油井监控技术论文

油井监控技术论文（精选9篇）

油井监控技术论文 篇1

目前, 油田自动化系统中适当的添设一定的油井的监控系统, 可起到良好的控制油田自动化的作用。同时, 影响油田自动化系统的综合水平的关键因素, 也即是油井的监控水平。紧跟油田自动化发展趋势, 以及逐步提高的油田生产、管理及优化需求指标, 适当的转变传统油井开采方式, 采用一定的远程控制, 在油井的发展与控制中起到尤为重要的作用。并由油田的实际工艺和自动化技术水平, 直接决定影响油井控制的具体控制量与相关数据参数, 以此来进一步提高油田自动化水平, 增强采集油田数据的精确度与可靠性。此外, 良好结合产量控制、节能与远程控制间的关系, 一定程度上可监控油井自动化系统, 优化油田生产, 尽可能的节省能源, 降低操作人员的作业难度, 减轻作业强度, 保证作业安全, 提高操作效率, 有效的延长油井基础性设备的使用寿命。依据油田开发的需求指标, 各个阶段运用的开采手段不尽相同, 为实现油井数据的采集与控制, 需针对各个阶段的不同进行合理的监控。

一、监控油井的各个阶段

1. 监控自喷井

自喷井的监控包括油嘴阀位数据及开度控制的同时, 主要负责的是套压、油压、油温以及回压四方面的数据采集。通过相关控制采集到的数据, 进行油井系统测试, 合理估算油井的具体产量, 为油田的合理开采及配产提高相对可靠的参考性数据。

此外, 油井远程终端装置传输的模拟信号, 主要由电动可调的油嘴接收, 使油井原油的产量得以合理的控制。同时, 建立于油田生产需求指标及优化系统需求之上, 主终端装置对远程终端装置发出一定的控制命令, 合理控制油嘴的开度, 进而油田的产量可得到相应控制。

2. 监控电潜泵油井

主要由电潜泵远程终端装置及电潜泵变速驱动器构成的电潜泵油井, 可进行适当的油井监控。同时, 主要由变速驱动器来完成控制电潜泵工作, 依据生产的相关需求指标, 无需远程控制, 在油井底部设置电潜泵和井下压力传感器, 并将电潜泵变速驱动器利用电缆进行连接, 井底压力可利用井下压力传感器来进行适度测量, 利用潜泵驱动器的良好控制, 保持相对稳定的井底压力。

远程终端装置来完成采集电潜泵的数据系统, 并产生一定的采集信号, 此信号经由远程终端装置的对应通讯系统传输给MTU, 进而远程监测电潜泵油井。

3. 监控抽油机油井

国内大多数油田, 一般使用人工举升手段进行抽油机抽油, 部分抽油设备一定情况下易造成泵抽空, 主要是因为抽油设备对比油层供油能力, 抽油能力较大。针对泵抽空情况, 下冲程时, 游动凡尔可冲击液面, 产生一定的增压或冲击波, 损坏油泵、抽油杆及地面抽油等基础性设备, 增加油井能耗, 降低生产率。因此, 利用自动化系统进行合理有效的远程监控和判断, 可最大限度的满足生产需求指标。

抽油机电机的运行主要由电机控制柜来控制, 井场RTU接受相关的电机数据。在光杆卡子与载杆间或游梁上, 可配置具备一定温度补偿的抽油杆负荷传感器, 尽可能瞬时负载两倍的额定载荷。

自动化系统运行之后, 抽油机可在泵的吸入口处控制油井的液位, 最大限度提高油田的产量, 并尽可能降低抽油杆断裂或其他抽油泵故障的发生率, 从而提高泵的使用率, 降低能耗, 巡井次数减少, 缩短作业人员的操作时间, 减轻作业强度, 有效的提高油田生产效率。

二、开关油井及安全设施

远程开关和保护油井安全, 是有效规避油井作业过程中各种意外事故或故障的重要监控环节。针对远程油井开关控制系统, 主要是由井下安全阀、地面安全阀以及地面安全控制油井、井场RTU构成。同时, 通过油田自动化系统中的ESD系统与控制中心主要负责人发出相应的油井远程开关信号, 并借助一定的通讯系统传输给对应的RTU, 然后向地面安全控制系统发出数据信息信号, 使地面安全阀开关得以更好的控制。

并非独自分开的油井开关与安全保护, 而是直接关联着油田整体安全保护系统与紧急关断系统。针对联合站原油外输系统、油气处理系统以及输油管线发生问题时, 主终端装置需及时发出关井信号, 按序关闭相关的部分或全部油井。

三、应用中的油井监控技术

油田自动化系统中, 监控油井是其尤为关键的组成部分, 直接关联着系统内部各个相关部分及开采油田方式。同时, 针对自动化和工艺需求不同的油田, 其对应的具体监控要求也不尽相同。油井监控技术在油田实际应用中, 需严格依据油井设施及控制指标来确定。并周全考虑各方面影响因素, 制定合理的油井监控方案, 有效的优化油井监控技术。长期油田开发方案的制定, 需针对油井开发各个不同时期要求, 进行合理的开采设备选用, 控制油井。

在监控油井系统设计阶段, 需依据各个开采阶段尽可能选取恰当的监控系统, 最大限度的控制监控系统软硬件的更换次数。基于综合考虑影响油田各个因素的前提下, 合理控制监控油井的硬件影响因素, 并选择合适的相对应油井监控设备。

油井监控系统进行设计时, 需紧密结合相对应的自动化系统软件。一般情况下, 油井自动检测、设备检测与维护、优化生产与自动化管理等各个系统, 是油井的监控系统重点结合对象。以油井的采集数据及动态资料为参考, 较为准确的预测油藏特性模型, 并选用最佳手段进行油藏开采, 确定生产能力, 整合生产设备, 尽可能提升采收率, 更好的管理油田自动化系统。

结束语:

本文详细说明了油井自动化系统中, 油井各个阶段监控系统情况, 并良好的结合油井各个阶段不尽相同的开采手段, 有针对性的进行监控油井、远程开关油井及安全保护油井, 进而为更好的应用油井监控技术创造了优越的发展空间。

参考文献

[1].赵智勇.油田监测指标预测预警开发动态系统.石油工业出版社.2010 (5) .[1].赵智勇.油田监测指标预测预警开发动态系统.石油工业出版社.2010 (5) .

[2].吉效科.油田设备技术与管理.中国石化出版社.2009 (1) .[2].吉效科.油田设备技术与管理.中国石化出版社.2009 (1) .

[3].刘德华.油田开发规划与优化决策方法.石油工业出版社.2007 (12) .[3].刘德华.油田开发规划与优化决策方法.石油工业出版社.2007 (12) .

油井监控技术论文 篇2

关健词：油井生产 数据采集 远程监控

中图分类号：TP212文献标识码：A文章编号：1674-098X（2012）09（b）-0092-01

通过前期对现有市场上的数据采集产品调研，从运行环境条件要求、使用难易程度、运行可靠性、使用寿命等方面综合考虑，并对现有国内外同类产品进行分析、对比，发现没有一家产品能够完全满足我地区使用需求。如：有的测控箱密封不好，沙尘容易侵入；有的元器件为稀有型号，出现问题很难调换；有的使用起来比较复杂；还有的在高温环境下运行不稳定……等等。

在油井数据远程传输方面，可利用我公司现有的覆盖整个辽河油田通信网络资源；在集中监控方面，市面上已有基本定型的设备。综上所述，公司把该项目研发的主攻方向放在数据采集板的研制上。

1 确定数据采集板基本功能

通过实地调研及考虑通信要求，油井数据采集板应该具备以下功能：

（1）实现对电机的交流电压、交流电流、有功功率、无功功率、频率、日用电量的测量；对油井停机、电压过压、欠压、电流过流、欠流、缺相、井口油压或套压过高、过低、载荷过高、过低等异常情况检测报警；

