摘要：为进一步开发应用油气生产物联网系统（Ａ１１），提升注水井日常管理的科学性和有效性，大庆油田某采油厂研发了注水井自动监控系统。该系统采用在井口加装流量自控仪和在干线两端分别加装两个压力变送器的改造方案，利用Ａ１１现有油井ＲＴＵ，使加装仪表能与工区中控室的工控机进行实时通信，实现了注水井水量自动计量及远程调节、油压泵压远传及异常报警、生产报表自动生成等功能。可使单井实现实时精准注入，提高了注水效果和计量精度。
０引言
为加快业务领域的数字化、信息化建设，全面提升企业的整体管理水平，中国石油天然气集团有限公司在《中国石油“十二五信息技术总体规划”》中提出了建设油气生产物联网系统（Ａ１１）项目，并立项开展试点和推广工作。大庆油田某采油厂作为Ａ１１示范工程试点单位之一，在２０１６年底实现了系统的整体上线运行。随着系统逐步深入推广使用，已经实现了对油井、计量间、联合站生产数据的自动采集、远程获取和生产预警等各项功能，提高了生产集输过程中日常管理的科学性、及时性和有效性。但是，作为生产管理重要组成部分的注水井管理并没有纳入项目建设之中。在以往的注水井管理模式中，采油工需要每天巡检两次，人工调控水量，不仅耗时费力，还存在调控误差，而且在两次巡检之间，如果压力水量发生变化，甚至会发生注水表“卡表”的现象，不能及时发现并调控。所以，为实现生产数据及时、准确、全面采集，为建设数字化油田打下坚实基础，技术人员以问题为导向，研发了一套注水井自动监控系统。该系统依托Ａ１１现有远程终端单元（ＲＴＵ）、通信网络、工控机，对注水井配水间工艺流程和Ａ１１组态系统进行了功能性改造。同时，结合注水井日常管理模式，编制了预警分析软件。建立起一套可实现注水井水量积算及远程调节、油压泵压远传及异常压力报警、生产报表自动生成的注水井自动监控系统。
１系统简介
如图１所示，Ａ１１油气生产物联网系统建设可分为数据采集与控制层、数据传输层、生产监控与管理层共三层模型架构。
注水井自动监控系统依托Ａ１１系统的三层模型架构，着重对数据采集与控制层和生产监控与管理层进行功能性改造，利用数据传输层支持远程数据发送，实现了注水井自动配水和远程监控管理的总体目标［１］。
在数据采集与控制层，该系统选择了在注水井井口加装带有电动执行机构的流量控制器，以及在干线来水口和去井口两端加装压力变送器的工艺改造方案，实现了日注水量、瞬时水量、压力的自动计量和瞬时水量调节的功能。同时，各加装仪表通过４８５通信电缆与Ａ１１现有油井ＲＴＵ相连，使ＲＴＵ能让采集和控制命令进行上传下达，将注水井自动配注体系嵌入进数据采集与控制层之中。
在数据传输层，ＲＴＵ利用心跳机制通过已经组网的ＭＩＣＷＩＬＬ通信网络，将数据发送至采油工区中控室的工控机上，并接收工控机下发的控制指令，实现整套系统的无线远程控制功能。
在生产监控与管理层，工控机先将ＲＴＵ上传的数据存储在实时数据库，并通过工控机上配置的组态系统实现监测、展示、控制与分析等功能；并将数据传递至油气水井生产数据管理系统（Ａ２）和采油与地面工程运行管理系统（Ａ５）的关系数据库，实现自动生成报表的功能［２］。
２系统组成
注水井自动监控系统的组成对应上文提到的三层模型架构，也分现场井口装置部分、ＲＴＵ部分、组态和预警系统部分。
２．１现场井口装置部分
现场井口装置部分通过在井口加装流量控制器，在干线来水口和去井口两端分别加装两个高压
压力变送器，达到采集累计流量、瞬时流量、泵压、油压等各项生产参数的目的。改造前后示意图如图２所示。
