大庆油田油气生产物联网深化应用探讨

大庆油田设计院有限公司

大庆油田于2016年提出“数字油田、智能油田、智慧油田”三步走战略目标，以实现油田转型升级，形成提质增效和转型发展的新模式，探索一条绿色油田发展新路径。大庆油田通过油气生产物联网系统建设、应用试点工程，部分采油厂建立了覆盖油气井区、计量间、集输站、联合站规范统一的生产管控平台，突破了多项关键技术，实现了生产数据自动采集、远程监控、生产预警、生产分析与生产过程管理等功能，在一定程度上满足了油田公司、采油厂等不同管理层级对生产管理和辅助决策的需要，实现了生产数据共享以及相关系统的集成应用。

1 油气生产物联网基本架构

从体系架构上看，油气生产物联网系统由感知层、传输层和应用层组成。

感知层由安装在油气生产设备上的各种感知设备和控制设备组成，通过变送器、流量计等传感器，自动采集油气水井、集输管网及油气处理站库的生产数据，从而实现对生产状态的全面感知以及对各种设备的自动控制。

传输层采用有线数据传输和无线数据传输相结合的方式，将现场传感器采集到的井场、站库生产数据及视频信号传输到油气田监控指挥中心。

应用层主要功能包括生产动态实时监控、生产信息统计分析、生产工况实时诊断、关键告警集中展现、设备资产在线管理、生产调度指挥管理等，另外还有环境监控、气体监测、防盗防泄漏监控、故障预警、系统管理、数据管理、物联设备管理等功能，可使油气生产的管理更加精细化、智能化。

从功能架构上看，油气生产物联网系统分为采集与控制子系统、数据传输子系统、生产现场监控与管理子系统三部分。

2 大庆油田油气生产物联网建设

2.1 建设思路

按照“加强顶层设计、突出问题导向、聚焦产业升级、追求质量效益”的总体工作要求，整合技术规范和管理流程，梳理建设模式，统一建设内容。

2.1.1 进行地面系统优化调整，固化数字化建设的实施对象

为了避免数字化建设的浪费，对低效区块进行排查。通过对现有井、站进行优化和筛选，排查产量低、无治理潜力的以及待报废的井、站，精简数字化建设投入规模。根据开发预测及对已建系统现状进行适应性分析，对地面系统优化调整。通过“核减、合并、降级”及“三优一简”措施，优化调整地面系统，提高运行负荷率，精简站场规模及数量，固化数字化的实施对象。

2.1.2 实施管理模式转型再造，确定数字化建设的数据流和控制流

为了形成“井站一体、电子巡护、远程监控、智能管理”的数字化油田管理模式，需建立与之相适应的组织架构体系。根据组织架构确定数据采集与监控系统设置模式，明确数字化建设的数据流和控制流。

2.1.3 建成数据采集与监控子系统、数据传输子系统、生产管理子系统

根据Q/SY 10722—2019《油气生产物联网系统建设规范》相关要求，数字化建设总体架构按照数据采集与监控子系统、数据传输子系统以及生产管理子系统三个部分进行建设[1]。

借鉴中石油其他油田及大庆油田采油三厂二矿、庆新油田、头台油田的建设，综合技术、投资、成本、效益及政策等多重因素反复论证优选，并经过多次研讨，目前对于数据采集与监控子系统、数据传输子系统以及生产管理子系统进行初步确定。

2.2 建设模式

为了推进油田生产形成“井站一体、电子巡护、远程监控、智能管理”的开发管理模式，井、间建设模式为“区域巡检、无人值守”。

2.2.1 井、间建设模式

抽油机井对井口回压、冲程、冲速、电动机综合电参数（电流、电压）等参数采集及数据上传，油井启停采取语音提示，实现油井回压监测、示功图量油、状态监视、远程启停井功能；注水井对注水压力、瞬时注入量、累计注入量等参数采集及数据上传，实现对注水压力、流量的监测功能[2]。

