油田舉升設備核心技術的開發

龐妍

(大慶油田第四采油廠 第一油礦，黑龍江 大慶 163000)

20世紀80年代初，由于電力電子、測量通信技術的飛速發展，電氣產品才開始在石油人工舉升設備上得到配套使用。至今，電氣和儀表配套產品已成為人工舉升設備必不可少的重要組成部分。本文簡要說明了人工舉升地面變頻系統、井下傳感器、集中監測等設備的核心技術及其對優化舉升設備和油田開采的重要性。

1 變頻技術

1.1 技術現狀

變頻器在石油人工舉升設備尤其是機械采油設備中被廣泛應用，其中在潛油電泵上的應用最為典型，也最為復雜。由于早期變頻技術處于發展階段，變頻系統應用成本昂貴，大部分機組只能采用定頻控制。隨著變頻技術的日漸成熟，變頻系統在潛油電泵上的應用成本越來越低，現已成為潛油電泵的標準配套裝置。

目前應用在潛油電泵地面變頻系統的電壓級別可分為低壓和中壓兩類。400 V低壓變頻器目前在國外市場仍占據主流地位，產品通常采用兩電平結構，由于技術成熟，維修配件成本低廉，且可直接由發電機供電。低壓變頻系統應用結構如圖1所示。

圖1 低壓變頻系統應用示意

中壓變頻器一般采用三電平逆變結構，對于一般中小功率且泵掛較淺的潛油電泵，不需要配置正弦波濾波器。中壓變頻器由于輸出電壓通過參數設置可滿足機組所需電壓，無需再配套變壓器。中壓變頻不但系統結構簡單，而且較低壓變頻相比還可以節省1臺濾波器和1臺變壓器的成本。中壓變頻系統應用結構如圖2所示。

圖2 中壓變頻系統應用示意

中壓變頻器應用在電潛泵上除了成本低廉外，在技術方面也具有較好的優勢，由于中壓變頻器逆變一般采用三電平或多電平結構，三電平逆變輸出的波形相比于低壓兩電平輸出的波形更接近正弦波，而且電流畸變小，更適用于潛油電泵長電纜的傳輸。中壓和低壓兩種逆變輸出電平的電壓波形對比如圖3所示。

圖3 低壓兩電平與中壓三電平逆變輸出電壓波形對比

1.2 核心技術

變頻器應用在潛油電泵上雖然具有降低作業成本、延長機組壽命的優勢，但由于行業應用的特殊性，也需要解決好以下幾方面的技術難題：

1)變頻器輸出側接長電纜。目前使用的最長電纜為5 km，一般電纜的長度介于0.5～2 km。對于PWM變頻器，如此長的電纜容易導致PWM波在長電纜中造成反射，形成電壓疊加，如果不采取措施，會導致電纜和電機絕緣被擊穿。

針對擊穿問題，變頻器應選擇適合的逆變控制方式，通常有多電平PWM控制、PWM輸出加正弦波濾波控制等，以此保證變頻器輸出波不會對潛油電纜和電機造成絕緣和高頻加熱損害。

2)中壓變頻系統的網側諧波需滿足油田的限制要求。油田一般采用電網和發電機2種供電方式，無論哪種方式，油田對變頻器產生的諧波污染控制比較嚴格，尤其是海外油田用戶要求變頻器輸入側的諧波電壓和電流必須滿足IEEE 519—1992 IEEERecommendedPracticesandRequirementsforHarmonicControlinElectricalPowerSystems中的5%標準值。

針對網側諧波抑制要求，由于潛油電泵相比于螺桿泵和抽油機配套的電機容量較大，產生的網側諧波污染更嚴重。現場應用中，潛油電泵驅動裝置大部分會采用有源濾波器、無源濾波器或交流電抗器等。不同抑制措施在潛油電泵變頻中的諧波畸變率曲線對比如圖4所示。

