功图量油_技术的发展
塔河油田原油处理技术现状及研究方向
第３（）卷第５期（２０１１．０５）（规划设计） 塔河油田原油处理技术现状及研究方向 徐孝轩 刹、国华 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院 摘要：塔河油田重质原油的外输采用掺稀油降黏后加热输送的工艺，但随着油田的进一步 开发，掺稀油数量将不能满足油田开发的需要。当１２区稠油与稀油比例为１：１时，管输原油黏 度将从目前的２５０ ｍＰａ．ｓ升高至约为１ ０４１ ｍＰａ・Ｓ，从而大大降低现有管道的输送能力，增加输送 过程中的热力和动力消耗。因此有必要研究超重质原油的管输技术、重质原油输油泵以及开发 新的输送工艺，以适应油田开发的需要。 关键词：塔河油田；油气集输；超重质原油；脱硫；输油泵；技术现状 ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６—６８９６．２０１１．５．０１９ １地面工程建设概况 塔河油田是中国石化原油生产的新兴主力油 田，大部分地面工程生产设施在“十五”期间建 设，地面工程建设技术水平高，在很多方面达到了 先进水平，实现了油气田建设的快速发展。塔河油 田位于新疆维吾尔自治区轮台县与库车县交界处， 油区横跨两县，距轮台县城约７０ ｋｍ，距库车县城 约１４０ ｋｍ，塔河从油区内穿过。塔河油田自１９９７ 年投入开发以来，１区、２区、１０区、１２区及托甫 台等区块相继投入开发生产，地面工程在滚动勘探 开发中不断建设完善。目前，塔河油田地面工程已 建成原油处理规模能力７７０×１０ ｔ／ａ，投产联合站３ 座，中质原油外输首站及末站各１座，重质原油外 输首站及末站各１座，油气生产实现了密闭集输与 处理，满足了塔河油田开发原油生产的需要。 塔河一号联合站于１９９９年建成投产，脱水规 模２００×１０ ｔ／ａ （含水５０％），包括５０ Ｘ １０ ｔ／ａ中质 原油和１５０ Ｘ １０ ｔ／ａ重质原油，主要处理１区、２ 区、３区、部分４区等区块生产的原油。２０００年， 投产了一号联天然气处理装置（轻烃站），设计规 模３０×１０ ｍ。／ｄ，最大处理能力３６ Ｘ １０ ｍ。／ｄ；２００７ 年进行了扩建，扩建后的天然气处理总规模为 ８０×１０ ｍ。／ｄ。 塔河二号联合站于２００３年建成投产，脱水规 模为１５０ ｘ １０ ｔＹａ，主要处理６区、７区、４区西部 和１２区等区块的重质原油。２００８年，塔河油田二 号联合站实施扩建，扩建后原油处理的总规模为 ３９０×１０ ｔ／ａ。２００５年，建成投产二号联合站轻烃 处理装置，处理天然气规模１５ Ｘ １０ ｍ。／ｄ，最大处 理能力２０ Ｘ １０ ｍ。／ｄ。 塔河三号联合站于２００５年建成投产，脱水规 模为１８０ Ｘ １０ ｔ／ａ，主要处理８区、１０区、１１区及 托甫台等区块生产的原油。２００７年建设天然气处 理装置，天然气处理规模为５０×１０ ｍ。／ｄ。 ２ 技术现状 十五”以来，塔河油田油气集输技术取得了 较大的进步，有很多成果达到了中石化先进水平， 实现了油气田建设的快速发展。“十五”期间建设 的塔河二号联合站和三号联合站工程，采用了先 进、可靠的工艺技术，使塔河油田的地面工程技术 水平上了一个新台阶，所采用的技术可以代表塔河 油田原油集输与处理的技术现状。 ２．１ 塔河二号联合站工程 塔河油田二号联合站是一座集原油脱水、天然 气处理、污水处理和注水为一体的大型联合站，主 体工程于２００３年１０月建成投产，原油处理总规模 为１５０×１０ ｔ／ａ，天然气处理规模１５×１０ １１１。／ｄ，污 水处理规模５ ０００ ｍ。／ｄ。 ２．１．１原油处理系统’ 二号联合站采用大罐沉降热化学脱水＋电脱水 相结合的工艺流程。 由于所处理的原油黏度较大， 选择了热媒炉换热工艺流程。 原油处理工艺流程：井排来液 三相分离器一 一次沉降罐一二次沉降罐 加热炉一÷电脱水器一净 化油罐一外输。 采用大罐沉降工艺，沉降时间长，对于增大原 油处理量有较好的适应性；采用热媒炉，对于加热 需在较高温度下脱水的重质稠油来说是比较合适 的；采用电脱水工艺，减少了沉降时间，对二号联 合站重质原油的脱水起到了很大作用。 基金论文：四川省教育厅资助科研项目“超临界ｃ０ 管道输送技术研究”（０９ＺＢ０９７）。 ——４０—— 油气田地面工程（ｈｔｔｐ＇／／ｗｗｗ．ｙｑｔｄｍｇｃ．ｃｏｒｎ）
