新疆氣田物聯網設計技術應用與展望

祝小鯨?田慧

摘要：近些年，隨著石油天然氣行業工作目標要求，氣田物聯網技術應用得到蓬勃發展。新疆氣田天然氣管理模式及物聯網建設需求不斷提高。通過對氣田數據采集與監控子系統、數據傳輸子系統進行完善，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，提升氣田生產管理水平和綜合效益。

關鍵詞：氣田；物聯網技術；數據采集；遠程監控；生產預警

一、前言

物聯網技術是新一代信息技術的重要組成部分。顧名思義，物聯網就是物物相連的互聯網。物聯網通過智能感知、識別技術與通信感知技術，廣泛應用于網絡的融合中，也因此被稱為繼計算機、互聯網之后世界信息產業發展的第三次浪潮。

我國天然氣行業發展起步較晚，行業從建設伊始物聯網應用水平就較高。按照中國石油集團公司工作目標要求，在天然氣行業物聯網的基礎上，全面推動工業化和信息化深度融合、生產作業方式和勞動組織方式變革，實現扁平化管理和高效決策，開展油氣生產物聯網系統整體規劃研究工作，以推進智能油氣田建設，加快油氣生產物聯網系統建設，提升油田信息化、智能化水平。

新疆油田結合自身特點，利用各類傳感器技術、有線和無線通信技術、信息系統組網技術，相繼開展各自區塊的生產物聯網項目建設，實現氣田井區、集氣站、處理站生產數據、設備狀態數據在廠處級生產指揮中心及生產控制中心集中管理和控制，搭建氣田場站規范、統一的數據管理平臺。

二、物聯網技術設計成果及問題

新疆油田天然氣行業油氣生產數字化建設較早，自20世紀90年代以來相繼建成了生產自動化監控系統。通過工業化、信息化系統的融合，將現場生產管理由傳統的經驗管理、人工巡檢轉變為智能管理、電子巡井，將前方分散、多級的管控方式轉變為后方生產指揮中心的集中管控。

（一）氣田管理模式及工藝流程簡介

1.氣田管理模式

（1）典型布站模式：三級布站。典型氣田流程走向：氣井→集氣站→天然氣處理站。

（2）各作業區生產運行采取中心站場處理站集中監視、分散控制，集氣站、單井無人值守、故障巡檢的管理模式。

2.氣田工藝流程簡介

典型單井工藝流程：單井采氣加熱節流流程、帶緊急關斷功能。

集氣站流程：集氣站多井式加熱節流、選井計量工藝。

典型天然氣處理站工藝：采氣流程采用節流膨脹制冷/丙烷外冷、低溫分離的天然氣處理工藝。凝析油采用閃蒸分離穩定的工藝。富氣采用增壓分離外輸的工藝。工藝流程如圖1所示。

（二）生產業務需求（見表1）

（三）數字化發展成果

十多年前，在新疆油田各氣田建設初期，由于考慮到氣田工藝壓力高、介質易燃易爆、危險性較大等因素，各氣田積極推進油氣生產物聯網項目建設，數字化建設水平還是比較高的[1]，基本實現了各井、站的數據監測及信息化建設，目前正在向各自動化系統互聯互通、生產數據綜合分析轉變。下文從數據采集與監控系統、數據傳輸、生產管理、視頻監控四個子系統全面介紹數字化現狀。

1.采集與監控系統

（1）單井數據采集

采氣井口建設水平較高，大部分單井實現數據遠程采集，數字化覆蓋率60%以上，基本實現“無人值守、遠程監控、故障巡檢”的管理模式。采氣井口設置RTU，負責完成單井測控內容的實時監控，并通過光通信鏈路（或無線通信鏈路）傳輸至所屬集氣站/集配站站控系統，實現遠程監控功能。以太網協議采用MODBUS TCP協議。

存在的問題：

第一，在氣井建設初期，井口參數僅采集油壓、井溫及安全切斷閥等數據。投用后，為滿足用戶地質分析等需求，逐步完善井口套壓和環空壓力檢測點。天然氣井數據僅有少數井場實現了遠程關井功能，大部分井場雖設置自力式安全切斷閥，但不具備遠程控制功能。少量井口未設置安全切斷閥，不能實現油氣生產物聯網系統規范要求遠程關井功能。

第二，部分氣井RTU自投用后，已使用十幾年，硬件老化、故障頻發，頻頻出現死機和通信中斷問題。

設計成果：確定單井測控內容見表2。

（2）集氣站數據采集

集氣站實現了重要參數的數據采集，數字化率達到100%。集氣站設站控系統PLC（或RTU），負責站內進站管匯、選井計量以及計量分離器等設備的數據采集與監控，實現“無人值守、遠程監控、定期巡檢”的管理模式。

