2023年9月，习近平总书记在黑龙江省视察时首次提出“新质生产力”这一重要概念。大庆油田作为身处龙江、肩负保障国家能源安全重任的国有特大型油气生产企业，深入学习贯彻习近平总书记关于发展新质生产力等一系列重要指示精神，坚持以新质生产力推动传统产业数智化转型升级，选取第三采油厂作为“数智大庆油田”建设的先行示范单位，探索形成了“数据采集自动化、现场巡检可视化、工况诊控智能化、生产管理专业化”的油田管控新模式，为传统大型油气生产企业转型升级提供了可复制、可推广、有价值的实践经验。
一、实施背景
（一）数智化转型升级是落实国家战略、发展新质生产力的重要举措
习近平总书记多次强调，健全因地制宜发展新质生产力体制机制，支持企业用数智技术、绿色技术改造提升传统产业。大型国有企业，必须加快发展以高技术、高效能、高质量为特征的新质生产力，加速推动技术革命性突破、生产要素创新性配置和传统产业深度转型升级，切实履行好服务国家重大战略的政治责任。
（二）数智化转型升级是应对行业变革、建设世界一流现代化百年油田的必然选择
数智技术已成为全球能源产业格局变革的重要驱动力。中国石油将“数智石油”作为五大发展战略举措之一，大庆油田编制实施了《大庆油田数字化转型智能化发展纲要》。油田企业主力采油厂，只有积极探索数智化转型升级模式，快速走上数产深度融合之路，才能持续为建设世界一流现代化百年油田提供强力支撑。
（三）数智化转型升级是破解传统大型油气生产企业深层次矛盾、增强发展动能的现实需求
大庆油田第三采油厂历经60年开发建设，已步入水驱、聚驱、三元复合驱并存的“双特高”开发阶段，井站规模持续扩大与员工总数逐年递减的矛盾日益突出，特别是“十三五”以来，在油水井增加1357口的情况下，每年退休自然减员达到5%，传统管理模式已难以满足油田生产经营需要，只有依托数智化转型，加快劳动组织方式、开发生产模式变革，才能有效破解矛盾问题，推动生产力不断跃迁升级，为老油田高质量发展注入强劲动能。
二、主要做法
大庆油田第三采油厂聚焦新质生产力基本内涵，着力推进劳动者、劳动资料、劳动对象及其优化组合跃升，探索形成了“数据采集自动化、现场巡检可视化、工况诊控智能化、生产管理专业化”的数智化转型升级“四化”模式。
（一）聚焦劳动者技能跃升，推进数据采集自动化，实现资料录取、数据选值、生产报表的智能替代
从基础生产数据“录—选—用”工作入手，加快推进数字化改造、智能化升级，将员工从重复性劳动中彻底解放，形成更高素质的劳动力、更新质态的生产力，推动劳动效率跃升。
1. 完善基础建设，实现资料自动录取
建立“万兆上联、千兆汇聚”、覆盖“厂—作业区—班站—现场”四级生产管理单元的数据传输网，在油水井、计量间及地面站场安装载荷传感器、压力变送器、温度传感器等仪器仪表，采集油田生产数据，实现油井示功图、电参、油压等21项油气生产物联网统建数据自动采集；通过动态扩展框架、自研模块、建模衍生计算等方式，增补螺杆泵转速等10项生产参数和电池电压等12项仪表状态参数，拓展掺水立管温度等4项关键点位数据，人工采集数据工作量90%以上实现数字化替代。
2. 开发选值软件，实现数据自动选值
集中油藏、采油、地面、信息四大系统专业骨干，建立“提—筛—选”的数据规范治理流程，开发实时数据转储提取软件，从每日采集的140多万条实时数据中提取关键信息，梳理油井102项、注水井35项、注入井10项、注入站38项，分门别类地转储到应用数据库中；开发数据自动清洗筛选软件，实现无效功图、电参异常数据自动识别和剔除，合格率保持在99%以上，为选值环节提供优质的数据资源基础。
3. 打通数据链路，实现报表自动生成
制定油水井生产日报选值标准，完善15项参数自动选值规则，按照日报结算时间点，每日自动选值，生成一张以井为单位、作业区为单元的选值报表，打通厂日报数据库与源数据平台的推送链路，实现与A2/A5系统无缝对接，人工填报工作量降低83%，审核工作量下降60%，报表准确率达98%以上。同时，开展站系统报表资料采集、提炼归档、报表精简、自主研发、数据治理和深度应用攻关，实现站场报表自动生成、跨网跨平台一键推送，数字化替代率达92.8%，报表录入时间由2.5小时缩减至20分钟，录取效率提升7.5倍。
