孫振彪

（中國石油天然氣股份有限公司遼河油田分公司）

0 引言

遼河油田杜229區(qū)塊構造位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，屬互層狀邊底水中厚層超稠油油藏，共規(guī)劃有蒸汽驅(qū)井組 20個，動用層位為興Ⅲ3、興Ⅳ和興Ⅴ組，含油面積為0.76 km2，油藏埋深900～1 020 m，有效厚度23 m，地質(zhì)儲量為342×104t。該區(qū)塊蒸汽驅(qū)開發(fā)始于2007年，先后經(jīng)歷了先導試驗、擴大試驗和規(guī)模實施階段，目前總井數(shù)為141口，其中注汽井有20口，生產(chǎn)井有121口，年采油量保持在10×104t以上。

油井在轉入蒸汽驅(qū)開發(fā)前的蒸汽吞吐開發(fā)期間，各單井吞吐投產(chǎn)時間參差不齊，吞吐輪次高低不同、周期長短不一，加熱半徑遠近有別，采出程度差異較大，同時受儲層非均質(zhì)性等因素影響，致使井組內(nèi)注汽井與各生產(chǎn)井之間的熱連通性不同，生產(chǎn)井受蒸汽驅(qū)替作用效果程度不同，造成各生產(chǎn)井供液能力不同。按照蒸汽驅(qū)開發(fā)要求，為了維持采注比在 1.2以上，使蒸汽驅(qū)開發(fā)順利進行，必須平衡抽油泵供排關系，保證合理的采液量。但是，實施智能調(diào)控采油技術前采用的人工操作方式，是根據(jù)手動測試的油井動液面參數(shù)調(diào)控抽油機頻率轉速，提降抽油桿上下往復沖次，維持抽油泵的供排平衡。人工操作方式及時性較差，甚至因為油套環(huán)空內(nèi)的介質(zhì)組成復雜，造成動液面參數(shù)測試誤差大，進而誤導調(diào)控［1-4］；造成排液過快，抽油泵無功抽取，干摩損耗泵體，浪費電能；或者造成排液過慢，液量積壓，影響蒸汽正常驅(qū)替推進。另外，因蒸汽驅(qū)規(guī)模擴大，井數(shù)多且位置分散，技術人員不足，人工采集動液面數(shù)據(jù)工作量大、周期較長，難以滿足及時調(diào)控的需要。

為了滿足蒸汽驅(qū)規(guī)模不斷擴大的需要，減少人員工作量，提高調(diào)控及時性，遼河油田在杜229區(qū)塊蒸汽驅(qū)開發(fā)領域開展了智能調(diào)控采油技術研究，使油井供液能力與抽油泵排液速度保持合理的供排平衡關系，達到增產(chǎn)降耗的目的，在汽驅(qū)開發(fā)中具有很高的應用價值。

1 智能調(diào)控采油系統(tǒng)基本工作原理

抽油機智能調(diào)控采油技術是自動化技術、通信技術和計算機信號處理技術相結合［5-8］，主要通過在線自動實時監(jiān)測并錄取油井油管與套管之間的環(huán)形空間內(nèi)的動液面參數(shù)作為調(diào)控依據(jù)。預先設置固定合理的動液面參數(shù)后，通過實時監(jiān)測動液面高度動態(tài)變化，對抽油機變頻電動機進行自動變頻控制調(diào)頻，近而調(diào)節(jié)抽油桿帶動抽油泵內(nèi)活塞的上下往復沖次數(shù)。當監(jiān)測到動液面超過設定值時，表示油層供液能力強，系統(tǒng)自動提頻，上調(diào)沖次，加速排液；當監(jiān)測到動液面低于設定值時，表示油層供液能力弱，系統(tǒng)自動降頻，下調(diào)沖次，放緩排液，使抽油泵始終在理想的供液能力范圍內(nèi)高效排液工作。

2 智能調(diào)控采油系統(tǒng)主要構成與功能

2.1 智能監(jiān)測系統(tǒng)

2.1.1 動液面智能監(jiān)測

智能調(diào)控采油的關鍵參數(shù)是動液面。動液面是油井生產(chǎn)時，油管與套管之間的環(huán)形空間內(nèi)的液面。油井通過動液面計算抽油泵沉沒度和井底流壓，根據(jù)動液面變化制定油井工作制度［9-10］。動液面反應油井地層供液能力的強弱，地層供液能力是決定油井產(chǎn)量和持續(xù)性的關鍵性因素。動液面準確程度直接決定了智能調(diào)控采油技術能否成功應用。