集油阀组间内采集集油、掺水汇管的压力和温度，并采集单环回油温度；计量间单井计量采用“计量分离器+U型管”，采用人工选井、自动计量方式，采集集油、掺水汇管的压力和温度，以及单井回油温度；配水间采集来水干管压力、单井注入压力、单井流量等生产数据并上传至相关系统[2]。

2.2.2 站场建设模式

（1）站场集中监控。对于2个岗位及以上合建的联合站场，推行站场集中监控建设模式，即：取消传统分岗管理模式，在站场建设中控室，将各生产单元统一监控，统一在中控室内集中监控管理，各分岗不再设置值班人员。

（2）区域集中监控[2]。对注水站、注入站、水质站等实施“区域集中监控，站场无人值守”建设模式。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后，统一上传至区域管理中心，实施“区域集中监控，站场无人值守”的建设模式。

在采油五厂选取杏南二转油站开展“转油站区域集中监控，站场无人值守”先期试验，通过自动控制、远程操作试验，摸索规律、发现问题、总结经验、形成模式，试验成功后再大范围推广。

2.2.3 数字化建设管理模式

作业区对无人值守井、站实施统一监控。SCADA系统建在作业区，无人值守井、站、管道由作业区集中监控；有人值守站厂自设监控系统。作业区对所辖生产单元实施统一监视管理。井、间、站监控模式见图1[1]。

图1 井、间、站监控模式示意图Fig1 Schematic diagram of supervisory mode for well，room，and station

2.3 传输子系统

传输子系统包括无线传输系统和有线传输系统。

考虑到油水井、间数量多，范围广，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，井、间以及无供电线路依托的采气井场通信采用无线传输方式，而有供电线路依托的采气井场采用ADSS光纤传输方式。

大、中型站场通信业务多，除生产数据外，还包括语音、视频监控、周界报警等业务，除本站通信业务外，还汇聚了所辖井、间的通信业务，通信速率需求较高，其通信采用光纤传输方式。

2.4 生产管理子系统

按照“一个平台两级中心”的思路，基于油田智慧指挥中心搭建工业互联网平台，支撑智慧指挥中心、区域管控中心两级应用，补充完善已建生产管理系统欠缺功能。生产管理子系统部署模式见图2[1]。

图2 生产管理子系统部署模式Fig.2 Architecture of the production and management subsystem

2.4.1 油田指挥中心建设

生产管理子系统以油气生产物联网系统（A11）统建的PaaS平台为支撑，PaaS平台部署在生产运行与信息部的数据机房（生产网与办公网的DMZ区），软件和硬件设备包括X86服务器、UNIX服务器、EMC存储设备、备份设备、负载均衡、隔离网闸、防火墙、数据库网关、组态软件、实时数据库、中间件与报表工具、服务器虚拟化操作系统等。已建PaaS平台除EMC存储和备份设备外，其他软、硬件均能满足大庆全油田应用。各采油厂数字化项目建设应随量级大小，在PaaS平台扩充相应的EMC存储和备份设备。

2.4.2 各采油厂生产管理子系统组成

各采油厂生产管理子系统均由大庆油田已建PaaS平台软、硬件提供服务，采用B/S的方式进行应用。厂级、区域生产管理中心级不需单独部署生产管理系统硬件，只需在区域生产管理中心配置井、间、站数据采集所需软、硬件即可。

区域生产管理中心配置的服务器分别为组态服务器、关系数据库服务器、实时数据库服务器、上位机监控系统使用终端（PC机）。组态服务器部署利用组态软件开发的上位机监控系统，负责接收、监控和管理区域生产管理中心下辖各采集设备的生产数据，并将这些数据传至实时数据库；关系数据库服务器安装Oracle数据库软件，负责存储各单井的示功图数据；实时数据库服务器安装PHD实时数据库软件，负责存储实时生产数据，并将数据传至油田公司实时数据库；上位机监控系统使用终端（PC机监控人员使用）以B/S的模式监控各区域生产管理中心下辖井、间、站场的生产数据。

