台风遥控生产模式在文昌气田群的创新与实践

张祥荣，易鹏，刘志鹏，陈可营 (中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057)

0 引言

中海石油(中国)有限公司湛江分公司文昌气田群位于台风频繁的中国南部海域，长期以来遭受台风天气的困扰。在台风期间，当八级大风前沿进红色警戒区时，气田将开始撤离除留守人员之外的其他人员，逐步开展停产工作，停产完毕后留守人员乘直升机撤离气田现场，每次撤台都给气田带来产量损失。在一些低等级台风条件下或台风中心在远离气田位置时，现场实际仍具备生产条件，如能够争取到这部分生产时间，将能有效提高油气田的生产时率。

文昌气田群由文昌9-2气田、文昌9-3气田和文昌10-3气田组成，依托新建WC9-2/9-3中心平台与一座水下井口进行联合开发，共13口开发井，采用衰竭式开采。井口所产物流经过处理后的天然气经过湿气增压、脱水、脱烃、干气增压后通过10英寸海底管道接入崖城—香港海管销售给香港中华电力，分离出的油水通过6英寸海管经过WC8-3B、WC8-3A、WC14-3A平台后进入WC116FPSO处理。

当前，油气田智能化建设为大势所趋，为减少产量损失，撤离台风期间，生产交由陆地生产人员进行生产遥控；当现场条件不允许油田正常生产时，进行有步骤关停或执行生产关停或应急关停，在确保安全、环保的前提下，既争取了更多的生产时间，减少产量损失。

文昌气田由于工艺处理系统复杂，主要包括七套压缩机组、脱水系统、脱烃系统、水下生产系统及三条海管，涉及到凝析油外输及天然气外输，平台设计建造时未考虑采用台风遥控生产模式，台风期间只能关停。为保证下游香港中电用户及粤港澳大湾区居民用气稳定，对文昌气田群完成相应适应性改造，以低成本、高质量、创新台风遥控生产模式。

1 适应性改造难点及攻关内容

文昌气田群有中央控制系统，中控系统包括了基本的生产控制系统(PCS)、生产关断系统(ESD)和火气控制系统(FGS)，基本具备对装置的全面监控。文昌气田群工艺处理流程主要包括七套压缩机组、脱水系统、脱烃系统、水下生产系统及三条海管，其中压缩机组、脱水系统、水下生产系统由各自独立的本地控制系统(LCP)进行控制。本次台风遥控生产模式改造工作以现有生产工艺流程和设备设施控制系统为基础，结合现场生产运行经验，在安全、环保、设备安全原则下，制定台风期间的远程遥控方案，并以此完善生产系统和设备设施在台风无人条件下的操控，实现气田生产的提质增效。

具体攻关内容如下：(1)工艺处理系统及公用系统适应性改造：因文昌气田群在设计时未考虑生产营运时需要遥控生产，设备运行及维护均为有人模式，平台设备复杂且自动化程度低，需要进行关键设备集成控制约七大项的适应性改造，在安全、高效、低成本的要求下，突破常规思路，创新优化生产工艺流程，以简单可靠为主线，提高台风期间生产的可持续性；(2)集成化控制：将干湿气压缩机、脱水系统、水下生产系统、虚拟计量系统、电力系统等各个关键设备本地控制系统集合至中央控制系统，由中央控制系统统一控制；(3)低成本搭建陆地遥控中心，建立稳定及冗余的海陆通讯控制链路；(4)利用HAZOP风险分析工具进行风险分析及应急管理升级，梳理文昌油田群轻质链各装置生产特点及关停逻辑，并完成相应关断逻辑修改变更。

2 形成理论技术的成果及创新点

2.1 工艺处理系统及公用系统适应性改造

2.1.1 工艺处理系统改造

根据遥控生产需要增加现场控制仪表及阀门进行参数监控、阀门调节、应急关断，实现陆地操作站远程控制。对湿气压缩机机启机功能进行适应性改造，实现启机过程一键自动化。湿气压缩机启机时序包括充压、吹扫、预后润滑、启机、加载五大步骤，均需要人为现场控制才能进行下一步骤。通过对湿气压缩机启机时序充分条件、生产工况等方面进行分析，改造充压关断阀及压差控制功能，修改控制程序，实现湿气压缩机一键启动，从而实现远程机组切换功能。

