油田自动化技术

油田自动化技术（精选10篇）

油田自动化技术 篇1

1 油田自动化技术应用状况

市场经济的飞速发展, 现代化技术的广泛应用, 进一步加快了油田自动化生产发展步伐, 较多油田均创建了良好的自动化运维系统, 充实自动化技术团队, 强化技术人才培养与引进, 为生产管理创造了优质的基础条件与客观环境。同时较多油田生产单位完善自动化运维体制, 令各项职能分工更加明确, 并细化制定了岗位要求确保自动化生产体系相关技术的健康运转, 还强化巡查检验, 确保故障问题及时解决, 做到了备件完备、台账以及数据更加明确清晰。当前, 油田企业全面研究各项行业标准、规范, 并依据企业自身特点促进了数据结构体系与技术管控的有效完善, 创建自动化标准系统。好预见性。

2 自动化技术在油田生产现场的需求

伴随油田生产前线自动化水平的日益提升, 其在自动化实践系统应用需要方面更加突出明确。即需要创建高效、网络化、便捷性、可靠安全与优质的统一化信息管理与发布平台, 方可满足各个生产控制部门自动化工作需要, 还可全面扩充油田信息自动化应用的实践范畴, 提升其广度与深度。通过统一数据控制平台, 可将形成关系型数据库各类数据快速的借助网络发布, 同时相关人员则可在后方第一时间明确油田生产现场状况, 进而显著提升了各类价值化数据信息共享应用水平。各类已有生产信息数据应同自动化信息完善结合, 形成站库实践生产资料报表, 进而有效降低报表形成人为影响, 确保各项报表信息真实系统性, 提升自动化信息的应用价值, 强化油田站库实践管控能力, 降低现场人员劳动强度, 并优化提升生产管控效率。

3 油田自动化生产技术应用与推广

油田生产实践中需自动化采集的各类信息数据具有较大密集性, 倘若数据库体系结构不做进一步的优化改善, 将导致应用信息数据的查阅效率较低, 无法快速的实现各类关联复杂信息的准确查询以及优质加工, 将对后续的全面分析与实践应用造成不良影响。为此, 应做好数据库系统结构的优化设计, 令其体现合理的结构性, 低水平冗余性, 能够快速的扩充以及访问信息, 便于良好的编制各类应用程序。由此可见, 油田自动化信息数据科学手段的持续优化规范、科学统一、高效自动化、合理规范性, 为今后自动化实践应用的一项主要工作任务。

经历了长期的开发研究, 油田自动化生产运营体系形成了多项系统的交叉渗透。而伴随自动化生产应用模式的优化发展, 对油田自动化生产则提出了全新要求, 丰富的自动化数据信息则需要通过一体化加工发挥价值化功能, 进而对自身及时性以及精准性形成了一定影响。目前, 网络技术、虚拟原理、可视化技术以及多媒体手段也需要应用优质的用户界面, 方能发挥核心应用价值。基于这一发展形势, 可应用图形化的用户界面为非专业技术用户提供操作便利, 人们可利用图形窗口与丰富菜单满足快速操作需求, 并可令蓝图以及高效的编程、立体化、色彩性的动态图形展现、信息模拟、动态图像跟踪以及仿真、各个方位视图以及细化成像、精确的比例缩放等功能成为现实。进行可视化的计算可广泛用于快速分析各类自动化信息并阐释其内涵, 令信息交流不必局限在应用语言进行表达以及文字进行表述, 而是可快速直观的应用图像以及图形或丰富的动画信息, 促进其同虚拟技术的良好集成, 进而丰富应用领域。该手段可有效的紧缩用户分析明确故障的周期, 并促进自动化管控效率的良好提升, 令设备运行服务产生故障的机率大大降低。获取的实时信息数据则可通过列表以及表格模式显示出来, 并可实现快速刷新, 具体频率可控的目标。一旦数据量高出警戒标准则可借助相应的颜色进行警示, 可发出四类等级水平的报警, 进而令运行操控人员全面明确油田生产状况与设备服务状态, 全面汇总各类实时获得的信息数据构成图表, 并就各个监测方位有效的绘成曲线图。工作现场人员则可通过对曲线的明了观察了解油田设施的服务状态, 各类重要参数的波动趋势, 进而借助近期以及价值化历史信息明确站库之中设备参数状况与阶段运行标准, 进而为油田生产管控工作提供更多的便利。

油田实践生产阶段中, 生产报表是其重要的参考数据, 囊括了丰富的数据信息, 同时更新较快, 应用算法较为复杂。其中包含各类生产信息。为提升工作效率, 可广泛应用推广自动采集、回传应用技术, 进而取缔人工录入, 提升数据信息快速性与精准性。报表之中将各类数据项一并携带, 工作人员仅需要将当天质量流量计中的数据进行录入, 便可通过系统自动形成标准报表, 供查阅浏览。他类用户则可依据相应权限登录查阅并下载有用报表, 进而为实践工作提供更多便利性。

4 油田自动化生产技术应用成效

油田自动化生产技术的广泛应用与全面推广, 由根本层面促进油田企业传统数据信息处理、价值化资讯发布模式的更新转变, 令其工作任务划分以及组织体系结构更加先进、优秀, 并为油田生产企业当前配备设施以及数据信息的重新梳理提供了操作依据, 为后续的精细化、现代化、高效性管控以及快速的信息发布夯实了基础。自动化油田生产技术的应用还进一步简化了工作人员日常的信息录入、数据登记、信息回传、设施巡查检验、报表汇总以及档案管理等实践工作。他们将有更多的精力从事更高技术含量的管控检验工作, 令各类人力资源、设备仪器以及办公空间均实现了有效的节省, 并促进油田资产应用效益与生产效率的优化提升。基于标准化、现代化的管理操作, 令较多工作不必依靠较少的工作人员完成, 进而实现了多岗位工作一人完成的高效、快速、一体化工作模式。自动化油田生产技术的应用还进一步促进了各个二级部门创建健全、统一、科学的数据标准, 进而令油田生产、设备应用状况、信息数据、安全管理各项信息的全面汇总以及管理更加便利, 对现场各项工作的细化分解以及有效独立极为有利, 并令上级部门、相关单位的指挥以及管控更富于成效。自动化应用、信息采集以及全面发布的现代化技术, 还进一步为油田企业生产未来的拓展经营、规模扩充创建了稳固的基础, 营造了丰富的发展空间, 可辅助决策者快速的明确单位生产运营、安全管理的实时状态, 掌握一手信息资料, 把握优质的运转服务数据平台, 进而及时、高效、全面、快速的进行现场生产工作的科学指挥引导, 令油田生产事业真正实现全面、科学、现代化、自动化的持续发展。

5 结语

总之, 油田生产自动化技术的广泛应用、优化推广具有重要的现实意义。我们只有明确生产现场需求、做好调研分析、全面推广现代化技术的广泛服务应用, 方能营造良好的工作成效, 稳定油田生产事业, 并创设显著的经济效益与社会效益。。

参考文献

[1]王埏, 张犁, 何林海.配电自动化技术在新疆油田电网的应用[N].第九届全国石油和化学工业电气技术年会, 2008.

[2]陈雷.加强机械自动化技术为油田稳产服务[J].中国对外贸易:英文版, 2011 (4) .

