渤海油田井口平台无人化改造分析

刘春悦

（中海油能源发展装备技术有限公司，天津 300452）

1 改造背景与意义

目前，世界正处在新一轮科技革命和产业革命蓄势待发的关键时期，网络化、数字化、智能化的时代大潮已经来临，因此国家做出了加快推进国有企业发展先进制造业，推动互联网、大数据、人工智能和实体经济深度融合的决策，把推动企业数字化转型作为当前的主要任务。中海油作为国际一流的能源公司，把海上油气生产设施的无人化、数字化和智能化作为未来的发展趋势，始终坚持科技创新为主，结合先进数字技术，探索智慧油田建设，提高油田自动化水平。

通过自动化和数字化技术的应用，降低生产设施的现场人工操作，推进海上平台无人化，不但可以降低海上油气田开发、生产和操作运营全生命周期成本，还可以通过提高平台自动化和数字化水平，革命性地改变现有操作方式，大幅减少现场操作人员工作量，保证人员安全，减少环境污染，极大地提高一线生产操作人员的幸福感，符合国家“十三五”发展战略。

2 现状与趋势

海上无人平台几乎分布于世界上所有油气活跃海域，目前在全球范围内统计的约7 000个海上固定平台中，有超过23%（约1 600多座）的是无人驻守平台。在国外，海上无人平台通常采用钢结构型式，挪威北海海域也有少数混凝土重力式结构平台。海上无人平台大部分为简易井口平台为主，平台井数相对较少，上部设施比较简单，一般只设1~2层甲板。无人平台的正常生产操作一般通过远程遥控实现。全球海上无人平台分布情况详见表1。

目前国外无人平台自动化和数字化程度普遍较高，总体布置较优、设备选型和可靠性要求高，平台上所有工艺参数、设备状态、视频图像都可实现远程监控，大部分现场工作都可实现远程操作，部分平台还在陆地建有模拟仿真系统，用于人员培训和操作演练。

目前国内最大的海上油田渤海油田共有186座海上在役平台，其中井口平台98座，井口平台分为有人驻守井口平台和无人驻守井口平台。其中无人驻守井口平台24座，占比24.5%，有人驻守井口平台74座，占比75.5%，无人驻守井口平台占比远低于国际同类油田的平均水平。目前渤海海域无人驻守井口平台大多为简易井口平台，平台不设生活楼，生产设备设施较少，处理流程简单，流程操作大都通过周边中心平台远程遥控实现；有人驻守井口平台一般设置40人生活楼，平时配备20人左右的班组维持平台运营，生产设备设施多以人工操作为主，自动化水平不高，人员工作强度大，运营成本高，且容易造成环境污染，影响人员身心健康。与国外油田相比，国内无人平台数量和技术水平上都存在一定差距，因此，推进海上在役有人驻守井口平台无人化改造是建设国际一流能源公司，降低运营成本，提高企业核心竞争力的重要有效手段。

3 改造方案

3.1 平台筛选

有人驻守井口平台无人化改造实施首先是筛选合适的目标井口平台，筛选条件见表2。

表2 有人驻守井口平台无人化改造筛选条件

结合上述实际情况，进行综合分析，确保改造设计方案的合规和可实施性。因此，推荐优先改造选取井槽数10~20的常规4腿井口平台，平台设置20~40人生活楼，135或180修井机，修井及其他作业频率低，维护人员少。平台生产流程无原油、天然气及生产水处理设施，一般单井物流通过加热及计量后，与其他生产井物流混合后，再经加热，直接进入海管外输依托平台，注水由依托平台提供处理合格生产水作为注水水源，平台不设注水增压设备，通过海管提供合格注水直接回注井口。平台设置常规的公用系统，包括柴油、开闭排、药剂、公用仪表风、海水、淡水、生活污水等。典型推荐平台的油田总图和生产流程见图1~图3。

图1 典型有人驻守井口平台油田群总图

图2 典型有人驻守井口平台原油系统流程图

图3 典型有人驻守井口平台注水系统流程图

3.2 设计思路和原则

海上无人驻守平台系指无人居住的平台。在日常生产条件下，平台上无人进行生产操作。特殊条件下，如检修期、应急故障处理期、经批准的访问以及定期巡检时，允许登平台的人数应尽可能少。一般情况下登台人员不得在平台上过夜。如遇紧急情况或其他不可抗力因素导致当天无法撤离平台时，可在平台临时过夜。

对于在役有人驻守井口平台无人化改造，应尽量减少改造工作量和改造费用，主要考虑通过改造实现远程操作，降低操作成本。

3.3 改造方案

3.3.1 原油系统和注水系统流程改造

（1）井口采油树油压和套压表设置为机械式压力表的，为满足油压、套压的远程监控，需要将压力表更换为压力变送器，实现信息远程传送。

（2）油嘴、水嘴、气嘴采用手动调节方式的，更换为远程调节开度的类型，同时具备阀位远程监控功能。常规推荐采用电动调节类型的油嘴、水嘴和气嘴。

（3）对于有远程压井需求的平台，需要将采油树服务管汇阀门及相连接的管线上的手动阀门更换为远程开关的类型，同时将柴油和注水系统与采油树连接的管线改为钢管连接。

（4）井口控制盘采用气动和液动控制的平台，对井口控制盘进行改造时，需要实现远程操作和监控，改造后能够实现单井的远程监控和自动关停功能，实现中控远程手动关闭井上、井下安全阀的功能。