設計成果：

設計一體化橇裝集氣站。橇裝化產品一體化橇裝集氣站是集進站管匯選井、計量分離器計量（含儀表、電氣）的橇裝化設備，橇內儀表全部選用智能儀表及遠程控制閥門，具有橇裝設備運輸便捷、現場施工簡單、自動化水平高等優勢。

存在的問題：

部分集氣站在設計初期，按照“有人值守”的管理模式進行設計，輪井球閥采用手動操作方式，由于各單井在計量周期需每天倒井一次，現場操作工作量大，不滿足集氣站目前“無人值守、遠程監控”的管理要求。

（3）處理站數據采集

處理站是整座氣田的管理監控中心，負責整座站場的集中監控、調控管理功能。

設計成果：處理站BPCS集成控制系統設計。

根據儀表功能的區別，分別設置DCS集散控制系統、SIS安全儀表系統以及FGS火氣系統。各系統通過以太網集成為1套站場BPCS系統[2]。

DCS負責井、站生產過程的實時監控，保證工藝設施穩定、有效運行。

SIS負責井、站生產過程中安全參數的監控，采用故障安全性設計理念，保證生產運行的安全，在發生緊急情況時，觸發緊急停車，使工藝裝置回歸安全狀態。

FGS負責站內可燃氣體泄漏以及火災事故檢測，當發生火災及可燃氣體泄漏時，在現場及中控室發出聲光報警，警示操作人員采取有效措施，規避火災及可燃氣體泄漏的風險。

典型氣田控制系統架構如圖2所示。

存在的問題：

氣田SIS安全儀表系統缺乏設計前的安全完整性評估。在初步設計審查階段，應對PID圖和安全聯鎖因果表進行分析研究，結合過程危險分析和保護層功能分配的結果，評估、確定各安全儀表功能的安全完整性等級[3]。安全完整性評估可與HAZOP分析同時進行。

由于計算機技術軟、硬件發展較快，基于計算機技術的自動化控制系統軟、硬件在使用幾年后老舊過時，并偶發死機、藍屏現象。各作業區的組態軟件還是基于Windouws XP操作系統，目前該操作系統已下線，無法更新維護，存在一定風險隱患。所以，建議自動化控制系統每隔5年進行軟件升級，每隔8年進行硬件更新。

2. 生產管理子系統

生產管理子系統作為氣田自動化生產系統的核心部分，是采氣廠生產運行管理數據的監控管理點、數據存儲源，并為應用開發提供基礎數據。生產管理子系統監控范圍覆蓋采氣井、集氣站、處理站。

典型的生產管理子系統有兩層架構，底層由設置在各作業區站場的BPCS集成控制系統組成，實現各作業區的集中監控功能。各氣田作業區設置通信處理機，從站場控制系統工程師站讀取數據，并轉換成標準MODBUS TCP協議，上傳至采氣廠生產管理子系統[4]。生產管理子系統由SCADA系統監控與數據采集設備組成，包括操作站、工程師站（兼操作員站）、實時/歷史數據庫服務器、冗余磁盤陣列、通信前置機、網絡交換機等組成，實現對各站場的數據采集與監視控制。

已建生產管理子系統軟硬件配置如下：實時數據庫服務器（主備冗余）、實時數據庫軟件、磁盤陣列、通信處理機配套工業協議 Modbus RTU/ASCII、Modbus TCP/UDP。

運行過程存在的問題：生產管理子系統監控功能單一，需定制開發氣田專用應用功能。

目前，生產管理子系統僅實現了數據采集，實時監控功能。生產管理子系統與各采氣作業區SCADA系統數據采集功能重復，不能滿足生產管理層智能管理需求。生產管理層不僅需要大量的基礎數據，更需要對大數據的應用與開發，形成一套能提供指揮決策的物聯網智能管理平臺，功能至少應該包括：生產過程檢測功能、生產分析與診斷功能、物聯網設備管理與輔助分析與決策功能、產能預測與視頻監控功能、預警功能、生產報表及文檔管理功能等。設計院應與用戶加強合作，充分識別用戶意圖，對生產管理系統的研發提出指導性意見。

3.數據傳輸子系統

（1）單井數據鏈路

各氣田單井主要采用光纖的通信傳輸方式，部分早期開發的氣田物聯網水平較低，單井通信鏈路采用無線輸出電臺的通信方式或沒有建設通信鏈路。

（2）廠—公司級的主通信鏈路

各作業區與廠部的主通信鏈路沒有建設自動化數據專網，自動化數據鏈路的匯聚通過油田辦公網實現，網絡安全存在隱患。另外，隨著氣田采氣業務的擴展與遠程視頻監控應用的需求，通信鏈路亟待改造。

