规模应用物联网技术助推老油田地面系统提质增效

2018-07-18刘志忠

石油科技论坛 2018年3期

刘志忠

中国石油大港油田公司信息中心

大港油田勘探开发建设始于1964年1月，勘探开发面积为1.8×104km2，是开发了50多年的老油田。面对低迷的国际油价、复杂的地下情况、增长的开发成本和严峻的环保形势，大港油田始终坚持以信息技术助推油气生产业务，提质增效、可持续发展，经过10多年的摸索与实践，先后形成了油田地面数字化建设的“港西模式”和“王徐庄模式”，实现了生产方式转变，提高了劳动生产率，提升了油田管理水平，降低了油气生产成本，取得了显著的经济效益和社会效益。

1 开展油气生产物联网系统建设的必要性

1.1 地面工艺优化简化的需要

传统的油气集输系统主要采用双管集输三级布站的集油工艺流程，随着进入中后期开发阶段，采油地面工艺系统规模庞大、腐蚀严重、油水井调整大、负荷不均衡等问题日渐凸现，原有工艺与实际生产现状的不适应性越来越明显，制约油田安全生产与持续发展现实瓶颈问题主要表现在以下两个方面：一是地面设施老化，工艺技术落后，且油田综合含水已高达90%，集油和注水系统一直采用三级布站工艺，油井采用双管集输流程，单井计量采取分离器计量，工艺复杂、技术落后；二是地面系统运行效率低、成本高。传统计量站的平均集输半径为0.9km，系统效率低下，维护工作量大，急需开展地面优化简化工作，以缩减地面系统规模，降低系统能耗，提升安全管控水平。为此开展了油气生产物联网技术规模应用，使取消计量间、配水间成为可能，同时以关键技术突破为基础，优化集油和供注水工艺，形成以串接、T接为主的枝状化标准工艺流程，实现一级布站地面建设新模式。

1.2 地面工艺标准化设计的需要

2008年中国石油天然气集团公司全面开展地面系统标准化建设，大港油田坚持标准化设计与老油田调整改造和新区产能建设相结合，按照“三提、两降、一统筹”工作要求，在油气集输、掺水、采出水处理等系统研究形成了6类不同功能组合的一体化集成装置系列，缩短了工艺流程，提高了处理效果，解决了传统中小型场站工艺流程长、设备多、占地面积大的问题。在地面工艺标准化建设的同时，需要统筹各个装置的自控系统介入能力，研究装置工艺适应性、标准化设计的同时也需要考虑数据采集与控制系统的标准化设计，按照统一的标准实现控制系统的稳定接入，实现上位机的统一管控。

1.3 优化劳动用工的需要

作为老油田，大港油田必然会面临诸如自然减员等用工问题，因此随着地面系统规模扩大、人员接替不足以及即将面临断崖式员工缺失的困境，油田迫切需要采用新的技术手段，实现实质性的减员增效。为此，规模开展油气生产物联网系统建设，降低员工劳动强度、转变生产方式、减少一线用工，在大港油田势在必行。

2 油气生产物联网技术应用现状

大港油田2004年开展地面优化简化工作，突破传统的计量及配水方式，开展油水井数字化建设，培育形成了“港西模式”；2008年按照地面工程标准化建设要求，全面完成油水井数字化升级改造，同步开展管道、站库数字化建设；2013年按照试点先行、规模推广、持续优化、深化应用的原则，开展中小场站无人值守数字化试点建设，培育形成了“王徐庄”地面数字化建设模式。2016年由中国石油天然气集团公司统一部署，大港油田开展了油气生产物联网（A11）项目的建设。建立覆盖中国石油油气地面生产各环节的数据采集与监控子系统、数据传输子系统、生产管理子系统，实现生产数据自动采集、远程监控、生产预警等功能，支持油气生产过程管理，促进生产方式转变，提升油气生产管理水平和综合效益[1-5]。

