渤海B 油田电潜泵长距离控制系统设计与实践

李 越，于法浩，宋 鑫，陈 征，方 涛

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海油田为中国海洋油气开发的主力油田[1]，随着可供开发的整装优质油田数量减少，岩性复杂的低渗透储量、经济效益较差的小型储量和稠油储量比例逐渐增大。海上边际油田具有储量小、丰度低、产量不大、生产年限较短的特点[2]，作为海上油田开发的三大难题之一，常规开发模式达到经济效益的难度较大，边际油田开发的机遇与挑战并存。目前海上边际油田开发主要采用小型平台[3]，并将油气水通过海管集输至陆地终端或具有油水处理设备的平台进行处理，人工举升方式采用电潜泵[4]。

渤海B 油田水深约20 m，拟新建一座井口平台+一座动力平台进行开发，两平台距离约5 km，电气设备的放置位置将直接影响投资成本，若将电气设备放置于动力平台，则电潜泵或混输泵的长距离驱动及控制是此类开发方式的技术难题。电潜泵长距离驱动通过将变频器、变压器和滤波器放置于依托平台，对井下机组实现远程控制，为边际油田的开发提供了新思路。目前世界上，挪威北海Otter 油田变频器驱动23.4 km电缆实现水井下双电潜泵供电运行[5，6]；国内以南海流花16-2 油田实现FPSO 通过25 km 海底电缆驱动水下电潜泵生产的范例[7]。渤海B 油田海缆+电缆总长＜8 km，该项技术在渤海开发尚属先例，同样面临长距离供电存在的系统谐波大、启动控制难及设备运行可靠等技术问题[8]。本文针对渤海B 油田电潜泵长距离控制系统开展研究与设计，以系统设计中存在的问题为出发点，提出解决对策，为边际油田经济高效开发提供参考。

1 电潜泵长距离远程控制面临的技术难点

电潜泵长距离远程控制主要面临系统可靠性要求高、电流及电压谐波含量高、电缆压降大和电机启动难等问题。

（1）系统可靠性要求高。海上油田设备投资及维修成本高，同时电潜泵的启停频率高，渤海B 油田电潜泵长距离远程控制系统设置于距井口平台5 km 之外的动力平台，保证关键设备的可靠性对降低生产过程中的操作运营成本具有重要意义。

（2）电流及电压谐波含量高。谐波的产生是由于非线性负载所加的电压与电流不成正比，因此带来畸变。变频器控制井下潜油电机用于油井调产具有明显优势，已在海上平台广泛应用，但在一个独立电网中大量应用变频设备会产生谐波污染，影响其他设备正常运行。

（3）电缆压降大。应用等效电路的方法，长电缆可等效成一个大电阻，这会导致变频器输出侧的电压经过长电缆输送抵达电机输入侧后，电压值过低。一方面会增大无功功率，另一方面会降低电机的输出效率。

（4）电机启动难。电机的启动扭矩与电压的平方成正比，长电缆条件下，变频器施加到电机上的电压势必会降低，潜油电机启动条件需验证。

2 电潜泵长距离远程控制系统框架及基础参数

2.1 电潜泵长距离供电系统框架

渤海B 油田长距离供电系统框架（见图1），动力平台低压盘接0.38 kV 电压，连接中压变频器，通过约5 km 的海底电缆将电力分配至井口平台，和2 km 井下电缆连接为电潜泵提供动力。

图1 渤海B 油田长距离供电系统框架图

2.2 基础参数

以渤海B 油田A1 井为例，选用符合该井耗电量需求的井下电机、电缆及海缆，详细参数（见表1、表2）。

表1 渤海B 油田A1 井潜油电机参数

3 电潜泵长距离远程控制系统研究与设计

3.1 电缆压降分析

当电缆长度足够长（＞100 m），那么电缆压降及损耗便不可忽略，需验证长距离条件下的设备参数及合理性。目前尚无相关标准对电潜泵长距离远程控制系统的压降值做以规定，因此参考行业内普适性建议，将变频器输出电压值的20 %作为电潜泵长距离远程控制系统供电线路允许的最大压降。以渤海B 油田A1井适配的三种112 kW（见表1）电机参数为例，参考SY/T 5904-2004 标准，开展海缆及潜油电缆压降计算与分析。

针对渤海B 油田5 000 m 海缆长度，以常用海缆尺寸70 mm2和150 mm2对不同输出电流开展压降计算（见图2）。在相同温度条件下，单位长度电阻和截面积成反比关系，因此海缆截面积越大，海缆压降值越小；在相同海缆截面积条件下，单位长度电阻和温度成正比关系，因此海缆在供电时电缆压降高于未供电情况；在相同海缆长度条件下，输出电流值越高，海缆压降值越大。在经济效益及海缆尺寸允许条件下，尽可能选用大截面积的海缆。

