自动控制技术在气田开发中的应用

黄湛

（中国石油西南油气田公司，成都 610051）

0 引言

西南油气田公司作为中国石油天然气股份有限公司旗下的地区公司，主要经营四川及西昌盆地的石油天然气勘探开发、集输和销售以及与之配套的矿区服务业务，是我国第一个天然气年产量超百亿立方米的大气区，第一个以生产天然气为主的千万吨级大油气田。经过川渝石油人50多年的艰苦努力，公司建成了重庆、蜀南、川中、川西北、川东北五个油气区，为区域经济社会发展做出了重要贡献。西南油气田公司结合天然气行业新的发展趋势和区域经济现状，确定了建设300亿大气区和一流天然气工业基地的发展目标。随着公司气田油气勘探开发的不断推进，自动控制技术在川渝气田开发中的应用也由点到面，在提升管理水平、降低劳动强度、提高生产效率、减少人员配置方面起着日益重要的作用。

1 应用历程

回顾自动控制技术在川渝气田开发中的应用历程，大致可以分为三个阶段。

第一阶段，以大天池SCADA系统的建设投用为标志，以SCADA系统为核心的自动控制技术开始逐步应用于天然气采输领域。

SCADA系统（数据采集与监视控制系统），是以计算机技术为基础的生产过程控制与调度自动控制系统。它通过对气田开发现场的设备、仪表进行监视和控制，实现对天然气采输过程的数据采集、设备控制、信号报警及安全联锁等功能。到目前为止，SCADA系统仍然是当前气田开发领域自动控制技术应用的核心[1]。

但由于这一时期对天然气采输工艺特点研究并不深入，针对性不强，对系统应用环境恶劣，高度分散，维护困难估计不足，同时受到当时计算机、通信技术的限制，造成系统的开放性差，维护、升级、扩容以及与其它应用系统的连接非常困难，数据传输周期长，稳定性、可靠性差，在很大程度上限制了自动控制系统在天然气开发领域的应用。

第二阶段，以温泉井、黄龙场气田自动控制系统的建设投用为代表。SCADA系统在技术上更加成熟，采用了开放性良好的WINDOWS操作系统和SQL Server关系性数据库，系统维护、升级、扩容以及与其它应用系统的连接相当简便。

这一时期对控制对象，特别是针对天然气采输工艺特点的研究得到不断加深。设计上，自控专业与工艺专业的结合日趋紧密，控制逻辑的设计与仪表选型更加贴近气田开发实际。

同时采用自建光纤网络作为通信载体，使得数据传输可靠、稳定，真正实现了生产数据和控制指令的实时传输，打破了自动控制系统在气田开发应用的瓶颈。

第三阶段，以气田地面工程数字化建设为标志，公司全面推进自动控制技术在气田开发中的应用。按西南油气田公司数字化气田建设的统筹规划，数字化气田主要包括了数字化油气藏、数字化井筒、数字化地面等内容。西南油气田公司地面工程数字化建设的主要内容包括：SCADA系统建设、作业区地面工程数字化建设、公司数据平台建设及光通信工程建设等。其中，SCADA 系统将实现输气管网及气田重点核心站场的监视和控制；作业区地面工程数字化建设将覆盖SCADA 系统未包括的其他站场及井站的生产数据采集等内容，从而实现西南油气田公司数字化建设的全面覆盖；通过数据平台建设实现生产数据及视频信息在公司集中管理，并为各应用系统提供数据服务。通过光通信系统工程建设覆盖公司核心生产区域的数字通信网，搭建信息高速通道，为生产数据传输奠定基础。地面工程数字化建设包括的主要内容为：自动采集数据的采传存、手工上报数据的采传存、工业视频监控系统、安防系统、远程喊话等，实现数据统一存储、实时发布，建立公司统一的生产数据整合、汇聚、存储、应用平台，整体提高公司生产自动化管理水平[2]。如图1所示。