自动化在油田管理中的应用分析 篇2

【关键词】油田；自动化技术；应用

新时期经济发展速度的加快使得各个行业与领域对于油气资源的需求规模以及需求质量得到了不断的提升，由此也带动着油气开发工作的进一步发展与完善。在新时期，油田开发工作中提出了大油田管理、大规模建设的基本工作要求，旨在于通过引入现代化技术的方式，促进油田开发企业核心竞争实力的增强，同时提高油气资源开发过程中的综合经济效益。由此可见，在油田管理中，自动化技术所发挥的意义与价值是非常可观的。本文即围绕自动化在油田管理中的应用要点进行分析及探讨。

1、油田管理自动化的产生背景

在以往油田管理工作的开展过程当中，为了确保基层工作人员高效且圆满的完成工作任务，需要油田企业配备大量的技术人员，深入生产、安全、培训等各个环节当中，对基层工作人员的业务开展情况进行监督、检查、考核，形成以厂部为领导，辐射作业区，井区，以及班组的一个完整的四级管理网络。但这个管理网络的链条相对较长，所需要负责的管理区域范围较大，因此在管理方面存在非常大的难度，管理效率无从提升，甚至对现代化油田的发展产生了非常不良的影响。

从这一角度上来说，相关工作人员必须积极展开对适应性大油田管理特点运行机制的探索工作，彻底抛弃传统意义上的以人盯人、地毯式检查、以及单纯行政命令为基础的生产经营方式，通过对油田管理模式进行优化升级的方式，使整个企业的运作决策更具程序化特点，业务开展更具流程化特点，现场操作更具标准化特点，权责划分更具明晰化特点。尝试通过引入自动化技术，促进生产经营活动在全方位、全过程状态下受控，以达到提高油田企业生产组织效率以及管理工作水平的目的。

2、自动化技术在油田管理中的应用途径

1）自动化技术在油田生产管理模式中的应用

在油田企业的生产过程当中，通过应用自动化技术的方式，能够彻底打破并调整原有的生产管理工作模式，结合油田企业规模化生产背景下的发展趋势与动态，对整个企业的管理构架进行重新优化与组合。结合油田企业的发展特点与趋势，合理缩减传统的班站、井区等相关机构，促进油田企业相关资源的高度合理化应用。在这一背景之下，也实现了对相关工作岗位与员工使用量的合理控制，对最大限度的保障油田管理人力资源建设水平有非常重要的效果。

2）自动化技术在油田网络办公系统中的应用

同时，在油田企业管理过程中，通过对自动化技术加以应用的方式，能够形成一个更加完善的网络办公系统，在油田管理业务活动的开展过程当中，对自动化设备运行相关的各种信息数据进行准确的传递与获取。依赖于监控系统与管理模式的运行，能够提高油田企业在日常建设中的监督管理力度，使企业在应对突发性事件的过程中能够做出及时且准确的响应及处置。

3）自动化技术在油田预警监控系统中的应用

自动化技术的应用还支持根据油田管理的实际运行情况，建设一个完善的预警监控系统，使该系统在提高整个油田企业监督管理工作水平方面发挥积极的作用与价值。该预警监控系统的应用能够凸显自动化特点，从各个层面入手，对油田企业管理过程中的问题发现能力，信息处理能力，以及工作管理能力加以完善，通过引入自动化技术的方式，最大限度的避免在油田企业生产管理实践中出现安全生产事故或其他质量问题。

4）自动化技术在油田的数据采集中的应用

通过对自动化技术的应用，将其与计算机技术，信息技术，以及数字化技术综合起来，能够使油田生产管理系统的数据采集工作更加的可靠与高效，利用这一优势，能够为油田企业现代化管理中生产与报表同步目标的实现奠定基础。

5）自动化技术在油田安全管理中的应用

在油田企业展开管理工作的过程当中，企业需要结合油田生产管理的实际情况，构建一个与企业生产管理目标相吻合的项目红字你，同时抽调各个部门的骨干人员，组成一个完整的安保工作队伍，形成事故应急处理工作部门，在整个油田建设管理体系中引入安全监督控制系统，将自动化技术应用于油田企业安全管理控制工作当中，使油田生产管理更加的有效与可靠，一方面达到降低并遏制油田生产管理中违法、违规操作事件发生率的目的，另一方面维持整个油田企业治安管理环境的良性发展。

3、自动化技术在油田预警监控系统中的应用

油田预警监控系统是实现油田精细化管理的重要思路之一，在提高油田企业管理水平，实现生产管理全面自动化方面有着非常突出的意义与价值。在引入自动化技术的背景之下，整个油田企业预警监控系统可以划分为两级，一级是计量站RTU和现场仪表为下位机系统，二级中心控制室SCADA上位机系统。其中，一级计量站通过引入数据采集模块的方式，将其与监控系统相互配合，能够实现无人值守的工作目标，在满足对基本工艺过程参数的检测工作以外，能够支持单井的油气水三相计量控制，对提高生产工作面油气水计量精度而言有非常重要的意义；二级中心控制室则通过无线传输技术的方式与一级计量站实现连接，通过武侠传输，将一级计量站所采集数据传递至SCADA中心控制室，利用自动化技术进行数据分析。

通过这种方式，计配站和油水井生产情况及数据全部实现动态监测，在中控室就能及时掌握所有油水井的生产情况。同时整个系统全天采集与计量，提高了数据的代表性与真实性。

4、结束语

自动化技术的引入与应用对于油田企业而言是一次在生产管理方式上的转变，同时也是企业经营管理意识的重大转变。在现代化采油厂建设发展的过程当中，工作人员必须从思想上提高认识，将有关油田管理中的自动化建设作为关键性的问题之一。同时，自动化技术的应用对于当前油田企业的生产管理而言有着非常积极的促进作用，在油田生产管理模式、网络办公系统、油田预警监控系统、油田数据采集、以及油田安全管理等各个环节中有着非常突出的应用价值。通过对自动化技术的应用，能够将自效能充分发挥出来，以促进企业核心竞争力的提高与完善。

参考文献

[1]于世春，李永长，赵晓龙等.油田注水井工况实时分析及管理系统开发与应用[J].自动化技术与应用，2014，33（4）：88-90，94.

[2]孙昊，顾凯，詹有辉等.油田生产自动化集中监控模式探讨[J].化工管理，2015，（3）：124-124.

[3]赵会云.应用自动化计量信息技术，提升采油系统管理水平[J].企業文化（下旬刊），2011，（6）：43-44.

大庆油田生产自动化技术的应用 篇3

到目前为止, 应用较多的井下控制系统主要包括地址导向系统、旋转导向系统和旋转自动导向闭环钻井系统等, 其在实际的应用过程中各自有其显著的特点, 下文中予以逐一的说明和分析。

1.1 地质导向系统

地质导向系统主要测量的钻头附近的井斜、方位、地层电阻率以及伽马线等, 在油田开采中应用地质导向系统能够精确的控制井下钻具命中最佳的目标。地质导向系统在应用的过程中实际上就是在钻头附近置放一个能够测量井身几何参数和油藏特征的传感器, 通过这样一个传感器来对上述相关的参数予以测量, 然后再将测量得到的数据传送到地面的监控台去让相关方面的控制工作人员予以识别和辨认井底地层的实际状况。通过上文中的分析我们就可以看到, 地质导向系统的优势就在于其实现了现代钻井技术和油藏工程的良好结合, 其主要的技术特征就是能够通过一些地质和工程的参数来实现处理解释以及决策控制。

1.2 旋转导向系统

旋转导向系统因其自身的特点而较多的应用于现代海上位移钻井, 其系统的组成就包括闭环自控执行工具、信息传输通道和地面信息系统这样三个大的组成部分, 在这其中, 闭环自控执行工具的工作方式是井下旋转, 其最为显著的代表就是偏心变径稳定器。旋转导向系统的不足之处在于其工具位置相对有限, 因此很难得到近钻头的地质参数。

1.3 旋转自动导向闭环钻井系统

旋转自动闭环钻井系统由井下旋转自动导向系统、地面监控系统, 其联系在一起共同形成完整的闭环控制双向通讯, 从本质上来说旋转自动导向闭环钻井系统就是一种相对智能化的定向钻井系统, 其在工作的过程当中主要是依靠信息闭环系统来实现的。在这样一种系统中完全抛弃了滑动式的导向方式, 而是以一种灵活度更高、自由度更大的旋转式来进行操作, 这对于钻井速度的提升、钻井安全性的保障以及钻井轨迹的控制精确而言都是非常有好处的。通过这样一种分析和说明我们就不难看出, 旋转自动导向闭环钻井系统是尤其适合于现代环境下一些高难度定向井、水平位移井以及超深井的开采特殊需要的。

2 地面自动控制系统

2.1 全自动化钻机

地面自动控制系统中最为核心的部分就是自动化钻机, 自动化钻机在实际的应用过程中采用自动化的管理, 因此往往只需要很少的工作人员来对其进行管理和控制, 工作人员通过计算机就可以保证钻机顺利完成钻进、起下钻以及钻杆排放等动作。在施工中应用自动化钻机的时候可以在自动套管、钻柱以及钻具组合, 这样一些过程都是不需要人为的干预, 直接在钻台上通过计算机就能够实现良好的远程控制。正是因为这样, 自动化钻机在施工应用中就有着很高的可靠性、先进性、经济性和适应性, 能够适宜于现代环境下一些恶劣或者是钻井高的地区钻井。

