加油词(精选8篇)

简短加油词篇1

【关键词】酸化解堵；经济效益；下寺湾油田；塔丛23-1

1 地质概况

塔丛23-1为下寺湾油田的一口生产井，生产层位为长2中3油层组。下寺湾油田长2段储层属三角洲前缘—平原分流河道相沉积，一般埋深600m～800m，岩性为浅灰色中、细砂岩夹灰色泥岩。砂岩中碎屑总量平均为85、8%，其中石英、长石、岩屑平均为31、3%、43、5%、31、3%；碎屑颗粒分选中等，次棱～次圆，平均粒径为0、47mm，支撑类型为颗粒支撑。胶结物总量平均14、2%，填隙物主要以胶结物为主，杂基含量低。胶结物主要成分是绿泥石、石膏和方解石。储层内的粘土矿物主要为绿泥石，其次为伊利石，以及伊/蒙粘土混层矿物和高岭石。

2 存在的问题及解决方案

2、1 存在的问题

因下寺湾油田长2中3储层埋藏浅，压实作用弱，填隙物以绿泥石为代表的胶结物为主，地层易出脏物和砂。塔丛23-1井泵内结白色薄垢和地层出赃物导致泵况变差，作业次数较多逐年增多，随着地层流体的采出和注水见效的影响，储层的物性参数也在不断的变化。至今没有一个非常有效的方法解决塔丛23-1井正常生产周期短的问题。因此为提高该井效益，需制定一个合理有效的解决方案，不仅能延长油井正常生产周期，而且使成本降到最低。

2、2 解决方案

针对该井的特殊情况，从多方面分析总结，通过不断的试验（加除垢剂、酸化、更换防垢泵、加深抽汲热洗等），最终制定合理有效的解决方案提供宝贵的经验。

2、2、1？酸化解堵

因地层所出垢绝大多数来自岩石中的胶结物，而长2中3胶结物主要是钙质胶结，在酸性条件下易分解。于是对该井进行酸化处理，主要采用5%的土酸+各种添加剂，入井总液量10方，利用泵车注入井中。从酸化机理分析：一方面浓酸与地层水接触，产生热量，从而清除近井地带的蜡，另一方面酸与无机垢反映，清除无机垢造成的孔喉堵塞。该方法能有效的解决泵内因结较厚白垢导致的卡泵的问题，储层物性改变效果不好，原因主要有：入井酸液浓度低，液量少，不可能产生大量的热量；地层亏空大，注入压力低，酸液只是活动于高渗压裂缝中，与原状地层接触少，也就不可能解除近地带的孔吼堵塞；因储层埋藏深度较浅，压实作用较弱，胶结物会随着流体流动被带出，酸化仍不能从根本上解决地层源源不断的出脏物。2、2、2？更换防垢泵

针对所出现的卡泵现象，采取更换防垢泵的方案，结果无效。分析原因主要为：防垢泵也可称为防砂泵，对于地层出砂井效果更为明显。而该地层所出垢渣多为粘土矿物和少量金属矿物，粒级为泥级。虽该泵能有效防止卡泵的发生，但活塞与泵筒之间的缝隙较大且因地层孔隙度和渗透率较低致使地层供液不足，最终导致泵内液体漏失严重。

2、2、3？加深抽汲热洗

因目前无有效的方法从根本上解决地层出脏物的问题，所以只能通过抽汲热洗来解决泵况变差的问题。实践表明，简单的抽汲热洗的有效期平均为25天，正常生产周期太短。采用加深抽汲热洗的原因：简单的抽汲热洗无法有效的清除井底堆积的脏物及垢渣，随着油井正常生产，井底沉积的脏物及垢渣不断增加，当沉积的垢渣达到一定浓度时，新生成出的垢渣会成悬浮状存在井筒周围，它会携带着脏物通过筛管进入泵筒，随着生产时间的延长，垢渣及脏物会在泵筒内不断堆积导致泵况变差；加深抽汲热洗，不仅可有效清除井底脏物及垢渣，而且通过一定速率的泵入热水使动液面升高，在抽汲热洗过程中减少地层过量出脏物。

塔丛23-1采用加深抽汲热洗有效期平均为51天，远远大于简单的抽汲热洗。加深抽汲热洗的费用为1200元，检泵的费用为7600元，抽汲热洗的费用为1000元，通过对各个施工内容的效益评估，加深抽汲热洗的成本低且效益高。

除了以上几种措施外，针对地层出垢导致卡泵现象，通过不断摸索采用定期定量的加入除垢剂、热洗过程中适当加入活性剂等方法已基本解决卡泵的问题。

3 目前有效地解决方案

管柱丝堵深度为630、94m，砂面深度为684、4m，可加深4或5根油管。油井正常生产时井筒内理论液量计算公式为：

参考文献

[1] 万仁博，罗英俊、采油技术手册修订本第六分册[M]、石油工业出版社，1990，6

[2] 张德元，刘子晋、注水开发后期石油水井套管损坏与地应力场变化[C]、第四次国际石油工程会议论文集

[3] 王东烁，金业权、复杂井井筒处理工艺技术模式分析[J]、西部探矿工程，2005（10）： 62-64

简短加油词篇2

【关键词】油稠 含蜡高 热洗 恢复期 效益

1 前言

生产现状：板70-18区块内有正常生产的机采井4口，其中产油量较高的井是板72-18井和板70-18井，生产数据见表1；其他两口井为板70-20井和板72-20井，这两口井产液高，日产液量共计100多方，含水高达90%以上。板70-18区块的油井深度大，基本上都在1800米左右；油稠，粘度为50mpa、s以上、含蜡高达6%以上，生产中易发生蜡堵情况，为保证井筒畅通定期采用热洗车组对油井井筒进行热洗。但由于井况、地层压力、地层漏失等因素的影响，热洗后造成油井产量下降，含水恢复期长，严重的甚至造成检泵作业，费用高，损失大。因此，解决油井热洗过程中存在的上述问题事在必行。

