现河采油厂实习心得 胜利油田 201*
采油厂实习心得体会
201*年7月初，我们一行14人来到了胜利油田现河采油厂，正式展开了我们的实习生活。根据领导安排，我们首先在现河采油二矿的首站会议室进行学习。而后我们被分成四组，分别去往我们各自实习的站点。
通过现河采油二矿路指导员的介绍，我们了解到：中国石化胜利油田有限公司现河采油厂成立于1986年，下设18个三级单位，192个四级单位，油区分布在东营市、滨州市的4个县区内，面积达3000平方千米。现河采油厂主要产品为原油和天然气。全厂共有油水井2910口，固定资产原值44.3亿元，累计生产原油4326.8万吨，形成了年产原油208万吨的生产规模。
建厂以来，现河采油厂大力弘扬“团结、奋进、科学、创新”的企业精神，以经济效益为中心，以原油生产为己任，依靠科技，强化管理，为全厂持续稳定发展奠定了坚实的基础。“八五”期间，现河采油厂的原油产量增长幅度在全局名列前茅。
随后，在采油厂领导的安排下，一位经验丰富的老师傅带我们走进现场，简单介绍了涉及石油气开采的机械设备、工艺流程的知识。老师傅首先强调了安全问题，他说：由于采油厂包括了石油生产的每个方面的特殊性，初来采油厂一定要注意防火防爆、防机械伤害、防毒、防触电，平时去生产现场要穿戴劳保，对不明白的一定做到非懂勿动。通过师傅的介绍，我们初步了解了石油资源勘探工艺，油气田钻井工艺及钻井设备，采油设备及其工艺，原油和天然气收集和处理工艺等。对于各个站的工作岗位任务也有了一定的了解。
我和三位同学被分往位于黄河路街道办事处附近的油井站点，与井队上的工人师傅们一起工作和学习。对于刚接触采油生产的我来说，一切东西既陌生又新奇。
实习期间，通过师傅们的悉心指导和自己的探索与实践，我对采油站采油集输流程和各岗位有了一定的认识。我在站上跟着师傅们学习和采油有关的一切知识。不管是打扫岗位卫生、巡检、还是录取资料、报表填写、设备维护等工作，我都学到了很多知识和宝贵的经验。我们站的韦班长告诉我们，这个站共有女职工4名，男职工2名，他们共同管理着3座配水间、14口水井，点多面广，工作任务繁重。该站刚成立的时候，由于以前没有专人管理，井站管理水平较差。在大家的团结下，他们加班加点，搞三标、刷流程、建资料。不管严寒酷暑，刮风下雨，他们都坚持认真巡井、巡线，录取着每口井的资料，为资料的上报提供可靠的数据。大家凝心聚力，每次都能出色的完成
队上的交给的各项任务。
在见习的日子，与周围人的沟通显得至关重要。闲暇时，采油的师傅们和我们坐在一起，给我们讲解一系列工作技术上的问题，涉及到许多新鲜的工作知识和领域，深深体会到自己掌握的知识远远不够。我们站的韦班长也经常和我们说起他年轻时的工作和生活。从他的身上，使我对当前的工作充满自信，比起刚来油田的那种迷茫状态，我有了更多的信念。遥想当年，一群穿杠杠服的年轻人来到了这片白茫茫的盐碱滩，开始了华北地区勘探找油工作。他们住的是帐篷、草屋，喝的是坑里积得咸涩的雨水，走的是泥土路，遇到雨雪天车辆进不去，他们就人拉肩扛将设备运到井场。就是在这艰苦的环境里，他们顶酷暑冒严寒，硬是打出了一个全国第二大油田胜利油田。
现如今，我们住上了高楼大厦，用的是自来水，喝的是矿泉水，柏油公路纵横交错。无论是再大的雨雪，设备照照样轻松地运到井场。所以，我们应该庆幸，我们生活在前辈为我们创造的美好的环境中，我们要更加努力的工作，以先进为榜样，发扬石油前辈的优良传统，将我们的油田建设更加美好，从创业走向创新，从胜利走向胜利。
由于此次实习是在夏秋交替的季节，天气较热，阴雨连绵，条件艰苦，但是同学们的求知欲并没有由于外部的条件不好而减退，每次都按时出工，准时到达实习现场。实习中我真切感受到了油田的生活，固然和以前想象中的有很大的差别，但我对自己选择的道路坚定不移，对自己作为石油人感到自豪。
