提高抽油井系统效率课件

内容1:提高机采井系统效率的意义 2:系统效率测试3:抽油机井的合理沉没度研究 4:油田提高系统效率工艺措施研究 5:油田延长检泵周期工艺措施研究

内容1:提高机采井系统效率的意义 1提高机采井系统效率的意义提高机采井系统效率的意义21:提高系统效率的意义油田美国中石油大庆华北新疆测试年份19992003200120012002井数106587442322443481289平均系统效率%29.422.5231.0821.2417.191:提高系统效率的意义油田美国中石油大庆华北新疆测试年份131:提高系统效率的意义机采指标新疆油田公司稀油水平彩南油田2005年12月2006年6月抽油机电机功率利用率(%)63.268.167.3抽油机冲程利用率(%)76.493.893.9抽油机平衡率(>70%)84.499.299.7吨油耗电（KW.h/t）51.6641.8548.8吨液耗电（KW.h/t）19.3312.2113.06平均动液面(m)1105.791407.91256.9平均泵挂深度(m)1436.161740.721727.1平均沉没度(m)396.57335.98463.1平均泵效(%)36.7654.7455.04平均检泵周期(天)807.13455.52475平均地面效率（%）58.162.858.64平均井下效率（%）35.236.840.07平均系统效率（%）20.922.623.13平均功率因数0.4460.5170.471:提高系统效率的意义机采指标新疆油田公司稀油水平彩南油田24:提高系统效率的意义提高系统效率的意义：定量分析产液耗费1:当系统效率低于20%时，产液(油)单耗急剧上升.

这类井是我们的工作重点.如:把系统效率10%提高到20%,则可把产液单耗从40KW.h/t降低到２０KW.h/t．节能５０％．2:当系统效率大于20%时，产液(油)单耗缓慢降低.这类井大多也有改善空间.系统效率每提高一个百分点，大约降低产液单耗1KW.hr/t。:提高系统效率的意义提高系统效率的意义：产液耗费1:当系5:提高系统效率措施研究提高系统效率的意义：特别是在老油田含水严重，提高系统效率的意义更突出．系统效率含水率%产液耗费:提高系统效率措施研究提高系统效率的意义：特别是在老油田6

（一）机械采油系统效率η1

——

电动机效率η2

皮带和减速箱效率η3

—

四连杆机构效率η4

—

盘根盒效率η5

—

抽油杆效率η6

—

抽油泵效率η7

—

管柱效率抽油系统效率（一）机械采油系统效率η1——电动机效率抽油系统效率7（一）机械采油系统效率的概念抽油井的系统效率：

（一）机械采油系统效率的概念抽8系统能效损失分析:

电机、抽油杆柱和传动皮带依次损失的能效最大；三项合计占了62.02%。抽油系统效率解析系统能效损失分析:电机、抽油杆柱和传动皮带依次损失9

输入功率是用仪器实测的电机的输入功率，有效功率是在一定扬程下，将一定排量的井下液体提升到地面所需要的功率，也称水功率。计算公式：

式中：Q—

油井产液量，m3/d，ρ—

油井液体密度，t/m3H—

有效扬程，m，g—

重力加速度，g=9.8m/s2

(kW)（一）机械采油系统效率的概念

式中：Lf

—

动液面深度，m；pt、pc

—

油压、套压，MPa。

输入功率是用仪器实测的电机的输入功率，有效功10节能抽油机配置评价从净扭矩曲线看出，与偏置机对比节能抽油机最大净扭矩下降，扭矩波动范围减小，负扭矩减少或无负扭矩。

节能抽油机配置评价从净扭矩曲线看出，与偏置机对比节能抽油机最11在冲程为3m、4.2m，冲次为6min-1的条件下，偏置式抽油机与双驴头抽油机相比系统效率提高7.7个百分点，最大有功节电率为20.71%。其次是下偏杠铃型游梁复合平衡抽油机，它采用游梁复合平衡，其平衡原理与双驴头式游梁式抽油机相近，与偏置式抽油机相比，在200～800米动液面均有节能效果，系统效率平均提高5.5个百分点，最大有功节电率为20.04%。摆杆式抽油机基本与偏置式抽油机相同，不节能。节能抽油机配置评价在冲程为3m、4.2m，冲次为6min-1的条件下，偏置式12扭矩特性参数最大净扭矩Tmax最小净扭矩Tmin平均扭矩Tm扭矩指数ITE均方根扭矩Te周期载荷系数Fcl位置数值位置数值偏置机4547.16120-12.5218.0438.25%26.261.46双驴头3029.433605.9716.0554.54%17.671.10偏轮机7525.53151.8019.2175.3%20.461.07摆杆机24034.443005.9618.7654.48%20.201.08摩擦换向机12017.530010.5461.89%10.811.03下偏杠铃机28526.8530-4.3712.7847.59%15.691.23调径变矩机23036.80180-7.6016.2444.13%20.371.25抽油机的扭矩指数和周期载荷系数反映了曲柄扭矩变化的均匀程度，扭矩指数越大（平均扭矩与最大扭矩比值），周期载荷系数（均方根扭矩与平均扭矩）越接近1，抽油机的装机功率小，电动机的功率利用率高，节能效果好。在同种工况条件下，摩擦换向抽油机的周期载荷系数最小，基本为1，其次是偏轮抽油机，周期载荷系数在1.07左右，依次是双驴头抽油机、下偏杠铃抽油机和调径变矩抽油机。节能抽油机配置评价扭矩特性最大净扭矩Tmax最小净扭矩平均扭矩扭矩均方根周期载13节能产品叠加效果不明显。因此,利用现有设备，不断对普通电机进行“大调小”优化调整也是一条途径节能抽油机配置评价节能产品叠加效果不明显。因此,利用现有设备，不断对普通电机进14a.对产能新井，应首选节能抽油机，其匹配原则：节能抽油机+Y系列电动机+普通控制箱（带无功补偿）。b.在用抽油机以常规机为主，为降低措施投入，一是进行节能改造，其匹配原则为：节能改造抽油机+Y系列电动机+无功补偿控制箱；二是在常规机更换节能电动机或节能控制箱，其匹配原则：常规机或偏置机+Y系列电动机+Y-Δ变换控制箱（带无功补偿），或常规机或偏置机+节能电动机+无功补偿控制箱。c.两种以上节能产品叠加使用时，其功能重复，因此达不到叠加的节能效果，最好不要叠加使用。d.各种节能产品轻载时都有一定的节能效果，当功率利用率超过50％时，系统能耗上升。因此节能机在满足启动要求条件下，应据设计的能力指标和井况，考虑功率利用率上限确定装机功率。推荐节能设备匹配原则：a.对产能新井，应首选节能抽油机，其匹配原则：节能抽油机+Y15推荐1:安装变频调速(ASDs)(VFDs)：通过调整泵速达到类似于空抽控制器(POC)的效果.ASDs缺点是费用较高.ASDs不适于低于20马力的井.ASD技术适于较大产量的井.推荐2:调换转动方向：变速箱的传动齿轮总在一个方向转动导致磨损这也造成系统效率的降低或能耗.可以通过调换电机的转动方向来达到利用齿轮的未磨损面，但是这取决于传动箱的设计。如果传动箱容许这么做,只需简单地调换电机三根导线中的两根就可以调整传动齿轮的转动方向.地面设备的推荐参考做法推荐1:安装变频调速(ASDs)(VFDs)：地面设16推荐3:上紧或更换传动带：传动带太松能降低系统效率.上紧传动带可以使系统更有效率.磨损的传动带应该及时更换.更换传动带的费用一般都可以被节能所抵消,值得花费。推荐4:调整盘根盒：盘根盒与光杆之间的松紧度不是越紧越好，太紧反而效率低甚至无效。盘根盒与光杆之间的松紧度最好是紧到在光杆上能见到些须油.盘根盒与光杆之间的摩擦要达到不引起光杆变得烫手.使用自动调偏防磨盘根盒(在用)及节能盘根盒