2.1.2 电站透平发电机新增蓄电池组及辅机盘供电改造

目前两台透平发电机各有一组蓄电池组，避台期间机组控制系统一直在运行，如主机停机后且避台时间又较长，会导致电池耗尽，无法实现避台恢复时透平发电机的启动。因此，增加一组电池组与现有透平发电机蓄电池并联，避台撤离前将新增蓄电池断开，避台恢复时将新增蓄电池组投用。

透平发电机由平台自产天然气作为燃料，而停机的后润滑系统由400 V LC低压辅机盘供电。如因天然气工艺系统设备故障和发电机自身故障导致停机停电后，应急发电机自动启动并向辅机盘供电，保证主机的后润滑系统供电并实现主机的安全停机。具体改造是增加中控对ACB-106、ACB-105和ACB-107远程分闸与合闸功能，分合闸线圈不更改原控制逻辑。另外，取消断路器ACB-105和ACB-107失压脱扣线圈。

2.1.3 不间断电源(UPS)系统改造

不间断电源(UPS)的关停只能手动关停，台风遥控生产情况下如果主电掉电且避台时间又较长，UPS持续运行至电池电量耗尽后才关断，对电池使用寿命及避台后复员无法复产造成影响。中控系统组态增加远程关断UPS蓄电池断路器信号(采取得电关断逻辑)，蓄电池断路器更换为有脱扣线圈的直流断路器。

2.1.4 通系统增加温度监控

由于平台工作间内电仪设备散热量较大，且台风期间温湿度大，对房间散热除湿需求较大，为保证台风期间电仪设备不会因高温高湿停机导致平台关停，在主开关间、中控室、应急开关间内增加温度、湿度变送器实时监测房间内温湿度。在主变压器房间内增加温度变送器实时监测房间内温度，在电池间内增加温度变送器和压差变送器实时监测温度及压差。同时各个变送器数据实时传送至中央控制系统，各参数设置相应报警值，各个工作间气动风闸可以进行远程控制。

2.1.5 干湿气压缩机润滑系统改造

平台天然气干湿气往复式压缩机(共5台机组)为湿式润滑，需要持续注入润滑油。润滑油由每台机组撬内高位油箱进行供应，高位油箱容量满足约四天持续用油，不能够满足台风遥控生产要求。故对干湿气压缩机供油系统进行改造，将五台压缩机组供油管网进行联结，采用大型储罐集中供油。考虑提质增效，优先考虑平台内部备用储罐，对内部备用储罐进行适应性分析。在容量、清洁度、高度差、容器属性均符合要求的前提下创新选用上部钻井模块备用滑油储罐(2.8 m3)进行流程改造，增加滤器、加油管线、液位变送器等部件，满足台风期间干湿气压缩机用油要求。

2.2 集成化控制

(1)湿气压缩机、干气压缩机、三甘醇系统、水下生产系统、虚拟计量系统、电力供应系统各控制盘集成至中央控制系统，实现中央控制系统远程控制；(2)湿气压缩机、干气压缩机及三甘醇系统实现远程启停及切换功能；(3)现有透平发电机不具备远程控制启停止功能，在台风遥控生产期间，为保证生产用电，透平发电机改造具有远程停止功能。现有应急发电机不具备远程控制启停功能，在台风遥控生产期间，为保证生产系统应急供电，应急发电机改造具有远程启停功能。

2.3 搭建陆地遥控中心，建立稳定及冗余的海陆通讯控制链路

2.3.1 低成本搭建陆地遥控中心

建立陆地遥控生产监控中心，在陆地搭建PCS小系统，包括1个机架、1个电源模块、1块CPU、1块DO卡。通过这套小系统与平台PCS系统进行通讯，平台PCS检测通讯中断，延时30 s后报警。通过在陆地监控中心设置各个平台远程操作电脑采用远程登录对应平台中控系统操作站的方式，遥控现场生产操作，实现工艺系统、公用系统提出的遥控要求。远程操作站增加 ESD1、ESD2、ESD3软按钮，实现远程触发ESD-1、2、3 级关断的功能。