两个多月的实习经历使我多了一份成熟，少了一些幻想，在领导、师傅和同事们的帮助下，我在各个方面都有了很大程度的提高，但是与实际工作需要还存在着很大的差距，所以在今后的工作和学习中我会戒骄戒躁，不断努力，不断的提高自己。在实习的过程中，非常感谢现河采油二矿领导为我们提供了良好的实习平台，感谢胜利发电厂的领导为我们制订的详细而全面的实习计划，感谢老师傅们的倾心传授，是你们在我迈进工作的第一步时给予了我巨大的帮助，使我的实习生活充实而有意义，让我积累了此生无比珍贵的财富。此刻，我深深体会到了胜利发电厂领导对我们实习安排的良苦用心。
在今后的学习和工作中，我要通过以下几个方面对自己进行重新定位和改进：
一、进一步提高思想政治素养，从思想上转变对工作的认识，注意观察和思考，注重对资料的积累，多听取他人的见解，拓宽自己的视野，为做好当前工作做足充分的准备。
二、进一步强化学习意识，在提高素质能力上下功夫。把学习作为武装和提高自己的首要任务，牢固树立与时俱进的学习理念，养成勤于学习、勤于思考的良好习惯。
三、进一步强化职责意识，树立正确的人生观和价值观，增强事业心和责任感，认真做好职责范围内和领导交办的工作任务，埋头苦干,奋发进取,追求卓越。
在以后的工作中，我将一如概往地坚持上述工作原则，运用所学知识，继承油田人的优良传统，尽我最大的努力把我的工作做得更好，为电厂更加美好的明天做出自已应有的贡献！
扩展阅读：中石化胜利油田有限公司现河采油厂1
史南油田机采系统节能技术改造可行性研究报告
201*年02月
东营华威石油工程技术有限责任公司
目录
一、方案概况
1、编制依据2、编制的目的3、编制原则4、设计指标及范围5遵循的规范、标准二、区块油藏特征与开发现状三、区块油井系统配置与工况描述
四、区块机采系统效率状况分析暨技改的可行性评价五、提高机采系统效率的技术路线和方法六、提高系统效率措施及投资安排七、技术指标及经济效益预测
史南油田机采系统提高系统效率技改方案
一、方案概况
1、方案编制依据
现河采油厂史南油田201*年9月XXXXX块机采系统设备现状调查和单井机采效率测试与节点效率分析以及油井工况分析（详见附表）。
2、方案编制的目的
史南油田是典型的薄层低渗透油田，注采管理难度大、产能低、吨油成本高、开采效益相对较低是目前低渗透油田开采的普遍特征。提高油井系统效率、延长油井免修期，最大程度地降低单位原油生产成本是史南油田良性开发、提高效率的必由之路。
结合区块开发特征及中长期开发规划，充分考虑影响机采系统效率的各个因素及节点效率，利用技术适应性强且成熟、先进、实用的节能技术和抽油设备，在满足产量要求（产量基本不变）的条件下，力求大幅度地提高系统效率，降低单位能耗，达到降本增效、提高区块开发效益的目的。
3、方案编制的原则3.1科学化、系统化原则
方案从基础指标分析入手，影响因素分析、技术路线、技术应用、效益评价环环相扣；加之采用节点分析的方法，不同的井况采取不同的技改措施，使提高系统效率技改方案具有显著的科学性与系统性。
3.2投资效益最大化原则
技改方案不但注重系统效率提高、吨液节电率等经济技术指标，更追求最终投资效益。配套硬件的技术适应性与环境适应性充分依据采油工艺原理，并充分考虑采油现场环境，技术设备不但节能效果好，而且耐用性强，确保投资效益的最大化。
3.3务实性原则与操作便捷性原则
本着具体问题具体分析或节点分析的原则，对技改对象分类管理、区别对待，依据技改对象的系统配置的合理程度采取不同的技术路线与技改措施。提高系统效率集成技术还具有操作便捷的显著特点，保证了方案的可执行性。
4、设计经济技术指标及范围4.1设计经济技术指标
从史南油田机采系统效率现状分析，技改前平均机采系统效率20.64%，依据油田开采特征及系统技改后的系统配置水平，预测技改后在油井产能基本不变的条件下，系统效率可达到28%以上，达到该类开采特征油田系统效率的较高水平，平均有功功率由10.23kW降到7.2kW，吨液节电率达到21.0%以上，年节约电费1280000元。
此外，技改后免修期可由520天延长至635天，达到该类开采特征油田油井免修期的较高水平，杆管年报废率降低25%，每年可节约更换管杆费用350000元，节约油井维护费用250000元。同时，由于作业周期的延长，相应的降低了油藏受污染的频次，可有效的降低油层改造费用、提高采收率。上述几项属于间接效益，不列入本次技改效益预测与评价之内。
