油井管理系统（精选12篇）
油井管理系统 篇1
1项目背景和可行性分析
采油厂是油田公司下属的重要子单位,负责原油的生产。是油公司生产任务的执行者,主要对油井负有管理和维护任务。原有的人工管理油井信息方式越来越满足不了现代生产的需要,不能及时、准确有效的生产和管理信息。提高管理的高效化,生产经营管理的效率成为企业的迫切要求。
随着现代计算机技术、网络的发展,建立专业高效的油井管理信息系统已经完全可行。油井管理信息系统可以提供专业、完善的油井信息来供油井生产和维护,使油井的生产和维护更自动化、科学化和规范化。
2需求和可行性分析
2.1需求
通过对上述需要和问题进行分析和抽象,同时和生产管理人员、操作人员交流沟通,认为该系统的设计需要重点考虑以下因素:
1)采用B/S架构,基于Internet的多用户分布式管理系统,需要考虑系统和资源的安全性和可靠性。
2)系统设计的灵活性和可扩展性,可以根据业务规则的变化迅速调整,实现敏捷开发,满足生产经营要求。
3)软件是面向基层人员使用,力求操作简单,使系统能够真正使用起来。
4)短信通知提醒维护人员在当天进行油井维护工作。
2.2可行性分析
通过对目前公司的计算机软硬件情况分析,结合开发人员的经验能力和移动通信公司提供方便快捷的mas服务,该系统的开发和运行是完全可行的。
3系统设计与开发
3.1硬件和软件环境
服务器:windows Server 2008,IIS和网站配置作为网站服务器,同时安装sql server 2005企业版作为数据库服务器。
客户端:windows操作系统,IE浏览器。
网络:采油厂内部已经有比较完善的局域网,直接利用现有的网络即可。
系统部署架构图架图如下:
3.2模块设计
根据软件模块设计原则,使整个系统低耦合、高内聚,经过和采油厂领导、专家交流沟通用,确定了软件的模块结构如下:
3.3软件开发
在该软件的开发过程中,主要有以下几个方面的开发工作,现在把其中的部分经验和源码写出来和大家分享交流,其中的不足和问题也请大家批评指正。
3.4界面设计
软件设计开发中,软件的界面设计和布局相当重要,尤其是使用者是专业维护人员,大多数都是采油专业人士,其对计算机应用水平不是很高,为了系统真正的使用和推广,所以要求软件设计必须有好的界面和用户体验,软件才有可能被用户接受和认可,才能真正应用推广。在软件设计和开发的时候,尽可能坚持“简单即美”原则,主要通过以下形式来表现:
1)用图像代替文本。既在界面上显示一些专业的图标,通过图形化的信息,让用户很快明白操作的意义,迅速完成操作。
2)用选择代替回答。让用户通过选择列表来选择需要的信息,而不是文本框输入
3)提供模糊搜索,分类搜索等方式,让用户快速便捷获取所需要的信息。
4)登录系统提供了三种方式,用户名密码方式、用户名mac绑定方式和手机号加动态验证码方式,即保证了系统的安全性,同时又给用户提供了方便。
3.5数据库设计
下面,给出数据库的部分数据表信息。
1)用户表
表名称:USER_TABLE
2)油井信息表
表名称:OilWell_INFO_TABLE
3)油井维护记录
表名称:Oil Well_Maintaince_TABLE
3.6代码
下面,是软件数据库开发的部分源代码。
另外,为了实现动态口令和短息提醒维护人员进行当日维护操作,厂和某移动通讯公司合作,利用其提供的Web Service服务来进行短信发布。
WebService的基本使用方法简单陈述一下。
修改网站的修改Web.Config文件,在节点system.web中增加下面节点。
4结束语
本系统在采油厂内进行使用推广后,在油井的维护和生产中发挥了很大的作用,产生了极大的价值,得到厂领导和同事的好评。本论文抛砖引玉,将自己的实际工作开发经验总结陈述和大家交流,希望对同行有所帮助,同时获取更多的批评建议让自己更进一步。
油井管理系统 篇2
油田油井大多都分布在各采油场，油井工作状况的监测和控制，一直是采油场一项重要和困难的内容，一般的油井大多为油井巡视员或维修工定期巡回检查，随着油田现代化管理水平的不断提高，早期的 巡视员方式已逐渐被油井无人值守所代替，研祥采用EIP平台与目前现有的工业控制技术，整合出适合国内油井实际情况的无线遥控遥测系统。
[系统构成]
本系统结构如图1所示，系统主要由采油场监控中心和油井无线遥测遥控主机、传感器、电机控保装置等组成。采油场监控中心一般设置在矿部、办公室或其它监控调度部门，包括有一台工业控制计算机、一台激光打印机和监控中心收发信机以及油井无线遥测遥控主机等部件。
[系统工作方式]
油井工作状态传感器主要有温度传感器，电压传感器，电机电流传感器，被监控开关断/合传感器，它们将油井的工作状态变换成对应的电压或电流值送至远程智能无线RTU。本系统留有扩展接口，可根据油井实际现场控制情况进行增加。
油井RTU由带有A/D，D/A变换器的高性能的单片机，电源管理电路，蓄电池供电电路以及无线数传电台组成。A/D变换将传感器送来的表示油井状态的模拟信号变成数字信号，再由无线数传电台进行信号处理和调制，以射频信号的形式幅射到空间。电源管理电路是用来监测交流电源用，一旦交流电源断电，自动转为畜电池供电。当交流供电正常时，又恢复由交流电源供电并对蓄电池充电，始终保持RTU供电正常。如图2所示。
监测中心收发信机从空中接收到由油井遥控遥测主机的信号后，通过对射频信号放大、解调，恢复成数传信号送中心工业控制计算机处理计算，实时监测油井工况。当有异常时，中心工业控制计算机立即向油井遥控遥测主机发出控制命令，控制电机停机待修。这样可以实现整个系统的自动化运行，无人职守进行整个系统的监控。
[系统配置说明]
[系统主要功能]
1)、油井工作状态监测
a、抽油机电源电压监测
b、抽油机电源电流监测
c、电机开/关监测
d、漏油，盗油监测
2)、油井实时故障报警
a、电压过压、欠压报警
b、电流过流报警
c、抽油机停报警
d、漏油，盗油报警
3)、监测数据统计和打印
耗电量，故障情况实时电脑显示和统计报表打印，
4)、扩展功能：
本系统留有扩展口，可根据油井情况和客户需求增加。井口温度监测，井口油压监测，井口套压监测。
[系统工程设备组成]
1)、传感器组件
2)、油井无线遥测遥控主机
3)、监控中心收发信机
4)、控中心系统软件
5)、监控中心计算机
[系统优点]
1)、采用国内工控机产品，具有高的性价比，同时具有完善的售前和售后服务;
2)、灵活的通讯方式，满足现代化的需求，在通讯上有稳定可靠的技术保障;
3)、工控机与RTU一起发挥强大的作用，实现整个系统的自动化控制，无需花费价格昂贵的PLC控制器;
4)、整个系统组态非常方便，同时缩短整个系统的开发时间;
[系统评价]