2 提出改造方案，加以实施

2、1 对比分析用热洗车组热洗井筒前、后的效果

相关生产数据（见表1）。从表1中可以看出：平均含水恢复期14天，共影响产量80吨。

2、2 提出突破口，分析确定实施方案

针对油井热洗后出现的一系列问题，经过研究提出了五个可供选择的突破口：

（1） 取消热洗车组热洗计划，改为大剂量加药措施。分析结果：加药难度大，药剂费用高，易造成检查作业，效果难预测。

（2）调整注水井网，使油层供液充足。分析结果：效果难预定，实施难度大，见效时间长。

（3）铺设掺水管线，增加井筒流速及温度。分析结果：费用高，难度大，见效时间长。

（4） 改造井口-水套炉地面流程，进行自洗。分析结果：易实施，费用低、操作简单，减少热洗费用，缩短含水恢复期。而且有相关的技术人员可以帮助一起实施。

（5）优化调整热洗参数。 分析结果：设备性能达不到，井况适应性不强。通过突破口分析评价，“改造井口-水套炉地面流程，进行自洗”最为可行，因此确定采用此方案。

2、3 改进方案及可行性分析

经过现场细致研究，生产实际情况，提出3种具体方案：方案一，在套管出口处安装闸门，使产出液进入油套环空，利用油井自身产出液量循环自洗。方案二，油井本身液量低、温度低达不到自洗要求的借邻井液量循环自洗。方案三，在水套炉出口处安装加药装置，应用化学药剂，提高井筒温度。通过评价，前两个方案可实施，但这两个方案未实施过，效果把握性难确定，因此根据油井实际生产及现场情况，按照先易后难的原则进行改造、验证效果。先对第一方案进行实施，如果按第一个方案实施成功，达到目标要求，则在此基础上再扩大应用范围实施第二个方案。

3、1 第一方案的改造实施

3、1、1 制定第一方案

对策：井口与水套炉地面流程改造。目标：保证油井稳产，缩短含水恢复期。措施：油管出口与水套炉进口连接，水套炉出口与套管进口连接，并在套管出口安装闸门，使液量从井筒中流出后通过水套炉加热再注入油套环形空间，利用油井自身产出液量进行循环洗井清蜡。

3、1、2 第一方案的实施

先对板72-18井进行了改造，将油管出口管线与水套炉进口连接，水套炉出口与套管进口连接，在套管前安装一个阀门，油井自洗时打开套管阀门，使液量从井筒中流出后通过水套炉加热再注入油套环形空间，利用油井自身产出液量进行循环洗井清蜡。流程改造完成后，我们对闸门、压力表、水套炉各部件、计量房流程检查无误后进行试运行。效果（如表2）。

从表2可以看出油井应用井口连水套炉自洗后，产量稳定，油井的含水恢复期只有2天，缩短恢复期8天，增油3、17吨/天。第一方案实施成功。存在问题： 液量充足的油井可应用该方案，液量低井温低的油井无法达到方案要求。

3、2 第二方案的改造实施

3、2、1 制定第二方案

对策：油井本身液量低达不到自洗要求的借邻井液量循环自洗。目标：保证油井稳产缩短含水恢复期。措施：在第一方案实施改造的基础上把邻近高液量油井的出口管线与自洗井油管出口连接。

3、2、2 第二方案的实施

在对第一个方案实施、试验成功的基础上，对液量不足的油井，实施第二方案。即：在第一方案实施改造的基础上，又进一步进行了改造，把邻近高液量油井的出口管线与自洗井油管出口管线连接，增加油井产液量，达到自洗要求。

板70-18井的液量低，井温低，平均进站温度只有18度左右，冬季进站温度只有10度左右。我站板70-20井液量高达90方，含水95%以上，井温（在不加热的情况下）48度左右，用板70-20的井对板70-18井进行自洗流程的改造。效果（如表3）。

