长庆油田数字化管理关键技术应用
长庆油田数字化转型智能化发展探索与实践
长庆油田数字化转型智能化发展探索与实践发布时间：2023-01-10T07:25:26.810Z 来源：《科技新时代》2023年1期作者：安然1 孙海涛1 [导读] 近年来，数字化发展已成为全球竞争的关键领域，油气行业也在积极落实能源安全新战略，要大力推动产业数字化转型，智能化发展，坚定不移走新型工业化、信息化道路，利用互联网新技术新应用对油气产业进行全方位、全角度、全链条的改造，提高全要素生产率，释放数字对油气发展的放大、叠加、倍增作用。
本文将探索与实践长庆油田场站、智能管道无人值守改造等技术，实现了劳动组织结构实现高度减量化、扁平化，深度盘活一线人力资源，提升本质安全与管理效率。
在无人值守的新理念下，有效助推企业管理和技术创新，实现油田精细化管理。
安然1 孙海涛1（1、长庆油田分公司数字和智能化事业部；陕西西安；710018）摘要近年来，数字化发展已成为全球竞争的关键领域，油气行业也在积极落实能源安全新战略，要大力推动产业数字化转型，智能化发展，坚定不移走新型工业化、信息化道路，利用互联网新技术新应用对油气产业进行全方位、全角度、全链条的改造，提高全要素生产率，释放数字对油气发展的放大、叠加、倍增作用。
本文将探索与实践长庆油田场站、智能管道无人值守改造等技术，实现了劳动组织结构实现高度减量化、扁平化，深度盘活一线人力资源，提升本质安全与管理效率。
在无人值守的新理念下，有效助推企业管理和技术创新，实现油田精细化管理。
关键词数字化转型智能化发展无人值守改造 1 引言深入贯彻习近平总书记关于网络强国战略和发展数字经济的重要论述，坚定不移贯彻新发展理念，围绕“业务发展、管理变革、技术赋能”三大主线，以实现“数字长庆，智慧油田”为总体目标，加速推进数字技术与油气产业深度融合，着力推动业务模式重构和管理模式变革，以高水平数字化转型支撑油田高质量发展。
长庆油田制定了新时期“二次加快发展”规划和“油公司”模式改革方案：2025年油气当量突破6800万吨，建成“主营业务突出、生产绿色智能、资源高度共享、管理架构扁平、质量效益提升”的长庆特色“油公司”，对信息化建设提出了更高的要求。
油田数字化建设中物联网技术的应用
随着中国经济的快速发展，石油、天然气等能源产业在 国民经济中的作用日益突出。随着物联网技术和油田信息化 的实施和普及，数字化油田建设已成为发展趋势。数字化油 田井场监控和数据传输是数字化油田的前端和重要组成部分， 直接关系到油田的经济效益。数字化油田井场监控系统遵循 油 田 生 产 管 理 的 特 点， 根 据 井 场 采 油 工 艺 和 集 成 控 制 技 术， 实现数字化、智能化的油田建设和生产管理模式。 1.1 数字化油田
数字化油田是顺应时代发展的时代产物。数字化油田的 推广，不仅使传统的油田管理模式得到精细化高效管理，还 进一步确保了油田开采的效率，数字化油田建设效果十分明 显。就目前的情况来看，由于石油行业在全球经济中占比越 来越重，各油田企业均对油田开采提出了新的要求，从而使 油田企业面临一定的难题。只有加强了对油田企业开采工作 的管理，才能进一步使效率与水平得到提升，因此数字化油 田顺应而生。
石油企业进行开采工作，中心思想是开采工作的利益最 大化，而将物联网技术与数字化油田建设相结合，可以使油 田企业的生产成本得到大幅降低，从而使油田企业经济效益 可以得到进一步的提升。因为物联网技术的可融合性，使数 字化油田建设开采过程中，各方面作业都得到了优化，大幅 度节约了各类燃气、电、气等原材料，从而在根本上确保油 田企业可顺应时代的发展，为油田企业长久稳定的发展奠定 良好的基础。 2.2.2 实现生产方式转变
油田集输管网及设备数字化管理系统设计与应用
油田集输管网及设备数字化管理系统设计与应用发布时间：2022-11-09T10:32:38.652Z 来源：《工程建设标准化》2022年13期作者：雷永刚李亚斌杨韬[导读] 油田集输管网是油田建设的一个重要组成部分，集输管网的安全高效运行与管理具有十分重要的意义。
