油田生产管理过程中数字化关键技术的研究与应用

朱文涛， 李合远， 章占强 ，吴 浩

（长庆油田分公司 第三采油厂,银川 750006）

1 油田数字化建设现状

1.1 长庆油田数字化建设简介

长庆油田在新油田投产、老油田改造中开展了一系列数字化生产管理系统建设，利用自动控制技术、计算机网络技术、油藏管理技术、油（气）开采工艺技术、地面工艺技术、数据整合技术、数据共享与交换技术，视频和数据智能分析技术，实现了电子巡井，分析判断、精确定位，减少了劳动强度、提高了生产效率。

1.2 数字化建设的优势及不足

长庆油田数字化建设，已初具规模，为中端数据应用提供了必要支撑。然而目前的建设现状无法满足日趋精细化的管理要求，对于生产管理的过程控制，数据采集后的深度挖掘还需进一步建设完善，从而真正提高生产管理效率，降低安全环保风险，提升分析决策能力，满足精细化管理要求。

1.2.1 前端建设不足之处

1）高危区域数字化技术配套不完善

储罐配套静压液位计，液位计量不稳定、准确性低；外输、注水泵房内未配套视频监控，人工巡检频繁；真空加热炉数据未采集，仍需员工现场录取。未降低员工在高温、高压、高油气比区域的工作时间。

2）自动化程度不够，缺乏现场设备的智能闭环控制

我厂增压工艺配套有降回压撬、数字化增压撬等撬装工艺。降回压撬工艺流程简洁，配套就地监控系统，然而缺失站控配套、自动输油、流程倒改，远程控制等功能；数字化增压撬的模块化设计，具备了先天的自动化控制技术，但系统控制停留于本地操作，不能实现远程监控，不具备无人值守的条件。

1.2.2 中端建设不足之处

1）系统架构瓶颈

从系统架构图1中看出，站控系统是连接前端数据与为中端系统提供信息的核心，其安全性、稳定性直接影响着站控本身以及中端系统的应用。而独立的站控系统受人为因素影响大，其安全性不可靠；站控系统依靠OPC连接方式，为中端提供数据，由于站控本身安全性低，引起数据连接的不稳定。由此，前端采集数据停留于生产单元的应用，数据间没有展开横向的比对分析，造成中端系统应用水平低。

图1 数字化系统架构图Fig.1 Digital system architecture diagram

2）系统功能不满足实际应用

现有系统功能不完善，导致系统应用水平较低，如数字化生产指挥系统，只采集数据无对比分析，无法对油井进行分类筛选，技术人员统计工作量大；数字化应急预警系统，报警处理多，责任追溯难，易造成员工抵触心理，且报警处理责任划分不明确；电子路卡系统，只抓拍、录像，对可疑车辆未实现报警提升，监控人员易视觉疲劳，无法快速定位可疑车辆。

1.3 数字化关键技术配套的必要性

1.3.1 数字化关键技术配套是提高安全生产管理水平的前提

数字化管理的重点是将后端的支持系统向生产前端的过程延伸。核心是将优化生产工艺的基础将数字化与劳动组织架构相结合，实现生产组织方式和劳动组织架构的深刻变革，最大限度减轻岗位员工的劳动强度，提高工作效率和安全生产管理水平。

1.3.2 数字化关键技术配套是实现稳产、高产的重要手段

产量是油田永远的主题，传统的生产管理由于技术手段局限性，在管理效率和执行力方面存在诸多弊端，有效利用大量的数字化前端数据，实现油井自动分类管理，使技术人员抛开统计分类，从而专注于研究分析、制定对策，为今后长庆油田实现稳产、高产提供高效的技术手段和可靠的数据来源。

2 数字化关键技术配套研究与应用

在现有数字化配套基础上，结合现场生产安全和地面工艺流程优化简化，提升前端数据采集与控制水平，降低高危区域巡检频次，减轻员工劳动强度，实现远程监控；以职能部门应用为主导，完善中端系统功能，提升系统应用率。

2.1 高危区域数字化技术配套

2.1.1 油罐配套高精度液位计

根据测量介质及测量容器不同，在净化罐上配套导波物位计，在缓冲罐、沉降罐上配套磁致伸缩液位计。

1）导波物位计

将导波物位计安装在原油净化罐、缓冲罐上发现，导波物位计受所测量容器限制，适用于容器底部无干扰物，液面相对稳定，波动较小的的压力容器。净化罐误差可控制在5%以内，缓冲罐误差可控制在8%以内。

2）磁致伸缩液位计

经现场试验发现，磁致伸缩液位计适用于沉降罐多界位监测，及缓冲罐液位监测，其绝对误差可控制在2～5 cm以内，且在沉降罐罐顶透光孔盖安装，安装简便，采用RS485信号输出，比模拟信号传输更稳定。

