規(guī)模自動化技術(shù)在煤層氣田開發(fā)中的應(yīng)用——以沁水盆地南部樊莊區(qū)塊為例

摘 要

摘要：沁水盆地南部煤層氣田具有復(fù)雜山地地貌、低壓生產(chǎn)和低成本開發(fā)等特點(diǎn)，在生產(chǎn)中存在數(shù)據(jù)獲取、設(shè)備控制和安全保障等一系列問題。為此，①通過自主研發(fā)井場無線采集技術(shù)，在國
摘要：沁水盆地南部煤層氣田具有復(fù)雜山地地貌、低壓生產(chǎn)和低成本開發(fā)等特點(diǎn)，在生產(chǎn)中存在數(shù)據(jù)獲取、設(shè)備控制和安全保障等一系列問題。為此，①通過自主研發(fā)井場無線采集技術(shù)，在國內(nèi)煤層氣生產(chǎn)中率先實現(xiàn)了全井場生產(chǎn)數(shù)據(jù)的無線采集、傳輸，實現(xiàn)了橇裝施工和快速鏈接，解決了山區(qū)復(fù)雜地貌生產(chǎn)數(shù)據(jù)采集及傳輸?shù)牟季€難題，減少了現(xiàn)場維護(hù)工作量；②打破煤層氣田生產(chǎn)與監(jiān)控管理站點(diǎn)間的地域界限，應(yīng)用基于ArchestrA Framework架構(gòu)的網(wǎng)絡(luò)化監(jiān)控技術(shù)進(jìn)行二次開發(fā)，通過模板化開發(fā)、網(wǎng)絡(luò)化實施、多用戶協(xié)作、集中化存儲，實現(xiàn)了煤層氣自動化系統(tǒng)“兩級三地”的遠(yuǎn)程部署、分布式監(jiān)控模式；③按照“緩慢、長期、持續(xù)、穩(wěn)定”的抽排基本原則，建立起了煤層氣智能排采控制模型，以排采過程中液面高度、液面下降速度、井底流壓、套壓等為主要控制參數(shù)，采用智能排采技術(shù)，實現(xiàn)了排采設(shè)備的生產(chǎn)參數(shù)自動調(diào)整，改變了煤層氣井固定的生產(chǎn)制度，降低了對煤層的傷害。運(yùn)用以上技術(shù)，建成了管理控制521口排采井、6座集氣站和1座處理中心的自動化系統(tǒng)，達(dá)到了平穩(wěn)運(yùn)行、安全生產(chǎn)、降低勞動強(qiáng)度、提高生產(chǎn)管理水平、實現(xiàn)規(guī)模效益的目的。
關(guān)鍵詞：沁水盆地南部；煤層氣田開采；規(guī)模自動化；數(shù)據(jù)無線采集；網(wǎng)絡(luò)化監(jiān)控；智能排采
    沁水盆地南部的煤層氣田具有“低壓、低產(chǎn)、低滲、低飽和”的特點(diǎn)，本文以滿足煤層氣氣田“低成本、大規(guī)模開發(fā)”的需要[1]，以沁水盆地南部煤層氣田樊莊區(qū)塊為例，重點(diǎn)介紹了一系列適用于山地地貌煤層氣田開發(fā)的自動化技術(shù)得以規(guī)模化應(yīng)用的情況。希望對國內(nèi)煤層氣田的開發(fā)建設(shè)有借鑒作用。
1 煤層氣田開發(fā)方案概述
    煤層氣采、集、輸?shù)牧鞒檀笾路譃椋好簩託饩ㄟ^排水降壓，解析采氣，單井氣采用串、并聯(lián)方式進(jìn)入集氣站；經(jīng)過集氣站分離、增壓后，再通過集氣管線輸往中央處理廠；通過分離、增壓、脫水處理、計量后，經(jīng)外輸管線輸入西氣東輸管道[2]。
    自動化系統(tǒng)建設(shè)作為煤層氣田開發(fā)的重要組成部分，采用軟、硬件一體化的規(guī)模解決方案，主要根據(jù)生產(chǎn)現(xiàn)場相關(guān)工藝流程和控制參數(shù)要求，進(jìn)行低成本、適應(yīng)山地特點(diǎn)的煤層氣排采井、集氣站、中央處理廠生產(chǎn)參數(shù)數(shù)據(jù)采集、傳輸、排采調(diào)控；遠(yuǎn)程實時監(jiān)控、管理等相關(guān)技術(shù)的研發(fā)和規(guī)模應(yīng)用。下面就規(guī)模自動化技術(shù)進(jìn)行介紹。
