抽油机简介

抽油机简介（共9篇）

抽油机简介 篇1

一、结构

常规游梁式抽油机主要由以下部件组成：

1、悬绳器

2、吊绳

3、驴头

4、游梁

5、游梁支撑

6、支架总成

7、曲柄总成

8、尾轴承总成

9、横梁总成

10、连杆装置

11、减速器

12、底座总成

13、护栏

14、刹车装置

一、整机

常规游梁式抽油机，动力由电动机通过皮带传动到减速器，然后由减速器输出轴驱动曲柄、连杆、游梁、驴头，带动悬绳器做上下往复运动，实现对原油的抽汲。

整机主要由驴头总成、悬绳器总成、游梁总成、中轴总成、支架总成、横梁总成、连杆总成、曲柄总成、刹车总成、底座总成、电机装置等部件组成。

二、游梁总成

游梁总成由型钢和钢板组焊而成，游梁前端通过驴头连接销将游梁连接板与驴头连接板装配固定，后端与尾轴承座相连接，中间与游梁支座总成中的中央轴承座相连接。安装在支架顶面调位板上的4个调节螺栓，可以对游梁进行位置进行微调，以使驴头悬点对准井口中心，防止由于驴头的偏心引起抽油杆的磨损或其它损坏。

三、中轴总成

游梁支座总成由轴、轴承座、螺栓、轴承、油封、油杯等组成。中轴总成通过轴与支架支座装配连接，并与游梁通过螺栓连接。

四、支架总成

支架总成是由前架、后撑、护栏和支座等组成，前架和后撑是由型钢组焊并装配而成的塔型结构。前架上装有梯子。支架通过支架支座和游梁支座总成与游梁装配连接，底部连接板通过螺栓与抽油机底座装配连接。

五、横梁、连杆总成 横梁由型钢、钢板焊成的Ⅰ形截面梁，通过其轴承座装于游梁尾部，其两端与连杆相连。

连杆由无缝钢管和上、下接头组焊而成。它与连杆销、曲柄销构成了横梁与曲柄的连接。

六、曲柄总成 曲柄总成由曲柄、平衡块、锁紧块等零件组成，用来平衡光杆负荷对减速器产生的扭矩。两曲柄通过锁紧螺栓对称固定在减速器的输出轴上，减速器输出轴通过楔键与曲柄相连接，传递扭矩。曲柄上有五个相同的孔，用来调整抽油机冲程，以适应不同的井况。

曲柄的上部和下部有导槽，并且曲柄上有齿条和平衡块重心半径刻度。如果要调整曲柄的位置，将曲柄置于垂直位置，用吊车吊住曲柄，松开固定平衡块的螺栓，卸掉锁紧块（注意不能将螺栓卸掉），移动平衡块到所需位置，安装锁紧块，拧紧松开的螺栓。

七、电机总成及电动机控制柜

电机总成主要由小皮带轮、电动机、T型螺栓、导轨、顶紧螺丝等零件组成。电动机导轨安装在抽油机底座的导轨上，电动机相对抽油机底座可在前后左右四个方向上调整位置，用以调整皮带的松紧。电动机与小皮带轮连接，可以方便更换不同直径的电动机皮带轮，从而使抽油机得到不同的冲次。通过电机控制柜实现对电机工作状态的控制。

八、刹车总成

刹车总成为减速器总成中的制动器提供制动力矩。

九、底座总成

底座总成主要由型钢、钢板组焊而成，前端安装支架，中间台座安装减速器，后端安装电机装置、刹车装置。底座前端上表面有游梁中心线垂直投影的标记，用于底座对油井中心线的找正和支架、游梁对底座的找正。

十、悬绳器、光杆卡子、吊绳

吊绳是钢丝绳，挂在驴头上部绳架体上，下部挂上悬绳器。悬绳器上光杆卡子可分别卡住不同直径的光杆。

十一、驴头总成

驴头为侧翻式结构，由钢板组焊而成。游梁与驴头采用销轴连接，修井作业时，须将驴头一侧的两个销轴卸下，以便作业。

十二、减速器总成

减速器为两级分流式人字型双圆弧齿轮传动，减速器由电机通过皮带直接传动，从而使曲柄做旋转运动带动连杆、横梁、游梁、驴头运动，使悬绳器做上下往复运动。

主动轴一端安装大皮带轮，另一端安装制动器。从动轴两端均开有两个互成90度的键槽，其中一个装楔键与曲柄相连，另一个为备用键槽。当抽油机工作相当时期后，将曲柄拆卸再与备用键槽装配运转，以使最大负荷移到磨损较小的齿上，从而延长减速器齿轮的使用寿命。

二、工作原理

工作时，电动机的传动经变速箱、曲柄连杆机构变成驴头的上下运动，驴头经光杆、抽油杆带动井下抽油泵的柱塞作上下运动，从而不断地把井中的原油抽出井筒。

三、工作特点

游梁式抽油机具有性能可靠、结构简单、操作维修方便等特点。技术参数符合中华人民共和国行业标准SY/T 5044《游梁式抽油机》和美国石油协会API标准，技术成熟。

主要特点:

1、整机结构合理、工作平稳、噪音小、操作维护方便;

2、游梁选用箱式或工字钢结构，强度高、刚性好、承载能力大;

3、减速器采用人字型渐开线或双圆弧齿形齿轮，加工精度高、承载能力强，使用寿命长;

4、驴头可采用上翻、上挂或侧转三种形式之一;

5、刹车采用外抱式结构，配有保险装置，操作灵活、制动迅速、安全可靠;

抽油机简介 篇2

1 现代柴油机系统仿真模型

现代柴油机系统仿真模型见图1,是含有气体、液体、固体系统的综合模型,是现代柴油机系统研究的基础。它包括进气系统(空滤器、增压器、中冷器、进气歧管)、排气系统(排气歧管、废气再循环EGR、变量增压器)、柴油机循环泵气、燃烧特性、冷却等系统。

2 柴油机系统仿真模型建立的基本理论

现代柴油机系统仿真模型的建立,是基于其工作特征的块状结构理论,具体体现在压力损失的描述、节流状态描述(阀/体积状态)、热量转换(冷却器及燃烧)的描述、发动机泵气的描述、增压器(压缩机及VGT)的描述和发动机转矩的描述等。

2.1 节流性能

流体的节流特征见图2,流经节流段的压力特征为:

式中,p1,p2是上口、下口的压力;W12是流体的质量流量;u12是流体的速度;k是压力损失系数;ρ1是上口的流体密度。

上述是基于不可压缩流体的流动。

2.2 阀特征

流体流经阀的流动特征见图3。

式中,A是阀的有效面积,T1是上口的温度。

这里,R是流体常数,γ是热比率,PRCrit临界压力比,见公式(4):

这关系式应用于可压缩流体的流动。模型中,不允许PR低于PRCrit。

2.3 体积特性

模型中的体积结构见图4,根据理想气体的非稳定流动,流经体积的能量平衡如下:

