胜利油田积极推进“数字油田”建设扫描

胜利油田积极推进“数字油田”建设扫描

一、信息技术推动勘探开发上水平、出效益，形成了“331”的良好局面

勘探应用上实现了“三个提高”。一是在处理能力上，初步建成了以微机集群、IBMSP 为主要运算设备，以工作站为辅助，大容量磁盘阵列、磁带库为海量存储设备的国内第二大地震资料处理中心，微机群的总节点数达到768个，处理速度可达每秒5万亿次。油田三维地震资料的年处理能力突破了8800平方千米，使油田地震资料叠前时间偏移处理由实验阶段进入常规处理阶段，居国内先进水平。二是在处理方法上，装备了OMEGA等3套世界先进处理软件，实现了大型主流软件主要功能模块与国际先进水平同步更新，形成了以叠前属性、多域去噪、波动方程等目前最先进的处理方法以及自主开发的STseis2.0系统波动方程并行深度成像处理软件为代表的较为完善的勘探方法系列，实现了多套处理系统的技术互补，处理方法达到国际先进水平。三是综合解释建成了以服务器为支撑、以工作站为主力、以高档微机为辅助、以网络为纽带的勘探综合解释研究应用体系，基本满足了常规解释、特殊处理解释和连片资料综合研究的需要，居国内先进水平。

开发应用上实现了“三个加强”。一是完善了油藏数值模拟并行技术，油藏数值模拟运算速度达到每秒1200亿次，138万网格节点的油藏数值模拟速度提高到“九五”末期的20倍。能够量化剩余油研究和进行非主力油层的精细分析，充分保证胜坨等整装大油田的全油藏整体模拟。二是形成了以水驱油藏、稠油热采油藏、三次采油油藏数值模拟为代表的油藏数值模拟技术系列，拥有7类25种具有各自特点和适应性的软件，满足了隐蔽油气藏储层预测需求，实现了综合油藏描述技术系统化。三是精细油藏描述水平显著提高，基本满足了油田开发后期提高采收率对精细油藏模型精度的需求。测井资料处理解释形成了以自主开发的生储盖综合评估系统（SW AWS）为代表的技术系列，处理解释能力达到每年5000多个井次。

勘探开发“一体化”应用逐步展开。“九五”以来，胜利油田组织建设了勘探、开发、采油工程、钻井等八大信息系统，在提高各专业系统自身研究和业务管理水平上发挥着重要作用。随着油田信息化应用程度的延伸，为满足专业系统信息共享和细化管理的需要，油田进行勘探开发一体化应用，进行原有系统的互联互通和数据中心建设工作，并建立了通用标准体系。在此基础上，胜利油田从2004年开始着手建设统一源头、统一标准、统一管理，具备国际一流、国内领先水平的企业级数据中心，为提升“数字油田”建设水平，实现高度的信息共享和业务集成奠定坚实的基础。

“十五”以来，胜利油田加大信息技术的应用力度，配套先进的管理方法，增加可采储量2100万吨，提高采收率2％。在勘探开发难度逐年加大的情况下，油田连续22年新增探明石油地质储量过亿吨，连续8年实现储采平衡，连续6年产量稳定在2660万吨以上。

二、抓好“三个结合”，“数字油田”建设提升生产管理水平

针对油田生产点多、线长、面广的特点，胜利油田充分利用信息技术提高生产动态及时把握、快速反应和生产过程优化水平，油田生产运行质量显著提升。

一是抓好信息化与生产动态把握的结合，实现生产过程的实时监测。实现了千米以下油井生产参数动态监测，百公里以外输油管线、供电管网运行状态尽收眼底，提高了生产指挥

水平。油田配备了33套钻井参数仪、49套录井参数仪，具备了每年对百口重点探井和特殊工艺井的钻井工程参数以及重点探井的录井参数进行自动采集和传输的能力。对45条共计775公里输油管道的压力、流量实现了实时监控，一旦发生泄漏，系统会自动报警，精确度缩小到500米以内，每年减少盗油损失近万吨，今年以来，已应急处置72起报警事故。所有110千伏以上供电线路实现了运行参数回传、运行动态实时监测，故障智能定位，参数优化运行，降低线损率0.5个百分点，减少电量损失3000万度。实现了采油厂外输天然气量的动态把握。31座注水站实现了重点运行环节生产数据的自动采集，15座注水站实现了管线、电机、泵、储水罐等生产参数的快速监测、预警和优化。通过参数的在线监测、系统分析和优化，使得参数调整更加合理，生产运行更加精细。目前，胜利油田对油区关系复杂、产量较高、距离较远的1000多口油井实现了生产参数实时采集，运行状态远程监测。

二是抓好信息化与生产环节自动控制的结合，提高安全生产水平。目前，油田海上原油生产单井平台实现了无人值守，生产装置遥测遥控；9座原油站库实现油气水自动计量，电量、燃油等能耗数据自动监测，机泵自动控制，其中5座原油站库实现超高液位自动连锁报警控制，安全运行反应提高到秒级；对51座变电站进行了自动化改造，使三分之一的变电站具备了无人值守的条件。

三是抓好信息化与生产过程优化的结合，提高了系统效率和施工与工艺设计水平。油田利用信息技术对机采、注水、集输等系统进行整体优化，通过工艺流程自动监控、设备运行预警保护、生产参数动态优化的配套应用，使得机采系统效率提高了6.6％，注水系统效率提高了13.7％，输油泵机组平均运效提高了12.1％。在2800口油井应用了机采井参数优化系统，通过对抽油机井生产参数的优化设计，在单井日液增加7.45吨的情况下，输入功率降低了0.99千瓦，百米吨液耗电降低了0.75度，全部实施井系统效率平均提高了9个百分点；通过应用地面工程三维设计，使设计周期缩短1／4,方案优化率由60％上升到85％，每年节约工程建设投资近亿元；通过应用钻井工程设计一体化系统，优化施工参数和钻柱组合，优选钻头，平均设计工期从过去的6天缩短到2.5天，钻井周期平均缩短5.3天，每年降低钻井成本8000多万元。通过应用地震室内模拟系统对地震施工参数实现了室内模拟和优化，优选井深、药量、观测系统等施工参数，地震施工设计周期缩短了四分之一，施工优良率达到了80％以上。

三、信息技术全面融入管理，油田经营管理水平显著提高

胜利油田“九五”以来就着手建立了较为完善的专业管理信息系统，全面覆盖了油田经营管理各项业务，促使信息把握更加及时，管理效率显著提高。近几年油田主要致力于系统间的联动，随着ERP系统的上线，信息系统由过去的“单线应用”转变为“集成应用”，原有的管理模式发生了重大变革，建立了新的管理程序，用标准、优化的流程解决了制度落实过程中存在的不足。

作为国内应用ERP系统规模最大的一家企业，2005年胜利油田ERP系统（企业资源计划）正式上线运行，首批实施了财务管理、成本控制等七个模块。胜利油田按照“替代与集成”的原则，对已上线模块具备功能的，取代了原有应用系统，对目前功能不具备的，通过接口将已有应用系统与ERP系统进行了对接。在项目运行过程中，胜利油田克服了原有系统覆盖面广、应用层次深、接口复杂等困难，取得了系统转入单轨运行周期短，各项应用一次成功率高的突出效果。油田共开发接口32个，清理描述了285个现有业务流程，设计完成了303个未来业务流程，组织对3504人进行应用培训。截至目前，系统已生成财务凭证24.5万张、管理会计凭证22.1万张，创建采购订单6948张、销售订单7923张，完成物资采购合同金额27.96亿元，销售原油695万吨、天然气9033万立方米，实现销售收入189.6亿元，累计开工项目330余项，预算数72亿元，网络下达31亿元。同时，结合ERP数据仓库模块的开发应用，油田领导信息查询系统与ERP系统同步上线，信息开发逐步深入。