油井管理系统 篇3
【摘 要】油井监控水平是影响油田自动化系统水平的一个关键因素，技术的不断进步，促进了油田自动化趋势的不断增强，油井监控技术的运用在提高油田生产值效率、优化需求指标方面有着重要的促进作用。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，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。
【关键词】油田；油田自动化；油井监控；监控技术
油井监控系统是油田自动化系统中一个重要的组成部分，也是其系统的关键点，油井监控技术与系统内各个部分都有着紧密的联系，其直接影响着油田的开采方式。对于有着不同的自动化需求和工艺需求的油田，在运用油井监控技术方面也有着不同的要求。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。
1.监控油井的各个阶段
1.1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。
1.2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。
1.3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。
2.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。
3.油田中央监控自动化控制系统
也叫油田监控SCADA系统。该系统要使用稳定的、可靠性的计算机和不间断UPS电源，掉市电后能够持续供电，保证计算机系统2个小时内能够正常工作。该系统由现场测控单元和测控中心组成。现场测控单元是实现SCADA功能的基本要素，由多个RTU或PLC组成，每个RTU都是一个独立的子系统，负责对本地I/O点进行数据采集和控制。测控中心是SCADA系统的核心，负责现场测控单元的集中监控和系统的配置、管理、维护、报警处理。中央监控系统主要对计量站RTU、油井RTU的数据进行检测和存储，通过系统的查询功能，获得相关的数据，也可以手动或自动生成各种报表，根据需要打印报表，系统的报警提示监控工作人员，及时安排作业层人员去现场排查故障。
该系统可以有多个客户端，根据作业单位管理职责生成各种客户端，比如采油客户端，计量客户端等等，每个客户端可以实时监控自己职责范围内的设备运行状况，同时也可以从中央监控系统数据库中查询自己需要的数据，并使用专业软件进行分析，以更好的指导现场的生产，提高生产效率。比如采油队可以使用采油客户端，实时监控各种油井的运行状况，客户端报警提示可以提醒监控人员，油井可能会出现的问题，做到提前预警，为无人值守提供一定的安全保障。客户端查询可以实现汇总油井数据，生成油井生产报表和预测油井状况。该系统的主要目标是在保障安全生产情况下，提高油田生产效率，减轻油田生产人员的劳动强度，减低油田生产管理成本。
4.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。
5.结束语
油井工艺以及自动化水平的提升，对油井控制质量提出了更高的要求，而且油井控制质量对于油田自动化系统的需要的油井数据的可靠性有着直接的影响，为此，我们应当不断的提高油田自动化水平，合理的运用油井监控技术，在提高油田开采效率的同时，实现能源和资源的节约，降低工作人员的作业难度。
【参考文献】
油井远程智能监控主控系统 篇4
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) .
油井套管阴极保护方案 篇5
油井套管阴极保护方案
一、概述
在油气田和油气藏，要在井筒里下入套管以增强油气井的稳定性，套管起着保护井眼、加固井壁、隔绝井中的油、气、水层及封固各种复杂地层的作用。根据井的深度和运行条件，在接近地表的井筒里几根套管要套接在一起，称为套接式油井套管。在外层套管与周围地层岩石之间的环形空间里要注入水泥，直到新井地面的整个井筒深度，目的是封堵上部地层，隔开淡水地层与盐水地层，并靠它承受周围岩石土层的挤压力。
在油井套管无水泥的层段里含有残余的钻井泥浆和大小不等的岩石颗粒，而钻井过程的循环泥浆里含有硫酸钡和水的悬浮液，它们密度很高，而且常含有盐分，这会促进腐蚀电池的作用。
在油气井整个深度上，井下套管要穿过若干种不同的地质地层，包括盐水层和惰性基岩。此外，根据地层条件，还会有腐蚀性气体（CO2、H2S），并且不同地层的温度差异可能高达50℃，这些因素都增加了深层土质的腐蚀性，因为地层里的盐分和形成的浓差电池会限制套管表面保护膜的形成。
随着油水井投产后生产时间的不断延长，油、气、水井套管的状况逐渐变差，甚至损坏，套管损坏有错断、变形、破裂等多种形式，但多是由于套管接触到周围的腐蚀介质而遭受腐蚀，导致套管壁变薄，引起强度减弱，从而产生穿孔、断裂、变形等现象，可以说腐蚀是引起套管损坏的一个主要原因。
国外从20世纪40年代开始调查套管腐蚀损坏的原因；在50年代初，美国海湾石油公司就对2429口油井进行调查，结果表明，有47%的油井发生了套管腐蚀破坏。3年之后，对气井也做了类似的调查，美国有45%的气井的套管遭到了不同程度的电化学腐蚀，并且以套管外部腐蚀为主。
我国以大庆油田为例，随着大庆油田开发时间的延长，套管腐蚀外漏的问题也呈现上升的趋势，特别是浅层套管腐蚀严重。通过调查取样，仅喇嘛甸油田就发现70口井，而长垣油田内部套管腐蚀外漏井数竟高达400余口，因腐蚀损坏的井又占套管损坏井总数的5%。严重的井仅3年时间套管就发生腐蚀外漏，腐蚀速度高达2.6mm/年。
在对长庆油田的调查还发现，从投产到腐蚀穿孔最短时间为16个月，最长为5年半。在对马岭油田调查的429口井的调查中，腐蚀穿孔的就有34口，占调查井数的7.9%。
套管腐蚀穿孔，将出现多点破漏，腐蚀会加速套管的疲劳进而过早变形和损坏。套管腐蚀外漏不仅导致油水井不能正常生产，在经济上造成巨大的损失，而且造成了巨大的浪费以及严重污染环境。
世界各国油田开发进程表明，随着油水井生产的时间延长，开发方案的不断调整和实施，由于地层地应力的变化、油水井作业及其他施工的影响，油、气、水井套管状况越来越差，使油井不能正常生产，甚至使井报废，以致影响油田稳产。
二、油井套管阴极保护原理
油井套管阴极保护，是在油井较密集或油井相对集中的区域，平均每2-4口油井打一口阳极深井，作为阴极保护系统的阳极，通过恒电位仪施加强制电流，为套管提供均匀、足量的阴极保护电流，然后通过井口附近的汇流点流回恒电位仪的阴极，构成闭合回路，使油井套管充分阴极极化，从而避免或减轻油井套管的腐蚀。