4.2设计内容与范围
优化设计的主要目标函数是日产液量ql、系统效率η、泵效η_pump、吨液耗电qe；设计内容主要是建立抽油单元科学合理的供排体系、电动机配置等。
5、遵循的规范、标准
（1）《油田机械采油系统效率测试和计算方法》SY/T5266-1997。（2）《油田企业节能检测综合评价方法》SY/T6275-1997（3）《油田企业节能产品节能效果测定》SY/T6422-1999。
二、区块油藏特征与开发现状
1史南油田油藏特征
史南油田是典型的低渗透油田，油田主要包含史深100、史3块、史8-170块、河87块等四个区块，主要含油层系为砂三段，油层埋深27703260米，区块含油面积20.7kｍ^2，地质储量1938×10^4t，标定采收率21.2%，可采储量368×10^4t。史南油田层多、层薄、渗透率低、产液指数小、单井产能低，是典型的低渗透油藏。
（1）储层特征
该地区储层埋藏较深(31003400m)，储层具有微孔隙、微裂缝双重孔隙介质特征，平均孔隙度为18.5%，平均渗透率为13.3×10-3μm2，单砂体内部的物性变化受沉积微相控制，核部砂体孔渗性最好，中部次之，边部砂体较薄，孔渗性最差。（2）流体性质
史深100地区沙三中油藏属于自生、自储式油藏，形成了低密度、低粘度的优质原油。地面原油密度为0.85430.9059g/cm3，粘度为7.9282m.Pa.s，地下原油密度为0.7458
0.8059g/cm3，粘度为0.53.26m.Pa.s。原油体积系数1.16l.25，原始气油比36.6384.7m3/t。地层水矿化度较高为111562186294mg/l，水型为CaCL2型。
2、史南油田油藏开采简历及开发现状（1）开发简历
史南油田自84年试采到目前，大致经历了以下三个开采阶段：第一阶段，试采及产能建设阶段（84-93年）
该阶段主要进行油井试采，方案规划及产能建设，注采配套完善，并在各项试验的基础上，对区块生产方式进行试验优选。到91年底，主体完成产能建设，采用320m*320m五点法面积注水井网，采取水力泵深抽，优选本区馆陶组浅层水作注入剂进行全面注水开发。此时该块建成年产15×10^4t的生产能力。1992-1993年，进一步深化油藏基础研究工作，先后在油藏东部和西部进行扩边完善，钻新井24口，完善注采配套工程，使该块产能增加到23*10^4t。
第二阶段，含水上升，产量递减阶段（94-99年）
该阶段由于油田多层合采合注，层间物性差异大的矛盾日益突出，水井吸水不均衡，部分油井单层突进，使油井含水由94年的7.4％迅速上升到99年的56.5％，油田进入递减阶段。阶段末开油井65口，日产液896t/d，日油389t/d，含水59.5%，年产油9.14×10^4t；开水井34口，日注1340m^3/d，年注采比1.26，阶段采出程度5.4%，平均年采油速度0.9%。
第三阶段，完善注采，稳定生产阶段（201*-目前）
针对产量下降、含水迅速上升的不利形势，201*年以来，通过强化油藏研究工作，针对油田开发动态中出现的矛盾，精细油藏描述，采取油水井对应补孔、完善注采，在边部储量动用程度较低的区域钻完善井22口等措施，有效的控制了含水上升，含水维持在50％～56％之间，年产油量稳中有增，由99年的9.1×10^4t持续上升至201*年的14.2×10^4t。
（2）开发现状
截止到201*年8月底，史南油田开油井131口，日产水平1356/509/62.4%，平均单井产液水平10.5吨，平均动液面1560.1米，采油速度1.01％，采出程度16.96％，月注采比1.35，累计注采比1.28，自然递减2.83％，综合递减-6.25％。
三、区块油井系统配置与工况描述
