大港油田低成本数字化建设助力企业降本增效

2021-11-23马祥厚

中国管理信息化 2021年12期

马祥厚

（中国石油大港油田信息中心，天津 300280）

0 引言

2004 年大港油田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 油气生产物联网现状及存在问题

经过持续多年的数字化建设，从过去多年的使用情况来看，油气生产物联网数字化建设过程中普遍存在以下几个问题。

1.1 油田服务商众多

各数字化改造项目没有统一实施，而是各个采油厂分批次招标，由多个厂家分别实施，系统兼容性极差，管控能力比较弱。

1.2 产品更新换代快

现场仪表数据采集从有线到无线，通信方式从433MHz 到ZigBee，现场仪表数据上传至服务中心，从通用分组无线服务（General Packet Radio Service，GPRS）到ZigBee，再到现在的4G等，功能不断升级完善。但大港油田地区由于数字化改造完成得比较早，在用设备老化严重，功能上已无法满足当前生产需求。

1.3 协议不统一、不规范

由于通信协议没有进行标准化，各个服务厂家的设备及系统互不兼容，即便是同一个厂家的不同批次及系列产品也互不兼容，因此只能由设备提供商各自负责自家设备的数据采集传输和管理。工作人员使用的生产管理软件依赖于设备厂家的自有平台，造成部分采油厂多套系统并存，工作人员操作使用非常麻烦，各种问题频发。

面对此情况，开发具有自主知识产权的硬件产品和信息处理与控制系统显得尤为必要。2018 年，大港油田正式启动开发自有产品，实现与符合A11 标准规范的不同厂商生产的数据采集设备对接，通过多元化数据采集设备和通信设备，满足不同油水井的低成本数字化建设需求。

2 低成本数字化建设主要过程及举措

2.1 开展关键技术攻关，研发形成自主知识产权的产品

为提高地面数字化水平，降低数字化成本，大港油田组建了“硬件工厂”项目组，研发团队夜以继日、持续开展了一系列油水井数字化技术攻关、产品设计、生产制造及投产试验等，历时两年多，先后组织开展各类实验测试200 余次，打造了以“前端（盛联）—中端（盛智）—后端（盛慧）”为主线的5 个套系、65款自有产品，并获得了一系列知识产权，全部通过油田公司自主产品认证。

2.2 应用自有产品开展井丛场一拖多模式试验探索

2018 年，大港油田先后在多个采油厂开展井丛场数字化一拖多模式试验，在采油六厂安装一套采用6 合1 大型控制柜，通过4 台无线远程终端单元（Remote Terminal Unit，RTU）集中采集控制7 口油水井生产数据，成功实现了RTU 一拖二井功能，并与现有油水井统一管理平台实现数据对接，满足现场实际生产需求。一拖多模式实现了抽油机井在关键设备RTU 的使用数量上减少50%，获得了明显的经济效益。

同时，大港油田第五采油厂开展潜油螺杆泵井丛场数字化建设试验，生产现场部署井场一体化控制柜一套，各类无线仪表46 余块，安装一个RTU，成功实现通过一个RTU 在距离井口50 m 开外将数据回传到了油水井统一管理平台。截至目前，整套系统运行稳定，数据传输良好，运行精度和性能均符合相关标准要求，满足油田生产需求。在潜油螺杆泵井丛场数字化一拖多模式试验建设中，实现了关键设备RTU 和数字化控制柜的使用数量都减少90%，取得明显的经济效益。

2.3 长停井数字化建设监控新模式探索

随着油田进入中后期开发阶段，一些油井因产量低、开发成本高或工程故障等原因不得不进入长停井行列。但由于地质情况的变化，部分长停井的压力会不断升高，又重新具备了开发价值。为避免长停井因地层压力升高等原因造成油气渗漏事故，必须建立长停井生产档案，并对长停井加强监管。目前，大港油田公司长停井监控和巡检使用人工手段，时效性低，井口无警示标识，易受到外力破坏，存在较大的安全风险。2019年，大港油田第一采油厂进行了现场测试试验，该试验主要采用基于窄带物联网（Narrow Band Internet of Things，NB-IoT）。NB-IoT 无线带有全球定位系统（Global Positioning System，GPS）定位功能智能压力监测模块，在仪表被意外拆除时可以上传报警并定位仪表所在位置，有效加强长停井泄漏风险防控和隐患治理。在长停井数字化改造试验中，基于NB-IoT 无线智能压力监测模块可以满足现有数据采集监测需要，能有效监控长停井状况，实现长停井的常态化监测。

