智能控制策略在长庆油田设备的优化运行研究

任亮?唐天宇?熊煜?曾辉

摘要：智能油田关键技术是解决油田勘探开发、生产运行等难题的必要手段，是推进油田业务数字化转型的基本支撑。油田企业要应对高质量发展需求面对外部严峻挑战，智能油田建设成为必然的发展方向。调研了智能控制发展现状及技术进展、办公信息化技术广泛应用进展，分析了智能控制策略在长庆油田取得的各项应用现状及效果，提出智能控制策略在长庆油田设备的优化思路，为全面实现油田企业数字化转型、智能化发展，形成具有领先水平的智能采集、全面感知、智能控制、预警预测等智能油田基础关键技术系列，支撑油田高质量发展，保障国家能源安全。

关键词：智能控制；设备；优化运行

一、前言

受全球政治经济形势和市场博弈等因素影响，油气能源行业震荡加剧，石油产业格局发生显著变化。全球能源趋向多元化、低碳化，随着油气需求增速下降，油田经营效益下滑，运营成本压力逐年增加，石油行业面临严峻挑战[1]。同时，大数据、人工智能、5G、云计算等新一代信息技术驱动的全球第四次工业革命快速发展并推广应用，引发全社会和全产业链的颠覆性变革，给石油行业带来了新的发展机遇[2]。数字化和智能化技术革命是开辟石油行业持续发展的新途径，建设智能油田既是石油行业降本、提质、增效的有效支撑，也是油田勘探开发等主营业务技术发展的必然趋势，能够解决油田高质量发展中面临的实际难题[3]。

二、智能控制发展现状及技术进展

智能油田是数字油田的高级发展阶段。近年来，在经历了数字油田的建设，具备了基本的数据采集、管理等基础之后，石油公司围绕勘探开发等核心业务，积极探索智能化技术在油田的深入应用，智能化技术由点到面逐步推进，智能油田的概念逐渐明确、内涵不断丰富，智能油田建设取得了良好效果[4]。未来已来，进入新时代新发展阶段，对信息化建设提出了更高的要求，需要通过智能化建设来驱动企业的全面转型升级。

（一）生产物联网技术基本成熟

1.基础通信网络进一步优化

敷设通信光缆形成“四横、两纵、多环”的网络格局，实现“双出口”“万兆到区、千兆到站、百兆到井”“移动终端APN专网接入”“办公、生产、社区、电视四网隔离”“链路自动切换、同缆传输、业务分离”。

2.数字化主体技术规模应用

利用规模应用数字化主体技术，上线油水井覆盖率97.2%、集成场站视频监控2267套，建成数字化站点覆盖率100%，小型站点无人值守投运覆盖率94%、智能报表自动生成率85%。

3.典型应用场景

（1）敏感区域可视化

升级高清视频，完成视频时钟自动同步，覆盖井场区域站点，视频监控在线率99.3%，录像正常率98.5%。应用激光对射、视频联动等技术，完成站点周界安防入侵监测可视化建设。完成管线桁跨高清视频监控建设工作，为综合治理及安全环保工作提供了有力支撑。

（2）场站无人值守

完善场站物联网技术改造，全面构建“中心站＋无人值守站”管理模式，探索联合站无人值守与作业区调控中心合并运行，优化中心站，盘活用工，形成“无人值守、集中监控、定期巡检、应急联动”的智能化生产组织方式，劳动组织架构进一步扁平化。

（3）生产监控优化应用

完成数字化生产指挥中心的建设投运工作，优化SCADA系统监控界面、开发SCADA系统跨应用报警信息逐级推送功能，实现关键生产数据整屏集中监控、报警信息向岗位即时通自动推送，报警确认率提升至99%，生产监控形成了“逐级推送、分层监控”的立体化报警监控格局。

三、办公信息化技术广泛应用进展

按照信息化建设统一部署，全面配合统建系统建设，推广应用信息管理系统，全面支撑生产经营管理。

（一）业财融合系统

建成应用包含“预算管理、结算管理、项目管理、物资辅助、会计应用”五大模块的业财融合平台，实现业务、财务信息数据共享、成本精细化管理、主干业务全过程管理，呈现“预算控全局、业务夯基础、信息互联通”的业财管理格局。

