采油生产现场典型低老坏问题及优化措施分析

引言：

随着油田开发进入中后期，采油生产现场的复杂性和管理难度显著增加，部分基层单位因重视不足、标准执行不严或技术更新滞后，导致“低老坏”问题积累，如设备维护不到位、操作流程不规范等。这些问题不仅降低生产效率，还可能引发安全隐患，影响油田可持续发展，行业虽借助数字化改造、标准化建设等手段推动升级，但部分顽疾仍未根治。系统梳理“低老坏”问题的表现特征及根源，结合现代管理理念和技术手段提出针对性措施，成为当前油田优化运营的关键课题。

1.采油生产现场典型低老坏问题

1.1 抽油机盘根盒漏油未及时处理导致环境污染

抽油机盘根盒漏油问题已成为典型的低标准、老毛病、坏习惯现象，盘根盒的密封性能直接影响原油泄漏风险，当盘根盒密封失效时，原油会从光杆与盘根之间的间隙持续渗出，初期表现为轻微渗漏，但随着生产时间的延长，渗漏量逐渐增大，最终形成明显的滴漏甚至线流。这种现象暴露出三个技术层面的问题：一是盘根材质选择不当，未能适应井下工况的腐蚀性和摩擦系数要求，导致密封件过早磨损；二是盘根压盖调节不及时，当盘根磨损后未按规程及时紧固压盖螺栓，使密封补偿功能失效；三是光杆表面光洁度下降，长期运行产生的划痕和腐蚀坑加剧了盘根磨损速率[1]。漏油不仅造成原油损失，还污染井场土壤，其中含有的石油类物质会改变土壤理化性质，苯系物和多环芳烃等有毒成分通过渗透作用进入浅层地下水，造成生态环境破坏。

1.2 注水泵压力表超期使用造成数据监测失真

注水泵压力表超期使用导致的数据监测失真问题主要表现为三个方面：一是超期服役的压力变送器（压变表）存在明显的零点漂移现象，某现场检测数据显示，使用超过校验周期的压变表示值误差可达量程的±2.5% ，远超允许的 ±0.5% 精度要求；二是压力传感器弹性元件因长期承受脉动载荷（压力波动幅度 0.5-2.0MPa ）产生疲劳变形，导致输出信号非线性失真，特别是在量程的 20% 以下和 80% 以上区间，测量偏差会放大至正常值的 3-5 倍；三是压变表内部电路元件老化造成信号传输不稳定，中控室接收到的远程数据会出现间歇性跳变（幅度可达 ），而这种异常往往被DCS系统的滤波功能所掩盖；四是密封件劣化导致介质渗入表体，某案例显示当水汽侵入压变表内部后，其 4⋅20mA 输出信号会产生 0.2mA 左右的基线漂移，相当于产生 0.5MPa的监测偏差。这些问题直接影响了注水系统效率分析和设备状态评估的准确性（数据来源：国家石油天然气管网集团有限公司《2022 年站场仪表故障分析报告》）。

1.3 井口保温套破损未更换影响冬季正常生产

井口保温套破损未更换是典型的低标准、老毛病、坏习惯问题，严重影响冬季正常生产运行，保温套作为井口关键保温设施，其完整性直接关系到集输系统的温度稳定性，当保温层出现破损或缺失时，会导致井口至计量间管线的热损失率显著上升。冬季低温工况下原油黏度会随温度下降呈指数级增长，造成流动阻力增大，使系统回压升高至设计允许值以上，未修复的破损保温套可使井口温度较正常工况降低 15-20^∘C ，导致蜡晶析出速度加快，结蜡厚度在短期内达到临界值，严重时造成油管截面积大幅缩减，进而引发光杆下行困难、抽油机载荷异常等连锁反应，温度骤降还会改变原油流变性，使屈服应力上升，形成非牛顿流体特征，增加扫线频率与热洗作业次数。

