美国加州最大油气生产商之一的Aera公司专家，日前在中东SPE会议上回顾了全球油气生产商近20年来智能油田建设成功案例。

第一个案例是2002年，壳牌（Shell）公司所属多家服务商参与名为“智能油田商业价值”项目。该项目实现了油田远程控制、油藏监控、RTO（废气处理设备），以及协作工作环境（CWE）与旋转设备监测。项目利用主流技术，包括智能油气井、四维地震、VMS（虚拟监控平台）、集成生产模型和协作工作环境（CWE）。壳牌是智能油田建设领先者，目前已在全球建立起59个智能油气田。该公司使用物联网、大数据等技术对实时数据进行采集和监控，并实行了跨地区、跨学科协作，实现了油田生产最优化。

第二个案例是2005年，巴西Caratinga深海油田“梭鱼”智能油田项目。该项目作业者为巴西石油公司（Petrobras），服务商为美国哈里伯顿公司。该项目包括34个生产监控项目，以及对以中轻质油海上注水油田进行油井优化。在智能工作程序中，包括日常油井运行报告、试井测试、资产可用性、KPI（绩效指标）、虚拟流体多相计量。智能程序纳入各种先进技术，例如油田油井工作流程管理，面向油田服务体系的工艺流程等。此外，项目还随时生成实时关键性能指标，用以增强生产监控力度，以及实施优化方法，最终达到提高油田生产效益目的。

第三个案例是2008年，壳牌公司英国北海分公司与西非分公司联合发起的“提高油气预测准确性及改善气井开采配置和自动生成KPI（关键绩效指标）”项目。该项目已在2个含中轻质油的油田的50口气体举升井实施。具体做法是实时进行油气产量配置，并且自动化生成每日生产报告。操作系统自动生成油井工作流程，自动打印每日运行报告、KPI（关键绩效指标）、虚拟多相流体计量，以及连续地面与地层油气开采配置。作业者利用VMS（虚拟监控平台）获得更高的油气产层配置系数精度。

第四个案例是2009年，在俄罗斯西伯利亚西部油田，壳牌与俄罗斯油气生产商合资公司—Salym石油公司发起的智能油田项目。该项目名为“Salym石油公司油井和油藏管理”项目。智能技术涉及石油开采“电潜泵人工举升”（ESP）监测，“二次采油”注水优化。至项目结束时，实现油田ESP（电潜泵）监控与井控，以及优化注水流程监测。油田开发商利用VMS（虚拟监控平台）技术、IFM（油田集成管理）技术，以及EOR（提高采收率）技术，获得巨大收益。最终缩短了ESP（电潜泵）行程，电潜泵无故障运行时间由过去的605天，增至650天。2010年节约电潜泵运行成本250万美元，运营商开采效率提高33%，并且大大减少计划外非生产时间。

第五个案例是2011年，在加拿大埃伯塔省北部陆上重油油田开展的一个智能油田项目，名为“10年智能油田建设的经验总结与汲取教训”。作业者为壳牌公司。该项目规模为120口重油井现场全方位监测，以及重油黏度API8条件下的优化开采。在项目进行过程中，智能系统自动完成油井日常运营报告、试井测试、工作现场的资产可用性、KPI（绩效指标）、虚拟多相流体计量，以及实时重油开采优化。

技术人员应用主流数字模拟技术，在所有油井的VMS（虚拟监控平台）都可以实现连续、动态，或者基于异常情况的重油开采管理。控制过程中实施现场设备实时约束，以及在正常工作流程之下，对所控制设备进行监视与优化。此重油油田最终实现持续8%的开采效益。

第六个案例是2011年，马来西亚海上油田的智能项目，该项目是壳牌沙捞越分公司开展的多元化气田项目，名为“实时优化综合天然气开采系统，以及海上平台的油井与设备的实时监测和优化模型”。

壳牌沙捞越分公司项目包括RTO（废气处理设备），涉及网状布局，整体开采天然气气井与设备，总数超过100口井，跨越40个海上生产平台，并且连接多家天然气生产服务商的共享服务合同区间（PSC）。智能项目包含1000多个可控生产变量，以及相应的关联优化目标和约束条件。生产平台人员制定的开发与管理，以及持续优化生产流程，对生产平台实施有效地管理。管理范围包括天然气生产资产的选用、每日平台生产目标的制定、气井预测产量与实际产量的综合监控，以及气井生产的凝析油或天然气延期开采。

此智能项目的实施成果，是通过使用各种主流智能技术，例如VMS（虚拟监控平台）技术，对生产平台及气井进行连续、动态、基于异常或特殊情况的监视，以及对液态凝析油生产流程的优化，致使天然气平台开采效益增加5%。