（2）提供4～16个接口，两线制常供电方式，用于负荷、位移、油压、井口温度、流量等传感器的接入；

（3）提供6～16个接口，用于接入红外传感器、门磁开关、位置开关等信号；

（4）提供4个控制继电器输出的通道；

（5）提供DC24V/1A的输出电源；

（6）具有128K采集数据存储器；

（7）提供实时采集数据，包括传感器模拟量、开关量、三相电流和电压、采油周期的旋点载荷曲线和电流曲线；

（8）具有数据统计功能，包括每小时的最大值、最小值、平均值等，可以保存最近3次的示功图、电流图以及2d的统计数据；

（9）提供3000个采样点、2个采油周期的抽油机示功图和电流图；

（10）具有看门狗功能；

（11）电源、运行和串口收发指示；

（12）具有1个RS232/RS485接口，实现与监控中心之间通信；

（13）具有1个RS232接口，用于本地配置和调试；

（14）具有标准的通信协议及接口，便于数据交换；

（15）测控箱具有防尘、防雨、防盗、防冲击功能，元器件易于安装调试。

2 样机设计及测试

根据功能设计要求，我们先用PROTEL99设计出电子图版，再用KEIL7.02模拟芯片运行测试，无误后再购买元器件安装，其中：中央处理芯片采用：MSP430F149；通信芯片采用：RW-232/485；看门狗芯片采用：MAX817L。元器件在测控箱安装如图1示：

安装完成后，我们模拟在高温、低温、强沙尘、水雾、强电磁干扰等环境，进行了为期2周的样机测试，测试结果表明：采集板系统、测控箱运行可靠稳定。经申请取得了国际CE、FC标准认证，并及时进行了产品商标注册。

3 产品配套驱动程序开发

采集数据通过上位机组态软件进行处理和显示，对通信协议有特定要求的设备，我们根据自己产品的通信协议、利用组态软件提供的接口函数和输入输出类库，编写Ioapi中的代码，用来控制I/O设备，初步完成了监控软件的框架结构，最后对研发的数据采集板进行联机调试。

为将现场采集的大量数据进行统计、分析、显示，以实现采油过程控制，我们开发了适合生产调度需要的诸如：指挥监控、井口扫描、编制报表、数据分析、数据通信等专门的软件，由油机井场、采油单位、监控中心组成三级自动化监控系统。每口井具有其自己的识别特征，能自动进行数据传输、检查错误；下级机能自动进行数据、图像的实时采集和实时控制；上级机能自动收集远程井口传输来的数据，实行集中处理、动态显示和远程控制；在油时运行中出现异常情况时，可自动进行短信、语音、电话等报警。

4 油井数据采集板实地试用

我们在金马油田洼15站进行实验，研究制定了详细的施工方案。

大队和采油站监控终端用户利用McWiLL系统连接、登录到WEB服务器，厂级机关办公楼内的局域网用户通过光纤网络相连、登录到WEB服务器，在监控终端对抽油机电压、电流、功率等参数进行测量，对油井油压、套压、井口温度等参数进行了测量，对抽油机停机、电压、电流、井口油压等异常报警情况进行了查询；对电机有功功率、无功功率、功率因数、日用电量等参数进行了查看，对油井遥控启停功能进行了测验。

将上述实验测试结果与油机实际运行情况进行对照，经效果评估证实，基本上满足预先的设计要求。

该系统对采油电机功率、电流、电压和采油油管内油压等参数具有实时监视功能、对功率等指标实时趋势图、历史趋势图有分析显示功能，各级监控终端机用户可通过查阅浏览器，来随时掌握油井各种运行参数，便于快速地进行生产分析、实行远程监控与管理。

5 结语

采油行业生产的普遍特点是油井比较分散，如光靠人工实地巡查来管理油井，存在用工成本多、劳动强度大、工作效率低等缺点，所以，对油井实行信息化、自动化的远程集中监控是一个必然发展趋势。

参考文献

[1]赵枫，田青，刘畅.数据库应用基础：VisualFoxPro[M].大连：理工大学出版社，2005.

[2]江开耀，张俊兰，李晔.软件工程[M].西安：电子科技大学出版社，2003.

油井监控技术论文 篇3

因为在油田中增加一些油井的监控技术可以很好的控制油田自动化, 所以油井的监控技术关乎油田自动化水平的高低。随着科学的进一步发展, 也带来了油田地自动化水平的提高, 对于提高油田生产率, 优化产油质量都有十分重要的功能。反过来, 随着油田自动化水平的不断上升, 油井的监控质量也需要有所提高, 并且, 油井的监控质量还决定着油田自动化的可靠数据, 所以, 我们需要提升油田自动化水平, 优化油田地产量, 形成高效率的工作, 利用好油井的监控技术, 在提升采油产量的同时, 能够缓解操作人员的工作强度, 并且实现节约资源的良好效果。

一、油井监控技术的应用

1. 抽油机油井的监控

油井监控技术, 主要有自喷井的监控、电潜泵油井的监控还有抽油机油井的监控, 今天我们着重要研究的是对抽油机油井的监控。对这种油井的监控必须同一片抽油机控制器才能完成, 抽油机控制器能够在最短时间内采集到油井的一系列状态, 当抽油机停止工作时, 就能够把油压油温等情况及时绘制出来。现在国内大多数的油田都是使用人工举升方式进行抽油机进行抽油, 有些抽油设备在特殊情况下会产生一定的问题, 产生泵抽空, 在这种情况下, 在下冲程的时候就是造成巨大的冲击力, 这样会产生卡杆断杆等现象, 严重损坏设备, 还会导致产油生产率的下降。所以通过远程监控来对抽油机控制器进行监测, 可以清晰的看到采油的整个过程, 更容易对设备进行管理控制, 与此同时, 油井的远程终端装置通过发送信号使中央能够检测到同步信息, 然后可以针对需要对油嘴的大小速度进行实时调控, 进而控制原油的开发, 使之保持在合理的范围内。并且分析收集到的数据来得出一些结论, 还要测试油井系统, 进一步估计该油井的产油量, 不至于信息不对称导致原油的浪费。况且一旦发生问题就可以及时找出问题所在的具体部位, 便于检查设备的损耗, 能够大大提高了工作的效率。

两外还有两种监控方式, 我们大概的做一下介绍。第一种是对自喷井的监控。这种油井的监控主要包括对油嘴阀位的控制和对开度的控制, 还包括对套压、油压、油温、回压这几个方面的数据的收集, 来为油田地的合理高效开发提供参考。第二种是电潜泵油井的监控。对这种油井的监控主要包括电潜泵远程装置及变速驱动器, 变速驱动器主要是用来控制电潜泵的工作, 远程装置就用来完成有关数据的收集以及控制变速驱动器。它靠MTU终端和中央监控保持通讯, 然后对照生产指标, 对电潜泵进行相应的控制。与此同时, 根本不需要再进行远程控制, 变速驱动器可以直接通过井底的压力传感器来进行对电潜泵的控制从而保证对油井的监控。

2. 油田中央监控自动化控制系统

这种系统又可以称为CSADA系统, 在使用这个系统时要有匹配的性能稳定的计算机和电源, 一定要保证一直有电, 这个系统包括现场控制单元以及控制中心, 现场控制单元是保证该系统能够正常工作的最基础要求, 而核心就是控制中心, 整个系统的各项工作的处理都要靠控制中心来保证完成。中央控制系统负责油井数据的记录和分析, 获得数据以后能够绘制出相关的报表, 监测人员就可以根据这些数据报表进行对比分析, 有的问题甚至能直接反应出来, 那么工作人员就可以直接去事故发生的地方进行监测和维修, 不用再像以前那样弄不清楚到底是哪里发生了问题, 不能及时有效的排除故障, 现在的这个中央监控系统大大缩短了排查时间, 提高了工作效率, 也避免了工作人员的长期高强度工作。这个系统还有的一个巨大的优势就是它有专门对应的多个客户端, 每个客户端都可以获得专门需要的数据, 这样分工更加细化, 各个部门都可以根据自己的需要获得设备的相关信息, 不用再进行数据的帅选和排查, 直接省略了很多环节, 还可以根据自己部门的数据进行专业的分析, 这样更加有利于指导生产, 也能提高工作的效率, 专门人员检测专门数据, 既缓解了工作人员的工作压力, 又可以更好更快的解析数据状况, 及时发现潜在的问题, 这也提高了工作的安全性。