動液面智能監(jiān)測是以音標法為基礎，采用亞聲波作為回波信號，頻率小于20 Hz的亞聲波在油套環(huán)形空間內(nèi)傳播距離遠，能量消失慢，測出率和自動識別率高。音標法采用兩種方式發(fā)聲：在高套壓下回收套管氣發(fā)聲；在低套壓下使用打氣泵將套管氣打入井中，產(chǎn)生亞聲波聲源，實現(xiàn)連續(xù)自動測試動液面。通過現(xiàn)場試驗，確定了不同套壓所對應的聲速值，并測出了氣液過渡帶的普遍厚度，從而為不具備使用回音標的油井動液面測試提供了準確的測試方法，對稠油熱采井尤為適用。

2.1.2 示功圖智能監(jiān)測

由于稠油熱采井油套環(huán)形空間內(nèi)工況復雜，動液面測試技術一旦出現(xiàn)故障，會直接影響調(diào)控。為了預防由于測不出或測不準液面而造成的調(diào)控失效，系統(tǒng)集成了示功圖智能監(jiān)測分析功能。

示功圖智能監(jiān)測可以按照固定頻率，通過示功圖測試儀定期測功圖，并且可以在調(diào)控失效時立刻繪制示功圖，同時提示報警。系統(tǒng)提示轉為人工控制，方便技術人員維修，使地質(zhì)人員及時對井下供液狀況做出輔助評價，保障抽油機安全穩(wěn)定生產(chǎn)。示功圖測試儀主要由位移傳感器、載荷傳感器、單片機處理器和小無線單元等部件組成。按照預先設定好的固定間隔時間，通過位移傳感器和載荷傳感器定期定時測試抽油機光桿位移與懸點載荷，同時將數(shù)據(jù)送輸給單片機處理器，完成數(shù)據(jù)處理和信號轉換，再通過小無線單元把數(shù)據(jù)傳輸給智能控制柜采集數(shù)據(jù)終端［11-13］。

2.1.3 優(yōu)化管控箱

優(yōu)化管控箱主要由 RTU（遠程終端單元）、控制模塊、變頻器、電參模塊和通訊模塊組成。接收到動液面的測試數(shù)據(jù)或示功圖測試儀的數(shù)據(jù)后，RTU會對其進行分析計算、處理變換并儲存，繪制出光桿的移動示功圖。電參模塊可以按照設定時間定期測試電動機電參數(shù)據(jù)，并傳遞給RTU儲存。RTU會定期將數(shù)據(jù)傳遞給通訊模塊，通過 GPRS（通用分組無線服務技術）網(wǎng)絡傳輸給中心控制系統(tǒng)的GPRS路由器。通訊模塊接收到中心控制系統(tǒng)的管控命令后，將其傳遞給RTU，RTU將數(shù)據(jù)轉換傳遞給控制模塊，由控制模塊調(diào)動變頻器，進而控制抽油機改變沖次，使抽油泵內(nèi)活塞運動的速度與泵腔內(nèi)的進液速度相互匹配，達到最大泵效［14-15］。

2.2 中心監(jiān)督管控系統(tǒng)

中心監(jiān)督管控系統(tǒng)一般設置在中心站場，是數(shù)據(jù)處理中心。它包括自動分析控制軟件、動液面算數(shù)軟件、功圖計算軟件、數(shù)據(jù)庫和網(wǎng)頁顯示軟件等。

中心監(jiān)督管控系統(tǒng)通過GPRS路由器將各單井的數(shù)據(jù)接收、儲存至數(shù)據(jù)庫內(nèi)，動液面算數(shù)軟件和功圖計算軟件從數(shù)據(jù)庫內(nèi)提取需要的各種數(shù)據(jù)并分析計算，再將結果儲存到數(shù)據(jù)庫中。技術人員通過網(wǎng)頁顯示軟件與數(shù)據(jù)庫進行對接溝通，從數(shù)據(jù)庫中獲得數(shù)據(jù)，并發(fā)布自動管控命令。自動分析控制軟件根據(jù)得到的多種參數(shù)和動液面設計值進行數(shù)據(jù)分析，并將命令通過GPRS路由器傳遞給優(yōu)化管控箱內(nèi)的通訊模塊［16-17］。

2.3 自動保護管控系統(tǒng)

自動保護管控系統(tǒng)由斷路器、交流接觸器、熱繼電器和中間繼電器等組成。變頻運行過程中，變頻器出現(xiàn)故障，自動保護管控系統(tǒng)自動切換工頻運行，保護自身變頻器。當外接電網(wǎng)出現(xiàn)大電壓、大電流時，主開關跳閘，自動保護管控系統(tǒng)切斷整個供電線路，保護整個設備。當電源電壓下降或瞬時停電時，直流母線電壓會下降，變頻器通過降低輸出頻率降低電機轉速，電機負載的慣性能量回饋到直流一側，維持直流電壓高于欠壓動作值，避免因欠壓而停機。當電機帶有大慣性負載并快速停車或者在運行過程中由于負載突變等原因引起短時再生制動時，變頻器的直流母線電壓會上升，電機通過調(diào)整輸出頻率和自動延長減速時間、降低制動轉矩，控制直流母線電壓的穩(wěn)定［18-20］。