式中,V2是体积的容积,cp及cv分别是在常压常体积下的气体热特性,假设没有通过体积壁面的热交换(即等热过程)。

同样:

应用理想气体在体积中的温度定律:

上述应用于进气歧管与排气歧管中。

2.4 进气歧管体积特性

相对于上述的体积特性,进气歧管有一特殊的能量进入与能量离开的体积特性。以EGR方式进入进气歧管,见图5。有关能量平衡表示为:

此处,表示空气和废气不同性能的参数是cp1,cp4及cp2,它们分别是在相同压力下空气、废气及其混合气的特殊体积热容量。后者可以根据空气与废气的比例关系得到(R2及cv2同样方式得到),即:

式中,zEGR是EGR控制ECU设定的废气与空气的比例,%。EGR比率z·EGR可由式(11)得到。

离开进气歧管的温度可根据式(7)计算,而密度则是引自下列不同的公式:

2.5 冷却器

冷却器原理见图6,离开冷却器的气体温度为:

式中,ε是冷却器有效散热系数,TCool是冷却器温度,散热系数与发动机转速与流量有关,即:

2.6 燃烧特性

燃烧热转换的能量平衡关系,决定着废气的热量,见图7,即:

式中,zExh是燃油能量转换为废气热量的比例系数;LHV是燃油低热值;WFuel及WExh分别是燃油和废气流量。zExh值则如下所示:

2.7 发动机泵气

发动机的泵气流量是基于发动机的稳态流动,见图8,流量为:

式中,ηVol是发动机容积效率,是发动机工作状态的函数,VEng是发动机排量,发动机转速单位是r/min,ηVol则如下所示:

2.8 压缩机

压缩机由制造商的稳态试验参数而模型化,见图9,其参数是流量及各向效率。首先,流量参数Υ表示为:

式中,f1是压缩机压力比率及速度参数的函数。

效率η表示为:

式中,f2是压力比率和流速参数的函数。

2.9 VGT变量增压器

VGT也是由稳态试验参数给出模型特性,见图10。

流量参数Υ,表示为:

式中,f1是增压器压力比率与VGT执行器位置的函数。

效率η表示为:

式中,f2是三维变量,叶片速率(BSR),涡轮机速度参数及VGT执行器位置的多变量函数。

而BSR可表示为:

式中,uT是叶片端部速度,u12是流速,DT是叶片端部直径。

2.1 0 发动机转矩

发动机均值制动转矩可表示为:

式中,TqGrossInd发动机总指示转矩,TqPump及TqFric分别是阻力矩及泵气与摩擦损失转矩。

发动机总指示转矩表示为:

式中,ηTh是发动机热效率(总效率),nCyl是缸数,QInj是每行程的喷油量,Th是转速和负荷的函数:

阻力矩及泵气与摩擦损失转矩可表示为:

式中,TCool是发动机冷却温度。

3 现代柴油机系统仿真模型的应用

现代柴油机系统仿真模型的动态响应由模型各相应环节的特性决定,在整个过程中是能量平衡的现象。系统的输入有发动机转速(r/min)、燃油喷射量(mg/s)、环境压力(Pa)、环境温度(K)及相关控制单元的指令等。模型中关键参数的表征是基于相关系统的数值化处理,具体有发动机效率MAP图、发动机容积效率MAP图、发动机摩擦转矩MAP图、冷却器效率MAP图、EGR阀流动和冷却效率MAP图、空气系统压力损失MAP图、排气管路压力损失MAP图、各管孔MAP图等,见图11、图12。

4 结论

随着科学技术的发展,要求现代柴油机能够利用先进的电子控制功能,针对非公路用机动设备车辆系统控制要求,在现代柴油机系统仿真模型的基础上,定制最佳动力曲线,调整额定功率,并根据工况、负载、温度、海拔等使用要求,制订经济高效的动力储备方案实现柴油机与车辆系统的完美匹配。

摘要：非公路用机动设备柴油机现代仿真技术研究集成了现代计算技术、控制技术和试验技术,对现代柴油机技术研究中的系统仿真模型、系统仿真基础理论、系统仿真结果应用等均作了介绍,为现代柴油机技术与非公路用机动设备系统集成仿真研究创造条件。

关键词：柴油机,仿真,技术

参考文献

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[3]Rajneesh Kumar,Monika Ivantysynova,Kyle Wiliams.Study of Energetic Characteristics in Power Split Drivesfor on Highway Trucks and Wheel Loaders[C].SAE2007-01-4193.

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[5]Emmanuel P Kasseris,John B Heywood.ComparativeAnalysis of Automotive Powertrain Choices for the Next25Years[C].SAE 2007-01-1605.

抽油机皮带的损耗分析 篇3

1、抽油机皮带的工作原理

从皮带的工作原理角度看，我们所使用的皮带是一种V带传动，V带传动是在两个或多个皮带轮之间用V型三角皮带作为挠性拉拽元件的一种摩擦传动。

小轮为电机的主动轮，大轮为减速箱皮带轮。带传动不工作时，以一定的初拉力套紧在两个轮上，大轮和小轮两边皮带的拉力相等，设为F0。带传动工作时由于皮带和轮面间的摩擦力使其两边的拉力不等；带绕入主动轮的一边被进一步拉近，拉力由F0增大到F1，这一边为紧边；另一边则被放松，拉力由F0降到F2，这一边为松边。F1与F2只差就是皮带的有效拉力，设为Ff，皮带就在摩擦力Ff的作用下工作。它等于沿皮带轮的接触弧上摩擦力的总和。应力变化也越频繁，导致皮带发生疲劳损坏。以上是没有考虑减速箱从动轮负载的情况，现实中设从动轮负载为Fn，那么此时皮带的有效拉力就变为：Ff′=F1-F2-Fn。当Ff′> 0时，抽油机才能运转；当Ff′≤0时，电机上的高速运转的主动轮与静止的皮带强力摩擦，产生大量热量，瞬间即可烧断皮带。Fn包括整个系统上的阻力，例如中轴、销轴坏等阻力都是很大的。下面就是对Fn地下、地面的问题分析。

2、地下问题分析

抽油机工作时驴头悬点始终承受着上下往复的交变载荷，常规水驱采油井的载荷主要受到砂、蜡、水、气的影响。这些因素直接影响到抽油机驴头带动着光杆上下往复运动时，摩擦力的大小。受到的摩擦力大，负荷就增大，减速箱转动的就吃力，皮带与电机主动轮和减速箱的从动轮之间摩擦力就增大，皮带磨损就严重。

2.1泵漏失和高含蜡油井引起的负荷不均。泵漏失和高含蜡油井，因临时停井而引起的油管内液体亏空或油管内壁结蜡，重新启动时，油管内液柱重力减少或油管内壁结蜡阻力增大，都会造成动力载荷也极其不均，因为与之相配的平衡块没有得到相应的调整。此时，皮带需要更大的摩擦力才能带动泵进行往复运动。有时甚至会负荷不够而打滑，严重磨损皮带，改变皮带表面的摩擦系数及影响皮带的使用寿命。