ERP系统实现了企业物流、资金流和信息流的“三流合一”，油田管理业务规范透明、核算更加细化、决策中心上移。企业会计由核算型向监督、管理、控制型的转变，成本核算细化到了四级，成本信息实现了动态、通透查询，财务管理由过去的两级核算、多个账套变为一套账、一级核算。物资供应管理做到了物资消耗点的跟踪、分析，由过去的两级设库、两级采购、计划定价变为一级库存、分区配送、月末加权计价，实现了物资在线提报、在线审批、网上采购，杜绝了网外采购，实现了阳光采购，减少了库存规模，缩短了资金流转周期。项目管理严格按照股份公司计划运行，杜绝了无计划现象，建立了标准流程，实行全过程线上刚性管理和控制，超计划投资部分财务将不予过账。销售管理通过订单管理、库存管理和销货进存管理，使销售流程实现了标准化，并与财务管理实现了联动。

为了构建油田各项管理业务全面联动，形成统一管理、统一控制、统一决策的“大管理”格局，结合集团公司全面实施内控制度的需要，胜利油田建设了生产经营监督系统。在逐步实现有限公司各项管理业务与ERP系统实现对接的同时，将ERP系统线下业务进行整合、联动。系统对油田32个部门的74项业务流程进行了分析、优化，设计了45项标准业务流程。系统运行上线以来，各部门协作处理任务2.49万项，加强了管理协同，实现了347类生产经营信息的授权共享，建立起了有效的监控和制衡机制，部门间业务顺畅流转和联动，提高了工作效率。以合同审批业务为例，传统的工作模式下，需要几天才能完成，现在通过网上协同工作，只需几分钟即可完成。针对油田与二级单位业务联动的需要，目前正在组织生产经营监督系统向二级单位的延伸，从而逐步实现油田经营管理业务横向与纵向的全面整合。系统还建立了客户、供应商信用信息，实现了客户、供应商的基本情况与油田的交易信息的统一管理和共享，并对客户、供应商进行考核评价及往来账款的清算工作，有效规避经营风险。

四、信息化应用不断拓展，“数字生活”更加丰富

胜利油田在利用信息技术着力提高勘探开发、生产管理等核心业务水平的同时，逐步实现了信息化建设的“两个延伸”———从支持综合应用、辅助领导决策向规范基层队管理的延伸，从服务油田科研、生产、管理向提高职工生活水平的延伸。

胜利油田以基层队达标升级活动为契机，实现了与勘探开发密切联系的地震、钻井、采油、作业等与勘探开发紧密联系的13个队种895个基层队的生产管理、成本核算、基础工作的标准化、信息化和规范化管理。已实施“三化”建设基层队具备了报表网上自动生成、生产管理分析图件网上自动绘制的条件。如：过去采油队每年要上报各类报表178个，共计7210个数据项。目前全部报表具备了数据一次录入、网上自动生成的条件，数据项减少到了1300个。过去采油队的月度报表是手工填写，需要三天才能全部完成，现在通过计算机几分钟就可完成。

建成的数字电视接收和传输系统，具备收看数字电视节目条件的用户发展到10万户，可以接收70套高清晰、高保真的数字电视节目，10套音频广播，14套数字广播节目及电子节目指南、股市行情、信息查询等服务。2005年1月1号数字电视正式开通，具备了电视节目个性化、差异性消费的条件。

在社区信息化方面，已实现所有新建住宅按照智能化小区标准进行统一规划、统一标准建设，做到三表远抄、有线电视、宽带上网等小区智能化需要的管道及线路同步设计施工；推广了三表远抄计费系统，6.3万户居民具备了水电气消耗量远程抄表的条件。在此基础上，试点了银行代收费管理，社区住户水电气费用实现了银行代收；应用了440服务信息管理系统，居民统一拨打440即可自动向所属社区报修，由社区网上下达维修任务，并对各物业公司服务情况进行监督，使440真正成为居民服务“事事灵、时时灵”的服务热线。

在医疗卫生信息化方面，社保信息管理系统实现了养老、医疗、工伤、生育及失业保险“五险合一”的信息联动和社保基金的动态管理。医院信息管理系统（HIS）的应用使门诊就

诊环节由6个减为4个，住院检查环节由5个减为2个，实现了门诊病历的电子化，长期保留患者就医档案，规范了医院管理，方便了职工就医。通过两个系统的成功对接，使得全部一级以上医院，45％的卫生所和定点药店具备了持卡就医、购药、医疗费用网上结算的条件。为27万多职工发放了社保卡，截至目前，已持卡就医的职工达到16.7万人，职工门诊持卡就医累计129万人次。

建成了以现代化管理知识、现代科学技术、职工岗位技能培训为重点，涵盖勘探开发、经营管理、工程技术等内容的油田职工培训信息系统。与中央党校以及6所国内高校联合，建立了现代远程教育胜利油田学习中心，1.6万干部职工参加了远程培训，为提高油田职工思想素质和技能水平提供了便利。

五、积极着手数字油田建设，努力向国际先进水平迈进

胜利油田积极落实2005年集团公司信息工作会议精神，按照以应用为导向、以提高效率和效益为目的、总体规划、分步实施、先易后难的原则，分阶段继续大力推进“数字油田”建设。按照2010年全面建成数字油田的目标，2005年重点进行数据中心的建设；2006年重点进行信息集成，2007~2008年主要进行信息应用。

“数字油田”重点实施“131”工程：即建设一个上下一致、内外兼有、结构合理、源点惟一、标准惟一，覆盖油田企业生产经营全过程的油田数据资源中心，建成勘探开发、生产运行、经营管理三个应用体系，建立一套集成企业关键指标信息的可视化辅助决策支持体系。确定并细化了数字油田建设主要内容为5大信息工程15项工作任务，目前已完成了“数字油田”的前期研究，数据中心建设取得了阶段成果。

通过“数字油田”建设，要实现四个转变：数据管理由分散采集、逐级汇总、层层上报向源头采集、集中管理、授权共享转变；地质研究由分专业、多层次的研究向跨专业、不同学科的协同研究转变；生产管理由人工巡检、逐级反映、经验管理向生产过程实时监测、动态指挥的转变；经营管理由分系统操作、期末算账、事后分析向业务联动、事前预测、事中控制、优化决策的转变。

同时建设源头数据采集、基础技术支撑、标准化、组织领导、制度保障和人才队伍等六大体系，为“数字油田”建设提供全方位的支持和保障。

“工欲善其事，必先利其器。”多年来，信息技术已成为胜利油田提高生产经营水平的重要手段，随着“数字油田”建设的不断深入，信息技术必将在推动胜利油田持续稳定发展中发挥更大作用，为提升集团公司和股份公司经济效益和核心竞争力作出积极贡献。

中国石化报作者：

数字化背景下的油田建设与发展

数字化背景下的油田建设与发展 【摘要】随着社会经济的快速发展以及计算机技术的不断更新，全面到来的数字化时代正在不断地改变着社会的生产方式。尤其对于油田的建设和发展来说，全面实现数字化管理则能够大大地提高生产效率，更好地解放劳动力。因此，在新时期的新形势下，加强对于油田的数字化建设与发展是至关重要的。本文尝试从数字油田的基本概念、原理以及具体数字化技术的运用三方面内容进行简要地论述。 【关键词】数字化；油田建设；技术 近些年来，由于社会需求不断地扩大，油井投产的数量正在迅速地增长，油田开发的整体范围也呈现扩大趋势。在这种情况下，油田的生产、经营与管理的工作量也迅速递增，提高生产与管理的效率则成为当前油田建设中所面临的首要问题。为了更好地将油田建设所投入的人力与物力充分地运用，促进油田建设和开采的现代化操作，就必须要充分地运用数字化技术。时至今日，数字化系统已经越来越广泛地应用与油田建设的各个方面，我们欣喜地看到，通过数字化技术的应用不仅使油田的生产效率大大地提高，企业所投入地人力、物力与财力也都得到了有效地利用，可以说数字化技术为油田的生产与管理注入了全新的活力。因此，我们必须要进一步钻研数字化背景下油田建设与发展的新思路，从实际出发，更好地创新工作的理念与方法。

