页岩气增压管理数字化转型实践.docx

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1、一、引言川南页岩气开采具有多井位、分散、低压、低产等特点，各类压缩机组是构建页岩气平台增压、集中增压和外输增压的关键设备，年平均增压贡献率已超过5O%,对年产1OO亿立方米贡献巨大。在信息化、数字化、智能化气田推进过程中，在线监测与故障诊断系统（以下简称“在线监测系统”）逐步成为压缩机组的标准配置，目前仅川南页岩气区块已应用了19套，预计“十四五”期间监测系统将增加至4O套以上，必将对设备远程实时监测、性能分析与故障诊断决策发挥重要作用。状态监测与故障诊断系统主要是监测设备的运行状态，并对运行状态进行分析处理，结合设备的历史运行状况来定量识别设备的技术状态、性能、故障趋势等，从而确定必要对策的

2、技术；总体上可以把该技术分为状态监测、分析诊断、治理预防三部分。国内石油石化企业自2O世纪8O年代开始对大型压缩机、泵等安装应用在线监测系统，历经3O余年的发展已趋于成熟。当前，伴随人工智能、工业互联网技术的发展，该技术的发展方向是设备故障智能预警、智能运维，并与工业互联网深度融合等。二、在线监测系统的需求分析2.1生产保障需求页岩气开采与常规气有很大的不同，其特点主要表现在两方面：一是气井压降快，维持产量的手段主要是增加新井数量，且往往是新井压力较高、老井压力较低，也就造成了各单井进入管网的压力不同；二是由于各单井或平台位置分布较分散，导致井口到集气站距离不同，集输管道压降也不同，致使部分低

3、压气井产气不能进入管网而被迫停产，造成了资源浪费与经济损失。因此，增压工艺应用于低压气井或平台，可以提高低压气井产量、提升气田开发经济效益。通过对数十口页岩气生产井以平台增压、集中增压方式实施开采，日产气提高了10%以上。各类压缩机，特别以往复压缩机为代表，在天然气增压领域有着广泛的应用。根据美国GE公司统计资料，有在线监测系统的压缩机组，维修费用可以减少40%50%。目前我国石化企业平均年检修费用消耗为4000余万元，若能减少事故的发生，从而延长设备检修周期，例如由1年一修延长为3年两修，则理论上可直接节省工作成本2667余万元。因此可见，应用在线监测与故障诊断技术对延长机组检维修周期、降低

4、检维修费用、保障企业长期稳定生产有着重要作用。2.2安全管控需求因页岩气开发成本高，更加注重投资控本促效益，已对所用压缩机组进行了标准化设计，其中平台增压对应315kW、5OOkW往复压缩机组，集中增压对应8OOkW、1800kW往复压缩机组，外输增压采用Pe1系列大功率离心压缩机组。当前所有平台增压、集中增压、外输增压中均未考虑备用机组，均按照连续不停机运行考虑，且平台增压和部分集中增压采用无人值守模式，对机组的可靠性保障、连续状态监测、故障预警、安全保障等方面提出了较高要求。压缩机组是页岩气开发的关键设备，其运行环境恶劣，容易产生各种故障，一旦发生严重故障，极易造成天然气外泄，从而导致火灾

5、、爆炸等恶性事故发生。设备在线监测与故障诊断系统是在机组上增加监控点位，实现对压缩机组的实时状态监测，管理人员可根据实时监控情况对机组运行情况和机组自身状态分析，降低设备的突发故障，判断设备整体状况，预知机组故障，避免重大安全事故发生，提高机组安全性能。2.3数字化转型需求现代油气田企业所用设备正逐步向集成化、自动化、智能化、少人化发展，物联网、大数据、远程监测等信息化手段也顺理成章的成为油气田企业设备管理的重要组成部分。积极开展设备远程状态监测就是加快推进装备自动化、操控集中化、管理信息化的重要措施。按照数字化气田建设要求，从提高气田开采自动化程度、提高开采安全把控能力、节约人力资源的理念出

