注水井井口工藝適配數字化改造優化設計

曾黎

大慶油田有限責任公司第三采油廠

高壓注水驅油是油田保持地層能量、維持高效經濟開發最有效的手段。近年來，注水井數字化技術改造成為了地面建設重點工作，由初期單一井口抄表逐步轉變為遠程精細調控注水量，通過加裝變送器、流量計等傳感器自動采集生產數據，實現對生產狀態的全面感知以及對各種設備的自動控制[1]。為此，結合注水井井口數字化建設經驗及特點，開展了深入性的設計優化研究。

1 注水井數字化技術改造現狀

大慶油田北部某區塊作為數字化建設示范區，自2014 年開始，全面實施了物聯網數字化改造項目，地面改造范圍涵蓋機采井828 口、注水井289口、計量間42 座、注入站10 座、大中型站場6座，其中部分注水井可對注水壓力、瞬時注入量、累計注入量等參數采集及數據上傳，實現對注水壓力、流量的監測及調控功能[2]。歷經了兩個階段的數字化改造。

第一階段：注水井井口加裝無線壓力變送器（24 V 電池供電），采集油壓、泵壓，通過通信協議以無線方式傳至井口RTU，借助通信基站上傳至上級生產指揮監控中心，初步實現注水井遠程監控模式[3]。

第二階段，為實現高效精細化注水，在注水井井口加裝常規流量控制器（220 V 直埋電纜供電），經控制電纜（井場直埋）傳至井口RTU 進行上傳，實現了注水量瞬時、累計量的顯示及遠程調控的功能，減輕了前線員工的勞動強度，管理模式由常規巡檢方式轉變為“按需巡井”。改造示意圖如圖1 所示。

圖1 井口改造前后示意圖Fig.1 Schematic diagram of wellhead before and after reconstruction

流量控制單元主要由電動執行機構和電磁流量計兩部分組成，其中執行機構需由220 V 電源供電，向電磁流量計輸出24 V 電壓，接受反饋回的流量模擬信號，并將水量數據通過RS485 通信電纜向RTU 發送[4]。當流量控制器通過就地設置或遠傳設置流量值后，可周期性地將測量瞬時流量值與設定值比較，超出規定范圍，則發出指令，執行機構通過電動機自動旋轉調節閥門的開啟度（PID 控制），直至瞬時流量接近或等于設定數值為止[5]。控制原理圖如圖2 所示。

圖2 注水井數字化控制原理Fig.2 Digital control principle of water injection well

2 實際生產中存在的問題

注水井實施了遠程調控改造之后，運行初期效果明顯，但仍存在以下兩方面問題：

（1）井口工藝存在安全隱患。注水井井口加裝的流量控制單元質量過于集中，為滿足流量儀表直管段要求，井口工藝橫管延長，高壓水流經流量控制器，使其產生震顫，易造成焊接處疲勞損壞。同時，在經過冷暖季節交替后，部分井場土壤受潮松軟，導致直管段重心高、穩定性差，易出現塌陷現象。

（2）電纜供電工藝管理難度較大。每口注水井新建自控設備通過配水間內模數化配電箱供電，電源引自就近采油井柱上變配電箱，電力電纜直埋敷設。該地區井網密度高達120 km-2，地面管道、電力線路交叉縱橫，井場及附近作業或者處理管線穿孔時，易將電纜挖斷，中斷數據上傳，影響生產運行。

3 改造優化措施

為解決實際生產問題，優化數字化改造設計，開展了現場技術改造試驗。

3.1 分體、簡易的流量測控單元

注水井干式注水表具有流通能力大、量程范圍廣、結構簡單和安裝維修方便等優點[6]。根據已建工藝現狀，嘗試不再重新建設笨重的水平成組式流量控制器，將流量控制單元拆分為角式調節閥和基于已建干式注水表加裝的電子信號采集器，用以縮短檢測和調控部分，降低井口尺寸、分散重量，有效解決井口震顫。

試驗井在原角式高壓干式注水表殼體內增加一個數據傳感器作為遠程表頭，同時在原工藝直角彎頭處安裝角式電動調節閥，將注水表采集的流量信號通過RS485 通信線傳輸到電動控制器進行水量調節，并在電動控制器通信模塊上依照現有RTU 通信協議進行編程，以達到電動控制器與RTU 間進行數據、指令傳輸的目的。