新疆油田目前正在進行油氣田生產網和視頻專網的建設，待建設完成后，即可解決各二級廠處油氣站場與油田公司總部的通信問題。

4.視頻監控子系統

新疆油田各采氣作業區視頻監控子系統采用基于IP網絡型視頻監控系統。系統由高清網絡攝像機（IPC）+具備網絡視頻服務器功能的嵌入式網絡硬盤錄像機（NVR）+視頻智能分析服務器（IVS）+報警監控客戶端構成。前端設備主要由200萬像素（1920×1080）數字式高清網絡一體化紅外攝像機構成，主要實現站區周界圍墻、出入口等重點區域的實時監控，確保周界圍墻監控無死角。

存在的問題：

由于大部分采氣單井在建成時未建設單井通信鏈路，通信鏈路的二次建設、一次性建設成本過高，項目效益不高。屬于安防風險單位的采氣單井，其視頻監控需求及單井通信需求大幅增強。綜合高壓、易燃易爆等因素，建議氣田采氣單井采用光纖傳輸鏈路。

四、氣田物聯網技術發展展望

（一）多相流流量計的應用

單井三相流計量技術近些年取得了長足的進步，三相流流量計已在新疆油田的部分作業區試用。三相流流量計一旦試驗成功，將使采氣工藝三級布站方式（氣井—集氣站—處理站）減少為兩級布站方式（氣井—處理站），簡化了工藝流程、降低站場建設和管道鋪設成本，對提高氣藏和氣井的科學開發具有重要意義，是物聯網技術發展的重點。

目前，在新疆油田應用的三相流流量計的測量原理主要有兩種：

第一，基于文丘里管+雙能伽馬傳感器（豁免級放射源）測量技術，解決在不分離情況下的計量問題，實施檢測油、氣、水三相流量。

第二，基于音速噴嘴+微波的測量技術，實施檢測油、氣、水三相流量。

三相流檢測技術一直是業內測量技術的難點，但隨著測量技術的不斷更新換代，三相流技術在新疆油田已經進行了試用及推廣，特別是在文丘里管+雙能伽馬傳感器三相流流量計的應用中，計量結果與大罐交油數據比對已經達到±1%的誤差精度，完全滿足計量規定及現場使用需求，得到用戶的一致好評，但因其存在的本質放射風險，管理難度較大。音速噴嘴+微波測量技術已在煤制氣項目中成功應用，新疆油田在2022年進行了試用，目前使用效果等待后續評價。

雖然三相流計量技術就其應用效果而言測量精度還是受限于運行工況、含液（水）量不同等因素，但通過不斷的試驗驗證以及測量技術的不斷提高，三相流技術必將會在氣田得到廣泛應用。

（二）無線儀表技術

近些年，無線儀表技術蓬勃發展，作為工業控制領域一項熱點技術，已在國內外各個行業、領域廣泛推廣應用。無線儀表技術無需布線，受到廣大用戶的青睞，引領工業自動化向著低成本、高靈活性的方向發展。

根據氣田井場布局采氣單井的實際管理要求，無線儀表雖然具有很多優越性，但目前還不能完全取代有線儀表。其原因詳見表3。

可以看出，有線儀表具備數據傳輸穩定、供電穩定的優點，適用于測控點數集中，并且需要緊急控制的井、站。無線儀表具有安裝維護方便，施工成本低、施工周期短的優點，適用于測控內容規模不大，地勢平坦，無需控制的井、站。設計人員可根據現場實際情況選擇有線或無線儀表。

五、結語

隨著物聯網技術的飛速發展，物聯網技術的深化應用必將優化、簡化天然氣行業的工藝流程、優化生產管理模式，使得生產過程智能化、氣田開發精細化，由經驗管理向科學決策發展轉變，達到“增產、增效、不增人”的目的，為生產、安全、質量控制提供有效技術支持。

參考文獻

[1]張玉恒.油氣田站場無人值守探索及展望.儀器儀表用戶[J].2020（02）：105-109.

[2]中華人民共和國住房和城鄉建設部.油氣田及管道工程儀表控制系統設計規范：GB/T 50892-2013[S].北京：中國計劃出版社，2013：6-7.

[3]國家能源局.油氣田地面工程數據采集與監控系統設計規范：SY/T 7352-2016[S].北京：石油工業出版社，2017：24.

[4]國家能源局.油氣田及管道工程計算機控制系統設計規范：SY/T 7628-2021[S].北京：石油工業出版社，2021：3-10.

責任編輯：張津平、尚丹