螺杆泵的监测

本文主要从两个角度聚焦螺杆泵监测，一个是作为一名优化工程师，另一个则是作为一名现场人员，并从两种角度解释了提高石油产量或设备保护的工具或方法。
 
作为一名优化工程师
一名优化工程师每天可对6至8口井进行详细分析，但通常却需要负责80至120口井。因此，无法对所有这些油井进行深入的监测和评价，于是，可引入“自动化”这一强大工具。遥测技术可提供即时、高频且准确的信息，且优势不容置疑。

事实上，参数和算法配置恰当的自动化技术，可以在最少的监督下执行常规调整，这为关注非典型案例、故障分析等提供了机会。

凭借自动化，可以通过泵保护设置、控制装置和控制模式（算法）来提高正常运行时间，从而最大限度地提高原油产量。“泵控制器”和SCADA所需的所有设置（高转矩、PIP、CHP、THP、RPM……）必须由生产工程师确定，并与AIT部门合作，以实现自动化设备与SDACA的配置和集成（监控与远程控制）。

SCADA 监测审视
 “自动化”有助于优化工程师开展工作，与此同时，优化工程师会接收到各种信息、警报、趋势曲线。在这些情况下，很重要的一点是能够将信息离散化，并通过对SCADA所生成报告的仔细设计，突出最重要的事件。
在SCADA软件中可以配置不同的视图/警报。低/高PIP报警，是将PIP值与预设值比较；或者，如果未发生任何重大事件（假设泵相同，转速无变化，且未进行化学处理等），则将PIP值与过去15天的平均值进行比较。
对于扭矩也是如此。通过监测该参数，可以检测泵的磨损、橡胶件的膨胀、砂子堵塞、气体的产生等。与压力不同，扭矩与系统的机械部件有关，而PIP则与储层能量有关。

抽油泵状态评估
PIP（传感器/液位）可用于多个报警，是储层能量的一个参考，结合PIP、试采和静压可以计算储层流量（IPR）。
用IPR（PIP、P、Ql试井）计算的流量，与泵的理论输出能力进行比较，可以反映泵系统的状况和实际性能。
流速与Q理论= 5.94x10-1 *e*D*p*N

出水监测
地面设施的设计旨在尽可能测量油井产量。但由于某些参数与趋势不符，常常会出现操作问题或无法试采，并且可能会有很长一段时间（两个月甚至更长时间）无法获得油井生产信息，而在这段时间内许多参数可能会发生很大变化，影响油井动态。根据对不同公司（运营商）实际应用的评估，建议每月至少对油井进行两次测试。如果可以安装在线流量计则更好，这会非常有帮助。

目视检查（出水）
当因为油井太多，而泵站因缺乏足够测试装备而无法经常（每月至少两次）对油井进行评估时，确定地表样本含水率，甚至由现场人员主观视觉评价出水量都非常有用。原因在于，如果出水量大，任何优化方案甚至油井维修都是不值得的。考虑到如果人工提升系统运行不当且排水过度（储层 - 井底），则几天后就可能淹水。
现在评估一下这个案例。根据PIP 和已确定的地表运行参数，提高产量是有可能的。然而，因测试分离器和实验室存在问题而缺乏含水率信息。无论如何，安装了新的井下设备，泵的容量更大，预计新泵的产量会增加。但几周后，对油井的测试却发现，含水率已从20%增至65%，因此这种方式会浪费时间和金钱。更糟糕的是，由于新泵（更高容量）导致PIP/Pwf进一步减少，将刺激更大的出水量。

化学处理（出水）
另一个表明水的比例发生变化的指标是化学处理产率。设想，如果乳化液通过管道泵送，它将不会有效地“破裂”，管道压力因此将上升。在油田会观察到水增加的另一个后果，由于含水率高，原油的规格无法达标（含水太多），因此必须进行两次“清洗”、或加热、或添加更多化学物质以分离额外的水分。

扭矩特性和水增量
出水量增加的另一个指标是恒定运行条件下的扭矩特性。由于静水压力增加（较重液柱），液压扭矩也相应增大。当原油密度不同于水密度（流体梯度变化）时，这种效果清晰可见。会对该参数进行极为仔细的分析，因为发生水淹时，密度和粘度这两种流体特性会受到影响。
 
声波测量/环形气流
动态泵送流体水平，反映了泵送速率与油井产能之间的关系。
调整泵速后，进行声学测量非常重要，这不仅有助于得知液位和PIP，还能提供流经环形管的气体量。因此，如果泵速增加后环形空气体量保持相对恒定（与之前的声学测量/最小累积试验相比），表明泵进口处释放的气体保持相对恒定。但是，如果检测到环形空气体量增加显著（最小累积试验），则表明PIP已降至远低于起泡点（饱和流体）。因此，原油产量非但没有提高，反而会因进入泵的气体体积增加而减少。此外，储层能量（溶液气驱）的去除效率一直很低。
 
现场人员的监测活动
人们曾经尝试过从地表和井下自动安装螺杆泵（PCP）系统，但一些方案并不可靠且（或）过于昂贵。例如，当传感器发生故障时，必须抽出整个系统。从油井中抽出定子只能作为不得已情况下的最后选项。此外，自动化还涉及传感器、数据记录器、泵控制器（油井管理器）、VSD通讯板、无线电、天线、Scada软件。这代表存在可能的故障点，因而不得不配备AIT现场人员。
 
当存在通信问题、井下传感器（DHS）无法工作或配备自动化系统不具备经济优势时，毋庸置疑需要配备现场人员。一名对提升系统有深入了解的专业现场人员，可以进行声学测量，并有能力诊断井况。

UPC的团队在过去的9年间一直致力于监测与优化油井（超过500口油井，90.000 Bls/天以上），根据这一经验，现场工作人员平时每天可以访问40至70口油井（集群式安排），开展活动以验证最佳条件（最佳运行速度）或提升产量“调整泵速”，这既可以是按照优化工程师的要求，或由于现场人员侦测到非正常状况，并在检查所有参数后重新确定泵速。“重启油井”：之前与控制室的通信，现场人员重新启动油井运行。在平常的一天中，一名现场人员可以增加3.300 Bls以上的产量。  

 
此外，现场人员可以防止设备损坏。在日常活动中，现场操作员可以检测到驱动头振荡、电机或VSD过热、皮带损坏、杆扭矩过大、THP/CHP压力高、填料涵泄漏。此时关闭油井，待修复运行条件后再重启油井。有时，异常情况并不严重，这时只需降低运行速度，但不中断运行，直到一切协调完毕，从而在最短停机时间内纠正运行条件。

其中一种最相关的情况是，在非生产状态下，现场操作员有能力诊断油井状况，并执行一系列操作，以确定是否存在泵故障、杆脱离或油井正在恢复生产。及时探测因井下设备故障而导致停产的油井，让生产工程师能够设计新的方案并准备修井作业，从而最大限度地减少生产损失。

结论
• 监测活动是我们日常采用的方法，工程师可以成功加以应用，并利用自动化和团队合作。
• 初始“配置阶段”的自动化监测需要优化人员提供支持，以建立控制人工升降系统的标准。之后，自动化系统将通过预先建立的控制方法优化油井产量。而在其它情况下，则将发出警报，以便采取适当的行动。
• 监测活动增加了石油生产活动的价值，是快速提高产量而无需增加投资的一项主要方法。同时，还能发现问题并迅速加以纠正，或在完成纠正性维护前控制住局势，以缩短停机时间。
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来源：荣格-《国际泵阀技术商情》


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