推荐5：做好日常维护：抽油系统能耗大的问题有些可归因于缺乏适当的维护.包括象必须的检修和润滑(如防磨润滑剂)或更换轴乘等基本维护。以及调平衡;检查线路并修正发现的高阻抗连接。这些工作细节常常对提高系统效率是最有意义的。

地面设备的推荐参考做法推荐3:上紧或更换传动带：地面设备的推荐参考做法17图形化管理:地面动态控制图应用用途：1:分类:掌握油区地面设备运行状况2:为节能改造或实施措施提供目标井,如载荷利用率低于50%或功率利用率低于50%的井.供决策。图形化管理:地面动态控制图应用用途：18此图可为电机更换或无功补偿提供目标井此图可为电机更换或无功补偿提供目标井19

抽油系统效率测试抽油系统效率测试201、常规测试：(1)示功图测试使用SG5-Ⅲ示功测试仪(2)动液面测试使用SGH2000型抽油井测试仪(3)电参数测试使用3166型电能综合测试仪(4)井口压力录取读取压力表数据(5)计量产液量、油量、取样化验含水

抽油系统效率的测试方法1、常规测试：抽油系统效率的测试方法21PMTS2.1抽油机井系统效率测试仪特点：1、自带电源;2、可测电压~1300V;3、测试速度快，每秒50组数据；4、可作电力谐波分析；5、可同时测试功图、动液面；6、高亮度640X480TFT彩色液晶显示屏；7、一体化结构，内置PC104嵌入式高特能工业控制计算机，体积小巧。8、以太网通信接口，与上位PC传送数据速度快，使用方便。2、一体化测试抽油系统效率的测试方法PMTS2.1抽油机井系统效率2、一体化测试抽油系统效率的测22主要测试内容电能测试：电流、电压、有功功率、无功功率、视在功率功图测试：抽油机井地面示功图，光杆功率。动液面测试：抽油井油套环空液面深度。现场资料的收集：电机、功率、极数等参数；抽油机的减速比、平衡块的数目、平衡位置等参数。室内资料的收集：油田开发地质基础数据，井下管柱数据，生产数据与动态数据。相关资料收集主要测试内容电能测试：电流、电压、有功功率、无功功率、视在功23系统效率测试数据的使用

抽油井系统效率测试计算表系统效率测试数据的使用抽油井系统效率测试计算表24C1362井系统效率分析测试日期2006-9-1泵径（mm）38.00冲程（m）3.45套压（MPa）1.20泵深（m）1897.00冲次（min-1）4.09油压（MPa）1.20油层中深（m）2374.00产液（t/d）4.50原油粘度（mPa·s）3.75动液面（m）1856.00产油（t/d）1.14

原油相对密度（小数）0.83含水（%）74.60

2目前杆柱组合杆级杆径（mm）杆长（m）最大载荷（kN）最小载荷（kN）最大应力（MPa）最小应力（MPa）许用应力（MPa）应力范围（%）122.0569.052.2720.91137.5055.01186.7562.61219.01328.018.61-7.3965.65-26.05150.2852.001油井基础数据系统效率测试数据的使用C1362井系统效率分析38.00冲程（m）3.45套压（M25排出压力（MPa）18.96计算泵效（%）33.00吸入压力（MPa）1.92实测泵效（%）23.47井底流压（MPa）6.39泵效误差（%）9.53理论排量（m3/d）19.17充满系数0.39计算排量（m3/d）6.33游凡漏失（m3/d）0.36实测排量（m3/d）4.50固凡漏失（m3/d）0.80杆柱变形（m）0.69油管变形（m）0.06杆柱超行程（m）0.11

泵况分析结果气体影响:1.00功图井号C1362测试日期2006-9-1冲程3.45冲次4.09最大载荷70.80最小载荷38.303泵况分析系统效率测试数据的使用排出压力（MPa）18.96计算泵效（%）33.00吸入压力264目前地面设备分析抽油机型号

CYJQ12-5-53HY最大载荷（kN）

70.80额定扭矩（kN·m）

53.00最小载荷（kN）

38.30平衡半径（m）

0.69扭矩利用率（%）

2.37上冲程峰值扭矩（kN·m）

121.05平衡块数

0.00下冲程峰值扭矩（kN·m）

1.29

目前扭矩曲线切线力均方差最小原则扭矩曲线最佳平衡半径（m）7.06调整需移动(m)6.37上下冲程扭矩相等原则扭矩曲线最佳平衡半径（m）0.29调整需移动（m）-0.404目前地面设备分析

CYJQ12-5-53HY最大载荷（k27电机型号

YCY225M-6功率因数

0.24上行程峰值功率（kW）

16.40平均电压（V）

74.78下行程峰值功率（kW）

12.50平均电流（A）

10.55有功功率（kW）

5.34平衡指数

0.76无功功率（kvar）

19.78日耗电量（kW·h）

128.22额定功率（kW）

30.00月耗电量（kW·h）

3846.50实测功率曲线电机型号YCY225M-6生产厂家西安额定功率30.00额定转速980.005功率测试分析系统效率测试数据的使用电机型号

YCY225M-6功率因数

0.24上行程峰值功286系统效率输入功率（kW）5.34地面效率（％）52.06光杆功率（kW）2.78井下效率（％）32.73有效功率（kW）0.91系统效率（％）17.04系统效率测试数据的使用6系统效率5.34地面效率（％）52.06光杆功率（kW）229

目前在抽油机管理中通常用于判断平衡与否的一个标准是平衡率，即抽油机上行最大电流与下行最大电流之比.认为此值在0.85-1.1之间抽油机就是平衡的。实际上，电流平衡不能保证抽油机一定平衡。电流如果不平衡，抽油机肯定不平衡，电流平衡了抽油机也不一定平衡。要想真正看出抽油机的平衡情况，只有查看电功率曲线。如果仅从电流曲线上看，该井是相当平衡的，最大上行电流为43A，最大下行电流为49.6A，平衡率达0.87。但从功率曲线上就可以看出该井上冲程出现负功，是平衡块带着电动机发电，这是一种极不平衡的情况。34A31A从电参数判断抽油机平衡:系统效率测试数据的使用目前在抽油机管理中通常用于判断平衡与否的一个标30从电参数判断抽油机平衡:系统效率测试数据的使用从电参数判断抽油机平衡:系统效率测试数据的使用31抽油机平衡与系统效率:系统效率测试数据的使用抽油机平衡与系统效率:系统效率测试数据的使用32调平衡就是要使减速器的输出扭矩最小。

