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摘要：结合油田高质量发展实际需求，围绕采油厂智能化建设全过程，以降低员工劳动强度、提高生产效率、保障安全管控、优化组织架构为目标，探索新型设备仪表、井站自动化控制、智能化系统应用等多领域、多业务的数字化、自动化、智能化技术在油田生产管理中的应用，初步构建了以“集输、注水、分析、管理”为核心的智能化技术序列，搭建了作业区扁平化的管理模式，形成了可持续、可复制、可推广的建设模式，同时对建设后的效果进行全方位分析评价，为今后一段时间智能化油田建设指明了方向。

关键词：智能化采油厂;自动化控制;扁平化管理;智能化技术序列

1引言

随着油田信息化技术的不断发展，长庆油田分公司（简称长庆油田）作为中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）信息化建设的排头兵，以“数字化转型、智能化发展”为指导思想，2019年开始在数字化建设的基础上加快油田智能化转型步伐，通过先进的信息化技术与主营业务深度融合，大力推进数字化、可视化、自动化、智能化发展，全力打造高效的智能化采油厂，助推油田高质量发展。本文全面总结了智能化采油厂建设过程中的技术应用，构建了技术架构，形成可复制、可推广的建设模式，为智能化油田全面建成做了大胆尝试和有益探索。

2智能化油田发展现状

中国石油在2019年提出大力推进数字化、可视化、自动化、智能化发展，推动生产组织/经营管理和商业模式创新，努力建成“共享中国石油”。勘探与生产分公司提出了以“两统一、一通用”为核心、集成共享为目标的梦想云建设蓝图，以统一数据湖、统一云平台支撑勘探业务、开发业务、协同研究、生产经营与安全环保五大通用业务应用一体化运营。长庆油田以围绕精益生产、整合运营、全局优化目标，配套油公司运行模式改革，突出全域数据管理、全生命周期管理、全面一体化管理，建设实时感知、透明可视、智能分析、自动操控的智能油田。

3建设背景

3.1 采油厂概况

长庆油田第三采油厂，横跨2省（区）5市11县，管理靖安、姬塬、油房庄等11个油田，管辖油、气、水井**口，管辖各类站点**座，工作区域呈现点多、线长、面广特点。为了支撑油田高质量发展，采油三厂持续推动数字化建设工作，数字油田初步建成。

3.2 数字化基础

采油三厂数字化建设应用始于2009年，主要经历了建设推广、优化完善、应用提升三个阶段，实现了从分散管理到集中监控的转变。目前全厂数字化覆盖率98.3%，油水井上线率99.1%，中小型无人值守站覆盖率100%，电子巡井、橇装集成、联锁控制等成熟数字化技术推广应用;数字化生产指挥、SCADA、油水井工况诊断等信息系统得到了有效应用，为智能化采油厂建设奠定了坚实的基础。

同时全厂具有较为完备的数字化建设基础、较强的自主运维能力;地面系统多数采用典型的“增压点-联合站”二级布站模式;作业区矿权区域相对集中，管理半径较小;具有较好的智能化采油厂建设条件。

3.2.1 智能化需求

为了适应油田高速发展，需要依托智能化技术，解决采油厂在管理、技术、操作三个层面存在的用工紧缺、精细化程不够、现场作业风险高等问题，提高劳动效率、改善劳动环境、降低安全风险，构建智能化模式下的新型组织架构，为智能化油田的高质量推广应用做好探索、研究和总结，全面支撑油田二次加快发展。

（1）在安全环保监管方面：作业监管依赖人员现场蹲守，钻井、试油、修井重点参数无法在线监控，关键流程未实现联锁自动控制，隐患排查及风险识别依靠工作经验和个人能力。急需实现作业现场全过程可视化监管、重点参数数字化预警监控，关键流程应急状态联锁控制，安全环保隐患风险智能研判。

（2）在生产运行组织方面：在原油产量监控、油水井日常管理、重点工作管控等方面，主要依靠传统的传达方式、多层级的过程管理和大量的人工分析，时效性差、预警能力弱。急需实现原油产量在线实时监控、油水井工况快速准确诊断、重点工作全过程闭环管理。

