陆梁油田作业区提高机采系统效率技术研究与应用

白璐

（新疆油田公司陆梁油田作业区，新疆 克拉玛依 834000）

陆梁油田作业区机采系统占总耗电的59.5%，为油田第一耗电大户。对陆梁油田作业区1121口抽油机井进行了机采系统效率现场测试，并收集了相关地质参数、高压物性参数、生产参数。测试正常井平均系统效率为19.59%，平均单井电机输入功率5.71kW，平均单井日耗电137.04kWh，平均单井年耗电为45223kWh，电价按0.679元/kWh计，平均单井年耗电费30706元。作业区抽油机井的平均系统效率低于油田公司，与股份公司水平相比还有较大的差距。

1 存在问题及影响因素分析

抽油井系统效率低是陆梁油田作业区机采系统存在的主要问题，造成抽油井系统效率低的原因，主要有以下几个方面。

（1）举升参数还有优化空间。6型、8型抽油机最佳沉没度在150～350m（当前平均576m），10型、12型抽油机最佳沉没度在300～600m（当前平均813m），目前举升参数存在较大优化空间。

（2）抽油机负载率低。经统计陆梁油田作业区抽油机负载率偏低，平均46.8%，低于50%的井占63.2%，随着机型的增大负载逐渐降低，其中12型抽油机负载率低于50%的占68.7%。大马拉小车的现象比较严重，从而导致系统效率偏低。

（3）电机负载率低。测试了陆梁油田1121口抽油井，电机平均功率利用率为23.4%，其中电机平均功率利用率低于20%有389口，占总测试井数的34.7%，形成了大马拉小车的现象。

（4）偏磨现象突出。油田开发要达到长冲程，低冲次的目标，但受制于目前抽油机最小冲次4次/min的限制，抽汲参数已经不能满足生产需求，形成了“快马拉小车”。冲次越高，抽油杆疲劳周期越短，同时加剧杆管偏磨，导致检泵周期的缩短。

陆梁油田抽油机井平均冲次4.57次/min，偏磨导致检泵占影响因素的22.6%，偏磨现象比较明显。

2 机采系统节点分析

通过对抽油机采油系统的分析，我们可以将其划分为地面和井下两部分，并使用光杆悬绳器来进行区分。在功率传递过程中，地面传动系统由电机、传动带、减速器和四连杆机构构成；而井下系统则由盘根盒、抽油杆、抽油泵和管柱等构件组成。根据抽油机系统效率分析的节点理论，在整个传动过程中，各个节点处均存在不同程度的功率损耗。

2.1 机采系统各节点能耗分析-电动机

抽油机的能耗损失主要源自其负载率过低，从而导致“大马拉小车”现象的出现。当电机负荷水平较低时，它的性能也较差，这不仅会导致装机容量的浪费，还会降低其经济性。相反，如果电机负荷水平较高，它可能会减少使用寿命，甚至损坏。因此，为了节约和延长其使用寿命，电机必须处于适当的负荷水平。

当抽油机平衡失调时，会导致大量电能损失。当抽油机的平衡性变差时，电机的输出功率会增加，导致消耗更多的电能。经过实际测试，当平衡率处于80%～110%时，抽油机的消耗量将达到最低水平。当平衡率超过120%时，耗电量会增加0.25kW·h，而当平衡率低于70%时，耗电量会增加约0.15kW·h。显然，抽油机具有良好的平衡性，有助于提升电动机的运行效率。

现场建议：（1）根据抽油机工作特点及机型大小匹配电机，提高电动机的负载率（大于35%）和功率因数（大于0.4）；（2）调好抽油机平衡，减少电机损耗。

2.2 机采系统各节点能耗分析-传动带

皮带的传动效率在理想情况下高达98%。皮带的损耗可以分为两类：（1）不受负载影响的损耗；（2）由于负载的不断增加，导致的损耗也会发生改变。第一类损失是由于皮带轮的弯曲而产生的，这种损失取决于皮带的类型、结构和直径；摩擦损失在轮槽中的变化主要取决于拉力、皮带轮的安装位置和尺寸，这些因素都会影响轮槽的性能；风阻损失；当使用多条皮带传动时，由于皮带长度的不一致性，导致负载分布不均，从而导致功率损失。第二类损失包括：由于弹性滑动而产生的影响；打滑导致损失。滑动摩擦损失是由于轮槽与皮带之间的径向接触造成的。