以抽油机最节能和最安全为标准，抽油机最佳平衡的标准就是使电机输入功率的均方根值最小。因为:曲柄扭矩与电机输入功率大体成正比。使均方根功率最小，也就是均方根扭矩最小，抽油机最安全，电机发热量最少。抽油机平衡问题:系统效率测试数据的使用P推荐=INT(MAX(P均方根/0.75，P最大/1.8))P均方根—决定电机发热与最高效率P最大—决定最大扭矩调平衡就是要使减速器的输出扭矩最小。以抽油机最33抽油机平衡问题负功如果出现在光杆行程中点附近（曲柄位于90度或270度附近）就很容易通过调整平衡来消除。负功出现在上下死点附近（曲柄位于0度或180度附近），就不可能通过调整平衡来消除。只有更换新型的抽油机或对该抽油机进行改造，采用异相曲柄才能解决系统效率测试数据的使用抽油机平衡问题负功如果出现在光杆行程中点附近（曲柄位于90度34系统效率测试数据的使用系统效率测试数据的使用35抽油机井井下诊断分析抽油机井井下诊断分析36系统效率测试数据的使用系统效率测试数据的使用37系统效率测试数据的使用系统效率测试数据的使用38系统效率测试数据的使用供液不足，造成液击系统效率测试数据的使用供液不足，造成液击39减速器齿轮磨损

毛刺反映出电机皮带轮不正

电能曲线中的有用信息

:系统效率测试数据的使用减速器齿轮磨损毛刺反映出电机皮带轮不正电能曲线中的有用信40机抽井合理沉没度研究机抽井合理沉没度研究412:机抽井合理沉没度研究

系统效率是衡量抽油机井管理水平的综合性指标,合理沉没度是提高系统效率的核心基础。抽油泵在工作时需要一定的沉没压力（沉没度）来打开进油阀，沉没度偏大则抽吸参数偏小，油井潜力和设备潜力没完全发挥，产液量偏小，虽然充满系数变大但有效举升高度小，系统效率低，即供大于排；所用抽油杆和油管越多，投入材料费用越多，同时杆、管失效机率也越大。沉没度偏小则抽吸参数偏大，由于泵口气体分离较多,泵的充满系数变小,造成抽油泵供液不足，同样会影响泵效,系统效率低，即排大于供。再考虑到冲程损失和附加载荷的影响，沉没度过大或过小都会降低系统效率，所以存在一个最优或合理的沉没度。也就是说，在地面设备已定的条件下，沉没度是影响系统效率的关健技术参数，确定合理的沉没度对保证抽油井正常高效工作和节约生产成本都非常关键。合理沉没压力(度)是纲，纲举则目张。本节从理论计算(唯理法)和生产统计数据(唯象法)两方面考察这一问题.2:机抽井合理沉没度研究系统效率是衡量抽油机井422:机抽井合理沉没度研究2.1油田系统效率与沉没压力（沉没度）的关系式中:h沉没度，m。Pin-----沉没压力MPa;Pc为套压；ρg

ρo分别为气,油相密度;g为重力加速度．Hpipe—尾管管鞋深度，m;Hf－－动液面深度m

泵的沉没压力(Pin)表示泵沉没在动液面以下泵吸入口处流体的压力。上冲程中在沉没压力（泵口压力）作用下，井内液体克服泵入口的阻力进入泵内，此时液流所具有的压力称为吸入压力Pintake。此压力作用于柱塞底部，产生向上载荷，它是使抽油杆柱下部受压产生弯曲的原因之一,也影响着抽油泵内气液比和抽油泵泵效。2:机抽井合理沉没度研究2.1油田系统效率与沉没压力（沉432:机抽井合理沉没度研究2.1系统效率与沉没压力（沉没度）的关系按平均原油密度=0.823算，沉没压力Pin=1时，沉没度=124m。（不考虑套压时，换算公式：Pin=9.8ρoHS/103）.

含水井正常抽油时，泵吸入口以上的油套环形空间流体不发生流动。因此油水由于密度差而发生重力分异，使泵吸入口以上的环形空间的液柱不含水，而在吸入口以下为油水混合物。故正常抽汲时油水界面稳定在泵的吸入口处。此时，流压为：pf＝［（H－L）ρ1gg＋h

ρog］×10－6

＋pc2:机抽井合理沉没度研究2.1系统效率与沉没压力（沉没度442:机抽井合理沉没度研究拟合回归沉没度与系统效率的多项式规律：1）沉没度为350m时，系统效率最大.2）沉没度小于350m时，随着沉没度的增大，系统效率也增大.3）沉没度大于350m时，随着沉没度的增加，系统效率减小。系统效率%沉没度m2.1油田系统效率与沉没度的关系实测系统效率有效数据共112个做散点图拟合沉没度与系统效率的关系曲线，二者关系符合多项式：Y=a+bX+cX2+dX3+eX4......................（2.1-1）式中:Y—系统效率，%；X—沉没度，m；2:机抽井合理沉没度研究拟合回归沉没度与系统效率的多项式规452:机抽井合理沉没度研究ηｘ={ＭＰＣ[Ｌ-108.6(ＰＣ-ＰO)]}/[0.516ＰＣ+0.083ｋ(1-ｆｗ)]其中：Ｍ=(ＢｆＰ)/[1.46Ｌ(ｆＰ-ｆｔ)]理论计算2.1油田系统效率与沉没度的关系合理区参数偏大区参数偏小区漏失区2:机抽井合理沉没度研究ηｘ={ＭＰＣ[Ｌ-108.6(Ｐ462:机抽井合理沉没度研究系统效率%2:机抽井合理沉没度研究系统效率%472:机抽井合理沉没度研究Ηx=（HηBfp）/[1.39L（fp－ft）]在泵深一定、有效举升高度（可近似等于动液面深度）一定的情况下，系统效率与泵效呈现正比关系，泵效越高则系统效率也越高。因此，提高系统效率与提高泵效，从生产角度上说是等价的。泵效数据量大,可把系统效率与沉没度的关系，转化成泵效与沉没度的关系研究.

H=H动＋（p油－p套）/ρ液g

2.2：抽油机井系统效率与泵效的关系2:机抽井合理沉没度研究Ηx=（HηBfp）/48２：机抽井合理沉没度研究2.3泵效与沉没度曲线拟合法确定合理沉没度MMF:ηＢ=(a*b+c*H沉^d)/(b+H沉^d)系数:a= 27.17；b=1349.38；c=71.86；d=1.38

含水>80%时泵效与沉没度拟合曲线

沉没度m泵效％MMF:ηＢ=(a*b+c*H沉^d)/(b+H沉^d)系数:a= 33.35；b=5405.44；c=71.44；d=1.81ηＢ=(36664.43+71.86*Hc^1.38)/(1349.38+Hc^1.38)

ηＢ=(180271.42+71.44*Hc^1.81)/(5405.44+Hc^1.81)２：机抽井合理沉没度研究2.3泵效与沉没度曲线拟合法确定合49２：机抽井合理沉没度研究2.3泵效与沉没度曲线拟合法确定合理沉没度ηＢ=(36664.43+71.86*Hc^1.38)/(1349.38+Hc^1.38)

