渤海油田井口平臺無人化改造分析

劉春悅

（中海油能源發展裝備技術有限公司，天津 300452）

1 改造背景與意義

目前，世界正處在新一輪科技革命和產業革命蓄勢待發的關鍵時期，網絡化、數字化、智能化的時代大潮已經來臨，因此國家做出了加快推進國有企業發展先進制造業，推動互聯網、大數據、人工智能和實體經濟深度融合的決策，把推動企業數字化轉型作為當前的主要任務。中海油作為國際一流的能源公司，把海上油氣生產設施的無人化、數字化和智能化作為未來的發展趨勢，始終堅持科技創新為主，結合先進數字技術，探索智慧油田建設，提高油田自動化水平。

通過自動化和數字化技術的應用，降低生產設施的現場人工操作，推進海上平臺無人化，不但可以降低海上油氣田開發、生產和操作運營全生命周期成本，還可以通過提高平臺自動化和數字化水平，革命性地改變現有操作方式，大幅減少現場操作人員工作量，保證人員安全，減少環境污染，極大地提高一線生產操作人員的幸福感，符合國家“十三五”發展戰略。

2 現狀與趨勢

海上無人平臺幾乎分布于世界上所有油氣活躍海域，目前在全球范圍內統計的約7 000個海上固定平臺中，有超過23%（約1 600多座）的是無人駐守平臺。在國外，海上無人平臺通常采用鋼結構型式，挪威北海海域也有少數混凝土重力式結構平臺。海上無人平臺大部分為簡易井口平臺為主，平臺井數相對較少，上部設施比較簡單，一般只設1~2層甲板。無人平臺的正常生產操作一般通過遠程遙控實現。全球海上無人平臺分布情況詳見表1。

目前國外無人平臺自動化和數字化程度普遍較高，總體布置較優、設備選型和可靠性要求高，平臺上所有工藝參數、設備狀態、視頻圖像都可實現遠程監控，大部分現場工作都可實現遠程操作，部分平臺還在陸地建有模擬仿真系統，用于人員培訓和操作演練。

目前國內最大的海上油田渤海油田共有186座海上在役平臺，其中井口平臺98座，井口平臺分為有人駐守井口平臺和無人駐守井口平臺。其中無人駐守井口平臺24座，占比24.5%，有人駐守井口平臺74座，占比75.5%，無人駐守井口平臺占比遠低于國際同類油田的平均水平。目前渤海海域無人駐守井口平臺大多為簡易井口平臺，平臺不設生活樓，生產設備設施較少，處理流程簡單，流程操作大都通過周邊中心平臺遠程遙控實現；有人駐守井口平臺一般設置40人生活樓，平時配備20人左右的班組維持平臺運營，生產設備設施多以人工操作為主，自動化水平不高，人員工作強度大，運營成本高，且容易造成環境污染，影響人員身心健康。與國外油田相比，國內無人平臺數量和技術水平上都存在一定差距，因此，推進海上在役有人駐守井口平臺無人化改造是建設國際一流能源公司，降低運營成本，提高企業核心競爭力的重要有效手段。

3 改造方案

3.1 平臺篩選

有人駐守井口平臺無人化改造實施首先是篩選合適的目標井口平臺，篩選條件見表2。

表2 有人駐守井口平臺無人化改造篩選條件

結合上述實際情況，進行綜合分析，確保改造設計方案的合規和可實施性。因此，推薦優先改造選取井槽數10~20的常規4腿井口平臺，平臺設置20~40人生活樓，135或180修井機，修井及其他作業頻率低，維護人員少。平臺生產流程無原油、天然氣及生產水處理設施，一般單井物流通過加熱及計量后，與其他生產井物流混合后，再經加熱，直接進入海管外輸依托平臺，注水由依托平臺提供處理合格生產水作為注水水源，平臺不設注水增壓設備，通過海管提供合格注水直接回注井口。平臺設置常規的公用系統，包括柴油、開閉排、藥劑、公用儀表風、海水、淡水、生活污水等。典型推薦平臺的油田總圖和生產流程見圖1~圖3。

圖1 典型有人駐守井口平臺油田群總圖

圖2 典型有人駐守井口平臺原油系統流程圖

圖3 典型有人駐守井口平臺注水系統流程圖

3.2 設計思路和原則

海上無人駐守平臺系指無人居住的平臺。在日常生產條件下，平臺上無人進行生產操作。特殊條件下，如檢修期、應急故障處理期、經批準的訪問以及定期巡檢時，允許登平臺的人數應盡可能少。一般情況下登臺人員不得在平臺上過夜。如遇緊急情況或其他不可抗力因素導致當天無法撤離平臺時，可在平臺臨時過夜。

對于在役有人駐守井口平臺無人化改造，應盡量減少改造工作量和改造費用，主要考慮通過改造實現遠程操作，降低操作成本。

3.3 改造方案

3.3.1 原油系統和注水系統流程改造

（1）井口采油樹油壓和套壓表設置為機械式壓力表的，為滿足油壓、套壓的遠程監控，需要將壓力表更換為壓力變送器，實現信息遠程傳送。

（2）油嘴、水嘴、氣嘴采用手動調節方式的，更換為遠程調節開度的類型，同時具備閥位遠程監控功能。常規推薦采用電動調節類型的油嘴、水嘴和氣嘴。

（3）對于有遠程壓井需求的平臺，需要將采油樹服務管匯閥門及相連接的管線上的手動閥門更換為遠程開關的類型，同時將柴油和注水系統與采油樹連接的管線改為鋼管連接。

（4）井口控制盤采用氣動和液動控制的平臺，對井口控制盤進行改造時，需要實現遠程操作和監控，改造后能夠實現單井的遠程監控和自動關停功能，實現中控遠程手動關閉井上、井下安全閥的功能。