从表3可以看出油井应用井口连水套炉自洗后，含水恢复期仅有4天，产量提高1、75吨/天，含水恢复期缩短14天。第二方案实施成功。

4 生产效益和社会效益

（1）产量稳定，平均含水恢复期3天，缩短11天。

（2）热洗增油4吨。

（3）改造措施费用低、操作简便，节约了大量的热洗费用。

（4）此方法可以应用在其他油田生产状况相似的油井上，效益更高。

5 注：相关名词解释

含水恢复期：指油井热洗井筒后，含水恢复到正常生产水平时的天数。

缩短含水恢复期：指油井应用第新方案自洗后，含水恢复到正常生产水平时的天数与该井热洗车组热洗时含水恢复到正常生产水平时天数之差。

参考文献

[1] 万仁溥，著、采油工程手册、石油工业出版社，2000

[2] 张锐，等、稠油热采技术、石油工业出版社，1999

[3] 吴则中，等有杆抽油设备与技术、石油工业出版社、1994

简短加油词篇3

关键词：原油 电脱水 直流电场 交流电场 脉冲电场

一、引言

随着人们对石油的依赖度激增，石油已成为人们日常生活中必不可少的一部分。油田采出石油含有大量的水，这些水会带来很多危害。因此，炼油厂对原油含水率的要求有着严格规定，规定原油含水率应≤0、5%。由于原油必须经过处理才能变成商品油，所以原油脱水就成为油田生产过程中一个必要环节。在油田的生产过程中，使用适当的脱水方法对原油进行脱水，对于减少原油储运、加工成本，降低能量损耗，保障油田生产安全进行具有极其重要的意义。

国内外学者、专家针对原油脱水技术进行了很多研究，其中应用最广泛的首推静电聚结法和化学破乳法。静电聚结主要用于W/O型乳化液，利用电场将油中分散的水聚结成较大水滴，使其从油中分离出来。目前常用电场有：直流电场、交流电场和高频脉冲电场，。

二、直流电场脱水

1911年，Cottrell和Speed注册了电场聚结的第一份专利，并在实验中观察到水滴的聚结机制[1]。1918年，F M Seibert等人申请了采用250～500V直流电场处理油水乳化液的专利并率先提出了直流电脱水的机理――电泳聚结和偶极聚结[2]。1965年，Waterman进一步研究了水滴在电场中的聚结，他认为静电聚结机理主要为偶极子-偶极子聚结和电澄清[3]。1971年，P、 J、 Bailes和Larkai发现直流电场能使水滴产生快速的电泳运动，液滴在电极之间的快速移动使液滴和液滴间的碰撞率上升，这使得液滴间的聚结变得非常明显[4]。

直流电场脱水以电泳聚结为主，适合处理较小的水颗粒，但设备与带电流体间形成的金属/电解液回路可能会导致设备电化学腐蚀，因此直流电场目前主要用于炼油厂含水质量分数较低的原油乳化液的“电精制”。

三、交流电场脱水

1984年，Galvin在实验中发现：交流电场中，相邻水滴会直接发生聚结，而不是等水滴成链后再聚结。水滴间距越小，其相互靠近速度越快，当液滴与液滴间距急速变小时，液滴出现变形，水滴因油水界面膜破裂而发生聚结[5]。2001年，Williams等人测试了交流电场作用时间对油中水滴直径的影响，发现液滴直径随电场作用时间的增加而增加，直到达到最大值而不再变化[6]。

交流电场的优点是电路简单，无需整流设备；因电流方向频繁变化而电解反应可逆，而且带电颗粒移动受到抑制，与设备难以形成金属/电解液回路，不会造成电极腐蚀，适合处理高含水原油和聚结在油水界面附近的大水颗粒。其缺点是每个周期内只有两次瞬间电场强度达到最大值，脱水后净化油中的含水率较高；水颗粒容易排列成“水链”而使电场发生短路。

四、脉冲电场脱水

20世纪80年代初期，使用电场技术对W/O型乳化液实施破乳已经较为普遍，但由于分散相水颗粒在电场作用下呈链状排列后会致使电场短路等原因，待处理W/O型乳状液的含水率难以超过15%。英国Bradford大学化学工程系的P、 J、 Bailes教授开发出了一种静电破乳器，可以在含水率高达65%以上时正常工作，其主要特点是对高压电极进行绝缘涂层处理，并使用高压脉冲DC电场以克服高压DC电场下，绝缘层对电场强度的急剧衰减效应[7]。

1991年前后，英国石油公司（BP）资助P、 J、 Bailes课题组开展了W/O型原油乳化液的高压脉冲DC电场破乳研究。结果表明，高压脉冲DC电场能够较好地处理含水率高达50%的原油乳化液。2000年，美国Natco集团的G、、W、Sams和美国Texas A&M大学的J、 P、 Wag教授对W/O型乳化液在高压AC电场和高压脉冲DC电场作用下，连续流动破乳时的电能消耗问题进行了系统的研究[8]。2009年，Ole-Morten Midtgard首次应用静电场理论从物理角度分析乳化液受到脉冲DC电场作用时，静电聚结器内电压和自由电荷的形成机理，并提出了一个变化参数为频率和占空比的解析表达式用以推导在各种情况下对特定模型的电压和电荷分布[9]。

高频脉冲电场破乳技术不但能够建立高压稳定破乳电场，而且对高粘度原油的净化脱水也有很好的效果，解决了原油高含水发展期产生的问题，降低了破乳剂的使用量和能耗。高频脉冲电场破乳技术采用脉冲供电，避免了电极间的短路现象，并具有电场运行稳定、脱水电耗低的优点。

