薛記周 張乃祿 劉亞洲 李佰濤 張鈺哲 馮寧

摘 要：影響油氣井天然氣高效產(chǎn)出的因素之一是井底積液面高度，油氣井積液面連續(xù)準(zhǔn)確監(jiān)測和綜合分析對油氣井有效排水采氣作業(yè)具有重要意義。當(dāng)前通過壓力梯度監(jiān)測、臨界流量監(jiān)測和產(chǎn)氣含水分析計算井底積液，對直井、斜井及含節(jié)流器井等監(jiān)測誤差較大，難以滿足生產(chǎn)監(jiān)測要求。因此，研發(fā)了基于物聯(lián)網(wǎng)的油氣井積液面實時連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)，該系統(tǒng)采用次聲波井口連續(xù)監(jiān)測套管積液面，4G無線網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)傳輸至監(jiān)測計算平臺，通過套管和油管溫度、壓力建立油氣井積液面計算模型，實時精確計算油管積液面高度。該系統(tǒng)實現(xiàn)了油氣井積液面實時連續(xù)監(jiān)測與分析，對油氣井天然氣的高效生產(chǎn)開發(fā)具有較高應(yīng)用價值。

關(guān)鍵詞：油氣井積液面;物聯(lián)網(wǎng);連續(xù)監(jiān)測;積液面計算模型;無線網(wǎng)絡(luò);數(shù)據(jù)傳輸

中圖分類號：TP39文獻標(biāo)識碼：A文章編號：2095-1302（2020）02-00-05

0 引 言

油氣井積液面高度是影響油氣井天然氣高效產(chǎn)出的重要因素之一，對于直井、斜井及含節(jié)流器油氣井而言，其復(fù)雜的油氣井結(jié)構(gòu)，現(xiàn)有的壓力梯度監(jiān)測、臨界流量監(jiān)測和產(chǎn)氣含水分析計算井底積液法等難以滿足當(dāng)前積液面監(jiān)測的準(zhǔn)確性要求。提高積液面監(jiān)測準(zhǔn)確性的難點在于如何將井口次聲波檢測信號進行綜合處理并進行準(zhǔn)確的積液面計算，需要通過井口儀表嵌入式RAM進行聲波信號檢測與綜合處理，通過監(jiān)測平臺構(gòu)建積液面計算模型，對液面進行實時準(zhǔn)確計算。因此，文中研發(fā)了一種基于物聯(lián)網(wǎng)的氣井積液面監(jiān)測系統(tǒng)，由嵌入式STM32采集次聲波信號及套管溫度與壓力信號、油管溫度與壓力信號，數(shù)據(jù)通過4G無線網(wǎng)絡(luò)傳輸?shù)奖O(jiān)測計算平臺，進行數(shù)據(jù)處理與積液面實時計算，從而實現(xiàn)油氣井積液面的實時連續(xù)監(jiān)測與綜合分析[1]。

1 油氣井積液面監(jiān)測系統(tǒng)構(gòu)成

油氣井積液面監(jiān)測系統(tǒng)由井口檢測儀表、數(shù)據(jù)傳輸單元和監(jiān)測計算平臺組成，具有油氣井口信號感知、4G無線網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)傳輸和監(jiān)測數(shù)據(jù)應(yīng)用分析與計算等功能?；谖锫?lián)網(wǎng)的油氣井積液面監(jiān)測系統(tǒng)如圖1所示。

井口檢測儀表部分由嵌入式STM32控制聲爆裝置產(chǎn)生次聲波進行積液面檢測，采集套管、油管的壓力和溫度，并進行信號處理及數(shù)據(jù)分包與加密處理。

數(shù)據(jù)傳輸單元通過4G無線網(wǎng)絡(luò)傳輸數(shù)據(jù)。

監(jiān)測計算平臺具有接收數(shù)據(jù)并解密處理、油氣井積液面計算、數(shù)據(jù)庫存儲、積液面分析與顯示、積液面數(shù)據(jù)共享等功能[2-4]。

2 油氣井積液面監(jiān)測硬件實現(xiàn)

2.1 井口檢測儀表硬件組成

井口檢測儀表的硬件核心為基于ARM內(nèi)核的STM32F407ZGT6芯片，其硬件電路由如下5個部分組成：

（1）STM32F407ZGT6芯片外部電路，即運行的最小系統(tǒng)，包括電源電路、外部晶振、復(fù)位和JTAG電路;

（2）控制接口電路，包括聲波產(chǎn)生電磁閥與限壓閥控制電路;

（3）采集接口電路，包括聲波、溫度、壓力等信號轉(zhuǎn)換及通信電路，由RS 485電路、2個AD7792電路組成;

（4）網(wǎng)絡(luò)通信接口電路，由移遠EC20數(shù)據(jù)傳輸電路組成;