一、数字油田的基本概念 数字油田可以解释为油田的标准化、数字化与信息化，是在数字化信息资源的基础上，以数据网络交互为主要渠道，包含了硬件、信息、软件以及功能于一体的一种综合管理信息系统。数字油田的概念也分为狭义与广义两种，狭义的数字油田主要由油田的勘探、开发以及钻采等方面的数字化技术组成。而广义数字油田则包括以下几方面内容：1、数字油田是油田自然状态的数字化信息虚拟体； 2、数字油田是数字地球模型在油田的实际应用； 3、数字油田是油田应用系统的有效集成体； 4、数字油田是企业的数字化模型； 5、数字油田是数字化的企业实体，人是数字油田的主要能动者。近些年来，中国石油集团对于数字化建设予以了高度的关注，我国诸如长庆、辽河、大庆、塔里木等油田都纷纷根据自身的实际情况，相应制定了适合于自身发展的数字油田的建设和发展战略。而广义数字油田的建设是一个十分系统的复杂工程，因此作为油田企业必须要根据本油田的实际情况进行必要的狭义数字油田建设，从而满足生产工作的基本需要。 二、数字化管理的理论原理 数字化管理的理论依托就是把错综复杂的大量信息转变为能够 度量的数据与数字，再为这些数据适当地建立起相应的数字化模型，将它们转变为系统的二进制代码，收归于计算机内部，再进行统一地处理。数字化的典型特征是系统性、集成性、智能性以及定

长庆油田公司数字化建设系列报道之一

数字化革命∶迎来大发展的春天 ——长庆油田公司数字化建设系列报道之一 推行油气田数字化建设，实现油气田数字化管理，是长庆油田在“大油田管理、大规模建设”的发展阶段中，节省投资、降低成本、优化用工、提高劳动生产率的有效手段，是对传统采油、采气的一次深刻革命，更是实现油气当量5000万吨宏伟目标的重要支撑。 ——题记 进入21世纪，长庆油田开始了跨越式大发展，年产油气当量以数百万吨的势头快速增长。2008年，年油气增长量相当于给国家贡献了一个中型油田。2009年，油气年产当量将递增500万吨，跨越3000万吨，中国石油第二大油气田的地位进一步牢固。2015年，长庆年产油气当量超越5000万吨后，将成为中国最大的油气生产基地。 37万平方公里的鄂尔多斯盆地，7万口油、气、水井，油气当量5000万吨的高远目标，给长庆的决策者们提出了一个新的课题：如何有效进行超大规模的建设和生产管理，大幅度提高劳动生产率？2009年，随着“大油田管理、大规模建设”的不断实践和推进，一个被赋予新内涵的名词——“数字化”响彻长庆，为充满期待的长庆人指明了方向。 解放思想：数字飓风席卷油田 长庆油田38年的发展史，是一部厚重的思想解放史。从油气田建设模式的创立、主力开发层系转移、突破原油产量困局到苏里格气田的成功开发，无时无处不闪耀着“解放思想”的理论光辉，而每一次思想的解放，都会带来丰厚的回报。 如果说“三个重新认识”的重要思想方法，使长庆人迎来了第一次思想大解放，继而掌握了特低渗透油藏开发技术，使油气勘探开发不断取得了突破，那么，以苏里格大气田开发为先导而提出的“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化服务”“四化”管理方略，便使长庆人迎来了第二次思想大解放，解决了苏里格开发技术难题，创造了著名的“苏里格模式”，迎来了油气勘探的重大突破。 如今的长庆，正悄悄地经历着以现代化大油田为标志的一场数字化革命。 当前，金融危机严重冲击全球经济，国际油价持续下跌，国内经济下行压力加大，石油石化市场需求萎缩，对上游企业造成的直接冲击使产、储、销矛盾突出，直接影响企业的收入和效益。主要表现在原油库存上升，天然气销售不畅，生产组织难度加大。但与此同时，长庆油田仍然具备大发展的有利条件和基础：中央出台的一系列政策措施，为加快油田大规模建设提供了良好的发展机遇和市场空间；国务院重视长庆油田的建设和发展；集团公司党组支持长庆油田实现5000万吨，在金融危机的大背景下力保长庆上产，已明确今年长庆投资不减、工作量不减；长庆油田具有西接资源、东临市场的区位优势，处于西气东输和中亚天然气管线的重要位置，占据国家油气发展的重要战略地位，担负着保障能源安全稳定供应的重任，

长庆油田2011年产能建设工程测量专业技

长庆油田2011年产能建设工程测量统一技术规定 西安长庆科技工程公司 工程勘察部 2010.12

前言 长庆测绘经过多年的发展，在服务油田设计建设、提升员工知识技能方面取得了较大成就。工程测量的着重点在于不断提高测绘水平、保障产品质量、丰富测绘成果内容，以满足日益精细和高标准的设计要求，适应不断变化的客户要求和技术进步。 本规定结合部门在油田测绘采用的方法和技术，从满足设计专业的使用性出发，对一些测量要求作了定性规定，并对一些长期出现的测量问题作了提示规定，规范一些传统而非正确的测量方法，以达到测绘资料的准确和完整性。 本规定经部门专业技术人员讨论定稿，并已编制在公司《长庆油田产能建设地面工程标准化、数字化设计技术规定》、《长庆气田产能建设地面工程标准化、数字化设计技术规定》企标中。各测量员工应认真学习、严格执行本规定；在执行过程中，希望各员工结合工程实践认真总结经验，注意积累资料，如发现需要修改和补充之处，将意见反馈至本部门。

1 站址测量 1.1 选择平面坐标系统时，应使测区内投影长度变形值不大于 2.5cm/km或测区内最长控制点边长投影变形值不大于2.5cm，并应根据测量面积大小和可利用资料情况按下列次序选择其一： 1采用统一的高斯投影3o带平面直角坐标系统。 2采用高斯投影3o带，投影面为测区抵偿高程面的平面直角坐标系统。 3 当联测国家控制点有困难或站场先期测量时，可采用假定坐标系，基点坐标采用国家统一坐标系统下的近似值。 4 站址补测或扩建等，宜沿用原图的平面坐标系统。 1.2 高程系统可按下列次序选择其一： 1 高程系统宜优先采用1985国家高程基准，也可根据资料情况或设计要求采用1956黄海高程系。 2小面积站址高程联测有困难时，可采用假定高程，基点高程起算值可采用测区最大比例尺地形图上的近似值或通过准确的区域转换参数测得的GPS高程值。 3站址补测或扩建等，宜沿用原图的高程系统。 1.3 站址测量应布设固定桩，新建站址以埋设水泥桩为宜；测量小面积厂站现状时也必须布设控制点，控制点布设可选择植入钢筋、水泥钉、选择地物特征点等方式。每个站址固定桩的数量应不少于8个/km2，并不少于三个。 1.4 固定桩应布设在拟建场地的四周，能够长期保存，且应保证至少两点通视，以满足厂站施工的需要。 1.5站址固定桩编号宜以站址名称的汉语拼音简写加流水号，如姬三联固定桩编号为：J3L-1、J3L-2……。 1.6 测图比例尺可作下列选择： 1 集气站、阀室、接转站、橇装注水站、注水站、供水站、井区部、增压点等标准化站场测量比例为1：200。 2测量长度小于250m的站址测图比例尺可选用1：200，长度大于250m的站址测图比例尺可选用1：500或1：1000。