五、结论

简短加油词篇4

[关键词]油田机械 采油清污 工艺技术

中图分类号：TP880 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）21-0399-01

在我国油田现今正在快速的发展，但是由于过度的开发，导致地下底层的含水量加大，能力的减小，所以多数的自喷井已经不能够适应现代采油发展的需求，渐渐的转化为机械采油的生产，而且到目前为止已经占了较大的比例，但是快速发展的同时，必然出现相应的问题。比如说部分的机械配件不能够通用，损坏之后不易维修；还有的机械设备造价十分的昂贵，对油田的投机产生不小的影响；现今的抽油机使用寿命都不是很高，原因是设计复杂，专业人员的缺少，导致不能正常的维护和管理；清污技术相对滞后，没有完善的方案和方法。本文结合油田机械采油的实际情况，对采油工艺应用的现实情况和工艺指标所存在的问题提出相应的解决方案，并对清污工艺技术浅析。

1、油田机械采油工艺技术分析

1、1 机械采油井抽油泵效分析。

抽油机是油田比较普遍应用的采油设备，电泵井最佳的抽油效率在80%――120%之间，对于抽油泵的机效小于30%的是相对比较低的，在生产中稀释程度较大，部分油井供液不充分，个别的油井油气较高，工作参数存在偏差等等一系列的问题。在相对比较的情况下，平均采油泵的效率能够达到102%，并且在数量上能够占油井总数的80%以上，平均的下降高度1357米，这个数据就表明了地下油层的供油量能力比较充足，但是可能存在着抽油泵以及参数、工艺选择不明确的原因。为了能够使连喷带抽的油井增加诱喷作用，就应该选择较大泵径的抽油泵，能够快速的进行抽喷作用。

1、2 机械采油油井工艺适应性分析。

管式泵在国内外得到了广泛的应用，因为它的结构比较简单，适用于各种液体石油生产能力。但是它会在工作过程中伴随出砂、稠油、高含气吸力的油井等效果差的特点，在实践过程中，为了保证正常的生产，往往需要使用任何其他形式的配套技术。油田应用管流泵开采的粘度，适应范围之内的油井。适用于粘度较低的油井开发，具有很强的适应性和液压反馈效应，可以缩小油梁式抽油机（油梁式抽油机：应用最为广泛，各个产油国都在应用的一种抽油机，因为其结构简单，制造比较容易，操作和维护方便，能够适应现场的工作，使用的寿命相对较长，而且经济划算。）负载变化中的波动，有效提高泵效，减低抽油杆中断的事故发生，这样才能克服阻力，为挖掘重油得到更好的效果。

1、3 机械采油井沉没度分析。

油田油井的设计上，对沉没度应该给予特别的重视，总的来说，600米的深度，油井平均多达1385、6米的沉没，对于碳酸盐的超深井来讲，预测与预期不相匹配，为了下步能够减少因为泵挂造成的修井费用，可以更新设计，使油泵有较大程度的沉没，在所有的工作地点得到有效执行。另外，较大的沉没度不仅有利于增大生产的压力差，而且能够减少气体对油泵的影响，提高油泵的工作效率。但是如果一味的过大的进行沉没，反而不利于提高工作效率，反而会降低泵效，增加投资的成本。其中主要原因有以下两个方面：一是增加抽油机的负载能力，使抽油机的悬杆中断几率增加；二是过大的加深油泵的深度也会导致有油管的变形，增加维修的成本。因此，在加深抽油泵的沉没度方面还需要有效的应对措施。

1、4 机械采油井检泵周期分析。

抽油机井检泵周期，是反应抽油机井管理水平的一项重要指标，检泵周期的长短不但与完成原油生产的任务相关，而且直接影响到经济成本的控制。所谓的检泵周期就是指上次各种措施后下泵正常启抽之日至本次失效之日的间隔天数。在进行机械采油井检泵周期分析过程中，油泵的周期小于180d的油井及电泵井检泵周期小于180d的井都属于不达标的周期。影响检泵周期的因素有以下几点：地层水含量的增加、抽油机油杆的中断，井下抽油泵的故障等等。引起检泵的原因有地层出砂、原油的粘稠度增高所导致与粘度有关的各种摩擦力增加、井壁损坏导致的使抽油杆失稳产生纵向弯曲和变形等等；引起井下抽油泵故障的原因有地下能量供应不足、油井的水分含量高、井下复杂多样等等。造成电泵井检泵周期短的主要原因也可以分为以下几点：一是由于地下电机处于长期的腐蚀环境，当油井产出液大于74、02%时，产出液就会变相，相关的就会从亲油性变成亲水性，生成h2s等腐蚀介质对电机严重损坏；二是对参数的设计不完善，导致电泵欠载，经常停止工作，大大的缩短了使用寿命；三是原油的高粘度会经常堵死油管，电泵无法正常运行。

2、机械采油清污装置的应用

2、1 螺旋输送及液压升降清污装置的应用。

根据它的外形来看，是一个封闭式的钢制圆筒，由螺旋方向相反的管外螺旋。当它工作的时候，管外的螺旋就会利用其工作原理使周围的泥沙松动，它的转速大小可按照泥沙的性质和行为的效率需要进行调整。这个螺旋输送清污装置尺寸小，结构比较简单，比较容易操作，可以在沉砂池中作业，而且不会发证泄露。

2、2 半球摇摆转子泵清污装置的应用。

这个半球摇摆转子泵清污_传送装置，它是由半球摇摆转子泵、电动机、离合器、台架、皮带轮组成。它的发明主要是针对油田生产中对容积式的特殊要求所发明的一种新式容积泵。当这个机器开始工作的时候，具有超强的自吸能力，并对渣油的回收有良好的效果。通过多方面的实验结果，平均每个月清除了410米，有效的证明了半球摇摆转子泵工作效率高、操作简单和维护方便的事实。

