某海上气田智能化建设探索

时间：2024-07-28

郑成明刘向阳石咏衡吴红光

1中海石油（中国）有限公司湛江分公司东方作业公司

2国家管网集团油气调控中心

目前以网络化、信息化与智能化深度融合为核心的第四次工业革命正在重塑油气工业格局[1]。同时，面对突如其来的油价寒冬，全球各大油企不约而同地将智能化油气田建设作为企业重塑竞争力、迎战低油价的关键措施[2]。中国海油也积极融入数字化创新大潮，大力推动现代信息技术与传统产业深度融合。在2020 年工作会议上提出“1534”的总体发展战略，正式提出“传统管理模式向现代化、数字化、智能化跨越”的发展思路。

南海某气田共包含7 座井口平台、3 座中心平台以及1座陆岸终端，开采出来的天然气在平台进行脱水处理，再通过两条海管输送至陆岸终端进行组分调配后输送至下游用户。气田具有良好的自动化控制基础，2018 年被确定为海洋石油智能化建设的试点单位。

1 智能化建设总体思路

通过对气田现有设施进行自动化提升改造，即完善视频监控系统、引入智能巡检机器人、激光对射泄漏监测等智能化设备，最大限度地减少现场作业人员。同时建设陆地操控中心，对海上油气生产全过程实时监控、远程操作、协同作业、科学决策，最终实现降本增效、重塑企业低成本优势、实现高质量发展的目标。总体建设目标是实现井口平台无人化、中心平台少人化、综合管理一体化。

1.1 井口平台无人化

井口平台主要负责油气生产，将井口产物（油、气、水）通过海底管道输送至中心平台进行处理。井口平台具有工艺流程简单、动设备少的特点，升级改造难度低。但由于客观原因，需要人员长期驻守，通常采用守护船实现人员在中心平台、井口平台间每日转运，以维持平台生产，平台开发运营成本高。因此井口平台无人化是智能油气田建设的首要目标。

2018 年以来，中海油各大海域陆续开展海上平台无人化建设，开发出一批以锦州20-2N/W 等为代表的无人井口平台，降本增效成果显著[3]。

1.1.1 主要思路

（1）全面感知。增加工艺系统远程参数监测点位；增加关键设备如中压开关柜、UPS等在线监测系统；完善远程视频监控系统；通过光纤在中心平台实现对井口平台的全面感知。

（2）远程操作。开展井口控制盘和采油树油嘴改造；增加动设备如开排泵、闭排泵等远程启停功能；实现遥控开井、关井和远程产量调节及生产控制。

（3）安防提升。增加消防泵远程操作功能；升级平台登临方式；增设防外部人员非法登临平台监控和防护措施，强化井口平台本质安全[4]。

1.1.2 建设效果

目前已经完成1座井口平台改造工作。实现实时监控、远程操控、遥控关断、一键复产等功能，人员登临平台周期从每日延长至每月，实现真正意义上的无人化。

1.2 中心平台少人化

相对井口平台，中心平台常设置有燃气发电机、燃气透平压缩机、三甘醇脱水、脱烃系统等，工艺流程复杂、动设备多，如果进行中心平台无人化，则投资成本和安全风险将大幅度提升，且国际上尚无实施案例。主要思路如下：

（1）减少现场巡检人员。增加现场工艺参数监测点位；完善视频监控；增设电动阀、电动油嘴等提升中心平台自动化水平；利用智能机器人替代人工巡检；降低现场人员巡检工作量，最大限度减少巡检人员。

（2）减少现场维修人员。增加智能设备管理软件，实现仪表、阀门智能诊断和管理；实现关键设备状态监测、故障预警，减少设备非计划停车次数，降低现场人员检修工作量，最大限度减少现场维修人员。

（3）减少项目施工人员。采用“订单式维修”模式，大型维修作业由陆地维修队负责，在陆地实施预制，减少现场维修作业工作量，将项目施工人员后移至陆岸终端，减少现场项目施工人员。

通过中心平台少人化改造，中心平台现场人员预计减少30%。

1.3 综合管理一体化

在陆岸终端建设综合管理一体化平台，集成相关管理平台，避免形成“数据孤岛”，可同时实现海上井口平台、中心平台、水下生产设施、陆岸终端全覆盖，实现对油气生产全过程的实时监控、远程操作、协同作业、应急管理、专家支持等，打破以往跨专业间封闭的工作模式，提高远程操作、生产运行效率和决策水平。

