大庆油田地面工程数字化建设方案优化探索

曹万岩

（大庆油田工程有限公司）

0 引言

大庆油田1960年投入开发，历经60年，建成了国内规模最大的整装开发油田。当今世界正处于工业化向信息化迈进的大变革时期，信息技术的迅猛发展正在带来深刻的革命性的变化。“十三五”期间，大庆油田制定发布了《大庆油田振兴发展纲要》，描绘了今后一个时期的发展蓝图，提出了建设智慧油田的构想，这既是根据形势变化作出的战略部署，更是建设百年油田的迫切需要。

近年来，大庆油田逐步加大数字化建设力度，按照试点先行、规模推广、持续优化、深化应用的建设路线推进数字化建设。但是，由于油田开发年限较长，开发方式及采出液处理工艺复杂，井、间、站场建设周期跨度大且数量多，面临的生产成本压力大，数字化应用程度仍处于较低水平。为了紧跟互联网大数据时代的前进步伐，早日建成数字油田、智能油田、智慧油田，急需加快油田数字化建设步伐，推进建设进程。因此大庆油田大力推进数字化建设示范工程，通过优化数字化建设方案，固化数字化建设模式，为大规模推广数字化建设积累经验。

1 数字化建设思路

根据“加强顶层设计、突出问题导向、聚焦产业升级、追求质量效益”的数字化建设总体工作要求，确定了地面工程数字化建设思路，即：优化调整与筛选排查相结合，精简实施对象；试点先行，综合比选，优化实施方案；管理模式转型再造，提高管理水平。

1.1 优化调整与筛选排查相结合，精简实施对象

开展数字化建设首先需要进行地面系统优化调整。针对部分区域和系统运行负荷率低的问题，结合开发安排对原油集输、配制注入、供水及水处理等系统运行情况进行适应性分析，通过“核减、合并、降级”及“三优一简”（“地上地下”一体化优化，总体布局优化，系统能力优化，应用简化技术成果），实施站场合并、规模缩减、功能降级等优化措施，避免站场的后续扩改建造成数字化建设的浪费。同时，降低地面系统运行能耗、提高地面系统运行负荷率，为建设高效益、低能耗数字化油田创造条件。

全面调查区域内建设对象现状，对已实施数字化建设的井、站以及不具备实施数字化建设的井、站进行排查后，确定数字化建设对象。

1.2 试点先行，综合比选，优化实施方案

通过开展示范工程，优化实施方案，为后续大规模推广积累经验。如，龙虎泡油田在数字化建设中，对于无电源注水井井场配电方式，根据用电负荷情况及油水井布置情况，通过对太阳能发电、风能发电、风光互补发电、周边油井井场接引供电等4种供电方式的综合比选，最终确定采用周边油井井场接引供电的方式为注水井供电。

1.3 管理模式转型再造，提高管理水平

在对地面系统实施数字化建设的同时，需要同步实施管理模式转型再造。搭建管理责任清晰、岗位设置科学合理、员工队伍优化配置的组织架构体系，确定数字化建设的数据流（生产数据上传流向）和控制流（生产管控流程）。基层站队实现值守和巡检专业化；技术保障实现开发分析与管理专业化；生产保障实现检维修专业化；优化劳动组织结构，优化一线用工量，实现精益生产，提高管理水平。

2 数字化建设方案优化措施

油气田地面工程的数字化建设，就是利用物联网技术，建设数据采集与监控子系统、数据传输子系统、生产管理子系统，实现油气田井区、计量间、集输站、联合站、处理厂的生产数据和设备状态信息在采油采气厂生产指挥中心及生产控制中心集中管理和控制[1]。数字化建设方案作为推进数字化建设的切入点和着力点，在满足业务需求、深化实践应用的同时，因地制宜、因时制宜、因需制宜地对实施方案进行优化，对数字化建设至关重要。

自2018年开始，大庆油田先后开展了海拉尔油田、龙虎泡油田、采油五厂数字化建设示范工程建设，综合技术、投资、成本、效益及政策等多重因素进行优选，通过“三优选，三优化”措施，优化数字化建设方案。

2.1 优选井、间数据采集通信技术

对于油水井，计量间，阀组间等井、间的数字化建设，需在井场和间内增加压力变送器、温度变送器等仪表设备进行相关生产运行数据采集。现场仪表信号传送至控制设备的方式有电缆传输及无线信号传输两种。根据相关规范的要求，同时考虑到现场施工及井口作业的方便性，现场仪表以无线传输方式为主。

通过对井、间设置的现场无线仪表应用技术进行对比后，优选WIA-PA技术（一种面向工业过程自动化的工业无线网络标准技术）和Zigbee技术（一种应用于短距离和低速率下的无线通信技术）作为现场无线仪表采集技术。这两种技术均为采用 2.4 GHz频段的无线网络通信协议，在现场仪表内嵌入相应Zigbee或WIA-PA通信模块，通过无线电磁波可以实现数据上传。

