雍硕*

（中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第三采油厂）

长庆油田生产区域大多分布在沟壑纵横、交通不便的地区，自然环境差，大部分井站生产工艺流程复杂，地面设施多样，管理难度大。近年来，为了提高生产管理效率，长庆油田进行了全面的数字化建设。目前，数字化系统已从最初的单用户站控系统发展成为网络化、规模化的大型SCADA（即Supervisory Control and Data Acquisition，数据采集与监视控制）系统。

随着信息科学的飞速发展、井站光纤网络的优化完善和油田开发云计算中心的建立，在分析传统油气开发行业生产特征的基础上，长庆油田利用数字信息化管理成果，将传统油气生产行业与互联网技术相融合，创新生产模式，构建“生产数据协同共享、生产过程智能运行”的智慧油田，优化人力资源配置，提高油田运行效率，降低生产运行成本。

1 油田数字化管理现状

1.1 长庆油田生产现状

长庆油田集输工艺主要采用端点加药、管道破乳、密闭混输、热化学沉降模式。主要设备包括：收球筒、加热炉、分离缓冲罐、三相分离器、气液分离器、沉降罐、各类储罐、外输泵和一体化增压橇等。监测参数包括：来油温度和压力、收球筒温度和压力、分离缓冲罐压力和液位、三相分离器油水室液位和气室压力、气液分离器压力、储罐液位、外输泵进出口压力，以及外输温度、压力和流量等。

供注水系统以稳流配水工艺为主，采出水经沉降、除油和过滤等处理工艺，实现达标回注。主要设备设施包括：水源井、各类水罐、喂水泵、注水泵、配水阀组、一体化注水橇和过滤设备等。监测参数主要包括：水源井压力和流量、供水泵压力和流量、过滤器压力和流量、喂水泵压力、注水泵流量、分水器压力、水罐液位，以及注水干线、支线的流量和压力等。

随着数字化、信息化技术的应用和不断创新，长庆油田逐渐形成了油井功图计量、站点液位联动变频连续输油、井站一体化监控、远程调配、关键区域视频监控、闯入报警等数字化管理方式。

1.2 长庆油田数字化系统现状

油田数字化系统是针对油气勘探开发和油田管理决策的信息系统，它依托完善的物联网设备和统一的生产指挥平台，已从简单的油井功图计量、电子巡井、井站参数采集发展成为大型的油田SCADA系统。

长庆油田SCADA系统利用自动化控制、互联网和数据共享技术，以油田开发过程的数字化管理为中心，开发完善了生产运行、原油集输、油田注水、管网运行、预警报警和曲线报表等模块，建立了覆盖井站的生产数据采集和生产运行信息的管理平台，实现了对分布距离远及地域分散生产单位的生产数据的自动采集、生产过程自动控制、自动预警报警、场景视频监控识别、数据分析和决策支持等功能。长庆油田数字化系统部署如图1所示。

图1 长庆油田数字化系统部署示意

1.3 云计算中心的建立

云计算是使计算分布在大量的分布式计算机上，而非本地计算机或远程服务器中。企业数据中心的运行与互联网更相似，这使得企业能够将资源切换到需要的应用上，根据需求访问计算机和存储系统，具有超大规模、虚拟化、高可靠性、高通用性和高扩展性等优点，能够更加方便、高效地应用于大数据分析中。

油田数字化开发必然产生大量的信息数据，有效存储、挖掘数据资源，创建采集、处理、跟踪和评价一体化的大数据分析体系，分析其相互关系和特征，进行系统效率和能耗分析、效果评价、优化设计等，可以方便、快捷地指导油田生产［1］。

目前，长庆油田各生产单位数据中心多采用传统模式，与云计算相比，存在浪费计算资源、安全性差等缺点。

建立云计算中心的方法：一是虚拟化集群方面。以多台同型号高性能服务器为硬件基础，建立虚拟化集群，整合原有物理服务器硬件资源，预留未来系统建设中的服务器增加需求，新增光纤交换机加长波模块，构成冗余数据链路。二是数据容灾备份设计。以中心机房作为容灾系统中心，备用服务器采用高性能存储器作为核心数据的存放和备份容灾介质，使之具备远程同步、异步复制功能，实现数据从生产端到容灾端的实时备份［2］。

云计算中心架构设计拓扑图如图2所示。

图2 云计算中心架构设计拓扑图

2 油田地面工艺智能化应用

长庆油田建立区域中心站，利用数字化系统功能，提升集输站点、供注水站点的自动化程度，对区域内站点进行远程监控管理，达到站场生产过程自动控制与保护、远程倒改流程功能，配套新型劳动组织架构设置，可以实现站点定期巡检、应急联动的智能油田模式［3］。

2.1 集输站点智能化改造

接转站、增压点是数字化管理模式的基本生产单元，目前已具备本站生产管理和所辖井场电子巡护两大基本功能。

新增智能化改造内容：1）通过在密闭分离装置出口设置电动三通球阀，分别与输油泵进口和事故油箱进口连接，实现正常流程与事故流程一键切换，配合储罐液位联动外输泵变频PID（即Proportion Integration Differentiation，比例、积分、微分控制）调节，设置远程手动或自动连续输油模式，达到远程控制、智能输油功能；2）伴生气分液器排污出口设置双比重排液阀和旁通流程，实现自动排污；3）加热炉安装电动调节阀、自动点火和火焰探测装置，实现熄火保护，负荷远程调节；4）增加加药装置和污油回收装置的液位监测和报警功能；5）为确保远程操作安全可靠，增加网络交换设备，实现生产网、办公网、社区网和视频监控网的四网隔离。