深井阳极阴极保护与其他阴极保护方法相比具有以下优点：
1、输出可调：
深井阳极阴极保护采用恒电位仪作为外加电流阴极保护的输出电源，具有恒电流和恒电位的功能，解决了牺牲阳极输出电位不足和输出电流电位无法调节的问题。
2、辐射范围广
由于深井阳极位于地下水丰富的深层土壤中，可以有效降低阳极体的接地电阻，这样可以使阳极体的有效辐射范围大大提高，使深埋在地底几公里的套管都能达到很好的保护效果，在减少阳极地床的数量的同时降低成本。适用于空间狭小、土壤电阻率高的地方。
3、电流分布均匀
深井阳极体与油井套管之间保持一定的距离，从而使套管表面的阴极保护电流分布更加均匀，对其他埋地金属构筑物的干扰也相对较小。
另外，深井阳极阴极保护还具有受气候影响小、接地电阻稳定、杂散电流干扰小及占地面积小、使用寿命长、安装方便等优点，适合于管网密集、工况恶劣的油气田生产设施的腐蚀防护。
我国原石油部于1992年颁布的《油井套管阴极保护的管理规定》，明确提出井口保护电位必须达到一0．95V或更负，才达到良好保护。因此在井站的区域阴极保护中均执行这个要求。
油井套管，包括油井、气井、水井，其防腐蚀采用阴极保护，理论成熟、工艺简单、施工方便、技术经济效益可观
三、以胜利油田为例油井套管阴极保护经济效益分析
胜利油田在四十余年的开发过程中，由于长期的注水开发，使本来就复杂的地质条件变得更加复杂，油水井套管的状况越来越差，套损井也逐年增加。胜利油田大量套损井，主要集中在孤岛、孤东、胜坨、埕东、渤南和滨南等几个大型整装含油气构造上。另外，疏松砂岩油藏和几个稠油热采工艺区域矛盾尤为突出。据查，胜利油田截止1991年底套损井已占油、水井总数的十分之一，16400多口井中就有1659口套损井（其中包括正式批准工程报废井266口）。截止到今年的4月，胜利油田有限公司（不包括海洋、清河）有油水井27375口，其中有套损井5427口（其中油井3318口，水井2109口），占总井数的19.8％。报废井4838口，其中因套损原因报废的1502口，占31.1％；停产井7212口，因套损原因停产井2089口，占29％；生产井15325口，其中套损井1836口，占12％。如此数量的套损井的出现，必然影响到井网的完善和布网的困难，油田不得不投入大量资金打更新井和替补井，也相应地增加了作业工作量，更重要的是影响了油田的开发效果和经济效益。并且，胜利油田每年新增加套损井400口，已连续三年超过430口。
以孤岛油区为例，孤岛油区油井套管平均寿命为11年5个月左右，每口井修复费用平均为30万元，而钻一口井费用最低也在180-200万元左右，油井套管采用阴极保护每口井平均费用8-15万元，而采用阴极保护后，油井的平均寿命可以延长一倍左右，每口井可节约20多万元的投资，如果按保守估计，胜利油田有1/3的油井可以采用油井套管阴极保护，光节约的修复费用就高达7亿，这还不包括因油井修复或停产造成的损失，经济效益十分可观。
由此可见，油井套管阴极保护的投资费用远远低于前者的投资，经济效益十分可观，是一种有效的高性价比的技术。如果该技术能够在胜利油田乃至全国的油田推广普及，将会在油田稳产增产方面作出极大贡献，在应对史无前例的高油价的挑战中，将会发挥不可磨灭的历史功勋。
油井结盐分析及治理 篇6
关键词：辛176；结盐；防盐
一、概况
辛176断块系东辛采油二矿重点开发单元，油藏类型为常温、高压异常、稀油中低渗岩性油藏。现开油井8口，日液180.2吨，日油69.3吨，综合含水61.5%。由于该断块地层流体温度高含盐量大，成分以NaCl为主，单井矿化度高达28×104mg/L。随着近两年开发，油井含逐渐升高，油井结盐严重，日常管理难度大、成本高、效益差。
2011年以前，该段块油井指标均处于较低水平，其中2009年平均检泵周期292天，油井时率为90.3%，平均洗井周期11天，因结盐导致的倒井达5井次，占总倒井数的62.5%，整个作业占产约358.6吨。
可见，结盐已成为影响辛176断块油井正常生产的主要因素之一。
2011年，辛176块油井平均检泵周期537天，油井时率为95.1%，平均泵效62.6%，平均洗井周期52天，因结盐倒井3井次，各项指标均有所提升。
四、结论及认识
电力线载波油井通信系统 篇7
电力线同样存在于石油探井结构中,如果能够利用电力线实现油井上下的控制与通信,将会对现有油井监测与控制带来便利与效益。目前多家采油厂已进行了电力线油井监控试点工作[1]。文中利用该技术,设计出数据传输模块,负责油井上下的监测、控制信号传输;对信号进行扩频处理,增加通讯的可靠性,减少误码率;同时,在与电力线耦合的过程中,加入针对性的滤波电路设计,进一步降低了噪声干扰;并借助专家处理系统给出控制信号,通过控制直线电机的转速,达到控制抽油速度的目的。这不仅保证了油管内液面高度的相对稳定,使直流电机在稳定的工作环境中能够经久耐用,还可以使油井达到稳产定量、平稳生产的目的。
工程中的主要困难:用交流供电线作为通讯载体时,交流噪声对数据的影响造成信号衰减,使得信噪比降低,造成数据传输错误。选择扩频通讯方式可以较好地排除电力线上的随机干扰,因为扩频载波信号的带宽通常较大,所以受干扰频率范围所占比例相对较少。系统采用Intellon公司,基于扩频通信原理专用网络接口芯片SSCP485,功率放大器SSCP111和单片机PIC18,实现油井上下的扩频载波通信。此外,通过针对性地加入耦合电路,滤除几种与扩频信号重频的噪声干扰,取得了较好的效果。在实际1 200 m电力线载波实验中,数据信号可以准确地发送接收,误码率低于10e-5。证明扩频通信可以很好地解决电力线载波中的噪声干扰问题,以及本系统在信号传输、A/D转换、单片机与PC的串口通信等方面优良的性能。
1 系统结构介绍
系统的组成如图1所示。
系统包括井下监测系统和地面监测控制系统两部分。电力线载波以半双工方式工作,因此地面和井下的两个电力线载波通讯模块,需要分别与PIC18控制模块和电力线载波模块相连。从井下向井上发送信号时,井下的电机压力温度检测探头,将油管内的液面情况通过传感器传输给PIC18控制模块,进而通过电力线载波模块向油管内的交流电缆发送通讯信号。信号通过耦合器同电力线耦合。到达地面后,耦合器前端的耦合电路会对接收的信号进行滤波。数据通过电力线载波模块被从模拟信号转化为数字信号,并交给PIC18处理。井上的PIC18系统和工控计算机通过RS232端口实现通信,PIC18解调、解码信号,将之交由工控计算机显示,同时打包给专家处理模块。专家处理模块将根据传递的参数制定井下电机的运行方式。从井上向井下发送信号的流程则是上述过程的逆向运作。
2 PIC18控制模块与载波通信模块
2.1 扩频通信芯片
