摘要：為進一步開發(fā)應(yīng)用油氣生產(chǎn)物聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)（Ａ１１），提升注水井日常管理的科學(xué)性和有效性，大慶油田某采油廠研發(fā)了注水井自動監(jiān)控系統(tǒng)。該系統(tǒng)采用在井口加裝流量自控儀和在干線兩端分別加裝兩個壓力變送器的改造方案，利用Ａ１１現(xiàn)有油井ＲＴＵ，使加裝儀表能與工區(qū)中控室的工控機進行實時通信，實現(xiàn)了注水井水量自動計量及遠程調(diào)節(jié)、油壓泵壓遠傳及異常報警、生產(chǎn)報表自動生成等功能�？墒箚尉畬崿F(xiàn)實時精準注入，提高了注水效果和計量精度。
０引言
為加快業(yè)務(wù)領(lǐng)域的數(shù)字化、信息化建設(shè)，全面提升企業(yè)的整體管理水平，中國石油天然氣集團有限公司在《中國石油“十二五信息技術(shù)總體規(guī)劃”》中提出了建設(shè)油氣生產(chǎn)物聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)（Ａ１１）項目，并立項開展試點和推廣工作。大慶油田某采油廠作為Ａ１１示范工程試點單位之一，在２０１６年底實現(xiàn)了系統(tǒng)的整體上線運行。隨著系統(tǒng)逐步深入推廣使用，已經(jīng)實現(xiàn)了對油井、計量間、聯(lián)合站生產(chǎn)數(shù)據(jù)的自動采集、遠程獲取和生產(chǎn)預(yù)警等各項功能，提高了生產(chǎn)集輸過程中日常管理的科學(xué)性、及時性和有效性。但是，作為生產(chǎn)管理重要組成部分的注水井管理并沒有納入項目建設(shè)之中。在以往的注水井管理模式中，采油工需要每天巡檢兩次，人工調(diào)控水量，不僅耗時費力，還存在調(diào)控誤差，而且在兩次巡檢之間，如果壓力水量發(fā)生變化，甚至會發(fā)生注水表“卡表”的現(xiàn)象，不能及時發(fā)現(xiàn)并調(diào)控。所以，為實現(xiàn)生產(chǎn)數(shù)據(jù)及時、準確、全面采集，為建設(shè)數(shù)字化油田打下堅實基礎(chǔ)，技術(shù)人員以問題為導(dǎo)向，研發(fā)了一套注水井自動監(jiān)控系統(tǒng)。該系統(tǒng)依托Ａ１１現(xiàn)有遠程終端單元（ＲＴＵ）、通信網(wǎng)絡(luò)、工控機，對注水井配水間工藝流程和Ａ１１組態(tài)系統(tǒng)進行了功能性改造。同時，結(jié)合注水井日常管理模式，編制了預(yù)警分析軟件。建立起一套可實現(xiàn)注水井水量積算及遠程調(diào)節(jié)、油壓泵壓遠傳及異常壓力報警、生產(chǎn)報表自動生成的注水井自動監(jiān)控系統(tǒng)。
１系統(tǒng)簡介
如圖１所示，Ａ１１油氣生產(chǎn)物聯(lián)網(wǎng)系統(tǒng)建設(shè)可分為數(shù)據(jù)采集與控制層、數(shù)據(jù)傳輸層、生產(chǎn)監(jiān)控與管理層共三層模型架構(gòu)。
注水井自動監(jiān)控系統(tǒng)依托Ａ１１系統(tǒng)的三層模型架構(gòu)，著重對數(shù)據(jù)采集與控制層和生產(chǎn)監(jiān)控與管理層進行功能性改造，利用數(shù)據(jù)傳輸層支持遠程數(shù)據(jù)發(fā)送，實現(xiàn)了注水井自動配水和遠程監(jiān)控管理的總體目標［１］。
