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示功图诊断技术在油田生产管理中的应用作者：张刚张玲黄晓鹏来源：《科技资讯》 2012年第34期张刚张玲黄晓鹏(吐哈油田三塘湖采油厂新疆哈密 839009)摘要:示功图的计算机诊断技术是六十年代采油工程上重大成果之一。
目前,这项技术在美国、加拿大、等国,已作为检测抽油系统工况不可缺少的手段之一,在油田生产管理中被广泛地应用着。
油井示功图它不仅能在不停产的情况下取得大量有用的数据,简化了井下直接测试工作,而且能随时监控油井动态,使之在最佳工作方式下生产,为最优化抽油技术和抽油井监测与控制管理阶段开辟了道路。
关键词:示功图诊断油田生产管理中图分类号:TE4 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)12(a)-0150-01通过对示功图,特别是泵示功图的计算、分析,可以准确地获得抽油系统的井下设备、地面设备和油井本身的工作动态。
这是一种科学的定量分析方法,所得到的结果基本上是消除了人为因素影响的结果,它与分析人员的技巧和经验无关,也不再需要根据在光杆上得到的示功图,来猜测抽油系统的井下工作状况。
随着油田开发工作的进展,大部分油井停喷后必须采取机械采油的方式来生产。
当前,机械采油方式中,有杆泵抽油机井占全国油井总数的94%;即使下电潜泵生产井数较多的油田如中原油田,抽油机井也占总生产井树的80%以上。
低压、低渗透、低产量的油田全部采用有杆泵生产。
由于抽油机井生产状况复杂,深井泵下入油井深处(从全国统计数据来看,平均的泵挂深度1500 m之多,浅的油田600～800 m,而中原油田的抽油井较深,平均泵挂在1650 m。
目前国内泵挂最深的井已超过3000 m,对于下玻璃钢抽油杆生产的油井,泵挂深度很容易超过3000 m,油井还可增产)。
泵的工作状况是否正常,必须使用诊断仪器来测试,用动力仪或诊断仪来测井下功图判断泵况,用回声仪测井下液面判断深井泵是否沉没在液面以下工作,还可以测电机电流或采用井口憋压方法来判断生产状况。
油井产液量计量原理目前，我厂已经在40多口抽油井、自喷井以及注水井上推广应用了微功耗无线变送器油水井井口自动计量装置，应用范围涉及6个采油队。
这套系统最基本的求产原理、示功图以及泵功图的定性分析有必要向各采油队技术人员做如下介绍，希望能对各位分析油井的生产状况起到作用。
(一)游梁式抽油机井功图法求产原理抽油井示功图的纵坐标为光杆（露出地面，通过悬绳器与驴头连接的第一根光滑的抽油杆）在抽油过程中受力的载荷坐标，横坐标为抽油杆上、下行程时的位移坐标。
抽油机驴头所悬拄的悬绳器承受光杆和井下全部抽油杆柱，并带动最下部有杆泵的柱塞作上、下运动，即一个周期。
相应地可画出一个载荷与位移的函数关系曲线，即示功图。
抽油井生产情况千变万化，井下泵况相当复杂，只有通过自动量油技术或动力仪、诊断仪测得反映有杆泵工作状况的示功图，只有掌握了诊断技术，才能分析和管理好抽油井。
采油二厂管辖的油田抽油机井目前已经有30多口井采用了“功图法”自动计量，相比较采用分离器求产，由于受各种因素影响求产波动较大，而且求产时间较长，不利于快速、准确、及时掌握油井生产动态，直接关系到油田的稳产，流量计或分离器的检修，也大量增加油气操作成本；以往在油田产量紧张时，大多是技术人员通过繁重的油水井大调查工作来摸清所辖井的生产情况，费时费力，其中个别油井因工程技术人员水平差异而无法进行定论，不但增加了井下作业工作量，也存在一定程度的误诊，漏诊，给油田生产造成极大不便。
