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海上自动化系统在油气田开发生产中的应用

海上自动化系统在油气田开发生产中的应用

2003/12/4 16:30:00
摘 要:文章介绍了我国第一套浅海油田自动化测控系统――胜利埕岛滩海油田自动化测控系统。阐述了该系统的结构、规模、功能和特点,并结合生产实际,分析了系统投产后存在的技术问题和整改措施,总结了系统的管理经验和不足,提出了下步的工作建议。为提高自动化系统的管理经验和技术水平奠定了基础。 关键词:浅海油田;自动化测控系统;功能;改进;管理 1 自动化系统结构及规模   埕岛油田自动化系统结合海上生产单位的管理体制,从平台的布局、功能、生产管理方式等实际出发,将整个系统设为三级。 第一级为陆地中心站(设在公司办公楼):根据整体方案,陆地中心站既是埕岛油田生产信息中心,也是生产指挥中心。在陆地中心站可以监视整个埕岛油田的生产动态,处理油田生产信息,打印油田生产报表。另外,陆地中心站与外部信息系统联网,数据自动进入公司信息站的ORACLE数据库进行长期存储,同时工程地质技术人员可通过网络获取必要的数据,进行油井生产情况分析。   第二级为中心平台站(设在中心平台控制室):中心平台控制室的计算机可以监控中心平台站及周围所属卫星平台站的生产运行情况,并通过数字微波向陆地中心站传送数据。 第三级为卫星平台站(设在采油平台上):卫星平台站负责监视及控制卫星平台的生产运行情况。卫星平台站为无人值守站,其主要配置和功能如下: ·各类一次仪表。检测油水井、工艺设备、可燃气体和火灾等测控参数,并将测控参数传送给远程终端RTU,同时执行RTU的控制命令。 ·远程终端RTU一套。负责接收一次表输出的信号,进行数据处理、判断,并将判断结果通过无线信道发往中心平台控制室,同时接收中心平台控制室发来的控制命令,实现对卫星平台的遥测遥控。 ·MDS4000无线数据传输设备一套。用于与中心平台站的无线数据传输。 SCADA系统数据传输采用两级数据传输网络,即陆地中心站对中心平台站,中心平台站对卫星平台站。 (1)陆地中心站对中心平台站无线通讯设备选用美国MDS公司的扩频微波系统,传输距离≥50Km,传输容量为2MBPS,以自动化数据传输为主,兼顾语音、图象等多媒体传输。 (2)中心平台站对卫星平台站无线数据传输设备选用美国MDS4000系列的无线电台系统,传输距离≥12Km,传输速率为9600BPS。通讯方式为一点对多点。   目前,埕岛油田自动化系统已建成三套冗余的SCAN3000系统、38套远传终端RTU和2台就地PLC。见下图(自动化测控系统结构图)。 2 自动化系统的功能及改进 (1)系统功能   埕岛油田自动化测控系统于1998年11月份部分平台开始试运行,2000年8月份采油平台开始撤人,自动化系统投入正式运行。目前,已实现自动化监控的无人值守井组平台31座,单井平台3座,占设计方案中卫星平台数的90%。自动化测控系统的主要功能包括:
① 机采井监控   目前,海上生产以电潜泵和螺杆泵井为主,因此机采井的管理是油田生产管理最为关键的环节。海上自动化系统充分考虑到了这个因素,每口电泵井都安装了三相电流传感器、电压传感器器、运行状态检测、油压、套压、回压压力变送器、油温变送器、启停控制装置,以及保护中心装置;每口螺杆泵井安装了电流传感器、电压传感器、启停控制装置。可实现机采井泵的远程启停、超限报警停机和油井的油压、套压、回压、温度数据实时检测,使管理人员能及时了解电泵、螺杆泵的生产动态,包括电泵井的缺相、短路、过载、欠载以及螺杆泵井供液情况,为机采井的优化管理提供可靠的技术支持。 ② 原油升温设备测控   安装电加热器进出口温度传感器后,可检测电加热器的工作状况以及计量输油的油温情况,根据设计方案,卫星平台上的电加热器自身为一闭环控制,因此只需检测其工况即可。 ③ 自动选井计量   遥控井口电动三通阀,通过液气两相分离器(通过浮球控制的三通调节阀实现气液分流,实现分离)、质量流量计、旋进旋涡流量计,实现遥控自动选井计量。计量时,质量流量计计量液体,旋进旋涡流量计计量气体,并且将检测采集到的数据发往中心平台站和陆地中心站。 ④ 安全系统监控   井口及井下安全阀监控 根据海上作业规程要求,海上油气井井下管柱均下有井下安全阀,井口装置配有井口安全阀,以便在事故状态时实现对油井的可靠控制,在井口、井下安全阀控制柜上装有压阻压力变送器和紧急关断阀,并通过平台可编程控制器实现对油井安全阀压力的检测和安全阀的摇控紧急关断。平台油井的安全阀系统不能通过平台可编程控制器自行关断,只有在非常紧急的情况下, 由陆地中心站或中心平台站向平台RTU发出3次以上关断命令并确认后而关断,排除了可能的误报警自动关断。   平台油气泄漏监测 在平台四周及关键部位安装了可燃气体探测器,检测油气在空气中的浓度,达到监测油气泄漏的目的,确保平台设施安全生产,同时可以根据报警情况而采取相应的措施。 