油气田地面工程智能化建设探索

宋旭 赵雪峰 李宏斌 边孝琦 王永东

1大庆油田设计院有限公司

2大庆油田有限责任公司

中国石油上游资产总量巨大，拥有36 万余口开发井、1.6 万余座站场、30 多万千米管道、近40万台/套设备，且逐年增加；因新探明资源品质低，非常规开采工艺复杂、难度大，导致新油气田效益开发难度增加，且单井产量下降；老油田区块已进入特高含水期，生产成本升高，效益大幅降低，每年减员增效目标实现难度大。经国内外实践证明，信息化是实现业务和管理目标、加快智能油气田建设的重要手段。

为适应新时代发展需求，2019 年中国石油勘探与生产公司开展了上游信息化顶层设计，根据中国石油战略发展规划，从全局和战略的高度，对信息化工作统筹考虑、总体设计，制定了全面建成智能油气田的目标和三步走战略[1]。2020 年及“十四五”期间，勘探与生产公司将强力推进信息化建设工作，以勘探开发梦想云为重要抓手，依托梦想云统筹各类信息系统，按照“强基础、补短板、促应用”的工作思路，持续夯实数据基础，加强业务应用建设，坚持先进的信息化技术与主营业务深度融合，实现生产自动化、管理协同化、研究智能化，促进上游业务数字化转型智能化发展。

1 建设基础

1.1 业务基础

油气田地面工程业务领域已积累了大量的标准规范、管理规定、优秀方案、技术成果、生产实践、案例剖析、专业书籍等宝贵资源，其中涵盖了海量的知识信息，通过对这些知识进行梳理，可形成全面的地面工程知识体系。以石油工业出版社为例，已积累地面类图书115 种、标准214 种、音像制品8 种，管道类图书458 种、标准1 396 种、电子制品1 种，集输类图书163 种、标准104 种，站场类图书6 种、标准35 种，长输类图书47 种、标准53 种，储气库类图书39 种、标准39 种，石油科技论坛发布相关论文近百篇，对这些图书、标准进行碎片化加工，整合形成资源管理平台，可提供快速检索、统计、分析等服务。

1.2 信息化基础和成效

中国石油上游信息化建设历经30 多年的探索发展，建设了油气水井生产数据管理系统（A2）、中国石油地理信息系统（A4）、采油与地面工程运行管理系统（A5）、勘探开发一体化协同研究及应用平台（A6）、油气生产物联网系统（A11）、认知计算平台（E8）等统建信息系统，已整合了地面工程关键业务流程及数据资产，在增油、降耗、增效、降本等方面已体现了效果与潜力；按照上游信息化顶层设计架构，遵循“两统一、一通用”和“四个一”原则建设的勘探开发梦想云，搭建了完整的信息化、智能化发展生态，为油气田地面工程的信息化、数字化、智能化发展奠定了基础[2]。

（1）助力稳产增产。应用潜力井筛查分析缩短发现问题井时间，缩短措施实施时间；提高维护性单井设计、压裂设计流转效率，有效增加采油井生产时间，增加时率，达到增油目的。根据实际应用情况，潜力井从提出到实施缩短3 天，维护性设计流转时间缩短2 天，压裂设计流转时间缩短2.5天，提升工作效率50%以上。

（2）促进降本增效。通过在线管理长停井，并结合单井电子档案信息，开展长停井管理及恢复工作，如华北油田，应用系统自动统计出长停井的现状信息并穿透单井显示长停前产量及长停原因，结合油藏信息、工程措施手段，开展长停井管理及恢复工作，预计影响产能约45×104t。通过地面站场生产动态关键指标的对比分析、提醒预警，及时调整站内设备运行参数，可全面掌握集输与处理系统能耗情况，落实集输系统节气、节电指标，降低能耗及生产成本。

（3）提高工作效率。转变传统线下管理的模式与方法，实现业务管理与操作的数字化、标准化、流程化。如井下作业管理模块实现了压裂、补孔、封堵及常规检换泵等作业施工工作的单井方案在线设计、施工过程及总结的电子化和流程化；建设管理模块实现了建设项目基本信息、合同信息的管理，开工报告等在线审批、相关资料上传、检索等全方位信息化；应用管道电子档案，缩短对管线隐患排查的时间，为管线风险评价、维修改造更换提供依据，使开展管道检测修复工作更科学、更便捷；根据生产数据自动汇总、统计生产报表，实现报表规范化、数字化管理。仅上述四类工作可提高工作效率近75%。