海上平台综合管理一体化平台之间的通信方式主要包括以下两种：①卫星通信。为保证生产稳定，海上平台和一体化管理平台之前的相互通信通过卫星实现。经过测试，当带宽达512 kb时，远程操控和现场操控无延迟，可实现海上平台的远程操控。②微波通信。微波通信具有传输数据量大的特点，海上平台的视频监控、辅助检测系统如振动检测系统、能耗检测系统、智能调配气系统等均通过微波实现双向通信。综合管理一体化管理平台与海上平台共设计三条微波链路，每条链路设计通信能力为80 Mbit/s。

海上井口平台与中心平台之间的通信采用光缆的方式实现，综合管理一体化平台和陆地数据库之间的数据传输采用运营商专线实现（图1）。

图1 海上平台与陆地通信示意图Fig.1 Communication diagram between offshore platform and land

综合管理一体化平台共设置8大功能模块，包括远程监控、生产管理、资产管理、能耗管理、调度管理、安全管理、仿真培训、专家系统，实现远程监控、生产可视化、跨专业协同作业、跨管理层级协同调度指挥、跨地域专家远程支持，起到了海上与陆地油气生产“作战部”和“指挥部”的作用。

综合管理一体化平台的应用将彻底改变原平台设备管理、项目管理、人员作业的工作模式[5]。采用“订单式维修”模式，由陆地操控中心统一规划、统一管理，为平台提供物料、人员、技术、数据、管理等方面的支持，大幅度降低海上作业人员数量和技能要求，实现海上作业人员向陆地转移。同时为各专业协同作业、应急事件处置、专家辅助支持、不同层级管理人员指挥提供数据支持和可视化人机交互界面，大幅提高生产运营效率。

2 智能化建设关键内容

2.1 智能巡检机器人

通过在平台各层甲板以及终端部署智能巡检机器人，利用机器人实现对压缩机、泵、管道、容器等生产工艺设备的指针式压力表、指针式温度表、环境中气体、噪声、温度进行监测，识别异常工况，并进行预警，从而替代人工巡检，减轻现场员工的劳动强度，降低人工巡检的安全风险，实现有效、可靠巡检，提升设备的本质安全管理[6]。

智能机器人具有5项功能：①图像智能识别功能，通过对识别的图像和标准状态下的图像进行对比，对异常工况进行预警，并拍照取证[7]；②火灾识别功能，利用红外频谱功能准确识别现场火源；③热成像功能，利用热成像技术检测异常热源，及时识别设备和管线的跑冒滴漏现象；④激光可燃气检测功能，选用高精度、高选择性、快速响应的激光可燃气检测仪器进行天然气泄漏检测[8]；⑤音频识别功能，实时检测远传环境噪音，后台识别，检测设备运行工况。

2.2 智能调配气系统

气田共包括3 个气田群、100 余口生产井，各平台以及各单井之间组分差异巨大，单井组分甲烷含量范围25%～81%（体积分数）。下游共有5 个用户，各用户组分差异明显，且用户对于组分波动较为敏感，组分的异常波动会导致下游用户跳车，经济损失难以估量。

智能调配气系统采用两级联控的方式，即优先通过对单井或井口平台的调整，降低组分波动的幅度；组分波动气到达陆岸终端后，通过自动调整工艺流程中的调节阀和脱碳系统的处理量，最终实现销售气满足下游用户的需求。

通过上线智能调配气系统，建立全流程模型、单井供气模型、海管储气和缓冲模型、调配气控制阀流量特性曲线，并引入“大数据”“智能学习”等技术，实现算法的自动优化[9]。最终实现异常工况预警、单井气量和销售气量的优化调整、异常生产工况组分波动处理，在实现销售气量最大化的前提下，保证下游用户稳定生产，降低生产运行成本。

2.3 综合管理一体化平台

综合管理一体化平台建设目标是通过工作方式、管理机制的变革和流程的优化，利用自动化、数字化和智能化等技术手段，建立一套决策系统，用于海洋油气田远程监控、生产运行和应急指挥；打破以往跨专业间封闭的工作模式，实现多专业高效协同作业和生产操作精细化管理；充分发挥各领域技术专家优势，共享系统内知识与经验；提升海上油气田自动化和数字化水平；转变现有生产运营方式，实现决策点后移；利用大数据和人工智能算法深入挖潜数据价值，为生产运营、指挥和应急响应提供数据支持，助推公司实现数字化转型。

综合管理一体化的实施将全面推动海上平台业务重构、管理流程优化、管理效率提升、管理机制变革，加快推进海上气田生产运营数字化和智能化。