2020年员工管理长庆油田数字化建设惠及员工系列深度报道之十一数字化带来大变化完整版

（员工管理）长庆油田数字化建设惠及员工系列深度报道之十一数字化带 来大变化

数字化带来大变化 ——长庆油田数字化建设惠及员工系列深度报道之十壹【核心提示】长庆油田数字化建设，将日日新月异的信息化技术和传统油气生产工业相结合,于油气田生产建设中发挥出了巨大作用。活管理之血、降成本之压、减员工之负、增企业之效，效，数字化成为长庆油田努力实现油气当量5000万吨的“制胜法宝”。随着数字化建设的推进，于纵横交错的山峦沟壑、于黄沙漫天的沙漢腹地，壹线员工的工作、生活方式也发生着巨大的变化。这些深刻的变优，于作为数字化“开路先锋”的采油七厂尤为明显。 2009年初，壹场空前规模的数字化油田建设于长庆油田拉开序幕。“井站壹体、电子巡护、运程监控、精确制导、智能管理”——现代枓技以无可抵挡的力量，将数字化改造和建设不断推向高潮。 采油七厂，从2008年白155区油田数字化先导示范点、到如今环江油田新区的开发，数字化建设风生水起，壹个生产管理“数字化、智能化、现代化”的数字化采油厂正悄然诞生。 数字化带来了什么?感受最深的莫过于亲历变革的壹线员工。白壹转油站员工徐秋雨说:“开始听说数字化，觉得是难以企及的事情，但如今,数字油田已经呈当下眼前！它让我们的工作变得更安全、更快捷、更轻松、更快乐了。” 生产前端大展风采

身处白豹油田，放眼陕北高原的梁峁沟壑,依然是蜿蜒曲折的油区道路，依然是成立山头的井区站点，单数字化已经将它们紧紧地连于了壹起，井场无人值守、数据自动采集、生产状态实时监控、重点要害设备远程自动启停等壹系列数字化新技术于这里洋溢着无限风采。 从无到有、从构想到实践，采油七厂实现了油田生产管理全过程信息的实时传递和处理，实现了技术支撑体制、体制保障技术应用的良性互动，数字化管理运行系统于生产前端得到了充分利用。 过去，启停传统抽油机需要坐车翻几个山头，壹次最少也要俩个小时，既浪费了时间、影响了产量,又增加了安全隐患，当下,安装了数字化远程启停装置，只需坐于值班室内的电脑前，轻点鼠标，不到30秒种时间就能让抽油机完成启停，遇到雨雪等恶劣天气也丝毫不受影响。员工崔鹏至今依然觉得白十五增压站实现数字化改造时的情景:”第—次远程启动抽油机，我仍是不太相信通过壹个按键就能实现抽油机启停，所以我爬上了大罐去眺望。”当他见到星星点点的抽油机于山峦沟壑中有规律地运作的那壹刻,自豪涌上心头。 传统增压站的工艺流程复杂，开关闸门众多，于遇到紧急情况时容易造成流程切换失误的事故发生，而新型数字化增压站则只需要于电脑上进行“壹键式”操作，便可实现流程自动切换。如果出现异常或闸门没有切换到位，均会提示报

长庆油田数字化管理优化研究

长庆油田数字化管理优化研究 [摘要]数字化管理是提高企业工作效率和经济效益的重要途径。在结构调整和节能减排背景下，长庆油田公司全方位推行数字化管理，取得了完善企业数字化建设标准、创新技术管理模式和优化劳动组织架构等阶段性成果，为国有企业加快转变发展方式提供了宝贵的经验。本文通过对长庆油田数字化建设的内容、现状等活动进行论述，客观分析了数字化管理存在的问题,在此基础上，提出相应的优化策略。文章最后，从长庆油田的数字化管理实践中，得出自己的结论。 【关键词】长庆油田；数字化管理；优化研究 1、长庆油田数字化管理现状 1.1数字化管理 所谓数字化管理，就是将复杂多变的信息转变为可以度量的数字、数据，再为这些数据建立合适的模型，把它们转变为一系列电脑可识别的二进制代码，由计算机统一处理。其是目前企业战略管理的前沿问题，其的出现顺应了现代化油田管理的发展方向，是实施低成本发展战略的需要，是降低安全生产风险、实现清洁环保的有力保障。①数字化管理改变了传统的金字塔型的组织架构，形成一些扁平型和网状型甚至无中心组织形式，有利于管理与被管理者的沟通、交流，集思广义，从而提高管理效率和效果。 1.2长庆油田数字化管理现状 长庆油田的数字化管理是围绕井、站、管线等基本生产单元的过程管理，其通过前端生产管理为主的数字化生产管理系统和公司层面的运行指挥系统、油藏经营管理为核心功能的决策系统来实现长庆油田数字化生产管理项目建设。 首先，长庆的信息化重点向生产前端延伸，将把多年来的勘探开发成果数字化、电子化，全面实现勘探生产、油藏评价、开发生产、生产运行等环节的信息数据共享。其次，注重对气田及油田数字化建设的工作，实现了数据自动采集、远程开关气井、方案自动生成、单井电子巡井、异常自动报警等功能。最后，公司重视管理模式的创新。长庆油田创建了“马岭模式”、“安塞模式”、“靖安模式”、“西峰模式”等一系列模式，近年来为适应信息化时代油田管理的内在要求。 1.3数字化管理取得效果 自2008年成立数字化管理项目经理部以来，长庆油田按照数字化建设和管理的部署要求，通过加强组织领导、制订工作方案，注重总结交流，突出切身感受，稳步推进数字化建设，取得了阶段性成效。公司进行了三十多项技术攻关试验，目前申请专利26项，受理22项①。 2、长庆油田数字化管理存在问题 公司的数字化管理程度较以往有了很大提高，组建了强大的系统平台，适应了集成和智能化的协同趋势，降低了生产一线的劳动强度及生产安全隐患，实现了企业经济效益和社会效益的双赢。但油田数字化管理在应对外界风险、员工素质、数据开发、配套机制等方面还存在如下问题： 2.1数字化抗风险能力差 长庆油田的位置处于陕西、甘肃、宁夏、内蒙、山西五省，区域内海拔高、地势高差大、沟壑纵横，气温的年较差和月较差大，全年平均风速2.0—4.5m/s，大部分处于风沙区。在如此恶劣自然环境下，如何使数字化设备保持良好性能并达到使用寿命期限，对提升数字化管理水平来说是迫在眉睫需要解决的问题。同

长庆油田_中国第二大油气田的发展之路

会 员 社 区 MEMBERS' COMMUNITY 2009年12月19日，必定载入中国石油工业波澜壮阔的史册，成为长庆人永远的骄傲——这一天，长庆油田油气当量突破3000万吨，达到3006.06万吨，成为仅次于大庆油田的我国第二大油气田。这是几代长庆人40年矢志不渝、艰苦创业，在“磨刀石上闹革命”取得的辉煌成果。 1. 技术创新撬开低渗透油层之门 地处鄂尔多斯盆地的长庆油田，横跨陕西、甘肃、宁夏、内蒙古、山西五省区，属于典型的低渗、低压、低丰度——“三低”油气藏构造，号称“磨刀石”的致密油层占到含油层的近七成，经济有效开采的难度相当大。要从如此致密的含油层中把原油“抠”出来，是名副其实的世界级开采难题。长庆油田勘探开发建设始于1970年，在油田开发初期，“井井有油、井井不流”的严酷现实，使油田的原油产量在100多万吨水平上徘徊了10多年。 在低渗透油气藏发展大油田、建设大气田，长庆油田依靠的是科技创新。在深入探索、研究、总结的基础上，长庆油田坚持“三个重新认识”，即“重新认识鄂尔多斯盆地、重新认识长庆低渗透、重新认识自己”，勘探思路由向延长组上部组合找油为主转向向延长组下部组合找油为主，由向下古生界找油转向向上古生 长庆油田： 中国第二大油气田的发展之路 周昌印 （中国石油长庆油田公司） 摘 要 始建1970年的长庆油田，针对世界上罕见的“低渗、低压、低丰度”的“三低” 油气藏构造，不断进行艰苦探索，创下了一连串奇迹：20世纪80年代原油产量上升到百万吨，90年代达到500万吨以上；2003年油气产量达到1000万吨；2009年实现了3000万吨。长庆油田以技术创新撬开了低渗透油层之门，以“标准化设计、模块化建设”的理念加速油田工程建设，用数字化提升油田管理水平，同时走市场化路线，引进生产力，着力将油田建设成西部生态油气区，创造企业与地方和谐发展。长庆油田走出了一条管理升级的发展之路，由一个百万吨的小油田快速发展成全国仅次于大庆的第二大油气田。 关键词 长庆油田 产量 技术创新 标准化 数字化 生态油气区 ·72·国际石油经济2010.3

