智能油田创新模式的探索与认识

庆新油田开发有限责任公司

推行数字化油田建设是油田生产组织方式的革命，是油田管理方式的变革。庆新油田自2010年以来，按照“整体规划、先易后难、分步实施、逐步完善”的原则，积极推进油田地面工程信息化工作。通过三期工程建设，初步建成了全面感知、预测预警、数据驱动、智能操控的智能油田1.0，最大限度发挥信息化优势，快速提升了工作质量和效率，显著提高了数字油田管控水平，使油田智能化水平得到不断的提升和完善，形成了科学和谐发展的良好态势。

1 油田智能化建设探索

自2010年开始，庆新油田强化低成本智能化提升，积极探索借助数字化技术手段来提质增效，先后经历了“数字化建设、智能化提升”两个阶段，共完成400余口抽油机井、近300口注水井、150余个集油环和4口水源井的数据采集和控制，3座站库完成参数上传700余个点，实现远程操控近100项，逐步实现了大庆唯一整装数字化油田。

庆新油田智能化管理带动生产组织方式的变革，建立了一套适应智能化管理需求的生产组织模式，确保智能化全面高效应用。

（1）组织机构扁平化。取消传统的区域多层级管理模式，打造了以生产指挥中心为主，采油作业区二级布控，集远程监控分析、信息反馈、资料收集、生产调度、指挥协调于一体的管理模式，形成了生产指挥中心与生产现场“点对点”的闭环管理，压缩了管理层级，提高了生产效率。目前，庆新生产指挥中心已经提升至油田公司“油田指挥中心”。

（2）岗位设置集约化。撤销了集输工区，整合了公司调度和生产保障电力调度，将维修单元、分析单元、监控单元整合到数据管控中心，联合站内采用“运行班管理，综合班保障”的运行方式，一个运行班进行集中管理，发现问题统一协调处理，节省用工60.5%。

（3）生产管理专业化。组建了数字化设备维护队伍，保障数字化仪器仪表设备精准回传；采油作业区以专业化分工、单元化管理为目标，班组数量较数字化前减少了19个班组，目前作业区员工总数与数字化前相比减幅达到25%。

（4）管理考评透明化。确定了“双考评管理”，提高业务部门的质量意识和工作积极性，提升基础管理水平，在结果考评指标的基础上，将各流程管理节点嵌入软件系统，通过系统自动记录和统计管理流程中未完成的任务节点，实现过程考评有据可查，促进各管理流程闭环运行。

2 加速信息化成果应用

庆新油田智能化管理紧紧围绕井、间、站等基本生产管理单元，通过数据自动采集、过程自动控制、生产数据智能化分析，达到“井高效生产、站安全运行”目标。

2.1 集中智能监控

在生产运行管理方面，生产智能报警、运行集中监控，实现了精准、高效运行。400多口抽油机井实现了综合电参、载荷、位移、示功图、电流图每5 min为一个周期的数据采集，生产指挥中心通过电子巡检和告警系统对油井、集油、注配等地面生产节点进行集中运行管理，形成生产管理智能告警、处置落实、跟踪维护的闭环管理，由原来的分级管理转变为智能告警、集中管控，生产运行更加精准、高效。油水井人工巡检由原来的1天2次变为7天1次，告警准确率95%以上，减少了隐性降产，油井的时率和利用率提高到97%左右。

（1）集油间保运行降能耗。利用智能管理系统推送出的环堵、环漏等多类报警，及时发现有运行隐患的集油环，根据掺水优化方案远程调整掺水量，在保证安全平稳运行的基础上，达到节能降耗的目的。管理方式也由原来的员工驻地巡检转变为无人值守，实现了事后处置向事前预警转变，集油环掺水量从经验调节转变为自动调节、优化控制。2019全年累计预警4 436次，有效避免了环堵、环漏等运行隐患的发生。

（2）注配间优化调配精细注水。通过智能分析系统注采动态评价，及时准确发现注采不平衡矛盾，优化调配方案。指挥中心结合注水工况异常报警，远程调节地面恒流注水装置，及时处置异常或调整注水量，顺利完成调配方案，实现了精细注水、高效注水。注配智能告警准确率达90%以上，保证了“注好水、注够水、平稳注水”的要求，注水合格率提高了8个百分点，年可减少产量递减约1 200 t。

（3）站库精准管控。联合站和转油站实现了站内关键节点自动控制和数据采集，生产日报表自动生成，利用站库系统的自动报警功能，对站库关键节点的远程监控，实现站库的集中监控和问题的统一处理，缩短问题处理时间，降低安全风险，保障集输系统平稳运行。