扩频通信技术是一种信息传输方式,其信号所占的频带宽度远大于所传信息必需的最小带宽,所以其受干扰的频率范围所占比例相对减小,换而言之,就是各种噪声仅能影响小部分所要传输的信号,而大多数信号都能完整、正确地到达目的地,所以对各种类型的干扰具有较强的抵抗性。此外,此种Chirp波形还具有很强的自相关特性,其模糊逻辑的相关性决定了所有连接在网络上的设备,可以同时识别从网上任意设备发出的这种独特波形,并且不需要在发送和接收设备间进行同步,从而避免使用复杂的同步设备,也降低了系统成本。
系统选用Intellon公司的SSCP485芯片作为扩频通信模块。该芯片利用一系列短促的、可自同步的扫描频率Chirp波作为载体,每个Chirp一般持续100 μs,它代表了最基本的通信符号时间,如图6所示。其中,Chirp覆盖了100～400 kHz的频带,并总是以200～400 kHz频率开始,以100～200 kHz频率结束[2]。该芯片是一种高度集成的扩频通信芯片,损耗低,是一种理想的通信收发器。其包括扩频载波通信模块(SSC)、信号调节模块和简单的主机接口等部件。需要简单的外部线路将其连接到直流电源。与MCU通过串口线路相连接,与SSCP111通过发送回路相连接。
2.2 PIC18控制模块与载波模块电路设计
如图2所示,该电路由6个部分组成,它们集中在一块电路板上。单片机与SSCP485之间的通信,通过单片机串口和某些IO端口实现,SSCP485的4 MHz时钟输出提供单片机的时钟。在接收模式下,模拟信号通过电力线耦合,经过接收回路将信号传输到SSCP485,并将模拟信号转换成数字信号让单片机读取;在发送模式下,单片机将所要发送的数字信号通过写命令将数据写入SSCP485,在下个时钟脉冲到来时,SSCP485将数字信号调制为模拟信号,以Chirp波形输出,通过输入带通滤波将干扰滤除后,再通过信号放大电路将信号幅值放大,最后由耦合器耦合到电力线上。
井下通信模块的MCU程序完成以下主要功能:
(1)采用单片机的ADC数字化采集系统,对各类传感器进行信号采集、处理、监测。
(2)对发送信号进行纠错编码,编码类型选择BCH。
(3)向扩频载波芯片传送数据。
(4)控制通信模块SCCP485工作和系统的工作。
(5)井上通信模块MCU程序完成:接收信息数据包、对接收进行解码、恢复各传感器数据。
(6)对井下传感器的采集数据处理计算,将压力和温度转换为液面高度,并且进行记录。
(7)将液面高度和井下传感器状态数据打包,传送到上位机。
3 耦合电路
3.1 低压电力线网络噪声
低压电力线系统上的噪声较为复杂,不仅因为它是一个时变系统,而且会因接入不同的电器对系统的信号产生回波、驻波、谐振等影响[2]。低压电力线上的噪声可分为以下几类:
(1)有色背景噪声。是由电力线上许多小功率噪声源叠加而产生的干扰,是一种随时间缓慢变化的随机干扰,其功率谱密度(PSD)随频率的增加而降低。
(2)窄带噪声。是一种频带很窄的噪声,多为调幅的正弦信号,主要由中短波广播信号的干扰而产生,其强度在24 h内变化。
(3)与工频异步的周期脉冲噪声。这种噪声主要由开关电源产生,大部分按50～200 kHz频率重复,在频域上是一些离散谱,而这些频率上的噪声与Chirp波形同处于一个频带内。在实验初期,通过电力线传送的数据经常产生误码,主要就是第3种类型的干扰导致。通过FFT分析发现,这种高频噪声分布在100～400 kHz之间,而且幅度较大,使信噪比低于0.5。
如图3所示,有剧烈抖动的曲线信号为从1∶1耦合器次级测得的市电干扰。试验中,将市电经过简单的高通滤波器,滤除50 Hz及其谐波的干扰,发现仍有高频噪声,此即周期脉冲干扰。下侧图像为其FFT,两根粗垂线之间代表100～400 kHz频带,可见,周期脉冲噪声与Chirp信号处于同一频带范围内,所以该噪声会使信号产生乱码。
3.2 耦合电路设计
为消除周期脉冲的干扰,针对其频率设计了专门的耦合电路,如图4所示,由两部分组成,分别是预滤波电路和高通滤波电路。
首先介绍RC电路:C2为1 μf电容,耐压为270 V;R3为1 MΩ;功率为100 W。在加市电信号后,电容将50 Hz及其谐波等低频部分保留到RC网络上,将高频部分传递至变压器原级。但RC电路不能完全消除高频噪声,所以需要加入预滤波电路。
预滤波电路在市电接入前放置,也就是电力线与通信系统接触前,通过一个RC低通滤波网络,这可在市电作为通信信号载体之前,将其固有的周期脉冲噪声滤除,而且对后续的系统工作不会产生负面影响,低通滤波器的频域分析如图5所示。
4 结果与分析
结合扩频通信技术和耦合器前端滤波设计,进行了400 m,600 m,1 000 m,1 200 m的数据发送接收实验,符合预期结果,截取的数据信号如图6所示。
实验在1 200 m时,一串数字信号通过电力线传递的验证试验。信号在单片机与电力线载波模块之间以数字形式传递,在电力线上表现为模拟信号即Chirp波形。如前文所述,Chirp波形用两种相位表示0和1,在信号发送前会传送消息头,待确定消息头正确发送后停止等待,开始发送信号。
具体,发送数字信号为0011223344556677,由电脑传递给单片机,进而通过电力线传送井上系统。井上系统再通过串口将信号交由计算机显示。接收信号证明,如图7所示,电力线噪声没有对数字信号造成干扰,信号被正确接收,误码率低于10e-5。
尽管如此,发现耦合器次级的接收信号仍有一些微弱噪声,这是耦合器在市电复杂噪声的激励下产生的毛刺和干扰。这些干扰会使数据传输结果产生一定的误码情况。所以对耦合器的选择需要满足一定的参数,系统中耦合器选择0.25 mH电感,12匝绕线的订制变压器。
5 结束语
介绍了电力线载波技术的特点和应用。对实际中电力线噪声干扰,设计了扩频通信系统并加以耦合电路以辅助,从而良好地消除了复杂噪声,实现远距离的油井通信。系统在电力线数据通信、与工控计算机通信、传感器采样控制等方面均表现可靠、性能稳定。
摘要：以现代低压电力线载波技术为背景,围绕油井的井下与地面通信进行研究。采用扩频通信以解决电力线噪声干扰,并针对重频干扰,设计改进了耦合电路,尤其是耦合器前端滤波器,消除了噪声。具体实现时,采用SSCP485扩频通信芯片,结合SSCP111放大芯片和PIC18单片机,搭建了油井通信的发射接收系统,实现了高速准确的数据通信。实验证明,扩频通信对电力线噪声具有良好的对抗能力,同时,验证了本系统在数据发送、接收、处理等方面的可靠性与稳定性。
关键词：电力线载波,扩频通信,油井,电力线耦合技术,SSCP485
参考文献
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抽油井异常管理技术分析及应用 篇8
