李高鵬，樓海龍

（1.中海油伊拉克公司，天津 300459；2.中海油采油技術服務有限公司，天津 300459）

0 引言

中東某陸地油田井口分散于方圓200 km2范圍內，其控制系統(tǒng)至今仍沿用20世紀70年代設計的氣動控制系統(tǒng)，沒有任何的報警和關斷設備，且現(xiàn)有儀控設備年久失修、老化嚴重、缺乏備件，勉強維持運行，更不具備實時監(jiān)測報警功能，無法實時監(jiān)控和記錄井場及脫氣站內的生產過程參數(shù)，如壓力、液位和溫度等。加之受戰(zhàn)爭沖擊，給生產管理造成極大的困難。中資油企接管后制定了一系列大的改造計劃，但面對該國戰(zhàn)后復雜的社會環(huán)境，物資采購、物流運輸、施工資源協(xié)調等都面臨巨大的困難，決定在原有設施基礎上對井場和脫氣站進行了過渡性改造。

為了滿足中資公司接手后大規(guī)模生產和健康安全環(huán)保要求，主要實施了2個部分改造：（1）在脫氣站建立了基于某國產ECS－700中控DCS系統(tǒng)，實現(xiàn)對井場及脫氣站的遠程監(jiān)控；（2）在各個井場建立了基于橫河FCN－RTU小型PLC的井口數(shù)據(jù)監(jiān)控系統(tǒng)，用于遠程監(jiān)控井場生產狀態(tài)。

通過改造項目的實施，建立了從井場到脫氣站的DCS生產過程監(jiān)控系統(tǒng)，提高了油田的數(shù)字化和自動化水平，同時也為在特殊的社會和自然條件下的工程實踐積累了經驗。

1 脫氣站DCS升級改造

1.1 脫氣站概況

脫氣站（De－Gas Station）的原有流程相對簡單，對各個井場的原油進行3級脫氣處理：一級分離器設定控制壓力1 MPa；二級分離器設定壓力0.5 MPa；三級分離器常壓，氣相直接通過火炬放空，經過3級分離的油水混合液送往氣動外輸泵（依靠一級分離器高壓燃氣作為動力源）和電動外輸泵，泵送至終端廠。脫氣站內還配有一臺計量分離器用來計量單井的氣/液產量。同時脫氣站還配備了生產相關輔助系統(tǒng)，如化學藥劑系統(tǒng)、消防系統(tǒng)、供配電系統(tǒng)、柴油系統(tǒng)及生活辦公設施等。脫氣站的主流程如圖1所示。

圖1 脫氣站的主流程Fig.1 Main De－Gas station process

1.2 脫氣站控制系統(tǒng)改造背景及必要性

由于脫氣站內之前采用的基地式氣動儀表控制系統(tǒng)已投用多年，如圖2所示。該系統(tǒng)一方面是存在老化備件采購苦難；另一方面，由于氣動式控制儀表的信號傳輸介質是壓縮空氣，其原理是將壓力、液位等信號轉換成壓縮空氣的壓力變化傳輸?shù)綒鈩涌刂破?，氣動控制器再通過杠桿、噴嘴/擋板等機械機構輸出相應壓力的壓縮空氣到執(zhí)行機構（如調節(jié)閥），進而引起調節(jié)閥開度的變化以期達到對壓力/液位的控制。因此氣動控制儀表存在諸如精度低、響應慢、無法遠傳進行集中監(jiān)控，及無法查看歷史數(shù)據(jù)等缺點，進行DCS的現(xiàn)代化改造是很有必要的。

圖2 基地式氣控系統(tǒng)原理Fig.2 Field mounted control system schematic

本項目通過引入ECS－700 DCS系統(tǒng)，對脫氣站進行數(shù)字化改造。如圖3所示。經過改造后，過程控制主要是通過電信號完成，消除了原來氣動控制系統(tǒng)精度低、響應慢、無法遠程監(jiān)控和記錄歷史的缺點[1]。

圖3 DCS控制系統(tǒng)現(xiàn)場原理Fig.3 DCS field control schematic

1.3 ECS－700DCS控制系統(tǒng)

ECS－700系統(tǒng)是某國產大型高端DCS控制系統(tǒng)。該系統(tǒng)具備完善的工程管理功能，包括多工程師協(xié)同工作、組態(tài)完整性管理、在線單點組態(tài)下載、組態(tài)和操作權限管理等，并提供相關操作記錄的歷史追溯。系統(tǒng)支持16個控制域和16個操作域，每個控制域和操作域均支持60個控制站和操作站，單域支持位號數(shù)量達到65 000點。

ECS－700系統(tǒng)安全可靠。系統(tǒng)所有部件都支持冗余，在任何單一部件故障情況下系統(tǒng)仍能正常工作。ECS－700系統(tǒng)具備故障安全功能，輸出模塊在網絡故障情況下，進入預設的安全狀態(tài)，保證人員、工藝系統(tǒng)或設備的安全。

ECS－700系統(tǒng)融合了最新的現(xiàn)場總線技術和網絡技術，支持PROFIBUS、MODBUS、FF、HART等國際標準現(xiàn)場總線的接入和多種異構系統(tǒng)的綜合集成。

