抽油机井电参转示功图技术应用分析

2021-09-23贺清松大庆油田有限责任公司第三采油厂

石油石化节能 2021年9期

贺清松（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

抽油机井电动机端输入功率电参数据的变化，集中反映了抽油机井地面设备及井下杆柱的运行状态，而光杆示功图主要反映井下杆柱的运行状态，与电动机端电参数据的变化存在必然联系。因此，通过分析抽油机井电动机输入功率与电动机损耗、皮带传动、减速箱传动、四连杆传动及光杆悬点消耗功率间的关系[1]，建立电动机输入功率与悬点功率转化关系，并结合现场实际泵况诊断应用情况，分析电参转功图的适用性，实现抽油机井电参转功图功能，无需载荷传感器实现功图测试，减少功图测试用工、数据采集、传输、处理及存储节点，提高数字化运行效率[2-3]。

1 技术原理

1.1 光杆悬点载荷的确定

游梁式抽油机举升动力来源为电动机的输入功率，根据能量守恒定律，电动机的输入功率为光杆悬点功率与抽油机的机械损耗功率之和，游梁式抽油机结构示意图[4-6]见图1。即：

图1 游梁式抽油机结构示意图

式中：p总为电动机输入功率（电参测试得到），kW；pg为光杆悬点功率，kW；A为抽油机机械损耗，kW；A1，A2，A3，A4分别为减速箱、四连杆、皮带传动及电动机损耗，kW。

抽油机周期（上下往复1 次为1 个周期）运动过程中，抽油机机械损耗基本与光杆消耗功率无关。四连杆传动损耗与钢丝绳变形、铰链摩擦等有关，在四连杆轴承保养得到情况下，其功率损失一般在5%左右，其中势能呈周期性稳定变化，并相互抵消；减速箱损耗与轴承摩擦、齿轮啮合损失有关，其功率损失一般在10%以内；皮带传动损耗与皮带滑动及弯曲损耗，其功率损失一般在5%以内；电动机损耗主要是磁损、铜损及铁损，其功率损失一般在0.5%～2.5%左右。

因此，电参法测量示功图时，抽油机机械损耗，可以理解为一个对示功图测量影响不大的固定值，可以不用再对其进行分析考虑。根据上述分析，光杆悬点载荷为电动机电参数据的函数。因此，根据实时测试电动机输入功率，及计算实时光杆运行速度，便可得出光杆悬点载荷。

式中：Fg为光杆悬点载荷，N；Vg为光杆悬点运行速度，m/s。

1.2 光杆悬点位移的确定

根据游梁式抽油机四连杆运动过程中各运行参数的变化关系，游梁式抽油机强求构参数示意图见图2，不同机型，其结构参数是一定的。因此，根据不同曲柄转速（通过在电动机及曲柄上安装对应传感器测得），可计算光杆悬点A的不同位置的位移Sg、加速度ag及运动速度Vg，结合上述光杆运行载荷计算公式，不同光杆位移对应的载荷便能相应计算出来[7-8]，从而实现电参转示功图的目的。

图2 游梁式抽油机强求构参数示意图

式中：Sg为悬点A的位移，m；ag为悬点A的加速度；δ为游梁后臂与垂直方向的夹角，°；δmin为游梁后臂b与垂直方向的最小夹角，°；J为中轴与曲柄销轴的直线距离，m；K为中轴与曲柄轴的直线距离，m；a为游梁前臂长度，m；b为游梁后臂长度，m；ω为曲柄角速度，°/s；r为曲柄销轴旋转半径，m；φ0为中轴与曲柄轴的连线与垂直方向的夹角，°；φ为曲柄与垂直方向的夹角，°；ψ为中轴与曲柄轴的连线与垂直方向的夹角，°。

2 现场应用情况

根据上述分析，电参转示功图具有充分的理论依据，采用先进的电子信息处理技术，以及配电柜三项电参、电动机、曲柄等关键节点灵敏度高传感器技术，实时采集曲柄周期运动对应的电参数据，通过抽油机运动结构关系，将控制柜端周期电参曲线转化成光杆端示功图曲线[9-10]（图3）。某油田区块共应用电参转示功图装置10 口井，由于原井配电柜供电，电参数据在线率长期稳定在95%以上。

图3 电参曲线转化成光杆端示功图曲线

从10 口井电参转功图与实测功图曲线点对点比对情况看（表1），电参转功图与实测功图相同位置上载荷的绝对误差为6.19%（最大7.83%，最小4.79%），即电参转功图与实测功图曲线的吻合率可达到93.81%。从电参测试冲程看，与实测冲程的平均单井绝对误差为0.06 m，最大误差0.11 m，最小仅0.03 m，初步满足现场生产需要。

表1 2020年7月8日单井电参测试功图与低压测试功图对比情况

从工况诊断情况看，电参转功图与实测功图形状及趋势一致，且能准确反应正常、漏失、气影响、脱泵筒等各类典型工况，不同工况下机采井电参转示功图与实测功图比对曲线见图4，具备替代传统功图测试技术可行性。

图4 不同工况下机采井电参转示功图与实测功图比对曲线

目前，某油田区块共有600 口抽油机井需要测试功图，年人工测试15 000余井次，配置测试员工8人，车辆4台，仪器6套，汽油年耗15 t，车辆及设备维护年成本30 万元。电参转功图技术的应用，可取消功图测试员工及设备的投入和支出152万元，且消除了功图测试时的操作人员砸伤、摔伤安全风险。

同时，电参转功图技术满足了工况的精准分析、问题的及时处理需求，及时关停并处理泵况问题等故障井，优化运行参数，避免故障井带病运行，大幅减少问题井无效耗能及产量影响。全区年可减少带病运行3 000 余井次，预计年可节电79.2×104kWh，节省电费50 万元，减少问题井影响采油5 700 t，累计年可创效1 798 万元，单井年可创效3 万元，单井设备改造1.8 万元，投资回收期220天，具有较好的经济效益。