2.采油生产现场典型低老坏问题的优化措施

2.1 采用双级盘根盒密封结构配合润滑脂自动补偿装置

针对盘根密封易失效、润滑不足等典型“低老坏”问题，可优化采用双级盘根盒密封结构配合润滑脂自动补偿装置的综合技术方案，双级盘根盒采用上下两级独立密封腔设计，上级腔体填充高弹性耐油橡胶盘根，具备良好的初始密封性和抗压缩变形能力，下级腔体配置芳纶纤维增强复合盘根，耐高温高压且耐磨性能优异，两级密封形成梯度压力屏障，可有效延缓介质泄漏路径。密封结构内嵌PTFE耐磨衬套，降低光杆摩擦系数至 0.1以下，同时采用 45°斜切口盘根叠加安装工艺，使密封接触面压力分布更均匀。配套的润滑脂自动补偿装置通过压力传感器实时监测密封腔工况，当系统压力低于设定阈值时，电动柱塞泵将锂基润滑脂精准注入密封摩擦副，注脂量可精确控制在 0.5-2mL/次，确保润滑膜持续完整。集成系统借助优化密封件材料硬度组合，配合自适应注脂技术，使盘根使用寿命延长至传统结构的 3 倍以上，动态密封工况下泄漏量控制在 5ppm以内，显著降低光杆偏磨速率与维护频次。

2.2 更换防震压力表并加装缓冲管减少脉动冲击

针对采油现场压力变送器（压变表）的脉动冲击问题，实施以下优化 措施：首先全面更换为防震型压力表（符合GB/T 1226-2017 标准），该表采 用充油式结构（硅油粘度 350cSt）和阻尼机构，可将脉动冲击衰减 60%以 上；其次在取压口加装缓冲管（推荐使用∮18×3mm不锈钢管绕制 3-5 圈螺 旋结构），通过容积式缓冲原理将压力波动幅度控制在±0.2MPa范围内；第 三改进安装方式，将压变表由直接管装改为支架固定（间距≤0.5m），并在 连接处加装聚四氟乙烯减震垫（厚度 5mm），可降低机械振动引起的测量 误差达 80%；第四对高压注水泵（压力＞10MPa）配套安装多孔式阻尼器 （孔径∮1.2mm，孔数≥12 个），使流体通过时形成阶梯压降；最后在信号 传输端加装智能滤波模块（截止频率设定为 0.5Hz），有效滤除由脉动引起 的信号毛刺[2]。实施后压力表示值波动范围从原来的±1.5MPa降至±0.3MPa， 仪表使用寿命延长 2-3 倍（数据来源：中国石油《采油现场仪表防震技术 规范》Q/SY 06534-2021）。

2.3 使用耐候型硅橡胶保温套替代传统石棉保温材料

针对采油生产现场井口保温箱存在的低老坏问题，我们提出了使用耐候型硅橡胶保温套替代传统石棉保温材料的优化方案。从图片中可以看出，现场井口保温箱外观老旧，可能已出现保温效果下降的情况。耐候型硅橡胶保温套具有优异的耐候性和耐老化性能，能够有效延长保温箱的使用寿命，同时减少维护成本。此外，硅橡胶保温套安装简便，适应性强，在各种恶劣环境下仍能保持良好的保温效果，从而确保采油设备的正常运行。这一优化措施将显著提升采油生产现场的设备运行效率和安全性。

结语：

“低老坏”问题是采油生产现场长期存在的痼疾，其治理需要从管理机制、技术升级和人员培训等多维度协同发力，通过本文的分析可见，只有打破传统思维定式，建立动态改进机制，才能从根本上提升现场运营水平。随着智能化技术的深入应用和精细化管理的普及，油田生产有望逐步摆脱“低老坏”问题的困扰，实现更高效、更安全的发展，这一过程不仅需要技术创新，更依赖全员参与和持续改进的文化建设，为行业提质增效注入持久动力。

参考文献：

[1]田峰，辛丽东. 采油生产现场典型低老坏问题分析与对策 [J]. 石化技术， 2024， 31 （06）： 72-74.

[2]吴笛. 提升采油现场管理工作水平的途径 [J]. 化学工程与装备，2022， （04）： 152-153.