油田单井产量监控和管理
中国西部科技２０１２年０３月第１１卷第０３期总第２７２期 ７５
油田单井产量监控和管理
黄家俊 解庆阁 王天柱
（１．青海油田采油二厂技术管理科，青海茫崖８１ ６４００；２．西南石油大学理学院，四川成都６１０５００）
摘要：随着数字化油田的发展，油田的自动化程度也越来越高，实现对单井产量的监控和管理对于油田实行优化配产和优
化管理将会有实际意义。利用数字化技术对单井实施有效地实时监控，并对单井出现的异常情况进行报告，使油田配产更加
合理。 关键词：数字油田；产量监控；优化管理
Ｄ０Ｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉ ｓｓｎ．１６７１—６３９６．２０１２．０２．０３７
１ 背景
在我国大部分油田的实际开发过程中，由于地质条件的
限制和开发时间的延长，油田油井多数采用抽油机采油方
式。日常生产管理中也是基本上采用人工巡井的方式，由人
工每日定时检查设备运行情况并现场记录采油数据。这种方
式的缺点很明显【Ｉ】，就是必然增加工人的劳动强度，并且影
响了设备监控与采油数据采集的实时性和准确性。由于现场
工人不能实时对一口井进行检测，当抽油机、电泵、井下管
杆和井下抽油泵等出现故障时就不能及时发现，也就是得不
到有效监控，这会严重影响抽油机井的开井时率和安全生
产。在对抽油井进行工况分析时，人的肉眼是不能直接看到 千米地下杆式泵的工作状况，作为唯一能反映井下抽油泵运
行状况的示功图一个月才测试一、二次，这远远满足不了现
场技术人员的需求。现场技术人员希望能及时了解井下设备
的运行状况，也就是实时看到抽油机井的示功图、电流图，
而传统的示功图测试技术是不能满足该要求的。同时，各种
单井的数据都是人工手动记录，难免会有视觉、手动误差存
在。而这些不真实的数据以班报、日报形式上报管理层，地
质技术人员根据上报的数据，很可能对地下油层做出错误的
判断，给出错误的调整方案，干扰油田正常生产。信息靠人
工层层传抄、上报，工作量大，易出现误差，数据易丢失、
油井产量计量的功图法技术及误差分析
维普资讯 式中 ｄ一泵径．ｍｚ： ．ｓ 有效冲程。ｍ； 一冲次．次／ｍｉｎ： 原油体积系数，无因次。 于是油井产量为：ｑ＝Ｋｑ 式中，９一油井产量，ｍ３／ｄ； 一修正系数．无因次； ｇ 泵功图产量，ｍ３／ｄ。 计量流程如图１所示
图１功图法计量油井产量流程图 测试仪器及性能 １测试仪器 采用计算机与传感监测技术．测试抽油机井光 杆的示功图．通过对连续测试的一组功图的分析计 算，可以定量分析抽油机井的产量 同时仪器还能测 量油井液面、电压、电机电流等参数。 仪器参数如下： 冲程：０～８ｍ；精度：１％； 载荷：１５０ｋＮ，９０ｋＮ，５０ｋＮ ３种；精度：１％； 电流：０￣２５０Ａ；精度：１％； 使用温度：～３５℃～＋８５ｏＣ； 尺寸：３４０ｍｍｘ２５０ｍｍｘ１３０ｍｍ； 质量：５７ｋｇ。 ２仪器性能 （１）抽油机井光杆示功图的自动连续测试：可根 据测试要求．任意设置光杆示功图的测试起始时间、 终止时间和测试间隔．进行自动连续测试 （２）油井产液量测试分析：根据连续测试的大量 示功图进行油井产量分析．掌握油井的生产动态 （３）抽油机井抽油系统故障分析：根据测试数 据分析影响抽油机井抽油系统正常工作的重要因 素．可以掌握抽油机井抽油系统的机、杆、泵运行动 态。 （４）整机宽温及强光下大视角显示：系统具备整 机宽温及强光下大视角显示的特性．能适应一３５℃～ ８５℃的工作环境．特别适合我国在北方严寒地区常 年使用 （５）多功能、全参数测试：精确测试抽油机井光 杆的示功图并快速计算泵功图．准确测量较复杂井 况时的双通道液面回声波。随时备有多种方法及时 计算井下动液面：还能测量其他诸多参数，如光杆的 上静载、下静载、电机的电流、电压、有效功率、油井 套压等参数 （６）￣ｌＪ试、产量分析、打印一体化：油井测试、产 液量分析、打印一体化，简化了操作规程，方便了现 场使用，提高了工作效率。 现场应用情况及误差分析 ２００３年６～７月．对长庆油田新１４井区和塞３９ 井区的２４口油井现场试验。试验２４口生产油井的 测试液量与同期单Ｎｃ￣Ｎ（单量箱和双容积）相对比， 其测试结果为：测试相对偏差范围在一０．８３～１．０１ｍ３／ｄ， 平均偏差０．４８ｍ３／ｄ．测试绝对误差为０．９５％～１５．６１％，
油井功图法自动计量与监测技术研究
仪器仪表与应用 石 油 化 工 自 动 化，２００８，２：６５ ＡＵＴｏＭＡＴＩｏＮ １Ｎ ＰＥＴＲ（）＿ＣＨＥＭ１ＣＡＬ ＩＮＤＵＳＴＲＹ
油井功图法自动计量与监测技术研究
李小兵１”，岑康２，廖开贵３，邓仁明５，路芳６ （１．西安石油大学石油工程学院，陕西西安７１００６５；２．西南石油大学建筑工程学院，四川成都６１０５００； ３．中国石化西南分公司勘探开发研究院，四川成都６１００８１；４．长庆石油勘探局培训中心，陕西西安７１００６５； ５．川西钻探公司钻具井控公司，四川江油６２１７０９；６．中国石化西南分公司川西采气厂，四川德阳６１８０００）
摘要ｌ描述了“功图法”计量监测系统的原理、组成及实现功能。功图法自动计量与监测系统测试的油井产量值与实际产 量值趋于吻合，能够反映油井的实际产液能力，满足油井计量的精度要求，为今后油田油井计量提供一个新途径。在油井无计 量站情况下，为实现单井远程自动计量需要，采用油井集群单井远程计量自动监测系统，形成了油井远程监控、液量自动计量系 统。该系统能替代或简化计量流程，降低产能建设投入和运行成本。 关键词ｉ功图法；泵功图；有效冲程；自动计量与检测 中图分类号ｌ ＴＰ２７４ 文献标识码：Ｂ 文章编号：１００７—７３２４（２００８）０２—００６５—０３
１ 引 言 在考察油井单位时间的产量、跟踪地下油藏区 块的动态情况、评价和预测油井区块的开发潜力、 总体分析和把握油田公司的全局产能情况等方面， 单井计量是必不可缺的一个技术手段。为了简化 计量流程、降低建设投资成本、满足油田经济高效 开发的需要，长庆油田近几年开发并逐步推广功图 法油井自动计量与监测系统［１ ］。笔者就该系统 的实现方法作简要分析。 ２系统理论概述 功图计量是一种不建计量站工艺装置的单井计 量方式，即在反映抽油井有杆泵工况示功图的基础 上，建立抽油系统的力学、数学模型及算法，计算泵 功图响应，并采用矢量特征法对泵功图进行分析及 故障识别，确定泵的有效冲程，得出井口产液排量。 油井产液量的自动计量和工况监测是利用现 代数据采集、网络传输、计算机处理等高新技术的 成果，实现测量、测试数据的无线遥测，自动传输和 软件处理，分析出油井工况并计算产液量的一整套 系统和方法ｌ３］。系统实现的理论流程如图１所示。 ３系统实现过程 ３．１泵功图的求解及修正 在油井液量计算中，位移、速度、应变、应力和负 荷与时间有关，并且油井中抽油杆柱、油管、液体３ 个系统的受力和位移是相互关联的。在实际的测量 处理中，采用在井口测取杆柱载荷和位移与时间的 变化规律（示功图）的基础上，分别建立抽油杆、油管 有限元模型和液柱差分计算模型。然后求解出深井 泵人口处载荷和位移与时间的关系（泵功图）。 图１理论流程 同时，考虑到地层特性等因素造成“泵功图”计 算排量与地面产液量的体积差异，可采用在某一区 块选取一些油井进行测试，然后经对比分析得出这 个区块对功图计算的结果进行修正。 ３．２有效冲程识别 有效冲程的识别对计量结果起着至关重要的 作用。为了提高有效冲程的识别精度，首先采用多 边形逼近法对泵功图进行预处理，过滤掉对泵功图 的几何特征影响小的数据点。再用特征矢量法进 行故障识别，充分考虑其他影响因素判断泵有效冲 程，然后根据判断的有效冲程计算产液量。具体过 程如下。