2 規(guī)模自動化技術(shù)系列
2.1 研發(fā)原則
    1) 本著安全可靠、規(guī)模應(yīng)用的思想，研究、推廣符合煤層氣田開發(fā)要求的自動化技術(shù)，形成先進(jìn)、低成本適于規(guī)模開發(fā)的自動化技術(shù)系列。
    2) 滿足煤層氣田生產(chǎn)安全和人身安全的要求，緩解人力資源緊缺的狀況，配合地面工程取得規(guī)模效益，實現(xiàn)采、集、輸系統(tǒng)生產(chǎn)平穩(wěn)運(yùn)行。
2.2 規(guī)模自動化技術(shù)
2.2.1煤層氣田井場數(shù)據(jù)無線采集、遠(yuǎn)程測控技術(shù)
   為解決排采井生產(chǎn)數(shù)據(jù)的采集、參數(shù)的遠(yuǎn)程調(diào)節(jié)和設(shè)備遠(yuǎn)程啟?？刂频膯栴}，研發(fā)了井場無線采集、遠(yuǎn)程測控技術(shù)，采用微功耗無線傳感器技術(shù)，在國內(nèi)煤層氣生產(chǎn)中率先實現(xiàn)了全井場生產(chǎn)數(shù)據(jù)的全天候無線采集、傳輸，各個監(jiān)測點(diǎn)無電纜連接，解決了山區(qū)復(fù)雜地貌生產(chǎn)數(shù)據(jù)采集及傳輸?shù)碾y題，實現(xiàn)了橇裝化施工，減少了現(xiàn)場施工和維護(hù)工作量，突破了單井傳統(tǒng)的數(shù)據(jù)采集方式。
   該技術(shù)主要由無線數(shù)據(jù)采集控制器(RTU)和生產(chǎn)參數(shù)無線采集模塊組成。
   1) RTU是整個系統(tǒng)控制核心；安裝在各個排采井上，可直接接入井底壓力、電機(jī)啟停狀態(tài)等檢測信號，可直接輸出電機(jī)啟停等控制信號。同時通過短距離無線通訊模塊，實現(xiàn)載荷、壓力、流量等參數(shù)的采集，并將多項參數(shù)融合傳輸至遠(yuǎn)端中控室。
   2) 生產(chǎn)參數(shù)無線采集模塊；引入網(wǎng)絡(luò)傳感器理念，研發(fā)了一系列具有微處理器的無線傳輸模塊和無線網(wǎng)絡(luò)傳感器，使用高能電池供電。同井場傳感器間由地址區(qū)分，采用統(tǒng)一頻點(diǎn)，形成智能微型網(wǎng)絡(luò)，實現(xiàn)RTU與傳感器之間的無線通訊，不受井場環(huán)境的影響。各個井場之間則由不同頻點(diǎn)區(qū)分，構(gòu)成區(qū)域性監(jiān)控群，取消了RTU與傳感器之間的電纜連接線。
2.2.2基于ArchestrA Framework架構(gòu)的網(wǎng)絡(luò)化監(jiān)控軟件開發(fā)
    隨著網(wǎng)絡(luò)技術(shù)的發(fā)展，網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)軟件以其分散的數(shù)據(jù)處理、良好的遠(yuǎn)程交互、可擴(kuò)展的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)已經(jīng)被越來越多的人認(rèn)可。