ηＢ=(180271.42+71.44*Hc^1.81)/(5405.44+Hc^1.81)２：机抽井合理沉没度研究2.3泵效与沉没度曲线拟合法确定合50２：机抽井合理沉没度研究2.3泵效与沉没度曲线拟合法确定合理沉没度2）当含水>80%时，泵效在沉没度<300m的范围内随沉没度的增大而增大，并且当沉没度=200m时，泵效达到60%以上，但是当沉没度>300m时，泵效随沉没度变化的幅度变小。说明，当含水>80%时，保持200～300m的沉没度较合理。

3）当含水<80%，沉没度=300m时，泵效才达到60%以上，但当沉没度>400m时，泵效随沉没度变化的幅度变小。说明，当含水<80%时，保持300～400m的沉没度较合理。1):在一定沉没度的范围内，泵效随沉没度的增加而迅速增大，当沉没度超过一定值后，泵效随着沉没度而增大的幅度变小。含水率大，合理沉没度小；含水率小，合理沉没度大。２：机抽井合理沉没度研究2.3泵效与沉没度曲线拟合法确定合51２：机抽井合理沉没度研究2.4:理论泵效计算法确定合理沉没度ηＢ=(ＢＰＣ)/[0.516ＰＣ+0.083ｋ(1-ｆｗ)]

ηＢ=η1η2η3η4η1——冲程损失,%;η2——充满程度,%;η3——漏失量,%;η4——余隙体积,%

理论计算表明与拟合方程是一致的，沉没压力的合理范围也在2MPa～4MPa内。换算成沉没度，其合理范围在250～450米内。

２：机抽井合理沉没度研究2.4:理论泵效计算法确定合理沉没52２：机抽井合理沉没度研究2.4:理论泵效计算法确定合理沉没度ηＢ=(ＢＰＣ)/[0.516ＰＣ+0.083ｋ(1-ｆｗ)]

ηＢ=η1η2η3η4η1——冲程损失,%;η2——充满程度,%;η3——漏失量,%;η4——余隙体积,%

理论计算表明与拟合方程是一致的，沉没压力的合理范围也在2MPa～4MPa内。换算成沉没度，其合理范围在250～450米内。

２：机抽井合理沉没度研究2.4:理论泵效计算法确定合理沉没53２：机抽井合理沉没度研究2.4:理论泵效计算法确定合理沉没度泵效随气油比变化的总趋势是随着气油比的增大而下降，相应地要求沉没度增大。特别是气油比大于200m3/t以后，泵效明显有一下降台阶。２：机抽井合理沉没度研究2.4:理论泵效计算法确定合理沉没542:机抽井合理沉没度研究C1015_2006-10-24_1产能预测彩43_2006-10-16_1产能预测

2.5:最大产量法确定合理沉没度C1059---最大产液量：35.79;流压：2.22

最大产液量：69.79;流压：2.37

最大产液量：27.8;流压：1.9

2:机抽井合理沉没度研究C1015_2006-10-24_552:机抽井合理沉没度研究2.5:最大产量法确定合理沉没度（滴１２井区）D1014_IPR曲线最大产液量（t/d）：37.34流压(MPa)1.96滴24.8979.94959.220.7430.871.4D10152914.31810104.3127.661.96D2011.41027.3110216.3123.981.55滴2256.51007.271005.61.6733.831.39D10104.2930.089246.0831.751.96D10114.11059.25996.263.0528.171.96D10085998.6498018.6428.091.96D10140.11042.21800242.2137.341.96D10172.71042.45935.8106.6533.31.96滴2235.31007.0996542.0934.471.96D10202.31015.79747.9267.8952.791.39滴2204.51039.59995.843.7943.61.96平均值2.511006.8793.4213.54311.8最大产量对应流压计算统计

滴12井区八道湾组油藏抽油井的合理沉没压力可以确定为1.8MPa，对应的合理沉没度为200米左右。根据统计，26口井的平均套压为2.５MPa，已经高于合理沉没压力，需要通过调整和控制套压，恢复油井动液面来保证油井趋于合理的沉没压力及沉没度。D２井_IPR曲线最大产液量（t/d）：３０.８7流压(MPa)1.３9井号套压(Mpa)泵深（m）动液面（m）沉没度m最大产量t流压Mpa2:机抽井合理沉没度研究2.5:最大产量法确定合理沉没度56２：机抽井合理沉没度研究2.6:综合确定合理沉没度表2.1彩南油田抽油井的合理沉没度范围的标准序号含水率，%气油比，m3/t合理沉没压力，MPa合理沉没度，m1>80<2002～3200～3002>80>2002.5～3.5250～3503<80<2003～4300～4004<80>2003.5～4350～450

综上所述，通过对现场数据进行统计分析,研究影响深井泵泵效的各种影响因素，通过“唯象”和“唯理”两种方式，得出含水率、气油比、沉没度与泵效的内在关系，从而可以确定出油田抽油井的合理沉没度范围的标准（见表2.1）（供讨论参考）２：机抽井合理沉没度研究2.6:综合确定合理沉没度表2.1573:油田提高系统效率工艺措施研究3.1:合理调整沉没度，优化泵挂深度

沉没度反映了油井的动态供排关系，具有一定的可调性，即泵挂深度是可以优化的。从沉没度分级分布图看，呈现“两极分化”现象，即中间小，两头大的特点。133口井平均沉没度超过1000m，平均泵深1727m；平均泵效达到62.2%，虽泵效高于全区水平，但系统效率低。需采取以上提泵挂为主要措施，如条件允许，可在部分井调大参数、换大泵等工艺措施。

若把133口井平均上提泵挂500m，将节省66500m油管和抽油杆。分别将节省资金（66500m×13.11kg/m÷1000）×8061元/t=702.7万元，66500m×26.5元/m=176.2万元。合计：878.9万元。此外，按油田抽油井平均百米吨液耗电1.3(kW.h/t/100m)估算，平均日产液按18.5t计算，将日节电约18.5t/t×1.3kW.h/t/100m×500m×133=15993kW.h，则年节电15993kW.h×360t=576（万kW.h），年节电费:576（万kW.h）×0.37元/kW.h=213万元。材料费与电费节约合计为：1092万元。3:油田提高系统效率工艺措施研究3.1:合理调整沉没度，583:彩南油田提高系统效率工艺措施研究3.1:合理调整沉没度，优化泵挂深度

三工河，平均泵深1650m左右；二是西山窑和石树沟，平均泵深1900m左右。φ38和φ44的泵，冲程按4.2m计算，冲程损失分别达到0.45米和0.60米。冲程损失率分别为9%;12%。冲程损失与泵深的平方成正比，泵挂越深冲程损失越大，泵径越大冲程损失也越大如果平均上提泵挂到1225m，则冲程损失分别降低到0.19m和0.26m。冲程损失率分别为4.5%、6.2%，降低幅度可达到50%以上.3:彩南油田提高系统效率工艺措施研究3.1:合理调整沉没593:彩南油田提高系统效率工艺措施研究3.1:合理调整沉没度，优化泵挂深度

泵深超过1800m后，日产液下降很明显，可以作为警戒线;泵深超过1600m后，井下失效井数开始上升,1800m后直线上升。1600m泵挂是个坎，1800米是警戒。