通过示功图求产可以解决常期困绕油田的各类机采井求产、诊断和综合评判中存在的问题，在一定程度上不仅解决油井的求产困难，而且减轻采油工作者劳动强度。
自动计量系统油井产量提供了一个快速、准确测算方法，使决策部门能够对我厂所辖油井实现宏观上的控制和决策。
1.理论示功图特征分析在实际的示功图分析工作中，为便于分析常常要拿理论示功图与实测示功图进行对比，从中分析该油井的工作状况。
下面就先来了解一下理论示功图的绘制和解释。
示功图量油技术在老河口油田的应用以柱塞抽油泵理论功图为基础，利用波动方程实现地面示功图向抽油泵井下示功图的转换，依据示功图特征对供液程度、漏失程度、气体影响等进行修正，计算有效冲程，最终实现单井产液量的计算。
实践表明，对于功图特征明显的井，本计算方法简便快捷可靠。
同时，可实时监控油井产液量，具有较强的实用性。
抽油泵示功图量油产液量1技术开发背景桩西采油厂目前有抽油机井610口左右，大部分井处于滩海地区，多年以来，油井产量计量方法主要采用人工玻璃管量油方法，该方法存在现场操作工人劳动强度大、计量非连续性等问题，特别是老河口油田，进海平台上油井量油，遇风暴潮时人员不能进入井台，遇风浪天气进海量油则存在安全隐患，难以适应安全管理及地面系统简化优化的需要。
随着技术的进步，越来越需要功能强、自动化程度高的油井计量技术。
因此，在广泛调研国内新型单井计量技术的基础上，开展抽油机井功图法量油技术的研究与试验，建立了油水井远程在线计量分析系统模型，对其进行优化试验后进入现场应用。
2示功图量油技术原理2.1示功图转换技术在利用波动方程转换的处理方式上，比较有限差分法和逐步积分法，筛选出多级杆波动方程基本形式：。
式中：e-弹性模量，kpa；a-抽油杆截面积，m2；u-抽油杆位移，m；x-沿抽油杆方向距离，m；ρ-抽油杆材料密度，kg/m3；gc-单位换算系数；t-时间，s；c-阻尼系数，s-1。
利用该基本公式可推导出抽油杆基本诊断模型。
2.2功图的数字化处理计算示功图周长，分成144份，特殊点加密，求取每个端点的坐标，共有144个点。
这样就把点数不一的示功图，变成都具有144个点的数据集。
x=（x-xmin）/（xmax-xmin），y=（y-ymin）/（ymax-ymin）。
式中，x和y分别是功图端点的横、纵坐标。
取预处理后的数据组成向量：{an}={x1，y1，x2，y2……x144，y144}。
构建标准样本，通过与标准功图向量对比，生成权重矩阵，经内部数据识别处理程序，完成功图识别与损失冲程计算。
2003年的寒冬，国内第一个“功图法量油”示范工程，长庆油田分公司西峰油田2个计转站121口油井。
“功图量液”最大的贡献不是真正实现了利用油井功图计量产液量，而是大大提升了油井生产工况的诊断水平。
……油井生产工况的诊断……。
1、作为生产工况分析的一种方法；2、但并不是最简捷的分析方法，用起来很不方便。
示功图是通过示功仪记录抽油机每完成一次抽油过程(上冲程和下冲程)电流变化，从而计算出抽油机井载荷变化的图示。
示功图单井自动量油技术计算的产油量与实际产油量的平均相对误差为8．93％，最大相对误差为20．26％，最小相对误差为0．07％，相对误差在15％以内的井占85．71％．因此，利用该方法中封闭曲线的曲率来确定泵示功图的4个凡尔开闭点的方案是可行的，用于有杆抽油系统的单井自动量油具有实际的工程应用价值，该技术已应用于游梁式有杆抽油泵采油井自动监测系统中。