现场建议：（1）皮带的尺寸大小与皮带轮槽匹配，最好选择窄V型皮带。（2）皮带松紧保持适中，并保证“四点一线”调整到位。（3）调好抽油机平衡，抽油机平衡率越低，皮带打滑磨损的越严重。（4）观察皮带间是否有油垢或则其他杂质，及时清理干净，保持皮带清洁。

2.3 机采系统各节点能耗分析-减速箱

游梁式抽油机的减速箱一般采用三轴两级减速，减速箱部分的损失分为轴承损失与齿轮损耗。一副轴承的损失大约为1%，即减速箱部分的轴承损失约3%。在两个人字形齿轮之间的传动过程中，由于存在相互的滑动，会导致摩擦损失的增大，从而提高了动力的消耗，并降低了传动效率。一对齿轮传动功率损失大约为2%，即减速箱齿轮损失大约为4%。综上所述，减速箱部分的功率损失大约为7%。如果减速箱的轴承、齿轮部分润滑效果不好、保养不良，损失将会增加，效率下降。

现场建议：（1）减速箱中润滑油不足或者油质问题都可能导致其效率过低，应定期检查添加或更新。（2）保持减速箱内部轴承齿轮运转部件完好，出现问题及时更换。（3）保持减速箱内油道通畅，如有堵塞，需返厂解体清洗。

2.4 机采系统各节点能耗分析-四连杆

四连杆机构的性能受到多种因素的影响，其中最重要的是轴承的磨损和由于钢丝绳的变形而造成的损失。轴承部分的损失大约为3%。钢丝绳的损失大约为2%。因此，四连杆机构的能量消耗大约只有5%，也就是说，它的效率高达95%。当然，如果四连杆机构的轴承缺乏足够的润滑和维护，会降低其效率，也会带来更多的损耗。

现场建议：（1）保证各个运转部件，尤其是轴承润滑到位，保持机体无异常响动。（2）对老化部件及时维修更新，降低机件间的摩擦损耗。

2.5 机采系统各节点能耗分析-盘根盒

盘根盒过松，会产生井液漏失，过紧则增加能耗损失，同时缩短填封材料的使用寿命。光杆上下往复运动时，与盘根盒内填料之间的摩擦力是造成盘根盒损失的主要原因，而这种摩擦力的大小取决于填封材质、接触面积、工作压力、冲程、冲次等因素，一般来说，随着这些因素的增加，摩擦力也会相应增大。

现场建议：（1）查看驴头是否偏斜，如果偏斜需要立即测量归正。（2）若密封方式与井口不匹配，需要调整改变密封类型。（3）密封松紧度不当，需要适度调节。

2.6 机采系统各节点能耗分析-抽油杆

抽油杆的性能受到多种因素的影响，其中最大的影响因素包括抽油杆与提升液体之间的摩擦力，以及抽油杆与油管之间的阻力，这些都会对抽油杆的效率产生影响。随着油藏的开采，由于含水量的增加、结蜡和出砂的加剧，抽油杆和油管之间的摩擦力也会变得更强，这不仅会降低系统的运行效率，还会缩短设备的使用寿命。

现场建议：（1）为了提高抽油杆的效率，建议降低冲次和冲程，上提泵挂深度，优化抽油杆的杆径和材质组合，以减少黏滞功率损耗和滑动功率损耗。（2）由于井下蜡堵在抽油杆提拉过程中形成损耗，需要化蜡清理，降低蜡堵。（3）杆管摩擦损耗，导致效率低下，需要及时调整或配套扶正器、加重杆等设施。

2.7 机采系统各节点能耗分析-抽油泵

抽油泵是将井下液体提升至地面的主要设备，提升过程中存在一定的能量损失，主要包括机械损耗、容积损耗和水力损耗。

现场建议：（1）通过查询抽油泵示功图，判断故障原因，及时进行故障整改。（2）由于泵体本身的机械原因导致的效率低下，需要及时维修换泵。（3）做好清防蜡工作，保证井液过流通道畅通。（4）气体影响明显的井，可安装气锚、提高泵效。