3 大庆油田开展的先期探索

3.1 夯实油气田地面工程物联网建设基础

根据SY/T 7352—2016、Q/SY 1722—2014、GB/T50892及GB/T50823等规范，结合典型站场的HAZOP分析成果，制定了适合大庆油田的建设标准，进一步细化了采集参数、联锁控制参数、数据传输方式和软件基本要求等。编制完成了相关产品的技术规格书，并完成设备招标采购，顺利开展联合设计，形成了产品互联互换的统一标准，数据格式、内容及顺序得到统一，为同步编程组态提供了条件。编制完成了联合测试计划，包括测试内容、测试指标、测试报告等。同时，结合施工实际，开展了施工方案二次设计，细化了线路走向、敷设方式、连接方式等，为工厂预制做好准备。

3.2 开展基于A11系统的部分深化应用

3.2.1 作业区生产运行管理

（1）进行数字化建设，推动油田精益生产。首先实施注水精准调整。外围油田采用注水量自动调节装置能够确保注水量，注水合格率提高。注水压力、瞬时水量、来水压力等参数的实时监测，为实现全天24 h精准注水、均衡注水提供了条件，注水方案由以前不定期进行注水大调查，再制定调整方案定期调整，转变为实时动态分析、实时调整，注水质量得到提高，调整周期缩短，受效时间延长。长垣老区油田采用只监不控的注水方式，实时监测注水量，保证了实时数据的准确、及时。根据需要，在巡检时执行注水调整指令，通过手动阀门调整。其次实施措施精准挖潜。示功图、电参数等生产数据实时分析，潜力及时落实，油井措施实现动态调整，提高了措施及时性和有效性。最后开展根据背压调节掺水的尝试，做到按需要控制掺水量。通过现场试验，摸索出掺水与背压之间的关系，制定合理的掺水机制，包括连续调节或间歇掺水。

（2）开发能耗分析软件，提高设备运行工况水平。依托A11项目，研发能耗分析软件，对泵站系统6类关键节点参数进行监测，实现泵效、单耗超值预警及综合能耗分析功能，并自动提供调整方法，指导岗位工人操作，实现设备运行工况最佳，能耗成本降低。

（3）丰富机采管理方法，控制机采能耗和作业成本。通过实时跟踪单井油压、回压、套压、载荷变化情况，确定单井热洗周期。热洗由原来的定期洗转变为按需洗，实现精准热洗，避免了过度洗井，节能效果明显。某作业区全年洗井频率由原来的6 820 a-1下降到5 900 a-1。

实时录取功图、电参数、油压等数据，为采油工程精细管理提供了条件。某作业区的泵况问题井从发现到处理完毕时间平均缩短7.5 d，少影响产量2 555 t，年可创效644万元；泵况问题井发生率降低2个百分点，减少井下作业成本115万元。

（4）实现对井筒结蜡、杆断等6大类21项内容的智能预警。依托A11实时数据，实现对井筒结蜡、杆断等6大类21项内容的智能预警。巡检由原来每日2次，向24 h全程管控转变。设备运行问题可随时发现，精准定位。当发生大面积停电，单井皮带断、杆断等情况时，指挥中心可及时接收报警信息，及时进行处理，设备运行时率大幅度提高，时率产量得到保障。

3.2.2 大庆油田智慧指挥中心

各部门通力合作，快速、高效地建成了油田公司智慧指挥中心。搭建了集中、统一的数字化生产管理平台，为油田生产运营、应急指挥和风险管控的快速高效决策提供了手段，推动了两级指挥管控体系的变革，缩短管理链条，成为管控最集中、规模最大、功能最强的企业指挥中心（图3）。

图3 智慧指挥中心生产总况Fig.3 Overview of production in the intelligent command center

3.2.3 软件研发和配套支持

围绕数字油田建设，持续强化软件研发和配套支持实力，已具备A11生产管理子系统、组态软件二次开发及各类应用平台软件开发能力，同时推进软件开发工程化管理，打造了一系列信息系统集成应用平台。