在數(shù)據(jù)采集與控制層，該系統(tǒng)選擇了在注水井井口加裝帶有電動執(zhí)行機構(gòu)的流量控制器，以及在干線來水口和去井口兩端加裝壓力變送器的工藝改造方案，實現(xiàn)了日注水量、瞬時水量、壓力的自動計量和瞬時水量調(diào)節(jié)的功能。同時，各加裝儀表通過４８５通信電纜與Ａ１１現(xiàn)有油井ＲＴＵ相連，使ＲＴＵ能讓采集和控制命令進行上傳下達，將注水井自動配注體系嵌入進數(shù)據(jù)采集與控制層之中。
在數(shù)據(jù)傳輸層，ＲＴＵ利用心跳機制通過已經(jīng)組網(wǎng)的ＭＩＣＷＩＬＬ通信網(wǎng)絡(luò)，將數(shù)據(jù)發(fā)送至采油工區(qū)中控室的工控機上，并接收工控機下發(fā)的控制指令，實現(xiàn)整套系統(tǒng)的無線遠程控制功能。
在生產(chǎn)監(jiān)控與管理層，工控機先將ＲＴＵ上傳的數(shù)據(jù)存儲在實時數(shù)據(jù)庫，并通過工控機上配置的組態(tài)系統(tǒng)實現(xiàn)監(jiān)測、展示、控制與分析等功能；并將數(shù)據(jù)傳遞至油氣水井生產(chǎn)數(shù)據(jù)管理系統(tǒng)（Ａ２）和采油與地面工程運行管理系統(tǒng)（Ａ５）的關(guān)系數(shù)據(jù)庫，實現(xiàn)自動生成報表的功能［２］。
２系統(tǒng)組成
注水井自動監(jiān)控系統(tǒng)的組成對應(yīng)上文提到的三層模型架構(gòu)，也分現(xiàn)場井口裝置部分、ＲＴＵ部分、組態(tài)和預(yù)警系統(tǒng)部分。
２．１現(xiàn)場井口裝置部分
現(xiàn)場井口裝置部分通過在井口加裝流量控制器，在干線來水口和去井口兩端分別加裝兩個高壓
壓力變送器，達到采集累計流量、瞬時流量、泵壓、油壓等各項生產(chǎn)參數(shù)的目的。改造前后示意圖如圖２所示。
２．１．１流量控制器
針對注水井現(xiàn)場自動計量、自動配水的目標，所選的流量控制器必須配備電動執(zhí)行機構(gòu)用來根據(jù)設(shè)定值自行調(diào)節(jié)水量。方案選取的流量控制器———ＧＬＺ型電磁自控儀分為電動執(zhí)行機構(gòu)和電磁流量計兩部分。其中電動執(zhí)行機構(gòu)由２２０Ｖ電源供電，向電磁流量計輸出２４Ｖ電壓，接受反饋回的流量模擬信號，并將水量數(shù)據(jù)通過ＲＳ４８５通信電纜向ＲＴＵ發(fā)送。兩部分由法蘭連接，電磁流量計可單好拆下，方便校驗。
同時考慮到可能存在的通信故障、臨時斷電、水質(zhì)差造成測量管徑結(jié)構(gòu)、卡住等實際生產(chǎn)情況。對流量控制器進行了定制改裝。改裝后的控制器可在通信故障時，存儲保存上一通信節(jié)點的設(shè)定值，從而進行水量調(diào)節(jié)。電磁流量計部分加裝蓄電池，可在停電時保存累計流量，具備“通信故障時不影響正常恒量配水、停電不影響正常計量”的優(yōu)點。測量管通過電磁感應(yīng)原理進行測量，管內(nèi)無活動及阻流部件，不堵塞、壓損小，減少了卡表情況的出現(xiàn)。
當流量控制器通過就地人工設(shè)置或遠程設(shè)置某一個流量值后。執(zhí)行機構(gòu)會根據(jù)設(shè)定的流量自動通過電機的旋轉(zhuǎn)調(diào)節(jié)閥門的開啟度（ＰＩＤ控制），周期性地將所測量到的瞬時流量值與該設(shè)定流量值相比較。當前瞬時流量大于設(shè)定值并超出規(guī)定范圍時，流量控制器會發(fā)出指令，啟動電機將流量閥關(guān)��；當前瞬時流量小于設(shè)定值并超出規(guī)定范圍，流量控制器會發(fā)出開大流量閥的指令，直至瞬時流量接近或等于設(shè)定數(shù)值為止，如圖３所示。流量的比較和流量閥的調(diào)整周期為５ｓ。為了避免流量頻繁波動，不進行流量調(diào)整的死區(qū)范圍為０．１ｄｅｇ／ｈ。從而自動調(diào)整高壓注水流量，達到自動控制的目的。