史南油田举升方式为抽油机有杆泵生产，抽油机以12型普通游梁式抽油机为主，其中12型普通游梁式抽油机51口，占装机总数的50.49%，配套电动机容量55kw，平均负载率26.8%，平均载荷利用率61.2%，平均扭矩利用率50.2%，平均冲程利用率78.4%，平均冲次4.5；10型普通游梁式抽油机31口，占装机总数的30.69%，配套电动机37kw，平均负
载率43.6%，平均载荷利用率72.6%，平均扭矩利用率68.2%，平均冲程利用率80%，平均冲次5.0；高原皮带机ROTAFLEX－700型10口，占装机总数的10%，配套电动机37kw，平均负载率385%，平均载荷利用率61.8%，平均扭矩利用率55.2%，平均冲程利用率100%，平均冲次3.0；高原皮带机ROTAFLEX－600型9口，占装机总数的8.91%，配套电动机30kw，平均负载率41.8%，平均载荷利用率75.6%，平均扭矩利用率61.2%，平均冲程利用率100%，平均冲次3.0。
抽油机机型CYJY12CYJY10台数占总装机电动机负载载荷利扭矩利冲程利系统效率(台)比例(%)容量(kw)率(%)用率(%)用率(%)用率(%)713150.530.6108.95537373026.861.243.672.638.561.841.875.650.268.255.261.278.480100100(%)14.523.920.121.2ROTAFLEX-70010ROTAFLEX-6009注：负载率、载荷利用率、扭矩利用率、冲程利用率均为平均值。
在用深井泵泵径为￠38-57mm。其中￠38mm系列泵为10口，占总井数的9.9%，平均泵深度2028.50m，平均动液面1815.2m，平均泵效21.9%，平均系统效率15.6%；￠44mm系列泵为82口，占总井数的81.2%，平均泵挂深度1798.3m，平均动液面1555.8m，平均泵效35.8%，平均系统效率20.4%；￠57（56）mm系列泵为9口，占总井数的8.9%，平均泵深度1753.8m，平均动液面1476.6m，平均泵效48.8%,平均系统效率22.5%。
泵型井数占总井数泵深比例(%)9.981.28.9(m)202817981753动液面(m)181515251446泵效(%)21.935.848.8系统效率吨液耗电(%)15.620.422.5(kw*h)28.921.119.8￠mm(口)384457101029注：系统效率、吨液耗电、泵效、动液面均为平均值。
该块平均系统效率20.64%，平均泵效35.6%，平均吨液耗电21.5kwh，平均百米吨液耗电1.36kw*h(平均值均为加权平均)。效率与能耗指标以及工况指标在同类开采特征的油
田中属于中等偏低，同时单井系统效率很不均衡，该快具有一定的效率指标提升空间以及节能降耗潜力。
四、区块机采系统效率状况分析暨技改的可行性评价
下面就史南油田影响机采系统效率的主要因素及系统效率状况进行详细分析，以便对史南油田提效技改的可行性及技改工作方向做出科学准确的评价与判断。一）、地面设备装机容量高，“大马拉小车”现象较严重，地面效率相对较低
史南油田油井下泵深大（平均1805m）、载荷大，由于要满足大载荷、大启动扭矩、长冲程的需求，在原有设备技术条件下须配备大容量抽油设备；史南油田地面抽油设备以12型普通游梁式抽油机+45kw配套三相异步机为主，地面设备装机容量大。而另一面由于油井产液量低，泵的实际举升能力（ql*hf*g/86400）小，因而致抽油机容量、电机容量与泵实际举升能力严重不协调即“大马拉小车”，最终导致载荷利用率低、扭矩利用率低、电机负载率小、功率因数低、运行效率低。大北油田大37块油井平均负载率35.5%，平均功率因数0.35。
电机功率抽油设备类型(kw)12型普通游梁机10型普通游梁机ROTAFLEX-700皮带机ROTAFLEX-600皮带机552737307131109(%)26.825.141.943.9(%)0.2550.4560.4230.428(%)43.048.849.850.1台数负载率功率因数地面效率注：负载率、功率因数、地面效率均为平均值。