从功能架构设计、流程梳理、数学模型探索等方面，开展智能化系统设计，完成了大庆油田生产智能化分析应用系统的整体框架设计，（图4），以及智能化应用的闭环管理流程设计（图5），并开展了工况自动诊断和自动告警预警数学模型的研究。

图4 大庆油田生产智能化分析应用系统Fig.4 Intelligent analysis and application system for the production in Daqing Oilfield

图5 智能化应用的闭环管理流程Fig.5 Closed loop management flow of intelligent application

结合A5、A11数据需求，形成A5与A11数据共享方案。A5通过中间数据库将间、站静态属性数据提供给A11，A11通过Web Service将间、站动态生产运行数据处理成日数据提供给A5，从而实现数据共享集成，进一步减少了人工数据录入量，提高了生产数据入库及时性和准确率。

4 油气生产物联网深化应用

油气生产物联网深化应用的目标就是实现智能化的油气生产。油田数字化建设的目标是实现智慧化的油气田开发与管理。为了更清晰地表述，有必要明确几个概念：数字化、信息化、自动化、智能化、智慧化。油气生产物联网的建设是油气田数字化的一部分，它侧重于油气生产领域的生产数据采集与监控。数字化的深化应用主要包括自动化和信息化两个方面，数字化既是自动化的基础也是信息化的基础。当数字化用于自动化时，时间域非常重要，从感知到响应需要做到“实时”；当数字化应用于信息化时，更注重的是数据的充分性、完整性和准确性。数字化用于自动化的高级阶段就是智能化，用于信息化的高级阶段就是智慧化。智能化系统可以成为智慧化系统的“感知层”，提供源数据；同时还可以成为智慧化系统的“执行层”，接收智慧化系统“下达”的“指令”。换句话说，一个智慧化系统可以接收多渠道的数据和信息，并通过分析、运算、处理，给多个智能化或非智能化系统提供“协调”指令，使得整个体系统筹、协调运行和发展。

4.1 数字化是深化应用的基础

油田需要通过数字化建设达到全面感知的目的。这需要从三个方面来实现：一是提高传感器精度并扩大智能传感器使用范围，二是利用互联网技术扩大感知范围，三是通过数据挖掘及多源信息耦合提高智能感知能力。大庆油田油气生产物联网的建设将为油田的智能化应用奠定“数字化”基础；在此基础上，继续开展集成化产品应用，如智能断路器、集成断路器、接触器、电流电压检测，电动机保护、漏电保护、网络通信等功能。随着5G技术的发展，5G通信模组集成到机电产品成为可能，无线传输标准将进一步得到统一。另外，大庆油田ERP系统、大庆油田地理信息系统、中国石油采油与地面工程运行管理系统、大庆油田生产经营管理与辅助决策系统、移动办公平台、大庆油田云计算数据中心、大庆油田生产指挥中心等10余项数字化、信息化项目的建设和应用，将为油田智慧化应用的开发创造条件。

4.2 智能化应用基于生产过程的机理模型

生产过程的机理模型可反映管道、设备、流体的特性及其相互关系的客观规律，如理想气体的温度、压力和体积之间的相互关系，阀门的流量特性，离心泵的流量、扬程曲线等。通过实时检测这些与生产过程密切相关的变量，依据具有多输入、多输出功能的可编程控制系统中基于机理模型确定的逻辑关系、控制模型，实时响应输出联锁、调节信号，驱使阀门、机泵等执行元件及时动作，实现工厂、装置或系统的安全、平稳、高效运行。

智能油田以提升油田企业生产运行管理水平为目标，是现阶段智能应用的核心。智能应用贯穿综合研究、工程建设、生产运行、经营管理全业务过程，通过建立具备高度自动化、可视化、集成化、流程化、模型化为特征的IT集成系统，实现业务的自动感知、预测预警、业务协同、决策优化。

随着大庆油田开发进入特高含水采油期，为了保持油田长期的高产稳产，生产规模不断扩大。将智能化技术和油田发展深度融合，依靠管理和技术创新，来提高油田生产运行管理水平，充分发挥自动化设备的优越性，降低安全事故的发生率，尽可能降低油田生产的成本，达到油田生产的经济效益指标。