国外研究表明，在其他条件相同时，泵阀缝隙处的漏失液量与举升高度的平方根成正比,凡儿的磨损速率又与漏失量的立方成正比。换句话说，泵深增加一倍，凡儿的磨损速率将增加倍。3:彩南油田提高系统效率工艺措施研究3.1:合理调整沉没603:提高系统效率工艺措施研究3.2定压放气恢复油井动液面

如C1271井，沉没度仅24米，泵深1299米，但套压5MPa，产液量37t/d，含水率56%，泵效51%。

3:提高系统效率工艺措施研究3.2定压放气恢复油井动613:提高系统效率工艺措施研究3.3合理优化调整冲次及冲程

3:提高系统效率工艺措施研究3.3合理优化调整冲次及623:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.1合理优化调整冲次

冲次与举升效率的关系曲线（泵径44mm、泵深800m、冲程1.8）

冲次与系统效率的关系曲线(泵径56mm、泵深1200m、冲程2.1)结论:冲数越大，系统效率和泵效越低，油井免修期也越短。

3:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.1合理优化调633:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.1合理优化调整冲次

3:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.1合理优化调643:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.1合理优化调整冲次

ηp=Q/1440fpsn=k/n式中：k=Q/1440fps。在其他参数不变时，降低冲次可以有效地提高机抽井的泵效率。3:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.1合理优化调653:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.1合理优化调整冲次

目前最小冲次为4次/min受制于机器。而4次/分以下到1.4次/分的冲数实际需要量不小，井数不少。待解决调慢冲数问题.建议试验二次减速器通过调节皮带轮的大小可以多级调小冲次.在抽油机的电动机与减速箱输入轴之间加入一级减速装置，以降低抽油机的冲次，同时降低了驱动电动机的运行功率，不但达到节能降耗的目的，而且减少了三抽设备的磨损，延长了油井免修期。

图1带轮偏置式减速装置结构示意图3:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.1合理优化调663:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.1合理优化调整冲次

图4减速箱皮带轮示意图无中间减速装置时:电机功率N无=Mn/(9549Nηi变in)（1）有中间减速装置时:电机功率N减=Mn/(9549Nηi变inη1i)(2）(η1——新增皮带传动效率，一般为85%～95%)可见，应用减速装置后电机功率可下降η1i倍，这正是减速装置的节能所在。3:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.1合理优化调673:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.2合理优化调整冲程

3:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.2合理优化调683:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.2合理优化调整冲程

目前机抽井4.2m冲程应用最多。日产液量大，泵效高，系统效率高，免修期长的井都较为集中在4.2m冲程的机抽井。理论分析也表明长冲程有利于减少冲程损失，提高泵效和系统效率。。β=1.26×10-7L2/S

冲程损失率β=1.26×10-7L2/S。冲程损失率与泵深的平方成正比，与冲程成反比。左图是不同泵深时的冲程损失率与冲程的关系曲线。因此，尽量使用长冲程小冲次是提高泵小和系统效率的必然选择。3:彩南提高系统效率工艺措施研究3.3.2合理优化调693:提高系统效率措施研究3.4合理选择配置泵径

一般选择径泵的排量都是由式:Q=1131SnD2ηρ计算:但分析则用λ=ApρL2E(Ar+At);柱塞面积与下泵深度的平方成反比，同时冲程损失与柱塞面积成正比。目前最小泵径38mm泵如果使用长冲程(4.2m)，日产液低于8t/d的话，则需要把冲次调小至1.5次/分。。3:提高系统效率措施研究3.4合理选择配置泵径703:提高系统效率措施研究3.4合理选择配置泵径对于低产井，要达到长冲程(4.2m)、慢冲次的目标，客观上就要求形成φ32mm、φ28mm等规格的泵。大流道系列小直径杆式抽油泵可供选择，可扩展有杆泵的排量与深度范围。从图中可看出，冲数增大，在相同的泵径下，则要求的产液量也增大。比如目前受最小冲次为4限制，要达到泵效60%，就只能缩小泵径。

3:提高系统效率措施研究3.4合理选择配置泵径对于713:彩南提高系统效率措施研究3.5合理优化调整防冲距

防冲距的大小直接影响泵效和井的正常生产。防冲距过小易碰泵而使冲程损失增大，或引起泵筒衬套错乱，甚至将泵筒顿落井下；防冲距过大可能使柱塞上冲程时脱出泵筒而减产或不出油。碰泵时抽油杆下部常处于交变载荷与振动的交错状态，也是造成断脱的成因之一。合理调小防冲距，使柱塞以下即冲程下死点到固定阀座之间的容积尽量最小，目的就在于尽量减少气体所占的体积，防止气锁，提高泵效。防冲距过小、活塞碰固定阀的示功图

管式泵活塞脱出工作筒3:彩南提高系统效率措施研究3.5合理优化调整防冲距723:提高系统效率措施研究3.5合理优化调整防冲距

防冲距的大小为下列五项影响因素之和:当泵深1700m时，大约为0.6m。1）抽油杆在自重作用下的伸长变形:泵深1700m时，伸长变形λ=10cm。2)上下冲程时终了时抽油杆的惯性伸长:冲程为4.2m、泵深1700m时，冲次4次/分时，惯性伸长4.95cm；冲次6次/分时，惯性伸长11.14cm。3)抽油杆重力作用下引起的油管伸长变形:泵深1700m时，油管伸长3cm。若油管下端锚定，则油管伸长为零，冲程损失减少。这就是深抽（泵深超过1700米）时，油管锚定能增加产液量的根据。

抽油杆在自重作用下的伸长

惯性伸长

3:提高系统效率措施研究3.5合理优化调整防冲距防733:提高系统效率措施研究3.5合理优化调整防冲距

4）油管内液柱压力作用下引起的抽油杆伸长和油管缩短:泵深1700米时，抽油杆伸长和油管缩短量之和为56.7cm。就冲程损失来说，油管缩短量与抽油机上下冲程时终了时抽油杆的惯性伸长差不多可以抵消。5）油管内抽油杆的弯曲:油管内抽油杆的弯曲，一般来说，杆越细造成的冲程损失越大。其计算比较复杂，根据国内外计算结果统计：在φ73mm(27/8")油管中，φ25mm抽油杆长1000m，弯曲21mm；φ22mm抽油杆长1000m，弯曲42mm；φ19mm抽油杆长1000m，弯曲68mm3:提高系统效率措施研究3.5合理优化调整防冲距4743:提高系统效率措施研究3.6合理配置尾管研究表明,当油井产量小于给定条件下的临界产量Qc(m3/d)时,将会发生油水滑脱而使水积聚；随着产量增加,滑脱速度减小,达到临界产量后滑脱消失。合理配备尾管可以减小或消除井下积水，从而使得产液量增加及泵效提高。临界产量可以用下式计算：

图3.6-13:提高系统效率措施研究3.6合理配置尾管研究表明,753:提高系统效率措施研究关于抽油井尾管的配置长度:

抽油井配置尾管后，相当于增加了沉没压力。所以，应该根据本油田的合理沉没压力来计算和确定配置尾管的长度。若忽略泵入口设备的阻力和油管外动液面以上气柱重力（两者可相互抵消一部分），沉没压力Pin为套压与油管外动液面以下液柱静压之和：Pin＝pc＋hρLg（1）;