火灾烟雾报警监测 在计量平台安装了感温探头、平台配电间安装了感烟探头来探测平台可能发生的火灾情况,并将检测到的情况通过远程终端RTU,上传到中心平台和陆地中心站,根据报警情况,提示操作人员采取果断措施,将平台损失减少到最低程度。 平台海管进出口温度、压力监测 在每个平台海管的进出口都安装了温度传感器和压力变送器,通过对海管温度压力的监测,达到检测某一段海管是否堵塞、破损的目的。   分离器高低液位监测 在气液两相分离器上,安装有高低液位控制器,来监测分离器高低液位。根据液位报警情况,工作人员就可以了解到分离器及浮球连杆的工作情况。确保选井计量顺利实施和计量设施的安全。   采油平台入海管紧急关断 在平台原油汇管入海管处装有海管紧急关断阀,一旦采油平台出现严重漏油事件,通过遥控紧急关断阀的关断,达到平台与海管隔离的目的,将可能出现的污染降低到最低程度,保证平台安全生产。 自动化系统的投产减少了井组平台的生产管理人员,系统投产前,每座井组平台需要4名管理人员,投产后,仅需2名平台维护人员,31座撤人平台可减少管理人员62名,另外,自动化系统的实施也减少平台建造面积及生活设施配置,降低了平台造价。 (2)系统特点及先进性 ① 以PLC为核心控制器组成SCADA系统 RTU(远程终端控制器)凭着适应恶劣环境、可靠性高、耗电少等特点在传统的SCADA系统中应用广泛,而本系统的RTU位于配电室内,环境较好,也有充足的电力供应,因此在设计之初就考虑以通用PLC为核心,配数传电台组成RTU。其优点是价格适中、编程维护方便、配件充足,也便于以后升级。本系统采用AB公司的SLC 500系列PLC和MDS的数传电台组成RTU,事实证明是成功的。 ② 整体结构化设计   由于我们从设计、选型、组态、编程,到现场施工、调试、投运,直至改造全程参与,所以整个系统从现场仪表、仪表柜、RTU柜,到测控点分配、系统组态编程均为结构化设计,降低了编程工作量,方便现场培训及维护。 ③ 应用双冗余SCADA系统   该系统采用SCAN 3000作为SCADA系统软件,硬件配置及软件均为双冗余配置。以中心1号平台站为例,正常情况下SCANCP1A为主机,SCANCP1B为备机,当主机或网络连接出现故障时,备机自动切换为主机,保证系统监控不间断。主机与备机之间的网络连接也是双冗余配置,任一条链路故障不会影响系统联络。 ④ 扩频微波多媒体传输技术 海上平台远离陆地、环境恶劣,交通极为不便,要求有一套完善的通讯手段做保证。埕岛油田自动化采用了先进的扩频微波通讯设备,集数据、语音、图象传输于一体。数据传输用于埕岛油田生产运行参数传到陆地监控中心;语音传输用于生产指挥调度;图象传输用于电视会议。 (3) 存在问题及改进 ① 自动化计量技术的改进   海上井组平台自动计量是通过遥控电动三通阀,将所需计量的油井倒入计量管线实现的。自去年8月份井组平台撤人后,由于种种原因,油井自动化计量的精确度受到了很大的影响。针对这种情况,我们影响油井自动化计量的主要原因进行了认真地分析,主要包括以下几个方面:   电动三通阀存在问题 油井自动化计量是根据电动三通阀的反馈信号来判断正在计量的油井井号及产量的,及当系统收到所需计量油井电动三通阀的计量状态反馈信号,而该井组其它油井都在混输状态,则判断该口油井正在计量,并将质量流量计信号和气体流量计信号进行累积,从而得出该口油井的产液量和产气量。根据这种判断,如果井组平台有一个或多个电动三通阀损坏,不能输出反馈信号,则程序的自动判断出现混乱,影响了自动化计量数据的准确性。   流量计量程不合适 质量流量计原设定量程为0-20t/h,而目前馆陶组油井平均日液能力为46t/d,因此,质量流量计量程设定与实际情况存在一定的偏差,影响了计量精度;气体流量计原参数设定为工况下的产量,不便于日常应用,需要重新设定; 根据以上分析,我们主要在以下几个方面进行了改进,提高了油井自动化计量的准确度。   系统程序修改 针对系统程序方面存在的不足,我们进行了修改,增加了“自动/手动”转换功能,即电动三通阀都正常工作的油井,使用“自动”计量功能;对电动三通阀损坏(无反馈信号)的油井使用“手动”计量功能。同时,为便于操作,每个井组平台增加了一幅“计量”画面,显示该井组所有油井的计量实时数据和历史数据。(见下图)   调整流量计量程 气体流量计统一换算为标准状况下的产量,并根据各井组实际情况进行不同设置。对于产气量特别大的井组(如CB11G、CB25A)量程设定为0-700 m3/h,其余井组设定为0-250 m3/h。质量流量计量程统一设定为0-10t/h。 加强电动三通阀的维修 对于损坏的电动三通阀及时进行维修,以保证遥控<
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