图1 西南油气田公司数字化气田系统结构框架图

2 自动控制技术在气田开发中的应用情况及效果分析

2.1 西南油气田公司地面工程数字化建设的总体构架

目前西南油气田公司构建了以阀室、井站及站场构成的现场层、站场/中心站监控室及区域控制中心构成的监控层、地区调度管理中心及总调指挥中心构成的调度层和应用平台及生产指挥管理系统构成的应用层的四级数字化生产管理流程框架。现场层通过RTU/PLC实现现场生产数据采集、声光报警、入侵探测、工业视频监控、双向语音对讲及喊话、远程控制、状态检测及实时故障报警、电量检测及智能管理等功能。监控层通过作业区的区域控制中心、中心站监控室和站场监控室实现对生产的远程监控并执行生产指令。调度层通过总调指挥中心和各区域调度管理中心实现对生产的调度管理。应用层则是通过数据平台对系统采集的各类生产数据进行汇聚处理，并用于展示和各类基于数据分析和数据解释的应用[3]。

2.2 自动控制技术的应用现状及效果

根据西南油气田公司数字化气田建设规划方案的要求，公司在气田开发生产上将依托覆盖公司全部现役场站的网络（作业区以下至单井站）及统一的数据采集平台，实现一线生产单元各类日常生产、图片的采集、管理数据和视频、存储、传输、转换；完成数据自动采集，统一向上提供原始数据服务，支撑上层各类综合应用的发展，实现集中管理、一次采集、多业务应用。同时，利用成熟的SCADA系统，根据控制逻辑远程实现对各类执行器的控制，从而达到远程自动控制工艺设备的目的。真正达到实现气田开发生产过程看得见、控得住的目标。目前西南油气田公司地面工程数字化建设中主要的自动控制技术应用现状和效果如下：

1）生产数据的采集、监视及多业务应用

现场仪表采集各类生产现场数据（如：压力、温度、液位等），传入各阀室、井站/站场的RTU/PLC后通过通信网络将数据上传至各级监控中心进行实时显示，使各级生产管理人员能够通过HMI实时了解掌握气井生产状态，管网运行情况，及时发布调度指令，甚至通过自动控制系统直接对生产过程进行干预，以确保生产安全受控。同时将各类原始数据向上发送至数据平台进行集中存储、转换和对外发布，用于展示和支撑各类上层应用，为基于数据分析和数据解释的应用提供数据支持。

2）工艺设备的远程控制和限值报警

通过设定各类仪表采集数据的报警限值对生产现场的各类异常情况进行报警，提醒生产管理人员及时检查异常情况并进行处置。同时根据预设的控制逻辑在生产数据超过预设限值时实现对工艺设备（如：截断阀、调节阀等）的远程自动控制，以避免异常工况升级为破坏事故。

3）生产现场入侵报警和工业视频监控

通过在生产现场布置红外入侵探测器，对进入生产现场的异常人员进行报警，并联动工业视频摄像机转向入侵位置进行摄像、拍照取证，也能通过语音喊话系统警示入侵人员离开生产区域。同时工业视频摄像机对重点工艺区域进行监视，并通过通信网络将视频、图片上传至数据平台，提供生产现场的视频、图片的展示。如图2所示。

4）通信网络

传输网络主要解决公司SCADA数据传输和生产信息化通信、办公数据网络通信、话音通信、图像视频、会议电视等业务通信。西南油气田公司骨干传输网络建设依托管道光纤同步建成川渝自有光通信系统，配套完善新增及改扩建生产，开展机房智能化改造及集中网管系统建设，推动石油专网向融合通信的演进，构建统一承载多业务的网络平台。作业区以上主用通信电路依托地面石油专网光纤通信传输，备用电路为VSAT卫星通信或采用租用公网数字电路方式。同时不适用有线通信接入方式的生产场站，可采用国内移动运营商所提供的无线网络进行数据传输[4-7]。如图3所示。

进入“十二五”期间西南油气田公司全面启动了数字化气田建设，全面推进自动化控制技术在气田开发中的应用，根据公司数字化气田建设规划方案，通过SCADA系统建设、生产信息化建设及光通信工程建设，实现井场自动采集覆盖率由26%上升至85%；中心站自动采集覆盖率由13%上升至100%；站场自动采集覆盖率达100%，光缆覆盖40个作业区。按集团公司“六统一”建设原则，通过2-3年建设，使公司地面工程数字化建设水平处于集团公司一流水平，实现减员增效。