（二）聚焦劳动资料跃升，推进现场巡检可视化，建立空地一体、全域感知、AI识别的智能工具
着力破解人工巡检难以全覆盖、管控难度大的问题，建立“雷达热感引导、视频远程操控、无人机靶向巡航、室内全景可视、移动式过程监督”的视频巡检网，并通过AI智能分析技术加持，形成更高技术含量的新型劳动资料和生产工具，推动生产现场管控效能跃升。
1. 构建“空地一体”的立体化巡检方式
利用视频巡检网，加强空中与地面一体化协同联动，对油水井、生产管线、湖泡、水渠和各类施工作业现场进行全时段、全区域、全覆盖巡检，用时不到人工的1/40，缓解了一线用工紧张局面，减少了野外巡检风险。
一是地面摄像头连续监控。根据生产巡检实际需求，在各站和计量间等生产场所布置摄像头，配备专人专岗，对摄像视频资料进行分类汇总、分析处置，替代人工巡检，巡检频次较人工增加5倍以上。
二是高塔鹰眼整体覆盖轮巡。每6小时对井、间巡视一次，自动录制现场设备运行及安全环保情况，设置专岗对视频资料进行回溯，筛查解决管线穿孔、设备及电路故障、人员不安全操作行为等隐患问题，问题发现和处置效率大幅提升。
三是无人机低空补充巡检。合理规划巡检路线，每天两次对属地内生产生活情况进行监督，对高空视频盲点、环境遮挡等重点区域进行补充巡检，消除固定视频巡检死角。同时，可应用高空喊话等功能，及时发现叫停违章行为。
2. 拓展“全域感知”的全方位监管手段
采取动静态结合、人机协同、网格联动等举措，推动对现场设备设施和生产运行情况的高效掌控。
一是开发综合感知技术。利用高空雷达热成像、多光谱和电子围栏等技术，24小时连续自动监测生产现场、生活区域热源变化，发现属地管线穿孔、外来闯入等安全环保、设备运行、综治安防等方面问题实时报警，做到10分钟发现、30分钟到场、60分钟处置。
二是自主研发智能单兵APP。开发监测接警、信息采集、井况查看、语音派单等互动模块，部署在中油即时通，岗位员工可实时掌握现场生产运行情况，确保监测无死角、无遗漏。
三是全面实施网格监管。按照“厂—作业区—基层班组”划分三级网格，全厂员工、油水井、站间、管线、设备全部进网定格；建立“线上实时监控、线下网格联动”的问题响应处置机制，做到“单兵”互动、网格治理，实现传统“人海战术”向“人机协同”转变。
3. 创新“AI识别”的智能化管理平台
自主研发《网格化巡查智能管理平台》，建立43种油田常见的安全隐患本体知识库，实现手扶吊物、违规穿戴劳保用品、作业现场不规范等25种典型违章智能识别，精准度达96.15%，做到各种不安全行为“一秒发现”“现场叫停”。
（三）聚焦劳动对象跃升，推进工况诊控智能化，形成及时报警、自动调控、高效决策的运行模式
依托物联网建设，通过极限试验和大数据分析，深度挖掘实时数据与生产运行状态的内在关联，将专家经验转化为可迭代优化的智能算法，实现了劳动对象从“挖石油”向“管数据”的跃升。
1. 在现场管理环节，实现井站智能诊断预警
摸索生产数据异常边界条件，开展极限试验，研究确定分析诊断模型，实现现场问题处理由“人工巡检、事后处置”的单一被动模式，向“数据驱动、事前预警”的智能主动模式转变。
一是井场管理。经过上千次现场试验摸索，确立泵况预警、生产告警、仪表异常预警3大类80项预警报警条件，开发应用平台系统，实时诊断杆断、结蜡、停机等问题，累计预警9.1万井次，准确率达99.4%，异常井诊断效率提升上千倍，油井热洗从“计划洗”向“按需洗”转变。
二是站场管理。开展各类站场异常工况极限试验190项1172次，探索机泵振动、储罐液位异常上涨等情况的报警阈值，建立多参数协同预警机制，实时监测预警异常情况，报警准确率达97.8%。
2. 在生产运行环节，实现设备远程自动调控
围绕“注、采、输”三个环节，研发远程自控技术，变革传统“现场人工操作”到“远程集中控制”，最终升级为“系统智能联动”，生产时率同比提高1.34个百分点，年多产油1.95万吨。
一是注入环节。部署多协议控制系统，通过电控阀每2分钟自动调整瞬时流量，替代人工操作，调整频率提高360倍，确保所有井时刻按方案注水，全厂应用覆盖率达91.1%；应用智能分注技术，实时远程调控层段水量，相比常规测调效率提高23倍以上，全厂应用523口井，注水合格率由88.9%提高到96.1%。