２．１．１流量控制器
针对注水井现场自动计量、自动配水的目标，所选的流量控制器必须配备电动执行机构用来根据设定值自行调节水量。方案选取的流量控制器———ＧＬＺ型电磁自控仪分为电动执行机构和电磁流量计两部分。其中电动执行机构由２２０Ｖ电源供电，向电磁流量计输出２４Ｖ电压，接受反馈回的流量模拟信号，并将水量数据通过ＲＳ４８５通信电缆向ＲＴＵ发送。两部分由法兰连接，电磁流量计可单好拆下，方便校验。
同时考虑到可能存在的通信故障、临时断电、水质差造成测量管径结构、卡住等实际生产情况。对流量控制器进行了定制改装。改装后的控制器可在通信故障时，存储保存上一通信节点的设定值，从而进行水量调节。电磁流量计部分加装蓄电池，可在停电时保存累计流量，具备“通信故障时不影响正常恒量配水、停电不影响正常计量”的优点。测量管通过电磁感应原理进行测量，管内无活动及阻流部件，不堵塞、压损小，减少了卡表情况的出现。
当流量控制器通过就地人工设置或远程设置某一个流量值后。执行机构会根据设定的流量自动通过电机的旋转调节阀门的开启度（ＰＩＤ控制），周期性地将所测量到的瞬时流量值与该设定流量值相比较。当前瞬时流量大于设定值并超出规定范围时，流量控制器会发出指令，启动电机将流量阀关小；当前瞬时流量小于设定值并超出规定范围，流量控制器会发出开大流量阀的指令，直至瞬时流量接近或等于设定数值为止，如图３所示。流量的比较和流量阀的调整周期为５ｓ。为了避免流量频繁波动，不进行流量调整的死区范围为０．１ｄｅｇ／ｈ。从而自动调整高压注水流量，达到自动控制的目的。
执行机构是经过减速装置的电机驱动装置，包括电机和阀门组件（蜗杆减速－阀芯阀套和密封件）。它具有电子位置显示、阀门位置指示、电子限位、机械限位、手动调节功能。在手动状态调节阀门时，由于减速装置和阀门压力自平衡系统的作用，手轮很轻，易于准确调节，省时省力。
２．１．２压力变送器
在注水井自动监控系统中，两块压力变送器安装在干线来水口和去井口两端，负责采集泵压和油压数据，数据传输与流量控制器共同采用ＲＳ４８５通信模式，利用总线分配器将流量控制器和两块压力变送器的通信电缆合为一组进行敷设，节约材料成本和屏蔽难度。同时配备了ＬＣＤ显示和就地菜单操作的功能，满足操作人员现场观察压力变化的需要。仪表自身的电源、通信与被测介质全部隔离，具有计量准确、可靠性高的优点。
２．２ＲＴＵ部分
注水井自动监控系统选择改造的ＹＣＫ－４井场ＲＴＵ（以下简称ＲＴＵ）是大庆油田某采油厂井场控制系统的核心，主要实现对整个系统的控制和管理，把各测试单元采集到的数据传输到上位机，并根据上位机要求对各个测控单元发送控制命令，通过有线通信电缆和无线网络采集油井井场测试设备的数据，实现单井数据采集和控制管理的功能。ＲＴＵ具有３２位１００ＭＨｚ的ＣＰＵ处理系统，丰富的通信和信号采集接口，满足油田野外（－４０～＋８５）℃工作环境，具有低功耗、多用途、可靠性强等优点［３］。
基于ＲＴＵ可用功能和采集方式，注水井自动监控系统与井口仪表基于ＲＳ４８５有线通信电缆和ＭＯＤＢＵＳ通信协议进行通信，将ＲＴＵ固件进行升级，新增寄存器区域用来存贮注水井数据的办法。通信电缆的接线则采用跟井口仪表供电的动力电缆同沟敷设，与之前用ＲＳ４８５有线通信电缆串联接入的方案。这样没有额外增加工程量，节省了投资。方案示意图如图４所示。
２．３组态和预警系统部分