2.2 半自动化钻机

上文中所介绍的自动化钻机是全自动化的钻机, 在实际的应用过程中还有一些应用性能较好的半自动化钻机, 也就是整个钻机中只有部分实现了自动化, 这主要是顶驱的自动化或者是自动送钻。下文中逐一分析之。

2.2.1 顶部驱动钻井装置自动化

顶驱装置是一种从井架的空间上部直接旋转钻柱并沿其专用的导轨向下松钻最终完成钻柱旋转钻进、循环钻井液以及接立根等一系列的操作, 因此, 在钻进的过程中采用顶驱装置是能够很大程度增加钻井作业的效率和工作质量的。即便是从整个世界钻井机械的发展趋势上来看, 顶驱装置的自动化也可以说是大势所趋, 也将是自动化机械在现代环境下的主要发展方向之一, 这样一种良好的状况从本质上来说还是因为钻井自动化本身的进一步需求。

2.2.2 自动送钻

自动送钻的原理就是利用死绳锚来感知大钩, 在此基础上来与设定的钻压进行对比并及时的将对比结果输送至中央处理器进行有效的处理, 中央处理器在得到收到数据并予以处理以后就根据这样一种结果来控制刹车装置的控制系统, 以此来自动的控制游车大钩和钻柱的运动, 这样实际上就实现了自动送钻。在钻进施工的过程中采用自动送钻的根本目的就是希望能够保证井底的恒压, 这样一种目的实现的最主要手段是控制好主滚筒的刹车, 并适时的向井底送进钻头, 以满足自动送钻的目的和要求。

2.3 钻井信息系统

钻井信息系统最为主要的功能就是采集并处理地面以及井下的信息, 其中最为关键的是井下与地面之间的双向闭环信息, 要求钻井信息系统必须要能够及时的对其予以传输和处理。实际上, 在现代的技术条件下, 信息的传输已经走到了较高的发展层次上, 已经由信息的无线传输技术逐渐的发展成为新一代的有线传输技术, 这本质上就是实现自动化钻井的必要条件之一。除此之外, 实现自动化钻井还需要完善井队与后方的远程信息和网络系统。

3 结论与建议

首先, 通过上文的说明和分析我们就不难看到, 在大庆油田中实现和应用自动化钻井技术是基本可行的, 而且能够对其进行进一步的优化和完善, 除此之外, 在大庆油田中应用钻井自动化技术同样有利于国内外钻井服务市场的实际竞争力, 能够为市场条件的进一步开拓提供更加良好和有利的条件。

其次就是从钻井成本的角度上来看待这个问题, 无疑在开采钻进的过程中采用过于昂贵或者是先进的自动化钻井技术就是很难达到降低成本的目的的, 但这不是一个绝对的因素, 因为在我们国家采用自动化技术还是有一些潜在的优势, 包括整体钻进技术水平的提升、油井产量的提高以及工人劳动的降低都是很有好处的。

在此就是我们在发展和进步的过程都都希望不断降低成本并提高质量, 这其中较为可行的方式之一就是自主的研究和开发旋转闭式钻井系统, 这样一方面就是能够较好的缓解租用国外设备所带来的成本高的特点, 另一方面还能够采用和引进国外现有的钻井全部优势, 这对于我们国家钻井技术的进步和发展都是很有好处的。因此我们在这里提出的解决方法之一就是大力的加大自主研发的力度。

最后一点就是在大庆油田甚至是全国范围内应用自动化钻井技术都是有着非常重要的社会效益的, 因此我们就需要积极的开展这样一些方面的跟踪调研和进一步研发, 在自动化钻井技术基础之上进一步的创新和研究, 既能够提升自身的实力, 也能够避免技术和设备引进的高额成本, 这对于我们国家和国际水平之间差距的缩小都是有着显著的效果的。

结语:本文主要是对大庆油田中自动化技术的应用予以了简要的说明和分析。

摘要：自动化技术在大庆油田的生产中予以使用有着较多方面的优势, 包括能够对过程予以优化、生产过程效率高、井身质量好以及能够实现精确控制, 最重要的是能够满足现代环境下一些复杂井的生产要求, 正是因为这样一系列的优势使得自动化技术在大庆油田的生产中已经有了较好的应用状况。本文就是在这样一种现实的状况下针对于大庆油田中的自动化钻井应用状况展开了较为清晰的阐述和说明, 并得出相关方面的结论, 希望这样一种说明和分析能够给同行一定的启示。

关键词：大庆油田,生产自动化,自动化钻井,应用技术

参考文献

[1]张绍槐.井下闭环钻井系统的研究与开发[J].石油钻探技术, 2007 (2) [1]张绍槐.井下闭环钻井系统的研究与开发[J].石油钻探技术, 2007 (2)

油田集输系统节能技术分析 篇4

[关键词] 脱水；注水；污水处理；地面防腐

【中图分类号】 TE86 【文献标识码】 A 【文章编号】 1007-4244（2014）03-191-1

一、地面系统主要表露出来的问题

1.油气集输和处理系统负荷增大，现有的工艺流程复杂，系统能力不能满足开发后期的生产要求。各油田现有设备主要是针对开发中期的特点而设计配套的，进入开发后期后，采出液的乳化特性、介质特性都有较大变化，原油集输方式、设备结构不能适应这一变化的需要。

2.污水处理系统主要是处理量的增加和水质标准的提高，现有流程和设备落后，按常规的处理方式已不能满足生产要求。

3.进入开发后期，为了进一步提高采收率，各油田都在进行三次采油矿场试验，有的已进入工业性推广应用阶段，如大庆、大港、河南等油田。由于驱注液对原油乳化液特性有较大的影响，为地面处理工艺带来了新的课题。

4.注水系统由于注入量的增加，电力负荷急剧增长，注水井洗井次数增多，造成洗井能耗和污水处理系统的负担增大。

5.油田开发后期防腐问题日益突出。由于东部油田开发建设较早，地面工艺管线设备运行时间长，防腐措施破坏严重，经常性的管线穿孔、设备腐蚀已严重影响了油田的正常生产运行。

针对油田开发后期的生产特点，通过地面工艺的系统配套攻关，研制能耗低、效益高、投资省的工艺设备和合适的节能降耗工艺技术，使开发后期原油集输处理、污水处理，三次采油工艺、注水工艺及油田防腐工艺技术达到一个新水平。从而达到实现油田地面工艺在开发后期的技术改造投资省、效益高的目的。

二、地面系统问题的分析与解决

（一）污水处理工艺方面。国内外含油污水处理工艺是基本相同的，主要分为除油和过滤两级处理，处理污水进行回注。根据注水地层的地质特性，确定处理深度标准、选择净化工艺和设备。对渗透性好的地层，一般污水经除油和一段过滤后即进行回注；而对低渗透地层，则要进行二级或三级过滤。在设备方面，国外开发应用的设备有许多不同类型，其处理效率都较高，如使用较广泛的气浮选装置就有立式罐和卧式槽型，除油效率达98%以上。精细过滤设备对悬浮物的控制含量<1mg/l，颗粒直径<1μm。同时，开发了精细过滤器，PE、PEC微孔过滤器等，对2μm颗粒的控制能力在85～95%，基本满足了各种地层的注水水质要求。从初步应用来看，旋流分离器具有体积小，处理量大等特点，分离效率一般在50—80%，目前陆上部分油田已应用于污水处理中。

（二）注水工艺方面在注水工艺方面，我国注水流程一般采用二级流程。由于注水系统效率较低和采用了落后的固定洗井工艺，使得注水系统能耗较高。进入开发后期，由于注水量和洗井工作量的增加，注水系统用电将继续增长，如何采用新工艺、新技术，降低注水能耗和洗井费用将是新的研究课题。

（三）三次采油工艺方面三次采油工艺地面部分主要包括注入工艺和产出液的处理工艺。在注入工艺中，国内外主要考虑的是如何防止聚合物降解的问题，因此一般均采用除氧、杀菌、除铁后的清水作为混配介质，注入流程为单泵对单井。设计院研制出DJQ型聚合物驱低剪切流量控制器，使聚合物溶液的粘度保留率达到96%以上，实现了一泵对多站和一泵对多井的工艺流程，已得到较好的应用。随着三次采油大规模的实施，完全采用清水配注，将造成油田污水无法回注，采用单泵对单井流程由于工程投资高，给三次采油推广造成了困难。因此有必要开发污水混配和新的注入工艺研究，以期使三次采油技术得到较好的应用。

