塔河油田油气井远程监测系统降本又增效

　　[中国石化新闻网2012-02-22]塔河采油二厂油田开发研究所统计资料显示：从2011年10月30日到2012年2月21日，采油二厂有95口电泵井安装了油气井远程监测系统，2012年1月与2011年9月份对比，电泵躺井数下降9口，躺井率下降9%，电泵井作业成本节约720万元；故障停机次数下降33井次，节约稀油529吨，增产原油468吨，增效302.15万元。

　　随着塔河油田的持续开发，电潜泵生产逐渐成为超稠油机械举升的重要采油方式。2011年，采油二厂电泵井达到97口，由于超深、超稠等因素影响，造成地面掺稀稳定性差、电潜泵超稠油适应性差，1～6月份电潜泵生产井月均躺井率达8.59%，月均减产3546吨，月均维护费用约298.3万元，严重制约了原油上产步伐的加快。

　　为确保年度318万吨原油产量任务目标圆满完成和成本指标有效控制。8月底，总部信息系统管理部副主任李剑锋一行听取了塔河油田油气井远程监测系统完善项目建设内容变更专题汇报，同意建设内容由原分布在三个采油厂的75口井变更为采油二厂95口电潜泵井。随后，采油二厂与信息中心立即组织油气井远程监测系统实施方案的编写，并组织设备生产、组态软件开发，在厂家进行各项功能测试验证，9月份方案通过评审，10月初开始安装，10月13日投入试运行，10月30日建设完成。

　　油气井远程监测系统是通过自动化、信息化手段，实现井口数据采集、传输、显示流程清晰化、标准化，电泵井井口数据的远程监测与数据共享，加强对于电泵井安全生产的管理，降低电泵井的巡井和维护成本，缓解在现场生产管理中点多井散、战线长、电潜泵躺井率高等一系列的突出矛盾，保障现场生产管理的实时性和安全性。

　　油气井远程监测系统自安装运行后，发现电泵异常故障停机的反应时间由前期的平均2.5小时下降到目前的0.5小时，平均处理时效由原来的7小时缩短至现在5.1小时，电泵故障停机单井平均处理时间缩短1.9小时。

　　TH12212井是采油三队5号巡井线路上的一口电泵井，该线路总共有22口井，线路总长约110公里，正常巡检约需3.5～4.5小时，电泵异常故障停机的平均发现时间约3小时。由于发现时间晚，必须采取正注稀油措施，正注15方稀油平均约需5小时，单次故障停机处理需8小时。安装远程监控系统后，故障发现和上处理措施缓慢、影响产量等情况得到极大的改善。

　　2012年1月4日15点15分，远程监控显示TH12212井异常停机，1分钟内发现并通知巡井班到现场落实查看，巡井班30分钟内到达现场发现电泵显示EOH1（散热片过热）停机，检查发现有风扇不转，倒正注，并通知电泵厂家上井检查更换风扇，于17点15分处理完毕开井生产，与前期故障处理时间对比，减少6小时，节约稀油10方，提高电泵生产时间6小时。

　　远程监测系统的投入使用实现了油井的连续性检测，提升了电泵的生产动态分析及管理水平。电泵躺井数由2011年9月的15口下降至12月的6口，躺井率由15.5%下降至6.1%。

　　连续性监测在发现电泵存在电流尖峰状上升后快速下降情况后，技术人员结合掺稀电泵生产特性及电机、电缆过流能力，在确保对电机及电缆无伤害前提下，将过载保护电流由前期的48安培上调至60安培，将过载延时由10秒下调至3秒，大大降低了故障停机次数。

　　连续性监测发现的电泵异常变化可以及时了解流量计及集中掺稀计转站内的掺稀异常变化，便于及时进行处理，提升掺稀管理水平。2011年12月18日10点16分，远程监控突然报警：TH12101井电流由34安培下降至24安培，且电流能够稳定，技术人员迅速与管理该井的10-5集中掺稀计转站联系，得知站内掺稀量突然上升10方，且泵压由15.5兆帕下降至14兆帕，判断为TH12101井井口流量计失控跑量，便及时上井维修，仅用时2小时24分钟就恢复正了常生产。

　　油气井远程监测系统不仅能及时确定故障点，缩短故障处理时间，避免事态恶化，节省大量人力、物力，还杜绝了其它油井因注入量不够被迫关井或故障停机情况。预计2012年将对50口转电潜泵生产井安装油气井远程监测系统，并在其他油井进行推广应用。