1 抽油井异常原因分析
抽油井的主要设备是井下管杆和井下泵, 抽油井的故障原因也主要是这两部分异常而产生的, 井下的工作环境相对地面会更加的潮湿, 而且空气中以及土壤中含有大量的矿物质, 设备在这种环境中经过长期的工作会减少自身的寿命, 发生各种异常, 甚至直接损坏等情况。气体影响、物理磨损影响以及化学腐蚀影响是发生异常现象最主要的几类原因, 这些因素存在会慢慢的使抽油泵受到损坏, 无法正常的工作, 从而影响整个工程的工作进度, 所以, 当发现抽油井出现异常现象时, 必须立刻进行处理, 及时修补, 将损失降到最低, 另外, 日常的工作中也要定期的对设备进行检查, 杜绝故障的发生。
2 抽油井异常类型
引起抽油井异常的原因有多种, 及时准确的找出其故障所在并采取相对应的措施才能更快速的解决问题, 恢复正常的工作进程, 所以, 针对不同的故障类型我们也有不同的检测方法, 以下为几种常见的故障类型:
2.1 油井结蜡
蜡是石油中的很常见的物质, 井下的液体中都含有不同程度的蜡、砂等物质, 对于蜡来说, 在一定的温度下就会固化, 以固体的形式附着在设备的表面以及内部, 这些物质的存在会对井下杆和井下管的工作产生很大的影响, 运行时间久了, 光杆的负荷不断增加, 最终超过其限度的时候, 就会发生杆卡现象, 即蜡卡和砂卡等。而对油管来说, 是出油的主要通道, 当大量固化的蜡结在管道内壁时, 会造成出油效率低下, 甚至管道堵死而不出油的现象, 最终只能导致油井停产。
2.2 漏气以及油井出水
对于井下泵来说, 当出现异常情况时, 导致大量的气体进入到泵体内部, 这时, 游动凡尔和固定凡尔就会因为空气的进入而无法工作, 而活塞就变得只能对内部的气体产生作用, 导致泵不出油的现象发生。油井出水是说油层中的水和油同时排出, 这样就会导致原油乳化的现象发生, 使原油的粘度大幅度增大, 在与抽油杆的摩擦中的摩擦阻力也越来越大, 最后使抽油杆损坏。
2.3 抽油杆断脱
在油田开发的后期阶段, 由于抽油杆断脱而造成的工作量增加, 同时近年来, 项目的工作成本逐步增长, 断脱杆现象所造成的成本加大, 使企业的经济效益减少。造成抽油杆断脱的原因主要是偏磨, 随着开发力度的不断加大, 深度为2千米左右的抽油井的数量也不断增加, 这样, 在日常的工作中, 抽油杆与油管的工作量就大幅度的增加, 其间的摩擦也越来越频繁, 最终因抽油杆偏磨而发生断脱现象。
3 抽油井蜡、砂卡异常处理对策
3.1 冲洗循环
这种方法针对的是抽油杆负荷增大, 油管堵塞等原因所造成的油井产量大幅度下降甚至停产的现象, 对设备的故障部位要进行反复的冲洗, 冲洗时要注意, 冲洗液的温度要符合标准, 低了无法达到冲洗目的, 而高了又会损坏仪器。冲洗液从套管处打入抽油泵, 然后从油管中流出, 冲洗时必须要边抽边洗, 冲洗液的量也要从小慢慢的变大。
3.2 拔出工作筒冲洗
对于抽油泵故障, 上述反复冲洗并无明显效果时就需要将工作筒拔出进行进一步的清理工作了, 要将活塞从工作筒中拔出进行全面的冲洗。冲洗时要注意时刻观察抽油井井口处的油压的变化, 当出现突然上升时, 产生憋压就可以停止了, 之后再进行冲洗工作。
3.3 活动解卡
当因为结蜡现象而出现杆卡时, 就可以采用活动解卡的方式来解决故障, 这是抽油机无法正常工作, 需要用修井机或吊车来代替, 使抽杆不断的上下活动, 同时, 还要配合符合上述要求的清洗液一起, 如此可以极大的提高解卡的成功率。
4 结语
总之, 采油工作是油田工作的关键环节, 必须要重视, 油井工作能否顺利进行影响着最后的产油率, 影响着企业总体的经济效益, 要加强对抽油井工作的监督, 定期的检查设备的运行情况, 及时修理或者更换设备, 保障油井工作的顺利进行, 从而推动油田产业能够更好更快的发展。
摘要：全球化的进程越来越快, 石油产业的发展日新月异, 石油资源作为最重要的资源之一, 在我国的经济发展中占有重要地位。所以, 石油工作的正常运行也是国民经济的良好保证。但是, 因为油田作业的特殊性, 在抽油过程中, 抽油井很容易受到外界环境的影响而出现问题, 这种故障必须要及时处理, 不然不仅会对整个油田工作产生影响, 更重要的是会造成无法估量的损失, 所以, 研究必要的抽油井异常管理技术是目前的工作重点。本文分析了抽油井工作时出现异常现象的主要原因, 同时列举了几种常见的异常类型, 最后讨论了在实际的油田作业中处理抽油井异常的解决措施。
关键词：油田,修井作业,解卡
参考文献
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[2]车太杰主编.采油生产常见故障诊断与处理[M].北京:石油工业出版社, 2005.
油井计量网络化系统研究与应用 篇9
一、油井计量网络化系统研究
针对生产井战队在地域上所具有的分散性和距离远等特点、各个生产油井以及油田的油区面积不断扩大等趋势, 我们必须要将各个站点新建立或者已经建立的计量系统进行适时、适当的改造, 只有通过对油田的局域网进行应用, 使其对于油田生产状态和信息远距离的数据监测、处理、传输、采集等等区域里面的各个站点中的油井运行的情况进行掌握, 从而完成了故障诊断分析、调度指挥、系统维护以及生产管理等等功能, 最终将各级管理人员直观、全面、准确以及及时的进行掌握, 并且将一线油井生产和产量的情况进行了解, 这些都为油井生产的决策和生产管理服务, 更好的将油田数据化管理和信息化管理实现。
二、油井计量网络化系统应用
油井计量网络化的远程计量检测系统主要采用了集中处理和分散数据采集的结构, 这一系统主要由油井计量分析系统和数据采集系统这两个部分组成的, 下面笔者就对这两个系统进行分析。
(一) 油井计量分析系统
所谓的油井计量分析系统主要采用的结构就是网络化的结构, 该系统主要被设置在了厂部 (作业区) 应用服务器、联合站 (转油站) 中多个客户端的计算机以及数据管理系统的服务器等部分组成。客户端主要采用一种小型的计算机进行控制, 并且成为了对抽油机井 (数据的采集系统对象) 进行信息的交换这一系统平台, 油井计算机分析系统主要由油井计量软件、系统监测软件、计算机、中心控制器以及中心天线等等部分组成, 其中, 中心控制器主要包括服务器、远距离的通讯模块、数据处理器等, 油井计量分析系统的主要任务就是实时更新上传以及数据采集, 与此同时, 还进行各个抽油机井日常运行的情况进行监测。