（四）防腐涂料主要有煤焦油、沥青、石蜡、预制薄膜和热敷涂层等五大类，据文献报道煤焦油层寿命可达50年以上。内防腐涂料主要有煤焦油环氧、催化环氧聚合物、纤维玻璃加强聚脂等。近年来又开发了高密度聚乙烯（HDPE）外涂料，其温度范围-45℃～80℃，在寒冷和沙漠地区寿命可达30年。 国内油田埋地管线普遍采用石油沥青涂层，一般50～80℃的油气水管线采用专用沥青，防腐等级分为普通绝缘、加强绝缘和特加强绝缘三级。近年来，各油田又根据需要相继开发了环氧粉未涂料，防水防腐型涂料等。相比之下，我国在防腐材料种类、施工技术、补口工艺方面与国外存在一定差距。油田开发后期，污水闭路循环，水质进一步恶化，我国东部油田大部分又建于二十世纪六、七十年代，针对这些地下地面设施面临着的重新防腐的问题，防腐技术的发展趋势将是系统防腐技术研究和新型防腐涂料的研制。

三、结束语

油田开发后期集输系统改造与节能降耗是一项系统工程，既要有针对性地解决关键问题，又要较全面地把握和研究各系统环节技术的特点和规律；既要积极借鉴国外的经验和技术，又要研发具有本国特色的拳头产品，如河南油田研发成功的移动洗井车（专利产品），在多个油田得到了较好的应用效果就是最好的例证。只有这样，才能较好地解决我国油田开发后期所面临的一系列难题，从而达到油田开发经济与效益俱佳。

参考文献：

[1]朱益飞.胜利油田油气集输系统现状及能耗控制对策[J].石油工业技术监督，2008，（01）.

[2]张奎文.原油集输及处理系统节能对策[J].油气田地面工程，2007，（08）.

[3]李建，梁婷，刘伟，吴艳.老油田集输系统现状及改进策略[J].油气田地面工程，2010，（01）.

油田自动化技术 篇5

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

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[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.

油田自动化技术 篇6

1油井监控技术的组成及特点

作为油田自动化系统的重要控制环节, 油井监控技术的数字化、智能化水平对油田自动化系统有着重大影响。一般地, 油井监控系统由关断阀、传感器、变送器、控制阀、传送器、SCADA系统、RTU装置、及其相应的系统软件等组成。油井监控系统的自主运行分为三层框架——系统终端、网络传输、信息中心。系统终端用于采集现场互感器、传感器、变换器等数据信息, 通过有线网络或GPRS无线网络传输数据, 信息中心利用单片机等设备统计、处理、分析传输而来的监控数据, 实现对油井工作状态实时监控。

油井监控技术具备设备数据检测功能, 油井间数据共享功能, 油井事故辅助分析功能, 报警与权限功能等。这些功能的实现都离不开油田中央监控自动化系统, 又称为油田监控SCADA系统。该系统配备高性能计算机和不间断UPS电源。该系统由现场测控单元和测控中心组成。测控中心对系统配置、维护、管理及报警处理进行集中监控, 属于系统的核心部分。构成该系统的基本要素是现场测控单元, 一般情况下由PLC或者RTU组成, 实现对本地I/O点的数据采集及控制。检测、存储计量站RTU与油井RTU的数据是中央监控系统的主要任务。运用系统查询功能获得相关数据, 对监控人员进行系统报警提示, 有利于最快时间对现场故障进行排查。

2油田开发各阶段的监控技术

油田开发各阶段的油井自动化监控技术包括抽油井的监控、自喷井的监控、气举井的监控、电潜泵井的监控、螺杆泵井的监控。数字化抽油机是具备数据采集和远程控制功能的抽油机, 它能实现冲次的自动判定和调整、平衡的自动判定和调整功能, 是监控技术中的重要一环。

2.1抽油井的监控

抽油井的监控系统包括电机控制柜、井场RTU、变送器、传感器等。抽油机的控制通过电机控制柜实现, 对油井的油压、油温、套压、负荷及抽油杆的位移实时采集。抽油机的运转状态数据经变送器传至RTU装置, 实现数据的存储和分析, 比照常规液位水平值, 将油井液位控制在常规范围内。当抽油机停止运转, 示功图将实时绘制输出。示功图能够反应部件及设备的运行状态, 减少故障、降低损失、节约能源。

2.2自喷井的监控

自喷井的监控系统主要采集温度、油压、套压、回压等油井内数据。为控制油嘴的开度, 依据电动油嘴的调节性, 选择性采集油嘴阀位数据。变送器将采集的模拟信号传至井场RTU, 经分析处理后传至MTU进行运算。油嘴的开度依据MTU发出的指令进行控制, 间接控制油田的产量。此系统快捷的响应减少了无效率的浪费。

2.3气举井的监控

气举井是油田开发中期的主要开采方式, 对其监控技术的应用体现在注气举气的控制, 实现大产量原油的开采。监控系统运作原理如下:电动调节阀气举气入口流量的控制是通过RTU, MTU对RTU传输的数据进行科学运算, 输出改变电动可调节阀开度的指令, 间接控制油田开采进度。

2.4电潜泵井的监控

电潜泵井的监控系统包括电潜泵远程装置、RTU、MTU、变速驱动器组成。其中, 变速驱动器是电潜泵控制的核心, 模拟型号、开关型号、脉冲信号的搜集通过RTU完成, RTU通过对电机频率、电机电流等数据分析, 判断驱动器工作状态, 输出信号传递至MTU, 实现对电潜泵油井的远程监控。如果无需远程控制, 变速驱动器将自动根据井底压力传感器反馈的信息实现对电潜泵的控制, 保障井底压力的稳定。

2.5螺杆泵井的监控

螺杆泵井的控制采用螺杆泵动态控制图实现。螺杆泵动态控制图是用来了解螺杆泵井工况的一种手段, 并对生产实况进行宏观监控, 用以指导生产。螺杆泵井的实时监控原理如下:螺杆泵井的参数调整依据控制图, 令其符合螺杆泵井的工况, 依不同区域的螺杆泵井, 制定相应的控制方案。

3油田自动化系统及安全措施

油田工作环境复杂、气候恶劣, 依靠人工对油田实时监控存在困难, 导致油井运行的安全性、稳定性存在隐患。因此, 采取自动监控系统能令油田工作者迅速了解采油电压、油井工作压力、蒸汽温度等情况, 提升油井运转安全性、可靠性、稳定性。此外, 油井监控技术能有效降低人力资源成本和生产运营成本, 在高危高压工作区无需人力便可实时监控;监控技术对油井供配电情况的反馈, 能令油井采取最优资源配置, 减少生产运营中不必要的浪费。

油井监控技术除以上特点外, 还具备可扩充性、操作简易性的特点。随着监控系统软件不断升级, 能有效延长设备使用时间, 结合油田不同阶段的开发, 采用相应的作业方式, 高速、高效、高质实现油井数据的采集、分析和控制。模块化、图形化设计令油井监控系统操作简便易行, 功能健全的各组成部分使数据分析、比对、处理高效可靠。

在油井作业中, 远程开关对避免意外事故、保护油井安全起着至关重要的作用。地面安全阀、井下安全阀、地面安全控制油井及井场构成远程开关系统。实现对地面安全阀开关的合理控制, 是利用油田自动化系统向油井远程开关发送信号, 通过相应通讯系统将信号传输至RTU, 再将数据信息信号发送至地面安全控制系统。由于国内油田多数处于恶劣的工作环境, 对监测设备在一定程度上会造成损坏, 因此油井监控系统的设计需考虑设备安全保护环节。随着互联网的快速发展, 若是网络完全没有保障, 黑客的入侵将造成难以弥补的损失, 因此油井监控系统进行网络传输数据前, 需做好加密等保护措施。

4结束语

科学技术是第一生产力, 石油工业要想急速快速发展离不开自动化。实践证明, 油田系统自动化水平越高, 开发效率越高, 成本越低。随着油井监控技术的不断发展, 将会更好地服务于石油产业。

摘要：本文通过介绍油井监控技术的组成及特点, 阐述油田开发各阶段的监控技术及油田中央监控自动化系统, 说明油井监控技术采取的安全措施。为众多石油工业工作者提供参考。

关键词：油田自动化系统,油井监控技术,安全措施

参考文献

[1]于长江.油田自动化系统中油并监控技术的应用[J].信息系统工程, 2014, 4 (6) :124.

