偏遠轉油站的無人值守實踐

謝 堯* 佧米力江·吐爾洪 袁 良

（塔里木油田公司英買油氣開發部）

0 引言

數字化水平是油氣田建設現代化程度的重要指標，也是支撐油氣田高質量發展的重要舉措。塔里木油田某油氣開發部偏遠轉油站運行值班人員多、操作風險高、安保維穩風險大、運行成本較高，對偏遠中型場站進行自動化、信息化升級改造，實現電子巡檢、自動控制，對場站安全、平穩、高效生產有著重要意義，同時對提質增效和生產管理模式優化也有著較大的促進作用[1]。

本文中偏遠油氣場站無人值守的實踐是指通過工藝、自動化和信息化技術措施，完善轉油站生產應急流程，完善上傳機泵運行狀態等重要參數，完善液位、壓力等參數自動調節控制功能，完善超壓、超液位等應急聯鎖功能，完善視頻監控及油氣泄漏檢測功能，同時將轉油站生產數據、視頻上傳開發部油氣處理中心進行集中監控，實現轉油站工藝裝置和設備可視、可控，實現轉油站無人值守，大幅降低人員勞動強度，同時降低操作風險，減少轉油站運行人員。

1 現狀與問題

1.1 工藝系統

轉油站距開發部油氣處理中心約53 km，承擔11口單井油氣匯集、分離、計量、增壓等工作，包括進站及計量閥組、計量分離器、生產分離器、加熱爐、壓縮機、外輸泵、注水泵、儲罐等裝置設備，主要工藝流程為單井來液通過計量分離器計量，再經生產分離器沉降分離，分離后的天然氣通過壓縮機增壓后進入外輸管線，分離后的原油進入儲罐，通過喂油泵、外輸泵增壓后，經過加熱爐加熱后進入外輸管線。轉油站工藝流程如圖1 所示。

圖1 轉油站工藝流程圖

1.2 自控通信

轄區內轉油站原設計為有人值守站場，自動化及信息化程度偏低，站場配置如下：

（1）轉油站設有遠程測控終端（RTU）控制系統，采集管轄單井運行參數及單井進站壓力、溫度參數，采集計量分離器、生產分離器壓力、液位、氣相、液相流量運行參數，并上傳油氣處理中心數據采集與監視（SCADA）進行集中監控；

（2）轉油站內計量分離器、生產分離器設氣相、液相調節閥，實現分離器壓力、液位自動調節控制；

（3）轉油站內壓縮機、加熱爐等撬裝設備自帶PLC 控制系統，對機組運行參數進行采集和控制；

（4）各單井設有RTU 控制系統，采集單井油壓、回壓、井口溫度、電磁加熱器運行參數，并將數據上傳轉油站RTU 控制系統；

（5）轉油站設有UPS 供電系統，對轉油站RTU控制系統進行供電；

（6）轉油站設有視頻監控系統，可對場站主要區域進行監控。

SCADA 系統總體數據流向可分為3 級，第1 級為單井RTU 控制級，具有單井油壓、回壓、井口溫度、電磁加熱器運行參數等進行采集并將數據上傳至上一級的功能；第2 級為轉油站RTU 控制級，具有對轉油站場站內運行參數及管轄單井運行參數進行采集并將數據上傳至上一級的功能；第3 級為油氣處理中心SCADA 控制級，對生產現場所有單井、場站運行參數進行統一采集和監控[2]。另外，當通信系統發生故障時，單井、轉油站分別對各井站進行控制，確保生產現場安全、可靠運行。數據傳輸系統架構如圖2 所示。

圖2 數據傳輸系統架構圖

1.3 運行方式

轉油站采用人員值班值守，設班長2 人（1 人在崗、1 人輪休），設運行班組6 組，每組3 人，采用6 班3 倒的運行方式（3 組在崗、3 組輪休），合計運行人員共20 人，主要工作如下：