单井液量的计量的主要作用：1、反映油井的产能2、反映油井能力动态变化3、反映油井抽油设备的工作情况4、反映措施作业的效果引用| 回复| 2011-06-09 11:39:44 21楼黄花大小伙油井计量技术的发展：1、玻璃管量油孔板测气：国内各油田普遍采用的传统方法，约占油井总数的90%以上。
该方法装备简单、投资少，但由于采用间歇量油的方式来折算产量，导致原油系统误差为10% ～20%。
2、翻斗量油孔板测气：翻斗量油装置主要由量油器、计数器等组成。
一个斗装满时翻到排油，另一个斗装油，这样反复循环来累积油量。
这种量油装置结构简单，具有一定计量精度。
3、两相分离计量法4、三相分离计量方法等。
引用| 回复| 2011-06-09 11:41:04 22楼黄花大小伙油井计量系统组成：单井远程在线计量与分析系统是以采油工程技术、通信技术和计算机技术相结合的系统，具有油水井自动监测和控制、实时数据采集、油井工况诊断优化设计、油水井液量、电量计量等功能。
该装置是单井集群单井远程自动监测系统，与专门的油井计量软件结合，构成了油井远程监控、液量自动计量及分析优化系统，替代或简化计量流程，以降低产能建设投入和运行成本。
功图法计量系统使用维护管理功图法计量系统是一种基于功率谱密度估计的计量系统，广泛应用于信号处理、图像处理、语音处理等领域。
使用和维护管理功图法计量系统对于保证其准确性和稳定性非常重要。
功图法计量系统的原理是基于功率谱密度估计的方法，对输入信号进行频谱分析，从而实现对信号的计量。
这种计量方法具有高精度、高稳定性的优点，但也存在一些缺陷，例如对噪声敏感、容易受到干扰等。
使用功图法计量系统需要注意以下几点：1、选择合适的输入信号。
输入信号的质量直接影响计量结果的准确性，因此需要选择质量好、稳定性高的输入信号。
2、调整系统的参数。
功图法计量系统的参数调整对于结果的影响非常大，因此需要根据具体的计量任务和输入信号的特点进行调整。
3、注意系统的稳定性。
功图法计量系统的稳定性受多种因素的影响，例如输入信号的质量、系统的参数设置、环境温度等。
需要定期对系统进行检查和维护，保证其稳定运行。
4、对结果进行验证。
计量结果需要通过实验验证才能确定其准确性和可靠性，因此需要对计量结果进行验证和校核。
维护功图法计量系统需要注意以下几点：1、定期检查设备的状态。
需要对设备的外观、电源、信号线等进行检查，确保设备运行正常。
2、定期进行清洁和维护。
设备需要定期进行清洁和维护，以防止灰尘、污垢等对设备的影响。
3、对设备进行功能测试。
需要定期对设备进行功能测试，确保设备的功能正常。
4、对设备进行更新和升级。
需要根据设备的更新和升级情况，及时对设备进行更新和升级，以保证设备的性能和稳定性。
总之，使用和维护管理功图法计量系统需要专业的知识和技能，同时也需要认真负责的工作态度和严谨的工作流程。
只有做好这些工作，才能保证功图法计量系统的准确性和稳定性，为相关的应用领域提供可靠的支撑。
系统维护管理手册系统维护管理手册一、前言随着信息技术的飞速发展，各种复杂的计算机系统在各行各业中发挥着越来越重要的作用。
为了保证这些系统能够持续、稳定、高效地运行，系统维护管理就显得尤为重要。
功图法计量技术及现场应用冯亚莉(大庆油田采油三厂)
摘要:功图量油作为一种计量技术,其
原理可行,与计量间分离器量油相比,直接
反映了油井泵的运行状况,人为影响因素
少,具有重复性好、系统误差较小、精度较
高的特点。
通过采用功图法计量技术,可提
高油井的科学管理程度,降低油田建设投
资,产生可观的社会效益和经济效益。
关键词:功图法;计量;应用
1 功图法计量的关键技术
在泵的有效冲程确定后,则泵功图油井产量可由下式计算
