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摘 要：抽油机井平衡率是日常生产管理中的一项重要指标，如果抽油机井平衡率达不到指标要求（河口采油厂平衡区间I上/I下：80-110%），会对抽油机设备产生降低系统效率、浪费电能、减少设备使用寿命、影响油井的产量等危害，进行抽油机平衡调整，就是为了保证抽油机在最佳状态下工作的同时，降低能耗，提高系统效率。
关键词：后续水开发 平衡率 因素分析 应对策略
中图分类号：O317+.1
1 抽油机平衡机理
抽油机运转不平衡，原因是上、下冲程中悬点载荷的变化，造成电动机在上、下冲程中所作的功不相等。工作时，理论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，通常采油的检查方法有两种：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。该文以电流为准。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：I上/I下=100%。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，则应增加平衡塊重量或增大平衡半径R（平衡块远离曲柄轴中心）；反之，则应减小平衡块重量或平衡半径R（平衡块靠近曲柄轴中心）。
2 抽油机平衡率数据统计
目前，飞雁滩油田抽油机应用平衡方式为曲柄平衡，即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2013年5月采油四队生产日报资料及现场测试数据，全队抽油机开井54口，平衡井40口井，平衡率为74.1%，对59口井进行能耗测试，平均系统效率为37.2%。今年来共实施调平衡43井次，其中调至平衡井37井次，调后仍不平衡井6井次，平衡率从1月60.4%上升到目前的74.1%，平衡合格率趋于平稳。今年来，全队累调2次或以上井10口，这部分不平衡井存在液量变化波动大的特性，造成油井的液量波动原因是多方面的，是地层流体特征、井筒工具配套、地面设备流程等多层因素共同作用的结果。
3 影响平衡率因素分析
目前油区内抽油机井的平衡率指标（74.1%）低于正常管理指标（77.8%）要求。抽油机工作时驴头悬点始终承受着上下往复的交变载荷，常规水驱采出井的载荷主要受到砂、垢、水、气等因素的影响，而导致油井电流的变化。而飞雁滩油田采出井在受到这些因素影响的同时，还受到后续水驱油机理、结垢的发生和采出液粘度变化等影响，这决定了后续水开发阶段对抽油机井平衡率影响更大。（1）地层因素。主要表现在地层出砂井、地层供液不稳定井较多，部分井还存在聚合物残留，易出现结垢、油水井层内窜等问题，还有部分含水低导致交变载荷增大。（2）井筒因素。受井深结构、出液高含水、管柱腐蚀、井筒结构等影响，抽油机井杆、管腐蚀偏磨问题较多，主要表现在抽油杆偏磨问题严重，另有部分存在套管变形致油管变形导致抽油管下不去。（3）地面因素。受滩海恶劣环境影响，加上抽油设备运转时间长，出现基础松动掏空、底座断裂、悬点不对中、皮带轴承松动、皮带轮窜轴、减速箱损坏等设备问题，增大轴承、齿轮、皮带轮的摩擦力。
结合抽油要不平衡各方面原因，分析飞雁滩油田后续水驱开发过程中存在的特点，（1）产液能力下降。飞雁滩于2006年9月转入后续水开发阶段，存在注采井网不完善、地层能量水平低问题，目前单井日液水平75t/d，按照含水与无因次采液指数的关系值计算，当前单井日产液量应为130t/d，理论值与同类型油藏相差较大，油井供液严重不足，致使注采出不平衡，在井筒周围形成低压区，地层中流入井底的液量不稳定，造成了抽油机井载荷变化大、电流不平稳。（2）含水快速上升。在开采的整个开发阶段中，聚合物残留及后续水驱的影响。（3）注聚后遗症存在。受前期注聚开发影响，因注入水的水质不达标导致聚合物过度交联形成强胶凝态物质，造成聚合物注入区块许多油水井的堵塞，严重影响地层液体的流动。聚驱油过程后，杆、管、泵结垢是造成电流平衡比变化大另一个重要原因。该部分井功图表现为上载荷增大、下载荷减小，抽油机交变载荷变化幅度增加，严重时造成光杆下不去，抽油杆断、脱。（4）洗井周期不合理。油区内部分稠油开采井，洗井周期偏长，井内结蜡较多，引起上负荷增加、下负荷减小，从而导致平衡率变化。（5）抽油机设备老化。飞雁滩地处滩海，空气潮湿咸涩，潮水肆虐，加上抽油设备运转时间长，易出现基础松动掏空、底座断裂、悬点不对中、皮带轴承松动、皮带轮窜轴、减速箱损坏等设备异常问题，设备的腐蚀老化增大轴承、齿轮、皮带轮的摩擦力，影响抽油机平衡率。（6）调整力度不够。由于措施井较多，今年以来，抽油机井共实施检泵24井次，试挤16井次，调参9井次，洗井4井次，措施后需要及时调整平衡，调平衡工作量很大，同时结垢井数逐渐增多，光杆腐蚀严重，杆断、杆脱井次不断增加，平衡率变化很大，虽然调平衡井工作量每月也在相应增加，但还是无法控制不平衡井的出现。由于不能及时调整，平衡率最低时仅为43.8%，于此不平衡井数增加、调整工作不及时也是导致平衡率低的原因。