（3）在技术管理分析方面：数据资源深度应用不足，不能有效支撑技术决策，专业技术人员疲于应对各类报表的统计及常规的分析。急需开发技术分析智能化，技术人员的工作侧重点由资料整理、常规分析向技术研究转变。

（4）在管理决策效能提升方面：ERP与生产数据未相互支撑提升，各部门交互业务办理周期长，生产、技术管理信息查询、业务处理效率低，员工个人信息查询不方便。急需生产与经营相互支撑提升，实现交互业务线上移动办结，生产、技术管理移动处理。

4智能化采油厂建设

4.1 建设思路

按照“前端采集、联动控制、云端应用”的技术思路，以“智能集输、智能注水、智能分析、智能管理”四个系统为建设核心，完善三类生产场所数据采集、推行两类工艺系统闭环自动控制、开发四个管理领域智能应用，形成了“精准化数据采集、自动化流程控制、智能化分析决策”的智能化管理模式。

4.2 建设内容

4.2.1 智能集输系统

通过在集输系统井场配套智能装备，管线部署集群化泄漏监控系统，场站应用联锁自动控制功能，将人工、单点、远程的工作方式向自控、集群、闭环转变。

4.2.1.1 智能井场

规模推广应用智能间开，试验应用油井动液面监测、含水在线分析和新型自动投球等智能设备，实现了井场重点数据全采集、关键流程全自动，取代了传统人工测井、取样、定时投球的工作量。

（1）智能间开：规模应用油井远程群控、智能控制2种间开功能，形成了“制定政策→批量下发→循环执行”和“工况实时诊断→程序自动执行”两种间开模式，实现了人工操作向自动执行的转变，间开技术政策执行率达到100%。

（2）动液面自动监测仪：以外供压缩气体作为声源，利用不同介质反射不同频率声波的原理，通过声速计算模型、动液面计算模型实时进行油井动液面测量。通过现场实测对比，在线测试与人工测试误差<3%，基本达到取代人工测试的目的。

（3）含水在线分析仪：安装集油井计量、含水检测、压力监控于一体的集成设备，利用高频微波传感技术在不同流体介质中传输特性原理获得被测介质中含水率。通过取样化验结果与同时间数据对比，夏秋季数据准确度较高，相对误差在5-10%之间，可较为准确的监测含水趋势。

（4）新型自动投球器：设备利用柱塞原理、重新设计工程结构，解决传统自动投球装置卡球、漏油等问题，实现了SCADA系统数据和控制交互、手机端远程监控、设备自动投球等功能，改变了传统人工操作模式，运行较为稳定。

4.2.1.2 智能站点

（1）小闭环输油控制：通过PLC的自动控制，实现程序自动学习、自动计算、智能分析、智能报警，全天外输量波动减少50%，确保站点平稳输油。

（2）大闭环联动控制：综合判断各站点液位、泵的运行状态和流程状态，实现计量、加温、外输等各工艺环节的参数联动监控，自动调整系统运行参数，确保系统高效运行。

通过在集输场站应用“小闭环输油控制、大闭环联动控制”技术，场站运行由“人工干预+远程控制”向“闭环联锁自动”控制转变，大幅降低监控人员工作量，监控人员由36人↓20人，实现更少的监控人员管更多的场站。

4.2.2 智能注水系统

应用PLC控制、稳流配水技术，开发“源-供-注-配”一体化注水控制功能，将注水系统由“单点-远程-控制”向 “联动-自控-闭环”升级，减少供注中间环节的计算和操作工作量，提升精细注水管理水平。一是源、供、注、配联锁控制实现供注平衡，每天超欠注大于1方的注水井占比由73%↓4%，注水更加精细;二是替代水源井人工启停，供水站、注水站实现无人值守，每座供水站节约用工2人，注水站节约用工4人，中心站由人工计算远程调配变为智能分析自动调配，人工干预时间由6.4小时/天↓0.8小时/天，降幅88%。