（5）ARM顯示電路，由ST7789驅(qū)動的240×240點陣IPS顯示屏組成。

井口檢測儀表硬件組成如圖2所示。

2.2 數(shù)據(jù)傳輸單元硬件組成

數(shù)據(jù)傳輸單元由STM32與4G模塊數(shù)據(jù)傳輸單元和4G模塊與監(jiān)測計算平臺數(shù)據(jù)傳輸單元組成。其中4G模塊采用移遠EC20，其通信接口為miniPCI-E，4G模塊與STM32的數(shù)據(jù)傳輸由miniPCI-E轉(zhuǎn)USB電路和USB轉(zhuǎn)串口電路實現(xiàn);4G模塊與監(jiān)測計算平臺數(shù)據(jù)傳輸由SIM卡電路與miniPCI-E電路實現(xiàn)[5-7]。數(shù)據(jù)傳輸單元硬件組成如圖3所示。

2.3 監(jiān)測計算平臺硬件組成

監(jiān)測計算平臺硬件由兩部分組成，即數(shù)據(jù)庫服務(wù)器主機和監(jiān)控主機。數(shù)據(jù)庫服務(wù)器主機采用浪潮英信服務(wù)器NF5270M4，支持英特爾至強E5-2600v3/v4系列處理器，由于擁有較低功耗的雙路CPU服務(wù)器，因此具有高強運算性能與高可靠性，同時內(nèi)置20個內(nèi)存卡槽，支持內(nèi)存類型為DDR4 ECC，DDR4 RDIMM/LRDIMM，可滿足不斷增長的數(shù)據(jù)存儲需求。監(jiān)控主機采用聯(lián)想GeekPro臺式機，具有九代英特爾酷睿i5六核處理器，gxt1660ti 6 GB獨立顯卡，16 GB DDR4 2666內(nèi)存條，1 TB固態(tài)硬盤，可滿足穩(wěn)定的用戶客戶端訪問服務(wù)器的需求。

3 油氣井積液面監(jiān)測軟件開發(fā)

3.1 油氣井積液面監(jiān)測軟件組成

油氣井積液面監(jiān)測軟件由井口檢測軟件和監(jiān)測計算軟件組成，油氣井積液面監(jiān)測軟件構(gòu)成如圖4所示。

井口檢測軟件以ARM Cortex?-M4內(nèi)核為基礎(chǔ)，結(jié)合ST公司設(shè)計生產(chǎn)的STM32CubeMX圖形化工具生成對應(yīng)的初始化C代碼，移植于國產(chǎn)RTOS操作系統(tǒng)RT-Thread進行軟件開發(fā)。包括兩級壓力緩沖控制及氣爆發(fā)聲程序，套管溫度、壓力及聲波信號的采集程序，油管中溫度、壓力采集程序，數(shù)據(jù)處理、分包與加密程序及數(shù)據(jù)傳輸通信程序。

監(jiān)測計算平臺軟件包括4G傳輸數(shù)據(jù)接收與解密程序、數(shù)據(jù)處理與積液面計算模型算法程序、數(shù)據(jù)存儲與分析程序、客戶訪問與界面顯示程序等。

3.2 井口檢測程序設(shè)計

將RT-Thread自動初始化后掛載在INIT_APP_EXPORT線程，通過程序高優(yōu)先級線程命令檢測緩沖倉壓力，由按鍵程序調(diào)節(jié)高壓電磁閥和泄壓閥的開閉，使緩沖倉壓與套壓的壓差適合產(chǎn)生氣爆聲波。之后將定時器線程設(shè)置為周期定時，并設(shè)定超時函數(shù)時間。在到達設(shè)定時間間隔點后，測量控制子程序通過pin引腳的高低電平控制繼電器閉合從而間接控制高壓電磁閥導(dǎo)通，高壓氣體沖擊緩沖倉產(chǎn)生聲爆次聲波。數(shù)模轉(zhuǎn)換子程序處理傳感器檢測的聲波信號、套管溫度、壓力信號并存入相應(yīng)寄存器中。由Modbus-RTU子程序讀取從機設(shè)備保持寄存器中的油管壓力、溫度數(shù)據(jù)。通過Filesystem文件系統(tǒng)對傳輸數(shù)據(jù)進行分包、加密處理。網(wǎng)絡(luò)傳輸子程序采用SAL組件開發(fā)的AT Socket協(xié)議棧組件，將數(shù)據(jù)上傳至監(jiān)測計算平臺。等待超時函數(shù)時間溢出，檢測程序線程重新啟動。井口檢測程序流程如圖5所示。

3.3 監(jiān)測計算平臺程序設(shè)計

3.3.1 油氣井積液面計算模型構(gòu)建

油氣井積液面分為套管積液面和油管積液面，油管積液面又分為含節(jié)流器和不含節(jié)流器兩種情況。計算模型由套管積液面、井底流壓、不含節(jié)流器油管積液面、含節(jié)流器油氣井油管積液面等組成。

（1）油氣井套管積液面計算

平均聲速：

式中：Nm為選定段接箍反射聲波波峰個數(shù);h為相鄰兩個接箍之間的長度，標(biāo)準(zhǔn)為9.6 m;tn為選定段起始波峰點到結(jié)束波峰點之間的時間差。

