1月6日，采油三厂根据智能采油厂建设目标，制定符合三厂实际的智能油田建设思路，全链条打通、最优化运营。

    结合信息流和管理流，利用智能云平台和智能辅助应用最终实现决策流。在信息流的基础上，业务流程再造，打破传统管理，实现信息化、智能化管理流。打造智能井、智能站、智能线，实现现场无人化，生产现场全面感知，数据的采集、传输、存储形成高质量信息流。

    解决制约单井无人值守的关键点，生产现场无人化重点围绕单井展开，按照先易后难，先技术储备，后试点应用，再推广实施的思路进行。为减少井口取样工作量，在没有油气水“三相流”在线含水监测技术的前提下，采油厂创新提出由动态变为静态的在线取样分析监测思路，联合厂家开展试验，并取得初步成果，与人工化验对比的误差小于5%，为全面推进故障巡井奠定基础。

    为减少加热炉调参工作量，对非金属管道超温保护，通过加热温控自动化改造，结合节气火嘴改造技术，实现加热炉智能温控，在八区、十区等一百零九口井推广应用，平均节气每小时两方，年增效每?S1.42万元。

    为实现机抽井液面数据的采集，采油厂创新引入液面监测技术，实现了机采井液面数据的连续监测，目前已经在10-2和TP-11片区推广应用，优化用工四人，测试车一辆，年节约成本三十九万元。

    为降低掺稀井调参工作量，采用可调式流量计，采油厂实现了五十八口井掺稀远程调控，提升了异常井的处理时效，降低了稀油用量，调节时间由四小时缩短至五分钟，减少了因掺稀不稳定造成的生产异常。对T616、TK1001注水增压站进行无人值守智能改造、实现注水压力、注水量的智能调节，并完成了七套撬装注水设备自动化改造，打破旧的注水模式，实现无人值守。8-2无人值守站全功能改造成功，全面提高了站库的自动化水平、控制系统的可靠性，优化人员六人，年节约费用三十九万元。

    在无人井、线、站建设的基础上，推广至八区进行智能化区块建设试点，探索智能应用，以8-3计转战为中心实现以站管井、大站管小站、小站无人值守、中心站有人值守的管理新模式。

    基于各类生产数据，采油厂运用大数据分析，自动诊断单井工况，识别异常并进行预警推送，提高单井诊断的及时性、准确性，经过不断优化模型算法，系统诊断整体准确率达到百分之九十以上,异常功图分辨率达百分之九十五,异常功图识别准确率达到百分之八十 。

    利用大数据算法孤立森林，对生产异常与单井参数进行相关性分析，实现大数据智能预警，可对油井异常进行提前判断，推送预警，有效了降低油井异常率：异常识别时间提前3.5小时，单井异常影响产时同比下降每次1.88小时。

    根据智能八区总体建设规划及要求，针对单井、计转站、注水井的能耗评价、分析、优化进行建设，实现单井、站库能耗监控、评价、分析、优化，指导站场优化运行。

    通过智能油田的不断推进， 在生产规模不断扩大的情况下，采油厂总用工量，减少三百六十六人，有人值守单井点由三十口减少至三口，有人值守站由十七座减少至十二座，人均开井数量由0.26口/人增长至0.48口/人。

    计转站作为关键节点，采油厂打破“一井一站一套人马”的传统模式。以PCS生产指挥系统为依托，将计转站打造为前线指挥枢纽，辐射所辖单井，站内实现油井监控、远程调参、无人机巡线、在线监测含水、报表自动生成等功能，实现故障巡井，建立站外服从站内、地面服从地下及生产服从安全的“一体化”管理机制。

    采油厂率先以10-6计转站为试点进行井站一体化建设，井站一体化管控模式打破井站管理多套人马的传统模式，实现以站管井一体化管理新模式，达到生产运行提效百分之二十，降低工作量百分之三十，优化人员十一人。

    全面梳理井、站、线信息自动化盲区，查找制约系统运行的关键点及薄弱点进行补充完善，提升信息化基础水平。采油厂依托数据中心、数据池打造智能油田云平台，实现一切应用上平台，全业务流程E化，打通油藏开发、生产运行、经营管理增效最后一公里。