根据生产统计和理论计算，已知彩南油田的合理沉没压力为2MPa，折算合理沉没度250m（按平均原油密度=0.823、沉没压力为1MPa时，沉没度=124m）。故彩南油田一般可以取合理沉没度的1/5…1/3作为尾管长度。3:提高系统效率措施研究关于抽油井尾管的配置长度:763:提高系统效率措施研究从图3.6-1中可以得出几条结论：

1）临界产量随尾管尺寸的大小而增减，含水过20%后，临界产量随含水的增大而减小。当含水达70%时，临界产量为零。彩南大多数抽油井含水率都大于70%，均无需加尾管。

2）含水率小于70%的抽油井，统计有94口，除4口井的实际产量大于无尾管时的临界产量，不会产生井下积水，其余90口井的实际产液量都小于无尾管时的临界产量，需加尾管。

3）有35口含水率小于70%，产液量15～55t/d的抽油井，需要加Φ(27/8“)尾管。

4）有36口含水率小于70%，产液量5～22t/d的抽油井，加Φ(1.9")尾管后。实际产液量可以高于加Φ(1.9")尾管后的临界产量。5）19口含水率小于70%，产液量1～12t/d的抽油井，则需要更小尺寸的尾管。这就是虹吸管的原理。加尾管需考虑气油比因素，气大慎重．3:提高系统效率措施研究从图3.6-1中可以得出几条结论773:提高系统效率措施研究3．8控制含水上升速度含水率%产液单耗含水率%当含水率超过85%之后，产液(油)单耗急剧上升.产油单耗3:提高系统效率措施研究3．8控制含水上升速度含783:提高系统效率措施研究3．8控制含水上升速度ηＢ=(ＢＰＣ)/[0.516ＰＣ+0.083ｋ(1-ｆｗ)]

3:提高系统效率措施研究3．8控制含水上升速度η79

含水率上升也直接导致检泵周期的缩短。杆泵失效比例大幅度上升，含水率80%～90%时杆断出现约占20%比例的平台现象，含水率一旦越过90%，杆断急剧上升。

3．8控制含水上升速度3:提高系统效率措施研究含水率上升也直接导致检泵周期的缩短。杆泵失效803.9提高功率因数措施

3:提高系统效率措施研究

油田公司在推广应用的是把普通电机改造成自变功率电机的技术，不需要电容补偿装置而达到相关要求。基本原理是把补偿电流引入电机内部；从而减低电机的运行电流、提高运行功率因数，使虚拟电机的功率由0～100%间变化，有效提高电机变功率的幅度即电动机的过载能力。具有随着负荷的大小自动变化功率，并且启动电流小、运行电流小、运行效率和功率因数高的特点，解决游梁式抽油机上安装的电机在运行过程中出现的功率因数过低和效率低的现象。

无功补偿和低压线改造虽不能提高抽油机的系统效率，但确可以减少电网损失。通过采用这些技术，可有效地降低网损，基本上可实现配电网的优化运行。Y-△智能转换配电箱75台

3.9提高功率因数措施3:提高系统效率措施研究81

延长检泵周期工艺研究延长检泵周期工艺研究824延长检泵周期工艺研究4.1井下系统失效类型分析分类井次百分比腐垢6024.7偏磨9037.0疲劳杆断9338.3合计243100.04延长检泵周期工艺研究4.1井下系统失效类型分析分类井次百834延长检泵周期工艺研究杆管泵失效比例泵失效比例油田井下杆管泵失效，泵的失效比例最大，占58%按井下部件分类:4延长检泵周期工艺研究杆管泵失效比例泵失效比例油田井下杆84

延长检泵周期工艺研究

1：杆断成因分类分类井次百分比%腐蚀杆断53.5偏磨杆断4531.5疲劳杆断9365.0杆断合计143100延长检泵周期工艺研究1：杆断成因分类分类井次百分比%85

延长检泵周期工艺研究

1：疲劳杆断的分布特征

井筒全程的抽油杆都存在疲劳断裂的现象，有两处是相对多发井段，即800～1200米和1600～2000米。这两处合计占了74%。也就是说，74%的疲劳杆断都发生在19㎜的抽油杆身上。因为以往一级杆(22㎜)下深很少超过800米。值得注意的是1600～2000米这一段的疲劳杆断数量最大，可能与偏磨关系较大，但肉眼很难判断，故都归入了疲劳杆断。

延长检泵周期工艺研究1：疲劳杆断的分布特征井864延长检泵周期工艺研究偏磨杆断及管破的分布特征杆断1300米之上只有5井次，只占12%。1300米以下则占了88%。偏磨管破相当集中地发生在1600以下，占到86%。4延长检泵周期工艺研究偏磨杆断及管破的分布特征杆断130087

延长检泵周期工艺研究1：下行阻力----（欧拉理论）2：法向力----（侧向力理论）3：杆柱振动----（振动理论）4:井斜-------(局部影响)5:泵活塞效应-----(油管蠕动)

是造成偏磨和疲劳杆管断的主要原因，其理论为防治失效措施提供指导。

井下系统偏磨成因研究延长检泵周期工艺研究井下系统偏磨成因研究88

延长检泵周期工艺研究欧拉载荷方程延长检泵周期工艺研究欧拉载荷方程89

延长检泵周期工艺研究下部:

轴向弯曲引起的侧向力影响较大上部：振动力影响较大全井：液体法向力影响较大局部：井筒弯曲影响延长检泵周期工艺研究下部:轴向弯曲引起的侧向力影响较大904延长检泵周期工艺研究内容C2872下部:

轴向弯曲引起的侧向力影响最大4延长检泵周期工艺研究内容C2872下部:轴向弯曲引起的91

延长检泵周期工艺研究

当杆位于上下死点，杆速为0。此时杆两侧的侧向力差值最小，杆从弯曲态恢复到拉伸态。在一个冲程中，杆在侧向力作用下将在油管内起码横向运动2次。按冲次5次/分算，则杆一年将横向运动：5*2*60*24*365=5256000次。偏磨同时极大地加剧了杆断的几率。按冲次10次/分算,一年总计冲次：10*60*24*365=5.256×106次。抽油杆平均使用寿命为2×107次；(换成年:2×107/5.256×106=3.8年.)泵的平均使用寿命5×106次，换算成年也是一年,但按冲次5次/分算,接近两年。这也是调小冲次的原因.(抽油杆平均使用寿命为2×107次；泵的平均使用寿命5×106次)延长检泵周期工艺研究当杆位于上下死点，杆速为92

延长检泵周期工艺研究

抽油杆柱的变速运动及承受交变载荷将使杆柱产生振动。一个行程振动6-8次。振动主要使得中和点上移，加大了偏磨的范围。尤其表现在高气油比井上，如液击振动。振动也加大了偏磨的程度和杆断的几率。因为振动将增加抽油杆弯曲冲击的动量和冲量。3：振动理论延长检泵周期工艺研究抽油杆柱的变速运动及承受交变载93