    為了滿足相距從幾千米到幾十千米不等的不同地域煤層氣田生產(chǎn)、管理站點(diǎn)的不同監(jiān)控需求，基于ArchestrA Framework架構(gòu)的網(wǎng)絡(luò)組態(tài)解決方案，進(jìn)行二次開發(fā)。組態(tài)軟件系統(tǒng)由工程師站、數(shù)據(jù)服務(wù)器、瀏覽服務(wù)器、監(jiān)控機(jī)等組成，采用星形網(wǎng)絡(luò)連接，通過模板化開發(fā)、實施網(wǎng)絡(luò)化、多用戶協(xié)作、集中化存儲，實現(xiàn)了煤層氣自動化系統(tǒng)“兩級三地”的遠(yuǎn)程部署、分布式監(jiān)控模式。極大地節(jié)省了安裝、調(diào)試和維護(hù)的人員和時間，提高了工作效率。
2.2.3煤層氣井智能排采技術(shù)
    煤層氣井生產(chǎn)是一個較長時期的排水-降壓-采氣過程[3]。煤層氣井的排采控制技術(shù)對煤層氣高效生產(chǎn)有重要影響。合理的排采工作制度可以避免煤儲層受到傷害，確保氣井的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)，保證資源最大化的采出。不合理的排采方式，輕則影響排采效果，重則對氣井產(chǎn)能造成難以恢復(fù)的傷害。國外煤層氣定量排采與自動調(diào)控設(shè)備和軟件的價格昂貴，單井約需要80萬元，核心技術(shù)引進(jìn)困難，且國外的技術(shù)也不完全適合國內(nèi)復(fù)雜地質(zhì)環(huán)境下的排采生產(chǎn)[4]。
    按照“緩慢、長期、持續(xù)、穩(wěn)定”的抽排管理基本原則[5]，以井底流壓、井口壓力的實時監(jiān)測為基礎(chǔ)，建立了煤層氣智能排采控制模型，排采過程中以井筒液柱高度、液面下降速度、井底流壓、套壓、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量、粉煤灰等為主要控制參數(shù)；自主研發(fā)自動調(diào)控設(shè)備和軟件，采用PWM脈寬調(diào)制技術(shù)，實現(xiàn)了排采設(shè)備按照設(shè)定值進(jìn)行生產(chǎn)參數(shù)自動調(diào)整，改變了煤層氣井固定的生產(chǎn)制度，降低了對煤層的傷害，以保證壓降面積擴(kuò)大與解吸速率的良好匹配，促進(jìn)了單井產(chǎn)量實現(xiàn)高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。實現(xiàn)了平穩(wěn)降壓，達(dá)到“控制準(zhǔn)確、穩(wěn)定生產(chǎn)、長期開發(fā)”的目的。根據(jù)煤層氣排采不同階段的需要，智能調(diào)控的方式有2種：有序降壓控制法和恒壓控制法。智能排采系統(tǒng)原理見圖1。
 

3 應(yīng)用情況
3.1 煤層氣田井場無線采集、遠(yuǎn)程測控技術(shù)應(yīng)用情況
    目前，華北油田公司在山西沁水盆地實施的煤層氣SCADA系統(tǒng)系統(tǒng)，已覆蓋了521口單井、6座集氣站及1座中央處理廠，實現(xiàn)了單井全部監(jiān)控和集氣站、處理中心重點(diǎn)工藝流程、設(shè)備自動控制，重要設(shè)備全天視頻監(jiān)視。
3.2 網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)監(jiān)控軟件應(yīng)用情況
    煤層氣自動化監(jiān)控系統(tǒng)由多人協(xié)作同時開發(fā)完成，組成由21臺工控機(jī)組成的“兩級三地”遠(yuǎn)程監(jiān)控網(wǎng)絡(luò)，分布在方圓100km2的山區(qū)，最遠(yuǎn)處距監(jiān)控點(diǎn)70km，覆蓋了整個煤層氣由井、站、處理廠工藝流程全過程。圖2為某個區(qū)域單井監(jiān)控界面示意圖。
