智慧零碳无人值守井站建设及应用

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西部某油田数字化建设起步较晚，从最初的先导试验、示范引领，到目前的集成应用，油水井以及中小场站经过多年的数字化发展攻关探索，已具备数字化改造能力，在油气行业数字化转型背景下，边远井站的智能化升级已然成为必然发展趋势。油田生产作业单元普遍呈点多、面广、战线长的特点，传统岗位值守、人工操作的管理方式成本高、反应慢、效率低，现场管理水平亟需提高。边远区域的抽油机井运行、储罐运行以及井站加热系统的运行均需要电力供应，但边远井站距离主干电网较远，电网架设投资成本高，而采用柴油发电机运行的生产方式又存在发电成本高、碳排放量大、人员劳动强度大等难题。依托物联网、大数据、云计算、人工智能等前沿信息技术，促进生产方式和管理模式向无人值守、自动分析、智能决策转变，是提升企业信息化水平、优化企业管理效能、促进企业高质量发展的重要手段。随着国家"碳中和""碳达峰"目标的提出，节能减排和降本增效已成为油气田近年来攻关的主要方向。

通过实施"伏+储能"供电与抽油机井生产用电相融合的先导试验，为边远井站提产提效探索出一条低成本绿色低碳的技术路径。利用可视化监控与自动化手段，深度融合物联网技术与传统能源行业，将单井站光伏储能数据、储罐液位及泵启停点位数据接入PLC可编程逻辑控制系统，通过网络传输接入生产监控平台，实现单井站全方位视频监控以及各项数据在线监测等，以线上电子巡检替代现场巡检，远程操作替代现场操作，减少了工作人员暴露在危险环境中的时间和频次。项目形成了光伏储能自动切换运行、储罐数据自动采集与上传、远程开关井、电子巡井、功图计产、远程启停装车泵、采集数据异常自动报警预警等数字化管理技术体系，加速油田形成新质生产力，助推了地面建设工艺流程简化和劳动组织架构扁平化，实现边远井站无人值守，保证了单井站安全可靠运行。

1 技术思路和研究方法1.1 边远井站清洁电力供应方案

微电网对于解决偏远地区供电具有不可替代的应用优势，由于其距离负荷较近，可有效解决大电网"最后一公里"的问题，明显提升电能质量和供电可靠性。

依托油区及周边丰富的太阳能资源，建成光储离网发电系统，实现油气生产用能的清洁电力替代。光储离网发电系统主要由光伏组串、光伏逆变器、储能变流器以及能量管理系统等组成。光储离网供电系统如图1所示。

光储离网供电系统涉及电力电子技术、通信技术、监控与控制系统、故障检测与保护等多项关键技术，其中最关键的是光储离网系统的运行控制。

根据单井抽油机、场区照明、电伴热等负载用电情况，选择匹配光伏组串和光伏逆变器设备，设备配置方案如表1所示。

光伏组件将太阳能转换为电能，经过逆变器转换为交流电供负载和储能使用，是光伏系统的能源生产单元。储能单元主要用来储存系统过剩的电能，并在光伏发电功率不足、夜间以及阴雨天气时，将储存的直流电能经储能变流器输出来供负荷使用。

1.2 撬装一体化储罐可视化监控方案

在单井站场区安装使用新型撬装一体化智能储罐，设备集成油水储存与外输流程，一体化撬装模块镶嵌液位传感器、防盗传感器、温度变送器、可燃气体检测仪等仪表，采集的模拟量信号通过PLC的IO卡件采集数据，依托上位机组态软件实现可视化监控及设备手自动控制等功能。

1.3 通信传输技术方案

该作业区单井站距离主站较远，中间跨越多处公路和地方单位厂房，数据传输载体采用传统的光缆方式，存在布线难度大、工程费用高的压力，而采用无线网络传输的方式则更为灵活，可突破传统有线网络在结构方面的局限性。通过对比目前主流的TD-LTE 4G、MeWiL多载波无线信息本地环路、无线网桥及无线WIFI等无线网络技术，发现无线网桥更为适合点对点之间数据传输。不同无线通信方式技术性能对比如表2所示。

因此该单井站与联合站铁塔之间通过点对点无线网桥实现数据传输，在单井站监控立杆和主站已建4G铁塔上各安装1套点对点无线网桥传输设备，通过新建无线网桥链路将该单井拉油站数据，经过生产网接入A11数据库。

1.4 视频监控技术方案

在单井站井场周围及站内安装防爆（含非防爆）红外智能摄像机8台，通过启用闯入侦测、区域侦测等功能，在监控画面中模拟设置电子围栏周界报警区域，现场安装声光报警器及警示音，摄像机自带拾音和外放功能可通过摄像机实现远程对话。安防视频监控设备平面布置如图2所示。

1.5 抽油机"远程启停+智能间抽"技术方案

抽油机井远程启停系统基于RTU远程终端控制器与执行器构建，智能间抽主要运用物联网、大数据分析和机器学习算法实现对抽油机井的精准控制和预测性维护。

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1.5.1 远程启停硬件改造

对抽油机变频启动柜的启动、停止回路加装转换开关和中间继电器，通过串并联改造，利用RTU控制器的DO、DI点进行控制输出（启停给定和声光报警）和状态信号检测输入（干接点信号）。

