-
-
手机阅读
长期以来，工业自动化与计算机技术的应用是分不开的。从早期的单片机、单板机开始，经历了工业控制机阶段，到目前的DCS系统、SCADA系统，计算机在工业自动化中的应用达到了一个新的水平。当前，自动化技术与计算机技术、网络技术相结合，朝着管控信息一体化的方向发展。
计量站是油田的重要组成部分。计量站生产担负着站内各个油井的液、油、气三相计量任务，需要及时、准确地为油田地质部门提供油藏工程资料。然而，目前我国很多油田计量站仍然采用人工计量方式，采注工人三班工作制，劳动强度大，效率低。同时，人工计量是间歇不连续的，计量次数少、时间短，再加上大部分油井间出、原油含水较高，所以计量结果代表性差，不能为油藏工程提供真实可靠的资料。
自动化和管理信息系统为实现计量站生产全面自动化提供了可能。国内外陆续推出了功能完善的远程控制终端（RTU），提高了计量站现场控制的自动化水平；通过无线/有线通信系统，可以将各个计量站RTU与中控室连接起来，构成数据采集和监控（SCADA）系统，在中控室完成生产监控，实现计量站无人值守；而SCADA系统的实时生产数据通过网络传输到管理信息系统（MIS）后，可实现对生产数据的自动分析处理。
油田计量站生产自动化与管理信息系统的应用具有以下重要意义：
将人工计量改为自动连续计量，含水率的人工取样化验改为自动连续检测，能够提供更准确的油藏工程资料。
实现计量站无人值守，减员增效，彻底改变计量站生产作业制度。
在现场生产自动化的基础上，实现中控室信息处理自动化，提高管理水平。
目前，计量站生产自动化在新疆的彩南、石西、莫北等油田，华北油田采油四厂等地已经得到规模化应用，在青海、中原等其它油田也得到了推广。
自动化系统的可靠运行，实现了实时监测油田生产动态，及时发现生产故障、事故隐患和自动完成计量任务，从而使油田现场生产管理制度发生了根本性转变，由昔日旧体制油田常规的以站设班，井站值守步行巡检制，变为井站无人值守故障巡检制；由以调度为中心指挥生产，变为以自动化中心控制室为中心指挥生产。大幅度减少现场工作人员的同时，由于生产资料几乎全部计算机处理，提高了资料处理的质量和速度，减少了资料分析统计人员，极大地提高了劳动效率。
2．三相计量工艺流程和计量站控制终端
2.1“油气分离器加压力平衡罐”计量工艺流程及其计量站控制终端[1]
该工艺中，采用油气分离器和压力平衡罐，二者相互连通，气压始终平衡。压油阶段打开压油阀，此时油气分离器内液面相对平衡罐液位存在一定的位差（2m左右），油气分离器内液体可以靠自重压入压力平衡罐内。
当需要计量时，选择一个电动三通球阀（D1~D12）将油井的来油改入分离器进行气、液两相分离。当向计量站的计量控制终端（RTU）发出启动命令后，RTU将分离器电动两通阀D13关闭，分离器液位上升。
当液位上升到液位计下限时，液位计的相应触点开关F1动作，RTU开始有效计量时间的计时（也可根据液位值判断上下液位）。
当液位上升到液位计上限时，液位计的相应触点开关F2动作，RTU停止有效计量时间的计时。根据分离器容积和每次计时时间，可以计算出该油井日产液量，结合含水率或原油密度，可计算出该油井的日产油量；气体通过气体流量计计量后与原油混合进集油汇管，混输至集中处理站。根据每次计时时间内的天然气流量F累计，并检测出气时的温度T、压力P进行补偿，可以计算出该油井的日产气量；
然后进入压油过程，RTU将分离器的电动两通阀D13打开，油水混合液通过D13压出，分离器液位下降。同时，用高含水分析仪A1连续测量含水率，并计算含水率平均值，从而计算液、油产量。
当分离器液位下降到低于“分离器液位计下限”，液位计的相应触点开关F2动作，压油结束，RTU将电动两通阀D13关闭。此后分离器液位转而上升，又进入下个罐次的计量。
每个计量过程可包含多个罐次，其结果数据包括：井号，计量起始日期和时间，计量总时间和有效时间，计量罐数，日产液量（体积和重量）、日产油量（体积和重量）、日产水量（体积和含水率）、日产气量等。
三相计量计算的数学模型参见资料[1]。
对于这种工艺流程，计量站远程控制终端（RTU）应能够完成以下功能：
倒井控制：根据RTU人机界面操作命令或中控室远程操作命令，自动将某一个或多个油井切换到计量位，并启动计量。倒井控制可包括人工倒井和自动排序倒井等方式。
用于倒井的电动阀除了上述的三通阀外，也可以是多通阀。
计量流程控制：某一个或多个油井切换到计量位后，根据上、下液位开关状态自动控制压油阀的开、关，完成一定时间或一定罐次的计量（由RTU人机界面或中控室设置）。
计量计算：计量过程结束后，根据计量有效时间、实际计量罐次、平均含水率、天然气流量自动计算出液、油、气的日产量。