（二）协同办公系统

建成横向到部门、纵向到井站的流程化、表单化业务协同办公平台，开发了网上会议在线管理、车辆调派、信息发布、工作督办、作业审批等业务模块，联动岗位即时通自动推送各项业务信息，App+PC处理，会议室、油区用车等全面共享网上预订，多项业务实现办公无纸化，大幅节约材料费，让“数据多跑路、员工少跑腿”。

四、智能控制策略在长庆油田取得突破

（一）实现功图计产数据向A2系统的自动推送

联通功图系统、报表系统与A2系统，实现了功图计产数据向A2系统的自动推送，解决了油井日报数据“人工重复录入”和“多源头数据不一致矛盾”问题。

（二）实现油井的智能间开

依托井口智能控制柜边缘计算和云端管理平台，应用电参、工况、功图计产模型诊断和间开制度制定算法，边云结合实现间开制度的动态优化，形成了自动计算间开工艺配套技术，完成试点油井测试，平均泵效由16.36%提升到30.90%，系统效率由6.95%提升到15.98%，日耗电由358kW·h降低到175kW·h。

（三）实现自动选井智能单量

研究应用了三相计量、自动倒换流程、自动收球为一体的智能单量装置，联动SCADA系统实现单量流程自动切换、报表系统自动生成单量结果，实现了井组產量自动连续计量，提高计量精度、降低事故风险、降低劳动强度。

（四）实现智能调频恒液位连续输油

利用PLC边缘计算，通过不对称增量式PID控制算法自动调整输油泵变频频率（原为人工调频，频率设置不合理会导致频繁启停、机泵故障率高），控制缓冲罐液位增量，在不变更工艺设备的情况下实现恒液位连续自动输油，实施了输油回路，输油泵日均启停次数大幅下降，避免人为干扰，实现机泵管线连续平稳运行。

（五）智能管道无泄漏配套技术

在各大油田无泄漏示范区建设成果的基础上，结合管道管理智能化应用，将智能化工作平台、智能化监控设施、智能化设备与完整性管理方法深度融合，开展智能管道无泄漏示范区建设，全面精准排查和治理安全隐患，确保对潜在高风险的预判、预测、预知[5]。

（六）实现智能调参控制恒压自动注水

云端工作站与现场站控PLC组成数字孪生体，利用SCADA采集数据进行仿真运行，应用粒子群智能算法自动计算调节恒压注水的最优控制参数（原为变频柜厂家现场人工调试，设定压力与运行压力差在0.5-0.7Mpa之间），实施恒压注水回路，分水器设定压力与实际运行压力差缩小到0-0.08Mpa之间，所辖管网注水井配注合格率提升，运行效果远远大于人工调试，实现了智能控制恒压自动注水。

五、智能控制策略在长庆油田设备的优化思路

全面贯彻新发展理念，以问题和需求为导向，以用户为中心，全面推进数字化转型、智能化发展，实现智能化的有效落地，高质量建成智能示范油田。2023年以数字化、无人值守为特征的物联网全覆盖，智能油水井等一批前端智能示范区完善定型；云+数据湖、工程地质一体化、地面数字孪生取得新进展，生产运行、技术支撑、安全环保、企业组织等工作智能管理水平显著提升。2024年至2025年计划大数据、人工智能、边缘计算等先进智能技术高度融合，基本建成“人工智能载体前端感知分析，大数据云端共享分析、中端智能决策，油田终端智能化自主控制”的运行构架。2026年至2030年全面完成采油厂业务模式的智能化转型，实现以数据资产价值共享、生产过程智能管控、經营决策全局优化等为主要特征的智能化发展，有力支撑打造高质量发展标杆。

（一）建设工业生产互联网

重构数据传输链路，升级基础通信网络带宽为“万－千－千”，以“井场RTU和站场PLC”为基本采集单元，采用工业互联网“边云端”架构重构生产实时数据传输链路，消减中间传输（配置）节点至少3级，可快速定位故障节点。统一数据湖，完善前端数字化无人值守建设，开展主营业务数据治理入湖，实现油水井、站点数据的集中统一采集，以工业数据为核心的数据管理平台作为生产数据共享中心，生产数据共享节点降至1个，实现工业数据资源汇聚。统一云平台，打破SCADA系统传统架构，依托油田公司云平台，部署统一的云端生产监控系统及工业App，快速实现单井实时监控、设备状态监测、管道统一监管、底层程序远程更新。建设智能运维系统，自动推荐报警限值，自动推送故障点位，建立标准化运维库，手持终端App实时上传运维质量图像及数据资料比对效果，提高维护质量，有效降控故障时间、运维难度及维护成本。降低工控系统运行风险，建立网络安全隔离区，解决生产和办公网络数据安全交互问题，统一实时数据交互节点降低至1个。

