《油气生产管理信息化建设指导意见》(定稿).doc

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油气生产信息化建设指导意见

一、 总体要求
（一）基本思路
贯彻落实国家“以信息化带动工业化，两化深度融合”的信息化发展战略，与油公司体制机制建设相结合，通过对油气生产管理分类实施可视化改造、自动化升级、智能化建设，为提高生产效率和管理水平提供支撑。
（二）基本原则
1.效率、效益原则。以提高效益为中心，以提高生产和组织效率为出发点，通过信息化技术提升生产管理效率，促进生产组织管理模式转变。
2.实用、简便原则。充分利用已有的信息化设施，按照实用、简便原则开展油气生产信息化建设，充分发挥信息化提升对油公司体制机制建设的促进作用。油气水井巡井和输油管线巡护工作推行可视化；新建区块生产装置配套自动化；海上油气田、高含硫气田推进智能化。
3.整体规划、分步实施。各企业要按照股份公司的统一要求，对油气生产信息化建设工作进行整体规划，结合油田生产和经营管理需要，有计划、有步骤地开展信息化建设。采油管理区建设不到位的区块暂不实施、处于亏损状态的油气区块暂不实施，方案不落实、效益不明确的区块暂不实施。
4.继承创新、集成整合。要充分借鉴国内外油公司油气生产信息化经验和技术成果、整合油气田已有的工艺技术设施和信息技术资源，实现工艺与信息技术的融合提升。
（三）总体目标
到“十三五”末，全面实现油气生产过程可视化、生产运行状态全面感知、生产实时监控和高效运行指挥，全面提高油气生产管理水平，促进油田管理效率和经济效益的提升。
二、组织与管理
1.集团公司成立油气生产信息化建设协调小组，油气勘探开发公司成立项目实施工作组。
（1）油气生产信息化建设协调小组由主管上游工作的集团公司领导担任组长，信息化管理部、油田勘探开发事业部领导担任副组长。
领导小组的职责是：确定油气生产信息化建设的思路、原则和目标，统筹组织油气生产信息化建设工作，协调决策项目建设过程中的重大事项；组织审查各分公司生产信息化实施计划；组织实施过程检查、项目评估和验收；指导人才培训和宣传工作。
（2）油气生产信息化建设项目实施工作组由油田勘探开发事业部分管领导任组长，成员由熟悉油气生产信息化建设的专家组成，作为一个临时机构在生产信息化建设阶段集中办公。主要负责项目建设过程中的标准制订、设备选型、实施过程指导；参与技术方案审查。
2.各分公司要成立以主要领导任组长、分管领导为副组长的油气生产信息化建设领导小组，协调推进油气生产信息化建设。
各分公司信息化管理中心负责统筹生产信息化项目管理，与相关专业部门配合编制分公司生产信息化整体规划，负责组织相关专业系统的集成、应用需求管理、信息设备管理和信息系统运维管理。
3.生产信息化建设项目按照油气勘探开发公司投资管理流程和项目决策程序管理。
4.油气勘探开发公司制定统一的软硬件技术参数、通讯规约等技术要求；各分公司严格按照中国石化物资采购的有关规定对供应商进行筛选，产品纳入ERP系统；各分公司要建立供应商考核评价机制，对其准入资格实施动态管理。
5.各分公司要建立健全运维管理制度，组织好对集成商和运维服务商的管理；集成商承担产品监理责任，原则上由集成商负责运行维护服务；运行维护资金纳入企业年度预算。
6.以经济效益评价为依据确定建设项目。油气生产信息化建设项目经批准立项后，以批准的可研报告中的经济评价结果为依据，纳入各分公司的年度预算目标和企业年度考核。
三、 建设内容
（一）老油（气）田信息化
老油（气）田信息化建设要在油公司体制建设基础上有序推进，基本目标是实现视频全覆盖，生产数据按需采集；对具备自动化条件的设备实现远程控制。建设投资纳入系统配套。
1.网络
网络传输突出安全、快速、稳定，要充分利用已建成的光纤主干网络；采用有线、无线混合组网技术完善通讯链路。
（1）主干网要满足工控网、视频网、办公网三网信息传输和安全的需要。
（2）受地域环境、社会环境等因素限制时，个别偏远井场或站库可以选择使用运营商提供的公网链路或使用无线网桥建立区域性通讯链路，汇聚后以光缆接入主干网络。
（3）油井井场采用无线组网技术，多项数据经RTU、井场交换机就近发送至通讯基站。站场内信息传输优先选用有线方式。
2.视频监控
（1）视频监控全面覆盖井、站库、管线重要节点等油气生产设施。
（2）对油区安保范围内的重要出入路口、安防重要节点实施视频监控。
（3）视频监控一般采用单点监控方式，监控点密集分布区域可采用区域监控。
3.数据采集与自控
（1）油井
油井采集压力、温度、电参数等数据（抽油机井增加载荷、位移、冲次数据，螺杆泵井增加转速数据），产液量计算采用功图法、微压差法等方法，各单位根据实际情况配备相应数量的移动计量标定设备；已安装变频控制柜的井可按照操作规程实现远程启停、远程调参。
（2）气井
气井采集压力、温度等数据；高酸性气井增加地面、井下安全阀智能控制和有毒有害气体浓度监测装置；产气量计算根据现场实际情况确定计量方式。