3.3 智能排采技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用情況
    實現(xiàn)了對不同種類排采設(shè)備的自動控制，實現(xiàn)了參數(shù)的采集(運(yùn)行時間、管壓、套壓、井底流壓、瞬時氣量、變頻器電流、變頻器頻率、泵扭矩、泵轉(zhuǎn)速和沉沒度)和遠(yuǎn)程自動液面控制功能，實現(xiàn)了排采井恒液面/變液面控制，達(dá)到了煤層氣排采井的生產(chǎn)要求，為動態(tài)調(diào)整生產(chǎn)參數(shù)提供了新的方法，使排采井的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)成為可能。
4 結(jié)束語
    山西沁水盆地南部數(shù)字化煤層氣田示范工程通過3年多的自動化系統(tǒng)建設(shè)，在國內(nèi)率先采用低成本可規(guī)模化推廣的自動化技術(shù)，形成了動態(tài)監(jiān)控、平穩(wěn)控制、安全調(diào)度為特色的具有自主知識產(chǎn)權(quán)的數(shù)字化系列技術(shù)，實現(xiàn)了煤層氣生產(chǎn)過程自動化管控，達(dá)到了全崗位無人值守，全過程Ih動控制，全方位監(jiān)視管理，減少了用工，減輕了勞動強(qiáng)度，降低了操作成本，極大地提高了經(jīng)濟(jì)效益。同時，最大限度地滿足了煤層氣開發(fā)和安全生產(chǎn)要求，建成了“我國首個數(shù)字化、規(guī)?；簩託馓锸痉豆こ?rdquo;[6]。為今后進(jìn)一步開發(fā)煤層氣能源，建設(shè)相關(guān)配套自動化系統(tǒng)奠定了技術(shù)基礎(chǔ)。
    1) 通過煤層氣田井場數(shù)據(jù)無線采集、遠(yuǎn)程測控技術(shù)應(yīng)用，建成了管控521口單井、6座集氣站、359km采集氣管線和1座年處理10×108m3的處理中心的自動化系統(tǒng)。實現(xiàn)了平穩(wěn)運(yùn)行、安全生產(chǎn)；減輕了勞動強(qiáng)度，降低了操作成本；提高了生產(chǎn)管理水平，年生產(chǎn)煤層氣能力已達(dá)6×108m3，實現(xiàn)了新能源的規(guī)?；虡I(yè)化運(yùn)營，實現(xiàn)了規(guī)模效益。
    2) 隨著自動化技術(shù)的規(guī)?；瘧?yīng)用，簡化了數(shù)據(jù)處理和指令下達(dá)的流程，可以有效提高生產(chǎn)管理方面的感知能力和快速反應(yīng)能力，使生產(chǎn)管理向扁平化、集約化模式改變，實現(xiàn)了“兩級三地”管理模式。
    3) 通過適應(yīng)煤層氣排采規(guī)律的智能排采技術(shù)應(yīng)用，形成了一套完善的無人值守、智能煤層氣井排采工藝技術(shù)，為自動化技術(shù)在煤層氣開發(fā)領(lǐng)域的大規(guī)模應(yīng)用開拓出新的方向。
參考文獻(xiàn)
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[6] 岳雙才，宋學(xué)功.我國首個數(shù)字化煤層氣田示范工程投產(chǎn)[N].中國石油報，2009-11-18(1).
 
(本文作者：趙立寧1 李鑫1 李洪濤1 楊超1 孟曉強(qiáng)1 趙達(dá)2 1.中國石油華北油田公司采油工藝研究院；2.北京中油瑞飛信息技術(shù)有限責(zé)任公司)