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摘 要：清河采油厂老区于1986年投入开发，油井生产设备以抽油机为主，因使用年限久，配套设施陈旧，磨损、老化严重，机采系统效率普遍较低。本文以采油厂采油十队为研究单元，以节能降耗为出发点，分析影响机采系统效率的各因素，并采取有针对性的治理措施，在优化系统运行的同时，实现采油队能耗的有效控制。
关键词：采油队 机采系统效率 能耗
一、现状
清河采油厂采油十队目前管理着北一区部分区块及海滩块，位于八面河油田北部斜坡带，该区含油层系为下第三系沙河街组，主力油层以沙四段为主，油层埋藏较深，埋深1300-3200m。目前已进入高含水开发期，油井高液量、高含水、下泵深，油井单耗相对较高，同时受各小区块分布以及地面环境限制，拉油点多且分散。2013年11月，采油十队有抽油机井开井82口，井口平均日产液1400m3，日产油115t。
二、影响机采系统效率的因素
㈠地面因素
⒈设备陈旧。目前采油十队80%以上的抽油机为上世纪90年代投用，均有不同程度的的磨损和老化。在日常管理工作中，地面设备润滑保养及传动皮带调整不及时、盘根盒调整不到位，会降低电动机、减速箱、四连杆机构和盘根盒的效率。
⒉部分抽油机采用普通电机。这类电机属于高耗能产品，同时为满足抽油机的启动和修井要求在选择电动机时都必须留有足够的容量裕度，而电动机在生产运行时均以轻载运行，“大马拉小车”现象比较突出。总体而言，普通三相异步电机负载率低，节能效果差，机采系统效率受到较大影响。
⒊低电压运行增加能耗。在电机固定的情况下，功率为固定值，电压越低，电机运行电流越大，而抽油机耗电与电流的平方成正比，所以电压越低，油井单耗越高。
⒋抽油机平衡度差增加能耗。抽油机平衡度不理想会增加抽油机悬点动载荷，不仅影响到连杆机构、减速箱和电动机的效率和寿命，而且会使油井能耗增加，系统效率降低。
㈡管理因素
⒈生产参数不匹配。在油井正常生产过程中，泵效过低将严重影响油井的机采系统效率，对同一种杆柱，随冲程的增加和冲次的降低，其耗能下降，而机采效率提升。不符合油井实际需要和过高的冲次不仅增加井下杆管摩擦，同时降低泵效，增加油井单耗。
⒉油井工况不合理。油井因泵漏、供液不足或气体影响，导致泵效下降，吨油耗电上升。
⒊附加载荷增加能耗。例如油稠，管理制度不合理或不落实导致井下管杆结蜡未及时清除，增加单井能耗，严重时将导致修井作业。
㈢井下因素
⒈增液不增油增加能耗。主要表现在多层合采井以及提液井，部分多层合采井高水淹层与中水淹层合采，高水淹层在抑制中水淹层出力的同时，还提高单井产液，增加能耗；而部分距边水近的油井或注水对应井提液后导致边上突进或形成注水通道，增液不增油。油井产液与能耗成正比关系。
⒉杆柱过重增加载荷。在举升高度和产液量一定的情况下，较重的抽油杆组合能耗较大。
三、具体措施
通过以上各节点分析，以降低能耗为出发点，以经济效益为中心，以强化分析、优化设计、精细管理为手段，可有提高采油队机采系统效率。
㈠地面因素
⒈调井口对中，减少光杆与井口不对中的附加载荷。1-12月，累计调偏19井次，日节电95Kw.h。
⒉开展节能电机普及工作。1-12月，累计更换节能电机5井次，日节电202Kw.h。
⒊对部分380V低压线路进行升压改造。今年对角16-斜1变压器实施380V升1140V升压改造，至11月，采油十队已先后对呈关、角三、角十、扬二等站点实现升压改造，今年已实施的油井有5口，日节电500Kw.h。
⒋提高抽油机井平衡度合格率。截止11月，采油十队全年调整平衡55井次，日节电870Kw.h，除部分油井因平衡块已无调整余地，其余抽油机井平衡率均在最优范围内，全队平衡度合格率由年初的62.5%↑82.9%。
⒌在油井集中区域采用电路集中控制箱管理。电路集中控制箱管理不仅能降低能耗，同时大大降低工人录取数据以及维修电工日常维护的工作量，10月份对扬二站的6口油井改为集中控制箱，合计日节电62Kw.h。
㈡管理因素
⒈优化油井生产参数。在保证泵效和工作参数的基础上，尽量用小泵。在保证产量的基础上，尽量采用较低冲次生产。针对生产生产参数不合理的油井，制定了参数优化及泵挂调整措施。1-12月共换小泵4井次，下调冲次22井次，其中节电效果明显的井有27口，日节电760Kw.h。
