采油管理一区油气生产信息化建设探索

采油管理一区油气生产信息化建设探索
发布时间：2021-05-17T10:14:09.843Z 来源：《基层建设》2021年第2期作者：徐波
[导读] 摘要：为贯彻落实国家“以信息化带动工业化，两化深度融合”的信息化发展战略，提高油气生产企业生产效率和管理水平，股份公司决定与油公司体制机制建设相结合对油气生产管理分类实施可视化改造、自动化升级和智能化建设。

中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司清河采油厂 262714
摘要：为贯彻落实国家“以信息化带动工业化，两化深度融合”的信息化发展战略，提高油气生产企业生产效率和管理水平，股份公司决定与油公司体制机制建设相结合对油气生产管理分类实施可视化改造、自动化升级和智能化建设。

借油公司体制改革之际，按照《油气生产信息化建设指导意见》，本着效率、效益，实用、简便，整体规划、分步实施，继承创新、集成整合的原则，对清河采油厂采油管理一区管辖范围内的油井、计量站、配水间、接转站等进行油气生产信息化建设，实现数据可视化，为提高生产效率和管理水平提供技术支撑和保障，促进油田管理效率和经济效益。

先期完成井口、计量站、配水间、注水站、接转站等数据采集，为后续“全面实现生产过程可视化、生产运行状态全面感知、生产实时监控和高效运行指挥”的数字化油田奠定基础。

关键词：信息化；融合；管理；效率
一、研究范围
（1）实现生产数据实时上传，减少生产管理人员。

提高劳动生产率，减少工作人员上井、站内巡检次数，降低生产运行费用。

油井产量、效率等指标通过软件自动计算分析，降低生产管理费用，提高工作效率。

（2）故障自动报警，减少停产时间，提高油井生产时率。

实现油井故障自动报警，生产管理人员可以随时了解油井的生产情况以及设备的运行状况。

在出现故障时，能够及时准确的报警，使油井在最短的时间内恢复生产，提高油井生产时率。

（3）“信息化”系统与分析优化决策系统联用，提高油田科学化管理水平和系统效率。

将“信息化”系统与油井生产分析决策系统有机结合，测控系统采集到的数据送入分析优化系统做深层次分析并提交解决方案，使采集到的信息不仅可以满足资料求取的需要，更能为油井产液量计量、故障分析、优化决策、节省投资、节能降耗、提高系统效率和经济效益服务。

（4）信息化提升建设为油藏经营管理评价提供有力的支撑。

油藏经营管理评价的主要指标是投入产出的有关数据，能够及时提供其中的生产成本和产量等数据，配套固定资产投资、其他成本支出、油价等参数，就能够比较准确地开展油藏经营管理效果和效益评价，不断提高油藏经营管理水平。

（5）为油田生产过程工艺措施和油田开发动态分析调整提供详实的基础数据。

在“信息化”建设的基础上，通过建立地质、注采、集输等分析调度系统，地质技术人员可以通过信息共享，准确掌握油田、区块到单井的生产动态和生产信息，及时捕捉地下油藏动态，充分利用信息技术对区块的每口井、每个层的开发动态进行定量的分析和预测，制定各种技术措施，改变以往经验式的定性分析和决策，为区块的注采调整和措施优化提供科学依据。

二、现状分析
本工程研究范围为采油管理一区的地面集输、注水系统的生产信息化建设，以下对采油管理区的开发生产现状、生产信息化现状以及目前存在的主要问题进行介绍。

（一）开发现状
采油管理一区含油面积23.68 km2，探明地质储量7484.8万吨，可采储量1466.16万吨，纵向上分为沙三上、沙三中、沙四三套层系，开发以注水开发为主。