三塘湖自动化系统完善与实施
三塘湖自动化系统完善与实施
摘 要：三塘湖采油厂隶属中国石油吐哈油田公司，包括牛圈湖、牛东、西峡沟、北小湖4个区块油田，每个区块单元之间相隔遥远、最远相距100多公里，本文针对三塘湖油田自动化的现状进行分析，制定自动化建设方案，采取“总体设计、分步实施”的原则，根据产能建设变化和采油厂发展的需要，逐步开展自动化项目建设。
本项目主要完成了以联合站为调度中心，实现了在中控画面上对全厂工艺流程数据实时采集、控制与管理；单井功图量油系统实现站外100余口油井生产状态监控；视频监控系统实现厂区及重点设备的视频监控，降低了安全风险。
关键词：自动化 功图量油技术 视频监控 数据监控
一、论文背景
将自动化技术应用到生产和经营管理过程，在技术上可实现生产过程全面监控，数据采集齐全准确；在管理上可实现管理自动化、网络化、保证运行组织迅捷高效；在安全上可实现安全防范灵敏可靠，避免安全事故的发生，从而改变生产现状、提高生产效率、提升管理水平、加强安全防范，由此可见三塘湖采油厂自动化系统建设的重要性。
三塘湖采油厂管辖着牛圈湖、牛东、西峡沟、北小湖4个区块油田，牛圈湖联合站、牛东接转站、三塘湖至哈密原油外输管道及各类生产设备。可将三塘湖采油厂的管辖范围分为站内和站外。三塘湖采油厂的自动化现状：一是站外油井，大都分布在戈壁滩上，单井信号未采集，工况无法监测，不利于油井的管理与维护，不能及时发现并处理工况异常的油井； 二是站外配水间仅有就地流量显示，无法准确调整配注量；三是站内仅有联合站一套dcs自控系统，只能满足自身需求，牛东接转站未实施自控系统；四是厂区及重点设备无视频监控。由此可见，三塘湖采油厂自动化系统不能满足生产与安全需要，急需扩建与完善。
二、建设内容及原则
1.建设内容
针对三塘湖采油厂自动化系统现状，我们提出如下建设方案：
一是扩建自控系统：完成牛东接转站plc系统建设，实现联合站和牛东接转站站内实时数据的监测与控制，保障站内设备安全运行。
油井远程在线计量优化分析系统技术应用与发展
油井远程在线计量优化分析系统 技术应用与发展 （１．中石油大港油田公司，天 口邵定波 檀朝东
摘要本文分析了当前油井在线计量分析系统技术 的研究和应用中存在的主要问题，提出了油井远程在线计 量优化分析系统成套技术和大闭环的智能采油系统技术的 概念，在此基础上，从全面开发，合理定位，改进配套， 理论研究、产品系列化和服务专业化等方面提出了发展油 井远程采集控制分析智能信息技术的几点建议。 １概述 自２００５年以来，大港油田先后建立了“西一转”、“港 浅８—６”、“枣园”油井远程在线计量及优化分析系统技术 示范区『Ｉ 】。２００６年在大港油田全面推广应用，截至目前 大港油田１０００多口油井，包括抽油机井、电泵井、螺杆 泵井及自喷井等所有井型，都应用油井远程在线计量优化 分析系统，实现了“单管集油”、“撤销计量站”、 “部分 撤销掺水流程”、“地面管线串糖葫芦”，“大大减少地面管 线投资和维护成本”的目标，节约投资和减少成本数千万 元，取得了较好的经济效益。该技术实现了原来“计量站一 转油站一联合站”三级布站向二级、一级布站新模式的 转变，并开创了老油田地面流程简化优化的“港西模式”。 ｃ哪 。 