[2]胡文娟.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, 4 (11) :334.

油田自动化技术 篇7

华庆油田常规增压站功能主要是进行所辖井组来油计量、加热、增压外输等。本文以华庆油田关三增压站自动化控制系统升级改造项目为例进行分析研究。增压站原油外输增压控制装置采用现场控制,而原油外输、井组计量和加热是一项复杂的工作,不仅要随时了解现场缓冲罐的温度、压力,而且要了解原油外输的流量变化、压力变化,并对其进行有效控制,因此,更新和改造原有的原油外输控制是必需的,站内生产装置各关键点须实现远程集中监控和控制,实现站内无人值守。

1 现状分析

1.1 原工艺流程

增压站主要承担所辖油井的集输任务,站内主要设备有0.946 m3立式气液分离器1台、4 m3立式水套加热炉2台、8 m3缓冲罐1台、40 m3应急罐1台、5 m3补水罐1台、10井式总机关1套、收球筒1套、外输螺杆泵2台、变频器2台。

1.2 原控制系统

原控制系统可实现以下功能:生产装置区关键设备数据,如压力、液位、温度、流量、可燃气体浓度等数据的实时采集;外输螺杆泵的启停,分别是由对应的每台变频器来控制;现场配置视频监控器,用于整个站场的监控。

1.3 问题分析

根据现场生产实际情况,主要从常规增压站目前运行现状进行分析研究,其主要存在问题有以下几点:

(1)所辖井组的主力油层为三叠系长6油层,平均油气比为50 m3/t,伴生气和原油一起集输至增压站,经油气分离器分离后,除供加热炉用气外,剩余气体采用点“火炬”的方式直接燃烧,造成资源的极大浪费和对空气环境的污染,而且存在很大的安全隐患。

(2)气液分离器积液必须由人工定时排放,不具备任何控制的条件。

(3)输油泵启停控制是由每台输油泵对应的变频器根据缓冲罐和应急罐液位来控制实现输油的远程启停,输油泵不能实现自动切换。

(4)闸阀开启没有任何远程控制手段,只能由岗位员工定期、定时开启关闭,劳动强度比较大。

(5)站控系统主要完成数据显示,PLC功能简单,岗位员工可操控性强,实现了部分设备的压力、液位、温度、流量、可燃气体浓度等实时采集。

2 研究思路

在保留站内主要的设备和最大限度的减少改造成本的前提下,通过对站内部分工艺流程和数字化控制策略进行了升级改造,充分利用自动化设备的远程可操控性,借助功能完备的变频、PLC控制技术,真正实现油气混输、远程操控,提高油气区的安全可靠性,最大限度的减小劳动强度,达到节约能源、保护环境和减员增效的目的。

3 控制系统升级改造

3.1 流程改造

(1)对于从加热炉的来油进入缓冲罐或外输泵的流程,通过增加一台电动三通调节阀,使入口端接入从加热炉的来油,两个出口端分别连接至缓冲罐和外输泵的入口,如图1所示。

(2)对于两台外输泵,通过增加一台电动三通控制阀,以便两个外输泵一备一用,自动切换,在两台泵的出口处安装止回阀,增加两台压力变送器和温度变送器,分别用于两台外输泵的压力和泵体温度的监控,如图2所示。

(3)对于缓冲罐,在出口增加一台电动控制阀,用于缓冲罐输出控制,增加一台压力变送器,用于缓冲罐压力的监控,如图3所示。

(3)对于气液分离器,由于所配置的浮球液位计不具备远传数据功能,只是本地使用,在此处增加一台机械性疏水阀,使积液自动排出,如图4所示。

(4)对于应急罐,在其出口端增加一台电动控制阀,用于单井计量,如图5所示。

(5)在保留原配置的室外视频监控器基础上,在输油泵房内再增加一台防爆型视频监控器,用于泵房内的生产监控。

3.2 控制系统升级

电动三通控制阀1入口端连接加热炉来油,一个输出端连接缓冲罐的入口,另一个输出端连接到两台混输泵入口交汇处的电动三通控制阀3输入端,电动三通控制阀3的两个输出端分别连接到两个混输泵的入口。

通过控制电动三通控制阀1,将加热炉来油一方面输入到缓冲罐里进行油气分离,给加热炉提供燃料气;另一方面通过混输泵进行油气混输。

通过控制电动三通控制阀3,实现混输泵1和混输泵2的切换。

在缓冲罐出口安装电动两通控制阀2与电动三通控制阀3输入端连接,主要是为了在油气混输时给混输泵补给一定量的液体,以防止在混输时实际工况带来的泵体空转对混输泵所带来的损耗。

应急罐出口端的电动两通控制阀4,主要用于单井计量,只要操作人员手动打开单井阀门后,即可自动完成单井计量工作。如图6所示。

工艺设备改造完成后,根据日常生产管理流程,进行PLC编程设计,完成程序代码的编写、调试工作。

4 应用效果

增压站改造完成后,实现了“油气混输、无人值守、远程监控”的目标,主要有表现在以下几个方面:

(1)实现油气混输,原流程除部分气供加热炉外,其余外排。改造后的流程一部分气供加热炉外,其余的气通过混输泵与原油一起输送,在下游站点进行轻烃回收,充分利用伴生气,节约能源,生产安全环保。

(2)实现“无人值守、远程监控”,现场数据实时采集、显示、存储,操作人员在远程终端能够实时监控各监控点数据变化及运行情况,实现流程切换,一键式完成,操作人员按照屏幕提示要求,即可完成流程切换,操作快捷、方便、灵活、自动,管理人员只需要定期对站内设施进行巡检,如图7所示。

(3)实现数据报警,当缓冲罐的压力或液位、应急罐的液位、收球筒的压力或温度、泵体温度、可燃气体浓度等各种监控数据超限时,系统自动预警、报警,通过曲线图,操作人员能够随时查看历史数据,如图8所示。

(4)实现故障报警,当电动控制阀、变频器、混输泵、PLC等关键设备或仪表出现故障时,系统会立即显示故障报警,并能指导操作人员进行应急处理。

(5)在两台泵出口处的止回阀,可以防止介质倒流、防止泵及驱动电动机反转;机械性疏水阀可以实现气液分离器的积液自动排放,密闭回收至排污池,不需要人工频繁排放,通过电伴热,解决了冬天人工排液困难问题。

(6)通过缓冲罐的液位控制电动执行阀开启大小程度,控制缓冲罐的输出量,同时用于油气混输时给泵补充液体;在油气混输过程中,通过缓冲罐的压力值控制,自动调节电动执行阀开启关闭,以便给加热炉补充足够的燃料或直接油气混输。

5 结语

油田数字化最直接的好处就是能为企业提高工作效率,提高工作质量,增加企业经济效益和社会效益,本系统自投用以来,达到了改造的预期目的,运行良好、各项控制性能优异、操作简便、安全可靠,增压站自动化控制系统的升级改造技术获得国家专利,在同行业有着广泛的推广应用价值,同时为数字化油田向智能化油田转变做了必要的铺垫和探索。

摘要：针对华庆油田常规增压站原工艺流程控制系统存在的实际问题,为适应油田大发展的需要,推进油气场站数字化管理水平,对原工艺流程、自控系统进行升级改造,实现站点的油气混输、远程操控,无人值守等功能,与优化工艺参数相结合,减少岗位员工的劳动强度,提高生产运行本质化安全水平。

关键词：增压站,数字化管理,油气混输,远程操控

参考文献

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[9]孙同景.PLC原理及工程应用[M].北京:机械工业出版社,2009.