二）、供排关系不协调，是制约井下效率与系统效率提高的先决性因素
有效功率Ne正比例于产液量ql、举升高度hf（ql=f(hf)、ql∝hf),功损正比例于抽汲能力。系统效率的变化最终决定于举升高度、产液量与抽汲能力的相对关系，其主要控制因子是井下泵充满系数β。因而供排关系是系统效率的主要控制因素之一。
抽油系统在做有效功的同时必然产生无效功即功耗。油井如抽汲能力大于供液能力，沉没泵充满系数低、泵效低，抽油系统一个循环中做相对较小的有效功却产生相对同等的无效功，系统效率较低。从另一角度分析，抽汲能力大于供液能力，ql=1440*fp*s*n*β*η，在产量一定时，如β小则fp*s*n大，则相应增加了无效功耗（△N增大）。鉴于
η=Ne/Nr=Ne/（Ne+△N），抽汲能力远大于供液能力必然降低举升效率。
从史南油田油井工况分析可知，该块平均沉没度为217m，井下泵充满系数小，平均井下泵充满系数仅为46.4%；生产泵效低，平均泵效仅为35.6%；供排严重不协调即抽汲能力远大于供液能力。椐大37块开采特征与高压物性特征分析，沉没度在250-310m,泵效在50%-70%比较合理。
供排关系是提高系统效率的基础，供排关系严重不协调严重影响了该块油井井下效率指标；据节点效率测试分析，大37块平均井下效率仅为44.7%，与该类生产特征油井的期望值52%以上还有较大的提升空间；供排关系不协调在一定程度上影响了地面效率。总之，供排关系严重不协调是影响大37块井下效率与系统效率的重要因素之一。三）、抽汲参数匹配欠合理，也是影响了系统效率的主要因素之一
史南油田油井平均冲次达4.6次/min，平均杆柱运动速度达0.60m/s。大冲次不但增加了各个能量传递环节的功耗损失，而且也加剧了杆管的偏磨频次与程度。大杆柱运动速度、大冲次，这样就违背了提高系统效率、延长免修期的基本原则与规律，导致油井井下、地面功耗大，系统效率低、检泵周期短，抽油设备的折旧速率加快。
四）、抽油设备技术特性与油井工况特征不适应，是制约系统效率提高的基础性因素
史南油田油井抽油设备技术特性与油井生产特征不适应主要体现在，在用抽油机电动机输出速度大，而单井产液量低。史南油田油井在用Y系列三相异步机或永磁同步电机均为6、8极，电机输出速度大（一般大于740-960r/min），由于皮带包角极限的制约，目前电动机的配备不能实现小抽汲能力、小冲次即供排平衡的需要，不能实现低产液井小冲次优化运行，也就不能满足提高系统效率、延长免修期的基本规律要求。
其次，在用配套电动机容量大，平均电机容量达39.8kw，大的容量与小的泵实际举升能力形成了明显的反差。总之，目前电动机的根本技术缺陷是输出转速大、额定容量大，与油井的工况特征不相适应。
因此，对于史南油田而言，在抽油机不变的条件下，优化电机构成，引进适应于史南低渗透油田油井生产特征的小容量、低输出速度抽油机配套电动机，既解决“大马拉小车”的问题、又优化了供排关系，以满足该区提高系统效率、延长免修期的需要势在必行。
结论：抽油设备容量与泵的实际举升能力不匹配即“大马拉小车”；供排不协调即抽汲能力大于供液能力是史南油田高能耗、低效率、短检泵周期运行的制约因素。
而导致上述制约因素的根本环节是抽油设备的配置不合理，既动力拖动系统的技术特性与油井的生产特征不相适应。
该块平均系统效率20.64%，平均吨液耗电21.2kwh，平均百米吨液耗电1.36kw*h。同类开采特征的油田系统效率目标值为29%左右，效率指标与能耗指标属于中等偏低；同时单井系统效率很不均衡，该快具有较大的效率指标提升空间以及节能降耗潜力。
开展对史南油田提高机采系统效率的研究与技该改工作，尤其是对在用抽油机动力拖动系统实施技术改造非常可行、也非常必要。
五、提高机采系统效率的技术路线和方法1、提高效率降低能耗的技术依据
综上所述，低产液油井系统低效运行的内因是抽汲能力大于供液能力、“大马拉小车”现象严重、电机运行效率低。其根本原因除与优化设计水平有关外，在用拖动系统的技术特征不适应油井的工况特征是问题的关键所在。