6、发，页岩气田的开发建设全部要求数字化交付，井组建设全部按照无人值守的标准进行打造，已建场站也需按照无人值守的标准进行数字化改造。压缩机组作为页岩气开发的关键设备和最大的动设备，其数字化程度不仅是数字化气田建设的重要补充，也是场站能否实现无人值守的关键，在线状态监测系统是提高压缩机组数字化程度的必然选择。通过对机组运行状态的实时监测，在全面掌握其整体性能的基础上，利用后台智能分析和专家分析相结合，实现设备在线实时监测、性能状态分析、故障诊断预警和健康综合管理的数字化转型发展。三、在线监测系统选型3.1系统选型技术条件川南页岩气压缩机组均为电机驱动，根据其生产保障、安全管控和数字化转型需求，选用的

7、在线监测系统应满足以下一般技术条件：(1)系统由传感器、数据采集器、上位机等硬件和后台的软件共同组成，经组态具备数据实时采集、数据管理、参数预警和图谱分析等功能，实现对无人值守页岩气压缩机组运行状态的在线监测和人工辅助诊断分析；(2)系统所有硬件应符合国家、行业相关标准，根据页岩气生产条件应满足GB3836爆炸性环境用防爆电气设备通用要求规定的防爆等级和防护等级；(3)系统应具有高效的数据传输策略，传输过程自适应带宽，满足页岩气生产管理多人、多层级、多时段使用者访问需求；(4)系统功能应具有良好的扩展性和易维护性，满足页岩气不同时期压缩机组增减和安装位置变化带来的在线监测需求。3 .2系统组成

8、与功能在线监测系统因厂商技术不同在测点布局与具体分析诊断功能方面有差异，但典型的在线监测系统均可分为硬件部分与软件部分。3.1.1 主要组成部分按照上述一般技术条件，选用的页岩气压缩机组在线监测系统硬件主要包括各型传感器、信号电缆、接线箱、数据采集设备、数据存储管理设备、网络设备、工作站等，软件则包括数据采集软件、数据处理软件、数据通讯软件、数据管理软件、数据库、分析诊断软件等。内燃机驱动的往复压缩机组在页岩气生产中应用较少，如需应用则在线监测系统应增加发动机瞬时转速监测点、发动机气缸振动和气缸燃烧爆震等测点功能。页岩气干线外输增压主要采用PC1系列离心式压缩机组，通常配置旋转设备状态监测所需

9、的温度、压力、振动、位移、偏摆等测点。在线监测系统组成详见图1。图1典型在线监测系统组成网络示意图3.1.2 系统主要功能不同类型压缩机组在线监测系统的组成不同，相应的分析诊断功能差异较大。页岩气往复式压缩机的分析诊断功能主要以角域分析功能为主，离心式压缩机的测点类型较少，分析诊断功能以频率分析功能为主。在线监测系统配置还应根据机组重要程度、价值、机型等因素综合确定，针对页岩气平台增压、集中增压、外输增压工艺电驱压缩机组特点，分别制定了基础版、提升版、高配版三类配置，具体详见表1。*1不同类型机组在线监测系统功能对比表机组类嘤住复服弊机点心JI闻机提升版高配版清找类5!象或已仃HUrz收参数.

10、包括各级退出口版力.制滑油加力和温度.透气和排气温度,主轴液温度、主电机定f源度和轴承坦度等,透用于平台增压备用的315kU.500kWf1?H在*H版除淮匕.新增相批谖W.曲轴相振动.卜字头冲山关动.温汆忏沉科等滞点.适用于集中增压常用的kN.IfWOkN往发1潮机组在提升板标准上.增加1id)E儿力鸿点.造1800kWff复压缩机纽振动越测,M度股消一位修数评.Ik力监测.偏屎监测等分析诊断功能胤侍域分析功能为主.可进行时域波形分析.鞭第分析.角域东动能城分析卓功国分析.席塞杆(M分析等活塞钎轴心软迹分析.以钟率分析功能为主.主壑包括距动波影、物沿分析.轴心轨选分析.全颖语图分析.全口话图

11、分析等典P故障诊断为征往发压能机气阀泡漏.气阀温度达现1:升也势.动态HJJ电总.压翔持线角度发生改变等不不的.不附中.转轴i动第号频H1出现转.2侪一增大特征等目前，在已配备在线监测系统的页岩气往复式压缩机和离心式压缩机中，其分析诊断过程主要依赖人工完成，自动化水平较低，对分析人员设备掌握故障监测诊断技能要求也较高。四、工业应用分析自2O19年以来，川南页岩气压缩机组先后配备了19台套在线监测系统，其中离心式压缩机组配备4套，往复压缩机组配备基础版2套、提升版6套、高配版7套。通过系统应用逐步实现了对机组运行状态的有效监测，以及温度、振动、压力、位移等多参数综合分析，并由监测系统厂家提供诊断