油田自动化技术 篇8

一、数字微波

数字微波是油田近几年来经常使用的传输通信系统。按照使用的用途不同可分为中小容量PDH微波、大容量SDH微波、扩频微波、高频段微波等, 主要使用2.4GHz、5.8GHz、7GHz、13GHz等频段。特点是容量大、质量好、视距传播条件, 用于点与点之间, 50公里范围内的长距离数据传输。在以往的应用中主要用来解决采油厂到各外围工区之间的语音、数据、视频等的数据传输。但随着近两年油田对采油生产自动化工作的深入开展, 采油厂到各外围工区之间的主干传输通道逐渐被光缆所代替, 但数字微波仍作为备份通道继续发挥着作用, 特别是一些边远工区, 还依然需要采用数字微波来实现主干通道的传输。网络结构图如下:

二、WI-FI无线通信

Wi-Fi产品在油田最近几年的油田生产自动化建设中应用比较广泛。它是基于IEEE 802.11系列标准的无线传输系统。由无线网桥所组成的无线局域网 (WLAN) , 传输速率为11或54Mbps, 频率多为2.4GHz或5.8GHz, 覆盖范围在10公里之内。主要应用于解决采油厂工区至各联合站 (计量站) 之间的视频监控、VOIP语音、数据等信息, 以及工区之间短距离网络连接等的传输。其主要技术指标如下:

其网络结构图如下:

华北油田于2000年开始采用基于802.11b的WI-FI技术来构建WLAN网络, 自2005年以来, 组建的WLAN网络大部分采用基于802.11a/g的54M带宽系统, 主要解决了采油厂工区到各联合站 (计量站) 的视频监控、计算机数据、VOIP语音等数据的传输。

由于此类网络具有不可移动性, 无法实现广域网范围的覆盖, 使他的应用只能限制在以某一点为中心, 在无线覆盖范围 (10公里) 内提供点到点、点到多点的、无遮挡的视距无线数据接入。

三、无线数传电台

用于中心控制站与远程站之间的数据和话音通信, 电台的工作泛围在50公里之内。主要用来解决对带宽需求不大的边远站点话音通信及数据传输。含ADPCM话路、以太网接口、V.35接口、RS232接口, 可灵活应用n*64K的带宽, 实现1～4路ADPCM的话路。工作频段一般在400MHz、600MHz频段。数传电台的应用主要是解决边远站点的少量语音通信问题, 是有效避免因为几个电话投资过大的情况发生而采用的通信技术;其次是解决站点之间有特殊要求设备如RTU等的接口协议之间的数据传输, 应用范围不广。

网络结构图如下:

四、MCwill无线多媒体通信系统

McWiLL宽带无线接入系统是在SCDMA系统平台上开发的一种支持移动语音和宽带数据业务的综合宽带数据系统。支持非视距传输;覆盖距离广, 在典型城区环境覆盖范围为1——3公里, 开阔地可达19公里;高吞吐量, 单基站 (5M带宽) 单扇区吞吐量为15Mbps, 三扇区联合可达45Mbps;动态分配带宽, 可自适应上下行不对称传输要求;支持同频组网;支持终端的移动, 终端最大移动速度可达120km/h;系统具备大区域组网能力, 能够实现跨区域漫游、移动IP功能;系统具备VLAN/VPN等功能, 以及可靠的网络安全保证, 可以同时开展视频会议/VOIP/Intranet专网接入/流媒体等业务;采用了CS-OFDMA、自适应调制、动态信道分配、智能天线等先进技术提升系统性能;能同时提供VoIP语音业务、宽带数据接入业务、视频监控业务等宽带业务和窄带业务一体化的业务接入。

网络结构图如下:

五、WiMAX和WiFi mesh无线通信技术

以上这两种无线接入技术是近两年比较热点的技术。WIMAX和WIFI mesh主要是为了解决WIFI系统不能够实现广域范围的覆盖, 不能实现跨区切换, 无法实现移动性接入而提出的新的无线接入技术, 但因为以上两种技术目前存在着造价高、技术限制、频率制约等因素的影响, 无法在油田专网领域开展, 故在此不作比较。

六、应用前景分析

1. 需求分析

在近几年油田发展建设中, 信息化发挥着越来越重要的作用, 油田各单位对信息化的需求呈现出逐年上升趋势。在社区信息化建设方面, 各生活矿区内视频监控、楼宇门禁、家庭安防监控等潜在的市场需求非常大;油田生产自动化方面, 油井的数据采集、油井的视频监控、数据回传等对传输带宽的需求日益增加, 特别是中石油集团公司的信息化建设发展规划提出了实现采油厂到工区千兆、工区到联合站 (计量站) 百兆、联合站 (计量站) 到单井十兆的高带宽的数据传输通道的明确目标, 更加快了油田数据传输通道方面的建设;在其他方面, 一些生产与服务单位的广域网联网线路需求, 网吧、话吧的电话电路接入需求, 公安系统的道路监控、无线网络接入需求。等等这一切, 要求油田信息建设部门必须超前对网络进行谋划, 争取早日实施。

2. 应用分析

通过几种无线接入技术的应用介绍及今后油田自动化对通信需求的分析, 结合油田生产的实际, 特别是采油生产区域点多线长面广的特点, 具体采取哪一种无线通信方式, 需要对各无线通信技术的应用前景作综合比较分析。

数字微波通信虽然传输距离远, 传输质量稳定, 传输相对带宽高。但是只能实现点对点或少数点的覆盖, 无法实现大面积广域的覆盖, 只能作为干线传输技术。但随着今后实现采油厂到工区的光缆传输, 干线的传输系统将被光端机所代替, 现有的干线微波系统可作为备用通信系统使用;

WLAN无线局域网技术虽然传输带宽相对较宽, 覆盖范围相对较大, 但无法实现广域范围的覆盖, 并且无法实现移动性, 易受到频率、环境等多方面的干扰。因此, 今后WLAN系统可继续在有小范围数据接入、点数较集中的固定地区作为其他通信系统的补充使用;

数传电台只能用来解决投资小但又急需解决语音通信的边远站点的通信问题;

通过分析, 在以上几种无线技术中, McWiLL宽带无线多媒体接入系统无疑是最具有潜力的。它不但能够满足采油生产点多线长面广的特点, 提供充足的带宽实现语音、数据、视频监控等业务的传输需求。而且能够实现广域范围的覆盖, 具有移动性、动态带宽分配、满足需求的差异化和多样化, 并且还可为今后油田生产实现视频监控、视频会议、无线语音及数据接入等业务提供了良好的传输平台, 具有其他系统无法比拟的优势。特别是最近两年, 由于该系统的成功应用, 华北油田在山西晋城建成了全国第一个数字化、规模化的整装煤层气田;在内蒙古鄂尔多斯的苏里格建成了集采、输、控于一体的油气田天然气生产自动化测控系统。

海上油田高效开发技术探索 篇9

关键词：海上油田;高效开发;稠油;边际油田;优快钻井;开发模式

海上油气田的勘探开发不同于陆上油田，海洋石油开发涵概了人类迄今掌握的所有科技。首先海上平台的建造、搭建就是一项艰具的任务，海洋深度越大海情越复杂，对平台设备的要求越高。此外水下油气管线铺设，水下井口设施， 浮式生产平台，水下三维勘探，各种钻探作业，都对一个国家的造船能力，地球物理，海洋工程，石油装备领域提出挑战。在任何方面出现短板，都会在国际合作中于不利地位。既然中国选择了独立的崛起之路，就会在各个方面面临更崎岖的历程与挑战。

一、海上油田开发的主要问题与挑战

1. 海上地质油藏条件复杂

我国近海油田大体分为3 大类：中小型轻质油油田、特殊岩性油气田、中型稠油油田。其中， 近海稠油油田的石油地质储量占海上已发现总地质储量的2 /3， 主要位于渤海湾油区， 对海油的稳产起着关键作用。渤海稠油油田储层为河湖三角洲—河流相沉积的砂体， 储层变化大、埋藏浅， 含油层数多， 含油井段长， 存在多油水系统且关系复杂;储层物性好，渗透率高， 胶结疏松， 油井出砂严重;流体性质较差，具有密度大， 黏度高（地下原油黏度26 ～741 mPa· s;天然能量不足， 边水不活跃。上述这些特点使得海上稠油油田开发难度大。对于特殊岩性油气田， 由于构造复杂， 形式多样， 断层多， 断块面积大小不一;储量规模不大， 油水关系复杂， 油气藏类型多， 如何经济有效地开发这类油田也是海上油田开发所面临的技术挑战。

