数字化信息化油田汇总
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自动化、信息化、数字化 油气田概述
中国石油大学
目录
1、油气田自动化 1.1 油气田自动化技术现状 1.2 油气田自动化建设技术上取得的主要成绩 1.3 油气田自动化建设存在的主要问题 1.4 自动化技术发展趋势 2、油田信息化 2.1 存在的主要问题 2.2 油田信息化建设问题分析 2.3 油田信息化的发展 3、数字油田 3.1 数字油田的形成 3.2 数字油田的产生发展过程 3.3 数字油田的内涵和技术
达到节能降耗的作用，使仪表控制系统真正
发挥应有的作用。
1.2 油气田自动化建设技术上取得的主要成绩
（4）应用自动化系统辅助油井生产管理 YD油井远程在线计量优化分析系统提供了数据采集控制、工况
诊断、产液量计量、优化设计等多项功能。因此，油田现场需要从 关注单井计量准确度向辅助油井生产管理转变，要应用油井远程在 线计量优化分析系统来辅助油井生产动态分析、生产维护（洗井、 清蜡、调平衡等）、检泵作业计划的安排、措施作业的方案制定、 抽汲参数的优化调整等，实现信息化服务于油水井生产管理。
1.2 油气田自动化建设技术上取得的主要成绩
（1）改变单井计量模式促进了地面工艺的简化和优化
自2005年以来，大港油田先后建立了“西一转”、“港浅8-6”、
“枣园”油井远程在线计量技术示范区。2006年在大港油田全面推 广应用1000多口井，其中港西油田所有的400多口油井，包括抽油机
井、电泵井、螺杆泵井及自喷井等所有井型，都应用YD油井远程在
（1）整装油田自动化技术
整装油田是指中国石油所属的以大庆、辽河油田为代表的东部 油田，以长庆西峰油田为代表的西部油田。
东部油田如大庆、辽河等油田，自动化大多以单项工程或单
项生产过程自动化为主，井口通常不设置自动化设施，没有形成 整个油田的自动化管理。
西部油田自动化根据工艺技术和运行管理的要求，仪表与自
1、油气田自动化
油田生产自动化监控系统和生产数据自动化采集系统是数字油田的重
要基础。随着信息技术和自动化工艺的不断发展，生产自动化系统在
油田生产中的应用越来越广，为油田高效开发、降低消耗、安全生产、 减轻员工劳动强度、提高工作效率和管理水平提供了可靠的保障。
自动化系统实现了监测和生产现场处理问题的分离，形成了以中控室
控系统从满足生产工艺过程安全、经济运行的角度进行设置，建 立了全油田的SCADA系统。
1.1 油气田自动化技术现状
（2）沙漠及自然条件恶劣油田自动化技术
沙漠及自然条件恶劣的油田如塔里木、吐哈各油田，生产基 本实现了油田井口、计量/阀组间无人值守； 联合站内控制中心
集中监控（站内DCS 系统）；以作业区为控制中心，建立了全油
油机上安装载荷、压力等传感器，对抽油机悬点载荷、液面、 压力、温度等连续监测，当增大或降低超限时进行报警停机，
并将停机信号上传到中心控制室，为油藏工程分析提供准确的
数据。
1.2 油气田自动化建设技术上取得的主要成绩
（3）优化检测控制点达到节能降耗的作用
大庆油田第六采油厂将测控仪表的选择
与工艺流程相结合，通过优化检测点的设置，
田的监控与数据采集系统（油区SCADA 系统），接收油井、计 量站以及联合站DCS 系统传送的数据，对全油田进行集中监视和
管理。
1.1 油气田自动化技术现状 （3）低产和边远散小油田自动化技术
低产和边远散小油田由于自身的特点，其
自动化水平较低，基本不设自动化系统。参数
检测多为就地指示仪表，现场由人工进行操作。
线计量优化分析系统，实现了“单管集油”、“撤销计量站”、 “部分撤销掺水流程”、“地面管线串糖葫芦”，“大大减少地面
管线投资和维护成本”的目标，节约投资和减少成本数千万元，取
得了较好的经济效益。该技术实现了原来“计量站--转油站—联合 站”三级布站向二级、一级布站新模式的转变，开创了老油田地面 流程简化优化的“港西模式”。
1.2 油气田自动化建设技术上取得的主要成绩
（2）抽油机的控制为油藏工程提供了准确的数据