2、3 蟹耙式清污装置的应用。

该装置主要是由物料盘、蟹耙钳、输送带和电动机等组成的。当它进行工作的时候，需要人工将其推到沉砂池边，并把物料盘插入泥沙之中，启动后，两个蟹耙钳将交错的把泥沙耙到运料输送带上。它的结构相当简单，具有一定的机动性，但是由于自身的特性，清理泥沙不是很彻底，在如今的许多油田已经淘汰了这种比较老式的清污装置，但是一些少部分小油田还在应用。不管清理的效果好坏，毕竟代替了人工操作。

简短加油词篇5

【关键词】安全阀；延伸器；设计；应用

前言

目前在我们稠油开采过程中，机械采油进站加热中的加热炉是一种必不可缺少的重要设备。火管炉生产是否正常，地层原油是否能顺利从井口输入到采油站，是由井场火管炉工作情况决定的。由于金马油田开发的油藏多为稠油油藏进站困难、回压高一直是困扰我们油田开发的难题。2005年金马油田大面积更换了热效率高节能的立式火管加热炉，解决了进站温度上升慢的问题但由于立式火管炉设计上存在的问题，在进行日常管理的加水作业上和安全阀手动校验上存在很多问题。

尤其是在冬季，加热炉主要使用期，加水次数增加和冬季生产内容多使职工的劳动强度增大，同时安全问题也突显出来。影响了公司的安全生产和原油生产任务的完成。下面我从几个方面对加水和手动校验存在问题进行分析：

首先，不安全――当我们在没有工作台的情况下，站在立式火管的控制箱上进行加水操作和手动校验操作很有可能造成坠落摔伤，而且也有可能造成设备损坏踩坏控制箱。

其次，在加水过程中上下控制箱手持加水胶管一个人操作起来特别费力，一般都是两个人一起操作。造成了人力的浪费。

为此我针对现场的实际情况，对安全阀手柄设计了一种简单的工具以解决这个加水和手动校验问题。从而使立式火管炉在加水和手动校验过程安全地在短时间内完成操作，从而减少了安全事故的发生为原油生产提供了有利的保障。

1、安全阀手柄延伸器的结构与工作原理

1、1安全阀手柄延伸器的结构

它是由：1异形手柄；2延伸拉索组成；

1、2工作原理

利用扛杆原理，将原来的手柄更换为一异形手柄，把原来向外的拉动改为向下拉动，开启安全阀，达到卸压和手动校验的目的。我将立式火管炉的放空阀门变为加水阀门，利用水车的压力将水压入炉体内，并利用安全阀的卸压功能使炉内达到压力平衡，从而完成加水过程。

2、安全阀手柄延伸器的使用效果分析

2、1效果评价

截止到2007年8月底全公司共使用500台。通过使用“安全阀手柄延伸器”加水时间由原来的20分钟/次，缩短为15分钟/次，校验时间由5分钟/次，缩短为30秒/次，从而减少了操作时间。

通过活动，研制一套工具，立式火管炉加水和手动校验安全、方便、快捷。节省大量的人力物力，提高工作效率；研制的工具必须使现场操作人员的安全系数得到绝对保证。

安全阀手柄延伸器的使用情况对比表

安全阀手柄延伸器

使用前

2、2经济评价

经济效益=工时费×节约时间（分钟）×井次

安全效益=无价

3、结论

通过我们多次的使用，安全阀手柄延伸器器得到了我公司工程技术人员与维修人员的好评。实践表明：该工具价格低廉，操作简单，使用方便，安全可靠，可以节省时间和物力，并可以创造一定的经济效益。该工具在立式火管炉的使用过程中是不可缺少的配件。

但是该工具的使用范围比较有限，它只适用于立式火管炉。这个工具只是我初步的设计，还要进一步完善。因此在以后的工作中，我将继续深入探索和研究，以使其适用于任何高部位需经常启动的安全阀。

参考文献

[1]万仁溥，罗英俊、《采油技术手册》，2000年

[2]姚远勤，曹维庚、《稠油热采技术》，1985年

简短加油词篇6

关键词：变压器 异常运行 故障分析

变压器的作用是将发电机端的电压升高以后再输送出去，以此来保证电压的平稳过渡运行。变压器在运行中，由于各种原因将会导致变压器故障，变压器一旦发生故障，就会限制发电机的出力，减少和中断对部分用户的供电，对电网安全可靠供电造成很大的威胁。在变压器发生事故时，应及时、准确、快速的进行故障处理，杜绝事故或避免事故的扩大。本文分析了变压器的常见故障和事故，并提出了处理措施。

一、变压器出故障的异常运行

1、声音异常

①当有大容量的动力设备起动时，由于负荷变化较大，使变压器声音增大。如变压器带有电弧炉、可控硅整流器等负荷时，由于有谐波分量，变压器的声音会变大。②过负荷会使变压器发出声音很高而且沉重的“嗡嗡”声。③个别零件松动使变压器发出强烈而不均匀的噪声，如铁芯的穿芯螺丝夹得不紧使铁芯松动等。④内部接触不良或绝缘有击穿，变压器发出“劈啪”声。⑤系统短路或接地，因通过很大的短路电流，使变压器发出很大的噪声。⑥系统发生铁磁谐振时，变压器发出粗细不均的噪声。