2.海洋油田开发投资大和风险高

首先 ，以中国国情而言，在当前油价（80美圆一桶）下，陆上油井日产原油在3吨左右即可获得较好利润，若是海上油田这样的油井则无开采价值（中海油2009年的桶油主要成本为22.08美元）因此海上石油的成本问题也决定一些油田是否值得开采。以中石油某油田滩海（水下等深线-5米）开发为例。该油田为获得百万吨产能，兴建人工端岛等设施，花费10亿左右人民币，若是要在深海形成此等规模开发成本也将是10亿，这10亿则会是美圆。而海上石油开采正是一个“高风险”、“高技术”、“高投入”的产业，据测算，每钻井一米耗资约1万元人民币，而海上钢结构平台每平方米造价就高达两万美元，如此算来，建设一个中型的海上油田投资将在3亿到6亿美元之间，而一个大型油田总投资将高达20至30亿美元。凡此种种，在开发之前，一个中小油田前期勘探的费用将达到2000万美元。从寿命上讲，陆上油田开发后期可通过水驱，聚合驱等模式可继续生产若干年，甚至可以通过暂时关井等待地层压力恢复，油价攀升后，继续进行经济开采。而海上油田基于成本考虑则会选择关井，因此海上油田在寿命上也较短暂。另外海上石油开采还受油价，汇率的影响。对于地质条件资料匮乏，勘探数据不明的区域，任何石油公司都无能为力，何况南海南端石油储藏多位于其他国家大陆架附近，在没有军事保障的情况下，一切都是空谈。

二、油田高效开发技术

1.海上稠油少井高产技术

针对渤海稠油多、难开发的技术难题， 围绕如何实现少井高产， 在找准油藏、注海水强采、防砂、上岸4个方面进行技术攻关， 形成了海上稠油少井高产技术体系， 主要包括远程制导实时油层追踪技术、砾石充填多层防砂技术、注海水强采技术、长距离海底稠油混输技术。该技术能够保证钻头准确进入有效层段， 及时补足能量实现强采， 并在强采情况下油藏骨架不受损害， 能够通过把大量設备放置陆地而降低开发成本。

以渤海绥中36 -1油田为例， 该油田是20世纪80年代初期发现的大型海上稠油油田， 由于油稠、产能低、出砂和开发成本高， 陆地经验不适用、国际海上无先例可借鉴。在此情况下， 通过攻克70 km长距离海底管线稠油多相混输世界级难题， 实现了海上稠油油田的“半海半陆式开发”。

2.成熟区复式成藏规律主导下的滚动挖潜技术

由于河流相储集层的复杂性，井网调整常常需要经过数次循环才能达到较高的储量动用程度和较好的开发效益。本文以湖盆萎缩期层序发育的主控因素为理论基础，结合区域成藏背景，并结合油田的生产动态特征，提出在油田内部找油田、油田上部找油田的挖潜方向。滚动挖潜的思路为，在油田含油圈闭油柱高度分析、含油圈闭面积充满度分析的基础上，对可能存在的潜力进行搜索，并结合井组含水率差异性分析、生产动态数模精细拟合分析，开展潜力砂体的寻找。该技术在渤海BZ油田中高含水期油田挖潜中取得了很好的效果。以渤海BZ油田NmⅣ3小层为例。开发阶段认为F22MP中已钻遇该砂体的油水界面，但静态上发现该砂体25m的油柱高度远远低于其余砂体40m的油柱高度。通过对该砂体低部位一口生产井F29井的生产动态数模拟合分析，认为该砂体油水界面有下推40m以上的可能。为此提出了通过调整井F33井落实该砂体油水界面的方案，最终，F33井证实了该砂体油水界面下推54m，新增动用储量60×104m3。潜力方案F37H井实施后新增动用储量80×104m3，2012年10月投产后已累计贡献产油量3.5×104m3。

3.海上边际油田开发技术

渤海油田13 ×108 t储量属边际油田， 利用常规技术不能经济有效开发。针对渤海大量分散的小型油田难以开发的难题， 提出了“尽可能依托现有设施、工程设施尽可能简易化、工程设施可重复利用”的开发思路。在该思路指导下， 进行开发方案的设计和优化， 有针对性地采用一个简易平台、一条管线和一条电缆开发依托现有设施开发20 km以内边际小油田， 或采用可移动简易采油设施开发远离生产装置的边际油田， 逐步形成了后来的“三一模式”和“蜜蜂模式”等边际油田开发模式。采用上述的海上边际油田开发技术使13个边际油田投入开发、27个边际油田应用此项技术进行设计建造， 至今已有8 ×108 t边际储量得到开发利用。

三、结语

在国内现代石油工业向海洋发展的过程中，国外先进的现代海洋工程被快速引入了中国海油市场，特别是海外的油田勘探开发技术对国内石油工业产生了巨大的影响，使得海洋油气田钻完井技术产生了飞跃，为海洋石油的增储上产做出了巨大贡献。这些技术的突破将为海上稠油提高采收率闯出一条新路子

参考文献：

[1] 周守为.中国近海典型油田开发理论与应用[ M] .北京：石油工业出版社， 2009.

[2] 周守为.海上油田高效开发新模式探索与实践[ M] .北京：石油工业出版社， 200.

[3] 王德民，程杰成， 吴军政， 等.聚合物驱油技术在大庆油田的应用[ J] .石油学报， 2005， 26（1）：74 -78.

油田自动化技术 篇10

1 传统分层测调工艺, 该工艺主要有以下两方面的不足

1.1 测试周期长, 工作强度大

传统分层测调工艺采用偏心堵塞器作为井下分层配水的工具, 其堵塞器配水嘴径不可调, 为了满足各层段的配注量, 就需要采用多次投捞堵塞器更换水嘴的方式进行调配作业, 单井的调配时间多为2-3d, 投捞工作量大、效率低。

1.2 采用固定嘴径水嘴, 分层配注质量一般

由于传统堵塞器采用固定直径水嘴, 水嘴直径最小1.0 mm, 最大7.0 mm, 每隔0.2 mm确定一个固定水嘴大小, 共有35种水嘴。因此, 在相邻的两个水嘴之间无法实现调整。对于小注入量的细分层注水井, 在调配时的配注量误差相对较大。

2 测调联动分层配注方法的优势

2.1 调配测试过程清晰直观

测调联动分层配注方法是一种集测、调试为一体的新型注水井调配系统, 仪器一次下井可同时完成流量测试和调配测试, 具有边测、边调功能。在现场测试时可实时读取数据和曲线, 井下仪器的工作状况和注水井各配注层段的注入状况一目了然, 便于施工人员合理有效地制定下步施工方案。

2.2 无需更换井下偏心堵塞器, 提高施工效率

测调联动分层配注方法采用连续可调水嘴, 可以满足任意嘴径水嘴的需要, 克服了传统测调工艺需频繁投捞堵塞器和更换水嘴的施工过程, 缩短了单井测调时间, 提高了单井的施工效率。

2.3 测调质量高, 分层配注效果好

由于测调联动分层配注方法采用了边测边调的测试方式, 因此可以通过井上的地面控制系统实时观察并改变各层段的配注量, 直至达到要求的理论配注量。测调联动分层配注方法使用可调水嘴, 无嘴径限制, 弥补了传统测调工艺采用固定嘴径误差较大的缺陷, 可有效提高分层配注的准确度, 提高分层配注质量。

3 测调联动分层配注方法的测量原理及方法

3.1 自动测调系统组成

自动测调系统由一体化地面控制仪、井下测调仪以及通讯测试电缆和可调水嘴四部分组成。

3.2 自动测调系统测量原理

自动测调系统采用单芯电缆下井结构, 在单芯电缆上实现正向供电和双向ST编码的数据通信。井下仪可以给地面控制系统发送测量数据, 也可接收地面系统的指令。调节器处理控制单元根据地面系统的指令处理数据并控制“传动轴电机”和“调节器电机”的正转及反转, 来实现对调节臂的张收控制, 以及对可调水嘴的开度调节。

当需要对目标层进行注水调节时, 首先系统将井下仪下至要注水的目标层面上方约2~5m的距离, 通过“传动轴电机”打开调节臂和导向键, 在下放仪器到目标层后, 通过导向键使传动轴与井下的可调水嘴实现可靠对接。然后地面系统给流量计发指令, 使流量计向地面系统传送流量的实际测量值。操作人员根据实际测量值和需要注水值的大小, 通过地面系统软件, 给井下的调节器控制短节发调节指令。在调节器控制单元的控制下, 调节臂可以根据地面指令进行正转或者反转, 调节可调水嘴的开度, 使目标层的注水量达到规定值的要求, 稳定一段时间检查无误后调节结束。此时可收回调节臂, 然后将仪器提升或者下放到另一目标层进行调节。