二是采出环节。构建一体化智能调控模式，通过远程控制机采井，可在指挥中心实现一键调参和“秒级”批量远程启停，所需时间由过去的40分钟缩短至1分钟以内；同时建立多目标协同参数优化模型，还可自动调参，实现供采协调、智能采油，调整频次由1次/月加密至3次/天，工况合理率提高12个百分点。此外，通过部署自控系统，在17座计量间239口井应用自动掺水装置，实现替代人工调节掺水。
三是地面环节。研究应用智能算法，推进各类站场调控远程化智能化。在注水站，实现供注、冷却、润滑三大系统异常预警、工艺联调。在注入站，研究推广水母联调、母液箱恒液位等技术，实现智能管护、无人值守。在污水站，摸索滤罐最佳反冲洗条件及顺序，转化成按需反洗逻辑算法，实现滤罐智能反洗、水质全时段达标。在转油站，完善控制系统，开发输油联锁程序，实现供输智能联动，应用智能加药、智能收油等技术，全面替代人工干预，建成大庆油田首座无人值守转油站。
3. 在生产管理环节，实现油田开发高效决策
全面梳理整合油田开发、生产、管理数据，自主研发平台软件，加强地面地下一体化运行，推动生产经营分析决策更精准、更科学、更高效。
一是自主研发“数智化量油管理系统”。建立数学分析模型，经过上万组数据训练，实现油井产量及液面信息实时推送，量油周期由5天缩短为10分钟，机采工况管理由月度分析向实时动态调整转变，问题发现处置效率大幅提升，工况合理率提高至83.16%，系统效率提高至34.86%。
二是自主研发“开发动态分析平台”。依据公司标准、历史开发数据及专家经验，建立10项常用参数57个异常判断界限，实现潜力井层自动筛选、方案设计一键生成等功能，年替代人工分析和调整工作量30.9万井次，方案编制效率提高20倍以上。
三是自主研发“生产经营管控平台”。设置9大业务场景、116项生产要素和363个经营指标，搭建水、电、气、药剂、作业管理模块，建立作业区、班组、单井单泵效益对标评价体系，自动计量并实时跟踪机泵单耗、系统效率等25项指标变化趋势，自动推送调整对策和措施方案，为开发生产提供决策支持。
（四）聚焦管理效能跃升，推进生产管理专业化，构建组织精干、业务流畅、运维高效的运营体系
围绕数智化建设应用场景和实际需求，研究推进组织机构重塑、管理流程重构、运维体系重建，形成高度适配数智化运行的生产关系，推动基层执行能力、响应速度和管理质效跃升。
1. 重塑作业区组织机构
打破由上至下逐级传达的传统管理模式，建立“中心直管、专业运行”的新型组织结构。
一是中心直管。作业区层面整合井站现场巡检、监控等业务，优选人员组建中控班，设置中控、运行等7个岗位。同时，让生产指挥中心管理人员进驻中控班合署办公，横向上加强生产、技术、安全、经营的统筹协调，纵向上实现指令直达岗位、穿透到底。
二是专业运行。组建数据运维班，内设井间数维、站场数维、设备拆装等5个岗位，负责按周期维保设备、按指令处置异常等工作。根据管理区域，将全厂78个注采班整合为60个巡检维护班，精简23.1%，岗位人员更加聚焦问题核实处理和简单维保操作。
2. 重构数智化配套管理机制
全面梳理优化生产运行制度流程，构建高效协同的新型工作机制，激活数字化转型升级效能。
一是优化业务工作流程。以数据流转和处理为主线，整合生产、视频、衍生、指令等数据，全面接入大庆油田统建管理平台，打破各业务、各平台之间信息壁垒，重新梳理生产、安全、技术等方面业务流程95个，优化精简流程节点216个，实现了业务流程与新管理模式动态适配。
二是优化生产指挥流程。作业区中控班实时监控各项生产参数，每日两次汇总、核实平台预警问题；生产指挥中心分析审核问题归属，推送指令至相关岗位人员处置，并针对班组自身无法解决的问题，协调人员、物资予以解决；问题处置后再由中控班对解决情况进行后台验证、调试、汇总，做到生产异常及时发现、快速响应、闭环管理。