1.5.2 智能间抽技术

系统通过实时液量计量和工况诊断，将计量数据和诊断结果上传至云端大模型进行迭代和优化，保证智能终端模型的精度。同时，智能终端定期应用大模型资源更新和优化自身模型，保证了间抽控制的稳定性和及时性。间抽制度的确立主要依据功图和动液面参数，通过无线一体化载荷传感器测试抽油机井地面示功图，应用杆柱、液柱、油管三维振动数学模型，进行杆柱受力分析，并最终求得井下泵位置的泵功图。深度应用泵功图数据，减弱由于漏失、摩擦、振动载荷对求解准确度的影响，结合油套压数据、混合液密度、产出液黏度、井斜数据等，剥离粘滞附加载荷，建立动液面计算模型，计算油井动液面。

初期人为设定泵效和沉没度启停井阀值，开井阀值为沉没度不小于300m，泵效不小于42%；停井阀值沉没度小于80m，泵效低于35%，随着地层供液变化，动态优化间抽周期，建立神经网络自学习模型，根据几个间开周期启停井时刻泵参数采集结果，拟合经验公式，动态修正调优模型，预测此次停井时长和下次开井时充满程度，依次迭代，达到最优间开周期。

1.6 RTU数据采集传输监控技术方案

自动化仪表、载荷等数据传输改变传统的布线方式，采取低功耗、短距离无线通信Zigbee协议。

1.6.1 硬件配置

RTU控制器采用32位微处理器，支持8路模拟量输入、16路数字量输入/输出，模块化设计便于扩展。具有4G、RS485、RS232、RJ45等多种通信接口，确保偏远地区信号覆盖；支持远程指令执行，实现抽油机远程启停、装车泵出口阀门远程开关等操作，响应时间小于或等于1s；具备本地数据存储功能，支持断网缓存与联网补传；外壳箱体防护等级达到IP67，适应油田潮湿、多尘、风沙大的环境特点。

1.6.2 核心功能

RTU控制器可实现数据监测，实时显示抽油机井载荷、压力、温度等生产参数，视频画面同步播放，支持参数历史曲线查询与对比分析；提供抽油机启停、参数调整、阀门开关等远程操作功能，操作记录全程留痕，支持权限分级管理；设置多级报警阈值，当参数超标或设备异常时，通过平台弹窗方式报警；统计光伏发电量、储能剩余电量、碳减排量等数据，生成能耗分析报表，为节能优化提供依据；基于大数据分析与机器学习算法，预测油井产量变化、设备故障风险，提供生产方案调整建议。抽油机井物联网前端设备配置如图3所示。

1.7 监控中心SCADA系统方案

监控中心SCADA系统是智慧零碳无人值守井站的"大脑"，集成数据采集、实时监控、智能分析、远程控制等功能，实现井站生产全流程数字化管理。

系统采用B/S架构设计，支持Web端与移动端访问，分为数据采集层、数据处理层、应用服务层与展示层。

1）数据采集层。通过标准化接口对接RTU控制器、传感器、视频监控等设备，实现生产参数、设备状态、视频画面的实时采集。

2）数据处理层。采用云计算与边缘计算结合的方式，对采集数据进行清洗、分析、存储，生成生产报表与趋势曲线。

3）应用服务层。提供远程控制、故障预警、能耗监测、报表统计等核心服务。

4）展示层。通过大屏可视化、电脑客户端、手机APP等多种方式展示数据，支持自定义界面配置。

2 应用效果2.1 智能化水平提升

以某油田两个典型边远单井光伏站为例，分别记为A单井光伏站、B单井光伏站。通过智慧零碳无人值守井站的建设，实现了A、B两个单井站清洁电力替代，光伏发电量、光伏逆变器运行状态、储能充放电量和电池剩余电量等运行数据接入油气生产智能管控平台。晴天光伏优先为负载供电，同时给储能充电；夜晚或光照不足时，储能为负载供电，通过预先设定的报警值进行报警提醒。当连续阴天储能容量不足20%时，监控人员后台收到报警提醒，人为进行负载抽油机远程停井操作；当储能容量低于10%时，EMS自动切断负载供电回路，确保储能剩余电量满足自身系统用电需求。光照条件恢复后，远程启动负载供电开关，系统软件自动控制光伏发电，实现井站智慧化管控。

边远单井站点存在分布零散、地理位置偏远、有线通信布设困难、传统数据传输方式稳定性差、实时性不足等现场痛点。在两座边远井站全面引入物联网感知与无线传输技术，配套部署远距离工业级无线网桥传输设备，结合戈壁开阔、无遮挡、传输距离远的现场地貌特征，利用无线网桥点对点远距离传输优势，构建了一套低成本、高稳定性、低时延的井场专用无线通信链路。该传输体系可全覆盖光伏储能运行数据、油井载荷功图、油套压力、电气运行参数、视频监控、储罐液位及安全监测等多源海量监测数据。