在集油系统依托背压优化掺水的基础上，开展井口根据背压间歇电加热研究。在青海尕斯库勒油田应用电磁加热技术，获得了比双管集油节能50%以上的效果[3]；在华北油田的泉42区块应用电磁加热技术，比掺水技术单井节约28万元[4]。通过机理模型仿真，确定生产各个环节的运行优化参数，如温度、压力等，为减少加热、余热回收、减少运行负荷奠定了理论基础。

大庆油田通过间歇电加热的尝试，在敖一转油站取消了掺水，一年节约天然气252×104m3[5]。在机理模型仿真和数字化油田的支撑下，间歇电加热将具有更好的应用条件。

在油田生产管理各环节的软件系统和硬件设施中引入智能化技术，可以提高管理水平，达到科学管理的目标。在油气生产过程中应用智能化系统进行分析和判断，可进一步提高生产效率，保障安全生产，缓解生产规模扩大所带来的用工紧缺、资源开发成本高与精细管理提质增效之间的矛盾。

通过数字化交付，建立静态数据、模型、文档之间的关联关系，以三维模型为导航引擎，连接动态数据，实现虚拟环境下的深化应用，包括虚拟巡检、虚拟培训、维护检修、管理等。通过信息化平台实现生产管理、维修维护等各个生产活动的信息化，基本实现管理流程化、流程表单化、表单信息化，包括通过智能终端巡检定位、在线报修、调用操作规程等。

4.3 智慧化应用基于专家系统和全局数据与信息

智慧化应用是系统工程，基于专家系统和大数据、云计算的深入融合。需要把采油工程、地面工程、财务、管理、系统工程、人事、IT等各领域专家结合在一起，组成专项研究、开发与实施团队。围绕智慧油田建设问题，各专业相互融合贯通，共同研究油田运行、管理、技术高效与经济高效等体制及相应机制，充分发挥各领域专家的理论、知识、经验。结合信息系统的大数据、云计算等应用，逐步形成一套依据全局数据和信息的科学决策管理系统。智慧油田建设需要进一步全面拓展和深化空间信息、认知计算、智能仿真与控制、虚拟现实等技术，同油田业务、流程、信息与人的智慧的全程立体有机融合，构建智能油田数字孪生体，实现现实智能油田与虚拟智慧油田的生态交互，最终形成全息“智慧油田”。建设智慧油田需要油田内外、行业内外、国内外的专业技术人员和IT人员共同努力，充分运用先进的技术手段与良好的政策环境，实现油田的数字化、智能化、智慧化，达到油田开发的最高阶段。

智慧油田是油田可持续发展的需要，是油田高效开发和经济效益最佳化的需要，是油田长远发展的目标。通过多专业、多领域、长时间、大数据的积累，以及各个系统的生产运行经验和规律的认知，由智慧化系统进行统一协调指挥，使得整个油田有序、科学地开发运行。如根据某油藏的地面运行参数，开展地下“驱油”模拟仿真，形成地下调剖、注水、注聚的优化方案；同时，根据实施情况，调整地面采油、注水、注聚参数。

5 结束语

随着信息技术的不断发展，数字化、智能化和智慧化的愿景将逐步实现。数据采集成本会越来越低，数据会越来越完善，机理仿真模型越来越及时且更加趋于实际工况，生产决策将更加依赖于智能和智慧系统。油气田的生产将会更加安全、平稳、高效、节能、环保。

当数据采集单元集成在所有机泵、阀门、容器等工程对象中，数据格式和标准得到进一步统一，数据传输标准越来越统一，如趋近于5G技术，油气生产物联网将迎来一个崭新的时代，也会发挥更大的作用。有了高可靠、低延时的传输技术的保障，数据采集及执行设备直接与云端的数据处理中心连接，实现所有的分析、判断、运算、联锁。

工程投资将进一步减少，基于数据分析诊断，维修维护将更加便捷和智能化。大数据的应用将得到进一步提升，油气田的生产将完全地处于可预见、可掌控的境地。