2．2“质量流量计”计量工艺流程及其计量站控制终端
该工艺中，使用质量流量计取代了油气分离器完成产量计量。通过三通阀可以选择对哪一口井进行计量。油井来油通过质量流量计后可对原油流量进行检测，同时用含水仪检测原油含水率，进而可计算出纯油流量。另外，使用气体流量计对气量进行检测。计量站现场控制终端能够对原油流量、含水率、天然气流量实时检测和计算，从而实现该油井产量的三相计量。
对于这种工艺流程，计量站远程控制终端（RTU）应能够完成以下功能：
倒井控制：根据RTU人机界面操作命令或中控室远程操作命令，自动将某一个或多个油井切换到计量位，并启动计量。
计量流程控制：某一个或多个油井切换到计量位后，实时采集原油流量、含水率、天然气流量，完成一定时间的计量（由RTU人机界面或中控室设置）。
计量计算：计量过程结束后，根据计量有效时间、原油和天然气流量累计、含水率情况，自动计算出液、油、气的日产量。
2.3计量站远程控制终端的其它功能
数据采集功能：包括计量工艺流程温度、压力、液位、天然气浓度、含水率、注水流量等等。
报警与联锁：采集量报警如液位高报警、天然气浓度高报警等；设备故障报警如电动阀故障判断与报警、加热炉火焰监测与报警等；计量流程异常报警如压油时间超长报警等。
通信接口：一般通过无线电台与中控室的通信，实现计量站采集数据上传、计量结果上传和中控室参数设置的下传等远程操作，从而计量站无人值守。软件方面通常采用标准、开放的通信协议。RTU软件和中控室SCADA软件通过地址相匹配的实时数据库作为通信接口。
计量站远程控制终端直接决定着现场自动化控制的水平，因而应具备完善的功能、准确的计量算法、友好的人机界面、强大的通信能力。另外，虽然各个计量站的工艺流程相同，但是油井数、注水井数、采集点数往往有很大的差别，因此一个完善的计量站RTU应具有良好的软、硬件扩展能力和现场适应性，计量软件应提供多种参数设置以适应不同的工艺要求。
在硬件方面，应选择工业级的控制器和I/O模块，以及配套的工业级显示屏、电台、电源，以适应油田特殊的温度、湿度、油污、通信干扰等环境。在自然条件恶劣的西部沙漠油田甚至应选择军品级的硬件产品。
典型的计量站控制终端产品如：美国BAKER CAC公司的6532 RTU。北京安控科技发展有限公司开发的ECHO 5400系列三相自动计量控制器，在消化吸收国外技术的基础上，结合国内油田的具体情况，特别是针对东部油田低产能油井的特点，进行了很大的改进提高。主要技术特点如下：
东部油田低产能油井多，其特点是液量低、含水率高、气量小、间歇出油情况严重，对于这种情况，国外产品的“单井计量”和“定时计量”模式往往无法保证正常计量流程的进行。ECHO
5400系列三相自动计量控制器针对这种情况专门开发了“多井计量”、“定次计量”模式。
原油含水率检测的精度是保证三相计量准确性的难点。含水仪的传统标定方式是每个计量站标定一条含水率曲线，但是同一个计量站的各个油井因其地质层位不同，含水仪传感器探头信号与含水率的对应关系往往不尽相同。ECHO
5400系列三相自动计量控制器在对不同油井进行计量时，向含水仪发出井号指示信号，而配套的含水仪则针对每一口油井标定一条含水率曲线，根据RTU的井号指示调用相应的含水率曲线，提高了检测精度。
对于“油气分离器加压力平衡罐”计量工艺，压油过程中不断进行含水率快速检测，并取其平均值来计算油、水产量。传统的含水检测方式是定时采集，但是由于受分离器气产量波动的影响，压油速度是变化的，从而常常导致含水率检测偏低。ECHO
5400系列三相自动计量控制器在含水率采集过程中，将液位变化的因素考虑进来，折算出的平均含水率精度提高。
对于无人值守的计量站，必须保证生产的安全和可靠性。计量站停电时，其站内各个油井往往还在工作，从而导致计量站冒油事故。ECHO 5400系列三相自动计量控制器将UPS作为可选配置，当发生断电时由UPS给RTU供电，RTU检测到断电后及时将电动阀切换到安全位置。对于电动阀运行中的故障，计量控制器也能及时判断和报警，便于中控室处理。
-
-
-
jhlu3 发表于 2009/8/2 13:08:52
3．计量站SCADA系统2楼 回复本楼对于无人值守的计量站，计量监控的任务全部转移到了中控室SCADA系统完成。中控室SCADA系统既要面向现场RTU，管理实时计量生产，另一方面还要将生产数据和计量结果传送到MIS系统，以便进行数据分析处理。
3.1 典型的SCADA、MIS系统结构
[img]20051228243356607.gif[/img]3．2 SCADA系统软、硬件规划设计