雷永刚李亚斌杨韬中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第七采油厂，甘肃庆阳 745709摘要：油田集输管网是油田建设的一个重要组成部分，集输管网的安全高效运行与管理具有十分重要的意义。
长期以来，油田对于集输管网的运行管理大都采用人工管理的方式，大量的资料、数据需要人工记录、查询，这使得数据得不到充分利用，也无法进行合理规范的保存。
随着油田信息化建设的不断深入，对集输管网进行数字化管理，已经成为建设数字油田的一个重要组成部分。
关键词：油田集输管网；管理系统；设计与应用油田地面集输是把分散的各个油井采出的原油通过管网输送到各个计量站集中计量、再输送到集中处理站进行油气分离、脱水、除砂处理，得到国家标准合格产品——原油的过程，这一过程就是地面集输工艺流程，它是由管网与设备组成。
由于生产运行、滚动开发及改扩建，呈现在油田采油厂油区地面及埋藏于地下的各类新建、改建、报废的管线犹如被打破的“蜘蛛网”般错综复杂，使得地面集输系统的管理滞后于原油产量不断增加的被动局面，在一定程度上制约了它的发展。
再则，地面工艺流程是通过管线连接的各种设备（集输的移动设备、静设备、辅助性的电力设备设施等）来实现、完成的，设备的重要性是显而易见、十分重要的。
一、油田地面集输管网及设备数字化系统的设计1、管网探测技术方案的制定。
制定油田采油厂地下管网探测技术方案，由测绘技术人员对油田地下管网进行探测、测绘，对各种设备确定坐标位置，以地理信息系统平台作为项目开发的技术路线，以及管网探测、测绘，数据采集，软件系统实现功能的技术要求、实施的目标以及针对该目标的实现所采用的技术手段及技术方法。
长庆油田数字化管理建立实践论文
长庆油田数字化管理的建立与实践摘要：长庆油田数字化管理是应对当前长庆油田所面临的如何高效开发“三低”油气田和控制用工总量不超7万人两大难题。
适应“大油田管理，大规模建设”的发展要求而探索出的一条现代化油田管理模式。
它是以数字化管理相关技术为依托。
整合了现代信息产业技术、现代化电气仪表和智能自动化系统，与劳动组织架构和生产工艺流程优化相结合，把油气田数字化管理的重点由后端的决策支持向生产前端的过程控制延伸。
实现了科学、高效的长庆油田现代化管理。
关键词：数字化管理；基本生产单元；电子巡井；劳动组织架构一、油田数字化管理的内涵数字化管理是指利用计算机、通信、网络、人工智能等技术，量化管理对象与管理行为，实现计划、组织、协调、服务、创新等职能的管理活动和管理方法的总称。
长庆油田数字化管理是在信息化整体架构上的生产最前端，它以并、站、管线等生产基本单元的生产过程监控为主，完成数据的采集、过程监控、动态分析，预警报警；并与a1a2建立统一的数据接口，实现数据的共享；是以生产过程管理为主的信息系统，是公司信息系统功能的延伸和扩充。
其涵盖三个层面：一是前端以基本生产单元过程控制为核心功能的生产管理系统。
重点实现对单井、管线、站(库)等基本生产单元的过程控制和管理。
二是中端以公司层面生产指挥调度、安全环保监控、应急抢险为核心功能的生产运行指挥系统。
三是后端以油气藏管理、经营管理为核心功能的决策支撑系统。
长庆油田数字化管理的实质是在优化生产工艺流程的基础上将数字化与劳动组织架构相结合，按生产流程设置劳动组织架构，实现生产组织方式和劳动组织架构的深刻变革。
把油气田数字化管理的重点由后端的决策支持向生产前端的过程控制延伸，充分利用和发挥数字在生产建设中的作用。
通俗的讲，就是要让数字说话、听数字指挥。
最大限度的减轻岗位员工的劳动强度，提高工作效率和安防水平。
数字化管理的关键是与优化地面工艺模式相配套。
通过数字化管理，优化地面工艺模式，创造条件使组织设置与生产布局相统一。
长庆油田数字化管理系统教程
长庆油田数字化管理系统教程1. 引言长庆油田是中国最大的油田之一，为了提高油田的管理效率和生产能力，长庆油田引入了数字化管理系统。
这是一个基于现代信息技术的综合化管理系统，可以对油田进行全面的数据采集、分析和监控，提供实时的生产数据和决策支持。
本教程将介绍长庆油田数字化管理系统的基本使用方法和功能。
2. 系统登录首先，打开系统登录页面，输入正确的用户名和密码进行登录。
登录成功后，系统将进入主界面。
