海上油气田迈向“智慧时代”

近年来，随着海洋油气资源开发向深水、远海拓展，海上油气田控制系统的安全性与智能化水平成为行业关注焦点。日前，海洋石油工程股份有限公司上海分公司副经理李季在2025全国石油化工自动化智能化与设备改造大会上表示，自动化控制系统对于海上油气田综合平台的生产管理来说至关重要，未来海上油气田控制系统将向高度集成化与自主化方向发展。

李季指出，现代新型大中型海上油气田综合平台生产连续性强、生产过程控制相对复杂，只有通过具有高性能的自动化控制系统实时监控设备的运行状况，才能有效保证整个油气田设施的安全、高效运转。他谈道：“海上油气设施的总体控制方案应保证人员与设施安全、防止环境污染，在此前提下满足开发和生产要求，方便油气田的操作和管理，以安全可靠、控制管理灵活和经济实用为基本原则。”

李季表示，根据海上油气设施的规模，中心平台/海上浮式生产储卸油装置（FPSO）或较大规模的有人井口平台控制系统应优先考虑选用工作可靠的大中型DCS/PLC控制系统，采用就地检测、集中监控的控制方式。在设计过程中综合考虑系统的先进性和开放性，选择合理的过程控制系统（PCS）、应急关断系统（ESD）和火气探测系统（FGS），以确保平台人员与设施的安全、防止环境污染、维持油田生产安全正常运行。各控制系统在设计中应进行适当的集成，使整体系统的构成和功能分配合理，以方便管理、减少投资。

而中小规模的无人井口平台生产流程相对简单，一般没有油气处理系统，井口产液直接经海底管线输出到中心平台或者FPSO进行油气处理。基于无人井口平台的特点，又考虑到经济性等原则，无人井口平台一般选择采用PCS和安全仪表系统（SIS），ESD和FGS则共用一套安全仪表系统。在一些特殊情况下，小规模的无人井口平台的控制系统还可以采用集成控制系统（ICS）的方案，将PCS、ESD和FGS三系统集成到一套控制系统中。

无人平台则通过集成控制系统（ICS）简化架构，同时确保全冗余配置，以降低运维成本。此外，系统需满足三重电源供电、SIL3安全等级认证及30分钟以上应急供电能力，确保在极端环境下仍能维持关键功能。他强调，网络架构分层管理（现场总线层至互联网层）与物理隔离策略，是抵御外部攻击、保障数据安全的核心手段。

李季介绍说，目前国内外海上油气田控制系统设计呈现差异化路径。国内如垦利6-1项目，采用“星型控制网络”架构，通过海底光缆实现中心平台与8座无人井口平台的实时互联，主控制系统可远程监控并操作子平台，同时为各子平台配备独立SIS与UPS系统，确保局部故障不影响全局生产。

相比之下，缅甸Zawtika气田则依托低成本、高可靠性理念，采用“烧毁型”无人平台设计，优先保障人员安全，牺牲部分财产以降低风险。其控制系统通过WIMAX微波实现中心平台与子平台的无线通讯，并采用非冗余控制器与远程I/O方案，仅对供电与通讯模块进行冗余设计，显著压缩成本。

李季指出，两种模式各具优劣：国内方案强调整体可控性与冗余安全，而国外方案更侧重经济性与本质安全，为不同场景下的技术选型提供了参考。

“未来海上油气田控制系统将向高度集成化与自主化方向发展。”李季表示，一方面，海上油气田控制系统需突破恶劣环境（高温、高湿、高盐）下的硬件稳定性瓶颈，推动电气、仪表、通讯等系统的深度融合，构建“数字孪生”模型以实现全生命周期管理；另一方面，在中美技术脱钩背景下，自主可控成为迫切需求。当前，国内企业在核心控制器、安全仪表等关键领域仍依赖进口，亟须通过技术攻关实现软硬件国产化替代。

“目前存在两条不同技术路线，分别是工艺仿真模拟和管道仿真模拟，两者如何协同仍需探索。”李季说，“最终的目标是通过智能化升级与自主化突破，在保障安全的前提下，降低全生命周期成本，推动海上油气田运营迈向‘智慧油田’时代。”