12、报告，弥补了原有压缩机P1C系统的监测不足。4 .1主要成效（1）通过机组故障预判实现由事后维修逐步向预知维修转变。在线监测系统运行稳定，参数报警及时，完成了离心式、往复式机组诊断模型，专家分析与自诊断结合效果好。系统累计诊断发现页岩气压缩机组故障24次，故障诊断准确率85%以上，避免故障停机7次，最长无故障运行时间提高到4OOOh以上。一批典型故障被预判确诊，如：离心式机组电机驱动端振动超标，往复式机组气阀损坏、活塞杆沉降、十字头磨损等。（2）定期保养制度得到一定程度优化。近两年监测系统在压缩机组运行状态监测中发挥了重要作用，积累了丰富的机组运行历史数据，为后续压缩机性能分析、健康管理等工作

13、奠定了坚实基础。对已安装高配版监测系统的3台18OOkW机组定期维保制度进行了优化，在相关参数无异常且综合评判后，取消了4OoOh维保，经15000h长周期运转正常。8000h维保时对机组零部件磨损情况验证情况良好，证实监测系统的正确使用可在一定程度上优化现行机组维保制度，避免过度维保。离心压缩机组以状态监测结果为依据，优化离心机4000h保养内容，节约了保养费用同时缩短8天保养时间，达到了机组运行时间与维护成本的最大平衡。（3）实行无人值守有效减少人力资源成本。随着监测系统现场应用的逐步成熟，现有12座页岩气增压站实现无人值守，将机组P1C控制系统数据融合进入在线监测系统，对机组运行情况进行

14、实时监控。无人值守制度化以来累计节约人力资源超2O人，降本增效超过4OO万元/年。(4)形成在线监测系统“三级”管理模式。公司集中管理：设备管理部门整体协调推进在线监测诊断工作，管理人员通过软件客户端实现设备状态监控，及时掌握设备运行状态，作出正确决策。专业团队诊断：由专业团队市场化服务方式提供专业技术支撑，常态化开展诊断分析。现场运维及跟踪验证：使用单位负责在线监测诊断系统运行维护管理，根据诊断意见和检维修建议，现场分析验证并采取合理措施避免故障发生。4.2主要问题对19台机组在线监测系统2019-2020年运行情况分析，反映出的主要问题是：(1)系统功能不完善：参数报警分级过，细报警信息较

15、多；部分报警属于设备正常启停产生，并非真实故障预警；数据分析依赖人工完成；诊断报告还需加强对不同周期测点趋势对比分析；性能分析与健康管理功能较弱，对生产预防性检维修决策支撑不足。(2)网络通讯时有不畅：系统网络不稳定，断网情况时有发生，影响系统使用。(3)运行管理执行不力：技术支撑单位与使用单位对机组异常状态沟通不足，由于无人值守，未及时开展异常排查、验证；使用单位管理职责及工作流程、标准还不明确，未建立异常报警的分级处理机制；状态监测记录档案不全，未规范异常报警台账。(4)技术支撑能力不足：使用单位开展频谱、趋势等故障诊断分析技术欠缺，对系统厂家的依赖性较强；系统厂家作为技术支撑单位后台专家

16、技术力量比较薄弱。五、系统优化改进措施针对页岩气压缩机组在线监测系统存在的问题，结合国内相关行业及油气田单位设备监测诊断工作开展的成果与经验，对系统的改进与优化提出以下建议：(1)加快故障自动预警、自动诊断功能的完善与应用。随着人工智能技术的快速发展，设备故障自动预警、自动诊断已成为必然发展趋势。提升监测系统故障预警、诊断自动化、智能化水平将有效弥补页岩气生产相关人员对故障监测诊断知识掌握不足的问题，对提高监测系统实用性具有重要意义。(2)加强与机组控制系统的数据互通与综合分析。机组P1C控制系统包含有大量工艺参数信息，对分析关键部件运行状态具有重要作用，如不同排气压力状态下机组振动特征差异性，需结合机组工艺参数变化完成。因此，在监测系统的应用过程中，应进一步完善监测系统与P1C控