自控技术在金马油田二次开发中的应用

1、自控技术在金马油田二次开发中的应用马 强作者简介：马强（1980-今），男，助理工程师，2003年毕业于大庆石油学院石油工程系，现在辽河金马油田开发公司生产技术科，从事生产管理工作。电话：；E-mail：。（中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010）摘要：在采油、集输、注汽系统等领域对工艺自动化控制技术进行研究。经过对现有工艺的优化，利用计算机平台，通过运用PLC可编程控制、油井示功图分析软件和浊度监测技术等措施，实现了油井参数自动采集分析、采油站输油自控、注汽锅炉干度在线控制、联合站自动加药等地面系统高效自动化控制。实现了油田地面系统数字化、自动化管理，提高了工作效率，增强了现场管理的连续

2、性、及时性、准确性、可靠性，达到了安全、高效、低耗、平稳运行的目的。关键词：自动化控制技术 二次开发 自控输油 PLC 注汽锅炉 数字化油田1 引 言金马公司所辖的海外河、小洼和黄沙坨三个油田，现有联合站3座，采油站49座，注汽锅炉11台，由于地面系统建于90年代初期，在采油、集输、注汽等领域存在工艺操作控制精度低、设备老化、运行效率低、工艺流程复杂、劳动强度大等问题。为解决以上问题，金马公司油田在老油田二次开发中，进行工艺自动化控制技术及节能降耗技术等方面进行研究与优化，通过计算机平台，运用PLC可编程控制、油井示功图分析软件和浊度监测等技术，实现了油井参数自动采集分析、采油站自控输油、注汽

3、锅炉干度在线控制、联合站自动加药等地面系统的高效自动化控制。2 二次开发中应用的主要技术2.1 实现采油系统连续平稳运行2.1.1 油井远程液量计量及分析优化技术针对采油站计量分离器量油连续性差、精度低的问题，在辽河油田首次使用了油井远程产液量计量及分析优化系统，实现油井连续自动计量和工况分析。该系统能够从井口自动采集示功图、温度、压力，利用油井示功图量油技术，计算分析液量、泵效等参数，实现自动显示油井动态变化。系统根据检测数据，进行生产井参数优化设计、在线诊断、抽油机系统效率分析等。利用GPRS无线传输，在采油站、作业区建两级工作站进行实时监控和管理，并对异常情况报警，预测故障位置和故障原因

4、并进行相应提示。同时具备生产日报表打印，历史数据储存查询功能。该系统可以全天连续对油井生产情况及井口设备工作情况进行监控和分析，及时发现和处理现场出现的问题，最大限度地发挥油井的生产潜力，提高油田生产管理水平，简化地面工艺流程，实现节能降耗。2.1.2 加热炉远程监控技术针对老式水套加热炉自动调节差，能耗高，效率低的现状，在辽河油田首次采用自控相变加热炉，实现远程监控，节能降耗。该系统根据加热介质流量、进出加热炉温度、压力等参数，自动调节燃烧器火焰大小，使加热炉实际加热温度控制在稳定的目标范围内。通过远传视频控制系统，可以在值班室对加热炉工作情况进行监控。2.1.3 缓冲罐自控输油技术针对计量

5、接转站人工输油过程中，频繁启停泵，外输液量不均衡，能量消耗大的现状，采用输油自控工艺。该工艺由液位传感器，温度传感器，油罐液位变频自动控制仪，自动/手动切换开关，再配接采油站原有的缓冲罐、变频器、输油泵组成，技术指标见表1。液位传感器通过采集缓冲罐的液位高度，送往油罐液位变频自动控制仪，控制仪根据变频曲线控制变频器的输出以调整输油泵的转数，从而达到缓冲罐液面使缓冲罐液位保持在一定范围内，实现转油站自动、连续、平稳输油。同时设置缓冲罐高低液位报警系统、输油泵主轴温度报警系统、手动自动转换系统。表1 自控输油系统技术指标液位传感器可探测液位高度探测分辨率探测误差工作温度工作电压工作电流3m1cm&

6、#177;1cm150-40<1.5v10mA油罐液位变频自动控制仪频率控制范围频率控制精度温度测试范围温度测试精度工作电源工作环境050HZ0.02HZ-503000.2220ACV，0.5W-1050温度传感器型号pt100测试范围-50、+300不锈钢封装2.2实现注汽系统低耗高效运行2.2.1 注汽锅炉自控技术采用ECHO5706锅炉控制系统对原锅炉系统进行改造。该锅炉控制系统是集锅炉点火/停炉控制、经济燃烧控制、蒸汽干度控制、锅炉热效计算、锅炉运行数据显示于一体的注汽锅炉控制系统。ECHO5706注汽锅炉控制系统解决了原锅炉控制系统控制分散不便于操作、蒸汽干度无法自动检测、锅炉

7、燃烧调节困难、二次仪表比较分散不便于查看锅炉运行数据等问题，提高了锅炉自动化水平，降低了工人操作难度。2.2.2 高干度汽水分离器引进高干度汽水分离器系统（包括蒸汽分配计量系统和饱和蒸汽监测系统），同时为有效利用排放水的热能，将余热水引入采油站外输加热换热器，利用PC技术，与汽水分离器自动控制系统结合，通过对球体液面的自动控制，既保证干度，同时自动平稳输送90左右高温水到采油站换热，实现节能降耗。蒸汽分配计量系统结构采用等干度球形分配器，耐压18MPa、耐温350。计量采用喷嘴压差式计量方式，并采用计算机数据采集。其双波纹管压差计安装于房间内。饱和蒸汽监测系统是由中央管理级、现场控制级及通信网