2.2 优选井场采集设备

对油井井场数据进行仪表功能整合，实现一表多能。应用智能电参数采集器，将电参数采集、抽油机启停功能、RTU（远程终端单元）集成于一体。

对于丛式井场，同一平台区域内有多口油水井时，选择一口油井作为平台主井，设置RTU，其他从井将采集信号上传至主井RTU统一处理，简化从井采集设备。

2.3 优选无线传输方案

考虑到油水井场、小型站场数量多，且分布在大中型站场周围，通信业务单一，通信速率需求较低。建设光缆线路投资较高、施工难度大，而无线通信具有投资低、施工简便、部署灵活等优势。因此，油水井场、小型站场通信采用无线传输方式。

无线传输技术分为自建无线专网和利用4G（第4代移动通信技术）公网两种方式。利用4G公网具有充分利用公共资源，不需建设投资的优势，因此海拉尔油田示范工程采用了 4G公网传输方式。但为了确保数据安全，井、间前端数据在进入生产网之前需经过两次安全认证，其数据流向为：井、间→运营商核心交换机→DMZ（隔离区）→生产网络→作业区管理中心，数据链路较长。

考虑到自建专网的数据流向是自下而上的，即井、间→站→作业区生产管理中心，流向合理，安全性高。因此，在龙虎泡油田示范工程中，井、间数据传输采用了WIA-PA/FA技术（WIA-PA是基于IEEE 802.15.4标准的用于工业过程测量、监视与控制的无线通信网络协议，WIA-FA是基于 IEEE 802.11物理层开发的无线通信标准）。采用WIA-PA/FA工业无线组网技术，可实现MESH（无线网格网络）组网，具有高可靠、低延时、安全可控的特点。WIA-PA/FA组网具备2.4G/5.8G双层网络架构，2.4G的WIA-PA工业无线网络适用于现场传感数据的采集传输，并将数据汇聚至架设在计量间、阀组间外的WIA-PA无线网关，网关数据通过WIA-FA 5.8G MESH主干网络传输单元，上传至周边站场，再经光纤传输网络上传至各级监控中心。

2.4 优化油井采集点位

对比相关工程建设情况，结合现场实际生产需求，进一步优化油井采集点。考虑到大庆油田常规油井气油比低于100 m3/t，油井套压波动不大，因此不对套压进行自动采集。优化后的抽油机井采集点为油压、电流、电压、载荷和位移，绘制示功图并上传。

采集油压主要是考虑到大庆油田冬季气温较低，油压可直接反映单井管道冻堵及泄漏情况，提高处置及时性。在站场停电且通讯中断的极端情况下，可实现井口超压联锁自动停井，避免冒罐、管道穿孔事故的发生，同时，油压对于工况反映较为直接，可根据油压变化趋势实现事故预警。

采集电流可实现盗窃电预警，通过变电所变压器前端电流与单井设备总电流的差值，可监测偷盗电情况；采集电压可实现系统效率加密测试，通过录取的电流、电压、功率值计算出单井的系统效率，可实时掌握系统效率情况。

采集载荷、位移，绘制示功图，利用示功图实时对油井工况进行判断，计算出油井产液量。根据工况和产液异常程度进行分级预警提示，缩短对故障油井的判断和处理时间。

2.5 优化注水井实施方案

注水井参数采集实施方案分为采集型和控制型，根据生产的不同需求进行优化选用。采集型对注水井油压、瞬时注入量、累计注入量进行采集及数据上传；对注水量需实时监控和精确调整的注水井，采用控制型，在采集型基础上，增设注水量实时远程自动调节功能。

在示范工程建设时，根据生产实际需求进行实施方案优选，如，采油五厂数字化建设工程中，由于杏南地区注水量相对稳定，单井调节频次较低，因此按照采集型采集注水井单井压力与流量数据，采用电池供电，降低工程投资；而高台子油田和太北作业区注水井注水量调节较为频繁，采用控制型，在对注水井单井压力与流量数据进行采集的同时，增设流量控制装置，实现注水量实时远程自动调节。

2.6 优化站场建设模式

随着大庆油田开发力度的不断增大，大中型站场数量不断增长，对人力资源需求进一步增加。大庆油田中型站场主要包括转油站、注水站、注入站、变电所；大型站场主要包括转油放水站、放水站、脱水站、污水处理站及配制站，以及2座及2座以上生产站场合建的联合站。为控制生产用工，提高管理水平，在数字化建设时对站场采取集中监控建设模式。