q g=1440S e d2(n/B0)
式中d为泵径(m);S e为有效冲程(m);n为冲次(次/min);B0为原油体积系数,无因次。
于是油井产量为
Q=Kq g
式中Q为油井产量(m3/d);K为修正系数,无因次;q g为泵功图产量(m3/d)。
从上式可以看出,当仪器测出泵功图产量后还必须乘以一个修正系数才能得出油井的实际产量,而这个修正系数则主要取决于示功图形状。
首先利用示功图的最大、最小载荷和最大位移(冲程)确定功图的水平外接矩形;然后找出与功图右下角部分相切且稳定的切线AB。
B点对应的冲程与总冲程之间的比值即为功图的基本相对有效冲程β值。
该方法具有传统方法不具备的普适性和稳定性。
其次考虑到饱满功图会比较接近总冲程,而实际产量却达不到这么高。
分析实际数据发现,饱满功图的实际β值,基本上保持在80%附近。
根据这一边界条件,采用了下述方法对相对有效冲程进行修正:在功图水平外接矩形右边上求得距离该矩形右下角点015倍β值的点C(以矩形下底边长度为单位长度1),连接该点与矩形左下角点O,过B 点做直线OC的垂线BD,垂足D到O点的距离与OC长度的比值即为修正后的相对有效冲程α,而修正系数K=α/018。
通过采集不同层系、不同功图、不同泵况的油井的大量现场数据,依据一定的理论基础,摸索出了不同泵况、不同功图条件下的修正系数经验值:①当功图分析正常时,采用修正系数110进行计产;②当功图反映出是气影响或供液不足时,采用修正系数017进行计产;③当功图反映出是微漏时,采用修正系数015～016进行计产;④当功图反映出是漏失时,采用修正系数012～014进行计产。
2 现场应用情况
2007年5月至6月,在大庆油田采油三厂第二油矿进行了测试量油仪功图法计量先导性试验。
(1)对非环状流程油井进行了先导性试验,采用分离器量油与功图法量油同步测试的方法录取资料。
试验结果表明:进行产量修正后的油井产液量相对于分离器量油,只有2口井计量超波动范围,功图计产计量精度达到8617%。
(2)根据摸索出的功图计产方法,对环状流程的12口抽油机井进行了先导性试验。
由于环状流程的特殊性,2口井共用掺水管线及回油管线,为保证正常生产情况下进行计产,分离器量油方式采取2口井合量计产的方法。
试验结果表明:除断脱和抽喷井波动范围较大外,环状流程中的其他油井采用功图计量产量相对误差较小。
3 经济效益分析
(1)功图法计量技术在对环状流程油井计量过程中不需要停环内其他井,避免了产量损失。
目前第二油矿采油三队已将功图法计量技术应用到环状流程井26口上,计产1200井次,使用效果很好。
这26口井采用功图计量后,每天少损失产液量4213t,以含水率95%计,则每年增加效益4112×104元。
如果功图计量技术推广应用于其他环状流程的话,所产生的经济效益是可观的。
(2)通过采用功图法计量技术,可简化地面系统输送工艺,单井管线通过环状或串联流程直接接到系统输油管线上,能有效地缩短单井管线,提高油井的科学管理程度,降低油田建设投资。
4 结语
(1)功图量油做为一种计量新技术,具有重复性好、系统误差较小、精度较高的特点,其关键是修正。
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油气田地面工程第27卷第7期(200817)
配电网无功补偿技术张旭东(大庆油田采油三厂)
摘要:油田电网因在用变压器和电机数
量庞大,短期内无法全部更新为新型节能型
设备,所以无功补偿技术仍是提高电网供电
能力、减少电压损失和降低网损的一种有效
措施。
无功补偿技术在大庆油田采油三厂的