在油井计量分析系统中, 我们主要对服务器进行应用, 使其将各个客户端所上传的数据进行实时的接受, 并且将各个管理油井过程中所采集的信息和数据进行显示, 主要包括示功图、视频、电压、电流、位移以及载荷等。对各个油井工作状态进行实时监测主要包括抽油机井的视频图像、通讯状态、故障、停机以及开机等。而对各个油井进行实时的分析和计量主要包括对各个油井中任意的时间段进行分析计量、信息查询和信息汇总等等, 主要为客户提供各种信息查询、汇总和数据等, 主要内容包括上传油井信息数据、报表汇总、查询历史资料、查询采集数据等等。
(二) 油井计量网络化数据采集系统
油井计量网络化的数据采集系统主要由很多个设置在油井井场中的数据采集点构成, 该系统主要由那些在游梁上方位移传感器、通讯模块、数据处理模块、远程数据采集控制器以及载荷传感器等等部分组成, 数据的采集点也应该根据处在客户端的计算机指令确定, 将位移数据和载荷数据进行同步的采集, 通过远程数据采集控制器这一设备和数据传输系统把采集的信息和数据发动到那些在联合站或者转油站客户端的计算机设置上面, 这里笔者所指的数据传输系统就是数据传输电台。
结语
本文中, 笔者首先对油井计量网络化系统进行了研究, 接着又从油井计量分析系统和油井计量网络化数据采集系统这两个部分对油井计量网络化系统应用进行了探讨, 笔者认为, 理论只有应用到实际操作中去才能够真正的发挥理论自身所具有的重要作用, 因此, 笔者主张将油井计量网络化系统研究与应用这一理论知识应用到油井的计量网络化系统之中去, 使其能够起到更好的指导作用。
摘要：作为我国大多数油田工艺的主体技术之一, 功图法的油井计量技术已经得到了大范围、大规模推广和应用, 但是在目前情况下, 我国众多油区的面积都比较大, 油井的数据采集工作存在着单机版的程序和系统数据升级繁琐、维护繁琐、无法共享, 油井数据管理难度大、数据量大、采集时空跨度大等等缺点, 然而网络化的油井远程计量检测系统是一种集先进的通讯网络、油井计量、信号处理以及计算机技术于一体的检测系统, 并且将现场的数据处理、采集和局域网进行对接, 这样做不仅达到了油井的电流、位移和载荷等等参数进行实时的远程检测, 最终实现了在线维护升级、报表生成、数据更新、数据查询、信息检索以及在线自动实时计量等等功能, 为实现数字化油田奠定了坚实的基础。
关键词：油井计量,网络化,系统,模式,研究,应用,远程检测
参考文献
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油井管理系统 篇10
关键词：油井,故障处理,生产管理,安全作业
一、油井生产过程中的故障处理
对于油井机组运转或者停泵等常见故障,具体而言,可以有如下处理方法:
(一)欠载停泵。
欠载出现后,及时测取欠载时液面;测取电机机组三相直阻与对地绝缘,若三相直阻不平衡,对地绝缘为零,则可判断电机或井下电缆烧坏,准备检泵;如三相直阻平衡,对地绝缘大于零,则需再启动;确认地面流程,若所测欠载液面不足300米,需进行环空补液,若欠载液面在300米以上,则1小时后变频30HZ拖带启泵生产;此外,还要观察油嘴是否有堵塞憋压现象,如有,则活动油嘴且调节控制。
(二)过载停泵。
油水井过载后,通常再启动较困难,此时需分析油水井相关动/静态参数,再启动程序。具体步骤如下:测取油套环空液面;检查电潜泵控制柜,测量电泵机组三相直阻与对地绝缘,若三相直阻不平衡,对地绝缘为零,则准备检泵作业;若三相直阻平衡,对地绝缘大于零,则准备实施再启动程序;检查井口地面流程。
(三)电流不平衡故障停泵。
当油水井因电流不平衡故障停泵后,需经过电气专业人员检查确认电潜泵面控制设备故障情况。如油井地面控制设备存有故障,则加以解处理后,再施行程序启动。
(四)常见生产动态异常情况处理。
油井电流下降是欠载停泵的前兆,此时,应及时录取动/静态参数进行分析判断,以便采取相应措施,避免油水井欠载停泵。若出现电流下降现象,需立即检查油水井地面流程是否存在堵塞憋压现象,如存在及时处理。
二、油井安全生产管理措施
(一)提高员工安全意识,规范员工安全行为
油井生产过程中,要严格按照操作规程的要求进行,不满足安全要求的井场坚决不进行生产作业。因为员工是油井生产作业的主体,要从关爱员工生命及保护生产力的角度出发,严格选择和任用油井生产从业人员。规范他们的安全行为,加强安全教育及操作技能的培训,使其能够按规程、标准上岗操作,减少人为操作失误,降低因不安全行为引起的事故。同时,要消除工作环境中的有害因素,创造适合人的工作环境,从而减少人失误的可能性。
(二)控制设备设施的不安全,研发安全生产新技术
毫无疑问,设备和技术两方面的改善,对油井安全生产和产能提高都有着非常现实的意义。油井生产中,要根据施工具体情况确定生产设施和专业设备的选型,抓好设备的运行检查、定期校验、日常维护保养、维修改造、报废处理等环节的管理,杜绝设备带病运行,是确保油井作业安全的重要途径。另外,改善施工工艺也是提高安全声场的重要方面,不但能提高安全性,更能提高企业的生产产能,当前各种信息关键技术纷纷运用于油气安全生产管理,如水力压裂缝高控制技术、热化学解堵技术、压裂防砂技术、泡沫洗井技术、热化学压裂工艺技术等等,对油井安全生产起到了重要作用。
(三)抓好安全管理和应急救援工作
油井生产中,各个相关单位要依据国家有关安全生产的各项法律、法规和标准,结合单位的生产经营实际,制定单位安全生产管理的各项规章制度,要及时修订或完善,并组织员工对新制度进行学习培训。事故应急救援能有效降低事故发生后的人员伤亡和财产损失。油井生产作业单位应建立并不断完善油井压裂作业配套的应急救援预案,强化应急演练,提高处理事故的应急技术,储备充足的应急物资和装备设施。同时,应建立可靠的通信联络与警报系统,加强与兄弟应急救援机构的信息沟通和交流,确保在应急状况下,及时得到救助,避免大的人员伤亡和财产损失。
三、油井新型管理模式的探求
(一)完善企业安全生产管理体系
安全生产管理体系对企业的重要性不言而喻,相关部门应督促所有企业建立或者完善自身的安全生产管理体系,将体系设置的要求上纲上线,并制定规范,严格检查各企业的安全生产设备,例如安全通道,紧急事故处理预案等。对安全设施不齐全的企业应加重惩处。另一方面,要明确安全生产责任人,让相关领导明确自己的责任,将安全生产踏踏实实的落实下去。同时要加强安全检查,杜绝应付检查的现象发生。最后,需要建立一套实用的安全考核体系,一定要将企业的业绩与安全生产成果挂钩,把安全生产放在企业评优的首位。现在部分企业推行的HSE管理体系,已经在实际的安全生产管理中发挥了巨大的作用。
(二)精细管理模式的初探
所谓油井精细管理,即指油水井管理计量的精细化、分析的精细化、维护的精细化以及巡逻的精细化。近年来,我国油田陆续通过建立“躺井预警机制,实施对策管理”,规范汇报流程,实施故障井“会诊单”制度,并建立油水井“健康档案”等措施,在减少油水井故障,提高生产效益,优化油田管理方面成效显著。精细油藏管理作为一种新兴的科学、高效的管理模式,势必将成为未来油水井管理的一大趋势,发展前景广阔。