3. 油井监控技术的应用

对油井的监控是油田自中十分重要的一个环节, 它直接关系着整个系统的各个部分以及开采油田的方法。因为油田自动化的程度各不相同, 所以对油田监控要求也是各不相同的, 需要根据实际情况来具体分析。不仅要考虑到油井的自身情况, 还要仔细分析其他各种条件, 要根据油田地整体情况来进行科学有效的监控。充分发挥油井监控的功能, 还应该根据油井各个不同阶段的特征, 选择合适的监控设备和监控系统, 要保证开采设备和监控系统能够协调工作。一般情况下, 油井监控系统应该主要结合油井的自动检测, 设备检测和维护, 以及自动化管理等多个系统, 这样更有利于提高检测的科学性, 能分析出油藏的模型, 从而选择最科学的开采方式, 保证开采设备的正常运行, 还能不断提高工作的效率, 达到科学管理的目的。

总结

以上就是我们具体分析的不同阶段的油井监控系统的特点以及中央控制系统的工作方式与优势。在油田自动化过程中油井的监控发挥着不可磨灭的作用, 通过对油井的监控, 可以调整不同阶段的油田的开采方式, 提高油井开发的效率, 通过油井的中央系统的远程控制, 可以有针对性的进行分析, 更好的对油井进行控制管理, 也大大提高了工作的效率, 在保证油井开采安全可靠的同时, 降低了工作人员的工作强度, 提高了工作的效率, 保证了开采工作顺利高效的完成, 并且为以后的发展奠定了基础。

参考文献

[1]杨勇.油田自动化系统中油井监控技术的应用[J].信息系统工程, 2012, 10:94-95.

[2]王全盈.油田自动化系统中的油井监控技术应用[J].数字技术与应用, 2012, 11:60.

[3]胡文娟, 田军, 张亮.油田自动化系统中油井监控技术的应用分析[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, 22:90.

油井监控技术论文 篇4

关键词：深抽；抽油杆；配套工具

中图分类号： TE3 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）12-190-2

1 抽油机载荷问题分析

根据实际以及应用的方便性和实用性，我们采用的抽油机载荷计算公式只考虑冲程和冲次对抽油杆载荷的影响，通常选用的抽油杆载荷计算公式如下：

式中：P最大：抽油杆最大载荷，N；P最小：抽油杆最小载荷，N；P′液：作用在活塞整个截面积上的液柱重力，N；P杆：抽油杆在空气中的重力，N；s：冲程，m；n：冲次，次/分钟；API疲劳计算许用最大应力公式：

抽油杆拉力和应力关系为：

式中：S：抽油杆横截面积，m2；σ：应力，Pa；p：载荷，N。

由于抽油杆载荷在井口位置发生变化最大，最容易发生疲劳断脱，所以我们对井口位置的抽油杆进行应力计算。将计算出的抽油杆载荷带入公式（1.3）、（1.4）可以得出：

由于计算出的最大载荷为109.5×103N，低于计算出的许用最大拉力，该抽油机可以运行正常。由于D级抽油杆屈服强度在590MPa以上，我们计算采用的是690MPa。

将摩擦载荷取值为载荷的5%，抽油杆屈服强度为690MPa，假设下入深度为L，抽油杆配比25mm：22mm：19mm抽油杆为1：2：3，抽油泵为38mm抽油泵，实际拉力小于许用拉力，代入公式（1.1）、（1.2）、（1.3）、（1.4）得：

由此可以得出当泵挂深度大于2411m以后，普通D级抽油杆存在疲劳断脱现象。因此将深抽井按照抽油泵泵挂深度分成2000m到2400m和深于2400m两个部分。其中2000m到2400m的深抽井普通D级抽油杆就可以满足强度要求，主要考虑的为油井杆管防偏磨措施，而深于2400m的油井在考虑防偏磨措施的同时还要考虑抽油杆疲劳断脱的问题，对抽油杆、井下工具进行配套和优化选择，初步形成了两种油井配套方案。

2 深抽配套工艺

2.1 泵挂在2000m至2400m的油井深抽工艺

泵挂在2000m至2400m的油井，普通的D级抽油杆可以满足强度要求，主要针对的是油井防偏磨方面，采用普通D级抽油杆+防偏磨工具+长柱塞防砂泵为主体的深抽工艺。

2.1.1 抽油杆

由公式可以得出2000m到2400m的深抽井普通D级抽油杆就可以满足强度要求，主要考虑的为油井杆、管防偏磨措施。

2.1.2 偏磨配套工具

造成抽油井杆、管偏磨主要有井斜和挠曲两方面的原因。针对这两方面原因，目前主要采用自旋刮蜡扶正器和注塑杆这两种规格的扶正器。

抽油杆自旋转刮蜡扶正器连接在抽油杆上，扶正套的外径大于抽油杆接箍外径，起扶正作用；扶正套的材料是利用纳米高分子复合材料制造而成的，具有综合优良性能，扶正套与油管接触摩擦使扶正体磨损，而减少抽油杆的磨损，以达到防偏磨的目的。

注塑杆与油管内壁成均匀的圆柱面接触，有效地避免了杆管偏磨，同时使油管内壁的蜡晶无法形成，起到了既扶正又刮蜡的双重功效。

2.2 泵挂在2400m以下的油井深抽工艺

针对泵挂深于2400m的油井，普通的D级抽油杆不能满足强度要求，由上边的例子可以看出泵挂深于2400m的抽油井D级抽油杆容易发生疲劳断脱。因此需要采用强度更大的抽油杆代替普通抽油杆。

2.2.1 抽油杆

为了解决油井深抽工艺中抽油杆强度问题，本文建议使用钢制连续抽油杆作为泵挂深于2400m的油井的抽油杆选型。连续杆杆柱重量轻，无接箍，能够降低抽油机载荷，有利于加深泵挂。还可以降低抽油杆失效频率，延缓管杆偏磨，延长检泵周期。

2.2.2 防偏磨工具

由于连续抽油杆无接箍，接箍连接防偏磨工具无法安装且钢质连续抽油杆本身就具有良好的耐磨，延缓偏磨的功能，因此不采用其他的防偏磨工具。

3 现场实施效果及经济效益

3.1 防偏磨工具经济效益计算

节约作业费用创效：

以公司使用防偏磨工具为例：自旋式刮蜡扶正器1022套（28万）、注塑杆8060m（16.6万元）、油管旋转器5套（15万元），抽油杆旋转器1套（2万元）实施前平均检泵周期170天，目前检泵周期326天，根据实施效果推算，预计可以延长检泵周期1倍以上，减少检泵23井次。共计投入工具费用61.6万元，节约作业费用120万元。

提高生产时效增油间接创效=作业井次×（作业影响时间+单井排液时间）×平均单井日产油×（原油价格-税金-生产成本）=78.9万元

两项共计产出经济效益198.9万元，投入产出比为1：3.23。节约抽油杆油管费用由于不易统计，预估可以节约抽油杆和油管各10000m左右。

3.2 连续杆经济效益计算

2009—2010年初步试验实施了钢质连续抽油杆油井深抽工艺，实行钢质连续抽油杆+长柱塞防砂泵或者深抽泵并配套强磁防沉器的油井深抽工艺。钢质连续抽油杆深抽技术累计增油12117.73吨，减少检泵次数23井次，共计投入钢质连续抽油杆65640m。

增油创效：

经济效益=（1-30%）×措施增油量×（原油价格-税金-人工成本）+节约的作业费用-总措施成本=3465.46万元+115万元-426.66万元-46万元=3107.8万元

投入产出比为1：6.58。

4 结论

通过抽油杆强度计算，把泵挂深于2000m的油井分成两部分。分别进行深抽配套。

泵挂在2000m至2400m的油井，采用抽油杆旋转器+普通D级抽油杆+长柱塞防砂泵主要采油结构，并且在挠曲井段配合使用注塑杆，井斜段配合使用自旋刮蜡扶正器，保证防偏磨效果。

对于泵挂深于2400m的油井采用油管旋转器+钢质连续抽油杆+长柱塞防砂泵的深抽配套技术

参 考 文 献

[1] 杜宇恒.有杆泵深抽技术在辽河油田深井开采中的应用研究[D].中国石油大学，2010.