（1）水源井分组自动启停控制：水源井启停数量与供水站水罐液位联动、分组启停，按需供水。

（2）供水站供注平衡液位控制：转水泵与注水站水罐液位联动，实现恒液位供水。

（3）注水站恒压注水控制：注水泵与系统压力形成联动，实现恒压注水控制。

（4）注水井调配注自动控制：依托SCADA系统每1小时自动计算超欠注量，弥补偏差，联锁控制稳流配水阀组自动调配。

4.2.3 智能管理系统

（1）作业区重点工作闭环管理：围绕作业区5大类、24项生产运行工作落实，以“中心站PC端管理+运维班移动端录入”的协作方式，自下而上的实现重点工作在线审批、全过程闭环管理，日常生产任务100%落实到井站、人员。

（2）产量在线实时监测：融合功图精细诊断分析技术和实时在线盘库系统，全区每2小时自动对比产量计划，当产量波动>5%时，系统对区域内的单井-站点-干线-盘库数据逐级分析，并对主要环节进行预警提示，异常点排查时间由8小时↓2小时，实现产量的逐级监控和异常点的精准定位。

（3）生产经营联动智能分析：以生产经营数据共享、实时对标和预算全过程监管为核心，搭建了线上财务闭环管理平台，生产数据实时共享，经营数据辅助对标，月度报表自动汇总，财务管理人员数据编审的质量和效率提高30%，生产经营不断融合。

4.3 建设成效

通过采油厂智能化建设，形成了智能化技术序列，提升了生产指挥、风险预警、技术分析、协同运营的智能化应用水平，创建了“作业区-井站”的智能化管理模式。

4.3.1 形成了智能化技术序列

坚持系统思维和“一盘棋”思想，围绕“井-线-站”的智能化运行需求，建设应用了以“智能集输、智能注水、智能分析、智能管理”四个系统为核心的“7463”智能化技术序列，有力支撑了智能化采油作业区建设。

4.3.2 提升智能化应用水平

（1）生产指挥管理：生产数据精准采集、关键设备预警监测、生产状态智能调控，生产指挥实现了统一数据获取、统筹集中决策和部门协同运行，扁平化的组织层级提高了信息传达效率，优化了生产运行，促进了资源共享。

（2）风险预警管理：实施“无人值守，有人巡护”工作机制，减少了员工暴露在危险环境下的风险。探索应用智能监测预警技术，可根据预定的风险突破指标，在模型指导下提前发布预警，紧急状态下自动响应，实现了由事后管理向超前感知的转变。

（3）技术分析管理：通过报表自动生成、指标自动计算、图件自动绘制，改变了传统的人工处理信息模式，资料录取更加精准，数据分析更加高效，为技术人员提供了更加可靠的智能分析模型与辅助决策环境，大幅提升了技术管理效率。

（4）协同运营管理：打破部门和业务壁垒，搭建信息共享、资源共用的信息化平台，建立覆盖油田开发、生产组织、经营管理各业务的即时联动系统，提升快速响应、协作联动的集成协同能力。

5结束语

智能化建设是长庆油田坚持走新型工业化道路的集中体现，也是破解油田公司高质量发展瓶颈难题，实现企业治理体系和治理能力现代化的现实需要。在智能化整体建设过程中要紧密围绕顶层设计，坚持“最小成本创造最大效益”的精益管理思维，结合新区产建、地面系统优化简化、安全环保隐患治理推进智能化建设，减少重复建设，努力用最小的建设投入，实现智能化建设高效推进;要以安全、生产、技术、经营等方面智能化需求为导向，坚持业务需求引导功能开发，避免建设与应用“两张皮”的现象;要坚持“改革创新是第一动力”理念，持续攻关研究智能油田建设的一系列关键技术，加快低成本替代性技术的研发应用，为智能化油田建设提供源源不断的创新动力。

参考文献

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[2]石玉江，王娟，程启贵， 等.数字化油藏研究理念与实践.石油工业出版社. 2020.2（01）

[3]王梁. 油田智能化建设思路.中国管理信息化.2021.5

[4]李剑峰，肖波，肖莉，等. 智能油田. 中国石化出版社. 2020，05（01）