2 总体方案

2.1 建设目标和建设策略

油气田地面工程智能化建设的终极目标是实现资源共享、全面感知、远程指挥、自动操控、智能分析、趋势预测、专家智慧、优化决策[3]。为夯实油气田地面工程智能化建设，应优先顶层设计智能应用蓝图、搭建智能应用基础框架、构建地面工程知识图谱、初步探索人工智能基础应用。

油气田地面工程智能化建设是一项需要业务人员、IT 技术人员、人工智能技术人员多方协作完成的长期任务，业务人员提出智能化应用需求，由人工智能和IT 技术人员具体开发实现，通过不断迭代，最终实现地面工程智能化的全面覆盖。因此，应本着开放、合作、共建、共享的建设原则，按照顶层设计、长期规划、分步实施、迭代完善的建设步骤，遵从全面思考、放眼未来、打好基础、大步推进的建设策略，来开展油气田地面工程智能化建设并实施。

2.2 智能化建设总体架构

按照上游信息化顶层设计架构，基于勘探开发梦想云，从统一数据库、统一技术平台、业务应用三方面进行总体设计（图1），遵循信息系统应用及运维规范、网络安全等级保护技术要求、信息技术标准、数据保密办法来保障系统安全、稳定运行。

图1 油气田地面工程智能化建设总体架构图Fig.1 Overall framework of intelligent construction of oil and gas field surface engineering

（1）统一数据库。基于数据整合已建信息系统地面工程数据资源和各类知识条目，统一数据治理、管理、分析，形成油气田地面工程知识体系，可有效为地面前期、施工、生产、完整性管理的全过程提供数据支持。

（2）统一技术平台。根据油气田地面工程业务活动需求，开发地面工程专业服务、专业软件支持服务、系统服务、人工智能服务平台，为油气田地面工程智能化应用提供信息技术支撑。

（3）业务应用。根据油气田地面工程业务流程将智能化建设，划分地面前期、施工、生产、完整性管理四方面，包括辅助设计、智能推荐、智能数据、智能分析、智能监控、智能文档、智能工具、智能专家八类智能应用。

3 功能设计

油气田地面工程智能应用结合地面工程业务链及业务流程进行设计，应用树示意图如图2 所示。

图2 油气田地面工程智能应用树示意图Fig.2 Schematic diagram of intelligent application tree for oil and gas field surface engineering

3.1 前期管理

在油气田地面建设中，精准细致的设计是施工生产的前提，提升设计质量、抓好设计审查对保证生产安全、节约投资将起到重要作用。

结合地面前期可研（初设）编制、审查等工作环节，应用知识图谱、大数据、NLP 等人工智能技术，通过与历史优质可研（初设）的对比分析，根据项目间的匹配度，自动推送工艺流程比选方案、先进设备引进方案等，自动推荐多方案编制建议及关键技术经济指标，缩减设计人员翻阅大量文档资料、人工分析判断的耗时，辅助设计人员优选先进的专业集输、处理技术，开拓方案设计思路；通过对历史可研（初设）专家审查意见、典型方案技术特点及项目后评价等信息进行整理和抽提，建立专家审查意见智能推荐应用，为可研（初设）自查和审查提供智能支持。

3.2 施工管理

上游16 家油气田公司地质条件及开发方式各异，各油气田地面工程技术要求多样、建设方式差异大，随着新的建设模式不断涌现，油气田地面建设、管理的难度与挑战不断增加，需进一步系统的、高效推进项目管理，借助信息化手段推动油气田地面工程建设管理工作模式优化和创新，提高地面建设工程项目的投资效益，实现工程建设项目工期、质量、投资和安全环保目标的有效控制。

（1）承包商智能管理。可通过明确承包商选择指标，建立承包商选择体系，建立合理的量化方法及评价指标模型，自动根据承包商资源库、业绩库、考核库、诚信库等资源抽取评价指标信息，推送评价结果，实现优质承包商智能推荐。

（2）智能物资管理。根据建设项目实际施工进展及所需物资的采购周期，实现施工现场物资及时供应，有效降低工程物资的积压及损耗，提高施工质量和投资的管控水平。

（3）智能工期管理。根据项目计划、施工进展及标准化工期，结合现场人员、物资和方案等情况，预测工程施工的进度变化情况，并自动推荐处理方案进行及时纠偏，保障施工进度。

（4）智能专家问答。施工过程中，遇到疑难问题时，多需人工查找相关资料或咨询本单位内的专家，资料信息获取方式比较局限。可通过集成国内外工程建设的经典案例，基于大数据技术提取关键节点进行数据分析整合，为工程项目建设过程中的疑难问题进行智能推荐或回答，实现优质经验的分享推荐[4]。