[2] 刘珂君.深抽井杆柱设计及配套工艺技术研究[D].大庆石油学院，2010.

[3] 李振智.定向井有杆抽油系统优化设计与数值模拟研究[D].西南石油学院，2004.

油井监控技术论文 篇5

油田的油井生产都是在野外进行,号称是“没有围墙的工厂”。临盘采油厂位于人口稠密的鲁西平原,油田范围约1500平方千米,现有油井1600余口。因为点多面广、油井分散和油价持续走高等原因,原油及采油设备被盗现象严重,据不完全统计:全厂每年被盗原油约数千吨,经济损失上千万元,因盗油引起的停井、污染等损失则更高,另外频繁的井场意外停电、设备故障等异常状况也严重地影响着正常生产,传统的生产保障手段已不能适应日渐恶化的生产环境。

有鉴于此,从2004年12月起,临盘采油厂在全厂范围内进行了油井视频监控系统建设。首先在盗油现象最严重的采油十二队进行试点,取得了良好的效果;随后陆续在全厂范围内开展大规模建设,至2009年6月,全厂油井视频监控系统已经覆盖了21个采油队的1250口油井、1250条单井管线、156条混输管线,在生产及管理上发挥了巨大作用。

油井视频监控技术作为一种视频技术与现代通信技术相结合的应用,其主要功能是提供实时监视的手段,来实时监控油井的生产情况,及时发现油井故障及盗油活动,并对被监视的画面进行录像存储。在此基础上,高级的油井视频监控技术还可以对监控装置进行远程控制,并能接收报警信号,进行报警触发与联动。

我厂目前油井视频监控技术构架如图1所示:

2 油井视频监控技术的发展历程及技术特点

随着技术的不断进步,临盘采油厂的油井视频监控技术从无到有、从简单到复杂、从弱到强,可划分为三个技术阶段:

2.1 第一阶段 闭路的模拟监控系统。

为初始阶段。摄像、传输、控制的环路是模拟的、闭合的。系统受布线条件限制,地面工程量大、传输距离短、清晰度低、系统缺少远程功能,其技术落后、设备纷杂,后期维护难度大、费用高。

以采油三矿某站为例:模拟信息在75Ω视频电缆上闭路传输至服务器,系统布线上百米,传输距离及质量都不高。

2.2 第二阶段 开路的数模结合监控系统。

随着技术的进步,此阶段采用工作在220～240MHz频段开路的无线设备来传输视频数据,摆脱了系统布线限制,传输距离远,便于远程控制,较好地适应了野外油井监控的要求。其规范成熟,价格较低,具有良好的经济性。

缺点是易受民用通讯设施的干扰(如:农村随意使用的 “大灵通”等 非法无线设备),传输速率低、误码率高、信号损失较大、通讯中断现象时常发生,致使图像质量劣化、难以排查。

2.3 第三阶段 全数字化的油井视频监控技术。

随着技术的成熟,此阶段应用 D1图像标准 、视频服务器压缩编码、802.11abg无线网络、TCP/IP网络协议等全数字化技术构建监控系统。

具有以下优势和特点:

2.3.1 便于组网

无线网络极大减少了网络布线工作量,具有施工周期短,性价比高的特点。

2.3.2 可实现快速覆盖

此阶段最大的优势就在 采用一点对多点的无线方式快速覆盖,一般只需要建立一个中心点和几个前端点,无线网络就可覆盖半径10公里左右的区域。

2.3.3 灵活性高、扩展性强

当生产中需要移动、增加、减少监控点时,无需进行大量网络改造,只需在无线信号覆盖区域内 ,就可以移动、增、减监控点。具有很高的灵活性、扩展性。

第三阶段的技术规范成熟、图像清晰、覆盖范围广、远程性能优良,价格适中,已成为国内外油井视频监控的主流。尤其是我厂油井夜间监控的设计标准已从红外线监控 升级到 变焦激光监控,夜间监控距离更由以往的几十米提高到目前800米左右。

3 油井视频监控技术在矿场的应用情况及技术提高

3.1 随着采油厂油井视频监控技术的大规模建设,在实际应用中也发现了一些问题:

3.1.1 采油厂油井监控设备纷杂,某些监控点系统品质较差,监控半径短、效果不佳。

3.1.2 某些监控点夜间监控效果差,存在“看不见”、“看不清”等问题。

3.1.3 某些监控点因各种原因,使无线传输环境恶化,效率差,存在时断时续、图像丢帧停顿等问题。

3.1.4 如何发挥工作人员的主观能动性,搞好人机结合等管理问题。

3.2 通过对这些问题有针对性的技术分析及细致扎实的研究,我们提出了有针对性的技术改造和技术提升方案。

3.2.1 针对监控设备纷杂、监控点系统品质较差,监控半径短、效果不佳的问题。我们提出了:夜间0.0003lux低照度敏红外摄像机+激光探照灯+井场红外辅助照明+网络视频服务器+802.11无线网络+多媒体监控管理平台的方案。

3.2.1.1 将监控点前端陈旧的红外光探照灯,更换为夜间有效照明距离更长的激光探照灯。

3.2.1.2 以高效可靠的802.11标准网桥,更换工作在220～240MHz频段,极易受到民用通讯设施干扰的无线设备,提高传输效率。

3.2.1.3 使用先进的网络视频服务器及高效可靠的802.11标准网桥,使多路压缩编码的数字化视频信号在无线网络上远距离、高清晰地同步传输。

改造后有效的提升了系统品质,夜间监控半径达到了800m左右。

3.2.2 某些监控点夜间监控效果差,存在“看不见”、“看不清”等问题。我们结合主流的夜间探照及辅助照明技术,认真分析了造成这种情况的原因:

一是红外LED技术:LED发出的红外射线肉眼看不到、但感红外摄像机却能看到,并可清晰拍摄到黑暗环境下肉眼看不到的影像。它造价低廉、简单易行,但射线衰减大,光照强度随距离指数发散严重,易形成“看不见”的状况。

二是红外激光技术:激光器照明是红外LED照明技术的升级,探照距离远、光照强度大,但也存在造价高,发热量大,不能无限加大激光功率等缺点,在探照半径最远端产生“白雾”化等问题,易形成“看不清”的状况。

我厂油井视频监控的重点时段在夜间,夜间监控的难点是:黑夜、红外光照度太低。由于红外射线衰减太快,光线强度是影响夜间监控的重要因素,摄像机对夜间微弱可见光是感受不到的。为了解决夜间监控的照度问题,就必须增强井场的红外光照度。对此我们设计实施了红外辅助光源进行照明,具体做法是:在井场上架设红外辅助光源,对井口和电机等重点易盗部位进行补光;并有计划的更新了部分老旧红外探照灯、老化激光探照灯,同时进行了“设备红外光敏度”和“红外光源发散频率”之间的匹配研究,将夜间0.0003lux低照度敏红外摄像机和探照半径更长的红外、激光探照灯配合使用,大大提高了井场的红外光线亮度,构成了良好的夜间中长距离监控技术体系。