ECS－700系統(tǒng)由控制節(jié)點、操作節(jié)點及系統(tǒng)網絡等構成。本系統(tǒng)主要包括ECS700控制器、操作站和工程師站、I/O通訊模塊、I/O模塊、交換機、COM741以太網Modbus通訊擴展模塊[2]。

1.4 脫氣站DCS系統(tǒng)主要實現(xiàn)功能

通過對現(xiàn)場各個系統(tǒng)加裝各類型的電子傳感器，該DCS系統(tǒng)基本實現(xiàn)了對整個脫氣站生產狀況的全面監(jiān)控，具體功能及控制系統(tǒng)架構如下所示[3－4]。

圖4 ECS－700系統(tǒng)數(shù)據(jù)流Fig.4 ECS－700 system data stream

（1）實現(xiàn)對生產參數(shù)的監(jiān)控：采集并監(jiān)控各級分離器的壓力、液位、流量、溫度，實現(xiàn)對壓力和液位的精準控制。

（2）實現(xiàn)對外輸量的控制：對外輸泵的運轉情況進行監(jiān)控，對于氣動外輸泵GDP（GasDrivenPump）將根據(jù)第3級分離器的液位調節(jié)GDP的供氣調節(jié)閥開度，進而控制GDP的轉速，達到控制3級分離器液位的目的；對于電動外輸泵EDP，則根據(jù)第3級分離器的液位來控制EDP出口的調節(jié)閥開度來控制外輸量，以達到控制3級分離器液位。

（3）實現(xiàn)對外輸泵的控制：在中控DCS界面上實現(xiàn)對GDP/EDP的啟停、電機和泵體的溫度、震動監(jiān)測及主備泵的切換。

（4）實現(xiàn)對其他系統(tǒng)的監(jiān)控：同時對化學藥劑的液位情況、柴油罐的液位、消防水罐的液位引入DCS進行監(jiān)控。

（5）實現(xiàn)對DCS電源系統(tǒng)的監(jiān)控：對DCS系統(tǒng)的UPS電源的工作狀態(tài)的監(jiān)控。

（6）實現(xiàn)對井口生產系統(tǒng)的監(jiān)控：由于各個井場分散，井場到脫氣站距離幾百米到幾千米不等，給井場的管理帶來極大的不便。基于DCS系統(tǒng)強大的集成功能，通過在井場建立一套基于橫河FCN－RTU的井口控制系統(tǒng)，通過微波通訊建立井場和中控DCS的數(shù)據(jù)通訊，從而將各個井場也納入到系統(tǒng)中，實現(xiàn)從井口到脫氣站上下游一體化的集中管理。通過遠程監(jiān)控井場生產參數(shù)極大地提高管理的便利性，節(jié)約成本，降低勞動強度。第2章節(jié)將著重介紹井口控制系統(tǒng)。脫氣站及井場控制系統(tǒng)架構如圖5所示。

圖5 脫氣站及井場控制系統(tǒng)架構Fig.5 De－Gas station and wellpad control system plot

2 井口控制系統(tǒng)

井口控制系統(tǒng)主要實現(xiàn)當井口出現(xiàn)異常高低壓、火災情況時，快速實現(xiàn)對油井的遠程關斷和井口控制盤就地自主關斷，以期達到安全生產和環(huán)保的目的。該系統(tǒng)主要包括井口控制盤，關斷閥，橫河STARDOM系列FCN－RTU控制器，太陽能電池電源系統(tǒng)，微波/光纖數(shù)據(jù)通訊系統(tǒng)[5]。其拓撲結構如圖6所示。

圖6 井口控制系統(tǒng)Fig.6 Wellhead control systems chematic

2.1 井口控制盤

該油田共有2種井口控制盤，其控制邏輯完全一樣，只是根據(jù)驅動關斷閥的介質不同主要分為氣動井口控制盤和液壓井口控制盤。其動力源均來自2個15 MPa的氮氣瓶。本文以氣動井口盤為例，氮氣瓶的壓力經過減壓閥后，將壓力降至50～70 PSI作為系統(tǒng)的控制氣源及氣動關斷閥的驅動氣源。

井口控制盤下部的防爆接線箱，同時也是RTU、網絡交換機、太陽能控制器、微波調制器等控制元件安裝位置。

井口盤主要通過4種方式實現(xiàn)對井口關斷閥的開關操作：

（1）通過安裝在井口生產管線上的高低壓壓力開關動作實現(xiàn)。當井口發(fā)生異常壓力時，高（344.75 MPa）/低壓（4.8 MPa），觸動高低壓開關，切斷井口盤的控制回路氣源，引起關斷閥關閉。

（2）通過井口采油樹附近的易熔塞回路動作實現(xiàn)。當井口發(fā)生異常高溫時（＞139℃），導采油樹附近的易熔塞融化，引起井口盤控制回路失壓，進一步引起關斷閥的關閉。