2、正常负荷和正常冷却方式下，变压器油温不断升高

由于涡流或夹紧铁芯用的穿芯螺丝绝缘损坏，均会使变压器的油温升高。涡流使铁芯长期过热而引起硅钢片间的绝缘破坏，这时铁损增大油温升高。而穿芯螺丝绝缘破坏后，使穿芯螺丝与硅钢片短接，这时有很大的电流通过使螺丝发热，也会使变压器的油温升高。

3、继电保护动作

继电保护动作一般说明变压器内部有故障。瓦斯保护是变压器的主要保护，它能监视变压器内部发生的大部分故障，经常是先轻瓦斯动作发出信号，然后重瓦斯动作跳闸。轻瓦斯动作的原因有以下几个方面： ①因滤油、加油和冷却系统不严密，致使空气进入变压器。②温度下降和漏油使油位缓慢降低。③变压器内部故障，产生少量气体。④变压器内部短路。⑤保护装置二次回路故障。

4、分接开关故障

变压器油箱上有“吱吱”的放电声，电流表随响声发生摆动，瓦斯保护可能发出信号，油的闪点降低。这些均可能是由于分接开关故障而出现的异常现象。分接开关故障主要有以下几个原因：①分接开关触头弹簧压力不足、触头滚轮压力不匀使有效接触面积减少、镀银层因机械强度不够而严重磨损等，会引起分接开关烧毁。②分接开关接触不良，经受不住短路电流的冲击而发生故障。③倒分接开关时，由于分头位置切换错误造成开关烧坏。④相间绝缘距离不够或绝缘材料性能降低，在过电压作用下发生短路。

5、其他异常现象

①油色显著变化。取油样时发现油内含有碳粒和水分，油的酸价增高、闪点降低，随着绝缘强度的降低，易引起绕组与外壳的击穿。

②油枕或防爆管喷油。如果二次系统突然短路而保护拒动，或内部发生短路故障而出气孔和防爆管堵塞等，内部的高温和高热会使变压器油突然喷出，喷油后使得油面降低，有可能引起瓦斯保护动作。

③三相电压不平衡。a、三相负载不平衡，引起中性点位移，使三相电压不平衡。b、系统发生铁磁谐振，使三相电压不平衡。c、绕组局部发生匝间和层间短路，造成三相电压不平衡。

④绝缘套管闪络和爆炸。如果套管密封不严，因进水使绝缘受潮而损坏；套管的电容芯子制造不良，内部游离放电；套管积垢严重以及套管上有大的碎片和裂纹等，均会造成套管闪络和爆炸事故。

二、变压器故障的原因

按变压器发生故障的原因，一般可分为电路故障和磁路故障。电路故障主要指线环和引线故障等，常见的有线圈绝缘老化或受潮、切换器接触不良、材料质量及制造工艺不佳、过电压冲击及二次系统短路等引起的故障；磁路故障一般指铁芯、轭铁及夹件间发生的故障，常见的有硅钢片短路、穿芯螺丝及轭铁夹件间的绝缘损坏以及铁芯接地不良引起的放电等。

三、变压器故障的解决方法

1、铁芯损坏

铁芯故障大部分原因是铁芯柱的穿心杆或铁芯的夹紧螺杆的绝缘损坏，使穿心螺杆与铁芯叠片造成两点连接。出现环流引起局部发热。甚至引起铁芯的局部烧毁。可以进行吊芯外观检查，也可用直流电压电流法测叠片间绝缘电阻。

2、铁芯接地片断裂

变压器在运行中，其内部金属部件会因感应产生悬浮电位。如果接地不良或接地片断开，就会产生断续放电。当电压升高时，内部可能发生轻微噼啪声。严重时会使瓦斯继电器动作，油色谱分析结果为不合格。其原因可能是接地片没有拧紧。对此可以进行吊芯检查接地片，更换已损坏的接地片。

3、绕组相间短路

一般多由其它故障扩大引起相间短路时电流猛烈增大。同时短路电流将引起油气化膨胀、爆炸出现喷油现象。此时瓦斯继电器、差动保护和过流保护都会动作，防爆管严重喷油。测量绝缘电阻及测量绕组的直流电阻和变压比，即可判断出绕组的损坏情况。此时应测量绕组对油箱的绝缘电阻及做油简化试验检查。

4、绕组对地部分短路

变压器油受潮后绝缘强度降低，油面下降或绝缘老化，由于绝缘老化，油受潮，线圈内有杂物。短路冲击和过电压冲击所造成。事故时，一般都是瓦斯继电器动作、防爆管喷油，如果变压器的中性点接地，则差动和过流保护也会动作。一般情况下，应测量绕组对油箱的绝缘电阻及做油简化试验检查。

5、绕组匝间短路

长期过负荷使匝间绝缘损坏，线匝排列与位，绕组压装不正确等使匝间绝缘深受到损坏，发现匝间短路应及时处理否则常常会引起更为严重的单相接地或相间短路等故障。在短路的匝间内将油很大的短路电流，变压器的温度比正常运行时高，一般气体继电器的气体呈灰色或蓝色，跳闸回路动作。故障严重时，差动保护动作。发生绕组匝间短路时，空载电流与空载损耗会显著增加。应吊芯检查：检查油箱冷却管有无堵塞，测各相直流电阻，将器身置于空气中加10%--20%额定电压，做空载试验，损坏点会冒烟。量绕组对油箱的绝缘电阻及做油简化试验检查。