添加红外线照明设备后,人眼看不到的红外光在机器看来却是“亮如白昼”,便于在夜间快捷、准确地寻找井位。

红外探照监控点,配合井场红外线照明后的效果对比图见图3:

同时,红外补光后,井场上强度高的红外线光照是固定的,不随摄像机焦距远近变化,摄像系统可清晰地监控井场,解决了最远端画面白雾化的问题,使敏红外摄像机的夜视距离尽可能的接近了白天水平。图4为激光探照监控点配合井场红外照明后的效果对比图。

3.2.3 针对某些监控点因各种原因,无线传输环境日益恶化,效率差,存在时断时续、图像丢帧停顿等问题进行的工作。

因为我厂油区范围内村庄密布、地形复杂,树林、工厂越来越多,严重影响油井监控的无线信号传输,产生时断时续、图像丢帧停顿等问题。另外因各种生产原因,有些监控点甚至需要进行整体移动,产生极其巨大工程量。

针对此类情况,本着便捷有效的原则,我们对无线传输进行了中介及移动工作。对于某些因树木、工厂遮挡的单点,变该点向中心传输为向附近单点进行中介传输(要求中介点传输是顺畅的),或根据生产情况需要进行移动。以采油12队监控系统改造为例,我们对l7-401站、l7-x2井、ti3-2x等受树木村庄影响的单点,进行改变中心负载、向p214-1井中介等办法,解决了传输问题。

进行这样的技术改造后,提高了无线传输效率,有效解决了画面时断时续、丢帧停顿等问题。

3.2.4 针对如何发挥工作人员的主观能动性,搞好人机结合等管理难点进行的工作。

监控技术从本质上来说还是技防工程,但单纯的技防工作是不能体现其先进性的,它需要与人防工作深度结合,才能发挥其全部功用。如何将技防与人防结合,我们做了大量探讨和实践。

在我厂视频监控应用的早期阶段,也曾发现某些单位管理意识较差,曾有过“机器干活、员工睡觉”的错误认识;对监控系统不重视或不使用,搞不清系统真正的优缺点到底是什么。对此,我们深刻地认识到:再好的监控系统也只是保障生产的辅助工具,不能建完大吉或将工作武断地推向机器,而忽视相关人员的作用,如果那样,再先进的技术设备也是废铁,再完美的制度也是废纸。所以在系统的应用中应以人为本,选好人、培养好人,积极地发挥人的主观能动性,搞好人机结合。通过对员工的组织、指挥、协调和培养,使系统充分地发挥作用,提高工作效率和经济效益。

为此,我们在实际工作中,制定出了具有清晰的建设流程、严格的规章制度、明确的职责分工及奖惩制度的《临盘采油厂视频监控技术管理规定》,在关键点进行制度与人的结合,发挥工作人员的主观能动性, 激发群体士气,使视频监控的信息化建设管理活动迈进了一个有序的新阶段。

4 油井视频监控技术取得的良好效绩及下一步方向展望

4.1 油井视频监控技术取得的良好效绩

油井视频监控技术从无到有、从弱到强,通过大范围系统建设、应用研究、制定制度、人机结合,配合油井视频监控整体化、放大聚焦为手段, 兼容各种生产管理手段和方法,建立了统一指挥、高效机动的人机结合智能化管理应急联动系统;在油区治理的重点区域,结合以往反盗护矿经验,在特定时间段内对盗油分子必经之村边路口进行监控布防,能够提前发现盗油等异常情况,并进行预防处理。与护矿队、公安分局等单位协同联动,取得了良好成绩,目前,全厂日均减少原油盗失数十吨左右,节约污染费用2万余元,避免不法分子破坏200余次,盗油案件下降约70%。例如采油12队辖区,原来是盗油频发的重灾区,自使用油井视频监控技术以来,发挥了巨大的反盗护矿作用,监控人员能监控该队80%的油井及管线,一旦有盗油活动,可以在最短时间内组织人员到现场进行抓捕,同时,系统可对现场进行录像记录,以便执法部门日后举证破案,极大的震撼了犯罪分子,油区治安状况有了根本性的好转,盗油案件明显下降。上级领导对我厂油井视频监控技术的有效使用曾多次给予充分肯定。

4.2 基于采油厂油井视频监控的现状,结合国内外视频监控的新技术及发展趋势,为实现采油厂自动化视频监控技术的建设与集成,我们下一步的工作是:

4.2.1 进一步完善系统数字化程度。基于数字化设备灵活组网方式、在可扩展性方面无可比拟的优越性,我们要尽快完成部分模拟系统的数字化更新换代。

4.2.2 逐步将无线传输系统完善成抗干扰性、灵活性更强的系统。将部分受干扰严重、无线传输效能差的设备,尽快802.11wifi化、甚至wimax化。

目前我厂采用的wifi设备皆使用802.11abg标准,其电磁波波长不到20cm,绕射能力差,受树木、建筑物影响比较大。我们对无线数传、wifi、wimax、cof等无线传输方式做了技术比较研究后,提出了改造方案:

4.2.2.1 在树木建筑稀少区域,将易受干扰的老旧设备尽可能的wifi化。

4.2.2.2 树木建筑物多的区域,单点改造为cof方式或绕射能力更强的wimax方式。

4.2.3 标准统一化,大规模组网。目前我厂品牌混杂,缺乏统一标准,不同开发商的系统只能构成一个个信息孤岛,难以集成为大规模系统,我们将先制定完善的标准体系,建设兼容性平台,实现多种设备系统的接入,再分级组网,逐步统一。建成集中加分布式多元存储模式,满足多用户访问。最终目标是将各队的系统集中到全厂统一的平台上。

5结束语

视频监控技术在我厂的应用是一个不断进步、不断完善的过程,随着技术的改进,相应的管理方式也发生改变。怎么不断提高其应用效果也是需要我们在实践中不断探索的,我们相信在采油厂、采油矿区到基层队各级生产单位的同心协力下,通过各相关部门的配合和不懈努力,我厂油井视频监控技术必将发挥信息化的增效优势,有效地提高我厂生产管理水平,为胜利油田“重上三千万”的战略目标做出更大贡献。

摘要：本文介绍了临盘采油厂在2009“信息化提升年”中如何紧密围绕油田的发展战略和工作目标,结合油田信息化发展规划,按照“集成、整合、提升”的工作思路,着力利用信息化手段提升生产管理水平的做法;同时在日益严峻的原油生产和反盗护矿形势下,如何充分发挥信息技术的集成创新优势,深化信息化应用,通过视频监控技术来有效地提高生产管理水平,扼制盗油现象。通过分析视频监控技术的发展历程、技术特点,本文详细介绍了临盘采油厂视频监控技术各阶段的情况以及发现问题、提出方案、解决问题和深化整合工作的过程,并展望了未来视频监控技术信息化建设的前景。本文以临盘采油厂视频监控技术的改造提升作为典型事例进行剖析,以点带面、小中见大,以期对有相同建设背景的油田单位提供有益的借鉴作用。

关键词：信息化,视频监控技术,系统

参考文献

[1]孙德明,何正嘉.快速构建基于Web的远程测控系统.2003年.

[2]凌振宝,王君.一种网络测控模型的研究.仪表技术与传感器.2003年.

[3]朱文凯,陶波.基于Internet的嵌入式e-维护装置.测控技术.2002年.