长庆油田年产油气当量再创新高

长庆油田年产油气当量再创新高 截至2014年12月31日，长庆油田全年生产原油2505万吨，生产天然气381.5亿立方米，折合油气当量5545万吨，比上年净增350万吨油气当量，实现年5000万吨持续稳产。 位于鄂尔多斯盆地的长庆油田，生产区域横跨陕、甘、宁、内蒙古、晋五省区。面对常规技术难以实现经济有效开发的“磨刀石”致密砂岩，长庆油田攻坚克难、持续创新，先后形成多项有效开发致密油气藏的主体技术，2013年以油气当量突破5000万吨为标志，高质量高水平如期建成西部大庆。 2014年是长庆油田由规模上产转入长期稳产的第一年。面对产能建设工作量缩减、征借地难度加大、雨雪天气影响等不利因素，长庆油田按照“资源、创新、低成本”发展战略及“总结、完善、优化、提升”的“八字方针”，牢牢把握稳中求进的总基调，突出抓好由规模建产向精细管理、由新区快速上产向老区长期稳产、由注重规模速度向突出质量效益方面的“三个转变”，打造可持续发展的“定盘星”。 为实现提质增效，长庆油田正确处理持续上产与稳产、投入与产出、工作量与管控能力及近期与长远基础工作的关系，从加快勘探入手，紧密围绕落实规模储量和寻找战略新发现两大重点，做好勘探区带优选与勘探部署优化工作，寻找更多的有利区块和富集油气藏，姬塬、安塞、新安边、西峰、合水等地区勘探均取得突破，镇北地区新增探明储量、控制储量数亿吨。去年，长庆石油勘探收获日产大于20吨的高产油井有40多口。 天然气勘探多点开花。鄂尔多斯盆地东部神木—双山地区，通过加强试气工艺试验等新科技手段，勘探取得重大突破，新增天然气探明加控制地质储量数额巨大。截至目前，这个地区累计三级地质储量超万亿立方米，成为继苏里格之后又一个巨型大气区。 2014年，长庆油田坚持“无油气的进尺一米不要，没有效益的井一口不打”的原则，以“打责任井、打高效井”为目的，进一步优化布井和井型方案，全年调整布井方案300多口。开发镇原油田的超低渗第四项目部，依据油藏的分布特征，将原本部署的29口水平井，其中8口改打常规井后，在相同投资量下，单井平均日产量提高2.2吨。 作为中国石油首个水平井规模开发示范区的华庆油田，2014年不断加大水平井开发力度，进一步优化水平井的布井、打井及压裂方式，全年完成88口水平井，井均日产原油9吨以上，最高单井日产量达到16吨。 目前，长庆油田3.47%的油井水平井，产量占全油田油井总产油量的8.52%，9.89%的气井水平井，产量则占到天然气总产量的25.75%，标志着这个油田实现了由“多井少产”向“少井多产”的转变。

长庆油田数字化建设系列报道之十--数字化的魅力

数字化的魅力 ——长庆油田数字化建设系列报道之十 【核心提示】数字化建设已经成为现代企业发展的迫切需要。采气一厂始终坚持面向生产前端，把数字化建设的出发点和落脚点放在推进本质安全、提高效益、降低劳动强度、减少用工上来。集成各类资源，探索新技术，不断促进数字化管理与优化劳动组织架构、优化生产工艺流程相结合，实现了对单井、管线、集气站等基本生产单元的有效控制和管理，使一线员工“不用出力、不再流汗”，轻松工作、快乐生活。 “每天早晨，轻柔的音乐将你唤醒；走在屋中，前面的灯光渐渐明亮，身后的灯光逐渐变暗；音乐始终伴随在你的身边；屋中没有一个开关，但是一切都是那么自然。”这是世界首富比尔.盖茨倾心打造的美妙无比的数字化生活。 数字化正以加速度渗入到日常工作、生活中，已成为21世纪人类文明的显著特征。建立适应现代化工业发展的数字化气田，为千百万下游用户输送洁净的天然气，一直是采气人多年以来孜孜以求的梦想。 如今，走进年净化天然气36亿立方米的采气一厂第一净化厂，干净整洁的生产现场，岗位员工坐在明亮的值班室内，脸上洋溢着自豪的微笑。而一道道科学指令、一条条周密部署，正以迅捷的速度和准确的方式，无声地指挥着全厂各项工作顺利开展。这就是采气人用双手和智慧创造的数字化奇迹。 运筹帷幄，决胜千里。数字化让靖边气田精神焕发、魅力再现。 小鼠标操控大气田 采气人从来都没有停止追求梦想的脚步。早在2000年，采气一厂就建立起以靖边基地为控制中心，覆盖所有办公和生产场点的网络信息平台。进入气田稳产阶段以来，气田数字化建设更是突飞猛进。立足于气田的长远发展和安全生产，以井站、道路、管线地理信息精确定位为基础，以生产数据库功能完善为支撑，优化整合全厂数字化生产管理平台，实现了实时数据监控、视频集中监控、井口数据远传、三维生产指挥等多种资源的集成、优化和共享。 如今,数字化正发挥着前所未有的作用，分析反馈气田不断产生的各类数据和信息，科学高效地指挥天然气生产，一个数字化大气田已经矗立在茫茫戈壁。 可以用一句话来概括靖边数字化建设的状况：年产55亿立方米天然气，横跨陕、内蒙古两省（区）13个县、市、旗的大气田，被完全“装”进了计算机,只用一个小小的鼠标，就可以操控整个气田！ 在采气一厂生产调度中心，调度员只要轻点鼠标，生产指挥大屏幕就可以传回全厂的90座集气站和3座净化厂任意一个生产站场的实时画面。不仅如此，每一座净化装置或者集气装置关键节点的压力、气量等生产数据，甚至气井井口压力、温度等参数，都可以随意查看监控。遇到重要的生产作业，在调度中心就可以实时监控。

长庆第六采气厂简介

第六采气厂简介 第六采气厂组建于2010年3月，其前身为“长南气田开发项目部”，隶属于中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司，是一个以天然气勘探、开发与生产为主，兼有项目管理和技术研究职能的天然气生产企业。工作区域横跨陕西省榆林市定边县、靖边县西部，延安市吴起县、志丹县、安塞县、宝塔区2市5县1区，所辖区域矿权面积约**万平方公里，探明储量**亿立方米，探明面积**平方公里，累计建成产能**亿立方米/年，管理气井**余口，建成集气站19座，污水处理站1座。 第六采气厂主要负责志丹、安塞、定边、吴起、靖边南等气田开发、生产、征借地、经营管理及矿权保护等工作。2015年1月20日，根据长油字[2015]19号关于长南气田开发项目部更名及机关与附属机构标准化配置的通知要求，更名为“第六采气厂”，机构全称“中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第六采气厂”，简称“中国石油长庆油田采气六厂”，并于2月11日正式在西安挂牌成立。目前，采气六厂设机关职能科室10个、机关附属部门6个，作业区5个，地质工艺研究所1个，生产保障大队1个；设产建项目组2个，分别为定吴气田开发产能建设项目组和靖边南气田开发产能建设项目组。项目部现有员工438人。 按照长庆油田“重点加快长南气田开发建设，及早发挥应急气田和调峰气田作用，为气化陕西，保障首都北京及全国各大城市的天然气供应做出贡献”的总体要求，长南气田作为长庆油田重要资源接替