執(zhí)行機構(gòu)是經(jīng)過減速裝置的電機驅(qū)動裝置，包括電機和閥門組件（蝸桿減速－閥芯閥套和密封件）。它具有電子位置顯示、閥門位置指示、電子限位、機械限位、手動調(diào)節(jié)功能。在手動狀態(tài)調(diào)節(jié)閥門時，由于減速裝置和閥門壓力自平衡系統(tǒng)的作用，手輪很輕，易于準確調(diào)節(jié)，省時省力。
２．１．２壓力變送器
在注水井自動監(jiān)控系統(tǒng)中，兩塊壓力變送器安裝在干線來水口和去井口兩端，負責采集泵壓和油壓數(shù)據(jù)，數(shù)據(jù)傳輸與流量控制器共同采用ＲＳ４８５通信模式，利用總線分配器將流量控制器和兩塊壓力變送器的通信電纜合為一組進行敷設(shè)，節(jié)約材料成本和屏蔽難度。同時配備了ＬＣＤ顯示和就地菜單操作的功能，滿足操作人員現(xiàn)場觀察壓力變化的需要。儀表自身的電源、通信與被測介質(zhì)全部隔離，具有計量準確、可靠性高的優(yōu)點。
２．２ＲＴＵ部分
注水井自動監(jiān)控系統(tǒng)選擇改造的ＹＣＫ－４井場ＲＴＵ（以下簡稱ＲＴＵ）是大慶油田某采油廠井場控制系統(tǒng)的核心，主要實現(xiàn)對整個系統(tǒng)的控制和管理，把各測試單元采集到的數(shù)據(jù)傳輸?shù)缴衔粰C，并根據(jù)上位機要求對各個測控單元發(fā)送控制命令，通過有線通信電纜和無線網(wǎng)絡(luò)采集油井井場測試設(shè)備的數(shù)據(jù)，實現(xiàn)單井數(shù)據(jù)采集和控制管理的功能。ＲＴＵ具有３２位１００ＭＨｚ的ＣＰＵ處理系統(tǒng)，豐富的通信和信號采集接口，滿足油田野外（－４０～＋８５）℃工作環(huán)境，具有低功耗、多用途、可靠性強等優(yōu)點［３］。
基于ＲＴＵ可用功能和采集方式，注水井自動監(jiān)控系統(tǒng)與井口儀表基于ＲＳ４８５有線通信電纜和ＭＯＤＢＵＳ通信協(xié)議進行通信，將ＲＴＵ固件進行升級，新增寄存器區(qū)域用來存貯注水井數(shù)據(jù)的辦法。通信電纜的接線則采用跟井口儀表供電的動力電纜同溝敷設(shè)，與之前用ＲＳ４８５有線通信電纜串聯(lián)接入的方案。這樣沒有額外增加工程量，節(jié)省了投資。方案示意圖如圖４所示。
２．３組態(tài)和預(yù)警系統(tǒng)部分
由于大慶油田Ａ１１建設(shè)采用ＩＰＶ６無狀態(tài)獲取機制，設(shè)備上線必須依賴油井心跳機制建立上位機的組態(tài)系統(tǒng)與油井ＩＰ的映射關(guān)系，ＲＴＵ再通過ＭＩＣＷＩＬＬ無線通信將心跳數(shù)據(jù)包發(fā)送至工控機。正如前文所述，注水井自動監(jiān)控系統(tǒng)依托Ａ１１現(xiàn)有油井ＲＴＵ，所以注水井數(shù)據(jù)也必須依賴油井心跳機制建立ＩＰ映射關(guān)系［４］。
所以對依托現(xiàn)有油井ＲＴＵ的注水井系統(tǒng)來說，就是將注水井井號與地衣口油井的ＩＤ綁定，當該油井登錄后，就可以通過該油井的ＩＰ訪蝧hou⑺蕁Ｈ繅院蟪魷侄緣ズ夢⑺擄滄埃遙裕盞那榭觶徒⒁豢誑沼途�，将注水井与空油井ＩＤ绑定。油井垫@己�，就可裔jü糜途模桑蟹夢shou⑺藎扌敫謀渥樘絳蠔褪菘飩峁梗獎闋樘低承略觶桑轄詰恪?/div>