针对生产数据传输链路长问题，如油井功图仪表-井口RTU-井场RTU-作业区SCADA采集-作业区功图服务器-厂功图服务器-A11数据库，实时数据链路最长可达7级，均存在点名、量程、流程画面对应的要求，一个环节出现问题，数据就不能正确显示。工控系统接入满负荷，配套国产5万点SCADA系统，单套系统最多接入500路RTU或PLC，目前作业区已经接近满负荷运行。数据管理难度大，现SCADA系统无故障点自诊和自统计功能，故障点位不易及时被发现与维护。数字化报警参数设置依靠人工经验判断多，数字化维护现场质量好坏不易掌握。作业区之间的数据、作业区与厂级SCADA系统相互隔离，程序不能远程部署，共享难度大，监控点位添加繁琐、工作量重复。工控系统安全风险高，作业区的工控系统均独立运行于生产网内，生产数据交互节点庞多。生产网严格防护需在网络内部署大量防火墙、入侵检测、漏洞扫描和行为审计系统、隔离网闸，整个工控系统防护费用较大，日常策略配置需专业人员维护、更新。

（二）打造“源、供、注、配”一体化

与注水系统管理相关部分水源井深井泵状态、流量、压力等数据，分注井数据配注信息的缺失，导致注水系统监测不完整，注水数据没有实现自动推送至A2系统。水源系统供注平衡矛盾突出，水源系统无法根据注水需求动态调节供水量，导致供注不平衡，水源井持续供水存在水液位较低烧泵现象。注水系统压力波动频繁，注水站、注水环网由于压力波动需要通过注水泵远程调频、人工调节回流等手段对注水压力进行调整，存在一定的滞后性，注水能耗、安全风险都有所上升。从4个方面实施技术改造，完成设备由“单点－远程－控制”向“联动－闭环－自控”升级，形成上下游联动控制，达到减少中间环节计算和操作工作量的目的。源、供、配、注联锁控制实现供注平衡，注水井超欠注实时计算及远程自动调配，配注合格率大幅提升，水井数据向A2系统自动推送，提升运行效率，降低能耗和运行风险，实现注水系统监控运行方式及管理方式重大转变。部分工艺环节数据采集缺失，与“采、集、处、输”流程关联部分参数缺失，主要包括油井计量、三相分离器含水、外输原油密度等，重点数据采集不全，导致控制系统应用与现场需求存在差距。部分关键设备智能化水平偏低，集输系统工艺流程复杂、设备数量多，油井间开、单量、投收球、三相分离器、加药等设备人员操作劳动强度大，安全生产自动化管控智能化水平偏低。集输过程智能化管控机制尚未建立，站点输油频率、排量、温度、含水等核心参数的优化调整依赖人工经验判断多，自控能力较弱，运行过程中时有误差产生，最终导致系统运行不平稳，运行效率低。管线泄漏不能及时被发现和处置的风险依然存在。原油交接智能化水平与实际需求存在差距，原油交接中智能化控制能力较弱，存在人为干预、频繁操作等现象，现场岗位配置数量与智能化发展要求存在差距。利用现有集输系统，实施技术改造，完善现场实时数据采集，提升关键设备自控水平，实现“采集处输”一体化智能管理。形成上下游联动控制机制，实现设备由人工操作向系统自动执行转变，减少中间环节计算和操作工作量，化解井站管线数量快速增长与用工总量限制之间的矛盾，提升系统运行效率，降低系统能耗和运行风险。