2.1 规模开展油水井数字化建设，实现软件量油、稳流配水，油水井管理水平显著提升

油水井数字化是地面优化简化工作的基础，通过实施标准化设计、传感设备升级换代、远程自动调控技术攻关，规模开展油水井生产物联网技术应用，并按照统一设计、集中部署、统一管理、整体推进的建设思路，建设油水井生产采集与管理系统，实现生产数据实时采集、过程实时监控、生产信息集成应用的数字化管理，全面提升了油水井管理水平。截至目前，共完成4654口油井、2244口注水（聚合物）井的数字化改造，数字化率达100%；新建产能井同步实施数字化建设。

油田公司高度重视油水井数字化建设工作，整体部署、有序推进，以技术攻关为核心，以现场试验为载体，通过实施标准化设计、传感设备升级换代、远程自动调控技术攻关，推进油水井生产信息采集设施标准化。目前，大港油田油井全部实施数字化改造，注水井安装在线远程自动调控装置；新建产能井同步实施数字化建设，数字化率达100%。自 2014年起，新建产能井数字化及井场数字化改造均按照A11系统建设标准执行。在油水井数字化建设过程中，陆续开展了以数据采集标准化、注水控制智能化、计量诊断自动化、生产管理信息化为代表的“四化”建设。

数据采集标准化：通过标准化设计实现井场工艺流程的标准化，在此基础上推进现场生产信息采集设施的标准化工作，从外观设计、采集参数、数据传输方式、RTU功能实现、统一数据落地以及标准数据入库等进行严格的规范，保障了生产信息采集数据的规范管理。

注水井控制智能化：为了进一步深化地面简化优化工作，解决注水井水量调控瓶颈技术，通过动力系统改造、可控精度优化、高效调控、节电优化、参数监控等难点攻关，实现了注水井日注水量远程设定，流量计与流量调节阀自动调节的闭环控制，注水管理从人工调控到恒流配水再到远程自动调控的技术升级，实现了注水量远程设定、自动闭环控制，实现精细配水和精细注水，注水质量显著提高，提高了注水井精细化管理水平。

计量诊断自动化：开展软件计量技术攻关，形成了适应不同举升工艺的油井在线计量技术。油井软件计量技术的突破，为地面优化简化工作的全面开展奠定了基础。应用泵功图识别技术计算抽油机井油井产液量，通过算法的不断优化调整，计量相对误差在10%以内。对于电泵井（自喷井）和螺杆泵井：分别应用“差压法”“容积法” 进行液量计算，通过不断优化计算模型，提高了计量精度，满足了生产管理的要求，实现了计量数据地质与工艺认识的统一。同时根据生产参数对油井生产工况建立科学的分析模型，实现对抽油机井固定凡尔卡死、抽油杆断脱等16种工况，电泵井的气体影响、供液不足等12种工况的自动诊断和预警报警。通过工况诊断，实时发现生产问题，及时进行隐患处置，传统的预防性维护转变为预见性维护，油井日常维护时效大幅提高（图1）。

生产管理信息化：油田公司统一部署油水井生产信息采集与管理系统，实现油水井生产实时监测、统一报警管理、工况即时诊断、液量自动计算；并与A2系统集成，真正实现了油水井数据的源头采集，避免二次录入，降低了基层人员的工作强度，同时促进了油水井自动化系统应用效果的提升。

油水井数字化建设，统一了技术标准、实现了软件量油、注水井远程调控，这是地面优化简化工作实施的关键。生产异常报警、工况实时诊断为油水井故障的及时处理提供了保障，为油水井护理措施的及时、有效开展提供了技术支撑，为各级管理生产人员及时掌握生产动态、提高油田管理水平提供了手段。