2.2生产变化引起的负荷不均。油井生产变化所引起的负荷不均主要表现在油井含水、液面、液量、回压及盘根松紧度等情况的变化上。一些动态因素的变化都很有可能导致抽油机平衡失调，导致皮带所需提供的摩擦力增大，才能实现油井正常生产。

2.3气影响引起的负荷不均。气影响不仅降低了泵效，还致使沉没深度不够、泵内井液充满不好，抽油状况不好，这就出现“抽空”现象，导致“液击”的发生。井下抽油泵在上冲程中，当泵内没有被液体完全充满时，泵内顶部将会出现低压气顶，随后在下冲程中，游动阀一直处于关闭状态，直至与液体接触时的一瞬间液压突然升高，阀被打开位置。这一状态称为“液击”。而“液击”对抽油机危害很大。

3、地面问题分析

3.1电机皮带轮易积水，摩擦系数下降。如果没有皮带防护罩，皮带在大雨的淋漓下，由于電机轮在下方导致雨水会沿着皮带槽往下流，聚集在电机轮上，此外，当皮带离开皮带轮时，因皮带与皮带轮的挤压力消失，皮带凹槽更加容易吸附水珠，在高速运转下，皮带上的积水充当了皮带与皮带轮的润滑剂，原本高温运转的皮带，在积水的润滑及吸热下，温度下降，蒸发能力减少，水时刻依附在皮带表面上，摩擦系数不断下降，因此摩擦力也不断下降，进而出现皮带打滑现象。

3.2皮带工作效率因工作环境的改变而有所下降。由于皮带的伸缩性、启动瞬间的强猛拉力、3、4月份外部环境的温差骤变以及皮带长期处于强张力的作用下运转，随着运转时间的延长及皮带磨损度的不断增大，抽油机传动皮带的松紧度会有所改变。抽油机传动皮带松紧度的改变，相当于间接的改变皮带挤压皮带槽表面的作用力。在皮带表面粗糙度不变的情况下，以及挤压作用力下降到一定程度时，摩擦力会随着挤压作用力的减小的而减小，而摩擦力的减小可能会导致皮带传动动力不足，进而造成皮带的不停打滑，磨损皮带，直接影响皮带运转性能。

3.3抽油机启动负荷大。静止的抽油机在启动改变静止状态那一瞬间，电机的电流通常是正常运转时的4倍以上，动力载荷最大，皮带受到的摩擦力也大，皮带磨损大。我矿部分小型机已安装调速装置，启动时有效降低启动负荷，从而减少皮带的损耗。

3.4皮带轮包角过小导致皮带损耗严重。包角α是指带与带轮接触弧所对的圆心角，如α=145□。包角的大小，反映带与带轮轮圆表面间接触弧的长短。包角越小，接触弧长越短，接触面间所产生的摩擦力总和也越小，会影响传动的扭矩，使皮带轮打滑，为了提高平带传动的承载能力，包角就不能太小，一般要求包角α≥120°。由于大带轮上的包角总是比小带轮上的包角大，因此须验算小带轮上的包角是否满足要求。

4、实例分析

4.1气体影响大、震动大、柱塞上部遇堵。我单位的北2-6-40使用D7100型皮带，4个月抽油机平衡率都是72%，严重不平衡。报表上记载1月份皮带断3次、2月份和三月份都断4次，四月份断的最多达到6次，功图显示为柱塞上部遇堵。该井情况：不平衡严重，气体影响，振动大，相邻2个月之间载荷变化大，柱塞上部遇堵。

4.2气体影导致的断脱。我单位的北2-6-46，近5个月的电流分别为：161%、157%、154%、156%、156%，都是严重不平衡。皮带损耗报表只显示4月份一次。这里主要说明气影响的危害，说明断脱发现的比较及时，如果发现不及时或者作业队原因延期修井，断脱后还再运行就会导致皮带损耗增大。有的抽油机便存在这样的问题，4个月都是断脱或者泵漏失，报表查阅不到作业信息，显示正常运转，皮带损耗很大。

4.3气体影和冲次高导致皮带损耗严重。北2-J6-49井2月份功图显示正常，3、4月份都是气影响，5个月以来冲次都是8次/分钟，相关资料上介绍气影响状况的井应调小参数，冲次是应该降低的。报表上查阅到3月份皮带断了4次，4月份断了3次。当然如果调小参数，产量势必要受到影响。无论地上问题，还是地下问题，最终目的都是扫清所有阻碍机器运转的阻力，减少动态载荷的波动，使抽油机的平衡率得以稳定，从而降低皮带消耗。

5、措施及建议

5.1防雨护罩。给抽油机皮带轮处安装防雨护罩，通过防雨罩把雨水隔离在皮带和皮带轮以外，保证皮带凹槽不受雨淋，主动轮上不积水，确保摩擦系数变化不大。

5.2定压放气阀的管理。合理放气不是单一的经调控套压的作用，而是减少气体对泵况的影响，从而提高抽油机的泵效。另一方面合理放气可以减少气体对抽油杆的阻力，起到节约皮带的作用。

5.3优化注采结构。加大我矿注采结构调整，提高油层供液能力，从根本上解决气影响现象，减少了气影响导致的泵漏失、杆偏磨带来的载荷变化，从而节约皮带使用数量。

5.4合理制定间抽制度。气影响、沉没度低的井进行间抽，可以减少抽油机泵及杆的危害，延长检泵周期，降低载荷波动，减少皮带使用量。

5.5问题井的运转。泵漏失和断脱的问题井及时发现，及时作业，减少运转可有效节约皮带。

作者简介

抽油机测试题1 篇4

一、判断题：（40分）

1、有杆泵采油设备作为最常用的地面采油设备，它是将电能转换为机械能实现采油的。（）

2、3、偏轮游梁式抽油机是以六连杆机构组成的游梁式抽油机。（）抽油机代号：CYJY10-3-53B指的是异相型游梁式抽油机，悬点载荷是10KN,光杆最大冲程3m，减速器额定扭矩53KN.M,抽油机的平衡方式为曲柄平衡。（）

4、普通（后置式）游梁式抽油机和前置式游梁式抽油机都采用机械平衡式来实现平衡的。（）

5、6、普通游梁式抽油机工作时，连杆做圆周运动动，曲柄做摆动运动。（）异向曲柄抽油机较普通曲柄抽油机上冲程时峰值扭矩增大，下冲程峰值扭矩减少，使扭矩变化幅度变小。（）7、8、9、下偏杠铃式游梁式抽油机属于复合平衡式游梁式抽油机。（）链条皮带式抽油机是典型的长冲程低冲次式抽油机。（）杆式泵较管式泵可以获得较大的采液量并且易于检泵。（）

10、套管泵属于杆式泵。（）

11、硬度HRC指的是布氏硬度。（）

二、填空题：（40分）

1、抽油机属于有杆抽油设备的地面动力传动装置。按驱动形式分，主要是___驱动抽油机和___、___驱动抽油机；按结构特点分，有游梁式式抽油机（_____________、________________、________________和_______________）和无游梁式抽油机（______________、______________、_________________等）。