（5）单井出油管线和注水管线上缺少温度和压力变送器的平台需要增加相应的变送器，实现压力温度信息远程传送。

（6）单井计量应具备远程遥控计量功能，对于采用人工导井计量的平台，优先考虑采用多路阀替换生产计量管汇进行单井轮换计量，也可将单井出油管线与生产计量管汇连接的手动阀门改为远程控制阀门，满足无人操作的自动导井计量需求。

（7）对于设置了计量分离器的平台，计量分离器需要满足压力及液位的自动调节，同时压力、温度、流量、阀位数据需要实现远程监控，满足无人化操作需求。在改造过程中，如果计量分离器改造内容较多，改造时间过长，改造费用过高，也可以考虑采用多相流量计代替计量分离器，通过经济对比，考虑改造费用较低的方案。

（8）对于设置了电加热器的平台，电加热器需要满足远程启停和加热功率的自动调节，同时压力、温度、阀位数据需要实现远程监控，达到无人化操作需求。

（9）对于平台海管例行通球作业，目前常规考虑为人员登临平台进行现场操作。如果需要进行无人化操作，实现远程自动收发球作业，或在远程置换过程中需要采用隔离球隔离介质等操作时，可以进行无人化改造。将与清管球收发器连接的主管线、Kicher管线、压力平衡管线上的手动操作阀门改为远程控制阀门，相对应的现场显示压力表及过球指示器改为变送器，实现信号远传。

（10）对于因设备及流程检修等原因而实施计划停输置换的平台，一般均采用注水海管输送的生产水置换混输海管。由于计划置换操作可提前进行规划，因此可以安排生产操作人员登临平台进行现场操作，如生产方需要进行远程置换，需将注水海管连接混输海管置换管线上手动阀门改为远程控制阀门。对于应急停产后需要应急置换的平台，由于应急停产的突然性，因此置换操作无法提前进行规划，远程应急置换有利于解决人员无法登临平台进行现场操作的问题。如平台不设应急置换泵，由依托平台通过注水海管提供应急置换水源，需要把置换流程上手动操作阀门改为远程控制阀门，如平台设置应急置换泵，在上述改造基础上，还需要确保置换泵可以远程启停，因此泵进出口阀门及排气阀门均应考虑改为远程操作的型式。

（11）对于生产流程中的关断阀，应增加远程复位功能，实现非本平台故障引起的停产后的远程复产。

3.3.2 公用系统改造

（1）对在役井口平台进行无人化改造，原则上以在役平台原设计的自持周期为无人化改造后的自持周期（7d或15d）或由生产方确定。因此对于柴油罐、化学药剂罐、淡水罐等有效容积主要考虑自持周期的设备，需结合现场实际自持周期进行核算是否需要改造。对罐内设置的加热器，需要满足远程启停和自动调节功能，同时对罐内的液位及温度数据进行远程传送。

（2）柴油系统中的柴油输送泵应改造为带远程启停功能，有远程压井需求的平台，压井泵同时改造为带远程启停功能，同时泵进出口阀门及出口回流管线上的阀门应改为远程控制阀门。

（3）淡水系统中的淡水输送泵应改造为带远程启停功能，同时淡水储罐存水超过7d甚至更长时间不用时，应排空处理，在人员登台后需要淡水时，可采用支持船补充。

（4）对开排罐内的液位及温度数据进行远程传送，对罐内设置的加热器，满足远程启停和自动调节功能。开排槽应设置液位变送器并对数据进行远程传送。开排泵应具备远程启停功能，泵进出口手动阀门需改为远程控制阀门。开排槽泵建议更换为电动隔膜泵，同时增加远程启停控制，实现远程操作，泵进出口手动阀门改为远程控制阀门。同时开排管汇非危险区排海流程和进开排罐/槽流程切换阀门应具备远程控制功能，满足远程控制流程切换。

（5）对闭排罐内的液位及温度数据进行远程传送，对罐内设置的加热器，满足远程启停和自动调节功能。闭排泵应具备远程启停功能，泵进出口手动阀门需改为远程控制阀门。泵进出口设置压力变送器并对数据进行远程传送。

（6）对有连续海水用户的平台，海水提升泵应具备远程启停功能，运行参数需进行远程监控。

（7）平台采用生化法处理的生活污水处理装置，因其无法保证间歇使用的处理效果，故需停用或拆除。为满足人员临时登临需求，可新增便携式厕所满足使用需求，有条件的可改造为电解式生活污水处理装置。

4 结论

我国海洋油气储量丰富，增长潜力巨大，大力开发海洋油气资源有利于缓解国内能源短缺状况，满足经济和社会发展需要，对进一步完善国家能源战略和经济结构调整都具有重要意义。通过推广海上在役平台无人化改造，可以大幅削减人员费、船舶租金、船舶燃料费及直升机费，节省操作费15%~25%，提高油气田生产开发效益；同时减少人员操作后，降低人员操作错误造成的损失，提高自动化控制水平，可以消除设备故障引起的意外停机，降低维护时间，提高平台的安全可靠性和智能化水平，实现海上油气田开发生产全生命周期降本增效，延长油气田的经济年限，增加海上油气田油气累产和经济效益。