华东石油局物联网助力延川南煤层气田精细开发

华东石油局延川南煤层气田于2013年启动5亿方产能建设，2014年开始实施自动化管控，2015年全面投产，2017年实现无人值守定期巡检的管理方式生产。自产能建设项目投运以来，气田围绕“全面应用、多维感知、大胆创新、攻守结合”，利用信息化技术助推煤层气田低成本、精细化、安全高效运行。

延川南煤层气田风貌。（沈志军 摄）

中国石化新闻网讯 负责经营生产华东石油局延川南煤层气田的临汾煤层分公司100多人管理着900多口气井、216公里电网、260公里管网和四个集气站、两个排采水处理站，年销售3亿多方气，而且大部分员工来自千里之外的江苏鱼米之乡，按每三个月轮休一次，真正在现场的也就几十号人，要实现这样的人均劳效没有几样真刀实枪的绝招是难以想象的。

延川南煤层田位于山西沟壑纵横的乡宁、吉县境内。当地人有这样的俗语描写当地的风貌：两山能对话，相逢得半天；隔山能听音，见面累死马。

公司经理金鑫：“要说绝招确实也谈不上，办法我们倒是想了一些。井多人少怎么办？我们建成了一套自动化程度较高的集排采、集输为一体的信息化系统，由气田开发之初的‘一个人一条狗一间活动房一台抽油机’发展到了遥控起抽、调冲次、自动采集数据、自动报警，完全由电子巡井取代了人工巡井。同时，我们鼓励员工创新，通过技术创新和革新提高工作效率，减轻员工劳动强度。”

延川南煤层气田2013年启动5亿方产能建设，2014年开始实施自动化管控，2015年全面投产，2017年实现无人值守定期巡检的管理方式生产，成为中石化首个采取信息化模式管理的煤层气田。自延川南产能建设项目投运以来，围绕“全面应用、多维感知、大胆创新、攻守结合”，利用信息化技术助推煤层气田低成本、精细化、安全高效运行。

延川南煤层气田中心处理站。（沈志军 摄）

应用全面数据采集高效化

信息网络全覆盖。延川南煤层气田地处山区，点多面广，网络安全要求高，为此自建光纤并实现工区全覆盖。气田包括排采自动化、站区自动化两大类系统。排采信息化系统自动采集煤层气900多口井的13类生产数据，站区信息化系统覆盖3座集气站，2座污水处理站，1座中心处理站。控制系统均实现数据采集和远程调控。借助系统远程监控，巡井人员精减至7人，维护人员精减至32人，人均劳效得到大幅提高。工区内工控网、办公网、生活网三网分离，在保障生活需要的同时，也保障了生产系统的安全，为生产、生活带来了便利。

视屏监控全方位。目前，所有场站都安装高清红外摄像头和扩音器，实现全天候监控、两级三地存储录像以及实时语音喊话。施工现场采用移动布控球采集视频，通过网桥传到井场节点并上传服务器。对于偏远作业点，采用移动布控球本地存储定期上传的方法满足视频监控的需求。

数据采集高效化。在煤层气“缓慢、连续、稳定、长期”的排采需求下，系统实时采集变频器、压力变送器、液位仪、水计量仪、流量计、电动调节阀、功图仪和角位仪等设备的数据，现场数据通过PLC定时上传至上位机，工作人员根据实时数据判断生产情况、做出相应制度调整并在前端系统中发出远程控制命令，实现统一分析、统一决策、单井远程调控的高效管理。

生产运行指挥中心黄超：“现在我们座在电脑前，动动鼠标就可以调节每口井的生产参数，不但劳动强度低了，而且促进气田的精细开发生产。”

延川南煤层气田中心处理站职工在回收通球。（沈志军 摄）

多维感知助推安全促生产

气田目前共有四个集气场站，负责各平台来气的一、二级增压及外输。各集气站均已接入站控自动化系统。通过自动化系统可视化监控站区所有设备运行参数、煤层气集输参数、全方位视频画面等，当发生异常时系统立即预警报警，员工可在判断情况后在室内远程调节参数值，若遇到紧急情况，还可通过站区部署的ESD紧急停车系统一键关闭集气站。

中心站班站长任立昌指着仪控房的红色按钮：“如果遇到突发情况，我只要轻轻按一下ESD停车键，可以实现四台螺杆机和三甘醇脱水装置等设备及时停机及排空点火操作，简单、安全、快及。”

在W85平台，安装在电线杆的广播传来喊话：“你已靠近我公司生产区域，请尽快离开，以防发生机械伤害、触电等危险。”

葛静涛告诉记者，这是他们2018年研制出的自动语音喊话报警系统，主要提醒放牧和干活的村民靠近井场存在的风险，警告他们不要擅闯井场。

目前，延川南煤层气所有集气站均部署周界跨越报警，使集气站形成周界封闭的警戒系统。站内合理安装可燃气体报警仪，可燃气体报警仪数据全部接入控制室可燃气体报警器中。站区还部署了火灾报警系统，在发生火灾时，通过声光报警主机报警，人工按下火灾报警确认键，与ESD系统联动关闭集气站快速做出应急反应。

延川南煤层气田生产平台风貌。（沈志军 摄）

大胆创新示范引领显成效

延川南煤层气田信息化工作室在葛静涛带领下，大胆引用OPC服务+KEPWERE，上位机摆脱组态软件的限制，采用通用接口，前端控制器可任意选用、上位机点表数量可任意增加、用户界面可随意订制，增加新井不需要依靠软件开发人员，可通过参数配置添加新井，从现场设备安装调试到上位机可采集、可调控，工作时间由以前的5天缩短为1天，维护效率大幅提升。

为满足煤层气的精细管理的生产需要，不断改进各传感器，形成一套轻量级高效数据采集的实施方案。将影响井口计量的电动阀与针型阀进行自主改造，两阀合一，提高了采集和控制精度；采用废弃的加药桶+水银液位计解决了煤层气产液量计量不准的难题；适应煤层气阶段性开采的要求，将原有的有线压力变送器改为低价的无线变送器；根据数据采集要求，将模式单一的简单数据集变更为串口服务器采集，避免PLC控制框的安装，使数据采集端更简单更实用。

数学建模，优化PID算法实现智能排采。延川南煤层气田研究人员通过大量数据分析，分不同的采气阶段建立单相流、气液两相流的渗流模型，开展定向井两相流井筒流动规律研究，建立了松耦合PID算法，实现了定套压、定流压、定产气量生产，提高了自动化程度，实现了煤层气生产“无人值守”。

排采工苗春鑫：“以前我们上班最怕夏天的雷暴雨天气，响雷后容易造成电网跳闸，跳闸后，我们需要开车到井场重新启动抽油机，车辆行驶在沟壑间不但不安全，而且费时费力，现在有了自动化后，只要轻轻一按鼠标键，一切搞定。”

葛静涛信息化工作室在实践中研发了一系列煤层气信息化实用技术，仅2018年改进和优化自动化技术近10项，自主开发手机APP一套、生产管理系统两套，成功注册两项软件著作权，2018年申请四项发明专利，产生直接经济效益400多万元。

2019年延川南煤层气田荣获全国石油石化企业信息化“优秀技术单位”荣誉称号。目前，延川南煤层气田已建成了信息化管理体系，建立了适用于沟梁纵横的黄土塬地貌网络通讯解决方案，探索出了煤层气低成本精细排采的自动化建设与维护技术系列，为煤层气低成本效益开发与推广奠定了良好的基础。

（沈志军 陶文雯 张道宏 何瑞清）