具體綁定心跳系統(tǒng)的做法為：shou先需要將ＲＴＵ的設(shè)備ＭＡＣ地址，通信方式、工控機的ＩＰ地址、端口號在工控機的組態(tài)系統(tǒng)上注冊。然后將注水井井號和油井井號用設(shè)備ＭＡＣ地址加以綁定，設(shè)置工控機讀�。遥裕沾尜A注水井數(shù)據(jù)的寄存器地址。#后添加需要展示的注水井井口壓力、流量數(shù)據(jù)、報警信息等項目和遠程設(shè)置瞬時水量的指令窗口［５］。
同時，在組態(tài)系統(tǒng)展示的基礎(chǔ)上，利用工控機實時數(shù)據(jù)庫推送至數(shù)據(jù)中心關(guān)系數(shù)據(jù)庫的大數(shù)據(jù)，我們對各生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行了深度開發(fā)。新建的注水井實時監(jiān)測系統(tǒng)，含有詳細的報表統(tǒng)計、圖形分析和數(shù)據(jù)導(dǎo)出功能，便于進行日報統(tǒng)計、工況分析和異常報警，滿足各級管理、技術(shù)人員對生產(chǎn)數(shù)據(jù)的需求，提高了管理和分析水平。
３系統(tǒng)應(yīng)用及效果
２０１７年９—１２月，注水井自動監(jiān)控系統(tǒng)在大慶油田某采油廠油礦采油工區(qū)所轄的８０口注水井進行了試運行。其應(yīng)用效果良好，受到了各單位的認可。該系統(tǒng)主要的應(yīng)用效果如下：
（１）實現(xiàn)了注水井水量積算及遠程調(diào)節(jié)、油壓泵壓遠傳及異常壓力報警、生產(chǎn)報表自動生成等功能，極大地方便了油田生產(chǎn)管理，提高了管理精度。
（２）跟蹤月度注水完成率平均為３．９４％，遠小于要求，在提高注入和計量精度的同時，降低了注水能耗損失，節(jié)能效果明顯。
（３）員工在中控室的工控機上就可以遠程實現(xiàn)資料的錄取和水量的調(diào)節(jié)，在大幅降低勞動強度的同時，減少了高壓操作的安全隱患。
（４）預(yù)警系統(tǒng)對高壓及時報警減少了對地層和套管的損害，對低壓報警減少了管線穿孔造成的安全環(huán)保問題。管理人員可以根據(jù)報警情況及時采取相應(yīng)措施，提高生產(chǎn)效率。
（５）生產(chǎn)曲線自動繪制以及工況診斷分析等智能分析系統(tǒng)運行，能有效幫助基層人員提高分析水平。
４結(jié)語
注水井自動監(jiān)控系統(tǒng)在大慶油田某采油廠油礦試點的成功運行，證明了該系統(tǒng)實現(xiàn)了注水井水量積算及遠程水量設(shè)定調(diào)節(jié)、油壓泵壓力遠傳及異常壓力報警、生產(chǎn)報表自動生成等功能，改寫了員工必須野外抄表、調(diào)節(jié)水量的歷史，也使管理人員、技術(shù)人員在電腦上可實時監(jiān)控、分析生產(chǎn)情況。在減輕員工勞動強度的同時，實現(xiàn)了精準注入。并且改造過程依托Ａ１１系統(tǒng)現(xiàn)有ＲＴＵ設(shè)備，可節(jié)約改造投資費用，降低施工成本，對已開發(fā)建設(shè)和預(yù)計開發(fā)建設(shè)Ａ１１系統(tǒng)工程的采油工區(qū)來說，具有推廣、應(yīng)用價值。
當然，在系統(tǒng)運行過程中還發(fā)現(xiàn)一些不足，需要進一步完善：
（１）大慶油田地處東北，冬季#低溫度可達－３０℃～－４０℃。高壓壓力變送器的引壓管中含油污水容易發(fā)生凍堵現(xiàn)象。解決辦法是在引壓管處加裝發(fā)熱裝置或用凝固點在－５０℃的硅油作隔離介質(zhì)，保證了冬季室外工作的需要。
（２）沒有在井口加裝測量注水井套壓的高壓壓力變送器，對工況分析造成一定的限制，將在后續(xù)工作中加以改進。
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