仪器在井下可反复上下工作, 一次下井就可以完成全部的测量及注水调配工作, 从而可缩短测成一口井的工作时间。

4 自动测调系统的优化

4.1 井下测调仪导向键外形结构的优化

引进之初的井下测调仪在部分井曾出现了井下测调仪坐不到位或遇阻的情况, 经过技术人员和操作人员的现场应用分析, 发现是由于井下测调仪导向键的外形结构不符导致的, 后将井下测调仪的导向键前端加工修磨成与现有投捞器的导向键形状一样 (其宽度应小于等于28mm, 打开时高点据仪器外表的距离控制在8±0.5mm尺寸内) , 解决了井下测调仪坐不到位和遇阻的问题。如图1、2中所示:

4.2 可调堵塞器投放头连接方式的优化

原有的可调堵塞器投放头采用的是“销钉式”连接方式, 在实际使用中易出现销钉脱扣导致的仪器遇卡事故。为了增加仪器的可靠性, 以避免此类事故的发生, 将投放头的连接方式由“销钉式”改成“丝扣式”, 在近一年的时间里, 未发生因脱扣导致的仪器遇卡事故。如图3、4中所示:

4.3 可调堵塞器锥度尺寸的优化

原有的可调堵塞器下端的锥度较小 (改造前锥度为10°) , 在实际投放时成功率较低, 常常出现无法将可调堵塞器投入偏心配水器的偏心孔内的情况。此种情况的出现, 经过分析判断可调水嘴下端的锥度过小, 与偏心配水器的偏心孔配合尺寸过大, 故将可调堵塞器下端的锥度变大 (改造后锥度为18°) 。

4.4 可调堵塞器打捞头的优化

可调堵塞器的打捞头需要进行改进, 在实际生产中已经多次遇到用来调节可调水嘴开度的六方块进入打捞头内部卡死, 甚至捞杆都弯曲变形的情况。此类情况的出现, 一方面容易损坏可调堵塞器, 另一方面容易出现仪器遇卡的情况。为此, 改进时将打捞头前端入口割浅了6mm以便于打捞, 改进后打捞可调堵塞器时, 未出现损坏可调水嘴的调节六方块和仪器遇卡的情况, 提高了打捞可调堵塞器的可靠性。

4.5 超声波流量测试探头的优化

针对青海油田分注井的注入量小、矿化度高以及井脏等问题, 增大了原有井下测调仪的超声波流量探头的面积, 探头面积的增大可以有效避免因井下死油污物覆盖探头, 造成流量测试精确度不高的情况发生。

4.6 可调水嘴电机扭矩的优化

可调水嘴电机是井下测调仪的核心部件之一, 可调水嘴电机扭矩的大小直接关系到在测调时能否转动可调水嘴以改变水嘴开度的大小。原有的可调水嘴电机采用的是国产电机, 其最大扭矩仅为10Nm。为此, 技术人员更换了扭矩更大的瑞士电机, 其最大扭矩可达20Nm, 可以有效避免转不动水嘴的情况。与此同时, 瑞士电机设计有减震装置, 可以防止测调仪在与可调水嘴对接过程中由于碰撞造成的电机损坏。

4.7 下一步优化方向

目前, 在使用井下测调仪对可调堵塞器水嘴开度的进行调节时, 只能根据井下实时流量曲线进行手动调节, 操作较为繁琐。如能对系统的软硬件进行改进优化, 使水嘴开度可以根据分层流量进行自动调节, 如:某注水层要求注水15m3/d, 如能实现在控制仪上输入15m3/d的参数, 可调水嘴自动将开度调节为该配注量下的大小, 则将进一步提高我队的测调施工效率和质量。

5 测调联动分层配注方法的现场应用

自动测调系统自2011年3月20日起正式试用, 为了保证现场应用效果评价的客观真实, 进行了31井次的测调测试, 获得了大量的第一手测试资料, 为该系统的现场应用效果评价提供了真实可靠的数据支持。

5.1 现场应用情况

自动测调系统自正式试用之日起, 优选了尕斯库勒油田N1-N21油藏和油砂山油田共24口偏心分注井进行了测调联动分层配注方法的试验, 累计共进行了31井次的现场试验, 试验成功率100%, 单层配注符合率96.74%。

如表1所示, 在全部完成测调工作的92层组中, 共有3层组的单层配注量与地质要求不符, 其原因为该地层吸水能力较差达不到配注要求。

5.2 现场应用效果分析评价

自动测调系统经过一年多的现场试用, 获得了大量的第一手测试资料。通过对测调联动分层配注方法和常规调配技术进行对比, 二者具有如下区别:

如表2所示, 通过对比分析可以看出, 测调联动调配测试技术较好的解决了偏心分注测试调配技术测调时间长、多次投捞工作强度大等问题, 具有测试数据直读性、精度高的特点, 是对偏心测调技术的发展和完善。

5.3 测调资料录取分析

测调联动分层配注方法较传统调配方式具有另一大优点, 即:分层配注质量高。由于测调联动系统采用了边测边调的测试方式, 因此可以通过井上的地面控制系统实时观察并改变各层段的配注量, 直至达到要求的理论配注量。弥补了传统调配工艺采用固定嘴径水嘴, 分层配注质量一般的缺陷, 进一步提高分层配注质量。

如表3所示, 测调联动分层配注方法在单层配注误差上, 要小于传统调配工艺的误差, 进一步提高了分层配注质量, 可见测调联动分层配注方法具有测调精度高的特点。

6 结论

6.1 调配测试过程清晰直观

测调联动分层配注方法是一种集测、调试为一体的新型注水井调配系统, 仪器一次下井可同时完成流量测试和调配测试, 具有边测、边调功能。在现场测试时可实时读取数据和曲线, 井下仪器的工作状况和注水井各配注层段的注入状况一目了然, 便于施工人员合理有效地制定下步施工方案。

6.2 无需更换井下偏心堵塞器, 提高施工效率

测调联动分层配注方法采用连续可调水嘴, 可以满足任意嘴径水嘴的需要, 克服了传统工艺需频繁投捞堵塞器和更换水嘴的施工过程, 缩短了单井测调时间, 提高了单井的施工效率。

6.3 提高分层配注质量, 分层配注效果显著

由于测调联动分层配注方法采用了边测边调的测试方式, 因此可以通过井上的地面控制系统实时观察并改变各层段的配注量, 直至达到要求的理论配注量。测调联动分层配注方法使用可调水嘴, 无嘴径限制, 弥补了传统调配工艺采用固定嘴径的缺陷, 可有效提高分层配注的准确度, 提高分层配注质量。

6.4 可调堵塞器寿命长, 降低测试费用

现场试验证实, 可调配水堵塞器在井下的使用寿命在1年以上, 可以有效减少投捞可调堵塞器的次数, 降低测试费用。

6.5 测调联动测试工艺不断成熟

在自动测调系统经过一年多的试用, 操作人员已总结出了较为实用现场测调的经验, 如对可调堵塞器可调水嘴开度的预调节问题、“吊测”与“坐测”流量之间的对应关系等, 使得测调施工效率进一步提升。

6.6 测调系统的功能优化和结构改进

测调系统在前期的使用中发现了不少的问题和改进的空间, 经过技术人员和操作人员的共同研究, 已经队测调联动系统进行了部分优化。通过这些对测调系统的优化改造, 在后期的现场试用中减少了因仪器问题造成的施工周期延长的问题, 提高了测调施工的效率。

摘要：所谓的测调联动分层配注技术, 其依托于现有的偏心配水技术, 在测试过程中实现流量、压力实时监测, 测试数据实时录取、注水参数实时控制, 提高分层注水测试效率和调配准确率。本文通过对地面控制信号传输系统、井下综合测调系统及辅助系统等技术的研究, 结合该技术在青海油田现场试验中存在的问题, 对测调联动分层配注技术进行分析及优化完善, 取得了较好的应用效果。

关键词：测调联动,分层配注,青海油田,分析,优化

参考文献

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