区域，始终坚持“两到三年快速建成年产超100万吨油田规模的应急气田、调峰气田、民生气田”总体目标，夹缝中求生存，逆境中谋发展，夺取了产能建设、气田生产的全面胜利，为“气化陕西”和定边县规划建设的天然气工业园区和吴起、志丹在建LNG加气母站项目提供充足的气源保障，得到了集团公司、油田公司和地方政府各级领导的支持与关注。 在短短四年多的时间里，第六采气厂始终牢固树立“发展是第一要务，安全是第一责任，和谐是第一使命”的理念，以“四化”方针为指引，以产能建设为中心，以外协突破为保障，以安全环保为基础，以队伍建设为支撑，攻坚啃硬、拼搏进取，努力开创气田开发建设的新局面，呈现出了外协攻关持续突破、产能建设高效运行、员工队伍和谐稳定、各路工作有序推进的良好发展态势。针对开发管理区域大、气井数量多的实际，认真贯彻落实油田公司各项工作部署，全面加强精细气藏管理和新工艺、新技术的实验，优质高效推进产能建设，开发规模不断扩大，日产气量不断刷新历史记录，成为长庆油田历史上建产、上产速度最快的单位。 站在新起点，面对新挑战，第六采气厂将始终坚持稳中求进的工作主基调和有质量有效益可持续的发展方针，主动适应气田发展新常态，以提质增效为目标，强化技术创新和管理创新，着力解决发展面临的新瓶颈、新问题，不断提高气田开发水平。从长远和战略出发，我们的愿景目标是：打造绿色、科技、和谐气田，建设技术领先、管理先进、队伍一流、环境和谐、效益良好、发展持续的现代化采气厂。

胜利油田滩浅海地区地震勘探技术

胜利油田滩浅海地区地震勘探技术 崔汝国，王燕春，曹国滨 （胜利石油管理局物探公司，山东东营257100） 摘要：滩浅海地区由于特殊的地表条件和复杂多变的表层结构，既不同于陆上勘探也不同于海上勘探，尤其在两栖地带存在海陆两种施工方式。本文对滩浅海地区地震勘探的激发震源、检波器和观测系统等野外采集各环节的进行了系统研究，提出解决滩浅海地区野外难以采集到高品质地震资料问题的方法；以滩浅海复杂表层结构中地震波场传播理论为基础，进行了地震记录上的干扰波压制、差异校正等方面的深入研究，提出解决滩浅海地区地震资料处理品质过低和成像精度不足问题的方法，形成一整套适用于滩浅海地区油气资源探查的高精度实用性的特色技术主题词：滩浅海;表层结构;激发;接收;观测系统;二次定位；差异校正；干扰波压制 1、概述 滩浅海是指包括滩涂、潮间带至10米水平以内浅海区域，胜利油田滩浅海地区的勘探范围较为广泛，西起四女寺河口，东至潍河口，有利勘探面积约为5500km2。从1974年开始,经过近三十年的滩浅海地震勘探，开辟了以埕岛构造带为主的海上勘探阵地，发现了十四个油田，为胜利油田增储上产和可持续发展做出了巨大的贡献。 滩浅海地区有丰富的油气资源，由于滩浅海地区地表条件复杂、勘探难度大，不适宜采用常规陆上地震勘探设备和技术,也无法采用海上采集技术，造成滩浅海地区勘探程度相对于陆上勘探程度低，是胜利油田未来增加储量的主要阵地，发展前景十分广阔。经过多年的滩浅海地震勘探技术研究，形成了专门应用于滩浅海施工的地震勘探技术。通过应用这些技术，使滩浅海地区地震资料的品质有了很大的改进和提高，具备滩海、潮间带和极浅海环境下全方位地震勘探的能力，可以很好地完成滩浅海地区地震勘探任务。 2、滩浅海地震勘探特点及难点 2.1滩浅海地震勘探特点 胜利滩浅海地区内，极浅海近海水域底部平缓，水深一般分布在数米范围内，但由于黄河入海的影响，还在黄河口形成了沿海滩涂和潮间带。 由于黄河入海的影响，淤泥分布较广，为黄河泥沙最新淤积而成，烂泥较深，厚度大约在0.2-1m不等，激发、接收条件很差，随着黄河的延伸，其地表与沼泽地带无异。 另外大大小小的潮沟纵横交错，随着潮汐的变化，潮间带水深变化在0－1.5m。潮间带水深受潮汐变化影响，施工因素必须根据潮涨潮落来作出调整。 2.2滩浅海地震勘探难点 由以上环境特点给滩浅海施工带来很多难点，具体表现如下： 1

长庆油田数字化采油技术

doi:10 3969/j issn 1006 6896 2011 1 001 长庆油田数字化采油技术 张会森1 闫苏斌1 贾银娟1 郑飞1 肖铁果2 1中国石油长庆油田分公司培训中心 2中国建筑第七工程集团四分公司 摘要:随着自动控制技术、通讯技术、计算机技术的不断成熟,网络的不断普及,使得在原油生产中采用数字化技术采油成为现实。数字化采油是一个融数据自动采集、生产流程自动监控和风险自动识别的复杂的系统工程。该技术的关键是对油田基本生产单元井场、输油管线和增压站中的生产数据进行精确采集,这样才能准确控制原油生产过程。 关键词:数字化采油;变频输油;定时投球;管理 编者按 为配合各油田更好地开展数字化建设,特组织几篇数字油田方面的文章,将分别在2011年初的几期 数字油田 栏目中刊出 长庆油田地处陕、甘、宁及鄂尔多斯盆地,油区分布面积大,油井比较分散,给油田原油生产管理带来很大难度。随着自动化技术、计算机技术、网络技术以及量油计算模型技术的成熟,长庆油田大力发展数字化采油技术,以适应大油田管理和大规模建设的需求。此技术将提高数据采集的准确率,提高管理效率,降低管理难度,减少人工劳动强度。数字化采油是一个融数据自动采集、生产流程自动监控、风险自动识别的复杂的系统工程。该技术的关键是对油田基本生产单元井场、输油管线和增压站中的生产数据进行精确采集,这样才能准确控制原油生产过程。 1 技术架构 数字化采油是集数据自动采集、生产流程自动监测、数据集中共享、远程实时监控和风险自动识别于一体,在油田中以井、站和管线等基本生产单元为管理对象的综合生产管理系统[1]。从技术角度可将数字化采油系统的体系结构划分为5个层次,如图1所示。 第1层:在井场的抽油机和增压站中的生产设备上安装带有数据远传功能的自动化仪表,例如压力传感器、载荷位移传感器等,采集各种生产数据,并通过有线和无线网络传输到增压站控制系统中。 第2层:在增压站和联合站安装采油生产监控系统,将自动化仪表采集来的数据进行处理,实现采油井场和集输站点生产流程的监控,并实现自动报警和预警功能。 第3层:将自动化仪表采集来的生产数据,采用一定的存储策论,存储到共享的数据库中。共享数据库有关系数据库和实时数据库两种。 第4层:由若干台服务器组成的服务器机群,提供WEB服务、视频监控服务、生产工况服务和专家方案等。 图1 数字化采油系统整体架构 第5层:网络采油生产管理平台适用于采油厂对全部的增压点和井场进行统一管理,实现采油生产的集中管理和油藏的精细管理。 数字化采油系统即面向于油田前端的数据采集和生产监控,又面向于作业区、采油厂的动态分析和油藏管理。系统实现了与生产岗位相结合,与劳动组织相结合,与基本生产单元相结合的实用、有效的管理模式。 2 关键技术 2 1 生产数据自动采集 准确、稳定的采油生产数据的采集是数字化采油的基础性和关键性技术。生产数据的采集分为两大部分:采油井场的数据和增压站的生产数据采集。针对这两部分数据设计了两种数据自动采集