油井远程智能监控主控系统 篇6

本文对一种现场数据采集准确快捷、恶劣环境下可靠、通信方式灵活、数据传输综合能力强的油井远程智能监控系统的主控部分的原理和实现方法进行了说明。

1总体功能

主控模块可远程采集多种油井参数。通信采用多种链路方式, 包括以太网、RS485、RS232有线链路以及Zigbee无线链路。上层应用通信协议采用MODBUS串行或MODBUS_TCP协议, 并提供MODBUS网关功能, 实现MODBUS数据包在不同物理传输介质上的透明传输。

2硬件框架和组成

硬件框架和组成图如图1所示。

2.1 EBI外部总线接口

主要提供CPU最小系统的外部内存接口。NOR Flash:存储系统启动代码以及系统映像。上电复位后, 程序从NOR Flash开始执行。SDRAM:提供程序的运行内存环境。NAND Flash:电参数的累积数据以及系统的配置文件存储在NAND Flash, 实现文件系统。

2.2 SPI:Zigbee芯片连接接口

2.3 GPIO并行输入输出控制器

与离散数字量输入、离散数字量输出、状态指示灯模块、掉电检测模块、RTC模块以及电参量采集芯片相连, 实现相关的功能。掉电检测模块:当电源电压低于一定值时, 通知系统进行相关的数据保存工作, 防止数据的丢失。RTC模块:保存系统的实时时钟。电参数采集芯片:提供供电线路参数信息。串行同步控制器 (SSC) :实现语音报警功能。

2.4 DBGU调试单元

实现3线式串口, 用于程序下载调试, 参数配置以及超级终端功能等。

2.5 USART通用同步异步接收变换器

实现RS232口和RS485口, 上层实现串行MODBUS RTU协议。

2.6 EMAC以太网口

用于远程网络通信, 上层支持MODBUS TCP协议。

2.7 WDT看门狗定时器

用于在系统程序出现异常时重启系统。

3软件构架

软件层操作系统基于Linux内核版本进行移植, 使用u-boot作为系统引导程序来引导操作系统。

驱动层用于驱动板载设备。驱动层通过统一接口 (read, write, ioctl) 向应用层提供操作控制接口。

应用层Modbus Server利用驱动层提供的接口来获取设备状态及控制设备。Modbus Server应用程序可通过配置文件工作在三种不同的模式下以满足不同的应用场景。软件结构如图2所示。

4系统拓扑结构

油井RTU可配置成普通模式、网关模式或混合模式。普通模式仅采集数据并等待Modbus Client获取数据。网关模式用于转发数据, 设备本身不采集数据, 解析和转发上位机的请求到对应的采集设备上, 将采集设备返回的数据重新进行解析和组包后返回给上位机, 一般用于连接异种网络。混合模式结合了网关模式和普通模式, 既采集数据, 也具有网关功能可转发数据包。

上位机中运行Modbus Client或者其它符合Modbus协议标准的应用程序, 通过RJ45连接到交换机, 各RTU也通过RJ45连接到交换机, 井场主RTU通常工作在网关模式或者混合模式下, 通过RS485连接各个单井采集器, 单井采集器通常工作在普通模式下。各个RTU设备通过RJ45和上位机连接起来, 可通过telnet登陆到各个采集器, 也可通过tftp来获取采集器上的数据文件, 上传内核镜像文件、根文件系统及设备驱动到各个RTU设备中, 通过telnet来进行系统的更新。

5结论

本文对一种智能远程油井控制系统的组成和实现进行介绍, 该实现方法通过了通讯可靠性测试和油田方的实井测试, 现已部署在油田多井监控系统上, 被证实是一种可行的、优点突出的、智能性高的控制方法。

参考文献

[1]董明明, 孙万蓉等.基于RTU油井远程测控系统的数据采集与传输层软件设计[J].物联网技术, 2012, 02 (02) .

[2]孙殿新.油田生产监控管理系统[J].石油仪器, 2003, 17 (04) .

[3]张建军, 王蓉.油田油井远程自动化监控技术方案的研究[J].自动化应用, 2010 (09) .

油井远程自动化监控系统设计探索 篇7

关键词：油井,远程监控,系统

随着我国经济的迅速发展, 我国的石油消耗量逐渐的增加, 我国已经变成石油进口大国, 石油对于我国国民经济的发展具有十分重要的作用, 因此要加强我国的石油开采。油井远程自动化监控系统在石油开采行业中占有十分重要的作用。它对油井的相关的情况进行实时的监测, 将收集到的相关的数据反馈给远程的设置在采油厂内的数据服务器, 这样采油厂的生产和管理相关的部门能够对油井的状态进行即时的了解, 根据数据采取相应的生产和管理活动, 从而提高生产效率和管理效率, 缩短生产时间, 增加原油的产量, 保证我国原油供应的稳定。

1 设计原则

油井远程自动化监控系统的建设, 必须依据相应的原则, 那就是规划、标准以及数据库都必须具有高度的统一性, 系统建设必须安全、稳定。系统在实际设计的过程中要保证实用、可靠以及维护简便的基本原则。系统在设计在满足现有使用的基础之上还要保持相当的弹性, 方便日后的升级和更新。

2 系统应具备的功能

2.1 数据采集功能

2.1.1 数据定时采集

能够对遥测、遥信和其它的相关的数据进行采集, 并能够通过通信传输到主站。除此之外, 采油厂的管理人员能够通过终端对远程油井的监测系统进行控制, 能够对任何一口井的数据进行即时的掌握。

2.1.2 通讯控制功能

能够通过采油厂的控制终端对对油井的数据采集进行开始和终止, 并可以随时的对信道进行更换, 能够对通信的质量进行监视, 出现异常的时候能够发出警报。

2.1.3 GPS校时

油井远程自动化监控系统可以利用全球卫星定位系统作为标准时间, 使整个系统时间统一, 能够对各种通信通道很好的进行支持。

2.2 数据处理功能

2.2.1 事项报警处理功能

在油井远程自动化监控系统中, 可以设置相应的标准, 当超过或者低于该标准的时候就会发出警告, 同时进行相应的记录。系统会将相应的操作进行记录, 保存的时间可以进行灵活的设置。

2.2.2 权限管理

系统的操作分为不同的重要等级, 只有具有相应权限的人员才能对相应的等级进行操作, 从而有效的保证系统的安全, 防止越权操作, 将人为操作产生失误的可能性降到最低。

2.3 人机界面功能

具有相应权限的用户可以进行相关的操作, 对某个油井进行相应的设置, 系统对特定的油井的信息进行显示, 显示的时间可以进行相应的设置。当油井出现异常的时候, 系统发生告警的时候, 会有相应的画面进行警示, 并发出报警声音, 同时显示油井的相应的位置信息, 为相关人员采取相应的措施提供参考。

3 核心设备功能与选型要领

3.1 应用服务器

用户终端发出的请求信号传输到应用服务器上, 应用服务器收到信号之后对实时数据库进行访问, 然后将获得的数据反馈给用户。油井应用服务器软件具有以下几种功能:

3.1.1 生成客户终端画面

客户终端的画面能够把油井的相对位置显示出来, 同时能够表明油井的基本状态。终端画面上的油井在鼠标指针经过的时候能够显示油井相关的状态的信息。双击某个油井的图标就进入这个油井的详细的二级画面, 包括油井的运行状态、电压以及是否存在故障等。整个终端的画面以油田以及附近的地区的地形图作为基础, 同时具备相应的缩放和选装功能, 能够按照相应的比例进行放大和缩小操作, 同时保证油井的相对位置不变。

3.1.2 安全控制

第一, 系统应能对用户采用基于组的权限控制方式, 对终端采用基于区域的控制方式。第二, 系统向用户提供以下权限:系统管理、终端管理、控制、浏览, 能控制每个用户对每个终端的访问权限。第三, 系统管理员负责注册 (修改) 新用户, 并为用户分配权限。第四, 负责维护系统级参数, 包括:生产井缺省轮询周期、生产井缺省保持日期。第五, 一般授权用户可以添加 (修改) 其管辖范围内的终端的配置参数。

3.1.3 数据处理

接收通讯服务器采集的数据, 通过配置库中配置的变换参数和报警限值设定, 将原始数据转换为工程值, 并与报警限值比较, 如果需要产生报警, 则交给报警和事件处理软件。