延长检泵周期工艺研究4：泵的活塞效应

当油管下部未锚定而自由悬挂时，在上行程时泵的"活塞效应"使油管柱底部受到一个向上的虚拟力作用而发生螺旋弯曲变形，此时抽油杆柱因受较大的张力而基本保持直线状态，从而使抽油杆柱与螺旋弯曲的油管每隔一定距离就相互接触而偏磨。目前，许多抽油杆偏磨的油井，大多数油井油管的底部都有尾管，能抵消一部分虚拟力。因此这一成因一般都认为影响较小。延长检泵周期工艺研究4：泵的活塞效应当油管下部未锚94

延长检泵周期工艺研究完成井身轨迹库的建立(615口井)，把数据库中井身静态数据转化为直观的井身轨迹。5:井斜因素延长检泵周期工艺研究完成井身轨迹库的建立(615口井)，把95

延长检泵周期工艺研究抽油杆断裂失效机理及表现形态

抽油杆服役过程中，由于承受变动载荷或反复承受应力和应变，即使所受的应力低于屈服强度(屈服强度或屈服点低于抗拉强度)也会导致裂纹萌生和扩展，以至材料断裂而失效，这一全过程，称为疲劳。材料的疲劳破坏，往往由局部的应力集中引起裂纹萌生而造成，该裂纹萌生处称为疲劳源，或疲劳核。疲劳断裂过程包括三个阶段；（1）反复塑性变形导致局部应变(应力集中)；（2）局部化应变的结果产生初始裂纹；（3）裂纹扩展，最终发生失效、断裂。因此，疲劳破坏过程总有明显的三个组成部分：裂纹萌生、裂纹扩展和最终断裂。延长检泵周期工艺研究抽油杆断裂失效机理及表现形态抽96

延长检泵周期工艺研究新抽油杆的直线度，按API标准，每12inches不得超过1/16inch（相当于每3米不得超过1.5毫米）延长检泵周期工艺研究新抽油杆的直线度，按API标准，每1297

延长检泵周期工艺研究彩南产出水的PH大于7,属于碱性水,基本可以排除CO2腐蚀。彩南油田采出水的硫酸盐还原菌含量远高于注水水质标准，达到了103个/mL；硫化物的含量非常高，达到了10mg/L，H2S腐蚀是彩南油田主要的腐蚀因素。地层水性质为重碳酸钠型，总矿化度为10845mg/l,氯离子含量为:5000mg/L左右。按中科院所订的金属耐蚀性标准:CL-离子浓度大于3550mg/L时,使用不锈钢要慎重,CL-离子浓度大于21000mg/L时,绝对不能使用。氯化物腐蚀在彩南油田是一个可疑的腐蚀因素。抽油杆断裂失效机理及表现形态延长检泵周期工艺研究彩南产出水的PH大于7,属于碱性水,基98

延长检泵周期工艺研究

油井水的腐蚀性随着氯化物浓度的增加而增加。缓蚀剂对于高浓度氯离子井液中的抽油杆很难达到防护目的。氯化物腐蚀对碳钢抽油杆的腐蚀要比对合金钢的抽油杆腐蚀要严重。因为CL-离子活性很强,经常是优先吸附于金属表面,很容易穿过金属表面，在油水混合流的作用下,金属表面受到局部破坏并与金属局部发生阳极溶解,如此一来,形成腐蚀坑点。选用井下设备须考虑流体性质,对材质须明确要求！抽油杆断裂失效机理及表现形态延长检泵周期工艺研究油井水的腐蚀性随着氯化物99

延长检泵周期工艺研究

目前有HY和HL两种高强杆:HY高强杆是工艺性高强杆，HL属于材料性高强杆。如金成公司采用20CrMoA、35CrMoA钢经中频淬火和箱式炉回火加工成D级杆,H级杆还要经过一道表面淬火工序形成淬硬层就成为HY高强杆。HL高强杆金成公司采用16Mn2SiCrMoVTi和12Mn2SiCr两种钢材。(前面的两位数字代表钢中平均含碳量的万分之几，元素符号表示钢中所含的合金元素。元素后面的数字表示该元素的平均含量的百分之几。如果平均含量低于1.5%，则不标明含量。如果平均含量大于1.5%、2.5%、3.5%…，则相应地以2、3、4…等表示。)

延长检泵周期工艺研究目前有HY和HL两种高强杆:HY高强100

延长检泵周期工艺研究1：抽油杆加扶正器和底部加重的综合防治措施

(已应用)2：统一杆柱直径措施

(已应用)3：内衬油管(已应用)4：腐蚀严重井使用D级抽油杆(已应用)

5：耐磨防腐抽油杆接箍(已应用)6：油管锚定和适当加长尾管

(已应用)7:防腐(除硫棒防垢(防卡泵)措施(已应用)8：引进试验抽油杆防弯减振器：9：引进油管旋转器抽油杆旋转器10：加强管理延长检泵周期工艺研究1：抽油杆加扶正器和底部加重的综101

延长检泵周期工艺研究

通过抽油杆的下部加重或液力反馈增大下行动力，避免杆柱弯曲。（1）下部加重技术

下部加重已成为治理偏磨的重要措施。1、杆管防偏磨配套技术延长检泵周期工艺研究通过抽油杆的下部加重或液102

延长检泵周期工艺研究内衬油管措施按统计油田油管磨破的深度分布，集中度很高，几乎都在1600米之下，这可以为内衬油管治理措施节省不少成本。内衬油管只下在1600米之下。可以考虑将原C2230、C2243、C2052井所下的内衬油管(每口井长度约890米)改为只下400米。这样也不影响下刮蜡杆。另外，新进的内衬油管也按只下在1600米之下400米的原则，可以多下一倍的井。12延长检泵周期工艺研究内衬油管措施按统计油田油管磨破的深度分1034延长检泵周期工艺研究内容1：普通抽油杆(软杆)比高强度杆(硬杆)更能容忍腐蚀，D级杆可以容忍比H级杆有更深更大的腐蚀坑点，较小的腐蚀坑点就能对高强度杆(H级杆)形成致命的伤害。即高强度杆对腐蚀点或磨损刻痕的敏感性极高。

2：高强杆对弯曲或挠曲的敏感性也比D级杆高，对于易于发生液击振动而导致偏磨的油藏，就可能发生疲劳断裂。

3：高强杆的缓蚀剂投放频率或用量也要高出普通抽油杆的一倍。一般原则是：只要能够满足载荷及强度需要，就应该使用普通抽油杆。避免抽油杆因腐蚀而断裂的应对措施4延长检泵周期工艺研究内容1：普通抽油杆(软杆)比高1044延长检泵周期工艺研究内容

较软的材质具有较小的杆应力,而较硬的材质具有较大的杆应力。高强杆的冲击韧性(低于58.8)因此小于D级杆(68.8)。韧性是材料对缺口或裂纹敏感程度的反映，用来衡量材料的抗裂纹扩展能力。4延长检泵周期工艺研究内容较软的材质具有较小的杆应力105

