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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。
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，以保证遥控倒井的正常进行，截至2001年10月底，累积维修电动三通阀40余井次。目前电动三通阀的完好率达到90％以上，保证了遥控倒井的顺利进行。
通过以上各项措施，既满足了最大产量计量要求，又减小了计量误差，系统运行可靠性大大提高，目前，应用自动化计量的31座撤人平台，取得了良好的效果。
② 电加热器遥控技术的实施，提高了平台运行生产安全
海上井组平台电加热器采用自身温控设备实行回路调节，即根据原油温度的高/低的判断，实现电加热器的停/启。海上井组平台撤人后，一旦电加热器本身的回路调节失效，将会造成严重后果。CB11F、CB27A井组平台曾出现过电加热器自身温控调节失效，造成电加热器干烧的现象，影响了海上的安全生产。针对这种情况，并结合实际生产需要，我们提出了电加热器遥控强制启停技术改造方案，同时改造电加热器本身温控设备，以达到双重保险的作用。
电加热器改造完毕后，主要具有以下功能：
在电加热器上增加了热电偶传感器，实现了多级温度传感；
主测量仪器选择进口器件，提高了测量精度及稳定性；
实现了“高/低温停/启，高温截止，高温跳闸”三级温控调节；
电加热器加温时处于一个模糊加温状态，无大电流冲击现象，实现了主开关和可控硅的缓冲保护；
实现了中心平台对井组平台电加热器的遥控启停。
电加热器的自动化改造目前已完成18座平台的工作量，预计2001年年底之前全部完成。
3 管理经验
海上井组平台撤人后，自动化管理工作的重要性大大提高，为提高自动化系统的运行可靠性和运行质量，为油田开发管理服务和提供技术支持，保障公司原油产量的稳定发展，在自动化管理方面我们主要做了以下工作：
（1） 加大仪表维修维护的管理力度
针对海上平台撤人初期，存在部分遗留问题的实际情况，我们组织开展了样板平台建设工作，完成了CB1B、CB4B、CB25A、CB1C等4座样板平台，自动化数据全准率达到98%以上。其余平台以样板平台为标准，针对自动化存在问题，积极开展整改工作，大大提高了自动化数据的准确度，满足了正常生产的需要。
另外，利用春秋季季电网检修的有利时机，对所有油井进行了遥控开关井测试和海管紧急切断阀的调试工作，保证海上安全生产。
（2） 加强规章制度建设
根据海上生产实际，结合自动化系统投产后的实际运行情况，我们于2001年1月1日开始实施了《自动化系统运行管理规定》，明确了各有关单位和人员的职责，制订了仪表巡检、维护、校验等管理规定和具体的考核办法，同时，在具体实施过程中，为方便自动化管理，先后建立健全了《仪表维修维护台帐》、《油井开关井测试记录》、《系统运行维护记录》、《油水井作业期间自动化管理制度》等资料和制度。以上制度的建立，提高了自动化系统的运行管理水平。
（3） 加强油井跟踪分析
自动化录取数据具有储存时间长，采样间隔短，数据精度高等特点。因此，井组平台撤人后，为了充分发挥自动化系统的作用，我们充分利用自动化系统的这一优势，进行油井跟踪分析工作，每天校对油井生产数据，并与历史数据进行对比，分析数据波动趋势。
通过分析油井的温度、油压、回压、套压、电流、电压以及计量数据，可以对每口油井的生产情况进行有效的分析，对数据波动较大的油井进行24小时重点跟踪分析，及时确定油井出现问题的原因；通过干温、干压、加热器温度等数据，可以判断海管波动趋势、加热器工作状态，分析该井组的生产情况。
4 下步措施和建议
（1） 定期进行系统检修工作
自动化系统现场仪表线路数量繁多，随着使用寿命的延长，必然出现一些在日常生产管理中不易被发现的问题。因此，自动化系统应每年统一进行检修，除在电网检修期间进行油井遥控启停和安全阀、紧急关断阀的开关功能测试外，还应每年定期进行现场仪表和线路的检修工作，并定期进行仪表标定工作。在检修过程中，要对自动化仪表数据和现场实际数据进行逐一对比，对于出现的问题，及时进行解决，保证自动化系统各项功能的正常实现。
（2） 加强仪表和设备的维护工作
自动化仪表和设备是实现系统遥测遥控功能的关键，其工作精度和稳定性直接影响到系统功能的实现，加上海上特殊的工作环境，必需加强仪表和设备维护保养工作，严格按照有关规章制度进行仪表和设备的维护、保养和检修工作。特别是要加强油井作业期间仪表和设备的维护、检修工作，除对作业井进行仪表拆除和保护外，还要对临近的油井加强保护。对于作业后改变泵型或控制柜的油井，要立即进行遥控开关井、电流电压传感器等线路的修复和测试工作。
（3） 建立全方位的系统管理网络
随着电力自动化和图像监控系统的实施，加上现有的自动化系统和雷达监控系统，将形成一套完整的自动化管理系统。因此，有必要建立全方位的系统管理网络，明确各有关单位和人员的职责，保障各个系统的正常运行。
（4） 进一步开发完善系统功能和网络应用，让自动化在油田开发、工程、地质技术工作中充分发挥效益
目前从公司信息网上获得的自动化监控数据，存在查询速度慢，采样周期长，存储时间短等缺陷，为了使工程地质技术人员能够更好、更快的获取数据，进行高质量的数据分析，我公司将进一步开发完善自动化监控数据的网络应用功能，达到网上数据的传递和显示基本与陆地中心站的监控数据同步，使自动化在油田开发、工程、地质技术工作中充分发挥效益。
5 结束语
埕岛油田自动化测控系统采用了先进的仪表及系统技术，它的实施给油田的生产管理带来了新的活力。我们应结合埕岛油田的生产实际，认清系统运行现状，开创一条具有埕岛油田特色的自动化生产管理的新路子，努力适应海上发展的需要，不断提高海上油井管理水平。