3.1.4 历史数据存储

可对每个采集点配置历史存储周期, 历史存储周期至少可设置为以下两种:逢变即存、以分钟为单位设置存储周期。

3.1.5 报警控制

系统可为每种报警定义报警级别, 对每个报警级别提供不同的报警效果, 如颜色、音响、闪烁等。可为每个报警级别定义自动确认及时间或人工确认。可支持多种报警音响效果, 至少包括以下两种:以PC机的蜂鸣器作为音响效果, 使用自定义的wav文件。

3.2 通讯服务器

通讯服务器主要用于与现场设备通讯, 处理在通讯过程中遇到的问题, 以向系统提供有效的数据。通讯服务器软件应具备以下基本功能:a.增/删终端。系统可支持多种类型的终端。至少支持以下两种抽油机终端。b.配置终端通讯参数。包括通讯规约及属性, 系统可支持多种通讯规约。至少支持MODBUS、DNP3.0/UDP/IP规约。c.下发终端采集参数。按照终端的配置执行与终端的通讯过程和规约处理系统根据终端的通讯通道和厂家将终端分组, 一个组中的终端应是同一通讯方式同一厂家的产品, 一个组最多可容纳20个终端 (与通讯的轮询周期有关) 。在循检时间到来时, 通讯服务器根据终端的分组情况, 为每个组建立一个通讯线程, 由每个现场负责该组中所有终端的通讯, 一个组应使用相同厂家的接口模块。

3.3 设备选型要点

3.3.1 服务器

监控工作站选用流行的个人计算机或者工控机。P4 3.0GHz, 512M RAM, 80G硬盘, 20英寸显示器或者17英寸LCD显示器, 键盘、鼠标和多媒体套件, 配备打印机一台, 即可满足要求。通信服务可以选择服务器或者工控机, 对机器要求不是非常高, 可以灵活配置。数据库服务器选择小型工作组服务器即可。

3.3.2 油井控制器

市面上有很多油井控制器, 国内外自主开发的控制器不下几十种, 多采用单片机技术集成, 功能大同小异, 但用户选型的时候一定要考虑到安装环境和天气等因素。国内的控制器在开发过程中多价格因素, 所选的传感器大多为配套产品, 接收的信号很多不是标准信号, 这点一定要注意。许多产品编程方式、通讯协议都不开放, 与其他系统的兼容性较差, 容易出现厂家不提供备件或支持会使系统全面瘫痪的风险。在天气寒冷、风沙大的户外使用建议考虑国外的产品, 但有一点提出注意:国外的产品由于设备编程方式完全开放, 支持编程及二次开发以满足用户的任何控制要求, 但同时对系统集成商的技术能力也有更高的要求。

4 结论

经济全球化的发展使石油生产参与到了全球市场的紧张供应链中, 在这种大环境下, 油田生产管理区采用先进的网络通信技术, 加强油井管理、降本增效, 提高信息化管理和质量管理水平具有非常重要意义。而作为油田信息化建设的一个重要组成部分, 油井远程自动化监控水平的高低将对油田信息化建设的发展起着至关重要的作用。作为一家专业化的自动化服务商, 希望能够为油田信息化建设投入力量, 与油田信息化建设的步伐共同前进。

参考文献

[1]李淑清, 周晓晴, 李建良.智能油井监测系统的设计[J].自动化仪表, 2009, (10) .

[2]潘峥嵘, 郭凯.抽油机在线故障监控器的设计与实现[J].自动化仪表, 2009, (08) .

油井监控技术论文 篇8

1 油井自动化监控系统现状

采油五厂自2001年开始试验安装油井自动化监控系统,经过10年更新完善,截至2011年底,全厂共有280余口油井实现了自动化监控,覆盖率达88%。系统以RTU为核心,配合电量模块、无线载荷传感器和无线压力变送器,实现了电流、电压、电能等电参量及示功图、电流图、功率图的自动采集。系统具有数据查询、异常报警、能耗统计、故障诊断、系统效率的在线计算等功能,实现了对采集数据较深层次的应用。

2 油井自动化监控在节能中的应用

油井自动化监控系统将RTU采集的生产参数以有线或无线方式(数传电台、光缆、GPRS)传输到各作业区数据服务器,厂中心数据服务器选择性提取各作业区数据服务器数据,经过验证进行存储,配套开发一系列管理应用软件(一井一法管理、采油井电量分析系统、电子报表等),供相关专业技术人员共享使用。该系统每10 min采集一次单项数据,一天采集三次示功图、电流图、功率图,因此积累了大量的生产数据。通过对这些数据的整理分析,发现了节能的潜力。

2.1 高耗电油井治理

系统利用昨日、今日8点采集的电参量数据,形成报表并计算出日耗电量。利用历史数据,可纵向分析载荷、电流、功率因数、产量等的变化情况,横向比较与其工作制度、泵况、区块相同油井的日耗电差别。经过纵横向对比,找出油井的高能耗点。

例如,数据报表显示,晋105-8井日耗电近350 kWh,大大超过平均水平,经纵向分析载荷、产量均未有太大变化,但是电流有增大趋势;横向与晋105-10井进行对比,二者地面、地下情况较为接近,但后者日耗电只有200 kWh左右。经过仔细比对,发现二者所使用的电动机不一致,晋105-10井所用的是新型30 kW电动机,而晋105-8井所用的为50 kW老式低效电动机,日耗电较大。根据分析结果,对该井更换了新型电动机,之后油井运行正常,且日耗电近210 kWh,日耗电降幅达44%(表1)。

通过对全厂日耗电较大的油井进行纵横向对比分析,针对性实施治理28井次,治理后日耗电降幅达20%～40%,节电效果明显。

2.2 能耗分析

在油井未实现自动化监控之前,传统的人工测试手段并不能很好地显示油井的能耗情况,大多采用经验去判断,不能对措施效果进行实时跟踪分析。

在油井自动化监控系统中装有三相智能电参数测量模块,可测量三相电压电流、有功功率、无功功率、功率因数等参数,较为全面地记录了油井能耗相关参数,为分析单井的能耗情况提供了数据。通过这些数据,系统可以计算出电流平衡率、功率平衡率、日耗电,还能绘制出油井运行的日电流曲线及月电流曲线;结合其他数据源中的液量、油量数据,还能计算出吨液耗电量及吨油耗电量。利用采集数据和计算数据可以较为全面地掌握油井的能耗情况,便于进行节能降耗的改造。同时,经过改造的油井可以很方便地利用油井自动化监控系统进行效果跟踪和对比分析,并对出现的问题可及时地调整方案。

研究表明,油井的电流平衡并不是真正平衡,只有达到功率平衡,才能实现节能运行[1]。2011年在采油井电量分析系统中筛选出功率平衡率较低的油井,利用该系统在全厂范围内开展了抽油机功率平衡率调整工作(表2)。调整后平均功率因数由0.68上升至0.77,平均功率平衡率为90.3%,平均单井日节电15.8 kWh,平均节电率8.2%,取得了较好的节电效果。

2.3 远程启停油井及停井报警,提高油井采油时率

采油五厂大多数油井分布相对偏远,一旦因停电等非正常因素停井而不能及时发现、恢复,势必影响原油生产。在自动化监控系统实施之前,油井停井之后很难及时发现,尤其在夜间;所以,只能加大人工巡井的频率,这将导致员工劳动强度的增加。

油井自动化监控系统利用对电流、载荷等重点参数的变化范围进行设置;当监测数据同时满足电流为零且载荷变化为零(选用两个参数是为了提高可靠性)的条件时,系统在平均10 min内就进行停并报警;在中控室监控机以声音报警并弹出框的形式提醒值班人员,同时要求值班人员进行确认、落实停井原因。待故障排除后,结合视频监控图像(图1)进行远程启井,恢复生产。以油田停电为例,过去来电后所有油井启抽完毕需70～90 min的时间,现在降低到了15 min,提高了油井生产时率,减少了员工劳动强度。同时,油井生产参数和产量出现异常,系统会及时对中控人员进行提示,缩短了反应、处理时间,从而提高了油井产量。