（1）運行人員每4 h 現場巡檢1 次，填寫生產日報表；

（2）每天8:00 和20:00 手動倒井計量，低點排液2 次；

（3）站外生產井每天巡檢2 次，長關井每周巡檢1 次，記錄相關參數；

（4）根據需要進行取樣，壓力表及溫度計更換，啟停電潛泵、抽油機、壓縮機、加熱爐、外輸油泵、喂油泵、加藥泵等操作；

（5）負責施工、清蠟、檢維修作業監護，洗井掃線，功圖液面測試，打掃工藝管線、操作間、設備衛生等工作；

（6）在轉油站值班室監控站內及單井參數，發現報警通知相關專業人員處理，每4 h 記錄生產數據。

1.4 存在的問題

（1）工藝流程不完善，原油通過常壓原油儲罐經過喂油泵、外輸泵增壓后外輸，當外輸泵、外輸管線出現異常，儲罐液位超高后缺少應急存儲設施，存在儲罐冒罐風險；外輸泵未和儲罐液位實現變頻調節，存在儲罐冒罐、抽空的風險；壓縮機入口未設置調壓放空設備，存在故障停機后分離器超壓的風險。

（2）自控系統不完善，轉油站自控部分已實現壓力、液位、溫度等運行參數遠傳至油氣處理中心主控室進行監控，但依舊存在外輸泵自控聯鎖不完善，外輸泵、加熱爐等設備運行狀態未上傳，轄區內抽油機、電泵單井電流、電壓、運行狀態等機采運行參數未上傳，控制系統非冗余，現場未設置可燃氣體檢測儀等問題。

（3）UPS 容量偏小，生產分離器、計量分離器液相電動閥和氣相電動閥未通過UPS 系統供電，異常停電等故障情況下，電動閥處于保位狀態，存在分離器憋壓、常壓原油儲罐串壓的風險。

（4）視頻監控仍未實現場站全覆蓋，視頻監控設備普遍存在投用年限較長，存在攝像機老舊損壞、圖像模糊不清、傳輸質量不佳、經常黑屏等現象，無法全天候、多方位監控現場裝置安全生產，也無法實現現場高危作業的遠程監控，不利于管理人員全局把握生產情況。

以上問題導致運行人員需頻繁的進行現場巡檢和操作，確?，F場工藝裝置和設備安全平穩運行。

2 對策及實施

2.1 實施必要條件

結合現場工藝裝置特點，梳理出在確保安全平穩運行前提下，要實現場站無人值守需具備以下必要條件，具體如圖3 所示。

圖3 無人值守必要條件示意圖

2.2 現場調研

對照無人值守必要條件，組織工藝、設備、儀表、電力等專業實地開展現場調研，核實工藝處理流程（如油氣水流程是否密閉處理輸送）、應急流程（超壓、超液位是否設有事故流程、裝置）、自控配套情況（壓力、液位等關鍵參數采集情況，自動調節控制情況，聯鎖設置情況）、現場運行方式（人員值班情況，巡檢情況，操作情況，監控情況，其他作業情況），全面了解站場運行情況。

2.3 問題及對策

通過轉油站無人值守現場調研，排查存在問題共計9 項，其中工藝問題3 項、自控問題6 項，并梳理制約問題共計6 項，同時組織相關專業細致討論，制定針對性整改措施。問題及對策詳見表1。

表1 轉油站無人值守問題整改計劃表

2.4 實施及驗證

按照轉油站無人值守問題整改計劃表對現場裝置進行改造升級，達到無人值守的基礎條件：

（1）對原油外輸流程進行優化改造，將原油外輸流程由原油儲罐改至生產分離器液相出口，分離器液相增加電動閥，實現超液位電動閥聯鎖打開后液相進入原油儲罐應急存儲；

（2）外輸泵增加變頻調節功能，通過生產分離器液位控制外輸泵變頻器頻率，實現液位平穩控制；

（3）壓縮機入口增加電動調節放空閥，壓縮機故障停機，壓力超限后氣相通過放空火炬燃燒；

（4）完善外輸泵、加熱爐運行狀態上傳，實現油氣處理中心主控室實時監視運行狀態；

（5）抽油機、電泵單井增加電參采集模塊及無線載荷、位移傳感器，將電流、電壓、運行狀態、載荷、沖程等機采運行參數上傳，實現油氣處理中心主控室實時監視機采井運行狀態；