2、抽油机代号：CYJS10-3-50F指的是____________________________________ _____________________________________________________________________。

3、皮带式抽油机是通过___________、_____________、______________实现换向的。

4、如图：

上图为应力应变曲线图，b点和e点分别代表____________和_____________。其中___________是衡量材料承载能力的力学性能指标。

5、如右图，三种抽油泵分别指的是__________、____________、____________。

三、简答题：（20分）

游梁式抽油机设计计算（推荐） 篇5

卢国忠 编 05-04 游梁式抽油机的主要特点是：游梁在上、下冲程的摆角相等，即上下冲程时间相等。且减速器被动轴中心处游梁后轴承的正下方。

一、几何计算

1.计算(核算)曲柄半径R和连杆有效长度P 己知：冲程S、游梁后臂长C、游梁前臂长A、极距K(参见图1)由余弦定理推导可得： 公式： R12C2K22CKcostC2K22CKcosb

------(1)

PC2K22CKcostR

-------(2)式中：t900

1b9002

tng

K1I3600Smas

12 H4AI2H2

2.计算光杆位置系数PR：

PR是在给定的曲柄转角θ时，光杆从下死点计算起的冲程占全冲程的百分比。(图2)（图3）

公式：PR

st10％

-----------(3)Smastb曲柄

sPRSmax

12PR1

式中：

t,b 分别代表下死点和上死点的

角的值

Rsin

J

sin11C2J2P2

JPC2PCcos

cos 2CJ22

C2P22KRcos()K2R2 cos 2CP1  上冲程

360 下冲程 二运动计算

己知：曲柄角速度ω、曲柄转角θ，分析驴头悬点的位移s、速度v、加速度a的变化规律。

1.假定驴头悬点随u点作简谐振动：

AR1cosC2ARAR

以Smax代入得： vsinCCARa2conCsamax

1Sma1xcos21vSmin

asx212aSmosacx2s1Smax2 21R2.接严格的数学推导 amax2Smax1

2P三动力计算

1．从示功图上求悬点载荷W 示功图是抽油机悬点载荷W与光杆位置PR的关系曲线图。是用示功仪在抽油机井口实测出来的。设计中无法实测，只好用理论公式计算并绘制------称为人工示功图，为以后的受力分析、强度计算提供主要依据。

2． 光杆载荷W加在曲柄轴上的扭矩的计算（见图2，图3）a.美国石油学会(API)定义TF为扭矩因素，表示单位光杆载荷W在减速器上产生的扭矩T。计算公式推导如下：API规定生产厂要向抽油机用户提供一张θ角每变化15度的TF值变化表。

TFWAFlCsinFlAWCsin

TFqRTARsin WCsinFqRFlRsinFl

ARsinW

CsinFqsin考虑抽油机的结构不平衡重B的影响：

TARsinWB Csin光杆载荷在减速器上产生的扭矩：

TWnTFWB

b.应用PR表、示功图和TF表求出悬点载荷在减速器上产生的扭矩曲线，如 300： T30TF30W30B

3〃曲柄、平衡重加在曲柄轴上的扭矩计算

设曲柄自重为q，其重心到转轴中心距为r平衡重总重为Q，其重心到转轴中心距为R 产生的最大平衡力矩为： MmaxqrQR 4计算减速器净扭矩

当曲柄处于θ角位置时，其平衡力矩为 M =(QR+qr)×sinθ

悬点载荷在减速器上产生的扭矩TWnTFWB

其净扭矩为

TnTFWBMmaxsin

由此式可以绘制曲柄扭矩图。

5〃电动机功率计算 a.理论计算

由于曲柄受规律变化的扭矩作用，其计算功率用的扭矩值只能

222Tn21Tn2Tn3TnmTnm应用均方根扭矩来计算。

式中 Tn1,Tn2,Tnm0

曲柄轴的计算功率为：

N1.424104Tnn

电机功率为： NdN d 式中 N---曲柄轴的计算功率 HP Tn--曲柄轴扭矩，N m n---曲柄转速，冲次，d,--抽油机总效率，取0.6—0.8 b.估算公式 NQL KW 3900 式中 Q—深井泵理论日产量，m3/d Q1440ASn m3/d L--深井泵下泵深度，m A--深井泵柱塞面积，m2

—抽油机冲次，1/min S—抽油机冲程长度，m 5．平衡计算

在抽油机的设计和使用中，被普遍采用的平衡准则有三种：1。上、下冲程中，电动机所付出的平均功率相等。2．上、下冲程中，减速箱曲柄轴的输出扭矩峰值相等。3．在抽油机的整个冲程中，曲柄轴舜时的扭矩与平均扭矩偏差的平方和最小。

第1条准则的平衡计算简单、实用。表示为：下冲程时平衡重所储存的能量Ao等于电动机下冲程所做的功Adx加上下冲程抽油杆下落所做的功Axx，即

A0AdsAxx

上冲程时，平衡重所放出的能量Ao加上电动机上冲程所做的功Ads等于上冲程驴头悬点提升抽油杆和液柱所做的功Axs,即

AoAdsAxs

由于上、下冲程中，电动机所作的功相等，即AdsAdx，由此可求得平衡重所储存的能量：

A0AxsAxx 2a.如已测得抽油机驴头悬点的实际示功图如图-4，则：

面积OABCFO面积OADCFOqpqs2

1(面积OADCFO面积ABCD)qpqs2A0式中 qp----示功图纵坐标比例，N/mm qs----示功图横坐标比例，m/mm b.如果没有实际示功图，亦可用静力示功图作近似计算，如图5 A0WgSmaxWySmax2(WgWy2)Smax

式中 Wg----抽油杆在油液中的重量，N Wy----油井中动液面以上，断面积等于柱塞面积的油柱重量，N Smax----抽油机的最大冲程，m 计算平衡重储能

以图-3的复合平衡为例，图中：

Qy----游梁平衡重；

KcQy离游梁支点O的距离； Qb----曲柄平衡重；

RQb的平衡半径；

qy----游梁总成的重量； ly----游梁重心距； qb----曲柄自重； lb----曲柄重心距；

下冲程时，KcKAKSmaxc(2r)2rc AACCK 储存能量为 2rQyc

C游梁平衡重抬高的距离为

曲柄平衡重抬高的距离为 2R , 储存能量为 2RQb 游梁总成的重量抬高的距离为2rlyC，储存能量为2rqylyC

曲柄自重抬高的距离为2lb，储存能量为2lqbb 总储存能量为 Ao2rQy为方便计算，设

QyRKcl2RQb2rqyb2lbqb CCqylyKc----游梁总成的重量所相当的游梁平衡重大小；

qblb----曲柄自重所相当的曲柄平衡重的平衡半径。Qb代入上式，求得游梁平衡重的大小： QyAoRRQbQy KcKc2rrCC曲柄平衡重的平衡半径： RAoQyQKyrcR，2QbQbC对于单独的游梁平衡，Qb0，同时曲柄自重的影响，则： QyAoQy2rK cC对于单独的曲柄平衡，Qy0，同时游梁自重的影响，则： RAo2QR b