3 结论

油井自动化监控系统本是一个数据采集、发布系统,并不会产生节能作用,但是综合利用其中的数据及功能,可在节约电力、减少产量损失、提高效率等方面发挥很好的节能作用,在微成本投入的情况下,可产生较好的经济效益。

参考文献

油井监控技术论文 篇9

无线通信技术近年来取得了巨大进展, 原来存在的通信速率慢、数据传递可靠性差等缺点逐步得到改善, 而其布线费用低、周期短、扩展性强及配置灵活等优点日益突出, 成为工业现场十分重视的通信方式。目前, 无线通信的主要技术有Wi-Fi、无线局域网、Zigbee、无线数传电台和GPRS, 相比其它4种通信方式, GPRS由于允许用户在端到端分组转移模式下发送和接收数据, 所以特别适用于突发性的、频繁的数据传输[3,4]。塔里木油田由于环境恶劣, 油井经常出现故障, 影响原油生产, 先前的微波、数传电台等传输数据方式在使用中效果不理想, 高成本的投入与频繁的维护让采油单位不堪重负。塔里木油田某区采用了GSM/GPRS通信方式实现监控采油设备上的温度、压力、流量及液位等参数在油井分站与监控中心的传输, 实现了多个油井的统一管理, 提高了生产的可靠性, 降低了生产成本。

1 系统分层及功能

PLC作为目前工业现场应用最广泛的控制器, 其性价比及可靠性等优势已被证明。在油井集中监控系统中, 选择了西门子公司的S7-200系列PLC作为本地控制器, 负责采集油井信息和输出控制信号, 而作为无线通信的数据发送和接收处理模块MD720-3 (调制解调器) , 通过PC/PPI电缆与226 CPU相连, 其拨码开关如图1所示[5]。需要安装ANT794-4MR作为全向天线, 用于连接GSM/GPRS网络。

监控中心使用与Internet相连的研华工控机作为信息集成点, 从国际互联网中收集底层设备信息, 形成了典型的三层结构 (图2) :

a. 数据采集与控制层位于系统底层, 主要由油井本地硬件组成, 包括设备中的执行器和传感器及S7-200 PLC。S7-200 PLC负责采集油井各处传感器的实时数据, 根据相应的工作情况改变控制参数, 并通过S7-200 PLC输出控制信号, 作用于执行机构。

b. 数据传输层位于中间, 主要依赖于中国移动网络运行商提供的数据交换平台GSM/GPRS连接至国际互联网Internet, 用于连接油井监控中心和各个油井, 实现各种现场信息和控制信号的相互传递。由于利用了中国移动的网络平台, 所以只要有手机信号的地方均能实现本地信息与监控中心的数据交换, 这使得本地控制站与监控中心的实际距离达到了全球范围, 大大增加了高层管理者对于现场工作监管力度, 把整个企业融为一体。

c. 最上层为采油系统的监控中心, 使用MCGS组态软件实现了管理者能够了解和管理所有油井的运行状况, 并对重要的数据进行打印与分析。MCGS拥有优秀的实时数据库与良好的数据展示平台, 使系统具有强大数据存储和分析能力, 并有多种数据展示方式, 包括动画演示、历史回访、多个任意时刻数据对比分析及灵活报表展示等, 技术人员可以根据系统和用户的要求制作不同的页面。

2 GPRS无线通讯

本系统采用GPRS技术实现各油井分站数据与控制室主站之间的实时通讯, MD720-3无线通讯模块作为西门子PLC理想的GPRS通讯模块, 为分布式系统的无线远程监控的实现提供了有力的保障。

整套无线通讯系统由SINAUT MD720-3 GPRS调制解调器、天线及GPRS通讯管理软件SINAUT MICRO SC (集成OPC Server) 等组成, 可以实现S7-200 PLC至GPRS (GSM移动无线网络) 无线连接。

2.1 PLC的通讯设置

硬件连接按照要求完成后, GSM/GPRS 调制解调器由 S7-200 的程序模块配置并控制。在PLC编程软件STEP 7-Micro/WIN中添加SINAUT MICRO SC程序库指令, 共有4个功能块, 分别为WDC_INIT、WDC_SEND、WDC_RECEIVE和WDC_CONTROL, 并必须在主程序中使用SM0.0依次调用, 即每个扫描周期都执行一次, 提供和 OPC 服务器 SINAUT MICRO SC 或其它分站通讯的可能。操作步骤如下:

a. 把手机SIM卡插入MD720-3中, 并确认该卡已经开通GPRS服务, 同时知道该卡的PIN码, 使用了PC/PPI通信电缆, 将CPU 226 CN的Port0口与MD720-3连接, 并将其拨码开关拨至合适的位置。

b. 在STEP 7-Micro/WIN编程软件中编写相应通信程序, 依次调用GPRS 4个通信功能块。

以上通信程序以固定的周期向上位机发送数据, 周期长短可自由控制, 这里设发送数据周期为30s。GPRS通信调用的4个功能块的输入参数含义分别为:WDC_INIT (WDC_初始化) , 设置调制解调器参数 (表1) ;WDC_SEND (WDC_发送) , 执行发送任务 (表2) ;WDC_RECEIVE (WDC_接收) , 处理收到的数据 (表3) ;WDC_CONTROL (WDC_控制) , 控制通讯模式 (表4) , 程序库始终使用 PLC 的接口0。

c. 编写好通信的程序之后, 将其下载到S7-200的PLC中, 重新启动PLC, 此时S7-200中的程序会对MD720-3的Modem进行初始化。

2.2 中心站配置

在上位机上安装OPC 路由软件 SINAUT MICRO SC, 软件安装完成之后, 进行参数设置, 可增加工作站 (最多可达256个) , 设置工作站名称、工作站地址号等, 并进行GPRS modems的端口号设置, 该系统中端口号设为30827, 与PLC中的设置相一致。

2.3 GPRS无线通信的连接

经过对中心站和远程站的软件安装、参数设置、硬件连接及程序下载等步骤, 无线通信的条件已经具备。将远程站的通信程序下载至S7-200的CPU中, 打开中心站中的OPC通信软件SINAUT MICRO SC, 经过3～5min的时间, 可以发现中心站计算机的工作站状态由原来红色的断开标志变为蓝色的对勾, 即表明GPRS无线通信的成功实现。

2.4 变量通道的连接

网络节点指的是运行OPC服务的主机名称或IP地址, 当使用本地OPC服务时, 该项为空;OPC服务器中需要输入已注册的OPC服务名称, 也能从可选的OPC服务列表中通过双击选择一个要使用的服务。由于上位机安装了OPC通信软件SINAUT MICRO SC, 所以有相应的服务器“M2MOPC.OPC.1”, 选中即可。

进入OPC服务器的“通道连接”项目下, 根据实际情况建立MCGS中的变量与实际PLC数据的连接, 添加的通道中通道名称需要与各个工作站的名称及对应S7-200 PLC中的寄存器地址相对应, 格式为:

MSC:[]DB1, {}

摘要：系统使用S7-200 PLC作为本地控制器, 通过GSM/GPRS连接至Internet, 与监控中心实现数据的无阻碍流动, 实现多个采油点的单独控制与集中监控管理。运行结果表明:GPRS无线通信方式提高了油井监控系统的可靠性与扩展难度, 降低了开发成本与周期, 可以在类似的工业现场进行推广使用。

关键词：GPRS,油井监控,S7-200 PLC,MCGS

参考文献

[1]姚昕.基于GSM的油井监控系统[D].哈尔滨:哈尔滨工程大学, 2009.

[2]郭云宝.石油井场油气分离器全面检验[J].化工机械, 2010, 37 (4) :491～492.

[3]毛玉蓉.基于Zigbee技术的无线传感器网络研究[J].化工自动化及仪表, 2010, 37 (10) :91～94.

[4]王乃民, 杨炳发, 陈丽等.基于GPRS的油罐多液位远程监控系统[J].化工自动化及仪表, 2009, 36 (6) :59～62.