2.4 自動報警管控系統(tǒng)

為了防止出現(xiàn)特殊異常狀況，管控系統(tǒng)增加了自動報警功能，隨時監(jiān)測油井狀態(tài)變化。當出現(xiàn)下列不同異常狀況時，管控系統(tǒng)會自動報警：（1）運算出錯、基本參數(shù)輸入有誤、功圖和實際泵效由于斷脫漏失造成異常；（2）井口溫度、壓力、動液面、沖次、套管壓力、電機電流和最大實際載荷等超過規(guī)定范圍；（3）串口設備通信、變頻器、電度表讀取參數(shù)出現(xiàn)故障；（4）出現(xiàn)抽油桿斷桿、管漏和卡泵等特殊情況。同時，調(diào)整油井相關參數(shù)，減少損失。不同情況有不同的報警等級，根據(jù)報警等級，對采油系統(tǒng)設備進行自動控制保護。

3 現(xiàn)場試驗應用

3.1 試驗井組情況簡介

杜32-52-K36井組隸屬于杜229區(qū)塊蒸汽驅(qū)開發(fā)先導試驗區(qū)7個井組之一。該井組位于區(qū)塊中部，開發(fā)層位為興Ⅳ～興Ⅴ組，含油面積為 0.03 km2，油層平均厚度為28.4 m，地質(zhì)儲量為21.1×104t，2009年12月由蒸汽吞吐開發(fā)轉為蒸汽驅(qū)開發(fā)。轉入蒸汽驅(qū)開發(fā)后，該井組累計注汽 24.4×104t，累計產(chǎn)液28.3×104t，累計產(chǎn)油4.4×104t，油汽比為0.18，采注比為1.16，階段采出程度為54.3%。該井組為反九點正方形井網(wǎng)，共有9口井。其中，中心注汽井1口，周圍8口生產(chǎn)井。

開展智能調(diào)控采油技術試驗前，8口生產(chǎn)井的平均產(chǎn)液量為28.1 t/d，產(chǎn)油量為4.2 t/d，含水率為85.2%，井底流壓為2.5 MPa。根據(jù)生產(chǎn)效果，可以將8口生產(chǎn)井分為兩類：受蒸汽驅(qū)替作用效果正常的5口，效果弱的3口。由于該井組油井分布較為分散，井與井之間距離較遠，人工定期監(jiān)測能力有限，造成管控及時性較差，部分井的供液能力與抽油泵排液量不匹配，人工管理如果不能及時發(fā)現(xiàn)問題，泵效低造成泵體磨損，增加作業(yè)成本，浪費電能。因此，對8口生產(chǎn)井全部安裝智能調(diào)控采油設備，提高系統(tǒng)運行效率。

3.2 應用效果分析

實施智能調(diào)控采油技術，對油井生產(chǎn)動態(tài)實時監(jiān)測，根據(jù)動液面變化，自動智能變頻調(diào)速，改變抽油桿沖次，實現(xiàn)抽油泵供排平衡，提高泵效。下面是2口典型生產(chǎn)井智能調(diào)控采油效果的跟蹤情況。

3.2.1 杜32-51-37井應用情況

該井屬于井組中受蒸汽驅(qū)替作用效果較好的生產(chǎn)井，油層中深998 m，泵深960 m，泵徑為57 mm，光桿沖程為3 m。智能調(diào)控系統(tǒng)安裝前后的生產(chǎn)中，測試動液面比較穩(wěn)定，沖次、產(chǎn)液量和泵效變化顯著（見圖1和圖2）。

圖1 杜32-51-37井實施前后液面、沖次變化對比

圖2 杜32-51-37井實施前后日產(chǎn)液量、泵效變化對比

安裝智能調(diào)控系統(tǒng)后，設定自動控制動液面高度為600 m。階段生產(chǎn)20 d后對比發(fā)現(xiàn)，實施智能調(diào)控后，在線監(jiān)測的動液面數(shù)據(jù)與實施前的相比誤差不大，基本吻合，曲線顯示比較平穩(wěn)，動液面數(shù)據(jù)在500～550 m波動，說明該井供液情況比較穩(wěn)定，注采井間連通性較好，蒸汽驅(qū)替持續(xù)比較平穩(wěn)有效。實施智能調(diào)控后，自動監(jiān)測動液面較高，泵沉沒度在400 m以上，供液能力充足。系統(tǒng)自動控制電機調(diào)頻提速，抽油桿沖次從實施前的5次/min提高到6次/min，抽油泵排量增加，產(chǎn)液量由實施前的平均23.4 t/d提高到31.0 t/d，泵效由實施前的平均28.4%提高到實施后的31.3%，耗電量由243 kW?h/d下降到196 kW?h/d。