8、络构成的两级集中供热监控系统。其中现场控制级，实现对现场的实时监控功能；上层的管理级，开发适用于系统管理的应用软件，该软件操作方便、人机界面友好、能够满足各种功能的需要。整个系统由管理级和现场级两部分组成，其中的管理级选用工业控制计算机，确保工作的可靠性和抗干扰性；现场级则将由现场传感器将测量的标准信号通过A/D转换变为数字信号，经RS485总线进入计算机。2.2.3 智能吹灰技术智能吹灰技术通过点燃一种特殊罐体中的空气和燃气的混合气，使其产生爆炸，新产生的燃气能量在较小的空间范围及很短的时间内进行集聚，并在局部造成高强度和高裂度的能量释放，产生足以破碎坚硬积灰层的强冲击波。同时，新生成的高温

9、高压燃气以极高的速度以冲击波的形式从罐体的喷嘴射出，作用在受热面的积灰层上，使积灰层被破坏而脱离受热面。由于燃气脉冲吹灰装置能够有效地控制吹灰要素所具备的能量和强度，所以能够清除各种锅炉、加热炉受热面上不同类型的积灰，并获得最佳效果。并可根据烟温的高低，把吹灰装置设计成自动控制，当烟气温度高于某一设定温度时，吹灰装置自动启动，当烟温降低后，吹灰装置自动停止。吹灰时，注汽锅炉不用停炉，即可完成吹灰全过程。2.3实现集输系统安全优质低耗运行2.3.1 自动加药技术对集输处理工艺中加药量不能实时调整，影响油水处理质量的现状，引进了德国E+H浊度监测和含油监测自动化技术，在联合站进行污水加药自动化工艺

10、改造。系统利用透射、散射法自动监测进站污水流量、污水中含油量和悬浮物含量，根据监测结果和设定的浓度控制变频器，调整加药泵排量，从而使加药量随着污水水质的变化进行实时调整，使加药更科学、更合理，保证了水质全过程达标，也降低了工人的劳动强度。2.3.2 长输管线在线监测技术针对辽河油田原油的特性和输油管道的状况，研制了一套输油管道泄露实时监控系统。该系统通过实时采集、传输和处理，实现输油管道在线泄露监测和定位，对现有输油管线监测系统各工作站的软件，采用基于分段积分算法的结构模式识别方法和基于小波分析的“能量故障识别方法”，判定管道泄漏信号的真伪，提高判定的准确性，减少误报率；采用一种非平稳输送条件

11、下的泄漏信号实时统计处理方法（序贯概率比检测法），可预设误报率，可以检测小的泄漏；针对辽河油田原油具有高粘度、高含蜡、高凝点必须加热输送的特点，采用压力梯度定位方法和温度梯度定位方法，与原常规的压力梯度法相比，定位精度大大提高；采用负压波技术对突发性的泄漏定位，考虑温度影响的新的负压波定位公式及快速算法，并采用了先进的信号处理和误差修正方法确定负压波拐点，提高了定位精度，定位精度可为管线长度的2%。另外，解决流量计量程不能根据现场变动进行调整的问题，解决流量输差出错的问题。2.3.3 DCS全程监控控制技术建立联合站自动化管理系统，采用分散控制，在队部值班室设中控室，配置上位机，各岗设置下位机

12、操作站，包括计量岗、外输岗、脱水岗、装车罐区、供水岗、污水岗。操作站监控本岗的过程参数，并通过光缆将信号远传中控室，完成对联合站温度、流量、压力、界位等200多个工艺参数点的实时监控。现场仪表采用变送器，输出420mA或15V工业标准信号，执行部件采用电动执行。现场控制单元采用PLC系统，完成数据的采集工作，实现回路的闭环控制功能、顺序控制功能。过程控制及数据检测，由各岗位的值班室工作站完成。各岗位的系统自成体系互不干扰，但是通过通信网络可以把各个控制回路连接在一起，传送到中控室。中控室设置上位机和工程师工作站，可以完成集中监控和维护。同时，在中控室建立OPC服务器，上级领导和生产管理人员可以

13、通过网络访问OPC服务器，及时了解生产数据，掌握现场情况。同时该系统具有声光报警功能，并自动显示报警位置图，两个或两个以上同时报警时采用画面更替循环，并在中央控制室的大型报警板上，可将联合站各报警点的状态显示出来。2.3.4 卸油含水自动监测技术卸油台含水自动计量监测系统采用短波发射技术，根据电磁波物理特性：不同频率的电磁波在通过同一介质，或同一频率的电测波通过不同介质时，介质所吸收的电磁波能量是不同的。通过感应电磁波能量的变化，可以检测含水量的高低。该装置同时具有数据报表生成、打印、数据储存、历史数据查询等功能。使用该系统可以有效解决人为误差，提高计量的准确率，降低员工的劳动强度。实现了捞油车进站检斤、取样、化验等一系列过程的闭环自动化管理，消除了人为因素影响。使卸油含水的取样化验更可靠、更准确。3 结 论（1）通过对采油、注汽、集输等系统自动化控制技术的综合研究，应用油井参数自动采集分析、采油站自控输油、注汽锅炉干度在线控制、联合站自动加药等技术，实现了油田地面系统数字化、自动化管理。（2）提高了工作效率，降低了劳动强度，增强了现场管理的连续性、及时性、准确性、可靠性，达到了安全、高效、低耗、平稳运行的目的。参考文献1檀朝东，罗晓明，檀朝銮.油水井远程监控液量自动计量及分析系统J.石油矿场机械，2007：36( 1):49522张殿文，秦芳晨，陈平.稠油计量站单井计量