圖4 6種諧波抑制方式隨機組頻率變化曲線

3)變頻器使用環境苛刻。油田的地理環境通常比較惡劣，多風沙、灰塵，環境溫差大，用戶通常要求電泵機組變頻系統能夠在所有氣候條件下露天使用，防護等級應達到IP56，工作環境溫度為-40～+55 ℃。因此，要解決變頻系統散熱與防護之間存在的矛盾，可采用獨特的柜體結構，變頻器柜體一般設計有獨立的散熱風道和進出線接線盒，以此阻隔風沙灰塵對電氣元器件的損害；在散熱方面，增大變頻器散熱片面積或采用獨特的熱管散熱，采用大風量的軸流風機，使變頻器即使在高達+55 ℃的環境溫度下，依然可以正常運行。

4)地面驅動輸入供電電源質量差。油田供電電網一般為獨立電網，容量相對較小，易受大負載設備啟動的沖擊，而且油田電網在防雷擊方面的保護措施較差，經常會導致油田電網大面積癱瘓。因此，變頻器供電電源經常會發生較大波動，而用戶則要求變頻器具有較強的抗電網波動能力，使機組能夠長期連續運行。

5)針對潛油電泵應用所應具備的特殊控制功能，在某些特殊應用情況下，就需要采用恒電流控制或外部模擬量閉環控制。恒電流控制一般應用于含氣量較高的油井，可有效防止機組因氣鎖而頻繁停機，延長了機組連續運轉時間；外部模擬量閉環控制用于實現恒定動液面控制，防止機組抽空。針對含砂井變頻機組啟動困難問題，利用變頻器正反轉沖擊啟動功能使機組解卡，避免起井作業。

2 井下監測技術

2.1 技術現狀

人工舉升設備井下監測技術最早應用于潛油電泵系統上，是為了監測舉升設備井下部分的運轉狀況，從最初只能監測入口壓力和溫度到現在已經可以測量多達十幾個參數，耐溫等級達到150 ℃，對判斷井下設備的運行狀況起到了至關重要的作用。

井下監測技術在潛油電泵系統上應用最為廣泛，潛油電纜給井下機組供電的同時也提供了井下監測裝置的信號傳輸通道。降低了監測裝置應用的成本，簡化了作業流程。而螺桿泵和抽油機則需要采用單獨的信號電纜才能實現井下狀態的監測，增加了系統應用成本，作業周期加長，因此，應用在螺桿泵和抽油機配套的井下監測裝置規模較小。

潛油電泵配套的井下狀態監測裝置通常安裝多個傳感器，可以測量以下幾個重要參數：

1)系統漏電流。監測潛油電泵整個系統絕緣狀況變化，用于保護電氣系統不受超高泵溫的影響、電機繞組絕緣材料不被破壞以及避免出現相對地短路故障。

2)出口壓力。保護潛油離心泵，防止地面油嘴長時間關閉而出現憋壓現象，同時通過出口壓力變化，也可判斷離心泵是否出現嚴重磨損等問題。

3)入口壓力。保護離心泵，防止液面過低抽空、泵入口被堵塞引起的停泵以及氣鎖的影響。

4)入口溫度。保護離心泵免受井下高溫影響及其造成的機組過熱。

5)機組震動。保護機組中的泵免受強震動影響，及其井下密度高的雜質對機組造成的不可逆的機械損害。

從以上監測功能可以看出，潛油電泵配套井下監測裝置相當于機組井下部分的“示波器”，能夠實時反映機組和油井狀態的變化，并作出預警指示，可供操作人員及時采取相應措施避免事故進一步擴大。

2.2 核心技術

井下監測技術采用經典的壓控電流源電路(VCCS)，將監測到的電壓信號轉換為直流電流信號，再利用直流電流信號長距離傳輸無衰減的特性，通過潛油動力長電纜將信號傳輸到地面上。其基本原理如圖5所示。

圖5 潛油電泵配套井下監測裝置原理示意

井下監測技術所涉及的核心技術包括以下幾方面：

1)電子元器件在高溫、高壓、強震等極其惡劣環境下的可靠性技術。井下監測裝置安裝在潛油電泵機組的末端，所以對于電子器件可靠性要求非常高，隨著裝置耐溫等級的提高，部分元器件只能采用軍用或航天級，才能保證運行壽命。

