺在油田机械化采油中，没有过于繁琐的限制条件，在油田中的应用范围非常广，不仅可以应用在油田采油的工艺中，还能应用在抽稠油中，实现连续的抽稠油，而且处于均匀吸液、排液的状态[1]。因为螺杆泵的结构简洁，不会牵扯到太过的运动设备，所以不会引起水力损失的情况，具有一定的节能优势。结合油田机械采油中对螺杆泵采油的应用，分析此类机械化采油方法的工作原理。首先驱动系统的电机，会接到来自于螺杆泵电控箱的传输电流，驱使皮带传送，促使动力达到减速箱的结构内，进入输入轴；然后是输出的过程，输出轴会将输入轴的信息，传输到抽油杆、转子系统内，提供足够的旋转动力，井下的螺杆泵，定子、转子结构，共同组成了密闭空腔；最后转子机械化转动的时候，空腔会实现端到端的移动，完成了油田提液的工艺。
2、防砂式抽油泵采油工艺。防砂式抽油泵的机械结构，主要由泵筒、抽稠结构组成，同时还配置了环空沉砂结构[2]。分析防砂式抽油泵采油的工作原理，如：首先是油田机械采油的上行工艺，此时下柱塞需要主动关闭进油阀，当腔式减小后，会作用于油腔内的油井液；然后逐渐提高抽油泵采油的压力，在压力的作用下，打开反馈长柱塞，长柱塞决定了排油阀的状态，进入泵上的油管之中，完成整个防砂式抽油泵采油的过程；最后是与上行相对的下行，下行时，关闭了排油阀，实现采油中的吸油处理。防砂式抽油泵结构，其在油田中的机械化优势明显，整个装饰具备简单的安装与拆卸有点，而且反馈长柱塞的运行，会在采油的过程中，提供下行的压力，减轻光杆下行的压力。防砂是抽油泵结构，在泵筒、外套的系统内，提供了环空、泵下的条件，能够连接尘砂尾部，构成明显的沉砂通道，而且沉砂底部会接入砂口袋，避免泵体发生停抽的情况，同时也避免了砂卡、於堵的问题。
二、油田机械采油技术分析
1、抽油泵效。抽油泵效是评价油田机械采油工艺的一项技术因素，我国所有的油田中，抽油泵效>80%的，多于50口油井，平均泵效高达102%，由此得出，大多数油井，存在连抽带喷的状态，油井地层中，含有较大的能量，作用在抽油的供液过程内，据有关数据统计，连抽带喷的油井内，平均沉降度约为1400mm，还可以看出，机械采油工艺中，有可能存在不科学的抽油设计，导致抽油泵本身参数较小，受到此类因素的影响，干预了抽油泵效，所以可以选择大泵径的机械设备，提供诱喷的条件，以便提高机械采油的经济效益[3]。除此以外，针对抽油泵效
2、沉没度。油田机械采油工艺中，沉没度参数，反馈油田机械采油技术的现状，表明油田机械采油的实况。通过研究沉没度，分析提高油田机械化的技术措施，如：（1）油田机械采油时，预防气体干扰，消除气体对抽油泵的影响，提升气体的实际水平；（2）处理油藏较深的油井时，特别是碳酸盐，受到数据预测的影响，降低了油田机械操作的精准性，必须应用较大的沉没度，既能满足油田沉没度的应用，又能降低修井的资金投入；（3）根据油田机械采油的实际情况，适度增加油井的沉没度，在油田生产中，提供压力差，有助于提高泵效。
3、适应性。油田机械采油中的适应性，可以解决采油中的诸多问题，辅助提高抽吸的效果。因为油田机械采油工艺，对实际配套技术的影响较为明显，所以评估适应性技术指标，能够找出油田机械中的各项缺陷，实现油田机械采油的机械性。例如：在某油田机械开采的现场，采用了管式泵，专门用于现场开采，根据机械设备的运行，管式泵可以在现场控制电潜泵的扬程，提供了足够的适应性特征，同时根据管式泵的参数特点，将油田机械装置应用到更为复杂的开采环境中，不仅保障了适应性，还能保护好油田机械设备，避免采油中出现过度冲击。油田机械采油工艺及技术中，应该主动评估适应性技术指标，便于根据油田的现场，配置相关的设备或装置，满足采油的适应性要求，改善油田机械采油的过程，优化机械采油工艺，充分应用适应性技术指标，保障油田机械采油的各项装置系统，均能适应油田开采的需求。