3.2.2 杜32-54-36井應用情況

該井屬于井組中受蒸汽驅(qū)替作用效果較弱的生產(chǎn)井，油層中深1 022 m，泵深980 m，泵徑為57 mm，光桿沖程為3 m。智能調(diào)控系統(tǒng)安裝前后的生產(chǎn)中，測試動液面和產(chǎn)液量比較穩(wěn)定，沖次和泵效變化明顯（見圖3和圖4）。

圖3 杜32-54-36井實施前后液面、沖次變化對比

圖4 杜32-54-36井實施前后日產(chǎn)液量、泵效變化對比

安裝智能調(diào)控系統(tǒng)后，設定自動控制動液面高度為700 m。階段生產(chǎn)20 d后對比發(fā)現(xiàn)，實施智能調(diào)控后，在線監(jiān)測的動液面數(shù)據(jù)與實施前的相比誤差不大，基本吻合，曲線顯示比較平穩(wěn)，動液面數(shù)據(jù)約在800 m波動，說明該井供液情況雖然比較穩(wěn)定，但是動液面較低，抽油泵沉沒度在200 m以下，供液能力不夠充足，注采井間連通程度較差，生產(chǎn)井受蒸汽驅(qū)替作用效果較弱。系統(tǒng)自動控制電機調(diào)頻減速，沖次從實施前的5次/min降低到4次/min，緩慢抽吸油液，留出充足的時間讓油液入泵，提高泵效。產(chǎn)液量變化不大，約為15 t/d，但是泵效由實施前的平均 27.9%提高到實施后的 34.8%，耗電量由212 kW?h/d下降到173 kW?h/d。

3.2.3 效果分析

通過井組整體實施智能調(diào)控采油技術試驗前后的對比得知，階段生產(chǎn)20 d后，整體增油1 100 t，油汽比為0.24，采注比達到1.32，平均單井檢泵次數(shù)減少1次，檢泵周期平均延長32 d，有效降低了因泵體損耗而檢泵、檢桿等作業(yè)費用，避免了抽油機系統(tǒng)和電能的無效損耗和浪費。智能調(diào)控采油技術系統(tǒng)替代人工手動操作管控調(diào)節(jié)采油，不但能夠提高系統(tǒng)效率，節(jié)能降耗，增加經(jīng)濟效益，而且在油井供液量充足時，產(chǎn)液量也會顯著增加。該系統(tǒng)完全適應蒸汽驅(qū)現(xiàn)場實際生產(chǎn)的需求，保證了蒸汽驅(qū)開發(fā)平穩(wěn)、順利進行。

4 結論

通過運用智能調(diào)控采油技術手段，大大提高了抽油機系統(tǒng)的工作效率，達到了穩(wěn)定泵效、提高產(chǎn)量、降低損耗、節(jié)能增效的目的。

（1）智能調(diào)控采油系統(tǒng)能夠通過多種傳感器，同步在線實時監(jiān)測油井動液面高度和懸點載荷等參數(shù)的動態(tài)變化，并測算出油井供液能力，自動調(diào)整抽油機平穩(wěn)運行，維持抽油泵供排平衡，有效提高泵效和產(chǎn)量。

（2）智能調(diào)控采油系統(tǒng)的在線監(jiān)測相當于為機采系統(tǒng)安裝了眼睛，從而鎖定了油井供液能力與泵排能力的平衡點，使每一沖程的泵效最大化，避免泵體抽空干磨損耗泵體及機采系統(tǒng)，同時節(jié)省能耗。

（3）智能調(diào)控采油系統(tǒng)的示功圖繪制監(jiān)測功能，能夠?qū)崟r監(jiān)測出桿斷、管漏、卡泵等井況故障情況，一旦機采系統(tǒng)出現(xiàn)生產(chǎn)異常，會自動報警，同時對故障進行診斷，并啟動自動保護措施，保證生產(chǎn)安全。

（4）智能調(diào)控采油系統(tǒng)可以自動在線實時監(jiān)控抽油機等機采系統(tǒng)的工作動態(tài)，實現(xiàn)數(shù)字化高效管理，及時發(fā)現(xiàn)油井故障，使生產(chǎn)更安全、決策更準確，有效地節(jié)省了人力資源，提高了工作效率。