6、断线

简短加油词篇7

【关键词】冷轧机组；辊式；除油装置；改进；方便维护

1 前言

带钢冷轧机组轧制过程是金属带材的高速变形过程，一方面由于金属内部分子间的磨擦必然产生大量的热能；另一方面轧材的减薄又不可避免地使轧辊与轧材表面发生相对运动。为了减小轧辊与轧材之间的磨擦力、降低轧制力和功率消耗，使轧材易于延伸、控制轧制温度、提高轧制产品质量，必须在轧辊和轧材接触面间加入冷却液即轧机工艺。冷轧后有部分轧硬卷短暂存放，需要产品有较好的防锈能力避免出现锈斑；部分冷轧产品进入热镀锌机组，需要产品有较好的被清洗能力避免镀锌后出现脱锌；部分冷轧产品进入罩式退火炉，产品需要有良好的退火挥发性能，以及具有防止罩式退火炉常见的碳化边缺陷的能力；现代冷轧带钢生产，为了简化工艺、提高劳动生产率、降低成本，在需要进行中间退火时，采用了不经脱脂清洗而直接退火的生产工艺。这就要求剂不因其残留在钢材表面而发生退火腐蚀现象，即在钢材表面产生斑点。如果大量的矿物油粘覆在带材的表面在卷取机卷取成卷时，带材表面也容易发生滑伤影响产品质量。所以当轧制到最后一道次时也就是成品前，又必须去掉带钢表面的多余残留液，最重要的是清除带钢表面的油脂，尤其是带钢表面的矿物油。目前除油的方法主要是通过真空抽吸和除油辊挤压。

2 六辊冷轧机组中辊式除油装置的结构特点及使用情况

3 辊式除油装置结构的改进

改进后的除油装置为三辊式：顶部两个固定除油辊、下部一个可以升降运动的除油辊；下除油辊2在液压缸5的作用下、机架3导槽的导向下升降运动；为了保证下辊在抬起和落下时轴线的水平动作设置了同步装置4，通过齿轮齿条实现了下除油辊的水平动作，使得工作更加平稳可靠、避免了升降不同步导致的除油辊受力不均匀。在机组工作时带材通过除油装置后下除油辊抬起，使带材成波浪形通过。带材运行过程中下除油辊与上部两个除油辊两次挤压除去带材表面的残液。改进后的装置结构中减少了一个除油辊，结构更加简单，上下除油辊设计为独立的部件结构，可以随意维修更换任意一个除油辊。考虑到维修更换的方便在辊子装配部件中设置了更换用滚轮和侧向导轮。如果除油辊出现问题，可以将两侧固定挡板拆卸后直接将单个辊子装配整体推拉到线外，将准备好的备品备件更换后即可正常生产。维修工可以在线外抽出适当的时间进行维修，维修好的除油辊装配可以作为后期使用的更换备件。在很短时间内即可将故障除油辊更换完毕，为继续生产节约大量的时间，保证了生产的连续性。

简短加油词篇8

[关键词]抽吸生产 对中状态 卸载 均匀分布

中图分类号：P611 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）04-0256-01

引言

目前，在整个油田生产过程中绝大多数油井为抽油机井。针对抽油机井在抽吸生产过程中，驴头、光杆、井口防喷器三点处于不对中状态，毛辫子在光杆的左右两侧存在分布不均匀，造成了毛辫子磨损后断、裂伤人，发生抽油机翻机等安全生产事故的发生。

1、常见问题分析及常规处理方法

1、1作业队在进行抽油机井检泵作业时，经常会出现因风大、高空作业操作不便等原因造成驴头吊装不正。上提防冲距时紧固方卡子时用力过大悬绳器发生偏斜，挂毛辫子时操作不当两侧长短不一致的现象。造成驴头、光杆、井口防喷器三点无法处于对中状态。也经常因夜间作业的原因，检查不到位，作业队无法及时发现驴头、光杆、井口防喷器不对中及抽吸生产时毛辫子刮碰驴头边框护槽的现象，造成安全生产事故。

1、2、抽油机井抽吸生产所使用的标准光杆，在一定周期后，光杆受到腐蚀出现麻点等现象，使盘根无法达到原有的密封效果，污染环境，影响生产，需要采油队进行更换光杆。在更换过程中，也经常出现驴头、光杆、井口防喷器三点无法处于对中状态，严重时会使毛辫子在光杆的左右两侧分布不均，抽吸生产时毛辫子刮碰驴头边框护槽断、裂伤人等安全事故。

1、3抽油机工图反映抽油杆柱有断脱的，则需要卸载驴头负荷碰泵，进行抽油泵对接器的重新对接。如对接处理后试抽不合格，在进行申报检泵作业施工。而在碰泵过程中，也经常出现驴头、光杆、井口防喷器三点无法处于对中状态，严重时会使毛辫子在光杆的左右两侧分布不均，抽吸生产时毛辫子刮碰驴头边框护槽断、裂伤人等安全事故。如不及时发现整改，存在很大安全隐患。