ｃ －钳・ ｓ ４４ 但目前我国油田采油技术管理系统仍存在以下问题 １）传统油井计量流程复杂、投资大，“三天量一回，以点 代面”计量方式导致单井日累计液量存在较大的误差，导 致单井日报表液量不能真实地表现油井的实际产能状况 ２）当前油田自动化和生产分析设计工作没有有机地结合， 没有利用自动采集了的实时数据来建立以提高油井产量和 系统效率为目标的工况诊断、优化设计、功图法量油计算 分析系统；３）当前的油井自动化主要是将功图、电参数 等数据传回中心控制室，主要是采集而没有控制功能，没 有利用数据深度加工分析结果实现工艺控制，不能进行完 整意义上的实时优化、智能控制。 因此，深化油井实时动态监测分析优化技术的研究与 应用，对提高油井整体技术管理水平有着较大的技术空间 和实际意义。 ２存在的主要问题 ２．１认识问题 多年来，对油井远程在线计量的认识普遍存在的问题
浅谈稠油计量方式的选择
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浅谈稠油计量方式的选择
作者：荆德杰
来源：《中国科技博览》2014年第25期
[摘 要]为保证油井计量数据的准确可靠，正确选择油井计量方式十分重要。功图式油井计量技术是一种功能强、自动程度高、计量精确、与传统模式截然不同的计量新技术。本文结合胜利采油厂采油一矿热采管理区稠油开采现状，解决了稠油粘度大的单井计量问题。
[关键词]稠油 计量 流量 误差
中图分类号：TB93 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）25-0386-01
1.稠油油井计量现状
热采管理区组建于2004年11月，位于黄河滩内，是胜利采油厂唯一一家稠油热采基层队。辖区管理着T82断块，构造上处于陈家庄凸起南缘，宁海油田北部，含油面积2.3平方公里，地质储量545万吨。T82产出原油在50 ℃时地面脱气原油粘度：在10000～70000mPa.s之间，属特稠油油藏。
粘度是影响稠油吞吐开发效果的主要因素之一 ，同时也是影响原油计量准确性的一个重要因素。油井计量是油田开发过程中一项很重要的工作。油井计量概括地说，就是测取油井生产的油、气、水量，生产的压力、温度等许多参数。为保证计量测取数据的准确可靠，正确选择油井计量方式十分重要。
热采管理区目前开井105口，正常生产100口。由于热采区原油生产工艺是注汽和空心杆掺水，原油粘度大，无法停掺水，所以原油产量的计量一直是热采管理区的生产瓶颈问题。热采管理区的原油计量采取过普通分离器量油、油罐标产、称重式油井计量、功图量油。这几种量油方式都存在各自的缺陷。
2.对几种计量方法的分析
2.1 普通分离器量油的计量方式
热采管理区在初期的原油计量，采用了普通分离器量油，由于该区块原油属于特稠油，挂壁非常严重，导致分离器堵塞，计量不出数据，这种方法废止。
油田工况远程计量功能拓展应用及效果
技术创新 枉科技２０１ ３年第１期满
油田工况远程计量功能拓展应用及效果
温昱
中国石化股份胜利油田分公司现河采油厂２５ ７０００山东东营
摘要工况远程计量通过计算机技术、网络技术、自动化技术、系统工程管理技术以及油气田开发管理技术等，实现
Ｊ抽油机井的远程监测和精细管理，校好地解决了基层开发管理的难题。本文分析了工况远程计量的五大功能及应用效 果，现场证明其具有十分重要的实用性和广阔的发展前景。 关键词工况远程计量示功图抽油机基层管理
随着油田开发程度的深入、管理难度的提高、新技术新工 艺的应用和油区治安环境的变化，及时、准确、便捷地掌握油井
生产情况，实现抽油机井的远程监测和精细管理，是油田开发系
统基层单位必须面对而且必须解决的一个重要课题，也是油田 “四化”建没的迫切需要。油井工况远程计量则是解决上述问题
的一项值得研究和广泛应用的新技术，它通过计算机技术、网络
技术、自动化技术、系统工程管理技术以及油气田开发管理技术 的运用，利用井口监测设备和计量分析软件进行网络化操作，实
现了对油气井的智能化的远程监控。
１ 远程工况测试示功图计量的原理