对于现场无人值守的计量站系统，SCADA系统的稳定性直接影响实时生产管理，因而应采用足够的软、硬件冗余，提高系统可靠性。
中控室SCADA系统设备包括SCADA服务器、交换机（或集线器）、打印机等，构成局域网。对于规模较大的SCADA系统，为提高可靠性，一般应采用两台互为热备份的SCADA服务器作为SCADA系统的核心，通过双机热备的主站电台与多个计量站通信。系统通过UPS后备电源供电。
软件方面，通常选择标准的工控组态软件作为开发平台，如FIX SCADA 软件、Intouch软件、组态王软件等 ，在此基础上设计应用程序，以提高标准化程度，便于软件开发和维护。
组态软件通过通信驱动程序与计量站RTU通信，同时通信驱动程序又将SCADA主服务器和备份服务器连接起来，当其中一台服务器故障时实现双机的平滑切换。
计量站SCADA应用程序完成计量站数据采集、计量设置、计量流程监控、计量结果上传、报警管理等功能，一般包括如下主要模块和功能：
自动排序选井模块：完成油井井号的选择及决定单井的计量时间、计量方式等。
计量过程监视模块：实时监控计量站中各单井阀位状态、计量状态、计时等。
计量结果显示模块：查询和显示计量结果。
计量结果上传和存储模块：将动态采集数据（如温度、压力、流量等）、计量结果数据（产液量、产油量、产气量、含水率等）存入MIS系统历史数据库，进行后续分析处理。
所有计量数据、检测数据上传到中控室。操作管理人员在中控室发出指令，通过通信系统下达到计量站RTU，控制计量站的运行。在中控室停电或发生通信故障时，计量站的RTU能按照先前中控室设置或人机界面设置，独立地完成计量站的自动计量、数据检测和数据存储，待故障排除后，再向中控室传出计量和检测数据。
计量站SCADA系统典型的技术指标包括：
通信轮询周期：指各个计量站RTU数据在中控室刷新的最大时间间隔，是决定SCADA系统的实时性的重要指标。
稳定性和可靠性：一个稳定的SCADA系统应该能够长期、连续运行。中控室电台或SCADA服务器统出现故障后，应能够顺利切换到备份系统运行，以避免影响生产。
系统的扩展性和适应性：应能够实现动态增减油井、计量站，能够适应油田常见的作业变更（如“串联油井切换”，“抽油井转注水井”等）。
4．计量站MIS系统
计量站MIS系统以大型数据库为核心，汇总油井、水井、计量站等油田基础数据，存储现场RTU和SCADA系统上传的生产数据，对现场生产数据进行二次分析处理，并以曲线、报表等格式进行输出，满足油田生产管理的需要。
由于各个油田具体的生产管理制度不同，对MIS系统的功能要求往往有一定的差异。典型的计量站MIS系统应能够完成以下基本功能：
系统数据维护。如SCADA系统、MIS系统内部维护所使用的信息，以及中控室操作班组等操作安全信息等。
油井、水井、计量站基础数据维护。油井信息包括油井的井号、开/关状态、生产方式、管汇等，水井信息包括水井的井号、层系和区块信息等。
油田生产常常出现增减井、增减计量站、开/关井、“抽油井转注水井”、串联井等情况，基础数据库维护则保证MIS系统内部信息与实际生产情况保持一致。
动态采集信息。动态采集数据包括各个计量站现场的温度、压力、流量、天然气浓度等历史数据，以及各个油井的产量计量结果等。
计量数据处理和分析。生成油井、注水井、计量站、不正常井及其它统计日志信息。对于同一天多次计量的油井要进行“产量日汇总”，得出一个平均日产量；对于当日未计量的油井要进行“借产”，保证其产量数据的连续性；对于串联井以及多井合量的油井要进行“分产”，从“多井合量产量”得出“单井产量”．．．．．．
报表输出。包括油井生产报表、计量站生产报表、注水井生产报表、断块/层系注水报表、异常情况报警报表等。
分析各个油井的产量和低产井间歇出油情况，确定合理的油井量油制度。对于东部低产能油井，由于其产量低、间歇出油情况比较严重，若简单地对各个油井均采用同样的计量时间，其计量结果往往不具备代表性，因此MIS系统的“确定油井量油制度”功能尤为必要。
5．计量站生产自动化的发展趋势
计量站生产自动化在自然条件恶劣的西部油田应用较早，在东部油田也正在逐步应用推广，并呈现出以下发展趋势：
改进计量工艺，选用先进可靠的仪表、含水仪、电动阀等现场设备，完善现场RTU功能。
远程计量监控与工业电视图像无线传输相结合，强化中控室对现场情况的实时监控，并解决防盗问题。
SCADA系统与WEB数据发布相结合、MIS系统与GIS系统（地理信息系统）相结合，实现生产信息在油田系统内部的共享，提高信息应用和生产管理水平。
引用 jhlu3 2009/8/2 13:08:52 发表于2楼的内容
-