2.2 一井一策分析

在机采管理方面，一井一策跟踪分析，实现对机采措施的持续精确优化。以实时功图、电参等数据为主要依据，建立趋势分析和预测预警模型，由系统实现推送杆类、管类、泵类等10余种工况实时异常预警；计算最佳加药时机和加药量并形成加药、洗井方案；实时跟踪分析油井平衡变化，自动优选调平衡井，以最少影响产量为目标制定间抽方案等功能。方案推送至工区班组实施，系统自动对措施过程、效果评价等信息进行跟踪，有效提高了生产单位处理相应问题的效率，各类工况问题发现时间较系统应用前平均缩短10天以上，结蜡治理工作降载降卡效果显著，工作进度得到及时掌控，开创了生产数据智能分析新模式。

2.3 能源管控融合

在能源管控方面，开发集各系统于一体的能源管控系统，将能源管理与油藏开发管理关联分析，基于注采动态评价，制定相应调整措施，优化油水井对应调整，减少无效循环；从机采管理细节入手，形成从能耗监控、高能预警、原因分析、措施推送到效果评价的闭环管控模式；对各环温度、压力等数据实时监控，及时发现流量偏大、环堵漏等异常，通过远程调节优化掺水；各站实现“集中监控、无人值守、有人巡检”，数据自动采集，报表自动生成，生产安全得到有力保障，使能源管理与油藏、采油、注水、生产等运行管控相融合，实现油田节能降耗目标。

2.4 在线故障诊断

在数字化设备仪表管理方面，建立油气物联网设备故障诊断模型[1]，通过分析设备运行参数，智能判断采集设备的运行状态[2]，完善维保流程，实现物联网设备的精密精准。将采集设备在线分析技术和移动互联相融合[3]，建立由移动APP和PC软件平台组成的综合管理系统，实现设备诊断、维修、统计的精细化管理。在线故障诊断系统的应用缩短了设备故障发现时间，平均一次维护用时4 h，较之前下降了94.4%，大幅降低了假数据与错误数据的出现频率，提升了采集设备数据质量，保障了油田生产动态数据的准确性、完备性。

2.5 建立实时数据管理平台

庆新油田数据库主要承载实时数据与关系数据的存储及运算，数据采集采用基于ErLang的实时数据库结构[4]，负责前端感知设备的数据采集与存储；关系数据采用Oracle数据库技术[5]，负责数据的发布和计算。为进一步改善实时数据与关系数据之间的数据异构问题，解决OPC方式的实时数据转存缺陷[6]，采用Erlang分布式实时数据库对公司所有井、站、间数据进行采集与存储，智能软件对接Erlang实时数据，油水井数据采集由原来5 min、20 min分别缩短为2 min、5 min，数据采集频率得到大幅提升，动态数据也得到了有效存储，数据年处理量从9 800×104增长为89.92×108。

2.6 探索智能化设备现场应用

（1）油井在线含水分析仪现场应用。油井原油含水率的计量是油田生产的一项重要参数，及时掌握井口原油含水率的变化，对于油井的工作状况、动态分析及生产管理意义重大。为解决单井含水自动化计量难题，提升油田地面信息化管理水平，选取不同含水级别的7口油井，井口安装射频含水分析仪[7]进行油井含水在线监测。对比数据491组，常温条件下5口井绝对误差10%以内占比均达到90%以上，2口井未达标主要受间歇出油和化验含水误差影响。冬季低温下分析仪具有探头加热功能，不受低温油凝影响[8]，适应性较好，测出的含水值趋势与常温相符，达到试验标准。油井在线含水分析仪在数据准确率与传输稳定性方面均能够满足油田开发需要，解决了现场取样与含水化验两大难题。2019年通过制定上传规则与数据转接方式在数据一体化系统开发含水分析仪数据对接功能，将设备回传的含水数据成功对接A2系统，解决了含水录入与选用难题，大幅降低了含水派单与数据录入时间。

（2）实时在线三相流量计现场应用。为探索油田产液数字化计量方式，开展了实时在线三相流量计[9]现场试验，经过前期设备安装、数据标定、模型建立与优化后继续对设备精度以及在不同环境下的性能、稳定性、工况适应性进行验证[10]。试验表明，三相流量计液量与含水精度均能够满足油田生产需求，液相流量验证的相对误差全部在±10%以内，含水率验证的绝对误差全部在±5%以内，同时具备较好的稳定性，能够适应油田的生产调整变化。

3 结论及建议

庆新油田通过整装数字化油田的实施建设、智能化新技术的探索、智能软件的广泛应用，采油、集输、供注水等系统信息化与自动化水平显著提高，促进了劳动组织架构和生产组织方式的变革，提升了油田地面生产的管理水平。但目前智能油田发展仍处于提升阶段，随着建设与应用的不断深入，地面系统站库运行管理与集油管网诊断等方面仍存在很大的信息化提升空间，下步将合理规划布局，统筹开发站库运行监控管理系统、集油管网诊断系统以及智能阴极保护系统，逐步实现智能油田的发展建设。通过继续深化智能应用研发、拓展跨系统融合，不断挖掘地面与生产管理系统的应用空间，推动油田管理步入智能、智慧新时代！