3. 主界面主界面是长庆油田数字化管理系统的核心界面，提供了各种操作和功能入口，以及实时的数据展示和监控。
主界面分为若干个模块，包括实时生产数据监控、设备状态监控、报警信息查看等。
在主界面上，可以通过菜单栏或者快捷图标进行各种操作。
例如，点击实时生产数据监控模块，可以查看当前的生产参数和指标。
点击设备状态监控模块，可以实时监测设备的运行状态和故障信息。
点击报警信息模块，可以查看当前的报警信息和处理状态。
4. 数据采集和分析长庆油田数字化管理系统具有强大的数据采集和分析功能。
它可以自动采集各种生产数据，包括油井产量、注水量、油水比等。
采集到的数据将会被存储到数据库中，并且可以通过系统的数据分析功能进行处理和展示。
系统提供了多种数据分析方法，可以进行数据统计、趋势分析、关联分析等。
通过这些分析方法，可以发现生产中存在的问题，并进行优化和调整。
同时，系统还支持自定义报表和图表的生成，可以将数据以图表和报表的形式进行展示和输出。
5. 任务管理长庆油田数字化管理系统还提供了任务管理功能，可以对生产任务进行全面的管理和跟踪。
用户可以创建新的任务，并指定任务的执行人员和完成时间。
系统将自动提醒相关人员完成任务，并通过任务进度条展示任务的完成情况。
任务管理不仅能帮助油田管理人员更好地组织和分配工作，还可以提高工作效率和生产能力。
通过任务管理，用户可以清楚地了解每个任务的进展情况，及时处理和解决问题。
6. 报警管理长庆油田数字化管理系统具有实时的报警管理功能，能够及时监测异常情况并进行报警。
油田数字化管理概论
平台建立综合数据库，将生产数据存储于数据库。基于这些数据，实 现数据自动统计，自动生成各种样式报表、图表，从而为分析优化决策提 供数据基础。
数据智能分析
平台集成地质、工艺、油藏管理以及其它优化专家系统。实现油田产 能分析、单井动态分析、故障分析、生产参数优化分析、油藏分析等，并
做出决策优化建议措施，从而为油田生产开发提供科学的依据及建议，提
（二）平台建设思路
生产数据管理
采集监控诊断
数字化平台
分析优化决策
智能调度控制
（二）平台建设思路
为实现上述六大目标，平台将利用 “采集监控诊断、生产数据管理、 分析决策优化、智能调度控制的一体化数字管理思想” 为建设思路，集 成各自动控制系统、计量系统、诊断系统、优化分析系统、专家系统以及 视频监控等系统，实现油田的数字化生产管理。
综合数据库四平台框架生产管理系统生产管理系统数据自动采集异常自动报警单井电子巡井远程自动控制油田自动调度油井动态分析生产数据管理应急指挥抢险设备数据管理四平台框架智能专家系统智能专家系统工艺专家系统地质专家系统油藏油田管理四平台框架平台部署图四平台框架五业务功能分布图生产监测功图采集远程控制报警监测视频监测车牌识别生产数据分析统计管线泄露监测井口数据视频上传至增压站
智能专家系统
综合数据库
（四）平台框架
油井数据
综合数据库
实时数据库
注水数据 站数据 管线数据 灌区数据
…
综合数据库
静态数据
动态数据 作业数据
关系数据库
专家数据
应急数据 设备数据 …
（四）平台框架
生产管理系统
生产管理系统
数 据 自 动 采 集
异 常 自 动 报 警
长庆油田数字化转型智能化发展成效与认识
长庆油田数字化转型智能化发展成效与认识摘要：长庆油田是21世纪我国西部快速崛起的特大型油气田生产基地，2013年油气产量当量突破5000×104t，并连续7年保持高效稳产上产，2019年突破5700×104t，（2020年突破6000千万吨）其中天然气产量突破400×108m3,承担着向京津冀、周边省区等40多个大中城市供气任务；西气东输、陕京线等13条主干线在长庆油田交汇，是国家天然气管网中心枢纽。
为应对低油价、高成本、高风险，以及企业快速发展对劳动用工增长形成的挑战，中国石油长庆油田公司积极探索传统油气田企业新型工业化发展模式，将先进的信息化技术与油田主营业务深度融合，走出了一条数字化转型、智能化发展的有效路径。
关键词：数字化转型；智能化油田；对策引言数字化油田的建设工作是当前石油企业建设和发展的重要趋势，能够从整体上提升石油开采、生产以及加工等各个环节的工作效率，同时也能够将其与后面的运输、销售等工作进行紧密的结合，建立一体化的服务机制，如此能够有效地减少资源浪费的问题出现。