延长检泵周期工艺研究

偏磨除了抽油杆磨断和油管磨破，可进一步细分为：抽油杆接箍偏磨、凡尔罩偏磨和拉杆偏磨。抽油杆接箍偏磨占了偏磨总数的26%。因此可以考虑更换防磨接箍作为应对措施。耐磨损防腐蚀低摩擦系数双向保护抽油杆接箍。该接箍是在普通抽油杆接箍外表面上喷涂一种耐磨损防腐蚀低摩擦系数功能合金涂层ACO-160。在偏磨较严重13井次应用防磨节箍997个。目前发生检泵的6井次中，防磨节箍基本上无明显磨损，防磨效果较好.耐磨防腐抽油杆接箍延长检泵周期工艺研究偏磨除了抽油杆磨断和油管106

延长检泵周期工艺研究油管锚定油管锚定与否冲程损失的关系Ф114液力油管锚结构示意图延长检泵周期工艺研究油管锚定油管锚定与否冲程损失的关系Ф107

延长检泵周期工艺研究

杆式泵与油管锚定装置配套使用是解决油管断裂和偏磨问题的有效途径之一。油管锚可以减轻和改善油管在泵抽汲过程中的受力状况，抑制振动，使油管保持恒定张力，防止油管蠕动弯曲，控制管柱的伸缩,降低管断和偏磨的发生几率，提高油管的稳定性，延长油管的使用寿命。同时，也减少抽油泵的冲程损失，从而提高泵效，增加原油产量。液力锚油管锚定延长检泵周期工艺研究杆式泵与油管锚定装置配套108

延长检泵周期工艺研究防腐光杆和除硫棒延长检泵周期工艺研究防腐光杆和除硫棒109

延长检泵周期工艺研究防卡泵延长检泵周期工艺研究防卡泵110

延长检泵周期工艺研究其它泵:延长检泵周期工艺研究其它泵:111

延长检泵周期工艺研究抗磨副抽油杆接箍油管抗磨副结构示意图抗磨副----转变磨损对象，防止杆管磨损抗磨杆耐磨套油管抗磨配合副减磨扶正副延长检泵周期工艺研究抗磨副抽油杆接箍油管抗磨副----转变1124延长检泵周期工艺研究

泵失效按卡泵、凡尔罩断、泵漏失三种成因划分，卡泵占40%，凡尔罩断占32%，泵漏失占28%针对卡泵已经引进应用了防卡泵，且取得了明显的成效，泵漏失通过正常检泵作业可得以维护，矛盾比较突出的就是凡尔罩断。已采取措施:1)防断脱泵214口井,缓解了凡尔罩频断，04年罩断78井次，05年58井次。141口井未用。2)长活塞防卡泵23台:防止腐垢卡泵．4.1抽油泵凡尔罩断的应对措施

杆管泵失效比例4延长检泵周期工艺研究泵失效按卡泵、凡尔罩断1134延长检泵周期工艺研究4.1抽油泵凡尔罩断的应对措施

1）改进深井泵出油阀阀罩

φ38mm泵的出油阀阀罩是整个抽油杆串断最集中的部位。原因:一是阀罩上有3个出油槽，承载面积偏小，如，φ38泵阀罩的最小承载截面积只有204mm2，仅相当于φ16mm抽油杆的截面积（201mm2）；轴向过流断面小,当活塞下行时产生很大的液流阻力，引起下部抽油杆弯曲，既影响活塞有效冲程，又加速了下部抽油杆的疲劳断裂；二是阀球在阀罩内1年时间要跳动3×106～6×106次，在部分井上阀球对阀罩内壁的磨损较严重，削弱了承载能力。改进措施：①合理改进阀罩的尺寸，加大其壁厚，使阀罩的最小承载受力截面积较原来增加1/3；有杆泵下冲程液面泵筒柱塞下冲程游动伐打开固定伐关闭4延长检泵周期工艺研究4.1抽油泵凡尔罩断的应对措施1144延长检泵周期工艺研究4.1抽油泵凡尔罩断的应对措施

38mm和44mm普通管式泵泵简内径的限制，活塞上游动凡尔罩处的轴向过流断面小，上凡尔罩薄，而且使用普通拉杆，这就在抽油杆柱上形成薄弱环节。改进措施

:2）改进深井泵拉杆当泵径φ38mm时，深井泵柱塞与抽油杆柱是通过拉杆来联接的。深井泵拉杆断脱率很高，其原因一是拉杆采用φ19mm的抽油杆加工，杆径偏小；二是如果与柱塞的联接端采用“M16×1.5”的螺纹，而且留有“3×φ14.5”的退刀槽，实际受力面积小，存在应力集中。改进措施：①采用φ22mm抽油杆加工，横截面积增加33.3%，减少杆体承受应力②若联接螺纹为“M16×1.5”改进为“M18×1.5”，增加了承载面积，把退刀槽改成锥体或不留退刀槽，则相对消除了应力集中；拉杆使用双贝帽压紧来产生预紧力，可有效防止脱扣。③深井泵拉杆扶正。在拉杆上加装尼龙扶正器。④提高泵筒、活塞和阀座的防腐耐磨性:推荐采用“氧化锆阀球和阀座+喷焊柱塞+氮化泵筒”的结构形式。4延长检泵周期工艺研究4.1抽油泵凡尔罩断的应对措施1154延长检泵周期工艺研究4.2避免抽油杆发生共振的应对措施

杆柱的振动有自由振动和强迫振动两种，抽油杆柱的运动是在悬点持续支持下的强迫振动,具有周期性，为Tp＝60/n（n—冲数/分）。由抽油杆柱振动引起的伸缩对活塞冲程影响究竟是增加还是减小，将取决于抽油杆柱自由振动与悬点摆动引起强迫振动的相位配合或频率配合。若两者相位或频率相符时，就会引起共振，从而产生应力集中，导致抽油杆最薄弱处断裂。避免共振的条件是抽油井冲数不能与抽油杆柱自由振动频率相同或成偶数倍。泵深定了之后，冲数选择就要考虑这一因素.当冲数为6时，每10秒一次受迫振动即一个行程，在此一个行程中，当泵深1600m时杆柱自由振动8次。4延长检泵周期工艺研究4.2避免抽油杆发生共振的应对措施1164延长检泵周期工艺研究4.2避免抽油杆发生共振的应对措施

K.N.Mill研究了抽油杆柱自然频率与冲次之比对有效冲程的影响：上冲程开始时，随着游动阀关闭，在抽油杆中产生了拉伸应力波，使杆柱末端发生移动；到上冲程死点时开始下行，游动阀打开，固定阀关闭，在抽油杆中产生了收缩应力波；同理：油管中也回由于固定阀的开关作用而产生拉伸应力波和收缩应力波。由于两者不同的变化，会使下冲程两个阀之间的距离发生变化，有时增加有效冲程，有时减少有效冲程。4延长检泵周期工艺研究4.2避免抽油杆发生共振的应对措施1174延长检泵周期工艺研究内容不同冲次时自然频率随泵深变化曲线

4延长检泵周期工艺研究内容不同冲次时自然频率随泵深变化曲线1184延长检泵周期工艺研究当频率比为1.5、3.5、5.5…等奇数值时，对柱塞的有效冲程有利；当频率比为2.5、4.5、6.5…等偶数值时，对柱塞的有效冲程不利；特别是当频率比为2、4、6、8…等纯偶数时，抽油杆会发生共振，致使其容易发生断脱。计算频率比时，冲数值被自由振动频率值相