2.2 开展管道标准化建设，实现管道实时在线监测、自动报警，推进管道完整性管理工作

配套地面管网优化简化，开展管道运行监测、管道泄漏监测和阴极保护等系统建设工作。综合应用负压波、次声波和体积平衡法监测技术，实现管道压力、温度、流量等主要运行参数实时监测及泄漏报警。大港油田针对泄漏在线监测技术进行了长期的研究与实践，对常用的监测方法进行了对比分析，综合各种方法的优点形成特有的泄漏监测技术，实现了泄漏点的快速发现、精确定位分析。例如，次声波泄漏检测方法采用声纹识别方法检测管道泄漏引起的声波信号。管道完整无破损时，管道内也存在泵等引起的声波信号，其信号有其自身的频率声纹特征。当管道破损引起泄漏时，其声纹特征与背景噪声的不同。通过自适应信号去噪、泄漏信号重构、声纹特征提取和神经网络模型，可以实现对泄漏信号的可靠识别和诊断（图2）。目前，大港油田主要油气外输管道全部安装了管道在线监测及泄漏报警系统，近年来共成功报警管线腐蚀泄漏、偷盗油事件近50次，做到及时发现、快速处置，大幅减少原油泄漏的事件后果。

开展长输管道、集油管网、储罐的阴极保护装置标准化建设，在组合式恒电位仪及无线测试桩的基础上、开发阴极保护网络管理平台，实现了阴极保护数据的实时采集、远程监控、工况分析及运行效果的自动评价（图3）。通过阴极保护数字化建设，能够实现对油水井、管道、储罐等关键节点的保护效果进行监控，在确保阴极保护系统运行效果避免管道安全事故的同时，也节约了油气生产单位大量的人工成本。在集油管网大规模应用牺牲阳极保护，形成站场、管网整体性保护。

图1 功图量油技术发展历程

图2 管道泄漏检测系统架构示意图

2.3 建成“王徐庄模式”，少人值守、集中监控，实现站库管理现代化

应用自动控制、视频分析、集成应用等信息技术，完成31座接转站无人值守系统及9座联合站少人值守系统建设，总结形成了地面集成数字化建设的“王徐庄模式”；实现了站库工艺流程标准化展示，为生产运行、调度指挥提供了信息支撑。

在王徐庄油田开展 “单井—接转站—联合站”整装的地面集成数字化油田示范工程建设，形成了“实时采集、集中监控、自动预警、优化生产”的“王徐庄”模式，实现了中小型场站无人值守、大型场站少人值守，转变了生产组织方式，进一步优化了劳动组织结构（图4）。

图4 王徐庄地面集成数字化建设模式

王徐庄模式是应用地面工艺深度简化优化成果，以信息自动化技术为手段，以大数据挖掘为抓手，集成“单井→管道（电网）→接转站→联合站”自动化与信息化资源，搭建统一生产数据应用平台；以精简组织机构、科学配置人力资源为着力点，改变传统的管理机制为扁平式管理模式，转变生产方式；降低员工劳动强度，降低用工总量，降低生产运行成本，大幅提高劳动生产率，提高油田管理水平，提高经济效益。

2.3.1 小型场站无人值守模式

通过完善仪器仪表及现场控制系统，规范数据采集内容，实现生产数据自动采集；完善站内设备的参数调控、远程启停和联锁保护装置，实现生产过程自动控制；配套站内危险气体报警、周界报警、视频监控及声光警示系统，实现生产环境自动监测；在作业区集中部署生产采集与监控系统，实现生产过程远程监控。

2.3.2 大型场站少人值守模式

大型场站按照“就地控制、总线传输、集中管理”的原则进行，统一数据采集标准、完善关键节点数据采集设施、整合各岗位监控系统，实现中控室集中监控；完善、整合各生产环节的自动化采集系统，实现中控室集中监控，由原分散值班、各主要生产岗位4班倒、24小时值班转变为中控室集中值班。

2.4 制定标准规范，建立健全运行管理体系

中国石油大港油田公司编制发布了《大港油田公司两化融合管理体系文件》及地面数字化配套的技术标准、规范，各油气生产单位结合生产实际，建立运维队伍，制定配套的数字化岗位管理规范，保障了地面数字化工作的正常开展和数字化系统的有效运行。