图2 5 000 m 海缆压降损失图

对三种112 kW 电机以渤海油田常用4# 电缆为例，对不同电缆长度及温度开展压降计算（见图3）。以M 电机参数为基准，对不同电缆长度及电缆型号开展压降计算（见图4）。相同功率电机在额定工况下，电流值越小，电缆压降越低；相同电流条件下，电缆长度越短，电缆截面积越大，电缆压降越低。因此在电潜泵长距离远程控制方案设计中，应选用高电压、低电流的潜油电机，并尽可能选用大截面积的电缆。

A1 井所需电缆长度为2 000 m，选用4#电缆和70 mm2海缆作为该井设计方案，计算三种型号电机的压降值，并确定变频器输出电压最低值（见表3）。由此可见，电缆压降百分比均＜20 %，低于行业要求；变频器输出电压值应＞2 367 V。

3.2 长距离启动分析

在常用的V/F 控制模式下，需要核算长距离电缆拖带电机的启动能力。渤海B 油田属于轻质油，原油黏度低，油品性质较好，因此根据经验设定电潜泵克服摩擦力开始运转的摩擦扭矩为额定扭矩的10 %。海上平台变频器常规选用U/f 控制方式，根据变频器供电条件下电机启动特性计算方法，以M 电机静态直流电阻0.9 Ω 为例，对不同型号2 000 m 潜油电缆结合70 mm2不同长度海底电缆（0～5 000 m）开展计算启动转矩分析（见图5）。

当频率固定时，电机的启动扭矩与电压的平方成正比，以渤海B 油田A1 井选用4#潜油电缆2 000 m+70 mm2海底电缆5 000 m 为例，长电缆工况下，变频器施加到电机上的电压仅为其输出电压的0.24 倍，其启动转矩约为额定转矩的5.76 %，在U/f 控制模式下无法启动潜油电机。

表2 渤海B 油田海底电缆及潜油电缆参数

图3 4#电缆不同电缆长度及电机参数压降损失图

图4 M 电机不同电缆长度及尺寸压降损失图

表3 渤海B 油田A1 井三种型号电机压降参数表

图5 M 电机不同电缆型号及海缆长度压降损失图

针对电潜泵长距离驱动电机U/f 控制模式启动困难的情况，可选用中压变频器配合矢量控制的方法，主动抬升电机端电压，从而提升电机启动转矩，可实现渤海B 油田生产井电潜泵长距离启动。

3.3 电网谐波影响分析

由于变频器作为潜油电机的地面控制设备用于油井的调产具有明显的优势，已经被大量应用于海上平台。但这也带来了另一个问题，即在一个小的独立电网中大量集中应用变频器会产生严重的电网谐波污染，影响到其他设备的正常运行。参考电气电子工程师协会标准IEEE519 和国标GB/T 14549-1993 等，将电网的谐波畸变保持在5 %以下，可保证设备平稳运行。

谐波问题主要可通过：多脉冲整流、IGBT 整流、无源滤波器和有源滤波器来降低谐波畸变率和高次谐波。渤海B 油田选用含有多脉冲整流和LC 滤波器的中压变频器，避免长线电缆驱动时由于谐波反射对电缆和电机受到损坏。在增加LC 滤波器后，对不同频率下电流及谐波畸变进行模拟。

增加LC 滤波器后，在40 Hz 工况下，电机端谐波畸变度为0.7 %，在50 Hz 工况下，电机端谐波畸变度为1.6 %，满足谐波畸变度＜5 %的要求。但由于方案设计阶段海缆、电缆、电机和变频器参数与最终投产参数可能存在差异，上述模拟结果仅能代表总体趋势，建议最终投产方案确定后，对电网谐波影响进行再度矫正，保证海缆、电缆和设备平稳运行。

3.4 方案设计

渤海B 油田动力平台采用透平发电，变频器输入电压为0.38 kV/50 Hz。经过对电缆压降、电机启动特性和电网谐波的计算与分析，最终确定选用多级联型中压变频器，内部采用18 脉整流并配合LC 滤波器消除谐波，保证正弦波输出；配以矢量控制模式确保潜油电机稳定启动；结合电缆压降和电机需求，选用输入侧0.38 kV—输出侧0～3.3 kV 电压等级，并匹配潜油电机功率的中压变频器。

同时，对比将低压变频设备放置于新建平台的常规方案（低压变频方案），动力平台增加甲板面积100 m2，新建平台减少500 m2，整体平台结构未发生变化，可节约初期投资约2 000 万元，为渤海边际油田经济高效开发提供了新方向（见表4）。

表4 渤海B 油田方案比选

4 结论

（1）渤海B 油田电潜泵长距离远程控制系统设计中，建议选用高电压、低电流的潜油电机降低电缆压降损耗；选用中压变频器配合矢量控制，主动升高电机侧输入电压，实现长距离电机启动；增加LC 滤波器降低高频谐波影响，提高平台设备运行稳定性。

（2）结合渤海B 油田特点，创新形成具有边际油田特色的电潜泵长距离控制系统方案，相比于常规低压变频控制系统方案，在基本不增加动力平台面积的基础上，减少新建平台甲板面积约500 m2，节约初期投资2 000 万元，降低边际油田开发门槛，提高经济效益，为边际油田开发提供新思路。