结语
综上所述,随着我国经济迅速发展,石油工业的战略地位日趋上升。作为一个高风险产业的石油工业,提高油井安全生产具有十分重要的现实意义。在油井生产作业中,要严格遵照国家和企业标准,规范进行各个流程。同时,要不断加强管理力度,寻求更加完善的管理措施和模式,为提高石油工业油井生产的安全性提供可靠保障。
参考文献
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浅谈油井压裂施工影响因素及对策 篇11
【摘 要】油井压裂工艺是目前最有效的油井增产措施之一，它在解除近井地带储层堵塞、改善油层流动条件等方面起着不可替代的作用。压裂施工工序复杂，技术含量高，投入大，因此，控制好现场施工各环节质量是保证施工成功率的关键。本文对河口油区压裂施工中一些现象和做法进行分析总结，找出了施工问题出现的规律，优化了施工作业程序设计，提出了一些有效措施，保障了压裂施工质量及效果，具有较好的推广应用价值。
【关键词】油井压裂；影响因素分析；解决途径
前言
油井压裂是通过水力高压在油层中造缝，并通过陶粒砂或石英砂支撑，从而形成一条或几条高渗透通道，以增大流通面积，改善油流在油层中的流动状况，降低流动阻力，达到油井增产的目的。随着油田开发进入中后期，产量自然递减加快，稳产压力增大。作为目前最有效和最常用的增产技术措施，河口油区年施工压裂措施井60余井次以上，改造低渗透层，提高采油速度，收到了良好的增油效果。压裂施工作业，工序复杂，技术含量高，单井投入百万元以上，一旦出现压裂施工故障，不仅影响措施效果，甚至发生卡管柱转大修等工程事故。处理故障延长了作业占井周期，造成巨大的经济损失。因此，对压裂施工各环节进行深入研究，分析压裂施工故障出现的规律和特征，寻求问题解决途径，以规避施工风险，显得尤为重要。
一、油井压裂工艺技术在河口油区施工现状
1. 油井压裂施工质量问题统计分析
2014年河口油区共实施油井压裂措施58口井，其中有9口出现施工问题，见表（表1）。
统计可以看出，除去车组故障及下井工具因素处，压裂砂堵占问题井数半数以上。
2.不同施工阶段压裂砂堵故障对效果的影响程度
油井压裂过程中，一旦出现砂堵故障，必然导致过早停止压裂施工，对压裂造缝、充填及布砂均度等产生不利影响，继而影响到压裂增产效果。而砂堵出现在压裂前段、中段及后段，其对增产效查影响也不尽相同。
（1）压裂施工前段出现砂堵，支撑剂在近井堵塞，裂缝无法填实，对油井初期的增产效果影响不大，但对油井长期稳产是有害的，因此，此时的砂堵故障很显然是有害的。
（2）如果裂缝已有足够的长度和宽度，砂子在裂缝中沉降出来（也就是地层已吃饱），那么，从生产能力的角度来看是无害的。因为油井压裂增产的主要原因是：通过压裂暴露出新的产油区、绕过渗透降低区（污染带）和油层的流动型态由径向流改变为直线流来实现。据相关研究表明，大多数伤害区只需要一条短缝就能绕过去。当达到设计砂量60～70%的砂堵井，也能达到油井增产目的。
（3）因压裂液返排不及时，低压层会因液体堵塞产生新的油层伤害。
（4）如果因裂缝宽度不够或裂缝闭合造成的砂堵也是有害的。
由此，我们认为：对压裂初、中期发生砂堵，处理时间长，以及低压井增产效果影响较大。对压裂施工后期，设计加砂量已完成70%以上，砂堵后得到及时处理（洗井等）投产的井，对增产效果影响不明显。
二、压裂施工影响因素分析
油井压裂影响因素较多，而出现砂堵故障除地层因素外，也有设备因素、管理因素及操作失当等。
1.施工预案不完善，操作失当。在地层中造缝和充填，与井底附近地应力及其分布、岩石的力学性质、压裂液的渗滤性、注入方式等因素有关。施工中地层发生变化导致工艺设计不适应，现场施工指挥人员处置不当或指挥失误，极易造成砂堵。压裂施工中，问题具有突发特性，如加砂尾段泵压急剧爬升时，设计方为了盲目追求高的方案符合率，继续加砂，易造成管柱砂堵。
2.施工用压裂液不合格，液量储备不足。压裂初期压裂液性能差，造缝宽度不够，裂缝不能接受携砂液中的砂粒，或砂子在套管中沉降出来堵塞炮眼，就会发生砂堵。而缝的宽度与裂缝中反抗岩层弹性的压力差有关，随着砂子进入裂缝并沉降下来，就需要更高的液体压力以产生更高的应力作用在缝面上才能增加缝宽，如果压裂液滤失过快或设备能力不足，不能得到所需要的压力，液体排量减慢，砂子以更快的速度沉降下来，形成砂堵。
现场导致压裂性能差的原因即有配制标准低，也有转运灌车未放净存液，稀释了压裂液，或配制的压裂液长期搁置，在高温天气下变性等。
压裂液储备不足。压裂液运输和施工过程中的损耗造成实际用于施工的液体不充足时，会因加砂比过高，导致砂堵。特别是现场采用罐车拉液，大多液量不准。而压裂液不足，采用前置液采用污水，造成地层造缝宽度不够，也为砂堵埋下隐患。
3.设备故障。设备对压裂设计的完成产生的影响是决定性的，充足的、运转良好的设备是压裂成功的保证。一旦出现压裂泵车出现故障，维修时频繁停泵造成压裂液损失，或降排量施工。孔眼处的射流作用将底部附近的砂子冲走，进入裂缝的首批砂子在井底附近沉降到缝底，更多的砂子进入裂缝后，砂堆的高度将增加到某一平衡点，此时，如果没有足够的缝中流速（排量）和泵注能力，其他砂子很难被带过砂堆，最终沉降到裂缝近处，形成砂堵，在进行低成本的中浅层压裂（压裂防砂）作业中，车组问题较多。
交联泵故障，手工加注交联剂不均匀。压裂施工中，交联剂应连续、均匀地加入压裂液中，否则，压裂液的粘度和携砂能力就会大大降低，造成压裂砂在压裂液中呈不均匀分布状，这样砂子会在管柱发生扰流的地方形成障壁，进一步形成管内砂堵。L17-X22井施工时因交联泵故障，手工加注交联剂不均匀造成过泵压导常。
4.施工监测问题。在压裂施工中混砂车是心脏，目前压裂大多采用绞龙式混砂车，通过绞龙转速换算砂比，即使绞龙空转，仪表车也会显示与其对应加砂比和加砂量。由于支撑剂粒度因井而异，所以应对螺旋输送器按所使用的支撑剂进行校准，出现混砂车与实际加砂量不符，表现明显的有L8-10-8井（仪表数据与砂量不符）、DB13-20井（数据混乱，砂比波幅大）、DB26-26井（仪表数据与砂量不符）。特别到了加砂尾段当实际加砂量少于仪表显示数据时，现场指挥人员会因压裂液不足大幅提高砂比，也导致砂堵。
5.施工条件差。油区受海潮侵蚀、苇场圈耕等因素影响，井场越来越小，加上压裂车辆又多又重，井场边缘无法使用，在车辆摆放时就捉襟见肘，甚至作业井架也被迫撤出。施工过程中，车靠不到位或车载压裂液接续不及时，不连续，造成了施工排量的波动，或直接导致砂堵，或达到不设计加砂量，或平均砂比过低。如C78-1井砂堵，Z27-19井降排量施工等都是上述原因造成的。