随着地面标准化工作的深入开展，依据中国石油天然气集团公司《油气生产物联网系统建设规定》和《油气田地面工程数字化建设规定（试行）》，结合油田公司实际，进一步细化和完善了油水井、站库数字化建设、运行维护相关标准和规范。

3 应用成效

3.1 物联网技术的规模应用，地面系统大规模缩减成为现实

油井在线监测、液量自动计算及注水井远程在线调控技术的规模应用，使油田取消计量间、配水间成为可能，确保地面工程优化简化工作的开展。通过数字化改造，地面系统呈现出工艺简单、自动化程度高、运行成本低和系统效率高的特点，大港油田共撤销全部计量间305座、配水间293座，优化接转站、注水站20座，累计减少加热炉、机泵等各类设备设施586台（套），减少油田生产管道2566km，经济效益和社会效益显著。自2005年起，油田产能建设未新建1座计量站，管网配套规模大幅减少，有效控制了工程投资，累计节约工程建设投资7.12亿元，节约各类费用11.9亿元。同时，工艺节点的减少和能耗设备设施的核减，每年可以节约燃油4563t、节约用气4110×104m3、节电9730×104kW·h，原油集输单耗下降21%，注水单耗下降9%。

3.2 创新管理模式，实现生产方式转变

通过油水井生产实时监控、中小型场站无人值守建设，实现作业区集中监控，由驻站式管理变为巡检式管理，完全取消夜班人员，减少白班人员，有效降低了劳动强度，提高了工作效率；生产决策、动态分析、措施制定由传统的会议模式转变为数字说话、信息指挥的现代化管理模式，决策效率大幅提高；安全隐患的发现与处置由应急救火式管理转变为系统实时报警、及时处置的主动式管理，安全管控水平明显提升。

3.3 优化劳动组织，提高管理效率

通过油水井数字化建设，逐步形成数据采集自动化、过程控制智能化、生产管理数字化的地面建设和管理模式，促进了劳动组织方式的优化和管理效率的提升，劳动组织由四级管理变为三级管理，生产单位由43个采油队减少为26个作业区，282个基层班站减少为90个管理组，实现了扁平化管理，优化用工1902人，极大缓解了一线用工的紧张局面。开展中小型场站无人值守及联合站少人值守数字化建设，可进一步优化劳动组织结构，如采油二厂通过地面集成数字化建设，一线用工由原来的458人优化至320人，优化用工138人，减少班组12个，优化用工达30%。

3.4 应用信息技术，提高油田管理水平

地面数字化为油水井管理提供了有效手段，助推了老油田综合管理水平的提高。通过地面数字化系统的建设与应用，抽油机纯抽泵效、躺井率、检泵周期、分注合格率、注水系统效率等各项指标均有较大幅度提高。

4 发展愿景

随着科技的进步和油气勘探开发技术的提高，油气田企业从局部生产优化向全局优化成为必然，应用物联网、大数据和云计算等先进技术，开展智能油气田建设，推进面向油气藏动态跟踪研究、单井实时分析优化与管网平稳运行的高效管理与智能决策技术的落地，支撑油气田企业实现效益开发。基于一体化资产模型之上的智能油气田建设将为勘探开发一体化、地质工程一体化、技术经济一体化的创新管理模式奠定坚实基础。应用物联网技术实现油气生产过程的全面感知、远程操控，能够最大限度降低劳动强度、提升效率，降低用工成本，有效应对断崖式减员的矛盾；规模开展大数据分析应用，在分级、分类的管理与技术指标体系建立基础上，应用可视化在线分析手段，及时发现问题、洞察原因；规范业务流程，推进“业务标准化、标准流程化、流程信息化、信息可视化、决策智能化”理念的建立，建立全业务流程的协同工作流机制，提高管理与决策效率，提升管理水平。