（1）中型站场采用“区域集中监控，站场无人值守”模式

2015年以来，大庆油田在产能建设项目中，在注入站尝试采用中心站远程集中监控模式。如，采油一厂在2016年北一区产能项目中，建设区域内新建二元调配站1座，将周边已建5座注入站的生产信号通过通信光缆上传至新建的二元调配站中控室集中管控。注入站工艺设备维护人员由分散在单一站点的分散管理模式，转变为维护人员集中在区域生产管理中心定期检修、应急处理的集中管理模式，并且站场不再设置值班人员，人员全部集中到区域生产管理中心。

在此基础上，对示范工程站场典型流程进行HAZOP（危险与可操作性）分析，针对站场存在的安全风险制定措施。如，针对加热炉燃料气泄漏着火的风险，设置总燃料气管道紧急关断电动阀门等，通过适当增设采集点位，保障站场安全运行；同时，对仪表系统进行全面改造完善，重要工艺参数全部进入站控系统，站场建设视频监控系统及周界报警系统，生产运行工艺参数和生产状态信息实时上传区域管理中心。站场工艺设备维护人员和站内值班人员均集中到作业区生产管理中心，实现对站场生产的实时监控、自动保护及远程操作。

（2）大型站场采用“多岗合并，集中监控”建设模式

大庆油田于 2009年提出大中型站场进行合岗设计的理念。如，2009年建设的肇 35转油注水站为小型多功能站，该站由转油站、注水站两个部分组成。该站通过合岗设计，将集油阀组间与油水泵房合建为1栋厂房，将燃气排水池、事故排污池、燃气放空凝液回收池合建为1个排污池；同时，转油站和注水站共用维修间、库房等生产辅助厂房，转油站、注水站配电室变压器区合一；转油站排污池与注水站排水池共用，且与生活水蒸发池联合设置。通过以上措施，减少站场建构筑物数量的同时，节省了占地面积。

合岗设计在一定程度上缓解了用工不足的情况，但是由于控制系统设置分散，又没有通过工艺改造增加保障生产的安全措施，没有适当提高工艺自动化水平，因此维护和巡检工作量没有减少，员工的劳动强度也没有减轻。为解决上述问题，2013年大庆油田提出生产站场集中监控的设计方针和管理理念，即取消传统分岗管理模式，建设中控室，将各生产单元统一监控，集中管理，各分岗不再设置值班人员。并且于 2015年发布了 Q/SY DQ1677—2015《大庆油田原油站场集中监控设计规定》，对大中型站场生产过程参数采集及监控进行了详细要求，为后续集中监控站场规划方案设计提供了指导。

大型站场示范工程实施“多岗合并，集中监控”建设模式。站场数据采集及监控执行Q/SY DQ1677—2015《大庆油田原油生产站场集中监控设计规定》的相关要求，实现站场相关生产参数的自动采集，同时，站场建设视频监控系统及周界报警系统。建设中心控制室，对工艺生产过程进行监视和控制，各生产单元不设置分岗显示操作设施，当工艺单元检测控制点较多时，为减少进出中心控制室的线缆数量，设置就地 I/O（输入/输出）数据采集控制装置，再通过有线光缆将数据上传至中心控制室。整个站场的生产过程在中心控制室集中监控，值班人员采用定期巡检的方式对各生产设施进行检查。同时，中心控制室将数据上传至厂级生产调度中心，对生产运行状态实时监控、分析和预警。

3 下一步工作建议

“十三五”以来，国内各油田纷纷将数字油田列为企业信息化发展的战略目标，油田地面工程向智能化、智慧化发展。为加快数字化建设步伐，大庆油田在前期探索实施、调研论证的基础上，本着简化、优化、实用的原则，通过示范工程建设，不断优化数字化建设方案，形成适合高含水老油田的数字化建设模式。今后，为了更好地推进全油田地面工程数字化建设，建议如下：

一是积极跟踪无线仪表技术现场应用测试。

为了测试无线仪表技术的稳定性和数据采集的准确性，目前相关无线仪表厂家正在进行现场应用测试。建议有关单位积极跟踪现场应用测试结果，不断完善方案，为今后推广使用提供依据。

二是完善标准化设计图集。

建议对典型站场在数字化建设模式下的运行情况进行现场调研。对各类站场生产流程进行深入研究，与主管部门和生产单位充分结合，根据生产实际需要进一步优化、细化站场自控采集及控制点。根据优化后井站数字化建设模式，升版井、站的标准化设计，完善有关数字化建设的相关内容。

三是在建设的同时开展物联网深化应用研究。

建议积极开展数据的应用分析工作，加强 A11（中国石油勘探与生产分公司油气生产物联网系统）与A4（中国石油勘探与生产分公司地理信息系统）、A5（中国石油勘探与生产分公司采油、地面工程运行管理系统）等系统的资源共享和数据融合，通过数字化采集的海量数据，利用大数据技术，建立各种数据模型及功能模块，实现油田由数字化逐步向智能化转变，并最终实现智慧油田。