三、油井压裂施工问题解决途径
1.油井压裂施工问题的应对方法 。
（1）努力改善设备的工作状态，确保在高压施工时能保持足够大的排量，以压开并延伸一定规模的裂缝。
（2）当发现油套压力上升幅度异常时，应谨慎的提高一点排量，同时降低或停止加砂，以便观察动态；此时如果降低排量只会减弱裂缝中的携砂能力。
（3）暂停加砂打隔离液，以利于疏通裂缝中的“砂堆、砂桥”，待有所改善时再继续施工。
（4）施工中，在确保排量的同时，要掌握操作技巧，控制平稳加砂速度，避免大落大起、忽高忽低。
（5）在压裂设计时，应考虑地层和裂缝的承受能力，不能轻易的采用“深穿透饱填砂”的加砂模式。
2.出现砂堵时的现场处理方法 。
（1）不可在高压状态下匆忙放喷排液，否则会出现压扁油管，刺坏闸门等井喷失控事故。同时，也造成地层吐砂，封口“包饺子”等不良现象。
（2）待压力稍降低后再采取放喷排液和返洗步骤，排完混砂液后，视情况而定是否重新施工或关井处理。 若加砂量达到设计量70%，则不推荐重新施工。
（3）压力扩散完后，适当压井。或及时起出压裂管柱，尽快探砂面和冲砂，避免压裂液对油层造成二次污染。早动管柱，也有利于封隔器解封。
（4）加大反洗泵车及洗井液等应急物资准备的投入，力保压裂砂堵后能洗得通、洗得净，洗得及时，将不利影响降到最低。
3.优化施工程序设计，做好多方案过程安排
采用PDPC法做多方案的过程安排（图2），以应对施工异常情况发生。
四、几点建议
1.优化对压裂液的选择，采用适合于地层施工的配方，如在确保有较低摩阻压力和良好流动性能的情况下，较大幅度地提高其黏弹性。这样，既有利于造缝和延伸扩展裂缝，提高携砂能力，又可达到减低渗滤、防止地层坍塌的效果。
2.加大车辆物资等应急投入。对井场条件较差的井，无论压裂规模大小，均采用立罐备液，以消除供液不连续造成的不利影响；
五、结束语
作为一项高投入、高回报的油井增产措施，压裂施工工艺是一项技术含量较高系统工程，它需要多工种、多部门、多单位密切配合，缺少那一个部门，或那一个环节没做好都会直接或间接影响施工的圆满完成，因此，仍需继续进行深入细致研究，找到不利因素产生的根源，有的放矢，加以解决，取得更加理想的效果。
参考文献：
[1]罗英俊，万仁溥主编.采油技术手册（修订本1-10）.北京：中国石化出版社，1990-1992
油井管理系统 篇12
油井的监控水平直接影响到油田正常生产, 对油井的生产状态进行有效的监控, 获取实时油井生产数据和统计数据, 对生产管理、生产调度、产能分析、配产优化等具有重要的指导意义。为此, 本文提出通过建设海上油田油井远程监测, 提升海上油田生产的远程管控能力。
由于海上平台油井远程监测的主要难点在于油井相关监控系统的数据采集和远程传输方面, 因此, 本文着重介绍海上平台油井数据实时采集系统, 油井远程监测、分析系统主要涉及油井相关数据的专业分析方面内容, 受篇幅限制, 本文不对该方面内容做具体介绍。
2 海上平台油井相关监控系统分类
海上平台油井相关监控系统主要包括三类:⑴中控系统 (DCS系统) , 主要监测参数包括:套压、回压、井口压力、井口温度;⑵电潜泵控制系统, 主要监测参数包括:工作电流、工作电压、漏电流、电泵频率、过载时间、欠载时间、不平衡电流、不平衡时间等;⑶泵工况、井下温度压力监测系统, 主要监测参数包括:泵吸入口压力、泵出口压力、泵滑油温度、泵吸入口温度、震动系数、漏电流等。
3 数据实时采集系统
数据实时采集系统是“油井远程监测系统”的生产数据实时采集子系统, 主要实现两方面功能: (1) 实现对海上平台油井生产实时数据的采集、存储和管理; (2) 提供实时数据采集系统的数据访问接口, 实现与“远程监测、分析系统”的数据交互。主要实现功能范围如下:⑴海上平台端建立生产数据实时采集系统, 实现海上平台油井生产数据实时采集、传输及存储, 数据采集涉及的系统包括:1) DCS系统;2) 电潜泵控制系统;3) 泵工况、井下温度压力监测系统。⑵在确保控制系统安全性、稳定性条件下, 实现实时数据传至陆地。⑶陆地端建立实时数据库系统, 实现与海上平台数据采集系统实时通信。⑷实现海上平台数据采集系统与陆地实时数据库间数据的同步及断点续传。
3.1 数据实时采集系统组成
结合海上平台通信网络以及现场控制系统的实际情况, 为了达到更好地数据采集、集成和系统应用目的, 数据实时采集系统分为三个子系统: (1) 数据采集子系统; (2) 数据远程传输子系统; (3) 数据存储子系统。
⑴数据采集子系统。数据采集子系统主要实现对油井相关监控系统数据的实时采集, 并将数据实时转至数据远程传输子系统, 其核心技术是对现场控制系统数据通信接口的开发、集成。⑵数据远程传输子系统。数据远程传输子系统主要负责在确保不影响控制网安全性和稳定性的基础上, 将实时数据由海上平台远传至陆地数据存储子系统, 并实现数据完整性要求, 其关键在于远传通信方式、路由、安全策略的选择。⑶数据存储子系统。数据存储子系统主要负责对海上平台油井生产实时数据的存储和管理, 并提供实时数据采集系统的数据访问接口, 实现与“远程监测、分析系统”的数据交互, 其核心是实时数据库系统。
3.2 数据采集子系统
数据采集子系统数据采集服务器 (IO服务器) 以及现场监控系统接口软硬件设备组成, 数据采集服务器上部署生产数据实时采集软件, 通过现场监控系统接口软硬件设备实现与现场控制系统的实时通信, 并将数据实时转至数据远程传输子系统。数据采集子系统与现场监控系统的通信方式是其核心技术所在, 通信方式的选择决定了其软硬件设备的架构和选型。
3.3 数据远程传输子系统
⑴数据远程传输子系统组成。数据远程传输子系统数据缓存服务器及相关安全设备组成。数据缓存服务器负责与陆地数据存储子系统实时数据通信以及断点续传, 安全设备用来确保控制网的安全性。其关键在于远传通信方式、路由的选择, 远传通信方式、路由将决定数据远程传输子系统的安全策略。
⑵数据远程传输方案。由于油井远程监测系统与控制网直接相连, 而控制网是整个海上平台生产控制枢纽, 一旦控制网出现异常或故障将直接影响到正常生产, 甚至导致海上平台停产。因此, 数据远程传输方案的设计必须以确保控制网的安全性和稳定性不受影响为前提。
⑶实时数据完整性。为确保数据的完整性, 数据实时采集系统将实现断点续传功能。在通信链路中断恢复后, 自动将断点后数据恢复到实时数据库, 以保证数据的完整性。
3.4 数据存储子系统
数据存储子系统主要负责对海上平台油井生产实时数据的存储和管理, 并提供实时数据采集系统的数据访问接口, 实现与“远程监测、分析系统”的数据交互, 其核心是实时数据库系统。
4 总结