四．主要构件的受力计算（见图-3）1．游梁受力分析

Mo0FLsinCWBA

连杆轴向力 FAWBLCsin

游梁切向力 FLsin 游梁纵向力 FLcos Xo0xoFLxFLcos Yo0yoFLyFLsinWB

2．支架受力分析

MH0yQEyODxOH yFLQECsinWBCHcos

MQBDxoH 0yHEyoF yHLEDsinWBEDHcos

EX0xHcos FxQxoL3． 曲柄—减速器被动轴总成受力分析

MXYo~sinQRqrsinF0FLQCrC

rFsinQRqrsin FCCLocos 0xoFLosinF 0yoQqFLC4． 曲柄肖轴受力分析

的剪切力作用。曲柄肖轴受一对大小等于FL5． 减速器受力分析 6． 支座受力分析

常规游梁式抽油机安全操作规程 篇6

一、启动前的准备工作

(1)改好流程，检查出油管线是否畅通，冬天提前2-4小时预热水套炉。

(2)检查光杆卡子是否紧固牢靠，光杆盘根盒盘根松紧是否合适，润滑油是否足够，悬绳器滑轮是否正常。

(3)检查减速箱油量是否适量（应在两丝堵之间），检查曲轴、游梁、支架各轴承润滑脂是否足够。

(4)检查刹车是否灵活完整，应无自锁现象。

(5)检查皮带有无油污及损坏情况，并校对其松紧度。

(6)检查各部位固定螺丝、轴承螺丝、驴头销子螺丝、平衡块螺丝等无松动现象，并检查曲柄销子有无脱出及保险销有无松动现象。

(7)检查曲柄轴、减速箱皮带轮、电机皮带轮、刹车的键有无松动现象。

(8)检查保险丝是否插牢、启动开关有无异样，电器设备接地装置是否良好，保险丝（熔断丝）是否符合规定。

(9)检查电机三相绕阻的直流电阻是否平衡，绝缘电阻是否过到安全值。

(10)检查和排除抽油机周围妨碍运转的物体。

二、启动操作

1、先松刹车。

2、盘皮带轮，对于新井或长期停产油井，重新开抽前人工盘动眼带轮，观察有无卡碰现象。

3、按启动电钮或推动手柄。启动电机时，先使曲柄平衡块作2-3次摆动，以利于曲柄平衡块惯性启动抽油机。

三、启动后的检查工作

1、检查联接部位、减速箱、电动机、轴承等各部位有无不正常的声音。

2、检查各部位有无振动现象。

3、检查减速箱及各轴承部位有无漏油现象。

4、检查曲柄销子、平衡块有无松动、脱出，驴头上下运动 时井内有无碰击等现象。

5、检查回压、套压是否正常，井口是否出油，方卡子是否 松脱，悬绳器毛辫子是否打扭，盘根盒是否损坏或发热，三相 电流是否平衡等。

6、检查光杆是否发热，各轴承发热温升不高于2 0℃，电机 外壳温度不超过6 5℃。

7、经检查一切确认后，操作人员方可离开。

8、每间隔2-4小时应巡回检查一次，如发现有不正常现象，立即停抽，进行检查处理，将处理结果填入报表，情况严重时，应及时将情况汇报队里。

四、停机操作

1、按停止电钮，让抽油机停止工作，刹紧刹车。

2、根据油井情况，让驴头停在适当的位置。出砂井驴头停在上死点；油气比高、结蜡严重、稠油井停在下死点；一般井驴头停在冲程1/3-1/2这时曲柄在右上方位置（井口在左前方时），开抽时容易启动。若停抽时问长，按关井操作规程进行。

五、注意事项

1、启动抽油机时应注意的事项

(1)启动时抽油机附近禁止站人，尤其注意不准站在曲柄放置扫击范围之内，防止伤人。

(2)盘皮带时只能用手压着皮带盘，禁止用手抓皮带盘动，以免把手带进皮带轮槽挤伤手指。

(3)必须当曲柄摆放方向和抽油机转动方向一致时才可启动。

(4)连续启动3-4次仍不能启动时，禁止启动。

2、新安装的抽油机开抽后应注意事项

(1)第一周内应加强巡回检查，每两小时检查一次。

(2)按下列要求对各部螺丝进行拧紧：

1)第一天运转4小时后应拧紧作业一次。

2)三天内每天拧紧作业一次。

3)第一个月内应半月拧紧作业一次。

抽油机系统效率优化研究 篇7

有杆抽油系统由电动机、抽油机、井口装置、油管柱、抽油杆柱和抽油泵组成。系统效率由地面效率和井下效率两部分组成, 地面的效率损失主要发生在电动机、胶带轮、减速器和四连杆机构中, 井下部分的效率损失主要在盘根盒、抽油杆柱、油管柱和抽油泵中。

1抽油机工作状态和载荷特性对系统效率的影响

抽油机的传动系统从动力端到悬点, 一般经过减速、换向两个阶段, 如果换向机构的输入转速与悬点运动周期的比等于1, 如现在广泛使用的游梁式抽油机, 则减速系统的传动比就较大, 要实现低冲次就较为困难。然而在油藏开发中后期, 二类储量动用程度不断上升, 油稠造成摩擦阻力增大, 稠油井需要低冲次运行来提高泵效和降低能耗, 游梁式抽油机不经过改造和其它配套很难实现低冲次。游梁式抽油机的平衡率对抽油机井的系统效率影响较大, 平衡差的油井能耗大, 系统效率低。同时抽油机平衡状况的好坏, 直接影响抽油机连杆机构、减速箱和电机的效率与寿命, 对抽油杆的工作状况也影响很大。因此, 对于抽油机平衡状况的判断和及时调整, 必须给予重视。在旋转平衡或复合平衡方式的抽油机上, 调整平衡最方便的方法是调节旋转平衡块的平衡半径。实践表明, 通过合理地调整平衡, 每口油井可减少有功功率0.3-1.5Kw, 平均节电0.5Kw, 节电效果显著。同时, 通过理论研究和测试实践, 如果以抽油机的能耗最小作为抽油机平衡最佳的判断标准, 则上、下冲程的峰值扭矩不一定相等, 一般来说每口井都有节电的平衡度最佳点, 一般调在90%为最经济, 通过调平衡可以降低能耗, 是管理出效益最直接的例子。

2、电动机的工作特性对系统效率的影响

电动机是油田抽油机井的主要动力设备, 也是油田主要的耗能设备之一, 机采系统的耗电量最终也体现在电动机耗电上。所以对电机的节能效果的要求越来越高, 因此电动机及其相关改造是提高机采系统效率项目中不可回避的问题。电机负载率是指运行中电动机实际输出功率N2与额定功率的比值。现场中一般用实测电流法计算电机负载率:电机的负载率及功率因数越低, 电动机的效率越低。不能简单的用效率的平均值来计算, 必须用平均轴功率和平均输入功率之比来计算。从中可以得出。在同样负载系数下, 轴功率波动越大, 电动机的效率越低。这就要求驱动抽油机的电动机不仅本身节能, 而且要求其工作特性能够改善抽油机的工作状态。