2.1.2 真空加热炉配套远程监控

在真空加热炉上配套加热炉控制器，实现上位机远程采集加热炉温度、压力、水位，与触摸屏通讯实现就地显示，最终通过控制器分析反馈信息，对燃烧器进行报警提示和自动启停炉控制，实现了真空加热炉的远程监控。

图2 控制系统设计Fig. 2 Control system design

图3 组态设计Fig.3 Configuration design

2.2 站点数字化关键技术配套

在数字化建设中处于基本生产单元数据采集核心地位的增压/接转站/降回压撬是目前数字化采油作业区实现无人值守管理的关键，因此，对作业区所辖各类集输站点进行必要的数字化改造，使其具备一定的自动控制能力，同时对加热炉这类重点设备进行监控，以实现站点的无人值守管理。

作业区集输站点主要包括以下类型：常规数字化增压/接转站以及降回压撬装站点，因此根据站点设备以及结构的不同主要分为以下3种改造方式。

2.2.1 增压/接转站

在站内集输流程总进口增加一个三通阀实现来油正常处理流程和事故应急流程的切换，总出口增加一个电动调节阀实现输油排量的控制以及紧急切断功能。

图4 增压/接转站数字化工艺改造流程图Fig.4 Booster/block station digital process flow chart

设备共分为2个控制级别：就地柜手动、上位机控制。

1）现场设备在PLC控制柜就地控制，分别控制对应的输油程序。当采用这一控制方式的时候，阀门的开关以及泵的启停不受上位机的制约。调试期间、上位机出现故障时采用这一控制方式。

2）上位机控制级：当选择开关置自动状态，并有相应的指示灯点亮。位于中控室的控制系统远端控制现场设备的启、停及流程切换。设备经调试正常后最终的运行状态采用此方式。

2.2.2 降回压撬

通过对数字化降回压撬加装电动阀并进行简单的功能完善实现无人值守管理，主要加装包括如图5所示的1#电动阀、2#、3#电动三通阀，完善控制柜配套的人机界面，同时增加网络通讯、模拟量输入模块，通过在控制柜上的触摸屏操作，可实现自动输油、远程倒泵、远程启停等功能，亦可通过调控中心远程操作实现上位机对撬的远程数据采集和控制。

2.2.3 数字化增压撬

数字化增压撬仅实现本地控制,不能完全满足无人值守要求，主要存在问题如下：

·应急流程切换功能不完善。

·磁翻板液位计冬季运行不稳定，易卡堵。

·控制柜无就地流程控制按钮。

·未集成采集外输流量计。

图5 降回压撬数字化工艺改造流程图Fig. 5 Drop back pressure lever digital process flow chart

针对以上存在问题，改进数字化增压撬监控功能：

1）远程应急流程切换功能：来油管线安装三通电动阀，可通过远程控制切换来油至事故罐，实现远程应急流程控制。

2）双液位连续监测：缓冲罐顶部安装磁致伸缩物位计，保留原有磁翻板液位计，利用双液位监测实现自动控制功能，防止单一液位卡死造成控制功能失效，出现输油泵无法启停的现象。

3）就地“手动/自动”控制切换：在原有PLC控制柜上增加“手动/自动”切换按钮及流程切换按钮，预防工控机故障时，可切换为手动就地控制，通过流程切换按钮实现橇的运行控制。

4）外输流量计数据采集：集成外输流量计至撬装设备，并采集外输流量数据。

2.3 作业区SCADA系统配套

尽管SCADA系统在各领域的应用已经非常广泛，但对于油田而言它仍是一项新技术，在近一年的研究应用过程中，SCADA系统分散控制、集中管理的理念设计，有效转变了传统油田生产管理方式。

在原有独立站控基础上，取消从站控采集数据链路层，统一升级井站PLC、RTU采集协议，实现标准化接入，在作业区架设中心服务器，可直接接入井站数据，为站控、调控中心、中端系统提供数据支持，实现了数据共享。

图6 SCADA系统数据链路Fig. 6 SCADA system data link

1）中端系统功能应用提升：

在集输系统上改变原有的计量运行监控体系，原有的半人工半自动计量运行体系全部被服务器采集与自动报表取代。在注水系统上整合了离散的注水监控系统，实现了从水源井、供水站、注水站的一体化监控。利用数据自动采集+人工补录的方式真正实现了报表的自动生成。

2）中端系统稳定性提升：

在链路优化简化后，基础数据各项指标大幅提升，消除了站控中间环节带来的不稳定因素。油水井、站内数据平均上线率达95%以上。数据集中处理效果突出，所有数据采集处理终端由中心服务器完成，稳定性、可靠性提升的同时作业区维护难度降低。