数字化背景下的油田建设与发展

数字化背景下的油田建设与发展 田建勇 长庆油田分公司机械制造总厂，陕西省西安市，邮编710048 摘要：随着社会经济的快速发展以及计算机技术的不断更新，全面到来的数字化时代正在不断地改变着社会的生产方式。尤其对于油田的建设和发展来说，全面实现数字化管理则能够大大地提高生产效率，更好地解放劳动力。因此，在新时期的新形势下，加强对于油田的数字化建设与发展是至关重要的。本文尝试从数字油田的基本概念、原理以及具体数字化技术的运用三方面内容进行简要地论述。 关键词：数字化；油田建设；技术 近些年来，由于社会需求不断地扩大，油井投产的数量正在迅速地增长，油田开发的整体范围也呈现扩大趋势。在这种情况下，油田的生产、经营与管理的工作量也迅速递增，提高生产与管理的效率则成为当前油田建设中所面临的首要问题。为了更好地将油田建设所投入的人力与物力充分地运用，促进油田建设和开采的现代化操作，就必须要充分地运用数字化技术。时至今日，数字化系统已经越来越广泛地应用与油田建设的各个方面，我们欣喜地看到，通过数字化技术的应用不仅使油田的生产效率大大地提高，企业所投入地人力、物力与财力也都得到了有效地利用，可以说数字化技术为油田的生产与管理注入了全新的活力。因此，我们必须要进一步钻研数字化背景下油田建设与发展的新思路，从实际出发，更好地创新工作的理念与方法。 一、数字油田的基本概念 数字油田可以解释为油田的标准化、数字化与信息化，是在数字化信息资源的基础上，以数据网络交互为主要渠道，包含了硬件、信息、软件以及功能于一体的一种综合管理信息系统。数字油田的概念也分为狭义与广义两种，狭义的数字油田主要由油田的勘探、开发以及钻采等方面的数字化技术组成。而广义数字油田则包括以下几方面内容：1、数字油田是油田自然状态的数字化信息虚拟体；2、数字油田是数字地球模型在油田的实际应用；3、数字油田是油田应用系统的有效集成体；4、数字油田是企业的数字化模型；5、数字油田是数字化的企业实体，人是数字油田的主要能动者。近些年来，中国石油集团对于数字化建设予以了高度的关注，我国诸如长庆、辽河、大庆、塔里木等油田都纷纷根据自身的实际情况，相应制定了适合于自身发展的数字油田的建设和发展战略。而广义数字油田的建设是一个十分系统的复杂工程，因此作为油田企业必须要根据本油田的实际情况进行必要的狭义数字油田建设，从而满足生产工作的基本需要。 二、数字化管理的理论原理 数字化管理的理论依托就是把错综复杂的大量信息转变为能够度量的数据与数字，再为这些数据适当地建立起相应的数字化模型，将它们转变为系统的二进制代码，收归于计算机内部，再进行统一地处理。数字化的典型特征是系统性、集成性、智能性以及定量性，能够更好地适应矩阵式和扁平化的管理。数字化管理通过计算机、网络、通信以及人工智能等多种技术，更好的量化管理行为与对象，实现了计划、研发、组织、协调、生产、服务以及创新等职能的的有效管理。因此可以用“让数字说话、听数字指挥”来总结数字数字化管理的应用状态。 三、数字化技术的应用 （一）油田地面工程电子控制 1、数据管理可以把数据按照具体的工程划分为油水井系统、油气集输系统、注水、供水和污水系统、道路系统以及供配电系统等不同可自定义的专业层，各层的数据结构都能够依照实际需求进行适当地扩充与修改，更可以实现同其他数据库的边界通信，让不同格式的

胜利油田介绍

https://www.wendangku.net/doc/5218198339.html,/a2_82_05_01300000098168125413054963448_jpg.html?prd=zhengwenye_ left_neirong_tupian胜利油田 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司（以下简称：胜利油田分公司），主体位于黄河下游的东营市，油田机关位于东营市济南路258号，工作区域主要分布在山东省的东营、滨州、德州、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个市的28个县（区）。主要工作范围约4.4万平方千米，主体部位在东营市境内的黄河入海口两侧。自1978年以来，胜利油田共取得各类科研成果6129项，其中获国家级奖励102项，获省部级奖励596项，取得专利1333件，累计实施专利技术972项。胜利油田分公司严格按照公司法的规定规范运作，不断增强竞争实力和盈利能力，正逐步向决策科学、运作协调、管理严密的现代企业迈进。“十一五”期间，胜利油田以“共创百年胜利，共建和谐油田，共享美好生活”为目标，按照“三稳一保”的工作要求和集团公司整体部署，大力实施资源、市场和可持续“三大战略”，持续推进改革、管理、科技“三大创新”，全面推进党的建设、队伍建设、文化建设、民生建设、和谐环境建设等“五大和谐工程”，凝心聚力,向着科学发展、创新发展、和谐发展的 胜利油田是中国陆上第二大石油生产基地，自1961年发现、1964年正式投入开发建设以来，到2007年底，先后找到75个不同类型的油气田，累计生产原油9.08亿吨，生产天然气391.64亿立方米。胜利油田分公司现有油井22891口，开井17817口，原油年生产能力2700万吨。全油田平均综合含水率为90.34%，自然递减率14.7%，综合递减率5.83%。有气井371口，开井94口，年工业产气量7.84亿立方米；有注水井7455口，日注能力61.73万立方米,累计注采比0.79。拥有计量站2103座，注水站261座，联合站50座，年处理液能力3.25亿吨；接转站60座，年处理液能力7733万吨；污水站55座，年污水处理能力3.4亿立方米；原油集输管线2.09万条/1.28万公里；有93座海上采油平台，海底输油管线76条/144.4公里；形成了具有胜利特色的原油集输、脱水、污水处理配套技术。 2007年底胜利油田分公司下设21个二级单位，185个三级单位，1292个四级单位，分公司机关设15个职能处室，3个直属单位，有员工87379人，其中固定职工58526人，有高级技术职称2952人，中级技术职称8529人；所辖石油专业队伍中，采油队343个，稠油热采注汽队25个，采气队7个，输油（气）队88个，运输队4个；固定资产和油气资产总量为652.05亿元，其中油气资产净值548.26亿元；机械装备总量30792万台，装机总功率237.93万千瓦，平均设备新度系数0.39。 中国石化胜利油田有限公司于 2000年5月28日正式挂牌成立，为中国石化股份有限公司的全资子公司。是由胜利油田的油气勘探开发主体部分重组改制而成的。

长庆油田数字化建设系列报道之六

数字油田的“探路者” ——长庆油田数字化建设系列报道之六 数字化是石油工业现代化的必由之路。西峰油田在开发建设的过程中，大胆创新，结合新技术攻关将数字化成功应用到开发管理中，走出了低渗透油田高效开发的现代化油田建设之路，成为低渗透油田开发的一个“范本”。 ——题记 提起西峰油田，“中国陆上低渗透油田现代化建设的一面旗帜”、“现代石油工业的一朵奇葩”……一个个美誉接踵而来。而细心的人会发现，这许许多多的美誉中都离不开“现代”二字。传统印象中荒凉、艰苦、繁重的石油工业场景怎样与现代化划上了等号？ 扫描“西峰模式”这个响当当的称号，不难发现，蕴涵着现代科技和管理理念的数字化的广泛应用，将西峰油田带上了一条通往现代工业文明的高速通道，西峰油田也成了长庆油田建设数字化油田的一道亮丽的风景线。 数字化催生西峰模式 有人说西峰油田的最大魅力主要体现在高科技给油田开发和管理带来的革命性变革。事实上，作为中国陆上近10年来石油勘探发现的重大成果，西峰油田从开发初期就备受关注。为了开发好、管理好西峰油田，自西峰油田开发建设伊始便坚持着高标准的起点，向着现代化油田的方向发起了挑战和探索。 广袤平坦的董志塬不仅将丰厚的石油地质资源交给了在这片土地上苦苦耕耘探索的长庆人，也以得天独厚的地理优势为西峰油田的开发建设者们提供了搭建现代化信息通道的便利。敢为人先的长庆人在这片土地上将智慧铺就成跨时空、地域连接的高速信息通道，完成了实现数字化的最基础平台。如今，西峰油田的网络建设已延伸到各个井站，覆盖率达到100%。 在信息网络健全的基础上，按照“四高、四新”的建设要求，西峰油田坚持创新主导建设、创新主导开发的思路，打造了以“五优四化、18项核心技术”为代表的“西峰模式”，探索出了用数字化开发、管理低渗透油田的新路子。目前，西峰油田已形成了以总控室为中心，辐射各作业区中控室和井站的集远程监控分析、信息反馈、资料收集、生产调度、指挥协调于一体