3 机采系统优化设计

3.1 总体设计思路

针对陆梁油田抽油机井的日产液情况，按照“一井一策”的总体思路，分类进行优化设计并配套地面设备。

（1）产液量小于10t/d，优化设计冲次在1.5～2.5次范围内的油井，采用机械调速节能拖动装置，部分产液波动大的油井采用双速节能拖动装置。（说明：机械调速节能拖动装置由齿轮变速箱、电机、皮带轮组装而成，以小功率电机为驱动力，采用皮带轮传动方式，以小齿轮带大齿轮实现降低转速。有单速、双速两种，冲次调节范围1.5～4次/min）。

（2）产液量大于10t/d，优化设计冲次在2.5～3.5次范围内的油井，采用慢速电机，部分产液波动大的油井采用双速电机。（说明：应用慢速电机后冲次可降低为原来的0.5～0.67倍。有单速、双速两种，冲次调节范围2.5～5次/min。）

3.2 “一井一策”单井设计方法

3.2.1 确定生产目标

确定生产目标是进行机采系统设计的前提，生产目标共五个参数：产液量、含水率、动液面、油压、套压，其中产液量、动液面是最关键的两个参数。

产液量。目标产液量一般以地质设计提供的产液为准。

动液面。生产平稳的井，动液面的取近18个月的平均值；如果动液面逐渐上升或下降，产液量趋于增加或减少，说明该井地层供液能力增强或减弱，则应按最近一个月的平均产液量来确定；如果产液量明显减少，动液面逐渐上升，说明该井管漏或泵漏或双漏，则应按正常生产时的动液面来确定。

含水率、油压、套压。含水率取最近一个正常生产月的数值，油压、套压取最近1个月的数值。

3.2.2 不同类型井的设计思路

（1）“三低井”设计。“三低井”即产液低、泵效低、沉没度低且示功图呈现“刀把状”的井，这类井生产参数偏大，可以直接进行地面“降杆速”调参，检泵设计时，加深泵挂、降低杆速。

（2）“三高井”设计。“三高井”即产液高、液面高、泵效高且示功图正常的井，这类井检泵设计时增大泵径、上提泵挂、降低杆速。

（3）“常规井”设计。“常规井”即产液量在均值附近、动液面平稳且示功图正常的井，这类井检泵设计时降低杆速，但不建议大幅上提泵挂。

（4）“提液井”设计。生产中时常进行提液设计，这类井应根据新的目标产量，通过IPR曲线预测新的动液面。

（5）“新投井”设计。新投产的井根据试油资料确定生产目标，进行能耗最低机采系统设计，后期密切跟踪生产动态，及时开展地面参数的匹配调整。

4 现场实施及效果

现场完成实施300井，完成改造后测试300井，已安装地面设备174台（慢速电机155台，抽油机传动装置19台）。

4.1 提效降耗

实施井产液量增加，提效降耗效果显著：平均系统效率提高9.74%，平均节电率26.86%，平均单井日节电49.3kWh。

改造前：平均单井产液量21.2t/d，平均产液单耗7.03kWh/t，平均系统效率21.49%。

改造后：平均单井产液量26.1t/d，平均产液单耗5.14kWh/t，平均系统效率31.23%。

4.2 降本增产

（1）节约杆管。实施井泵挂上提，液面下降，平均沉没度从767.5m变为617.8m，共节约杆管22852.8m，杆管按110元/m计，节约生产成本251万元。

（2）提液增油。平均单井增液4.9t/d，实施井增加液量1327t/d，增加油量53.5t/d。截至7月底，累计增加液量139335t，累计增加油量5617t。按原油价格2200元/吨计算，创产值1236万元。

5 结语

（1）通过对各影响因素技术现状进行分析得出，对于地面系统，最大节能潜力在于优化电机负载率以及日常抽油机平衡的调整。井下系统影响因素中，抽油杆的摩擦损失、抽油泵的容积损失和水力损失是影响井下系统效率的关键。

（2）已实施的300井提效降耗效果显著。产液增加（平均由21.2t/d上升至26.1t/d），平均产液单耗节能率下降26%以上，平系统效率提高9.7%，达到了提效降耗的目的。

（3）实施井节约杆管22853m，节约成本251万元。