中東某油田脫氣站及井口控制系統過渡性改造

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，其控制系統至今仍沿用20世紀70年代設計的氣動控制系統，沒有任何的報警和關斷設備，且現有儀控設備年久失修、老化嚴重、缺乏備件，勉強維持運行，更不具備實時監測報警功能，無法實時監控和記錄井場及脫氣站內的生產過程參數，如壓力、液位和溫度等。加之受戰爭沖擊，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，但面對該國戰后復雜的社會環境，物資采購、物流運輸、施工資源協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模生產和健康安全環保要求，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，實現對井場及脫氣站的遠程監控；（2）在各個井場建立了基于橫河FCN－RTU小型PLC的井口數據監控系統，用于遠程監控井場生產狀態。

通過改造項目的實施，建立了從井場到脫氣站的DCS生產過程監控系統，提高了油田的數字化和自動化水平，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，如化學藥劑系統、消防系統、供配電系統、柴油系統及生活辦公設施等。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已投用多年，如圖2所示。該系統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到氣動控制器，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行機構（如調節閥），進而引起調節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控，及無法查看歷史數據等缺點，進行DCS的現代化改造是很有必要的。

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

本項目通過引入ECS－700 DCS系統，對脫氣站進行數字化改造。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精度低、響應慢、無法遠程監控和記錄歷史的缺點[1]。

圖3 DCS控制系統現場原理Fig.3 DCS field control schematic

1.3 ECS－700DCS控制系統

ECS－700系統是某國產大型高端DCS控制系統。該系統具備完善的工程管理功能，包括多工程師協同工作、組態完整性管理、在線單點組態下載、組態和操作權限管理等，并提供相關操作記錄的歷史追溯。系統支持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，單域支持位號數量達到65 000點。

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

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

ECS－700系統由控制節點、操作節點及系統網絡等構成。本系統主要包括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系統主要實現功能

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

圖4 ECS－700系統數據流Fig.4 ECS－700 system data stream

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

（2）實現對外輸量的控制：對外輸泵的運轉情況進行監控，對于氣動外輸泵GDP（GasDrivenPump）將根據第3級分離器的液位調節GDP的供氣調節閥開度，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，則根據第3級分離器的液位來控制EDP出口的調節閥開度來控制外輸量，以達到控制3級分離器液位。

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

（4）實現對其他系統的監控：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進行監控。

（5）實現對DCS電源系統的監控：對DCS系統的UPS電源的工作狀態的監控。

（6）實現對井口生產系統的監控：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，通過微波通訊建立井場和中控DCS的數據通訊，從而將各個井場也納入到系統中，實現從井口到脫氣站上下游一體化的集中管理。通過遠程監控井場生產參數極大地提高管理的便利性，節約成本，降低勞動強度。第2章節將著重介紹井口控制系統。脫氣站及井場控制系統架構如圖5所示。

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

2 井口控制系統

井口控制系統主要實現當井口出現異常高低壓、火災情況時，快速實現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保的目的。該系統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，微波/光纖數據通訊系統[5]。其拓撲結構如圖6所示。

圖6 井口控制系統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。當井口發生異常壓力時，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。當井口發生異常高溫時（＞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

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，為井口的RTU控制器，壓力變送器，微波通訊系統，CCTV視頻攝像頭等供電。該系統由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。其系統架構如圖7所示。

圖7 太陽能電源系統Fig.7 Solar power system

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

2.3 RTU控制器

RTU控制器是實現油井遠程監控的核心。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系統進行數據集成[6]。

2.3.1 RTU主要實現功能

（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，及太陽能系統電池壓力，并將以上信號傳送到脫氣站的中控DCS系統內進行監控。

（2）通過RTU自帶的RS485接口和Modbus協議實現井口控制盤和井下電潛泵ESP控制柜的通訊，讀取變頻柜（VSD）的運行狀態和井下電潛泵的溫度壓力等數據，并傳送到脫氣站DCS進行監控。

（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的數據采集和傳輸

RTU和VSD之間是通過RJ45和RS485接口的Mod?bus通訊協議實現數據傳輸，而RTU和中控DCS之間是通過RJ45接口的TCPIP Modbus協議實現數據傳輸[7]，如圖8所示。

圖8 井場與脫氣站DCS間數據流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，根據要讀取的各個數據的VSD側Modbus地址，從而讀取到ESP的運行參數，以及向VSD發送停機命令[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的Modbus地址讀寫相關參數。

2.4 微波通訊系統

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。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交換機實現將RTU的生產數據和CCTV視頻信號通過微波發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了對脫氣站生產處理設施過程控制參數及脫氣站生產相關輔助系統，如化學藥劑、消防水、柴油等參數的遠程監控；實現了對各個井口的遠程監控，極大地降低了人工巡檢的強度，節約了人力物力成本。同時，該項目的改造完成，為在戰亂地區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。