油氣井套管積液面深度hc：

式中tx為發(fā)聲到液面反射回波的波形變化時間。

（2）油氣井井底流壓計算

套管溫度、壓力、積液面深度和井底流壓滿足平均偏差系數(shù)法計算公式，可通過平均偏差系數(shù)法計算出井底流壓pwf：

式中：pc為井口套壓（MPa）;ρw為積液密度（kg/m3）;為氣體平均絕對溫度（K）;為天然氣平均偏差系數(shù);γg為天然氣相對密度;H為油管下深（m）。

（3）不含節(jié)流器油氣井油管積液計算

依據(jù)連通器原理，套管和油管在油管鞋處井底流壓相等，同時油管溫度、油管壓力、油管積液面高度、井底流壓滿足平均參數(shù)法的變換公式，可計算出油管積液高度hy：

式中：py為油管壓力（MPa）;d1為油管內(nèi)徑（m）;qsc為標(biāo)準(zhǔn)狀況下的氣井產(chǎn)量（m3/d）;f為兩相摩阻系數(shù)。

（4）含節(jié)流器油氣井油管積液計算

天然氣通過節(jié)流器時，出嘴口氣壓與進嘴氣壓不同，當(dāng)產(chǎn)氣量下降時，氣井處于亞臨界流狀態(tài)：

式中：d為氣嘴直徑（mm）;P1為節(jié)流器下方壓力（MPa）;P2為節(jié)流器上方壓力（MPa）;T1為節(jié)流器下方溫度（K）;Z1為氣嘴上游狀態(tài)下氣體壓縮系數(shù);K為天然氣絕熱系數(shù)。

井下節(jié)流上下壓力與溫度之間滿足關(guān)系式：，其中T0為節(jié)流器上方溫度（K），可求解出未知量節(jié)流器下方壓力P1，將其代入公式（4）便可計算出油管積液高度hy。

3.3.2 積液面監(jiān)測平臺分析計算程序設(shè)計

監(jiān)測平臺軟件包括數(shù)據(jù)接收與解密、數(shù)據(jù)處理、模型計算、積液面分析與顯示4個部分。首先，通過Qt軟件TCPServer和TCPSocket子程序創(chuàng)建服務(wù)器，與4G模塊建立數(shù)據(jù)通信，將接收到的數(shù)據(jù)進行解密處理，得到聲波數(shù)據(jù)、套管內(nèi)壓力和溫度、油管內(nèi)壓力和溫度數(shù)據(jù)。利用模型算法將聲波數(shù)據(jù)進行分析處理，得到套管積液高度，再結(jié)合溫度、壓力等數(shù)據(jù)便可以計算得到井底流壓和油管積液高度。將經(jīng)模型計算后的數(shù)據(jù)通過Qt軟件的QSQLDatabase和QSQLQueryModel子程序進行數(shù)據(jù)庫連接和數(shù)據(jù)更新。然后經(jīng)Qt編寫的界面實現(xiàn)氣井套壓、溫度、井底流壓、油管液面高度及套管液面高度等詳細數(shù)據(jù)的實時顯示，供客戶查詢，并將油管積液面高度與套管積液面高度發(fā)回現(xiàn)場設(shè)備，供工作人員查看。監(jiān)測平臺分析計算程序流程如圖6所示。

4 油氣井積液監(jiān)測系統(tǒng)應(yīng)用結(jié)果與分析

2019年4月18日至19日，在采氣二廠的井S-10-36和井S-10-18（含節(jié)流器）兩口油氣井進行了基于物聯(lián)網(wǎng)的油氣井積液面監(jiān)測系統(tǒng)與井下壓力計積液面測試對比。該系統(tǒng)應(yīng)用測試對比結(jié)果見表1、表2所列，系統(tǒng)監(jiān)測誤差小于3%，且滿足實時連續(xù)監(jiān)測需求，系統(tǒng)具有較高的穩(wěn)定性。

結(jié)果表明，該系統(tǒng)利用次聲檢測油氣井套管積液面，結(jié)合套管和油管溫度、壓力，通過4G物聯(lián)網(wǎng)技術(shù)構(gòu)建積液面計算模型，實現(xiàn)了油管積液面高度的實時精確計算和連續(xù)穩(wěn)定監(jiān)測。

5 結(jié) 語

利用次聲波連續(xù)檢測油氣井套管積液面，結(jié)合套管和油管溫度、壓力構(gòu)建積液面計算模型，實現(xiàn)油氣井油管積液面高度的實時精確計算。

系統(tǒng)采用井口次聲波檢測、4G無線網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)傳輸和監(jiān)測數(shù)據(jù)平臺分析計算的物聯(lián)網(wǎng)架構(gòu)，實現(xiàn)了油氣井積液面實時連續(xù)監(jiān)測與分析，對油氣井天然氣生產(chǎn)的高效開發(fā)具有廣闊的應(yīng)用前景。

參 考 文 獻

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