2.4 油井分类管理技术配套

为满足油井差异化管理要求，需要推进管理方式方法的创新，来支撑油田精细化管理。业务部门提出对油井产量进行自动分类的要求，实现油井分类管理。

2.4.1 系统建设现状

油井功图、工况、产液量均可在生产指挥系统中查看，通过完善生产指挥系统，拓展产量筛选功能，可满足业务部门的油井分类管理需求。

2.4.2 功能配套

1）油井筛选

将油井产量 t≥50 kt、3.0≤t＜50 kt、1.0≤t＜30kt、t＜10 kt的油井分为A、B、C、D 四类

2）工作安排落实及查询

增加油井处理任务，管理人可进行工作安排，制定落实期限，并进行任务分发；落实人进行任务跟踪，填写落实结果；管理人可进行结果查询。

3）管理权限划分

厂级、作业区经理可对A、B、C、D四类油井分别筛查和管理，生产副经理可对A类油井进行筛查管理，开发副经理可对B类油井进行筛查管理，作业区技术管理室可对C、D类油井进行筛查管理。

实现油井在系统中的自动分类，可大幅提升技术管理效率，为管理人员开展针对性的技术政策提供快速、准确的依据，创新了管理手段，提升了分析决策能力。

2.5 安全预警分类管理技术配套

安全预警管理是油田生产安全的重要管理手段之一，在实际应用中，一方面由于报警数据量大，人为处理工作量大，易造成员工视觉疲劳和抵触心理，一方面对于重点报警参数掺杂在报警信息中，处理不及时，存在安全隐患，需完善安全预警系统功能，优化报警机制。

2.5.1 系统建设现状

数字化安全预警系统集中了各站点的可燃气体浓度、温度、压力、液位、流量等数据，报警多，处理任务重，监控难度大。

2.5.2 功能配套

1）报警参数设置

在技术管理上，由业务部门规范报警参数点，屏蔽无关紧要的参数报警，只针对生产环节中的重点参数进行报警上下限设置。

2）报警参数升级

按照经理、调控中心主任、调控中心调度员、站长、值班员工的管理级别划分，将报警分“A、B、C、D、E”五级，当出现报警时，每延时30 min处理，报警级别自动升级，并以短信方式告知相应负责人，直至报警处理结束。

通过精简报警参数，减少报警处理劳动强度，提升报警质量，在此基础上，通过报警参数升级的功能配套，从系统应用上优化了报警机制，报警的升级将作为责任追溯依据，强化了生产安全管理。

3 存在问题及改进措施

3.1 站点数字化关键技术配套存在问题及改进措施

长庆油田站点数量众多，全面升级站点自动化，成本高；其次，对于老工艺模式的站点而言，管线及设备老化，流程相对复杂，配套自动化后，非但不能解决现场问题，反而增加员工工作量。

站点的数字化配套应建立在工艺流程优化简化的基础上，因此，站点自动化配套应从新工艺模式着手配套，先行完善撬装站点的自动化配套，并在油田维护改造的基础上，结合数字化配套，逐步推进站点的自动化升级。

3.2 SCADA系统推广存在问题及改进措施

油田SCADA系统从运行来说，比独立站控系统更加稳定可靠；从系统维护来说，更加省时省力；从系统应用来说，更加实用高效。

1）SCADA系统建设初期，忽略了不同职能部门的不同需求，应当在系统中分配不同的权限，给不同管理者制定相应监控界面，满足站点、井区、作业区工程、地质、安全、调度等不同层面的监控需求。

2）随着油田维护、油水井不断调整变化，系统也应随着油田开发进行更新，而目前自主维护人才相对较少。应当在SCADA系统建设推广时，让技术人员参与建设，使技术人员具备系统常规维护及基本开发能力，如油水井、站点新增数据点的连接调试，报表调试。才能确保SCADA系统的正常运行。

3）网络的好坏直接影响SCADA系统是否能够正常运行，因此必须完善网络结构、优化网络中的薄弱环节、加强网络设备日常维护。SCADA服务器集中采集数据，网络安全也是系统运行中需要重视的问题。

4 结论与展望

在生产管理中，按照以用促建的原则，不断改进完善数字化建设，探索出了适用于不同环境，不同生产流程的数字化配套技术，为数字化的全面覆盖提供了技术保障。在地面工艺流程优化、简化的基础上，配套适用于生产环节的自动化技术，必将提高生产管理水平，减少员工劳动强度、提高安全生产水平。不断完善前端数据采集，为中端系统的综合利用提供了数据支撑。油井分类管理，安全预警分类分级管理，综合治理防盗管理是挖掘数据价值的重要体现，为生产、安全、安防的精细管理提供了分析决策手段，是实现精细化管理的技术创新。

1）长庆油田在面向生产操作过程的数字化技术配套方面作出了有益的探索和实践，并取得一定的效果，为“油气生产物联网系统（A11）”积累了经验。

2）不断完善数字化关键技术配套，有利于提升油田生产自动化、信息化水平和企业形象。

3）SCADA系统数据共享、集中控制优势，将促进作业区由按区域管理的模式向按集输、注水流程管理的方式转变，生产单元职能由目前的生产运行管理向专业技术管理转变。

4）数字化系统功能完善只有与工艺改造，地质研究、生产安全、综合治理相结合，才能为油田实现精细化管理提供技术支撑。

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