由于大庆油田Ａ１１建设采用ＩＰＶ６无状态获取机制，设备上线必须依赖油井心跳机制建立上位机的组态系统与油井ＩＰ的映射关系，ＲＴＵ再通过ＭＩＣＷＩＬＬ无线通信将心跳数据包发送至工控机。正如前文所述，注水井自动监控系统依托Ａ１１现有油井ＲＴＵ，所以注水井数据也必须依赖油井心跳机制建立ＩＰ映射关系［４］。
所以对依托现有油井ＲＴＵ的注水井系统来说，就是将注水井井号与地衣口油井的ＩＤ绑定，当该油井登录后，就可以通过该油井的ＩＰ访蝧hou⑺荨Ｈ缫院蟪鱿侄缘ズ梦⑺掳沧埃遥裕盏那榭觯徒⒁豢诳沼途⑺肟沼途桑陌蠖āＳ途锹己螅涂梢酝ü糜途模桑蟹梦shou⑺荩扌敫谋渥樘绦蚝褪菘饨峁梗奖阕樘低承略觯桑辖诘恪?/div>
具体绑定心跳系统的做法为：shou先需要将ＲＴＵ的设备ＭＡＣ地址，通信方式、工控机的ＩＰ地址、端口号在工控机的组态系统上注册。然后将注水井井号和油井井号用设备ＭＡＣ地址加以绑定，设置工控机读取ＲＴＵ存贮注水井数据的寄存器地址。#后添加需要展示的注水井井口压力、流量数据、报警信息等项目和远程设置瞬时水量的指令窗口［５］。
同时，在组态系统展示的基础上，利用工控机实时数据库推送至数据中心关系数据库的大数据，我们对各生产数据进行了深度开发。新建的注水井实时监测系统，含有详细的报表统计、图形分析和数据导出功能，便于进行日报统计、工况分析和异常报警，满足各级管理、技术人员对生产数据的需求，提高了管理和分析水平。
３系统应用及效果
２０１７年９—１２月，注水井自动监控系统在大庆油田某采油厂油矿采油工区所辖的８０口注水井进行了试运行。其应用效果良好，受到了各单位的认可。该系统主要的应用效果如下：
（１）实现了注水井水量积算及远程调节、油压泵压远传及异常压力报警、生产报表自动生成等功能，极大地方便了油田生产管理，提高了管理精度。
（２）跟踪月度注水完成率平均为３．９４％，远小于要求，在提高注入和计量精度的同时，降低了注水能耗损失，节能效果明显。
（３）员工在中控室的工控机上就可以远程实现资料的录取和水量的调节，在大幅降低劳动强度的同时，减少了高压操作的安全隐患。
（４）预警系统对高压及时报警减少了对地层和套管的损害，对低压报警减少了管线穿孔造成的安全环保问题。管理人员可以根据报警情况及时采取相应措施，提高生产效率。
（５）生产曲线自动绘制以及工况诊断分析等智能分析系统运行，能有效帮助基层人员提高分析水平。
４结语
注水井自动监控系统在大庆油田某采油厂油矿试点的成功运行，证明了该系统实现了注水井水量积算及远程水量设定调节、油压泵压力远传及异常压力报警、生产报表自动生成等功能，改写了员工必须野外抄表、调节水量的历史，也使管理人员、技术人员在电脑上可实时监控、分析生产情况。在减轻员工劳动强度的同时，实现了精准注入。并且改造过程依托Ａ１１系统现有ＲＴＵ设备，可节约改造投资费用，降低施工成本，对已开发建设和预计开发建设Ａ１１系统工程的采油工区来说，具有推广、应用价值。
当然，在系统运行过程中还发现一些不足，需要进一步完善：
（１）大庆油田地处东北，冬季#低温度可达－３０℃～－４０℃。高压压力变送器的引压管中含油污水容易发生冻堵现象。解决办法是在引压管处加装发热装置或用凝固点在－５０℃的硅油作隔离介质，保证了冬季室外工作的需要。
（２）没有在井口加装测量注水井套压的高压压力变送器，对工况分析造成一定的限制，将在后续工作中加以改进。
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