⒉改善泵况。在生产过程中会经常出现漏失、出砂引起供液不足、气体影响等工况，一般情况下采取措施后不一定实现调整到位，个别井甚至需要多次调整才能得以解决。为此调整后要注意连续测试和调整，从而保证油井在最佳工况下生产。1-12月份共计实施碰泵17井次（见效5井次），增油259t，憋压12井次（见效2井次），增油75t，洗井15井次（见效3井次），增油127t。产量上升，吨油单耗随之下降。
⒊细化结蜡井管理。加密资料录取，将电流录取周期由5天一次改为1天，技术人员通过每天对电流分析，结合功图、耗电量等资料，摸索出油井结蜡对系统效率的影响规律为：随着油井杆管结腊程度的增加，产液量逐步降低，最大载荷增加，能耗上升。结合摸索出的规律，为相应油井制定对应的清防蜡制度。1-12月份共计实施热洗32井次，部分油井载荷洗井前后下降达11KN，单井日节电50Kw.h。
㈢井下因素
⒈强化地质分析，实现降液增油。在地质分析的基础上，对部分合采高含水层实施卡堵、挤堵，对油水井间形成注水通道的实施调水及注氮调剖，对水淹严重增液不增油的油井下调冲次，对特高含水无生产经营效益的油井实施计关。1-12月份累计实施7井次，日减少排液190m3，日节电1600Kw.h。
⒉优化设计。对每一口修井方案严格把关，对沉没度不合理的油井进一步优化管柱结构，降低悬点载荷。1-12月，上提泵挂9井次，日节电90Kw.h。
四、效果及下步措施
通过以上措施的实施，采油十隊平均泵效上升了5%，即由56%提高到61%，区块平均系统效率上升了2.92%，即由2012年的34.27%提高到37.19%。累计增油461t，累计节电25.6×104Kw.h。
经过近一年的措施实施跟踪分析，我们发现采油十队低液低效井是制约系统效率的主要因素。如何管理好低液低效井是提高该队系统效率的关键，下步我们将针对低液低效井采取以下工作：
一是做好油层压力检测以及注水井网完善工作，提高该类油层的供液能力。
二是对回压高井站困难的油井，密闭输油的进一步完善掺水系统，降低回压，实现节能提产。
三是对出砂、结蜡井做好资料录取以及管理工作，减少因管理不善引起的产液量下降和产量损失，提高泵效。
四是加强对职工岗位技能培训，提高抽油机维护保养的质量，合理调节盘根及皮带的松紧度。
关键词：采油队 机采系统效率 能耗
一、现状
清河采油厂采油十队目前管理着北一区部分区块及海滩块，位于八面河油田北部斜坡带，该区含油层系为下第三系沙河街组，主力油层以沙四段为主，油层埋藏较深，埋深1300-3200m。目前已进入高含水开发期，油井高液量、高含水、下泵深，油井单耗相对较高，同时受各小区块分布以及地面环境限制，拉油点多且分散。2013年11月，采油十队有抽油机井开井82口，井口平均日产液1400m3，日产油115t。
二、影响机采系统效率的因素
㈠地面因素
⒈设备陈旧。目前采油十队80%以上的抽油机为上世纪90年代投用，均有不同程度的的磨损和老化。在日常管理工作中，地面设备润滑保养及传动皮带调整不及时、盘根盒调整不到位，会降低电动机、减速箱、四连杆机构和盘根盒的效率。
⒉部分抽油机采用普通电机。这类电机属于高耗能产品，同时为满足抽油机的启动和修井要求在选择电动机时都必须留有足够的容量裕度，而电动机在生产运行时均以轻载运行，“大马拉小车”现象比较突出。总体而言，普通三相异步电机负载率低，节能效果差，机采系统效率受到较大影响。
⒊低电压运行增加能耗。在电机固定的情况下，功率为固定值，电压越低，电机运行电流越大，而抽油机耗电与电流的平方成正比，所以电压越低，油井单耗越高。
⒋抽油机平衡度差增加能耗。抽油机平衡度不理想会增加抽油机悬点动载荷，不仅影响到连杆机构、减速箱和电动机的效率和寿命，而且会使油井能耗增加，系统效率降低。
㈡管理因素
⒈生产参数不匹配。在油井正常生产过程中，泵效过低将严重影响油井的机采系统效率，对同一种杆柱，随冲程的增加和冲次的降低，其耗能下降，而机采效率提升。不符合油井实际需要和过高的冲次不仅增加井下杆管摩擦，同时降低泵效，增加油井单耗。
⒉油井工况不合理。油井因泵漏、供液不足或气体影响，导致泵效下降，吨油耗电上升。
