大港油田低成本數字化建設助力企業降本增效

馬祥厚

（中國石油大港油田信息中心，天津 300280）

0 引言

2004 年大港油田開展地面優化簡化工作，突破傳統的計量及配水方式，開展油水井數字化建設，培育形成了“港西模式”。2008 年，按照地面工程標準化建設要求，全面完成油水井數字化升級改造，同步開展管道、站庫數字化建設。2013 年，按照試點先行、規模推廣、持續優化、深化應用的原則，開展中小場站無人值守數字化試點建設，培育形成了“王徐莊”地面數字化建設模式。2016 年，由中國石油天然氣集團公司統一部署，大港油田開展了油氣生產物聯網（A11）項目的建設，建立覆蓋中國石油油氣地面生產各環節的數據采集與監控子系統、數據傳輸子系統、生產管理子系統，實現生產數據自動采集、遠程監控、生產預警等功能，支持油氣生產過程管理，促進生產方式轉變，提升油氣生產管理水平和綜合效益。

1 油氣生產物聯網現狀及存在問題

經過持續多年的數字化建設，從過去多年的使用情況來看，油氣生產物聯網數字化建設過程中普遍存在以下幾個問題。

1.1 油田服務商眾多

各數字化改造項目沒有統一實施，而是各個采油廠分批次招標，由多個廠家分別實施，系統兼容性極差，管控能力比較弱。

1.2 產品更新換代快

現場儀表數據采集從有線到無線，通信方式從433MHz 到ZigBee，現場儀表數據上傳至服務中心，從通用分組無線服務（General Packet Radio Service，GPRS）到ZigBee，再到現在的4G等，功能不斷升級完善。但大港油田地區由于數字化改造完成得比較早，在用設備老化嚴重，功能上已無法滿足當前生產需求。

1.3 協議不統一、不規范

由于通信協議沒有進行標準化，各個服務廠家的設備及系統互不兼容，即便是同一個廠家的不同批次及系列產品也互不兼容，因此只能由設備提供商各自負責自家設備的數據采集傳輸和管理。工作人員使用的生產管理軟件依賴于設備廠家的自有平臺，造成部分采油廠多套系統并存，工作人員操作使用非常麻煩，各種問題頻發。

面對此情況，開發具有自主知識產權的硬件產品和信息處理與控制系統顯得尤為必要。2018 年，大港油田正式啟動開發自有產品，實現與符合A11 標準規范的不同廠商生產的數據采集設備對接，通過多元化數據采集設備和通信設備，滿足不同油水井的低成本數字化建設需求。

2 低成本數字化建設主要過程及舉措

2.1 開展關鍵技術攻關，研發形成自主知識產權的產品

為提高地面數字化水平，降低數字化成本，大港油田組建了“硬件工廠”項目組，研發團隊夜以繼日、持續開展了一系列油水井數字化技術攻關、產品設計、生產制造及投產試驗等，歷時兩年多，先后組織開展各類實驗測試200 余次，打造了以“前端（盛聯）—中端（盛智）—后端（盛慧）”為主線的5 個套系、65款自有產品，并獲得了一系列知識產權，全部通過油田公司自主產品認證。

2.2 應用自有產品開展井叢場一拖多模式試驗探索

2018 年，大港油田先后在多個采油廠開展井叢場數字化一拖多模式試驗，在采油六廠安裝一套采用6 合1 大型控制柜，通過4 臺無線遠程終端單元（Remote Terminal Unit，RTU）集中采集控制7 口油水井生產數據，成功實現了RTU 一拖二井功能，并與現有油水井統一管理平臺實現數據對接，滿足現場實際生產需求。一拖多模式實現了抽油機井在關鍵設備RTU 的使用數量上減少50%，獲得了明顯的經濟效益。

同時，大港油田第五采油廠開展潛油螺桿泵井叢場數字化建設試驗，生產現場部署井場一體化控制柜一套，各類無線儀表46 余塊，安裝一個RTU，成功實現通過一個RTU 在距離井口50 m 開外將數據回傳到了油水井統一管理平臺。截至目前，整套系統運行穩定，數據傳輸良好，運行精度和性能均符合相關標準要求，滿足油田生產需求。在潛油螺桿泵井叢場數字化一拖多模式試驗建設中，實現了關鍵設備RTU 和數字化控制柜的使用數量都減少90%，取得明顯的經濟效益。

2.3 長停井數字化建設監控新模式探索

隨著油田進入中后期開發階段，一些油井因產量低、開發成本高或工程故障等原因不得不進入長停井行列。但由于地質情況的變化，部分長停井的壓力會不斷升高，又重新具備了開發價值。為避免長停井因地層壓力升高等原因造成油氣滲漏事故，必須建立長停井生產檔案，并對長停井加強監管。目前，大港油田公司長停井監控和巡檢使用人工手段，時效性低，井口無警示標識，易受到外力破壞，存在較大的安全風險。2019年，大港油田第一采油廠進行了現場測試試驗，該試驗主要采用基于窄帶物聯網（Narrow Band Internet of Things，NB-IoT）。NB-IoT 無線帶有全球定位系統（Global Positioning System，GPS）定位功能智能壓力監測模塊，在儀表被意外拆除時可以上傳報警并定位儀表所在位置，有效加強長停井泄漏風險防控和隱患治理。在長停井數字化改造試驗中，基于NB-IoT 無線智能壓力監測模塊可以滿足現有數據采集監測需要，能有效監控長停井狀況，實現長停井的常態化監測。