3.3 生产管理

自2013 年1 月油气生产物联网系统启动建设以来，各油气田公司积极开展数字化建设，截至2020 年底，已累计建成数字化井17.3 万余口、站场1.89 万余座，井、站数字化覆盖率分别达到61%、72%，其中西南、长庆、大港等12 家油气田基本实现数字化全覆盖，助推了“油公司”模式改革，同时，海量实时数据急需高效利用。

（1）生产动态智能监控。基于人工智能、图像识别、物联网技术[5]，全面掌握生产装置及设备的运行状态、生产现场的工作环境。通过对站场、设备关键生产参数进行提取和汇总，实时对当前生产状态进行分析判断，一旦出现异常值，及时发布预警；通过图像识别及时判断是否存在明火、烟雾等异常，及现场人员是否有未佩戴安全帽、抽烟等不安全行为，并自动报警，保障安全平稳生产，减少安全隐患。

（2）智能优化运行。通过三维协同设计、数字化交付，建立孪生站场、孪生管网，通过仿真模拟调整运行参数，如控制温度、压力、加药量等，实现管网调配最优方式[6]，达到能耗、成本、产量等综合最优的生产目标，实现提高生产效率、降低能耗和成本、支撑精益生产的目标。

（3）生产分析预测。孪生站场、孪生管网分析除了可对当前工况进行模拟，更主要是可预测未来可能出现的情况（如低温预警、超界面调整等），并模拟极限情况，为各级生产管理人员提供管道更换、站场改造、安全隐患治理等工作建议，指导工作安排、辅助决策、保障稳产增产。

3.4 完整性管理

完整性管理是为保障油气田管道和站场完整、提高本质安全而进行的一系列管理活动。2016 年以来，勘探与生产公司启动油气田管道和站场完整性管理工作，持续开展试点工程，配套开展科研攻关，取得了良好的效果。完整性管理被证明是油气田管道和站场提升本质安全、延长使用寿命、提高经济效益的有效手段。管道完整性管理工作流程包括数据整合、高后果区识别和风险评价、检测评价、维修维护、效能评价五个环节。通过上述过程的循环，逐步提高管道完整性管理水平[7]。

（1）减缓措施智能推荐。综合分析管道风险评价结果，根据主要风险因素、周边环境信息、防腐情况、修复记录、失效记录及未来风险趋势等信息，推荐合适的风险减缓措施，辅助管理人员制定管理方案，有效降低管道风险，提高风险治理水平。

（2）维检修计划智能排定。根据人员、管道运行状态、复检周期、高后果区识别、风险评价结果等综合信息，自动生成检维修计划，辅助日常维检修工作的开展；自动分配每年度管道完整性检测执行计划，确定不同管道采取的检测方法，估算检测工作所需的费用[8]，合理分配人员及物资，便于总体测算年度完整性检测工作预算和工作安排，提高完整性检测评价工作的合理性和有效性。

（3）智能巡检。可使用机器人在站场或小区域内进行数据采集及巡检工作，读取仪表参数，检查设备运行状况；使用无人机对大范围的管道进行巡检工作，检测管道是否安全运行，并采集周边环境数据。通过机器人代替值班人员完成巡检任务，提高巡检效率，保障人员安全，节省人工成本；通过无人机扩大巡检覆盖范围，提高巡检频率，降低巡检人力需求。

（4）检测结果智能抽提。完整性检测评价报告一般为纸质或电子版文档，通过建立数据自动抽提机制，基于知识图谱，搭建知识标注平台，训练对应的知识抽提模型，可将完整性检测报告中的关键信息抽取，形成结构化成果保存，为后续完整性管理补充数据，形成数据成果再利用的循环。

（5）能效智能评价。通过对比管道失效率变化、更新改造维护费用变化、高后果区识别率、风险评价率等指标，基于业务规则、智能算法，自动推算评价效果，并提出问题及改进措施，为下年度的完整性管理工作提供指导。

（6）管理建议智能推荐。根据年度完整性管理工作开展的情况，综合分析完整性管理执行情况及各类评价结果，有针对性地提出管道剩余寿命、维修维护措施、未来检测计划等管理建议，提高完整性管理的水平。

4 结束语

上游油气田地面工程领域的智能化建设处于起步阶段，需要坚实的信息化、数字化基础，基于海量数据，基于先进、开放、安全、智能的技术平台，基于资深专家的经验和智慧，需要业务专家、IT 技术工程师、数据分析工程师共同大胆设想、大胆实践、不畏失败，共创、共建、共享智能化建设成果。随着油气工艺技术、IT 信息技术、人工智能技术的发展，油气田智能化应用建设必将助推上游业务提质增效、数字化转型、智能化发展。