（5）單井出油管線和注水管線上缺少溫度和壓力變送器的平臺需要增加相應的變送器，實現壓力溫度信息遠程傳送。

（6）單井計量應具備遠程遙控計量功能，對于采用人工導井計量的平臺，優先考慮采用多路閥替換生產計量管匯進行單井輪換計量，也可將單井出油管線與生產計量管匯連接的手動閥門改為遠程控制閥門，滿足無人操作的自動導井計量需求。

（7）對于設置了計量分離器的平臺，計量分離器需要滿足壓力及液位的自動調節，同時壓力、溫度、流量、閥位數據需要實現遠程監控，滿足無人化操作需求。在改造過程中，如果計量分離器改造內容較多，改造時間過長，改造費用過高，也可以考慮采用多相流量計代替計量分離器，通過經濟對比，考慮改造費用較低的方案。

（8）對于設置了電加熱器的平臺，電加熱器需要滿足遠程啟停和加熱功率的自動調節，同時壓力、溫度、閥位數據需要實現遠程監控，達到無人化操作需求。

（9）對于平臺海管例行通球作業，目前常規考慮為人員登臨平臺進行現場操作。如果需要進行無人化操作，實現遠程自動收發球作業，或在遠程置換過程中需要采用隔離球隔離介質等操作時，可以進行無人化改造。將與清管球收發器連接的主管線、Kicher管線、壓力平衡管線上的手動操作閥門改為遠程控制閥門，相對應的現場顯示壓力表及過球指示器改為變送器，實現信號遠傳。

（10）對于因設備及流程檢修等原因而實施計劃停輸置換的平臺，一般均采用注水海管輸送的生產水置換混輸海管。由于計劃置換操作可提前進行規劃，因此可以安排生產操作人員登臨平臺進行現場操作，如生產方需要進行遠程置換，需將注水海管連接混輸海管置換管線上手動閥門改為遠程控制閥門。對于應急停產后需要應急置換的平臺，由于應急停產的突然性，因此置換操作無法提前進行規劃，遠程應急置換有利于解決人員無法登臨平臺進行現場操作的問題。如平臺不設應急置換泵，由依托平臺通過注水海管提供應急置換水源，需要把置換流程上手動操作閥門改為遠程控制閥門，如平臺設置應急置換泵，在上述改造基礎上，還需要確保置換泵可以遠程啟停，因此泵進出口閥門及排氣閥門均應考慮改為遠程操作的型式。

（11）對于生產流程中的關斷閥，應增加遠程復位功能，實現非本平臺故障引起的停產后的遠程復產。

3.3.2 公用系統改造

（1）對在役井口平臺進行無人化改造，原則上以在役平臺原設計的自持周期為無人化改造后的自持周期（7d或15d）或由生產方確定。因此對于柴油罐、化學藥劑罐、淡水罐等有效容積主要考慮自持周期的設備，需結合現場實際自持周期進行核算是否需要改造。對罐內設置的加熱器，需要滿足遠程啟停和自動調節功能，同時對罐內的液位及溫度數據進行遠程傳送。

（2）柴油系統中的柴油輸送泵應改造為帶遠程啟停功能，有遠程壓井需求的平臺，壓井泵同時改造為帶遠程啟停功能，同時泵進出口閥門及出口回流管線上的閥門應改為遠程控制閥門。

（3）淡水系統中的淡水輸送泵應改造為帶遠程啟停功能，同時淡水儲罐存水超過7d甚至更長時間不用時，應排空處理，在人員登臺后需要淡水時，可采用支持船補充。

（4）對開排罐內的液位及溫度數據進行遠程傳送，對罐內設置的加熱器，滿足遠程啟停和自動調節功能。開排槽應設置液位變送器并對數據進行遠程傳送。開排泵應具備遠程啟停功能，泵進出口手動閥門需改為遠程控制閥門。開排槽泵建議更換為電動隔膜泵，同時增加遠程啟停控制，實現遠程操作，泵進出口手動閥門改為遠程控制閥門。同時開排管匯非危險區排海流程和進開排罐/槽流程切換閥門應具備遠程控制功能，滿足遠程控制流程切換。

（5）對閉排罐內的液位及溫度數據進行遠程傳送，對罐內設置的加熱器，滿足遠程啟停和自動調節功能。閉排泵應具備遠程啟停功能，泵進出口手動閥門需改為遠程控制閥門。泵進出口設置壓力變送器并對數據進行遠程傳送。

（6）對有連續海水用戶的平臺，海水提升泵應具備遠程啟停功能，運行參數需進行遠程監控。

（7）平臺采用生化法處理的生活污水處理裝置，因其無法保證間歇使用的處理效果，故需停用或拆除。為滿足人員臨時登臨需求，可新增便攜式廁所滿足使用需求，有條件的可改造為電解式生活污水處理裝置。

4 結論

我國海洋油氣儲量豐富，增長潛力巨大，大力開發海洋油氣資源有利于緩解國內能源短缺狀況，滿足經濟和社會發展需要，對進一步完善國家能源戰略和經濟結構調整都具有重要意義。通過推廣海上在役平臺無人化改造，可以大幅削減人員費、船舶租金、船舶燃料費及直升機費，節省操作費15%~25%，提高油氣田生產開發效益；同時減少人員操作后，降低人員操作錯誤造成的損失，提高自動化控制水平，可以消除設備故障引起的意外停機，降低維護時間，提高平臺的安全可靠性和智能化水平，實現海上油氣田開發生產全生命周期降本增效，延長油氣田的經濟年限，增加海上油氣田油氣累產和經濟效益。