改造完成后，對試驗效果進行了三項驗證：按原有接線方式，不對RTU 進行重新調試，RTU 即可實現對新裝控制器的流量信號采集和上傳，證明新裝控制器按照原有RTU 通信協議編寫可直接與RTU 進行通信，簡單易用；對RTU 采集并上傳至工區監控中心試驗井的累積流量、瞬時流量、泵壓、油壓與現場儀表顯示的數值進行了驗證，結果表明并無誤差，證明流量數據傳輸可靠；在工區監控中心下發配水調節指令，井口電動器可瞬間接收指令，就地顯示下發的新瞬時流量，控制器改變閥門開度進行流量調節，控制精度0.1 m3/h。日常生產中的累計流量和改變后的瞬時流量也可通過RTU與工控機的通信反饋回工區，并在A11 生產管理子系統中進行顯示，證明流量遠程調節功能效果良好。

此種設計安裝工藝緊湊、施工方便，流量測控設備質量作用于井口立管管段，其下部有基礎支墩，安全可靠。取消電磁流量計，單井數字化改造投資降低20%。現場試驗井井口工藝改造如圖3所示。

圖3 井口工藝改造示意圖Fig.3 Schematic diagram of wellhead process transformation

3.2 適用、節能的供電單元

根據東北地區環境特點，嘗試應用電源儲能裝置為流量測控單元供電，取消柱上變電纜供電設計。試驗兩種供電模式：直接使用可更換蓄電池組供電及使用光伏太陽能板+電池組供電。

（1）蓄電池組供電試驗。供電設備主要由恒溫鋰電池儲能包、逆變系統、充電附件構成。恒溫鋰電池儲能包為智能可充電鋰電池，鋰電池容量2.2 kWh，輸入電壓20～29 V，輸入電流0～30 A，輸出電壓25.9 V，輸出電流0～30 A。儲能包包含冬季保溫措施以控制低溫環境下的電池損耗，確保電池在低溫環境下正常工作。能源管理控制模塊對電量進行監控，電量低于電池容量的30%進行報警，將報警信號傳入A11 管理平臺。在前期試驗階段，電池供電周期平均可達到7～8 天，考慮低溫影響及電池損壞維修量，電池包數量宜按60%備用。

現場試驗階段蓄電池組供電數據見表1，供電工藝如圖4 所示。

表1 注水井井口蓄電池組供電試驗數據Tab.1 Test data of storage battery power supply at wellhead of water injection well

圖4 注水井井口蓄電池組供電示意圖Fig.4 Power supply diagram of storage battery at wellhead of water injection well

（2）光伏太陽能板+電池組供電試驗。設備主要由恒溫鋰電池儲能包、光伏控制器、逆變系統、光伏供電和充電附件構成[7]。在蓄電池組供電基礎上增加光伏控制器，主要起到連接光伏電源輸入，通過處理后給電池包充電；在需要供電的時候，電池包放電，通過逆變系統把直流電變換成穩定的交流電輸出到負載端[8]。光伏配件單片設備發電額定電壓36.7 V，理論發電量1.7 kWh/d。在前期試驗階段，光伏供電不需要單獨對電池充電，考慮光伏板及電池損壞維修量，電池包數量宜按10%備用。供電工藝如圖5 所示，工作流程圖見圖6，現場試驗設備運行參數統計見表2。

表2 光伏太陽能設備參數Tab.2 Photovoltaic solar equipment parameter

圖5 注水井井口光伏太陽能+蓄電池組供電示意圖Fig.5 Schematic diagram of photovoltaic solar energy+storage battery supply for wellhead of water injection well

圖6 光伏太陽能板+電池組供電系統工作流程Fig.6 Flow chart of photovoltaic solar panel+battery power supply system

鋰電池和光伏發電、直流逆變等多個過程都通過CPU 統一智能化管理[9]，太陽能供電系統現場適應性良好，基建施工和生產管理便利。

4 結語

（1）對注水井進行數字化改造設計優化，采集井口數據就地指示并遠傳，實現注水瞬時流量顯示、累積流量積算，流量通過電動調節閥進行工區遠程調節。將流量控制器拆分為角式的檢測和調控部分，已建井口尺寸無需更改，井口工藝穩定安全。基于已建干式注水表加裝電子信號采集器，實現靈活校驗，無需拆裝高壓工藝，單井改造投資降低20%以上。

（2）將注水井由就近采油井直埋敷設電纜配電改為光伏太陽能板及蓄電池供電方式，可節省單井配電綜合費用1.5 萬元。可根據油田環境條件、管理便宜性，選擇注水井就地供電模式，光伏太陽能板+蓄電池供電方案較蓄電池組供電方案造價略高，但通過現場運行驗證，供電穩定性、可靠性較優。

立足于滿足安全生產需求、節省建設投資而開展的注水井井口數字化改造設計優化，實現了油田生產動態的實時把握，提高了精細化管理水平[10]，減輕了前線員工勞動強度，為老區油田數字化建設推廣提供了設計經驗。