2.3.2 建立稳定及冗余的海陆通讯控制链路

为建立稳定及冗余的海陆通讯控制链路，需要对文昌气田现有的卫星通讯系统进行改造。一是增加卫星天线罩用于防台风；二是增加通讯链路，在现有卫星天线系统上，平台增加1台卫星MODEM，陆地增加1台卫星MODEM，与原有链路合并，形成冗余链路。同时，在文昌8-3B和文昌9-2/9-3中心平台各新增2个微波交换机以及1套新的微波系统，主要用于实现文昌8-3A和8-3B平台的遥控生产通讯。

2.4 优化正常生产模式及避台远程遥控生产模式

利用HAZOP风险分析工具进行风险分析及应急管理升级，梳理文昌油田群轻质链各装置生产特点及关停逻辑，优化正常生产模式及台风遥控生产模式。

2.4.1 中央控制系统台风新增台风控制模式

通过正常、台风模式选择开关进行模式切换，新增正常生产、台风模式选择开关，可以切换生产模式；利用Console台上的1个备用旋钮，接入FGS系统，FGS系统再用硬线接入ESD系统。由火气系统分别将台风模式信号输出给ESD及PCS系统，其中ESD系统接收的台风模式信号为保持型信号，即当撤台后，如果出现台风模式信号丢失时(如选择开关的接线断开等)，该信号依然可以保持，除非按下Console台的ESD1级复位按钮，才可切换回正常模式。

2.4.2 梳理台风控制上下游关断逻辑

增加台风模式下通讯中断10 min时气田执行三级关停逻辑，再延时10 min后执行一级关停。台风模式生产时，旁通文昌8-3B平台过来的关断信号，当海管压力高时，直接导致ESD-3级关停。台风生产模式下，增加应急柴油消防泵控制逻辑，当产生ESD-1级关停时，自动旁通启动信号(消防水压力低信号)。台风生产模式下，增加火气系统电池供电回路自动切断功能，当ESD1级关断发生30 min后自动切断电池供电。发生ESD3级或ESD2级关断后，远程手动执行ESD1级关停。

3 结语

2020年在“沙德尔”台风期间文昌气田群实现了湛江基地全程遥控生产，挽回天然气产量损失约300万立方米、凝析油产量损失约946 m3。经此次实际台风考验，验证了文昌气田群台风遥控生产模式能够正常运用于台风来临等恶劣天气下的陆地远程生产监控及简单的生产故障处理，同时带来了巨大的社会效益及经济效益。

(1)保障粤港澳大湾区能源供应稳定。文昌气田群生产的天然气外输至南海西部海管大动脉，其中海管大动脉连接东方13-2气田、乐东22-1气田、崖城13-1气田及陵水17-2气田，海管下游用户为广东省管网及香港、澳门等用户，尤其冬季及台风双重影响下，是否能正常保供尤为重要。文昌气田群实现台风遥控生产能够有力保障下游用户供气稳定，持续为粤港澳大湾区绿色低碳发展和冬季天然气供应输送稳定可靠的清洁能源。

(2)提高海上平台生产时率创效益。2014至2018年期间对文昌气田群所在海域影响生产的台风进行统计，新文昌油田群相关装置台风关停总时间为676.6 h，平均每年损失时间为135.32 h(5.6 d)。根据年均避台天数考虑，气田群实现台风遥控生产能够增产天然气约500万立方米，原油1 500 m3。

(3)推广应用前景及对行业科技进步的影响。文昌气田群为中海石油(中国)有限公司湛江分公司文昌油田群作业公司及文昌海域内首个实现台风遥控生产的中心平台，相关创新改造思路及良好实践已推广至文昌海域其他装置如海洋石油116FPSO、文昌13-6中心平台及文昌13-1/2油田，相关装置在2021年已完成相应改造并进行了实测取证，应用效果良好。

文昌气田群作为南海西部天然气海管大动脉中的关键一环，同时具备天然气外输海管、凝析油外输海管及水下生产系统，国产化设备应用程度高，工艺处理流程复杂，对在役的生产设施台风遥控生产改造及未来油气田项目智能化建设具有较强的借鉴意义。未来，自动控制操作生产可升级为常态化生产模式，为海上平台的无人化、少人化探出新路，生产成本大幅降低，油气田开发生产迈向高质量发展。