（三）安全生产业务区

安全可视化覆盖区域不全，管线高后果区、部分作业现场可视化覆盖不全，可视化巡检全部依赖人工手动操作，劳动强度大，缺乏智能可视化分析功能。生产运行信息化覆盖不全，应急抢险、生产巡检等部分生产业务领域与信息化融合度不够，未覆盖生产运行全业务流程，未实现生产运行全业务智能化闭环管理。数据信息孤岛现象突出，信息系统未将生产过程、组织、风险事件、物资、道路、电力、天气等生产元素相互关联，大数据分析应用不足。生产指挥系统需统筹规划，因为生产指挥系统与厂级SCADA系统、生产监控平台等功能重合交叉，相互独立又并轨运行，造成系统集成融合不够、应用庞杂、功能发挥不足，因此亟须充分挖掘数据信息集成升级，开展安全生产全业务场景智能化建设。推动生产运行工作向智能化转型，形成纵向管控和横向协同的生产运行全业务链闭环管理模式，实现生产管理云上办公、生产过程安全受控、生产辅助保障有力。

（四）生产与技术数据实时共享

油田开发、采油工艺和生产数据尺度跨度大及数据类型多、数据量差异大、数据多样化、数据格式复杂造成数据没有形成统一的规范，共享程度低，技术人员需花费大量时間寻找、整理和加载各类数据。工程、工艺、地质信息互通不够，各专业软件、应用系统较多，但是各业务系统分散形成信息孤岛，一体化协同的大科研格局作用还未形成，需要集成、整合、优化。随着油田开发及工艺技术不断进步，业务需求越来越精细化，亟须先进的AI、大数据处理技术应用助力油藏管理和工程管理。提升地质、工艺和地面的共享结合程度、应用力度，支撑地质设计方案、工艺技术方案自动生成、地面工程数字化交付全生命周期管理，形成地质、工程一体化的大科研格局。

（五）经营管理业务区

生产成本管控压力大，随着油田发展规模逐年扩大，资产体量逐年加大，折旧折耗持续增长，完全成本压力进一步增加。生产规模与经营效益匹配程度不高，储量、产量、投资、成本、效益价值链优化管理难度大。数字与资产互联能力不强，账实差异，资产创效能力不强，还未实现资产全链条信息化管理。油田制定了“持续优化业务结构和人力资源结构，至2025年，完全成本控制在40美元/桶，实物劳动生产率提升到900吨/人，企业盈利能力显著增强”这一目标，需要持续加强生产经营一体化、促进业财融合，实现人、财、物的精准管理。进一步加快业财平台优化完善，推进业财平台与设备管理、物资供应、工程造价、A2、ERP、运输平台、生产指挥等系统融合进度，费用管理预警控制，推进业财平台资产全链条信息化建设，提升数字与资产互联能力。深化业财融合平台应用，打造生产经营一体化“大共享”体系，提升运营过程管控和精益成本管控水平及“人、财、物”精准管理，实现成本向效益、核算型会计向管理型会计、事后监督向事前预警、守护价值向创造价值转变。

六、结语

智能油田是油田的必然发展方向，智能油田关键技术是解决油田勘探开发、生产运行等难题的必要手段，是推进油田业务数字化转型的基本支撑。通过人工智能、大数据、物联网等技术与勘探开发关键业务融合，形成具有领先水平的智能采集、全面感知、智能控制、预警预测等智能油田基础关键技术系列，支撑油田主体技术更新换代，变革传统的油田勘探开发管理模式，提高劳动生产率、降低开发成本，提高应对和防控风险的能力，保障国家能源安全。

参考文献

[1]陈强，王宏琳.数字油田：集成油田的数据、信息、软件和知识[J].石油地球物理勘探，2002（01）：90-96+98.

[2]吴钧，于晓红.大庆油田生产经营管理与辅助决策系统设计与实施[J].大庆石油地质与开发，2019，38（05）：294-300.

[3]林伯韬，郭建成.人工智能在石油工业中的应用现状探讨[J].石油科学通报，2019，4（04）：403-413.

[4]张凯，赵兴刚，张黎明，等.智能油田开发中的大数据及智能优化理论和方法研究现状及展望[J].中国石油大学学报（自然科学版），2020，44（04）：28-38.

[5]石玉江.智能油田在中国的研究现状分析[J].海峡科技与产业，2016（12）：81-83.

作者单位：中国石油长庆油田公司第十一采油厂

责任编辑：张津平