油田数字化建设工作难度较大，内容复杂，需要克服诸多的难题，正因为如此，相关工作人员应该根据当前所处的实际情况，有针对性地采取适当的措施予以解决。
1长庆油田数字化转型背景长庆油田主营鄂尔多斯盆地油气及伴生资源的勘探、开发、生产、储运和销售等业务，工作区域横跨陕、甘、宁、晋、内蒙古5省（区）。
油气藏地质条件复杂，具有典型的低渗透、低压、低产特征，勘探开发难度大。
油气生产区域点多、线长、面广，自营区共有油气水井8.7万余口、场站2400余座，目前油田平均日产油1.3t、日产气0.74×104m3。
油气区位于黄河流域，北部是荒原大漠，南部是黄土高原，生态脆弱、环境敏感，安全环保风险高。
企业生产区域自然条件艰苦，社会依托条件差，交通不便，生产管理和现场组织难度大，绿色矿山建设成本高。
长庆油田积极践行保障国家能源安全重大责任，制定了新时期“二次加快发展”战略规划，明确2025年实现油气当量6300×104t发展目标。
长庆油田数字化
长庆油田数字化
长庆油田数字化是指长庆油田通过应用数字技术和信息化手段，实现油田各个环节的自动化、智能化和高效化。
数字化可以帮助长庆油田提高生产效率、降低成本、提升安全性，实现可持续发展。
在长庆油田的数字化过程中，可以包括以下几个方面：
1. 数据采集和监控：通过传感器、监测设备等手段，采集油田各个环节的实时数据，如油井生产情况、设备状态、环境参数等。
通过数据监控系统，实时分析和监控油田运营情况，及时发现并解决问题。
2. 智能化决策支持：通过数据分析和技术，帮助长庆油田进行决策支持。
例如，通过数据分析预测油井产量、优化生产计划、提高注水效率等。
3. 虚拟仿真和模拟：利用虚拟仿真和模拟技术，对油田运营环节进行模拟和优化。
例如，通过油井模拟，优化生产参数，提高采油效率。
4. 无人化设备和自动化操作：长庆油田可以引入无人化设备和自动化操作，提高生产效率和安全性。
例如，可以使用机器人对油井进行巡查和维护，减少人为错误和安全隐患。
5. 数据共享和协同办公：通过数字化平台，实现数据共享和协同办公。
不同部门和岗位可以共享数据和信息，实现协同决策和工作。
这有助于优化运营流程，提高油田整体效率。
长庆油田数字化不仅可以提高生产效率和降低成本，还可以在能源消耗、环境保护等方面发挥积极作用。
通过数字化，长庆油田能够更好地适应市场需求和技术发展，实现油田的可持续发展。
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长庆油田数字化管理关键技术应用
作者：赵文博朱振兴战旗
来源：《科技创新与应用》2013年第32期
摘要：长庆油田自主研发的数字化增压橇装集成装置系列，可根据老油田的工艺参数调整和新油田快速建产需要，优化选用相配套的智能橇装集成装置，实现对传统开式“缓冲-加热”生产模式的革新，达到“泵-泵”连续混输的目的，从而实现密闭集输油气、现场无人值守、远程操作满足了生产和管理需要，并从建设周期、建设成本、设备重复利用、数字化管理等方面体现出经济效益。
关键词：数字化管理；橇装集成；连续输油；生产模式
1 概述
长庆油田横跨陕甘宁蒙晋5省（区），面积37万平方公里，工作区域面广、点多、线长，生产设施分散，5万余口油气井、上千座站分布在荒原大漠和黄土高原的老少边穷地区，自然环境差。
生产区域大部分分布在生态脆弱和环境敏感区域，且地形地貌复杂、突发性自然灾害频发，环保风险大。
2 数字化建设管理模式
在数字化建设的实践中，坚持一切从实际出发，不断探索、实践、总结，根据油气田地面工艺、地下储量实际情况，针对油气田不同时期建设的地面工艺模式，探索出不同的具有针对性地面工艺优化简化配套数字化管理建设模式。
2.1 老油气田数字化建设管理模式
对于不具备生产数据自动采集的老油气田，按照“关、停、并、转、减”的建设思路，进行流程优化简化，减少管理站点的数量，污水就地回注，实现井上无人值守和作业区劳动组织架构扁平化管理。
2.2 新油气田数字化建设及管理应用
对于新建油气田，按照地面装备小型化、集成化、橇装化的技术思路，推广应用数字化新设备、新工艺，优化简化工艺流程。