按照集团公司油气生产物联网系统建设规范要求，配置无线压变（油压、套压）、一体化载荷传感器、电参数等数据采集设备，压变和载荷传感器采用ZigBee信号传输方式接入数据采集终端系统，电参数采集设备通过串口接入数据采集终端系统，同步对抽油机进行远程启停功能改造，并在油气生产智能管控平台内组态。

按照物联网建设标准规范和视频监控配置要求，在无人值守站周围加装视频监控设备、音柱、防爆拾音器、补光灯等设备，实现了单井场站储罐数据可视化监控。系统搭载电子围栏周界报警，可完成场站全貌监控与智能布防，后台随时监控井站内情况，发现非法闯入者可以对其进行声光警告、语音驱逐。

2.2 生产效率提升及运行成本降低

无人值守站的建设，将巡检人员从资料人工录取和现场巡检问题中解放出来，使其岗位工作逐步从巡检向维护转变。人员分工更为明确，劳动强度大幅降低，油水井现场精细化管理水平大幅提升。单井拉油站实施无人值守后，巡检人员不必每天到井场巡检，根据视频电子巡检，开展视情维修、处置异常故障，生产效率大幅提升。实现5个方面目标：完善监控参数，实现预警及时可靠；标准电子巡检，实现全方位无遗漏；配套技术分析，实现异常处理高效；畅通信息反馈，实现故障闭环管理；配套考核制度，实现奖惩落实到位。

两座智慧零碳无人值守站建成后，优化现场运行管理方式，巡检人员由原来的8人减少为3人，对比传统单井站人员驻站，每年可节约用工量62.5%；同时通过智能预警与远程诊断功能，可减少现场巡检频次，降低长途巡井的交通风险和员工劳动强度，具备良好的经济效益和社会效益。

2.3 能耗与碳排放降低

智慧零碳无人值守站建成后，原租赁的柴油发电机停用退出，单井场每天减少固定运行管理费6000元。将两口抽油机井由原来的直接启动柜更换为利旧改造的变频启动柜，减少抽油机启动时对光伏逆变器的冲击，同步实现了抽油机井的变频调节冲次，减少抽油机调参保运费用。通过远程启停、智能间抽等措施，单井A抽油机日耗电量由原来的150kWh减少到120kWh，全年运行节电率达20%；单井B抽油机日耗电量由原来的135kWh减少到110kWh，全年运行节电率达18.52%。单井A井场的储罐电加热器、工艺管线电伴热带、放空管电伴热带等总功率5.5kW，从11月初到次年2月底运行时间4个月，电加热类设备年耗电量1.58×10⁴kWh，单井B井场电加热设备总功率6kW，年运行时间4个月，电加热设备年耗电量达1.73×10⁴kWh。两个零碳井场和油井完成数字化改造后，绿电年发电总量达11.71×10⁴kWh，消除了柴油发电机依赖和日常人员维护管理，通过能耗结构优化实现能源供应零碳化转型，有效避免了温室效应。依据生态环境部2022年发布的《企业温室气体排放核算与报告指南发电设施》附录A柴油相关参数，柴油低位发热量42.652GJ/t，折算到电能热值为11.85kWh/kg，两台柴油发电机效率为28%，产生11.71×10⁴kWh的电能需要消耗柴油41.82×10⁴kg，对应柴油化学总能量150.552×10⁴MJ。依据《企业温室气体排放核算与报告指南发电设施》要求，柴油单位热值含碳量0.0202t/GJ，折单位热值CO₂量74.07kg/GJ，柴油发电碳氧化率98%，150.552×10⁴MJ柴油化学能对应的CO₂排放量为109.28t。光伏储能供电替换柴油年发电11.71×10⁴kWh，两个零碳井场每年可减少CO₂排放109.28t。

3 结论

该文针对边远井站传统管理模式中劳动强度大、供电可靠性低及安全风险高等痛点，构建并验证了一套融合自动化、物联网、信息化与新能源技术的智慧零碳无人值守井站系统。通过实际应用，得出以下结论：

1）生产模式根本转变。实现了边远井站由"驻井看守"向"无人值守"的管理跃迁，供电模式由柴油发电机向光储绿色供电体系转型，实现了零碳生产。

2）诊断技术升级。油井工况诊断从"人工判断+经验分析"演进为"自动预警+智能分析"，显著提升了生产指挥的时效性与准确性。

3）综合效益显著。在经济效益方面，边远光伏单井站投入劳动量减少62.5%，优化了用工结构，降低了人工运维与柴油发电成本；在安全效益方面，减少了人员暴露于高风险作业环境的频次；在生态效益方面，实现了清洁能源替代，降低了碳排放。

4）行业意义。通过"数据驱动+清洁能源+无人运维"的协同创新，推动了油田行业从劳动密集型向技术密集型的实质性跃迁，为同类边远井站的智慧化、绿色化建设提供了可复制的技术路径。

参考文献：

[1]孙长伟.智慧零碳无人值守井站建设及应用[J].

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