示功图计量采用有效冲程法计算油井产液量，与功图面积
法相比，它可以消除因结蜡、油稠、出砂、结垢等各种因素引起
功图面积发生变化而对产液量产生的影响。有效冲程法，即利用 功图下冲程直线段为有效冲程来计算油井的产液量。 柱塞进液有效行程。每个冲程中对提液有直接贡献的柱塞 行程叫柱塞进液有效行程。
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图１抽油机示功图计量示意图 示功图计量液量流程。①录取地面功图，取得冲次ｎ。②对
示功图进行识别找出有效冲程ｓ’。③调取有杆泵井系统参数：
泵径Ｄ、原油密度Ｐ 含水 。④计算井下泵的有效排量
Ｑ＝３６ｏ竹Ｄ Ｓ ｎ［ｐ。（１～ｆｗ）＋Ｐ 】。
２ 工况远程计量功能特点及优势
示功图计产的实际应用
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示功图计产的实际应用
作者：葛云有
来源：《中国科技博览》2013年第29期
摘要：功图计产作为一种方便快捷的产量计量方式，在油田实际工作中已经得到了广泛应用，本文对不同功图量油方法进行对比，确定其中准确率较高的一种方法。
关键词：应用 量油 示功图
中图分类号：TG333.7 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）29-262-02
一、理论示功图
悬点载荷随位移变化规律的图形称为地面（光杆）示功图，理论示功图为平行四边形，如图1。图中的ABC为上冲程静载变化线，其中AB为加载线。这一加载过程中，游动阀和固定阀均处于关闭状态，B点加载结束。此后柱塞与泵筒开始发生相对位移，固定阀开始打开吸液进泵，故BC为泵的吸入过程。CDA为下冲程静载变化线，其中CD为卸载线。卸载过程中，游动阀和固定阀均处于关闭状态，到D点卸载结束，此后柱塞和泵筒之间开始发生位移，游动阀被顶开，泵开始排液，故DA为泵的排液过程。
抽油机井地面理论示功图（图1）
图中，FH为最大载荷，N；FL为最小载荷，N；Hp为地面功图有效冲程，m；H为地面功图冲程，m；λ为冲程损失，m。
二、示功图量油的常用方法
1、示功图面积法
该方法利用的参数：
1）求得实测示功图的面积与理论示功图的面积的比值。
2）求得该参数下的理论排量。
公式如下：
式中， 为计算的油井产量，m3/d； 为理论排量，m3/d；S为实测示功图面积，m2； 为功图最大载荷，N； 为功图最小载荷，N； 为地面功图冲程，m。 龙源期刊网
2、功图有效冲程法
（1）泵功图有效冲程法
该方法利用的参数：
抽油机井电参转示功图技术应用分析
贺清松：抽油机井电参转示功图技术应用分析第11卷9期（2021-09）
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：p总=pg+A（1）抽油机井电参转示功图技术应用分析
贺清松（大庆油田有限责任公司第三采油厂）
摘要：抽油机井示功图是用来判断抽油机井工况的重要手段之一，传统的拉线法功图测试需停机操作，工作量大、时效性低，不能满足实时分析需求。现有的数字化载荷传感器，能实现不停机实时采集功图，但设备数据漂移、持久供电、故障率高及设备标定等问题仍亟待完善。电参转功图是一种新的测量方法，即根据抽油机井电动机输入功率与光杆功率的能量守恒关系，以及光杆悬点与曲柄的运动位置关系，将电动机端实时电参数据转化成光杆悬点端示功图，进而实现工况分析诊断，实时发现并处理断脱漏失问题，减少抽油机井带病运行等无效耗能的同时，降低问题井对产量的影响，达到降本增效的目的。关键词：抽油机；示功图；电参；数字化
DOI:10.3969/j.issn.2095-1493.2021.09.005
作者简介：贺清松，高级工程师，2008年毕业于大庆石油学院（石油工程专业）
图1游梁式抽油机结构示意图