二、抽油机井系统效率优化

根据抽油机井系统效率优化特点, 建立如图1所示的抽油机井系统效率优化指标体系。

1. 电机负载率电机负载率定义为光杆功率与电机功率的比值。它是衡量电机输出功率与抽油机井有效功率相匹配的指标。电机负载率是一个适中型指标, 并不是越大越好或者越小越好, 而且在评价时也应该考虑不同光杆功率应对照不同的电机负载标准。2.传动部分能损率传动部分能损率是由抽油机的皮带传动、减速箱和四连杆机构的能量传递损耗所构成。分别有测试和计算方法, 它是衡量抽油机地面装置传动部分能源损失的指标, 其值为越小越优型。3, 抽油机平衡率抽油机平衡率定义为抽油机上冲程的电流峰值与下冲程的电流峰值的比值, 它是衡量抽油机在不同冲程过程中的运动平衡程度的指标, 是一个适中型指标, 适中值为1。

4. 抽油杆能损率抽油杆能损率包括抽油杆上下运动时的摩擦损失和弹性变形损失, 它是衡量抽油杆在系统效率中的能耗程度的指标。其值越小越优。5.抽油泵排量系数抽油泵排量系数也称为泵效, 是柱塞有效冲程系数、泵充满系数、泵漏失系数和沉没压力条件下溶气原油的体积系数的综合, 它是衡量泵的有效利用程度指标, 其值是越大越优。6.抽汲参数匹配数抽汲参数匹配数= (冲程×有效扬程) /冲次。它是衡量抽油机井抽汲参数的匹配程度。其值为越大越优。但在抽油机井抽汲参数设计时不应该总是考虑匹配程度极大为最佳, 因为, 如果仅追求极大则可能使产能降低, 失去了根本的意义。在保证产能的前提下多个方案优选时可以使用这一指标来择优。

三、结论与认识

1. 影响抽油机井系统效率的主要因素是泵径、泵挂和平衡率。由于冲程冲次已在最低配备参数下运行, 对系统效率的影响不是很大, 地面设备对系统效率的影响更小, 下步提高抽油井系统效率的方向是降低泵径、上提泵挂协调供采关系, 加强抽油机井标准化管理, 加强抽油机管理是提高系统效率最有效、最经济的途径。2.影响抽油机井系统效率的因素很多, 既有地面的, 又有井下的, 既与日常管理维护有关, 又与技术设备配备有关。单一方面分析系统效率影响因素是片面的, 分析影响因素要综合考虑, 统筹帷握, 才能为下步治理提供更好的依据。3.提高抽油机井系统效率可以给大路沟油田带来巨大的经济效益。若系统效率提高1%, 单井至少可节约3kw.h电能, 系统效率提高一个百分点通过平衡调整就可以实现, 仅此一项一年就可以节约电费24.9万元。

参考文献

[1]SY/T5266-1996机械采油井系统效率测试方法[s]北京:石油工业出版社, 1997.1-8.

[2]SY/T6374-1998机械采油系统经济运行[S]北京:石油工业出版社, 1999.1-4.

抽油机检泵原因及治理措施 篇8

关键词：效益；成本；检泵原因；措施；检泵率

一、引言

效益是企业的生命，作为资源型企业，不求产量最大化，只求效益最佳化，这就要求企业在生产经营中最大限度地降低成本，而油井检泵率的高低是衡量采油工程工作水平的一个重要指标，也是采油工程工作中控制成本的一个有效途径。分析油井检泵原因及制定相应措施，能够有效降低油井检泵率，提高油井利用率，真正做到节能减耗。

2010年1-8月份，大庆油田有限责任公司第四采油厂第三油矿油井检泵验收共计18井次，其中措施3井次（机械堵水3口井），油井维护性检泵作业15井次，检泵率为12.93%；综合返工井1井次，综合返工率为6.67%；上凡尔罩断井4井次；活塞磨损井5井次；固定凡尔漏井1井次；卡泵井1井次；管漏井2井次；抽油杆断井2井次；平均检泵周期为1035天。

二、泵问题井原因分析及治理措施

从泵问题的具体原因分布来看：活塞磨损有5井次，所占比例为45.45%；上凡尔罩断有4井次，所占比例为36.36%，两项加在一起所占比例为81.81%，由此可以看出泵问题的主要集中在活塞和上凡尔罩部分。分析原因如下：

第一，活塞磨损原因分析。一是检泵周期较长，属于正常磨损。某井检泵周期为766天，检泵发现活塞磨损，杆管无异常；某井检泵周期为730天，检泵发现活塞磨损，第103-108根抽油杆弯曲，第87-91根油管丝扣损坏。二是地面抽汲参数大。抽汲参数过大使抽油杆柱下端集中轴向力随冲次、冲程的增加而增加，杆管偏磨临界轴向力随冲次、冲程的增加而下降，抽汲参数越大，杆管越容易发生偏磨。三是单井产液量较低、含水较高，待作业时间较长，热洗不彻底，容易结蜡，导致偏磨。某井日产液9吨，含水91.1%，待作业时间长达704天，现场检查情况发现该井油管内壁和抽油杆外壁结蜡较多，偏磨严重，第88-112根抽油杆偏磨，第108根抽油杆接箍处磨断，第65-84根油管内壁磨损，检泵结果为活塞衬套磨损；某井作业现场检查情况发现抽油杆上结蜡严重，第31-80根油管内被蜡堵死，作业时下刮蜡一趟，检泵结果为活塞磨损。

第二，上凡尔罩断原因分析。一是检泵周期长，属于正常检泵。凡尔罩充当了抽油杆柱与泵活塞的“连接点”，是包括活塞在内的整个杆体中最薄弱的环节，是惯性交变载荷产生弯曲应力最为集中的部分，上游动凡尔球在抽油泵抽汲和洗井过程中不断撞击阀罩，使阀罩钢体逐渐变薄造成断裂。二是上凡尔罩质量存在问题，耐磨性差，抗拉强度低，从而导致断裂。

第三，卡泵原因分析。泵质量存在一定问题，活塞与泵筒间隙过小，造成活塞运行阻力增大，导致卡泵。

第四，泵问题治理措施。一是调小参数时优选调小冲次，以减少活塞磨损，延长检泵周期，2010年1-8月份共调小冲次19井次。二是加强抽油机井的热洗管理，摸索合理的热洗周期，保证抽油机井的热洗质量。三是加大长柱塞防砂泵、大流道泵的应用力度，到目前分别应用了2井次、1井次，保证和增加了柱塞与泵筒之间的间隙，在一定程度上减缓抽油泵的磨损。四是在检泵过程中有针对性的选择应用总机厂生产的超强度闭式阀罩抽油泵，以加强凡尔罩处的机械强度，避免上凡尔球撞击阀罩，可以有效地预防上凡尔罩断井的发生。在2010年1-8月份抽油机检泵中我队共应用不同级别的闭阀泵8井次。