建设中按照“三同时”（即同时设计、同时建设、同时运行）的原则与产能建设项目同步配套数字化，达到中心管理、远程控制、无人值守、定期巡检，作业区（联合站、净化厂/处理厂）直接管理井场，下级站场无人值守。
油气水井与场站实现标准化、网络化、智能化管理。
3 数字化增压集成装置运行模式及存在问题
3.1 数字化增压集成装置运行模式
长庆油田数字化管理在遵循井站“一级半”生产管理模式的原则下，推广了全自动控制的无人值守数字化增压装置技术，实现对传统开式“缓冲-加热”生产模式的革新，达到“泵-泵” 连续混输的目的，从而实现密闭集输油气、现场无人值守、远程操作。
经过在低渗透、超低渗透油田3年的运行，现场普遍反映数字化增压装置加热效率低、燃气处理能力差、盘管结垢严重、输油泵故障频繁等运行问题导致无法实现无人值守，甚至引起无法正常输油，停产等生产事故。
当外输温度低于混合物凝固点时，系统水力损失增大，需提高混合物温度至凝固点以上，通过调节泵进口的电动三通阀往燃料气分离器（可用于事故状态临时储油）进液，补充燃料气产气源，利用分离出的伴生气供加热炉加热，提高外输混合物温度。
数字化增压装置密闭不加热与补液产气加热混输方式对比图
经现场调研，数字化增压装置均采用传统开式输油方式运行，伴生气大量分离燃烧，导致输油泵原设计排量大于井组油气混合物经脱气剩余液体量，进泵物料量不能满足泵连续外输，故采用间歇方式输油。
从现场存在的一系列加热、外输、设备等问题分析，传统的间歇、开式输油方式，不能满足数字化增压装置运行需求，同时对装置、工艺运行造成不良影响。
3.2 数字化增压集成装置运行存在问题
（1）装置加热能力降低，外加加热炉加温
根据装置加热炉仅对井组油气混合物需要补充热能时加热的设计原理，井组油气混合物本身具备一定温度，当外输距离较长、外输管线保温效果差，热能损失致使混合物温度降低至凝固点，混合物中液体组分稠化、硬化，外输系统水力损失增大，泵外输压力随之增大，加热炉对外输液进行补充加热，提高混合物温度，降低水力损耗，保证正常压力外输，达到“泵-泵”连续混输的“无罐”生产目的。
（2）燃气处理能力降低，外加气液分离器提高燃气处理质量
数字化增压装置燃气分离器设计运行方式：井组来油气混合液不加热直接进泵，连续外输，在需要加热情况下，进少量液，分离伴生气作为燃气，供加热炉使用。
装置采用传统开式缓冲方式运行：油气混合液经加热炉进入燃气分离器，此时燃气分离器功能从分离自用气，变化为混合液缓冲、分离伴生气，其输油采用高液位启泵输油、低液位停泵进油。
燃气分离器中混合液从低液位积累至高液位需要一定时间，随着液位升高，燃气分离器中气相空间被逐渐压缩至无法有效分离的狭小空间，过湿伴生气无足够的冷却空间，同时大量的
高温进液产生的过湿伴生气导致气相压力升高，混合液初馏点提高，形成“高压锅”式气液平衡体系，燃气中轻烃成分增加，燃气处理效果不能达到燃烧要求，为保证加热效果，需要外加一套气液分离器对产生的伴生气进行处理。
（3）装置结垢严重，加药量增大
现场目前采用定期更换装置盘管、装置定期返厂清垢、增大加药量的方式保证正常生产。
采油二厂华池作业区、采油八厂樊学作业区及采油六厂武峁子作业区的装置均存在不同程度的结垢情况，采油二厂及采油八厂已经将部分装置返厂清垢，增加了运行和费用压力。
（4）泵损坏率高，维护难度大
数字化增压装置混输泵设计运行方式：变频连续混输。
装置采用传统开式输油方式：当液处于罐中高位时，启泵输油，当液处于罐中低位时，停泵进液。
输油泵在启动时，由于泵体内部液体处于静止状态（冬季高含水原油结冰），外输管线原油温度降低，启动扭矩较大，对泵体及电机性能瞬间要求倍数提高，在高低液位频繁启停泵的事故状态运行时，泵体及电机寿命降低严重，导致输油泵维修频率、费用高。
采油六厂武峁子作业区两台泵泵体定子胶皮每年平均更换两次。
4 结束语
根据现场调研分析，数字化增压装置本身管理归属于设备类岗位，运行归属于工艺岗，控制部分归属于数字化岗，装置运行必须要求这三者有机结合，但是，现场运行中存在各岗位沟通不畅现象，同时相关岗位对装置的运行参数掌握程度不一，多数仍沿袭常规的集输知识，无法达到工艺参数优化选择的目的
参考文献
[1]冉新权.朱天寿.油气田数字化管理[M].北京：石油工业出版社，2011，10.。