目前自然递减率13.6%、综合递减率5.1%、含水上升率0.5%、综合含水94.8%、地质储量采出程度12.21%。

2018年核实日产液9382 m3，核实日产油490t，日注水平6840m3。

（二）地面工程现状
采油管理一区油气集输系统采用油井—计量站—接转站二级布站方式。

管辖范围内共有649口油井、51座增压站、44座配水间和5座接转站，是一个集原油开发、集输、注水为一体的综合性油气生产采油管理区。

1.井场现状分析
井口现场只有就地压力表、温度计，无远传仪表，采用人工录取，工作量大，不能实时反映油井生产动态；
井口没有安装无线载荷传感器、无线角位移传感器，无法采集示功图数据；
在井口电机控制柜中只安装有电机保护器，无法实时监控抽油机的电压、电流、电量等电参数据，形成电功图；
油井电机基本上没有配套变频器；
油井井场没有视频监控设备，无法实现井场安全监控；
2.配水间现状分析
配水间内只有主管线安装有就地压力表；
配水间内在用的配水支线部分安装了荆州明德公司的ZJK流量测控装置，能进行自动流量调节。

其它配水支线只安装有智能流量计，能实现就地显示功能；
配水间内无视频监控设备。

3.增压站现状分析
增压站油干线上装有就地压力表、油井单井的输油管线上有玻璃管温度计，无远传仪表，不能对生产数据实时监测；油气分离器的气管线上装有就地压力表、分离器上设有磁翻板液位计；
掺水管线干线和支线上装有就地压力表，支线上装有荆州明德的磁电式流量计；
螺杆泵的进出口装有就地压力表；
计量间内无视频监控设备。

4.接转站现状分析
1#、4#、3#接转站内的工艺管线上压力、温度、流量等信号只能就地显示，站场内没有视频监控系统。

5#接转站建有西门子公司S7-200 系列小型PLC测控系统，值班室可以实时观测到高效分水器及缓冲罐的主要生产信息及参数。

包括液位、温度/压力、流量、罐内油水界面、调节阀阀门开度，以及主要生产用泵的运行状态检测等。

2#接转站建有西门子公司S7-300 系列PLC测控系统，值班室可以实时观测到立式储罐、高效分水器器及缓冲罐的主要生产信息及参数。

包括液位、温度/压力、流量、罐内油水界面、调节阀阀门开度，以及主要生产用泵的运行状态检测等。

三、存在问题
多年来，油井生产基本采用人工巡检、人工数据采集，由于油田油井分布分散，环境复杂，传统的管理模式难以保证一线生产设备的正常运转和生产数据的高效利用。

采油管理区所辖井口、增压站、配水间生产仍采用传统的人工记录数据，职工需要定时巡检记录生产参数，工作机械重复，占用了大量的人力资源。

接转站部分生产参数实现了自动采集，站内值班室计算机显示器数据显示，另一部分需要人工录入数据，工作效率低，且数据滞后，不能为采油厂提供实时生产数据以合理安排生产。

由于没有相关的自动计量系统，管理区仍采用粗放的管理方式，设备运行无法处于最佳状态，无法预防事故的发生。

管理人员无法实时掌握各油井的生产参数，油井意外停井需要通过人工巡检才能发现；油井井漏、断脱等故障只有通过人工测量功图才能发现。

目前的工作方式无法满足精细化管理的需要。

四、改造建议
1.对采油管理一区649口油井进行生产数据采集，根据同台井为1座井场的规则，共398座井场部署视频监控、网络通讯。

2.对采油管理一区44座配水间、51座增压站和5座接转站的生产运行数据进行实时采集，部署视频监控、网络通讯。

3.在采油管理一区设置无线网桥通信基站。

4.在采油管理一区建设区域指挥监控中心。

五、结论
通过对采油管理一区649口油井（398座井场）、51座增压站、44座配水间和5座接转站进行生产信息化建设，建立管理区生产监控中心，建设并完善网络传输系统，实现主要站场集中值守、部分站场少人值守、油井等分散设施无人值守，全面提升生产管理水平，推进油公司体制机制建设。

该项目完成后，将全面完成管理区级生产监控中心建设，实现上下贯通；先期实现井场、计量站、配水间、注水站、接转站生产数据的可视化，搭建传输网络为后续实现数字化油田打下基础。

参考文献：
[1]《油气生产信息化建设指导意见》（股份工单油信[2014]532号），油田勘探开发事业部，2014年12月30日。

[2]《油气生产信息化建设技术要求》（股份工单油信[2014]532号附件），油田勘探开发事业部，2014年12月30日。