4 应对策略
（1）受井组注水井动态调水影响。井组注水井FYC116-X4调配后，液量变化波动大，致平衡率大幅波动，对这部分井不宜调动频繁。（2）受地层出砂影响。如FYC118-33 井出砂较为严重，因地层出砂，液量下降大进行拔封排砂，今年以来，液量较平稳，功图显示较为正常，目前平衡率70.6%。该类出砂井停井易出现砂埋砂卡，对于这部分井，我们采取措施时进行适时调整工作。（3）受含水变化影响。FYC126-261井受聚合物残留及后续水驱的影响，油井产液、含水波动大，这使抽油机机井的电流不断发生变化，交变载荷、平衡率变化很大。目前该井4块到头，平衡率92%。对于这类井，我们采取跟踪观察，及时更换结垢管，保证油井正常生产。（4）受载荷限制影响。目前抽油机四块到头且不平衡井6口，2块到头需加平衡块井2口，这类井存在机型不匹配、设备老化、偏磨严重、地层易出砂等多种因素影响，我们跟地质方面进行结合，总结地层、井筒、地面多方面条件，进行转螺杆泵、电泵生产。（5）受作业措施影响。该部分井由于作业前后出液影响，电流变化大，出现平衡变不平衡，不平衡转平衡情况，且作业后20天内生产不稳定，导致平衡合格率指标波动。对于这部分井，我们及时跟踪落实各项生产参数，待产液稳定后进行调整。（6）受自身设备影响。（7）受井筒结构影响。受井深结构、高含水、腐蚀、井筒结构等影响，致使杆管间摩擦力增大，造成抽油机负荷增大，致使抽油机载荷不配套，平衡率达到指标。
5、结论及认识
对抽油机进行调平衡工作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，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，从而降低抽油机井电能消耗，是一种节能降耗措施。飞雁田抽油机井平衡率变化是由上述各项因素综合作用的结果。应加强五个方面工作：（1）加强开采管理，制定合理的洗井周期，减少因管线冻堵、油稠滞流引起不平衡井数；（2）认真分析每口井平衡变化原因，调整平衡时应针对不同的原因采取不同的措施；（3）应用井口加药防垢措施，减少抽油机井的结垢，提高开采效果；（4）对油区设备加强及时有效保养维护，减少设备故障率，并根据条件更换新设备；（5）加强管理及时调整不平衡井，最终达到提高平衡率指标目的。
参考文献：
[1]叶利平等.抽油机采油技术[M].北京：石油工业出版社，2004：3-5.
[2]陈永明；抽油机平衡度与能耗的关系[J]；油气田地面工程；2009年09期
关键词：后续水开发 平衡率 因素分析 应对策略
中图分类号：O317+.1
1 抽油机平衡机理
抽油机运转不平衡，原因是上、下冲程中悬点载荷的变化，造成电动机在上、下冲程中所作的功不相等。工作时，理论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，通常采油的检查方法有两种：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。该文以电流为准。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：I上/I下=100%。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，则应增加平衡塊重量或增大平衡半径R（平衡块远离曲柄轴中心）；反之，则应减小平衡块重量或平衡半径R（平衡块靠近曲柄轴中心）。
2 抽油机平衡率数据统计
目前，飞雁滩油田抽油机应用平衡方式为曲柄平衡，即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2013年5月采油四队生产日报资料及现场测试数据，全队抽油机开井54口，平衡井40口井，平衡率为74.1%，对59口井进行能耗测试，平均系统效率为37.2%。今年来共实施调平衡43井次，其中调至平衡井37井次，调后仍不平衡井6井次，平衡率从1月60.4%上升到目前的74.1%，平衡合格率趋于平稳。今年来，全队累调2次或以上井10口，这部分不平衡井存在液量变化波动大的特性，造成油井的液量波动原因是多方面的，是地层流体特征、井筒工具配套、地面设备流程等多层因素共同作用的结果。
3 影响平衡率因素分析