三、抽油杆断井原因分析及治理措施

第一，抽油杆磨断原因分析。根据检泵现场情况分析杆磨断原因如下：一是扶正器失效窜位造成接箍磨断。二是井口为偏Ⅲ井口，油套不同心造成杆管偏磨。三是含水较高（93.0%），流体介质性质发生改变，从油包水变成水包油，摩擦系数增大，抽油杆下行阻力增大，杆管之间润滑作用减少，造成杆管偏磨。四是长期泵况变差，待作业时间较长（199天），在洗井的过程中化蜡不彻底，杆管结蜡严重（作业现场发现油管内、外壁和抽油杆上结蜡均较严重，下刮蜡一趟），导致杆柱下行阻力增大，流体在油管内流动的过流面积减少，单位长度抽油杆柱所受的液体摩擦力增加，单位长度抽油杆柱的轴向分布力与杆管偏磨的临界压力将降低，当杆管结蜡厚度增加到一定程度时，杆管偏磨临界轴向压力随油井结蜡厚度的增加会显著降低，造成杆管偏磨。

第二，抽油杆磨断治理措施。一是采取下扶正措施。在检泵中加大扭卡式扶正器的应用力度，另外可在抽油杆距上接头0.4m以上处锻造出一个凸缘，强制限定扶正器的窜动区间，防止扶正器串位。二是及时更换偏磨杆管。三是采取清防蜡措施，摸索、制定合理的热洗周期，保证抽油机井的热洗质量，减少结蜡对杆管偏磨的影响。四是合理匹配参数，保持合理的沉没度。五是在今后检泵中加大油管锚的应用力度。目的是锚定泵筒以上油管，以增加其稳定性，避免上冲程时泵上油管受压弯曲而使管杆磨损，同时减小振动的影响，从而减小杆管偏磨产生的几率。

第三，抽油杆拉断原因分析。抽油杆在上行时加载伸长，在下行时卸栽收缩，这一伸一缩反复作用的结果，就造成金属疲劳，产生应力集中，使抽油杆断裂。分析原因如下：一是抽油杆使用年限过长，疲劳损伤大。某井抽油杆下井日期为1990年3月20日，使用年限达16年。二是冲次快，交变载荷大。某井冲次为8n/min，最大载荷48.75kN，最小载荷14.94kN，抽汲次数过快，交变载荷大于30kN，增加了杆的疲劳度，导致杆断的发生。

第四，抽油杆拉断治理措施。一是利用检泵时机，及时换杆，提高杆柱强度。此外换杆时应加大使用新杆的力度。在换杆时，更换的是修复杆，使用年限不清，增加了杆断几率。二是增加抽油杆接箍附近的抗拉伸强度。从以往抽油杆拉断井情况来看，杆断部位多集中在靠近抽油杆接箍处，应增加这部分杆抗拉伸强度，防止其杆断。三是利用检泵时机，调整杆柱组合。四是参数匹配上尽量采用低冲次生产。由于抽油杆断是在交变应力作用下发生的疲劳损伤，当循环应力的最大应力值超过了抽油杆许用最大应力值时，经过一定的应力循环次数后，导致杆柱断裂。采用低冲次生产，降低了杆柱的交变载荷和循环次数，可以有效防止杆断的发生。

四、油管漏井原因分析及治理措施

第一，油管漏原因分析。一是偏磨导致将管磨漏。井口为偏Ⅲ井口，油套不同心，高含水在低沉没度条件下生产，加上待作业时间较长结蜡严重，造成杆管偏磨。二是油管使用年限过长。某井油管使用年限为13年，作业现场起出的油管已经变为浅绿色，腐蚀相当严重；某油管使用年限为12年，管扣疲劳损伤，检查管杆情况发现第90-95根油管丝扣损坏，第92根油管下丝扣有豁口。三是高工作参数导致有关磨漏。

第二，油管漏治理措施。一是利用好检泵时机，加大换杆管力度，尤其是使用年限较长的油管。二是在参数匹配上，尽可能采用低冲次生产，降低抽汲次数。三是对于使用较长时间的油管可上下倒换使用。

五、结论

油井检泵原因很多，要根据具体情况进行具体分析，加强日常资料的监测及录取，及时发现问题及采取措施。减少油井检泵率，提高油井利用率，从而达到节能减耗，提高企业效益。

参考文献：

1、陈涛平,胡靖邦.石油工程[M].石油工业出版社,2000.

2、范传闻.大庆长垣南部杏南-太北-高台子油田开发实践与认识(2001-2004)[M].石油工业出版社,2005.

浅谈评价抽油机节能的几个误区 篇9

吉效科，许丽，张浩

摘要：从六个方面阐述了一些判别抽油机节能的方法和观点，明确了抽油机的节能主要是通过一些手段优化调整油井参数达到节能的目的，参数调整是抽油机节能的关键，此外，正确认识节能抽油机或者配套节能装置的效果，让时间和实践检验节能抽油机或者配套节能装置，真正为油田推出经得起考验的节能抽油机或者节能技术。

关键词：节能抽油机；节能技术；抽油机评价

近些年，随着国家对节能环保的重视，节能型设备的开发与推广不断为人们所接受，各行各业都在提倡设备的节能技术。油田作为生产性企业是耗能大户，从原油开采、输送、处理都需要消耗能量，油田装备制造企业也开展了研发和制造采油、输油等方面的新型节能设备，各种节能设备相继出炉，种类繁多，据不完全统计，2000年以来国家新型节能抽油机及其套设备专利有100多项，一些抽油机厂家努力推荐自己的节能产品和技术，拿着正规的国家或地方的专业检测机构的节能检测报告，从节能数据反映都有很好的节能效果，但是，其实不然。那么，如何去辨别是否真的节能，节能数据是否可靠可信，设备是否适合油田使用在实际工作中评价抽油机节能工作存在很多误区。节能测试报告缺乏可靠性

设备是否节能经常需要和其他同类型设备做比较才能知道，对于抽油机节能通常需要选择常规或者其他节能抽油机做比较，比较的前提是要有相同的条件。抽油机对比有两种方式，即同井不同机比较、不同井不同机比较。不同井不同机需要平衡度、参数(冲程、冲次、悬载)、井口回压、测试时间、控制方式、测试手段等一致或接近，同井不同机需要冲次、冲程、平衡度、测试时间、控制方式、测试手段等一致，而且油井工况要稳定。但是我们常常会看到在权威节能检测机构提供的节能监测报告中不明确抽油机对比方式，油井工况参数、抽油机冲程、冲次等参数不尽一致，对比抽油机不平衡而节能抽油机处于最佳平衡，在这些情况下测试得出的节能数据是不可靠的，不具有说服力。因此我们在看节能测试报告的时候不能只看综合节电率等结论性的数据，一定要看节能测试的条件和重要参数，看二者是否具有可比性，如果甲抽油机严重不平衡，参数过大，而乙抽油机平衡良好，参数合理，则不能说乙抽油机比甲抽油机节能。节能效果人为因素扩大化