长庆油田集输站点智能化改造如图3所示。

图3 集输站点智能化改造示意

2.2 供注水站点智能化改造

油田供注水系统主要由水源井、供水站、注水站、配水间和注水井等五大部分组成。前端为水源井和供水站，进行采水、储水和供水；中端为注水站，进行提压；末端为配水间和注水井，进行注水量调节与注入。依据现场流程，智能供注水系统可以设计为2个模块。

2.2.1 源供智能模块

通过注水环网上各站注水泵的实时排量或注水站水罐液位，控制供水站供水泵的实时排量，达到恒流供水作用。

依据供水泵实时排量或水罐液位，供水站控制上游水源井的启停和采出水排量。

依据井下水位自动排序，水源井高启低停，确保合理采水，保护井下设备。

2.2.2 注配智能模块

以注水环网为模型，编写环网注水动态平衡补偿程序，通过设定目标注水压力，实现整个环网注水压力的自动控制与调整，合理分配注水能力，降低注水系统单耗，使注水环网整体压力稳定。同时，在配水部分加入超、欠注智能补调模块，每口注水井每4小时或2小时计算分析一次，对截止计算时的实注量与配注量进行对比，重新计算剩余时间段内的配注量，自动进行实注量的调整。

在各站单独的供注水参数监控条件下，供注水站改造以注水站变频PID调节、恒压注水控制为核心，根据供注需求，实施调节供水排量、恒定注水压力、远程调节单井注水量等一系列连锁控制措施，实现“源-供-注-配-井”智能化管理。

长庆油田供注水系统智能化改造如图4所示。

图4 供注水系统智能化改造示意

2.3 中心站建设

2.3.1 中心站所辖站点PLC（可编程控制器）标准化升级

按照“集输流程中枢、区域中心”建设中心站，对中心站所辖站点PLC进行标准化升级。根据现场设备的自动化硬件基础和运行控制要求，PLC标准化程序升级需要：完善数据采集程序优化，完成核心控制程序开发，预留自动化升级程序接口。

此外，PLC还应具备以下功能：

1）关键工艺参数的报警诊断

不但中心站监控岗员工能够通过监控平台及时发现现场工艺参数的异常报警，而且现场驻站员工也应当能够通过简易的声光报警等方式及时掌握站内工艺异常情况，从而进行工艺参数查看。PLC内的工艺报警参数需要与监控平台参数设置保持一致，并且能够不依托站控服务器独立完成预警功能。

2）生产设备的诊断分析

无人值守站的远程操作主要是通过现场各种工艺仪表和设备来保障的，所以PLC还应该具有对关键设备的诊断分析功能，主要是对站内变频器、电动阀、流量计、缓冲罐液位计的故障诊断。设备出现故障后，一方面在SCADA平台进行显示，另一方面通过站内PLC，利用语音、报警灯等进行输出。同样，设备故障信息能够不依托站控服务器独立完成报警输出。

3）PLC设备的脱网诊断功能

PLC设备脱网离线后，站内PLC应当能够及时发现故障，并通过语音、报警灯等进行输出，及时提醒驻站员工加强站内工艺设施巡检，加强与SCADA监控平台的沟通和协调。

2.3.2 中心站岗位功能设置

在中心站设置运行监控、站点检修、远程监控站运行和站外巡检等岗位，对站点、油水井进行现场管理。这些岗位的功能包括：1）执行作业区调控中心指令，监控辖区内原油的生产和集输、油田注水和配注执行、轻烃生产运行等；2）处置预警信息，监控上游各无人值守站点的温度、压力、流量和气压等运行参数；3）远程操作油气水的集中处理、计量、外输及站内设备流程；4）上传生产报表，负责应急抢险、日常巡检和维护，以及各可控的无人值守井场、站点重点区域的视频监控等［4］。

3 新型生产管理模式和劳动组织

井站经过智能化改造后，油井投球、加药、取样、动液面测试、产量核实和井场清洁等工作由作业区技术人员或巡检人员操作；站内加药、紧急情况倒改流程等工作由巡检人员操作；收球、加热炉补水点火、清洁等由驻站人员操作。其他生产运行管理，包括井场监控、站内生产动态、预警报警处理、巡检、报表生成、启停输油泵、切换流程、供注水系统运行等，上移至中心站，进行远程操作控制。生产组织机构随之相应进行优化调整，每站可减少用工2～3人。

通过进一步优化智能化条件下作业区的劳动组织架构，形成“集约化”的中心站管理模式，长庆油田将原有的“作业区—生产单元—班站—岗位”四级管理模式改变为“作业区—中心站—岗位”三级管理模式；将原有的“作业区—生产单元—大站—小站”四级监控平台改变为“作业区—中心站”两级监控平台，提高了管理效率。

4 结束语

通过油田地面工艺智能化改造，长庆油田实现了油田生产连续平稳运行、流程远程切换，进一步优化了数字化生产管理流程，构建了更加集约式的中心站，进一步精减了组织机构，优化了人力资源配置，提高了管理效率，降低了安全风险，减少了油田生产运行成本。