长庆油田第八采油厂以高水平数字化转型支撑油田高质量发展

转变一，工艺制度执行由人工管理向智能管控转变

在油水井管理方面实现了一井一法。集成应用长庆油田公司已建系统，结合油水井动静态数据和工况实时诊断分析，科学制定工艺制度。实现采油时率、配注合格率等23项指标实时计算和自动生成；六小措施、注水井洗井等35项任务闭环管控。达到油水井工况智能感知、智能预警、智能分析的科学管理。同期对比，六小措施等任务人工发布及监督减少24.8万井次；均方差考核计算时间下降3.5h/d；配注合格率上升0.5%；检泵频次下降0.03次/年.井。

在管道管道管理方面实现了一线一策。在管道完整性管理的基础上，通过实时采集管道介质流速、矿化度、运行压力等13项参数，建立III类管道定量分析模型和失效数据库，对失效风险评估赋分，精准判断管道运行风险，科学制定清水试压和巡护周期，实现小口径管道完整性管理精细化。通过模型计算的65条高风险管线，试漏率达64.6%，初步实现精准试压。2022年管道失效率下降0.004次/年/km。

在场站管理方面实现了一站一工艺。按照场站完整性管理思路，将工艺管理制度、标准操作规范信息化、可视化，周期性推送任务，形成任务自动推送、有效执行、真实反馈的闭环管理模式；同时通过对场站设备运行参数的大数据采集处理、智能分析，精准预警问题发生趋势，提前制定防范措施。场站运行管理日趋规范，运行指标、任务完成率、操作执行率大幅提升。场站机泵故障率下降11.8%，流量计故障率下降21%，水质达标率提升2.6%，场站维护费用年节约345万元。

转变二，生产组织模式由多级分散向集中统一转变

通过“大监控”集中统一监控运行模式，管理架构由“三级监控三级运维”压缩为“一级监控两级运维”，实现了管理架构的扁平化和管理资源的集中优化；管理指令和操作指令由“多级”转变为“直达”，生产组织效率大幅提升。优化盘活用工120余人，劳动生产率有效提升。

转变三，安全环保管控由被动治理向主动预防转变

“大监控”运行模式以QHSE体系建设为统领，以“安眼工程”建设为抓手，强化过程管控、深化结果应用，确保安全环保责任落实落地。进一步完善大监控运行模式各岗位安全生产责任清单，充分发挥风险作业管控岗位职责，将“远程协同监控”与“现场监督核查”相结合，实现安全环保“四全管理”，确保了“大监控”运行模式安全高效。管道失效率下降33.3%，产废比下降15.2%，QHSE业绩得分从B2级上升为B1级。

转变四，岗位职责落实由单一分散向系统全面转变。

严格按照集团公司两册管理要求，将标准、规范、制度、体系文件和“两册”融入系统，建立“自动推送→日常工作、核实分析→预警工作、制定发布→重点工作”智能模式，实现“技术+管理+操作”岗位职责的贯通协同，各岗位人员职责明确、标准清晰、操作规范、履职到位。

转变五，分析报表由人工填报向自动生成转变。

实现4类20项报表自动生成，减少人工数据录入45项，技术人员工作重心由资料整理、常规分析向预警分析、技术研究转变，形成工艺运行制度和参数大监控日对比分析、作业区周总结分析、厂月度系统分析反馈的决策支持体系，数字赋能支撑科学决策。

面对新形势、新任务、新目标，长庆油田第八采油厂始终坚持以党的二十大精神为引领，全面遵循中国石油天然气总公司以及长庆油田发展方略，踔厉奋发，勇毅前行，持之以恒推进“大监控”运行模式向纵深发展，全力打造长庆油田公司首批智能化采油厂示范样板，为长庆油田公司打造世界一流大油气田，建设基业长青的百年长庆做出新的更大的贡献。