2)裝置的測量校準技術。因監測裝置安裝在機組最底部，隨著井下環境溫度、壓力和震動的變化，部分器件會出現老化，測量值隨溫度出現漂移，對測量結果造成很大影響，因此需要在井下或地面采取適當的校準措施，避免其產生嚴重的測量偏差。

3)電流信號的遠距離傳輸調制及抗變頻干擾技術。由于井下測量所產生的微弱電流信號需要疊加到動力電纜上傳輸到地面再分離，此時變頻器產生的PWM波中包含的高頻諧波，會對電流信號產生非常強烈的干擾，導致在地面上無法分離出有效信號。為解決該難題，通常對信號電流采取調制技術，常用的方法包括模擬電流環技術、低頻數字調制技術、電力線載波技術。目前最常用的技術為模擬電流環技術，其典型測量時序原理如圖6所示。

圖6 模擬電流環測量時序示意

模擬電流環技術成熟，傳輸可靠性好，但其最大的缺點是每個參數監測周期長，而且無法針對某個信號進行專門測量。目前低頻數字調制技術正在發展之中，由于采用數字技術，信號的抗干擾能力和傳輸靈活性得到了進一步的提高。

3 遠程監控技術

3.1 技術現狀

隨著物聯網技術的不斷發展，打造數字油田、實現人工舉升設備遠程監控是各個石油公司的首要目標。油井遠程監控便于集中管理，控制中心可根據用戶的實際需要測量顯示各種人工舉升設備的運行工況、運行狀態或故障現象，以方便管理人員對油井的管理。目前油井遠程監控系統所具備的基本功能如下：

1)監控系統能夠控制機采設備的啟停，同時避免設備的遠程啟動對現場操作人員造成傷害，現場監控設備具有設備自動啟動語音提示功能。

2)監控系統能實現設備各項參數數據遠距離檢測，其中包括： 位移、井下負荷、電機的各種電參數，如果配合各種井下傳感器還可測量油井井下的多項參數，包括井底壓力、井底溫度、泵出口壓力、震動等。

3)監控系統能夠顯示采油設備主控面板的各項參數，控制中心根據實際需要調節設備的各項參數，保證設備的穩定運轉。

4)監控系統可以顯示采油樹的數據： 油壓、管壓、油溫、液量，現場可根本井況自行配置安裝。

5)監控系統可實現油井的故障預警，即在設備運行參數接近預警值時控制中心發出警報提醒管理人員根據需要采取預防措施，保證機采設備的安全運行。

6)為了保證設備的安全運行，防止偷油事故的發生，監控系統現場還可配備照明、語音提示和云臺攝像頭監控，操作人員可在監控中心控制攝像頭旋轉，以觀察井場不同方位是否存在可疑情況。

為實現人工舉升設備的遠程控制，舉升設備自身需具備通信功能，以實現單個油井與監控中心之間的雙向遠程通信；遠程通信方式一般分為有線和無線兩種，其中無線通信包括： 無線數字電臺、專用高速無線網橋、公網GPRS通信以及油田小靈通網絡；有線通信可采用光纖連接通信。隨著公用3G/4G乃至5G等高速網絡的建設，以及LOT，ZigBee等窄帶網絡技術的應用，遠程監控技術出現了兩種狀態，一種是利用高速網絡可實時傳輸圖像、視頻等大量數據，通過設備可以觀察其運行情況，但成本昂貴、服務器存儲空間需求大；另一種是利用物聯網窄帶網絡，只傳輸與設備有關的數據，最大限度地實現更長距離傳輸，不斷降低監控系統的成本，但傳輸數據量較小，實時性稍差。

3.2 核心技術

人工舉升監控系統終端及通信相關產品目前已基本成熟，且隨著網絡技術的發展，一些硬件技術已不再成為瓶頸。而系統的核心技術在于后臺監控軟件對各項結果的智能分析和處理，結合采用油井模擬技術對數據進行優化，得出最終結論，并通過控制中心將信息反饋到油井現場，實現遠程生產遙控及油井產量的提升。

4 結束語

油田人工舉升設備隨著相關工業技術的升級發展，各種技術將逐步實現高度融合，不斷提升人工舉升設備的智能化和數字化，對提高油井經濟效益，提升油田生產效率，降低人力成本必將起到關鍵作用。