胜利油田积极推进“数字油田”建设扫描

胜利油田积极推进“数字油田”建设扫描 一、信息技术推动勘探开发上水平、出效益，形成了“331”的良好局面 勘探应用上实现了“三个提高”。一是在处理能力上，初步建成了以微机集群、IBMSP 为主要运算设备，以工作站为辅助，大容量磁盘阵列、磁带库为海量存储设备的国内第二大地震资料处理中心，微机群的总节点数达到768个，处理速度可达每秒5万亿次。油田三维地震资料的年处理能力突破了8800平方千米，使油田地震资料叠前时间偏移处理由实验阶段进入常规处理阶段，居国内先进水平。二是在处理方法上，装备了OMEGA等3套世界先进处理软件，实现了大型主流软件主要功能模块与国际先进水平同步更新，形成了以叠前属性、多域去噪、波动方程等目前最先进的处理方法以及自主开发的STseis2.0系统波动方程并行深度成像处理软件为代表的较为完善的勘探方法系列，实现了多套处理系统的技术互补，处理方法达到国际先进水平。三是综合解释建成了以服务器为支撑、以工作站为主力、以高档微机为辅助、以网络为纽带的勘探综合解释研究应用体系，基本满足了常规解释、特殊处理解释和连片资料综合研究的需要，居国内先进水平。 开发应用上实现了“三个加强”。一是完善了油藏数值模拟并行技术，油藏数值模拟运算速度达到每秒1200亿次，138万网格节点的油藏数值模拟速度提高到“九五”末期的20倍。能够量化剩余油研究和进行非主力油层的精细分析，充分保证胜坨等整装大油田的全油藏整体模拟。二是形成了以水驱油藏、稠油热采油藏、三次采油油藏数值模拟为代表的油藏数值模拟技术系列，拥有7类25种具有各自特点和适应性的软件，满足了隐蔽油气藏储层预测需求，实现了综合油藏描述技术系统化。三是精细油藏描述水平显著提高，基本满足了油田开发后期提高采收率对精细油藏模型精度的需求。测井资料处理解释形成了以自主开发的生储盖综合评估系统（SW AWS）为代表的技术系列，处理解释能力达到每年5000多个井次。 勘探开发“一体化”应用逐步展开。“九五”以来，胜利油田组织建设了勘探、开发、采油工程、钻井等八大信息系统，在提高各专业系统自身研究和业务管理水平上发挥着重要作用。随着油田信息化应用程度的延伸，为满足专业系统信息共享和细化管理的需要，油田进行勘探开发一体化应用，进行原有系统的互联互通和数据中心建设工作，并建立了通用标准体系。在此基础上，胜利油田从2004年开始着手建设统一源头、统一标准、统一管理，具备国际一流、国内领先水平的企业级数据中心，为提升“数字油田”建设水平，实现高度的信息共享和业务集成奠定坚实的基础。 “十五”以来，胜利油田加大信息技术的应用力度，配套先进的管理方法，增加可采储量2100万吨，提高采收率2％。在勘探开发难度逐年加大的情况下，油田连续22年新增探明石油地质储量过亿吨，连续8年实现储采平衡，连续6年产量稳定在2660万吨以上。 二、抓好“三个结合”，“数字油田”建设提升生产管理水平 针对油田生产点多、线长、面广的特点，胜利油田充分利用信息技术提高生产动态及时把握、快速反应和生产过程优化水平，油田生产运行质量显著提升。 一是抓好信息化与生产动态把握的结合，实现生产过程的实时监测。实现了千米以下油井生产参数动态监测，百公里以外输油管线、供电管网运行状态尽收眼底，提高了生产指挥

长庆油田 第五采气厂简介

第五采气厂简介 第五采气厂组建于2009年3月10日，其前身为“苏里格东部气田开发项目部”，隶属于中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司。2010年3月12日，根据《关于苏里格东部气田开发项目部更名及完善内设机构的通知》（长油字〔2010〕46号）要求，更名为“第五采气厂”，并于4月16日正式在西安挂牌成立。 第五采气厂辖区地跨内蒙古自治区和陕西两省，负责苏里格气田东区和苏**井区的日常管理和矿权维护工作，所辖区域矿权面积**万平方公里，探明储量**亿立方米，探明面积**平方公里，累计建成产能**亿立方米/年，管理气井**余口，建成集气站30座，污水回注站1座。目前，全厂设机关科室12个，机关附属单位5个，基层单位5个，员工总量598人。 建厂以来，采气五厂坚持以科学发展观为统领，认真贯彻落实油田公司各项工作部署，优质高效推进产能建设，开发规模不断扩大，气量不断刷新历史记录，成为长庆油田历史上建产、上产速度最快的单位。2010年天然气产量17.98亿方，2011年天然气产量21.41亿方，2012年天然气产量29.12亿方，2013年天然气产量35.41亿方，2014年天然气产量35.52亿方，刷新了苏东气田历史产量新记录，创造了连续两年稳产的历史跨越，走上了低成本、高效益、内涵式发展道路。 在发展过程中，第五采气厂以创新为驱动、依法合规为原则，构建了“232”管理体系（2—两个转变、两个下移，3—三全管理法，2

—二维标准作业程序），实现了管理方式、生产方式、组织方式的深刻变革，提高了企业现代化管理水平和可持续发展动力。以实现本质安全为目标，强化源头风险防控，积极推行QHSE管理体系，持续推进气田数字化、智能化建设，连续六年保持了安全平稳供气。深化气田开发管理，建立了气井“三位一体”智能精细管理平台，形成了以井位优选、储层改造为主的5大系列15项开发技术，创立了智能排水采气、水平井管理等16项核心生产技术，实现了气田科学高效开发。 在全体干部员工的无私奉献和辛勤努力下，第五采气厂先后荣获“全国五一劳动奖状”、全国“安康杯”竞赛优胜单位、全国“工人先锋号”、“宁夏回族自治区工人先锋号”等国家及省部级以上集体荣誉称号，涌现出了“全国五一劳动奖章”、“内蒙古自治区五一劳动奖章”、“鄂尔多斯市劳动模范”、“集团公司优秀共产党员”、“集团公司青年文明号”、“‘西部大庆’劳动竞赛铁人先锋号”等国家及省部级先进个人，取得了物质文明和精神文明双丰收。 站在油田公司“适应新常态、谋划新发展”的新的历史起点上，第五采气厂将牢牢把握“稳中求进”的总基调，坚持“总结、完善、优化、提升”的工作方针，按照公司新常态下转型发展“2345”的基本路径，以持续稳产、提质增效为核心，更加注重“抓上产、保安全、转方式、重民生”，着力营造良好的发展环境，团结动员广大干部员工凝心聚力、奋发进取，为油田公司5000万吨持续稳产和西部大庆提质增效做出应有的贡献。