3 低成本数字化建设效果

3.1 推广自主产品，实施规模建设

2019 年，大港油田第二采油厂全部采用自研产品对作业二区77 口油水井生产数据采集监控系统进行改造升级，实现生产数据自动采集回传以及远程操控。数据同步对接“油气生产物联网信息处理与控制系统”，实现井口生产数据的集中采集和运行状态的远程监控。通过王徐庄推广建设中采用的自主产品与厂商价格对比分析，自主产品单个设备相对厂商单价整体降低10%左右，通过推广自主产品建设，项目整体节约投资10%，取得实际降本创效效果。

3.2 井丛场一拖多模式建设

2019 年，大港油田在港359H 井丛场进一步开展一拖多模式建设，主要在现场安装控制柜1 套，拖带现场12 口油井数据，现场每口井分别安装2 台无线压力变送器，采用LoRa 通信方式与控制柜内的终端进行数据通信，共24台压变。变频柜数据通过RS485 方式接入控制柜内的串口服务器内，由终端采集并处理12 套变频控制柜的生产数据。单个井丛场一拖多模式建设投资较传统建设模式整体降低30%以上，取得实际降本创效效果。

3.3 长停井无RTU 新技术模式建设

大港油田第一采油厂针对重大、较大风险井2 种类型，本着“先试点、后推广”的原则，选择13 口井（3 口重大风险井、10口较大风险井）进行了新技术模式试验建设，主要在前端开展硬件建设的同时，在后端搭建长停井在线监控系统，实现了长停井监控数据的接入、存储、应用和展示。

在长停井传统监控方式建设中，大港油田主要采用井口安装远程终端模块及压力仪表对现场数据进行采集，同时还需要安装4G 传输设备，不算安装费用，建设成本单口井都过万。采用新模式建设后，仪表基于NB-IoT 传输协议，现场不用安装远程终端模块和4G 传输模块，建设成本大幅下降，平均单口井建设成本可下降30%以上，降本创效效果明显，效益潜力巨大。

4 低成本数字化建设的启示

大港油田以低成本自主知识产权硬件产品建设、井丛场一拖多模式建设、长停井无RTU 模式数据采集监测推广建设依托，兼顾自主开发生产信息数据采集平台和关键系统自主运维为方向，高质量推进了油气生产物联网低成本数字化建设和改造。低成本数字化建设模式试验的成功，为老油田实现低成本数字化建设和效益开发指明了方向，而且更坚定了大港油田进行规模化推广和应用的信心，并形成了以下几点重要的认识。

4.1 持续开展关键产品自主创新，全面推广自主系列产品

自主系列油气生产自动化产品横空出世，打破了大港油田油气井自动化产品被外部公司垄断的局面，逐步建立大港油田统一的标准，倒逼外部厂商降价提质，促进相关技术持续提升。自主系列产品具有标准统一、集成度高、建设成本低等特点。在未来油田公司数字化改造和建设中，建议持续研发关键产品，推广自主系列产品，打造一拖多自动化采集控制模式。

4.2 全面推广井丛场一拖多模式和长停井无RTU 新模式的建设

井丛场一拖多模式试验的成功，标志着低成本建设油水井数字化成为可能。全面推广井丛场一拖多的建设，可有效降低数字化建设的成本。井丛场模式下，单个采集控制装置可拖带油水井的数量不少于6 口，直接减少RTU 使用数量，间接降低成本支出，减少辅材消耗，同时缩短建设周期，提高建设效率，使井丛场数字化建设成本较传统油水井数字化模式大幅降低。同时，对采集上来的数据进行模型归一和标准化处理，为未来智慧型井丛场数据分析处理和深化应用奠定良好基础。

长停井无RTU 新模式试验的成功，化解了长停井井场无井口、无接电、信号差、低成本建设等客观困难，数据的应用替代了人工巡检，提高巡检时效，将长停井经、纬度信息转化成为更加直观的地图信息，直观掌握长停井位置，第一时间掌握位移、压力预警、报警信息，变被动巡检为主动巡检，有效消除长停井险情，规范长停井巡检、监控和管理，填补油田公司长停井信息化监控手段的空白。