3 低成本數字化建設效果

3.1 推廣自主產品，實施規模建設

2019 年，大港油田第二采油廠全部采用自研產品對作業二區77 口油水井生產數據采集監控系統進行改造升級，實現生產數據自動采集回傳以及遠程操控。數據同步對接“油氣生產物聯網信息處理與控制系統”，實現井口生產數據的集中采集和運行狀態的遠程監控。通過王徐莊推廣建設中采用的自主產品與廠商價格對比分析，自主產品單個設備相對廠商單價整體降低10%左右，通過推廣自主產品建設，項目整體節約投資10%，取得實際降本創效效果。

3.2 井叢場一拖多模式建設

2019 年，大港油田在港359H 井叢場進一步開展一拖多模式建設，主要在現場安裝控制柜1 套，拖帶現場12 口油井數據，現場每口井分別安裝2 臺無線壓力變送器，采用LoRa 通信方式與控制柜內的終端進行數據通信，共24臺壓變。變頻柜數據通過RS485 方式接入控制柜內的串口服務器內，由終端采集并處理12 套變頻控制柜的生產數據。單個井叢場一拖多模式建設投資較傳統建設模式整體降低30%以上，取得實際降本創效效果。

3.3 長停井無RTU 新技術模式建設

大港油田第一采油廠針對重大、較大風險井2 種類型，本著“先試點、后推廣”的原則，選擇13 口井（3 口重大風險井、10口較大風險井）進行了新技術模式試驗建設，主要在前端開展硬件建設的同時，在后端搭建長停井在線監控系統，實現了長停井監控數據的接入、存儲、應用和展示。

在長停井傳統監控方式建設中，大港油田主要采用井口安裝遠程終端模塊及壓力儀表對現場數據進行采集，同時還需要安裝4G 傳輸設備，不算安裝費用，建設成本單口井都過萬。采用新模式建設后，儀表基于NB-IoT 傳輸協議，現場不用安裝遠程終端模塊和4G 傳輸模塊，建設成本大幅下降，平均單口井建設成本可下降30%以上，降本創效效果明顯，效益潛力巨大。

4 低成本數字化建設的啟示

大港油田以低成本自主知識產權硬件產品建設、井叢場一拖多模式建設、長停井無RTU 模式數據采集監測推廣建設依托，兼顧自主開發生產信息數據采集平臺和關鍵系統自主運維為方向，高質量推進了油氣生產物聯網低成本數字化建設和改造。低成本數字化建設模式試驗的成功，為老油田實現低成本數字化建設和效益開發指明了方向，而且更堅定了大港油田進行規?；茝V和應用的信心，并形成了以下幾點重要的認識。

4.1 持續開展關鍵產品自主創新，全面推廣自主系列產品

自主系列油氣生產自動化產品橫空出世，打破了大港油田油氣井自動化產品被外部公司壟斷的局面，逐步建立大港油田統一的標準，倒逼外部廠商降價提質，促進相關技術持續提升。自主系列產品具有標準統一、集成度高、建設成本低等特點。在未來油田公司數字化改造和建設中，建議持續研發關鍵產品，推廣自主系列產品，打造一拖多自動化采集控制模式。

4.2 全面推廣井叢場一拖多模式和長停井無RTU 新模式的建設

井叢場一拖多模式試驗的成功，標志著低成本建設油水井數字化成為可能。全面推廣井叢場一拖多的建設，可有效降低數字化建設的成本。井叢場模式下，單個采集控制裝置可拖帶油水井的數量不少于6 口，直接減少RTU 使用數量，間接降低成本支出，減少輔材消耗，同時縮短建設周期，提高建設效率，使井叢場數字化建設成本較傳統油水井數字化模式大幅降低。同時，對采集上來的數據進行模型歸一和標準化處理，為未來智慧型井叢場數據分析處理和深化應用奠定良好基礎。

長停井無RTU 新模式試驗的成功，化解了長停井井場無井口、無接電、信號差、低成本建設等客觀困難，數據的應用替代了人工巡檢，提高巡檢時效，將長停井經、緯度信息轉化成為更加直觀的地圖信息，直觀掌握長停井位置，第一時間掌握位移、壓力預警、報警信息，變被動巡檢為主動巡檢，有效消除長停井險情，規范長停井巡檢、監控和管理，填補油田公司長停井信息化監控手段的空白。

4.3 堅持關鍵系統自主運維道路

自主產品的規模應用，進一步促進了自主知識產權產品在油氣生產物聯網建設中不可替代的作用。同時，后期系統運維技術也掌握在企業自己手中，同樣打破了該領域外部廠商的壟斷地位，能夠實現關鍵系統的自主運維，為今后將大量運維工作的對外支出轉化為對內收入奠定了基礎，從而促進油田公司降本增效。

另外，培養鍛煉一支自動化運維隊伍，能夠承接油田公司各生產單位油井及站庫自動化系統運維，在運維能力和系統保障方面具備顯著的優勢，可逐步擴大自動化系統的運維范圍，將油田公司對外支出的費用內部消化，進一步實現降本增效。