油田抽油机的检测与自控，使一些长期困扰抽油机管理的
问题得以解决。通过安装抽油机控制器和电机控制箱，实现了 抽油机遥开、遥关、电机过载和缺相自动停机保护并发出报警
ຫໍສະໝຸດ Baidu
信号等功能。通过随机的监控，可预防意外事故的发生。在抽
为中心的生产运行模式。中控室通过实时监测发现问题并发出指令， 巡检人员接到指令后驾车到现场解决问题。这种模式不仅使职工的工
作条件有了根本改善，也使现场工作效率大幅度提高。
1、油气田自动化
1.1 油气田自动化技术现状
在采油井的产液量、含水率和产气量的计量上，为适应低产油井
的需要，研制了许多新的计量方法和设备，如三相不分离计量、 功图法量油；生产过程控制系统PLC、DCS 和SCADA 系统的
1.1 油气田自动化技术现状
（4）整装气田自动化技术
我国陆上气田主要分布在中西部地区的鄂尔多斯盆 地、四川盆地、塔里木盆地、准格尔盆地以及吐哈盆
地。气田自动化通常按照气田调度管理中心、气田调
度控制中心、站场控制系统进行设置。气田调度管理 中心主要负责整个气区的生产监视和调度管理。
（4）整装气田自动化技术
油田公司生产指挥调度中心 气田生产调度管理中心 油田公司 信息中心
WAN
采气厂生产调度中心 已建中心控制系 统SCAN300 SCADA 中心控制系统 （新增）
气田通信中心 （含一点多址微波，卫星和光纤通信）
净化厂和集配 气总站DCS
集气站站 控系统
……
集气站站 控系统
净化厂和集配 气总站DCS
净化厂和集配 气总站DCS
1.3 油气田自动化建设存在的主要问题
（1）盲目追求自动化水平，功能过剩，检测点设置不合理，投资过
高。 （2）自控仪表设备的设置及选型与现场工况不相适应，没有充分考
虑现场的工况条件，造成现场自控设备不能正常使用。
应用。
油气田自动化系统可分为两部分：一是用来完成过程控制和数据 采集的SCADA 系统或DCS 系统；二是用来保护工艺设备和人身
安全、保护环境、减少和避免事故发生的ESD 系统（紧急停车系
统）。对于辅助生产装置（如油田联合站注水系统等）采用IPC、 PLC、DCS 等控制方式。
1.1 油气田自动化技术现状
中国石油大学
目录
1、油气田自动化 1.1 油气田自动化技术现状 1.2 油气田自动化建设技术上取得的主要成绩 1.3 油气田自动化建设存在的主要问题 1.4 自动化技术发展趋势 2、油田信息化 2.1 存在的主要问题 2.2 油田信息化建设问题分析 2.3 油田信息化的发展 3、数字油田 3.1 数字油田的形成 3.2 数字油田的产生发展过程 3.3 数字油田的内涵和技术
达到节能降耗的作用，使仪表控制系统真正
发挥应有的作用。
1.2 油气田自动化建设技术上取得的主要成绩
（4）应用自动化系统辅助油井生产管理 YD油井远程在线计量优化分析系统提供了数据采集控制、工况
诊断、产液量计量、优化设计等多项功能。因此，油田现场需要从 关注单井计量准确度向辅助油井生产管理转变，要应用油井远程在 线计量优化分析系统来辅助油井生产动态分析、生产维护（洗井、 清蜡、调平衡等）、检泵作业计划的安排、措施作业的方案制定、 抽汲参数的优化调整等，实现信息化服务于油水井生产管理。
1.2 油气田自动化建设技术上取得的主要成绩
（1）改变单井计量模式促进了地面工艺的简化和优化
自2005年以来，大港油田先后建立了“西一转”、“港浅8-6”、
“枣园”油井远程在线计量技术示范区。2006年在大港油田全面推 广应用1000多口井，其中港西油田所有的400多口油井，包括抽油机
井、电泵井、螺杆泵井及自喷井等所有井型，都应用YD油井远程在
（1）整装油田自动化技术
整装油田是指中国石油所属的以大庆、辽河油田为代表的东部 油田，以长庆西峰油田为代表的西部油田。
东部油田如大庆、辽河等油田，自动化大多以单项工程或单
项生产过程自动化为主，井口通常不设置自动化设施，没有形成 整个油田的自动化管理。
西部油田自动化根据工艺技术和运行管理的要求，仪表与自
1、油气田自动化
油田生产自动化监控系统和生产数据自动化采集系统是数字油田的重
要基础。随着信息技术和自动化工艺的不断发展，生产自动化系统在