这种误区主要有两个方面的情况，一是抽油机节能的效果被人为扩大。抽油机节能的原理大致有结构优化、控制方式、参数优化、配套电机等，这些节能的原理和方式是有区别的，在通常情况下，一些研发和制造厂家将抽油机井参数调整、改变控制方式等实现油井节能误认为是抽油机节能，新型抽油机真正意义上的节能应该是结构优化使得本身的效率提高而实现节能，在目前油田使用的采油装备中，无杆泵由于没有杆柱和地面能量损耗，因此节能效果比有杆采油装备好，无游梁抽油机由于没有了游梁式抽油机具有的曲柄配重的旋转和游梁驴头的摆动而产生的换向功，因此其节能效果比游梁式抽油机好，游梁式抽油机中游梁平衡比复合平衡节能，复合平衡比曲柄平衡节能，原因就是三者随着曲柄配重的增加使得换向功增加而造成的。另外抽油机本身的节能主要是在减少摩擦损耗，但是如电机、减速器、轴承等部件存在能耗是难免的，只能优化减小不能完全消除。因此抽油机本身的节能是比较小的，新型节能抽油机本身综合节电率每提高5％都是非常好的效果，通常我们看到一些新型节能抽油机综合节电率30％、40％、50％以上，系统效率提高15％以上等等这些数据都是虚假的，并不是新型抽油机本身节能，肯定参人了参数调整、改变控制方式等实现的节能。

二是人为想办法让抽油机具有较好的节能效果，每个研发和制造新型节能抽油机及节能技术的厂商盼望取得良好的节能效果，只许成功不许失败，因此在委托节能监测机构时可能要进行关系沟通，作为监测机构碍于面子问题，会给厂商一定的照顾，即使测试节能效果不明显，也常常会看到一些新型节能抽油机厂家介绍的节能效果好的离谱。为了消除人为因素的影响，我们对试验的新型节能抽油机编制测试方案，自行进行对比测试，节能测试数据都比厂家介绍的节能数据要低，甚至有些新型节能抽油机或者节能技术不具有节能效果。因此所谓新型节能抽油机或者节能技术是否真正有节能效果，还需要用户自己测试，真抓实干，甩开人为因素的影响，真实体现客观事实，防止人为误导。节能宣传报道过于激进化

通常一项先进技术、一种新型设备从研发到批量推广都需要经历较长的时间，需要实践的检验，很多新产品成熟前都会有这样那样的问题，需要不断的改进、试验、定型，而在油田新型设备在试验期间或者刚安装投产，就有“应用成功”和“取得效果”的报道，太过于抢先，而这些激进的报道过早的下结论后导致设备推广决策的失误。复式永磁电机抽油机曾经在2009年3月《贵州商报》上以题为《贵州造抽油机成油田节能王》报道，被誉为“绿色抽油机”的电机抽油机，综合节能率可以达到50％。这一报道距离该抽油机研发现场试验只有1年多的时间，但是这种抽油机的造价、实用性等受到很大考验，其结构主要是采用复式永磁电机及控制系统解决了立式抽油机的换向、低速度的问题。其实，现在成熟推广的开关磁阻电机、变频调速电机、链条换向、齿条换向配套控制系统照样实现了复式永磁电机解决的问题，而且他们组成的抽油机价格、结构、体积等都比复式永磁电机抽油机有优势。一味追求节能忽视可靠性、安全性等综合因素

结构简单、安全可靠、便于维修操作、易损件寿命、投资与维护费用低、节能高效等是评价抽油机是否具备推广价值的主要依据。但是在实际管理中，大家对抽油机一味的追求节能高效，却忽视了可靠性、安全性等重要因素。目前，国内对抽油机的可靠性要求暂时还没有一个明确的标准。据统计，拉夫金生产的抽油机，在加拿大应用中故障率在7％以下，平均每台抽油机年累计用于维护、润滑及故障处理的时间不超过2小时。中国石油所用的抽油机对该时间没有进行系统的统计，预计累计时问不会低于10小时，也就是说抽油机由于设备的原因开机率99．86％。假设以10小时计算，中国石油在用的10万台抽油机，则需要有340多个维修队伍365天(8小时／天)忙于抽油机的维护。目前正在试用的一些新型节能抽油机，可靠性远远达不到上述要求，保守一点说，这些机型年累计维护时间不会少于5天。在试验阶段因为应用的数量小，这5天的维护时间并没感觉到有什么大问题，假如推广到1000台，将意味着需要有40多个维修队伍365天(8小时／天)忙于抽油机的维护；推广到1万台，将意味着需要有400个维修队伍365天(8小时／天)忙于抽油机的维护。这不仅是维护的人力、直接费用难以支撑，同时将意味着每年要影响上百万吨的原油产能、几十亿元收入。由此也可以看出抽油机可靠性、安全性等其它因素的重要。节能产品高价投入短期收回成本

通常所见节能抽油机价格都要比同机型游梁式抽油机价格要高，要价高的理由就是高价投入短期内就会收回成本，将节能降低成本作为价格的筹码。比如，10型游梁式抽油机配套的Y系列三相异步电动机价格3200元左右，而稀土永磁电机、双功率电动机、高(超高)转差电动机等的价格10000～15000元左右，是Y系列三相异步电动机的3～5倍；Y系列三相异步电动机在油区维修技术简单成熟，维修单位较多，方便维修，而特殊电机维修技术和工序复杂，油区较少有专业维修队伍和手段，很多需要专业厂家返厂维修，维修费用高，维护时间是游梁抽油机的10倍以上。目前，由于各油田采油厂成本压力均较大，维修人员较为紧张，虽然一些特殊电机配套抽油机节能效果也不错，但与普通Y系列三相异步电动机相比，不仅维修时间长、费用高，同时还因停机时间较长影响原油产量，而且对采油维修人员素质等要求更高，不一定能适应油田的实际。片面追求抽油机配置最小化

抽油机井节能是一个系统工程，只有综合优化才能有效果，如抽油机电机为了追求降低无功损耗，而降低电机配置功率，甚至低于抽油机正常运行所需电流，导致电机烧坏的问题，故障率增加，其实无功在计算综合节电率时所占有的损耗是非常小的部分，如二种配11kW普通电机的8型抽油机对比，吨液百米提升高度有功耗电量从5．84 kW·h／(102ITI·t)降至4．54 kW·h／(102 m·t)，吨液百米提升高度无功耗电量从7．88 kW·h／(102 m·t)降至3．88 kW·h／(102 ITI·t)，综合节电率为24．72％，但是无功在综合节电率中仅占4．38％，不能一味追求无功损耗低而降低电机配置功率，引发抽油机别的不可靠方面的问题。抽油泵从+32 mm下降至+28 mm，现在有人提出来+25 mm，可能导致泵的部件强度降低，性能下降，甚至引起因加工难度增加而使成本增加，其实对于低液量油井在配有+28mm抽油泵，抽油机低冲次的情况下完全可以实现高效率的。