1、4在抽油机运转过程中，上冲程时抽吸正常，而下冲程出现异响及井口装置震荡。判断为碰泵生产事故时，需要重新设定上提防冲距，避免碰泵生产、损坏抽油泵。在卸掉方卡子，卸载驴头，重新设置防冲距高度，安装紧固方卡子过程中也经常出现驴头、光杆、井口防喷器三点无法处于对中状态，严重时会使毛辫子在光杆的左右两侧分布不均，抽吸生产时毛辫子刮碰驴头边框护槽断、裂伤人等安全事故。

1、5针对上诉几种情况，常规处理驴头、光杆、井口防喷器三点不对中及抽吸生产时毛辫子刮碰驴头边框护槽问题的方法是：安装方卡子，将抽油机设置在下死点位置，驴头卸载，调节驴头上部两侧的顶丝长短，使驴头、光杆、井口防喷器三点处于对中状态。如操作无效，只有人力拉拽麻绳牵引驴头进行对中调节，存在很大的安全隐患。使用管打在毛辫子较短一侧，下压毛辫子使其加长或重新摘、挂调整毛辫子两侧长度，解决毛辫子两侧长短不一致的问题。

2主要危害

2、1在抽油机抽吸生产过程中，整体抽油机在安装、调试正常后才可以投产使用。由于驴头、光杆、井口防喷器三点处于不对中状态，影响了抽油机中轴、游梁、尾轴等关键部位的正常受力。长时间运行，磨损加大，严重时会发生抽油机翻机等安全生产事故，造成地面设施的严重损坏。

2、2在抽油机抽吸生产过程中，由于毛辫子在光杆的左右两侧存在分布不均，且抽吸生产时毛辫子刮碰驴头边框护槽的现象。造成毛辫子在上、下冲程时不断磨损，使毛辫子抗拉强度明显降低，当其抗拉强度降低至无法承载整个抽油杆柱及杆柱上部油液全部重量时，就会发生突然断裂伤人的事故。严重时会在整个杆柱重力瞬间向下顿击的作用下，会造成管杆柱断脱、顿弯，无法继续使用。出现抽油杆机停产，保修期内二次作业施工。存在极大安全隐患，造成成本浪费，增大施工费用，缩短检泵周期。

3 驴头卸载装置的理论分析

3、1 工具简介

驴头卸载装置是由长800mm的φ62mm油管短接本体、长500mm的φ76mm油管短接外置月牙、2块φ76mm的对中挡板、直径400m的圆形托盘组成。该装置整体带有一道宽为34mm的通长豁口。

3、2 工具组成

驴头卸载装置由本体、外置月牙、对中挡板、圆形托盘、手柄组成。

3、3 工具使用

将抽油机停在上死点，将该装置本体套在光杆上，光杆贴紧对中挡板中心位置，装置居中坐在盘根盒上方，保证整个装置均匀受力。关闭好外置月牙，防止本体在操作过程中从光杆上脱落。启动抽油机，下冲程时，铅垂坐在圆形托盘上，悬绳器坐在装置上端面，直至驴头到达下死点完全卸载，刹死抽油机刹车，进行调整对中、处理毛辫子刮碰驴头边框护槽的操作即可。

4 驴头卸载装置的现场应用效果

4、1驴头卸载装置成本低廉。该装置主要用废弃的φ62mm及φ76mm油管短接和少量废旧钢板加工而成，达到了节约制作成本，减少加工难度，修旧利废、创新创效的制作目的。

4、2驴头卸载装置操作便捷。该装置很轻便，操作中只需要一个人独立就可进行安装使用，节省人力物力。

4、3驴头卸载装置安全有效。该装置在操作使用过程中能够有效的将驴头卸载，并保证在整个调整驴头对中、处理处理毛辫子刮碰驴头边框护槽过程中的安全系数。

4、4驴头卸载装置使用广泛。该装置适用于φ28mm、φ32mm光杆的抽油机井，完全符合我厂矿区的光杆使用类型。

自2014年1月以来，驴头卸载装置已经在40多口抽油机井上得到了操作使用。到目前为止，现场操作人员反映该装置操作灵活简便，安全系数稳定，使用效果良好，达到了设计的构思和预想的使用效果。

5 驴头卸载装置的使用注意事项

5、1现场操作过程中，必须确保月牙能够完全挡住该装置本体的豁口位置，以防止因本体存在的豁口结构，在其操作过程中存在从光杆本体上脱落的问题。

5、2本装置上、下两片对中挡板的中心位置为整个装置的中心受力点。操作过程中，光杆要贴紧对中挡板的中心位置，确保到位，使得整个装置的均匀受力，保证使用过程中的安全性能。

5、3圆形托盘只能承载毛辫子的自身重量，因此圆形托盘焊接安装在本置选择适当，防止圆形托盘比本体先承受整个抽油杆柱载荷的下放重力，超载破坏，影响整个装置的使用。

5、4该装置本体豁口是整个装置受力的薄弱位置。在切割过程中，好保持两条切割线平行，保证其在使用过程中受力均匀。

6 结论

6、1驴头卸载装置在现场操作简便、使用快捷、省时省力，实用性强。

6、2驴头卸载装置降低了调整驴头对中、处理处理毛辫子刮碰驴头边框护槽的危险性，提高施工时效。