（3）RTU接受脫氣站中控指令，切斷井口盤內的電磁閥24 V供電，從而切斷控制氣源，引起關斷閥關閉。

（4）通過井口控制盤盤面的手柄，手動泄放控制回路氣源壓力，引起關斷閥關閉。

2.2 太陽能系統(tǒng)

起初由于各個井口比較分散，無法通過市電供電，在設計上為每個井口配備了太陽能24 V直流電源系統(tǒng)，為井口的RTU控制器，壓力變送器，微波通訊系統(tǒng)，CCTV視頻攝像頭等供電。該系統(tǒng)由48 VDC太陽能板，24 V蓄電池組，和PHOCOS－PL40太陽能充電控制器組成。其系統(tǒng)架構如圖7所示。

圖7 太陽能電源系統(tǒng)Fig.7 Solar power system

太陽能系統(tǒng)將為井口各種傳感器、CCTV系統(tǒng)、RTU控制器、微波通訊系統(tǒng)等提供電源。

2.3 RTU控制器

RTU控制器是實現(xiàn)油井遠程監(jiān)控的核心。該項目采用了日本橫河出品的低功耗、高可靠性的FCN－RTU，其主要由電源模塊、CPU和通訊模塊以及I/O模塊組成。該控制器結構緊湊、功耗低，可適應－40～70℃環(huán)境，該控制器集成了4個串口通訊接口和1個以太網通訊接口以及集成I/O卡（AI：12點，AO：2點，DI：16點，DO:8點，Pulse：2點，電池電壓：1點），便于和下級設備及上級DCS系統(tǒng)進行數(shù)據(jù)集成[6]。

2.3.1 RTU主要實現(xiàn)功能

（1）通過2線制儀表電纜直接采集油嘴上游采油樹的壓力、油嘴下游生產管線的壓力和溫度、井口控盤的控制回路氣源壓力，及太陽能系統(tǒng)電池壓力，并將以上信號傳送到脫氣站的中控DCS系統(tǒng)內進行監(jiān)控。

（2）通過RTU自帶的RS485接口和Modbus協(xié)議實現(xiàn)井口控制盤和井下電潛泵ESP控制柜的通訊，讀取變頻柜（VSD）的運行狀態(tài)和井下電潛泵的溫度壓力等數(shù)據(jù)，并傳送到脫氣站DCS進行監(jiān)控。

（3）接受來自脫氣站中控DCS的指令，遠程關斷井口生產管線上的關斷閥，或遠程關停ESP。

2.3.2 RTU的數(shù)據(jù)采集和傳輸

RTU和VSD之間是通過RJ45和RS485接口的Mod?bus通訊協(xié)議實現(xiàn)數(shù)據(jù)傳輸，而RTU和中控DCS之間是通過RJ45接口的TCPIP Modbus協(xié)議實現(xiàn)數(shù)據(jù)傳輸[7]，如圖8所示。

圖8 井場與脫氣站DCS間數(shù)據(jù)流Fig.8 Data stream between wellhead and DCS

當RTU和VSD之間建立通訊，此時RTU作為Mod?bus通訊的Master主站，而VSD作為Slave從站。在RTU內通過編程，根據(jù)要讀取的各個數(shù)據(jù)的VSD側Modbus地址，從而讀取到ESP的運行參數(shù)，以及向VSD發(fā)送停機命令[8]。

當RTU和脫氣站DCS進行通訊時，此時RTU又作為Modbus從站，而中控DCS作為Modbus主站。在RTU內通過編程，按照預設的各個參數(shù)的Modbus地址讀寫相關參數(shù)。

2.4 微波通訊系統(tǒng)

微波通信是使用波長在0.1 mm～1 m之間，頻率范圍在300 MHz～300 GHz的電磁波進行的通信。微波通信最大的特點是不需要固體介質的視距通信（50 km左右），超過視距需要中繼轉發(fā)。同時微波具有通信容量大、質量好的特點。

鑒于以上特點，BUS2脫氣站距離周邊井場一般在10 km內，而且安裝運維方便。項目初期，井場和脫氣站的通訊主要依靠微波通訊，后期隨著新井井場的建設，將沿著生產管線同時鋪設光纖連接井場和脫氣站，屆時將采用光纖和微博雙通道互為備用的通訊模式。依靠太陽能電源，通過POE交換機實現(xiàn)將RTU的生產數(shù)據(jù)和CCTV視頻信號通過微波發(fā)射單元傳送至脫氣站，同時接受中控指令。其網絡拓撲結構如圖9所示。

圖9 井場與脫氣站DCS間通訊拓撲圖Fig.9 Communication Topological graph between wellhead and DCS

3 結束語

通過本文改造基本實現(xiàn)了對脫氣站生產處理設施過程控制參數(shù)及脫氣站生產相關輔助系統(tǒng)，如化學藥劑、消防水、柴油等參數(shù)的遠程監(jiān)控；實現(xiàn)了對各個井口的遠程監(jiān)控，極大地降低了人工巡檢的強度，節(jié)約了人力物力成本。同時，該項目的改造完成，為在戰(zhàn)亂地區(qū)進行油田的過渡性改造積累了經驗，為我國在海外油田的經營提供了參考和借鑒意義。