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出的因素之一是井底積液面高度，油氣井積液面連續(xù)準確監(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。當前通過壓力梯度監(jiān)測、臨界流量監(jiān)測和產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，難以滿足生產監(jiān)測要求。因此，研發(fā)了基于物聯(lián)網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無線網絡數據傳輸至監(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開發(fā)具有較高應用價值。

關鍵詞：油氣井積液面;物聯(lián)網;連續(xù)監(jiān)測;積液面計算模型;無線網絡;數據傳輸

中圖分類號：TP39文獻標識碼：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，其復雜的油氣井結構，現有的壓力梯度監(jiān)測、臨界流量監(jiān)測和產氣含水分析計算井底積液法等難以滿足當前積液面監(jiān)測的準確性要求。提高積液面監(jiān)測準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)測平臺構建積液面計算模型，對液面進行實時準確計算。因此，文中研發(fā)了一種基于物聯(lián)網的氣井積液面監(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，數據通過4G無線網絡傳輸到監(jiān)測計算平臺，進行數據處理與積液面實時計算，從而實現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)構成

油氣井積液面監(jiān)測系統(tǒng)由井口檢測儀表、數據傳輸單元和監(jiān)測計算平臺組成，具有油氣井口信號感知、4G無線網絡數據傳輸和監(jiān)測數據應用分析與計算等功能?；谖锫?lián)網的油氣井積液面監(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據分包與加密處理。

數據傳輸單元通過4G無線網絡傳輸數據。

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

2 油氣井積液面監(jiān)測硬件實現

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、復位和JTAG電路;

（2）控制接口電路，包括聲波產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、壓力等信號轉換及通信電路，由RS 485電路、2個AD7792電路組成;

（4）網絡通信接口電路，由移遠EC20數據傳輸電路組成;

（5）ARM顯示電路，由ST7789驅動的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 數據傳輸單元硬件組成

數據傳輸單元由STM32與4G模塊數據傳輸單元和4G模塊與監(jiān)測計算平臺數據傳輸單元組成。其中4G模塊采用移遠EC20，其通信接口為miniPCI-E，4G模塊與STM32的數據傳輸由miniPCI-E轉USB電路和USB轉串口電路實現;4G模塊與監(jiān)測計算平臺數據傳輸由SIM卡電路與miniPCI-E電路實現[5-7]。數據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，即數據庫服務器主機和監(jiān)控主機。數據庫服務器主機采用浪潮英信服務器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服務器，因此具有高強運算性能與高可靠性，同時內置20個內存卡槽，支持內存類型為DDR4 ECC，DDR4 RDIMM/LRDIMM，可滿足不斷增長的數據存儲需求。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)測軟件構成如圖4所示。

井口檢測軟件以ARM Cortex?-M4內核為基礎，結合ST公司設計生產的STM32CubeMX圖形化工具生成對應的初始化C代碼，移植于國產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，數據處理、分包與加密程序及數據傳輸通信程序。

監(jiān)測計算平臺軟件包括4G傳輸數據接收與解密程序、數據處理與積液面計算模型算法程序、數據存儲與分析程序、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生氣爆聲波。之后將定時器線程設置為周期定時，并設定超時函數時間。在到達設定時間間隔點后，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通，高壓氣體沖擊緩沖倉產生聲爆次聲波。數模轉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寄存器中。由Modbus-RTU子程序讀取從機設備保持寄存器中的油管壓力、溫度數據。通過Filesystem文件系統(tǒng)對傳輸數據進行分包、加密處理。網絡傳輸子程序采用SAL組件開發(fā)的AT Socket協(xié)議棧組件，將數據上傳至監(jiān)測計算平臺。等待超時函數時間溢出，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)測計算平臺程序設計

3.3.1 油氣井積液面計算模型構建

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;h為相鄰兩個接箍之間的長度，標準為9.6 m;tn為選定段起始波峰點到結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法計算公式，可通過平均偏差系數法計算出井底流壓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;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為油管內徑（m）;qsc為標準狀況下的氣井產量（m3/d）;f為兩相摩阻系數。

（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，當產氣量下降時，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;K為天然氣絕熱系數。

井下節(jié)流上下壓力與溫度之間滿足關系式：，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計

監(jiān)測平臺軟件包括數據接收與解密、數據處理、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)建服務器，與4G模塊建立數據通信，將接收到的數據進行解密處理，得到聲波數據、套管內壓力和溫度、油管內壓力和溫度數據。利用模型算法將聲波數據進行分析處理，得到套管積液高度，再結合溫度、壓力等數據便可以計算得到井底流壓和油管積液高度。將經模型計算后的數據通過Qt軟件的QSQLDatabase和QSQLQueryModel子程序進行數據庫連接和數據更新。然后經Qt編寫的界面實現氣井套壓、溫度、井底流壓、油管液面高度及套管液面高度等詳細數據的實時顯示，供客戶查詢，并將油管積液面高度與套管積液面高度發(fā)回現場設備，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)應用結果與分析

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)應用測試對比結果見表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。

結果表明，該系統(tǒng)利用次聲檢測油氣井套管積液面，結合套管和油管溫度、壓力，通過4G物聯(lián)網技術構建積液面計算模型，實現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 語

利用次聲波連續(xù)檢測油氣井套管積液面，結合套管和油管溫度、壓力構建積液面計算模型，實現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無線網絡數據傳輸和監(jiān)測數據平臺分析計算的物聯(lián)網架構，實現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的高效開發(fā)具有廣闊的應用前景。

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