为解决问题，201*年9月，采油厂在史南油田的史6-X33井、梁60-C25井试验应用了两套低产液井专用拖动系统，通过一个多月的应用，该型拖动系统所表现出的优良性能受到了采油队干部、职工的好评。
史6-X33井、梁60-C25井属于严重供液不足油井，油井产液量均在1t/d左右，由于所用拖动电机转速高，冲次快，造成油井泵效过低，机采系统效率偏低。
应用N-YDCJ260-14/22-LV/HV型低产、稠油油井专用拖动系统后，对两口试验井的冲次进行了调整，使油井供排关系趋于平衡，经采油厂技术监测站测试，节能效果非常明显。
泵挂电机产液载荷（最电流（上有功日耗泵径冲程安装电机类冲次泵效平衡率序深度功率量大/最小）行/下行）功率电量井号号前后型mmm梁160-C252
史3821003.63821003后前专用永磁1430138
0.510.244/381.58.5270/41m前普通KW次/分t/d374%KNA％48KWkw.h/d0.63.0661/4650/2418/2216/186.04144.9676.5681.83.1988.94.33103.
6-X33后专用141.51.618.255/3916/1794.12.3957.36因此，解决该块低效运行的主要技术措施是应用技术适应性强、运行效率高的拖动系统替代在用拖动系统。而低产液井专用拖动系统、高效变频调速拖动系统是最佳选择。
低产液油井专用拖动系统以其容量小、输出速度低、输出转矩大、效率高、平衡易控制、无污染、耐用性强、管理方便等独特技术特性，可完美、巧妙地规避了上述导致低产液油井低效运行的两大根本因素，满足了油井高效率运行的四个基本条件：设备装机容量与泵的实际举升能力的协调一致、供排平衡、杆柱运动最小化、设备自身效率高，真正实现该块低产液油井的高效优化运行。
高效变频调速拖动系统以其转矩输出恒定、无级调速性能优越以及调速运行效率高等优势，也可完美、巧妙地规避了上述导致低产液油井低效运行的两大根本因素。
低产液油井专用拖动系统与高效变频调速拖动系统技术适应性强、环境适应性强、
9&小容量高转矩低速节能拖动系统
&高效变频调速拖动系统
性价比高、投资效益高，是该油田低产低效井提高系统效率、节能降耗效果最显著的拖动系统。
该块提效技改的技术路线是以不动管柱的方式合理的降低电动机拖动系统容量与冲次，对不合理的供排关系与设备配置进行优化与校正，使油井的工况区域从“抽汲能力远大于供液能力区域”移至“供排基本协调区域”，以达到在不降低产量的条件下提高系统效率、节能降耗。技改措施是以低产井专用拖动系统替代在用的电机及控制系统，该技术操作便捷、见效快。（见不动管柱优化图版）
冲次n
η系统效率抽汲能力小于供液能力区供排基本协调区抽汲能力大于供液能力区0hl(动液面)h_pump(泵深)0ql抽汲能力小于供排基本协调区抽汲能力大于供液能力区管柱不动条件下，提高系统效率优化版图
供液能力区
0n(冲次)2、项目实施的初步方案与工作程序
、进行全面系统的区块机采系统设备现状调查、单井机采效率测试与节点效率分析、油井工况分析、油井供排关系以及参数匹配分析，在此基础上系统分析影响区块系统效率的主要因素并制定提高系统效率的技术路线、方法以及具体措施，并进行投资效益预测与评价，为用户编制区块提高系统效率整体技改方案。
、依据区块提高系统效率技改方案，针对单井工况与生产数据，设计单井不动管柱最
佳生产参数，并提供最佳地面拖动系统优化配套。
、运行效率指标测试，进行技改后效果跟踪分析与评价，为用户提供提高系统效率技改验收报告。
油井生产数据与技术资料录取区块提效技改整体方案的编制单井不动管柱优化设计地面拖动系统技术改造技术改造效果评价
六、提高系统效率措施及投资安排