（6）UPS 由5 kVA 更換為15 kVA，將計量分離器、生產分離器氣相、液相電動閥接入UPS 系統，實現停電情況下，壓力、液位正常聯鎖調節控制；

（7）轉油站非冗余RTU 控制系統升級更換為冗余控制系統，提高自控系統可靠性；

（8）設置2 套高清激光可燃氣體泄漏監測系統，完善轉油站視頻監控覆蓋范圍并對關鍵區域油氣滲漏進行高精度檢測。

完成以上措施實施后，針對轉油站關鍵應急聯鎖功能開展現場測試和驗證，重點對停電、壓縮機和外輸泵故障停機、液位和壓力調節及超高聯鎖觸發、RTU 控制器冗余切換功能進行測試記錄，確保各項調節、控制、應急聯鎖功能完好、可靠。同時組織開展停電、刺漏、著火等應急演練，確保異常突發情況下，應急處置有效。

2.5 運行方案

根據現場設施完善情況及功能測試驗證情況，組織生產、安全、技術、基層作業區等部門討論編寫轉油站無人值守方案，主要從巡檢、操作、控制方式、監控要求、應急處置等方面進行優化調整，并對注意事項進行詳細說明，依據方案開展試運行，確保無人值守安全運行。

3 實施效果

3.1 轉變運行方式

（1）無人值守前

值班期間每4 h 巡檢1 次，并填寫巡檢報表；值班室實時監控轉油站運行參數，每4 h 填寫一次生產報表；生產單井每天巡檢2 次，填寫巡檢報表。

（2）無人值守后

降低巡檢頻次，轉油站巡檢頻次由4 h/次巡檢優化為1 d/次，并填寫巡檢報表；轉油站及管轄單井數據由油氣處理中心統一監控，取消轉油站值班室監控；生產單井每天巡檢1 次，填寫巡檢報表，大幅降低巡檢、操作工作量。

3.2 提高場站安全

轉油站經過無人值守升級改造后，轉油站及管轄單井運行參數實現了全面采集上傳和監控，壓力、液位實現了自動調節控制，異常及設備故障情況氣液可實現安全泄放和應急存儲，進一步提高了轉油站生產運行安全能力。

3.3 核減運行人員

（1）無人值守前

設班長2 人（1 人在崗、1 人輪休），設運行班組6 組，每組3 人，采用6 班3 倒的運行方式（3 組在崗、3 組輪休），合計運行人員20 人。

（2）無人值守后

設班長2 人（1 人在崗、1 人輪休），設運行班組2 組，每組2 人，采用對倒的運行方式，合計運行人員6 人，減少運行人員14 人，核減人數用于其他生產運行新增業務，實現增業務（工作量）不增人。

3.4 推進生產轉型

通過對工藝、自控不斷完善，異常應急的測試，以及站場無人值守運行，消除了各級管理人員對于偏遠轉油站無人值守后的擔心和顧慮，促使各級管理人員主動、積極開展老舊場站數字化升級轉型，促進油氣場站智能化生產。

4 結語

本文以偏遠轉油站為例，描述了油氣生產單位通過自動化、信息化手段完善生產一線站場關鍵設備的數據采集及自動控制，實現偏遠油氣站場無人值守，優化原有生產運行模式，提升站場運行安全和生產管理能力[3]。

偏遠場站運行環境較差、可依托生產和生活設施少，人員值守運行過程中存在操作風險高、安保風險高、勞動強度大、精神狀態受影響等問題，對場站安全、高質量運行造成一定影響。隨著數字化油田建設不斷推進，油氣場站自動化、信息化技術應用更加廣泛和深入，推動了場站運行管理模式的變革，提高了生產運行效率和安全性，減輕了員工的工作強度，提高了員工的幸福指數，實現了少人高效生產，促進現代化油氣田的高質量建設發展。