中控混合控制系统在油田开采行业中的应用

摘要：本文基于混合控制系统（GCS）在油田开釆行业“数字油田”成功应用的背景.分析了油田数字化过程中的用户需求和层级划分,详钿介绍了（GCS）的系统结构、无线网络通信以及系统安装等特征，并在此基础上提出整体油田现场解决方案，对提升油田的安全生产和自动化水平具有重要意义。

关键词：GCS数字油田无线通信

1 引言

根据地底层油压不同，油田原油采集一般分为两种方式：一种依靠油藏本身压力，使原油喷到地面，同时还伴随著伴生天然气的产生，叫做自喷采油，这类油井称为自喷油井；第二种是当地底油层压力不够，需借助外界力量将原油采集到地面的方式，叫做人工举升采油或机械采油。

目前在我国，大多是天然能量不足的油田，本身不具备自喷能力，部分即使有自喷能力，但自喷期限短，几年后油藏压力减小，就无法持续自喷采油：但一个油田的生产年限往往要延续二三十年，因此目前绝大多数原油采集是靠人工举升方式。人工举升采油包括气举采油、抽油机有杆泵采油、螺杆泵采油等。由于抽油机有杆泵采油占据着目前国内绝大多数陆地采油井的采油方法比例，因此对抽油机有杆泵井的自动化改造成为数宇化油田改造的基础。[1]

目前国内大多数抽油井并没有实现自动化，油田运行状态的监控主要依靠人工巡检实现。由于地形结构的特殊性，作业区抽油井分布地广井稀，人工巡检的方式效率低下，信息获取周期长、巡检费用高，更不可能实现对抽油井的即时工况调整和产量预测分析。通过数宇化改造,建立专业的数字化油田网络，完成对油田（主要指抽油机有杆泵采油井）的监视、控制和数据采集，提供生产所需的数据查询、报表等功能，对油气田的安全生产有着重要意义。

本文重点对油田自动化过程中的需求和油田整体架构进行分析介绍，并在此基础上提出基于GCS的整体油田现场解决方案，重点针对国内分布广、数量多的抽油井以及相应的网络进行方案设计改进,达到很好的预期效果。

2 数字化改造分析

数字化油田的整体改造涵盖油田全线，包括对抽油井、注水井、水源井、计量间及联合站油水系统进行自动化控制系统改造。采集的数据通过工业有线/无线网络传送到作业区监控室及油田公司的上层调控中心，完成对井口设备的远程数据采集和控制功能；同时通过电子巡检和集成视频监视系统,严格关注各抽油井装置工况和生产情况，进行相关的管理和调度优化工作，最终实现在正常情况下油田全线工艺站点无人值守的自动化水平。

本文重点以抽油井的改造为基础,针对数宇化油田的三个部分进行介绍。

2.1 调控中心

整个油田测控系统从功能上可分为调控中心、通信网络及井口测控三部分。调控中心是数字化油田的核心，负责完成对抽油井和库区的数据处理、存储、调度和运营分析等。调控中心根据职能可分为监控系统和生产数据处理系统。监控系统通过良好的人机界面实现对油田装置如抽油机、联合站以及注水站的远程参数采集和常规控制功能，同时提供报警接口，确保现场产生的故障和异常能够得到及时处理，避免危险事故发生。生产数据处理系统则重点解决油田生产优化、井况分析以及产量规划与预测等功能。

2.2 井口测控改造

井口的数据测量是油田数字化的基础，井口自动检测主要包含以下几部分：原油及管线的状态（油温、油压套压等），抽油机本身的工作状态（载荷、位移），工作电机的状态（电量、电流等信息）以及抽油机控制部分信号等。具体内容如下：

•数据采集部分：通过现场仪表监测压力、温度、抽油机启停状态参数,通过载荷和位移传感器、电流传感器定时或实时测取示功图和电流图。

•控制：实现负荷高于设定上限和下限的超限停机控制、时间定点启停控制、远程启停处理等。

•远程通信：抽油机分布较广，抽油机数据主要通过数传电台、GPRS等无线方式与中控室主站电台进行通信。

•报警：考虑到现场的无人值守状态，判断抽油井工作是否正常，给出报警信息，同时根据预先的设定采取不同的动作。

•启抽报警：具有抽油机启抽报警功能,保证现场工作人员安全。同时考虑到现场为无人值守状态,对RTU箱体进行防护，实现开箱报警。

•自检：抽油机测控系统硬件故障自检。

•自保护：实现过流、过压、欠压、缺相的自动停机保护。

2.3通信系统

数据通信是油田监控系统的一个重要环节。从现有通信方式看，可选择有线和无线两种，有线方式包括光纤专线、如ADSL等，无线方式包括数传电台、CDMA等。这些方式应用于油田监控系统中，各有优缺点。如表1所列各种通信方式在覆盖范围、费用、可靠性等方面的比较。

在项目中，用户可以根据自己的油田规模、投资规模、地理分布等情况，综合考虑选择合适的远程组网方式。