油田生产中的应用越来越广，为油田高效开发、降低消耗、安全生产、 减轻员工劳动强度、提高工作效率和管理水平提供了可靠的保障。
自动化系统实现了监测和生产现场处理问题的分离，形成了以中控室
控系统从满足生产工艺过程安全、经济运行的角度进行设置，建 立了全油田的SCADA系统。
1.1 油气田自动化技术现状
（2）沙漠及自然条件恶劣油田自动化技术
沙漠及自然条件恶劣的油田如塔里木、吐哈各油田，生产基 本实现了油田井口、计量/阀组间无人值守； 联合站内控制中心
集中监控（站内DCS 系统）；以作业区为控制中心，建立了全油
油机上安装载荷、压力等传感器，对抽油机悬点载荷、液面、 压力、温度等连续监测，当增大或降低超限时进行报警停机，
并将停机信号上传到中心控制室，为油藏工程分析提供准确的
数据。
1.2 油气田自动化建设技术上取得的主要成绩
（3）优化检测控制点达到节能降耗的作用
大庆油田第六采油厂将测控仪表的选择
与工艺流程相结合，通过优化检测点的设置，
田的监控与数据采集系统（油区SCADA 系统），接收油井、计 量站以及联合站DCS 系统传送的数据，对全油田进行集中监视和
管理。
1.1 油气田自动化技术现状 （3）低产和边远散小油田自动化技术
低产和边远散小油田由于自身的特点，其
自动化水平较低，基本不设自动化系统。参数
检测多为就地指示仪表，现场由人工进行操作。
线计量优化分析系统，实现了“单管集油”、“撤销计量站”、 “部分撤销掺水流程”、“地面管线串糖葫芦”，“大大减少地面
管线投资和维护成本”的目标，节约投资和减少成本数千万元，取
得了较好的经济效益。该技术实现了原来“计量站--转油站—联合 站”三级布站向二级、一级布站新模式的转变，开创了老油田地面 流程简化优化的“港西模式”。
1.2 油气田自动化建设技术上取得的主要成绩
（2）抽油机的控制为油藏工程提供了准确的数据
油田抽油机的检测与自控，使一些长期困扰抽油机管理的
问题得以解决。通过安装抽油机控制器和电机控制箱，实现了 抽油机遥开、遥关、电机过载和缺相自动停机保护并发出报警
ຫໍສະໝຸດ Baidu
信号等功能。通过随机的监控，可预防意外事故的发生。在抽
为中心的生产运行模式。中控室通过实时监测发现问题并发出指令， 巡检人员接到指令后驾车到现场解决问题。这种模式不仅使职工的工
作条件有了根本改善，也使现场工作效率大幅度提高。
1、油气田自动化
1.1 油气田自动化技术现状
在采油井的产液量、含水率和产气量的计量上，为适应低产油井
的需要，研制了许多新的计量方法和设备，如三相不分离计量、 功图法量油；生产过程控制系统PLC、DCS 和SCADA 系统的
1.1 油气田自动化技术现状
（4）整装气田自动化技术
我国陆上气田主要分布在中西部地区的鄂尔多斯盆 地、四川盆地、塔里木盆地、准格尔盆地以及吐哈盆
地。气田自动化通常按照气田调度管理中心、气田调
度控制中心、站场控制系统进行设置。气田调度管理 中心主要负责整个气区的生产监视和调度管理。
（4）整装气田自动化技术
油田公司生产指挥调度中心 气田生产调度管理中心 油田公司 信息中心
WAN
采气厂生产调度中心 已建中心控制系 统SCAN300 SCADA 中心控制系统 （新增）
气田通信中心 （含一点多址微波，卫星和光纤通信）
净化厂和集配 气总站DCS
集气站站 控系统
……
集气站站 控系统
净化厂和集配 气总站DCS
净化厂和集配 气总站DCS
1.3 油气田自动化建设存在的主要问题
（1）盲目追求自动化水平，功能过剩，检测点设置不合理，投资过
高。 （2）自控仪表设备的设置及选型与现场工况不相适应，没有充分考
虑现场的工况条件，造成现场自控设备不能正常使用。
应用。
油气田自动化系统可分为两部分：一是用来完成过程控制和数据 采集的SCADA 系统或DCS 系统；二是用来保护工艺设备和人身
安全、保护环境、减少和避免事故发生的ESD 系统（紧急停车系
统）。对于辅助生产装置（如油田联合站注水系统等）采用IPC、 PLC、DCS 等控制方式。
1.1 油气田自动化技术现状