（3）海上油气井
海上油气井要实现智能关断（控制），按照不同井别实现生产参数的自动采集。
（4）注入井
注入井（注水井、注天然气井、注蒸汽井、注CO2井、注聚井等）压力、温度、流量等相关数据通过注入站（注水站、配水间、注汽站、注聚站等）进行采集。
（5）特殊工况井
特殊工况井在上述常规生产数据采集的基础上，气举井增加注气压力、流量数据采集；掺稀井增加注入稀油压力、流量数据采集；稠油热采井增加蒸汽注入压力、注入量、焖井时间数据采集；煤层气井增加产水量数据采集。
（6）小型站场（库）
小型站场（库）包括集油阀组、配水（汽）阀组、增压站、接转站、注入站、集气站、输气站等。数据采集内容包括温度、压力、流量、液位、设备运行状态、可燃气体及有毒有害气体浓度等数据，并根据已有条件和需要，实现设备远程控制。
（7）大型站库
大型站库包括联合站、轻烃处理站、天然气处理（净化）厂等。数据采集内容包括温度、压力、流量、液位、设备运行状态、可燃气体及有毒有害气体浓度、阀门开度、阀门状态等数据，在控制室集中监控。
（8）集输管线
集输管线要结合周边环境、管线材质和管输介质等条件优选光纤监测、负压波法、次声波法等泄露监测技术进行管线泄露报警与定位；高酸性天然气集输管线、海上油气集输管线在采集泄漏监测数据基础上同时实现智能关断。长输管线信息化系统按照《智能管线建设标准》进行建设。
（二）新区产能建设
新区产能建设方案要同步考虑生产信息化建设内容，与地面工程同时设计、同时建设、同时投运。利用信息技术优化地面工艺流程设计，简化流程、节约投资。
1.网络
主干网络采用光纤组网，光纤随油气管道同沟铺设或与电力线路同杆架设，覆盖井场、站库等各类油气生产设施和工作基地。其他要求与老油（气）田信息化建设标准相同。
2.视频监控
视频监控按照老油（气）田信息化建设标准执行。
3.数据采集与控制
（1）油井
数据采集标准与老油（气）田信息化建设标准相同；根据产能建设方案设计实现远程控制。
（2）小型站场（库）
数据采集按照老油（气）田信息化建设标准执行。根据其设计要求实现设备远程控制，达到远程管理、无人值守的标准。
（3）集输管线、气井、注入井、特殊工况井、海上平台、大型站库按照老油（气）田信息化建设标准执行。
（三）油气生产运行指挥平台
1.油气生产运行指挥平台分为软件系统（油气生产运行指挥系统---PCS）和硬件环境两部分内容。
2.油气生产运行指挥系统满足管理区、采油（气）厂、分公司和总部的管控需求，由油气勘探开发公司按照《油气生产信息化建设技术要求》统一定制、推广，并不断扩展应用功能。
3.油气生产运行指挥平台硬件环境由各分公司按照《油气生产信息化建设技术要求》本着“管用、够用、节约、经济”的原则建设；油气生产管理区原则上不设大屏幕。
四、进度安排
按照效率、效益优先的原则，遵循“三个不干”的要求，整体上以采油气管理区为单位，成熟一个干一个，“十三五”末符合建设条件要求的全面建设到位。具体进度安排：
2015年西北基本完成;中原（普光）、胜利（海上、新春采油厂）、西南（元坝）基本完成;中原（老区）、河南、江汉、江苏各选择一个采油气管理区或一个采油气厂进行试点；胜利完成20%。
2016年江苏、华东基本完成;江汉（涪陵）、华北（天然气）、河南（春光）基本完成;江汉60%、西南60%、 胜利40%、中原（老区）40%、河南40%、东北40%；
2017年江汉、西南、东北基本完成；胜利完成60%、中原（老区）60%、河南60%、华北60%；
2018年中原（老区）、河南、华北基本完成，胜利完成80%；
2019年胜利基本完成；
2020年全部完成。
五、保障措施
（一）提高认识，加强组织领导
油气生产信息化是支撑油公司机制运行、保障企业可持续发展的重要技术手段，各分公司要提高认识、加强组织领导，保证油气生产信息化建设工作顺利推进。
（二）不断拓展生产信息化应用功能、推进信息化条件下生产装备的创新、研发
推动油气生产信息化技术的消化与吸收，重点开展油气生产运转设备（抽油机、电机、泵等）的智能分析诊断、油气集输系统动态模拟和参数智能优化运行研究；开展撬装设备、柔性控制、自控装置研发，不断提高油气生产信息化水平。
（三）强化数据资产管理，挖掘数据价值
加强对数据资产重要性的认识，重视数据资产的管理，采取必要的安全技术手段和保护措施确保数据资产安全；不断拓展数据应用、挖掘数据价值。
（四）重视信息化条件下员工操作技能培训
各分公司要加强员工在信息化条件下的操作技术培训工作，不断提升一线员工在信息化条件下的工作技能；要在油气生产信息化项目建设过程中培养出一批管理能力强、业务技术水平高的复合型信息化建设和管理的人才队伍。

附件1：《油气生产信息化建设技术要求》
附件2：《油气生产信息化建设项目可行性研究报告编制模板》
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