为了公司数字化气田建设顺利实施，公司提前组织编制发布了《油气田生产信息化建设总体技术方案》、《SCADA系统建设总体技术方案》、《生产信息化建设作业区标准化设计》和《油气田生产信息化建设工程施工及验收规范》并根据股份公司勘探与生产分公司发布的《中国石油天然气股份有限公司油气田地面工程数字化建设规定（试行）》进行了修订。同时在数字化气田建设全面铺开之前，2011年开展了6项生产信息化建设示范工程。

2012年6月西南油气田公司完成了6个生产信息化建设示范工程，共建成作业区监控中心6座，中心站10座，改造站场、阀室和井站128座，完成投资2694.33万元，实现无人值守井站62座，减少现场用工人数272人，节约员工成本2720万元/年。为公司全面开展数字化气田建设累积了经验。

2013年西南油气田公司数字化气田建设全面铺开，共将进行9个SCADA系统建设项目、30个生产信息化建设项目以及与之相配套的光通信工程。届时西南油气田公司将建成覆盖整个川渝气田的地面工程数字化系统，为气田开发减员增效注入更强大的动力。

图2 工业视频监控系统整体架构图

3 自动控制技术应用存在的问题及解决方案建议

在数字化气田建设的过程中，为自动控制技术在气田开发中的应用累积了大量的经验，以SCADA系统为核心的自动控制系统在气田开发中的成功应用表明，作为气田开发技术的一环，对于提高气田生产运行的安全可靠性与经济效益，实现天然气生产、调度的自动化，提高气田开发的效率和水平具有现实意义。针对自动控制技术在气田开发中的推广应用，还有以下几方面问题亟待研究解决。

由于目前应用的自动化信息系统是逐年分阶段建成的，因此采用的软件系统较多，数据接口存在差异，在下阶段的建设和改造工作中还需对软件系统进行进一步的优化调整，一方面采用业界广泛认可，成熟的系统软件，尽可能减少系统内软件数量；另一方面要加强数据接入研究，确保各子系统的数据按统一的数据编码接入公司数据平台，供各应用系统使用。公司目前在自动化控制方面的设计、管理及维护方面，专业力量还较为薄弱，维护技术人员偏少。自动化是一个专业性很强的领域，涉及仪表检测、计算机网络、数据通信、供配电等多个专业。在公司数字化气田建设铺开推广后，对自动化专业人员数量和质量提出了更高的要求，建立一支掌握核心技术，专业配套完整，具备现场动手能力的专业队伍都是十分必要的，建立一支既懂工艺，又能熟练掌握自动化技术的使用者和管理者队伍，是气田自动控制系统应用成败的关键。

图3 川渝地区光缆路由结构示意图

4 结束语

自动控制技术在气田开发中的广泛应用，需要大批懂技术、会操作的操作人员进行系统操作和维护管理，因此对一线操作员工和技术维护人员的培训工作非常必要。可以依托系统集成商的技术力量开展多方面的技术培训。在系统组态过程中组织技术人员深入参与，了解掌握系统构架、组态编程和工作原理，为系统的维护管理做好知识储备；在系统试运投产过程中，开展对操作员工的集中培训，熟悉人机界面、操作流程和对异常情况的应对方法，为生产操作管理打好基础。相关配套运行管理体系尚未建立。随着自动化控制技术的广泛应用，公司大量井站将采用无人值守，由中心站实时远程监控、定期巡检的管理方式，对生产组织结构和安全生产管理体系提出了新的要求，相应管理制度需要尽快建立。□

[1] 张毅华,黄湛.自动控制技术在温黄气田开发中的应用.石油,石化,化工自动化及仪表控制技术研讨会论文集/中国自动化学会.海口:2007:60-65.

[2] 西南油气田分公司油气田地面工程数字化建设总体技术方案技术框架分册.成都:西南油气田公司,2012.

[3] 西南油气田分公司油气田地面工程数字化建设总体技术方案技术规范分册.成都:西南油气田公司,2012.

[4] 中国石油天然气股份有限公司油气田地面工程数字化建设规定(试行).北京:中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司,2011.

[5] 油田地面工程建设规划设计规范.SY/T0049-2006.北京:石油工业出版社,2006.

[6] 油气田及管道仪表控制系统设计规范.SY/T0090-2006/北京:石油工业出版社,2006.

[7] 胡寿松.自动控制原理[M].北京:科学出版社,2013.