推广使用也取得了较好的经济效益。
关键词:电力电容器;无功补偿;安全运行
油田电网因在用变压器和电机数量庞大,短期内无法全部更新为新型节能型设备。
大庆油田采油三厂6kV线路主要降损措施仍为无功补偿,其共分三个层面,第一层面是变电所6kV母线,采用集中补偿方式,21座变电所共建有集中补偿电容器组44组/122620kVar,可将变电所6kV母线功率因数提高到0199;第二层面是6kV线路高压小集中补偿,2000年～2006年,结合厂产能建设及老区改造项目,先后共安装高压无功补偿电容器221套/34200kVar,其中静态无功补偿电容器142组/23000kVar,动态无功补偿电容器79组/ 11200kVar,逐步淘汰了原有单井变压器高压侧分散无功补偿方式;第三层面是配电变压器低压侧就地补偿,截止到2006年底,厂机采井已安装以无功动态补偿技术为基础的各类节能配电装置1128套,站内低压无功补偿控制柜131面,通过集中补偿与分散补偿相结合的办法,将配电网平均功率因数提高到0178,电网网损率控制在515%以下。
电容器周围环境的温度不可太高,也不可太低。
如果环境温度太高,电容工作时所产生的热就散不出去;而如果环境温度太低,电容器内的油就可能会冻结,容易电击穿。
按电容器有关技术条件规定,电容器的工作环境温度一般以40℃为上限。
我国大部分地区的气温都在这个温度以下,所以通常不必采用专门的降温设施。
如果电容器附近存在着某种热源,有可能使室温上升到40℃以上,这时就应采取通风降温措施,否则应立即切断电容器。
电容器工作时,其内部介质的温度应低于65℃,最高不得超过70℃,否则会引起热击穿,或是引起鼓肚现象。
电容器外壳的温度应在介质温度与环境温度之间,一般为50～60℃,不得超过60℃。
为了监视电容器的温度,可用桐油石灰温度计的探头粘贴在电容器外壳大面中间三分之二高度处,或是使用熔点为50～60℃的试温蜡片。
电容器对电压十分敏感,因电容器的损耗与电压平方成正比,过电压会使电容器发热严重,电容器绝缘会加速老化,寿命缩短,甚至电击穿。
电网电压一般应低于电容器本身的额定电压,最高不得超过其额定电压10%,但应注意:最高工作电压和最高工作温度不可同时出现。
因此,当工作电压为111倍额定电压时,必须采取降温措施。
当电容器安装工作于含有磁饱和稳压器、大型整流器和电弧炉等“谐波源”的电网上时,交流电中就会出现高次谐波。
对于n次谐波而言,电容器的电抗将是基波时的1/n,因此,谐波对电流的影响是很严重的。
谐波的这种电流对电容器非常有害,极容易使电容器击穿,引起相间短路。
考虑谐波的存在,故规定电容器的工作电流不得超过额定电流的113倍。
必要时,应在电容器上串联适当的感性电抗,以限制谐波电流。
某些电容器组特别是高压电容器在合闸并网时,因合闸涌流很大,在开关上或变流器上会出现弧光。
碰到这种情形时,应调整电容器组的电容值或更换变流器,对高压电容器可采用串电抗器加以消除。
由此可见无功补偿技术仍是提高电网供电能力、减少电压损失和降低网损的一种有效措施,在大庆油田采油三厂的推广使用也取得了较好的经济效益。
(栏目主持 关梅君)
(2)测试量油仪具有操作简捷、时间短、效率高、计量精度高、分析资料及时方便等优点。
(3)功图法计量技术在计量过程中不需要停环内其他井,避免了产量损失。
(4)采用功图计量技术为地面工程简化优化提供了技术保证。
(5)功图法计量系统建立了油井、示功图及相关数据库,为“数字油田”的建设发展奠定了基础。
(栏目主持 关梅君)
26 油气田地面工程第27卷第7期(200817) 。
