抽油机在野外地里一头一头地点头,过去靠人巡井、抄表、听声音判断工况。数字化油田做的事,就是把这些靠人跑的信息变成自动采集、远程可见的数据。
最核心的采集量是示功图:光杆载荷和位移随冲程变化画出来的封闭曲线,能反映井下泵的工作状态。载荷用悬绳器上的载荷传感器测,位移用角位移或者加速度传感器换算。示功图一变形,基本能判断是凡尔漏、气锁、供液不足还是稠油影响。
现场架构一般是:井口传感器接到RTU,RTU通过无线或者光纤把数据送到站控中心,再往上进SCADA。偏远井用太阳能板加蓄电池供电,无线用LoRa、4G或者自建网桥,风沙、温差、雷击都是要提前考虑的因素。
改造中最麻烦的往往不是新井,是老井。老设备没有预留接口,传感器怎么装、线怎么走、防爆要求怎么满足,都得现场一遍遍试。数据口径也不统一,同一口井在不同系统里的编号对不上,做报表时才发现没法关联。
系统建起来以后价值在哪?一是减少巡井频次,人不用天天跑;二是故障提前发现,免得泵抽干或者蜡卡造成停产;三是能耗分析,找出低效井调整冲程冲次。这些收益要能算成钱,项目才推得动。
最后提醒一句:传感器和RTU的防护等级、防爆认证一定要按现场环境选,野外的雷击和温差能把便宜设备折腾得很快。数据链路要有本地缓存,网络断了不能丢数据,恢复后补传,不然示功图断断续续,诊断就失去意义了。
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