三是完善管理制度规范。全面摸排、系统梳理与数智化运行模式不适配的制度规范，修订在用制度28项、操作标准11条，制定作业区远程监督、无人机巡查等管理规范12项，明确数字化运维、技术分析等81个岗位职责861项，同步完善岗位责任制和“两册”，切实做到“事事有人管、人人有专责”。
3. 重建“1321”数字化运维体系
将运维体系作为数智化模式运行的重要保障，多措并举构建规范高效、快速响应的新运维格局。
1本运维手册。组织仪表运维专家团队，全面梳理井、间、站数字化仪表种类和故障类型，制定解决对策和处置方案，规范操作步骤和修复标准，编发《作业区（班组）数字化运维指导手册》2300余本。
3级运维队伍。针对基层班组岗位员工，以“会识别、会拆卸”为目标，采取“师带徒”“大篷车”等培训方式，提升基本运维能力，现已基本掌握数字化设备故障识别及仪表拆装技能；作业区运维人员，以“会保养、会检验”为目标，采取“送技到岗”“专项培训”等方式，提升常规运维技能，现已初步具备软件调试能力，能够胜任一般运维工作；厂级专业运维人员，以“会调试、会修理”为目标，采取“学习交流”“专家指导”等方式，提升专业运维水平，现已熟练掌握软件调试技能。
2种运维方式。对油水井、计量间，实行白天8小时“集中管理、区域包片”运维方式，由运维人员接到中控班指令后，12个小时内完成维修；对各类站场，实行24小时“集中管理、区域派驻”运维方式，由运维人员到场处置，2小时内完成维修。
1项运维制度。建立“月例会、季考核、年讲评”制度。每个月，针对现场疑难问题，研究制定解决对策和具体措施。每季度，对作业区设备完好率、上线率、符合率3项指标达标情况进行排名考核，促进运维水平持续提升。每年度，对技术攻关、人才培养等工作进行总结复盘，明确下步工作思路和推进计划。
三、实施效果
大庆油田第三采油厂数智化转型升级，赋能推动了生产管理效率、经营效益、治理效能和员工福祉的整体跃升，得到国务院、中国石油党组领导现场调研的高度评价。
（一）管理效率大幅提升
通过数智化转型升级，形成了“注采输”全系统集成的数智化管理模式。实现了智能注水，通过高频次、高精度、高效率自动调控，注水合格率、注入方案符合率分别达到91.5%、99.5%，油层动用状况提高到82.48%；实现了智能采油，年可减少人工工作量874.9万井次，相比人工操作频次更密且用时减少90%以上，做到了实时动态调控、供采协调；实现了智能集输，站场设备调控精准度大幅增强，14座大中型站场实现“集中监控、少人值守”，35座小型站场实现“智能管护、无人值守”。全厂量油、测试等岗位用工优化40%以上，经现场写实人工操控效率提升20倍以上。
（二）经营效益显著增长
数智技术的全面推广应用，促进油田开发水平、经营效益持续提升。依托数智化手段，助推精准开发，通过精细措施调整，及时优化参数和发现处置问题，井下作业率下降1.93个百分点，油井生产时率提高到97.46%，机采吨液耗电、地面输液单耗分别下降18.3%、12.9%。“十四五”以来，水驱含水上升值控制在0.1个百分点以内，化学驱整体提高采收率达到17.4%，连年超额完成产量任务的同时，年节约运行费用4千余万元，全员劳动生产率上升至162.25万元/人，连续三年在股份公司采油厂级油气生产单位对标排名第二，被评为股份公司“十佳采油厂”。
（三）治理效能全面增强
依托数业融合，推动管理水平、治理效能整体提升。企业管理由“经验主导”向“数据驱动”转变，增强了科学决策和精准管控能力，安全环保监管由“人盯人防”向“人技双防”转变，示功图、液面、调参等54项风险操作实现数智化替代，基本实现全时段、全区域、全覆盖。2025年，发现安全环保问题同比下降17%、整改效率提高70%以上，风险隐患稳定受控，取得安全生产文明生产金牌二十三连冠。
（四）员工福祉持续增进
通过数智化新型作业区建设，改变了劳动生产方式。工作环境得到改善，员工从野外向室内转移，远离高危场景，交通、工伤等事故发生率下降14%；工作方式发生变化，岗位员工从大量重复性体力劳动中解放出来，更多地从事技术分析工作，劳动强度大幅降低，休息休假时间更有保障；员工队伍由传统“操作型”向“技术型”转变，培养出一批适应数字化需要的高素质产业工人，对企业未来充满美好期待。
成果主要创造人：张义威 刘春杰 侯雪鹏 王雨