针对史南油田影响系统效率的因素以及提高系统效率的技术路线，结合当前史南油田系统配置情况，项目的具体改造措施是对99口供排严重失调的油井进行技术改造。技术改造的内容是应用低产液油井专用拖动系统与高效变频调速拖动系统替代现有拖动系统以达到三个目的。一是拖动系统能力与泵的实际举升能力的协调一致；二是合理优化冲次，协调供排关系；三是提高拖动系统运行效率。项目投资额度：420.8万元。
具体措施及投资安排包括两个方面
一是小容量高转矩低速节能拖动系统（包括电控系统）的应用
依据史南油田油井节能技改的技术路线，史南油田适合于应用低产液油井专用拖动系统（N-YDCJ260-18.5/22-LV/HV）的油井74口，单项技改投资236.8万元。
投资额=井数*单价=94口*3.2万元=300.8（万元）二是稠油井专用拖动系统的的应用
依据史南油田油井节能技改的技术路线，史南油田适合于高效变频调速拖动系统（IVSC-TNCY225M22KW/8）的油井25口，单项技改投资120.0万元。投资额=井数*单价=25口*4.8万元=120.0（万元）
项目投资一览表
序号项目名称1低产液井专用拖动系统的应用2高效变频调速拖动系统的应用合计
七、技术指标及经济效益预测与评价
1、效益预测：
在抽油机机型、产液能力基本不变的条件下，综上技术路线与技改措施，史南油田油井技改后平均地面效率可由46.1%提高到最高期望值55%，平均井下效率可由44.7%提高到最高期望值55.6%。
地面效率最大理论目标值η1xη2xη3xk=75%x90%x93%x95%=59.6%大37块地面效率当前值η1xη2xη3xk=62%x87%x92%x93%=46.1%大37块地面效率最大期望值η1xη2xη3xk=72%x87.8%x93%x94%=55.1%η1--电动机最大效率、η2--皮带轮减速箱最大效率、η3--四连杆机构最大效率、k--有效载荷系数
井下效率最大理论目标值η4xη5xη6xη7=96%x82%x81%x87%=55.5%史南油田油井井下效率当前值η4xη5xη6xη7=93%x75.4%x75%x85%=44.7%
史南油田油井井下效率最大期望值η4xη5xη6xη7=95%x80.3%x80%x85%=51.9%
η4--盘根盒效率、η5--抽油杆柱效率、η6--抽油泵效率、η7--油管柱效率。技改后整个系统效率最大目标值地面效率最大期望值x井下效率最大期望值=55.1%x51.9%=28.6%。
由以上分析，平均系统效率最高期望值可由20.64%提高到28%以上，平均有功功率由10.23kW降到7.2kW，吨液节电率达到21%以上，节能技改121口井，年节约电费1805500元以上。
12工作量（口）9425119单价（元）金额（元）3201*3008000480001201*0042080
拖动系统技术改造后，供排关系与参数匹配得到了优化，也相应延长了油井免修期，降低了物耗。杆管年报废率降低15%以上，每年可节约更换管杆费用150000元。
2、单纯考虑节电率的项目的投资效益评价：
（1）、投资回收期：项目总投资为420.8万元，年创效益180.55万元，项目投资回收期=项目总投资/年创效益=420.8/180.55=2.33年。
（2）、投资效益率：
按照投入设备的技术特征、折旧标准与统计规律，节能技改所投入设备的使用年限平均为4.5年，项目完成后1年免费保修，第二年后维护费用25万元/年。
项目投资效益=年节电费*4.5年-项目总投资-维护费用=180.55*4.5-420.8-25.0*3.5万元=304.2万元。
项目投资收益率=项目投资效益/项目总投资=304.2/420.8=72.2%。如果考虑降低物耗等综合效益则项目的投资效益更高。
另一方面，项目实施后，生产系统安全可靠性显著改善，生产管理更趋便捷。总之，节能技改不但有利于油田企业降本增效，也符合国家“节约资源，建立循环经济、构建和谐社会”的政策导向，意义重大，具有显著的社会效益。
综合分析，该项目经济效益与投资效益非常显著，项目的立项与实施非常可行也非常必要。
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