⒊附加载荷增加能耗。例如油稠，管理制度不合理或不落实导致井下管杆结蜡未及时清除，增加单井能耗，严重时将导致修井作业。
㈢井下因素
⒈增液不增油增加能耗。主要表现在多层合采井以及提液井，部分多层合采井高水淹层与中水淹层合采，高水淹层在抑制中水淹层出力的同时，还提高单井产液，增加能耗；而部分距边水近的油井或注水对应井提液后导致边上突进或形成注水通道，增液不增油。油井产液与能耗成正比关系。
⒉杆柱过重增加载荷。在举升高度和产液量一定的情况下，较重的抽油杆组合能耗较大。
三、具体措施
通过以上各节点分析，以降低能耗为出发点，以经济效益为中心，以强化分析、优化设计、精细管理为手段，可有提高采油队机采系统效率。
㈠地面因素
⒈调井口对中，减少光杆与井口不对中的附加载荷。1-12月，累计调偏19井次，日节电95Kw.h。
⒉开展节能电机普及工作。1-12月，累计更换节能电机5井次，日节电202Kw.h。
⒊对部分380V低压线路进行升压改造。今年对角16-斜1变压器实施380V升1140V升压改造，至11月，采油十队已先后对呈关、角三、角十、扬二等站点实现升压改造，今年已实施的油井有5口，日节电500Kw.h。
⒋提高抽油机井平衡度合格率。截止11月，采油十队全年调整平衡55井次，日节电870Kw.h，除部分油井因平衡块已无调整余地，其余抽油机井平衡率均在最优范围内，全队平衡度合格率由年初的62.5%↑82.9%。
⒌在油井集中区域采用电路集中控制箱管理。电路集中控制箱管理不仅能降低能耗，同时大大降低工人录取数据以及维修电工日常维护的工作量，10月份对扬二站的6口油井改为集中控制箱，合计日节电62Kw.h。
㈡管理因素
⒈优化油井生产参数。在保证泵效和工作参数的基础上，尽量用小泵。在保证产量的基础上，尽量采用较低冲次生产。针对生产生产参数不合理的油井，制定了参数优化及泵挂调整措施。1-12月共换小泵4井次，下调冲次22井次，其中节电效果明显的井有27口，日节电760Kw.h。
⒉改善泵况。在生产过程中会经常出现漏失、出砂引起供液不足、气体影响等工况，一般情况下采取措施后不一定实现调整到位，个别井甚至需要多次调整才能得以解决。为此调整后要注意连续测试和调整，从而保证油井在最佳工况下生产。1-12月份共计实施碰泵17井次（见效5井次），增油259t，憋压12井次（见效2井次），增油75t，洗井15井次（见效3井次），增油127t。产量上升，吨油单耗随之下降。
⒊细化结蜡井管理。加密资料录取，将电流录取周期由5天一次改为1天，技术人员通过每天对电流分析，结合功图、耗电量等资料，摸索出油井结蜡对系统效率的影响规律为：随着油井杆管结腊程度的增加，产液量逐步降低，最大载荷增加，能耗上升。结合摸索出的规律，为相应油井制定对应的清防蜡制度。1-12月份共计实施热洗32井次，部分油井载荷洗井前后下降达11KN，单井日节电50Kw.h。
㈢井下因素
⒈强化地质分析，实现降液增油。在地质分析的基础上，对部分合采高含水层实施卡堵、挤堵，对油水井间形成注水通道的实施调水及注氮调剖，对水淹严重增液不增油的油井下调冲次，对特高含水无生产经营效益的油井实施计关。1-12月份累计实施7井次，日减少排液190m3，日节电1600Kw.h。
⒉优化设计。对每一口修井方案严格把关，对沉没度不合理的油井进一步优化管柱结构，降低悬点载荷。1-12月，上提泵挂9井次，日节电90Kw.h。
四、效果及下步措施
通过以上措施的实施，采油十隊平均泵效上升了5%，即由56%提高到61%，区块平均系统效率上升了2.92%，即由2012年的34.27%提高到37.19%。累计增油461t，累计节电25.6×104Kw.h。
经过近一年的措施实施跟踪分析，我们发现采油十队低液低效井是制约系统效率的主要因素。如何管理好低液低效井是提高该队系统效率的关键，下步我们将针对低液低效井采取以下工作：
一是做好油层压力检测以及注水井网完善工作，提高该类油层的供液能力。
二是对回压高井站困难的油井，密闭输油的进一步完善掺水系统，降低回压，实现节能提产。
三是对出砂、结蜡井做好资料录取以及管理工作，减少因管理不善引起的产液量下降和产量损失，提高泵效。
四是加强对职工岗位技能培训，提高抽油机维护保养的质量，合理调节盘根及皮带的松紧度。