目前油区内抽油机井的平衡率指标（74.1%）低于正常管理指标（77.8%）要求。抽油机工作时驴头悬点始终承受着上下往复的交变载荷，常规水驱采出井的载荷主要受到砂、垢、水、气等因素的影响，而导致油井电流的变化。而飞雁滩油田采出井在受到这些因素影响的同时，还受到后续水驱油机理、结垢的发生和采出液粘度变化等影响，这决定了后续水开发阶段对抽油机井平衡率影响更大。（1）地层因素。主要表现在地层出砂井、地层供液不稳定井较多，部分井还存在聚合物残留，易出现结垢、油水井层内窜等问题，还有部分含水低导致交变载荷增大。（2）井筒因素。受井深结构、出液高含水、管柱腐蚀、井筒结构等影响，抽油机井杆、管腐蚀偏磨问题较多，主要表现在抽油杆偏磨问题严重，另有部分存在套管变形致油管变形导致抽油管下不去。（3）地面因素。受滩海恶劣环境影响，加上抽油设备运转时间长，出现基础松动掏空、底座断裂、悬点不对中、皮带轴承松动、皮带轮窜轴、减速箱损坏等设备问题，增大轴承、齿轮、皮带轮的摩擦力。
结合抽油要不平衡各方面原因，分析飞雁滩油田后续水驱开发过程中存在的特点，（1）产液能力下降。飞雁滩于2006年9月转入后续水开发阶段，存在注采井网不完善、地层能量水平低问题，目前单井日液水平75t/d，按照含水与无因次采液指数的关系值计算，当前单井日产液量应为130t/d，理论值与同类型油藏相差较大，油井供液严重不足，致使注采出不平衡，在井筒周围形成低压区，地层中流入井底的液量不稳定，造成了抽油机井载荷变化大、电流不平稳。（2）含水快速上升。在开采的整个开发阶段中，聚合物残留及后续水驱的影响。（3）注聚后遗症存在。受前期注聚开发影响，因注入水的水质不达标导致聚合物过度交联形成强胶凝态物质，造成聚合物注入区块许多油水井的堵塞，严重影响地层液体的流动。聚驱油过程后，杆、管、泵结垢是造成电流平衡比变化大另一个重要原因。该部分井功图表现为上载荷增大、下载荷减小，抽油机交变载荷变化幅度增加，严重时造成光杆下不去，抽油杆断、脱。（4）洗井周期不合理。油区内部分稠油开采井，洗井周期偏长，井内结蜡较多，引起上负荷增加、下负荷减小，从而导致平衡率变化。（5）抽油机设备老化。飞雁滩地处滩海，空气潮湿咸涩，潮水肆虐，加上抽油设备运转时间长，易出现基础松动掏空、底座断裂、悬点不对中、皮带轴承松动、皮带轮窜轴、减速箱损坏等设备异常问题，设备的腐蚀老化增大轴承、齿轮、皮带轮的摩擦力，影响抽油机平衡率。（6）调整力度不够。由于措施井较多，今年以来，抽油机井共实施检泵24井次，试挤16井次，调参9井次，洗井4井次，措施后需要及时调整平衡，调平衡工作量很大，同时结垢井数逐渐增多，光杆腐蚀严重，杆断、杆脱井次不断增加，平衡率变化很大，虽然调平衡井工作量每月也在相应增加，但还是无法控制不平衡井的出现。由于不能及时调整，平衡率最低时仅为43.8%，于此不平衡井数增加、调整工作不及时也是导致平衡率低的原因。
4 应对策略
（1）受井组注水井动态调水影响。井组注水井FYC116-X4调配后，液量变化波动大，致平衡率大幅波动，对这部分井不宜调动频繁。（2）受地层出砂影响。如FYC118-33 井出砂较为严重，因地层出砂，液量下降大进行拔封排砂，今年以来，液量较平稳，功图显示较为正常，目前平衡率70.6%。该类出砂井停井易出现砂埋砂卡，对于这部分井，我们采取措施时进行适时调整工作。（3）受含水变化影响。FYC126-261井受聚合物残留及后续水驱的影响，油井产液、含水波动大，这使抽油机机井的电流不断发生变化，交变载荷、平衡率变化很大。目前该井4块到头，平衡率92%。对于这类井，我们采取跟踪观察，及时更换结垢管，保证油井正常生产。（4）受载荷限制影响。目前抽油机四块到头且不平衡井6口，2块到头需加平衡块井2口，这类井存在机型不匹配、设备老化、偏磨严重、地层易出砂等多种因素影响，我们跟地质方面进行结合，总结地层、井筒、地面多方面条件，进行转螺杆泵、电泵生产。（5）受作业措施影响。该部分井由于作业前后出液影响，电流变化大，出现平衡变不平衡，不平衡转平衡情况，且作业后20天内生产不稳定，导致平衡合格率指标波动。对于这部分井，我们及时跟踪落实各项生产参数，待产液稳定后进行调整。（6）受自身设备影响。（7）受井筒结构影响。受井深结构、高含水、腐蚀、井筒结构等影响，致使杆管间摩擦力增大，造成抽油机负荷增大，致使抽油机载荷不配套，平衡率达到指标。
5、结论及认识
对抽油机进行调平衡工作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，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，从而降低抽油机井电能消耗，是一种节能降耗措施。飞雁田抽油机井平衡率变化是由上述各项因素综合作用的结果。应加强五个方面工作：（1）加强开采管理，制定合理的洗井周期，减少因管线冻堵、油稠滞流引起不平衡井数；（2）认真分析每口井平衡变化原因，调整平衡时应针对不同的原因采取不同的措施；（3）应用井口加药防垢措施，减少抽油机井的结垢，提高开采效果；（4）对油区设备加强及时有效保养维护，减少设备故障率，并根据条件更换新设备；（5）加强管理及时调整不平衡井，最终达到提高平衡率指标目的。
参考文献：
[1]叶利平等.抽油机采油技术[M].北京：石油工业出版社，2004：3-5.
[2]陈永明；抽油机平衡度与能耗的关系[J]；油气田地面工程；2009年09期