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【摘 要】长庆油田采油作业区域分布广泛，生产单元相对分散，按照原有人工巡井、井站驻守的工作方式，存在用工量控制难度大等诸多弊端。为了适应长庆油田持续、有效、协调的低成本发展，长庆油田全面建设并应用油田数字化管理系统，为员工“减少工作量、减少安全风险、改善工作环境、实现正常倒休”， 满足了企业现代化管理的高要求，开创了油田生产模式的新局面。
【关键词】长庆油田；数字化管理系统
1.油田建设数字化管理系统的必要性
一是数字化管理系统顺应了油田企业现代化管理的发展方向。信息化已成为现代企业的发展趋势，集团公司也明确提出了加快信息化建设步伐，为油田建设现代化大油气田指明了方向。
二是实施低成本发展战略的客观需求。原有生产管理组织模式，极大地浪费了人力、物力、财力，如：人工抄录数据，每一级机构都要建立相应的报表和台帐；人工巡井巡线，需要大量的人员及车辆配合等。传统的人工抄录数据、定点驻井看护、定期巡井巡线的生产模式已经不能适应当前油田发展的需求，必须通过生产模式创新和组织构架革新提升企业发展的内动力。
三是降低安全生产风险实现安全环保的有力保障。应用数字化管理系统实现井站的生产过程实时监测、预警报警、远程操控等功能，使员工不深入现场就能远程完成作业，从而保证现场生产安全平稳运行，油田开发与资源环境协调发展。
总之，数字化管理系统的建设，使油田管理模式发生了重大变革，以电子巡井报警、油井远程启停、水井远程调配、站点数据采集等数字化管理核心技术的研发应用，降低了一线员工劳动强度，降低了生产作业安全隐患，为进一步优化简化生产组织机构提供了技术支撑，为实现企业效益和员工利益的双赢提供了保障，油田建设数字化管理系统是十分必要的。
2.油田数字化管理系统组成及功能
系统组成包括井场系统和站内系统2个部分，通过无线网桥或者光纤网络进行通讯传输。井场系统分为井口、阀组间、视频监控和井场主杆4个部分；站内系统分为仪表、PLC、站控系统3个部分。
2.1井口部分
井口部分安装有井口采集器、载荷传感器、角位移传感器、电参采集器、压力变送器、电机运行监控模块等数字化设备，用于实现油井功图采集、电机三相电压采集、电机三相电流采集、油井运行状态采集、抽油机远程启停控制、井场汇管压力采集、电机故障自动报警（缺相、过载、空转）等功能。以上所有数据都是井口采集器通过2.4G无线通讯协议与井场主RTU进行通讯。
2.1.1阀组间部分
阀组间部分安装有阀组间RTU、压力变送器、流量计、稳流配水仪等数字化设备，用于实现井场阀组间汇管压力采集、瞬时流量采集、累计流量采集及注水井远程调配等功能。通过RS485采集高压注水流量计的注水流量数据，同时还能与压力变送器进行通讯。以上所有数据都是阀组间RTU通过2.4G无线通讯协议与井场主RTU进行通讯。
2.1.2视频监控部分
视频监控部分安装有视频服务器和室外一体化摄像机，通过摄像机采集并传送视频数据到视频服务器，再由交换机经无线网桥或光纤将实时视频数据显示到站内视频监控平台。根据每个井场的井口数量不同，安装1至2套视频监控设备（8口井以内含8口井使用1套视频监控系统，9-15口井使用2套视频监控系统），以实现对整个井场的实时视频监控。
视频监控设备支持云台转动、镜头预置位功能，可以实现对多个固定位置实时拍摄和截图取证。视频监控设备还具备智能物体行为分析功能，可以实现对井场非法闯入等事件进行广播警告和入侵报警，同时警报提醒站内操作人员，操作人员可手动控制摄像机进行追踪截图取证。
2.1.3井场主杆部分
井场主杆安装有井场主RTU、功放、喇叭、交换机、无线网桥或者光纤收发器等数字化设备，通过2.4G无线通讯协议与所属各井口RTU、阀组间RTU进行无线通讯，以实现整个井场的数据采集和控制，并通过无线网桥或光纤网络将所有数据上传到站内站控系统。
2.2仪表部分
仪表部分安装有压力变送器、温度变送器、流量计、液位计、可燃气体报警仪等数字化设备，用于实现站内生产设备的压力、温度、流量、液位及可燃气体浓度等数据的采集功能，以上数据通过模拟量信号或者485型号与站内PLC进行通讯。
2.2.1 PLC部分
PLC设备用于管理站点的数据采集和控制，PLC设备出厂带有初始化程序，初始PLC程序将需要完成的控制任务根据站点管理单元划分为多个的子模块，然后对每个模块进行功能编程，各子模块程序之间相互独立，具有清晰的结果，在不同站点使用时可根据工艺流程调整相应模块。主要包括以太网通讯子程序、模拟量子程序、485通讯子程序、电加热子程序、PID控制子程序、高数计数器子程序等。要求当采集数据点变化不会影响程序运行。
2.2.2站控系统部分
根据现场工艺的实际情况和油田行业的自动化标准，站点采用SCADA软件作为站控监控系统，实现对站内及其所辖井场的数据实时采集和控制，包括站内的流程监控、生产曲线、运行报表和单元报警等功能。
流程监控主要实现了以下功能：（1）收球筒进、出口压力和温度的监测及超限报警；（2）站内容器（如缓冲罐、应急罐、事故罐等）液位的监测及高低限液位报警；（3）外输管线压力、温度、瞬时流量、累计流量的监测及超限报警；（4）输油泵进、出口压力的监测及超限报警；（5）输油泵运行状态、运行频率及三相电参及功率等参数的监测（6）可燃气体浓度的监测及超限报警。
生产曲线实现了对压力、温度和液位的实时数据查询和历史数据查询，使工作人员能够更加科学合理地掌握生产运行并进行分析。
运行报表实现了对各监测点数据的定时记录、历史查询、生成报表、报表导出和报表打印等功能。运行报表能够真实准备的记录各项数据，大大提供了日常生产数据统计管理的工作效率，也杜绝了人为原因导致的误差。
单元报警分为实时报警和历史报警两个部分。实时报警能够及时的显示当前报警提示及相关报警信息；历史报警可对所有报警信息进行存储并查询，同时也支持报警数据的打印功能，能够大大降低安全风险，做到真正意义上的安全生产。
3.结语
油田推行应用数字化管理系统，充分利用了油藏管理、数据采集、自动控制、信息通讯、计算机网络、数据交互共享等相关技术，结合油田地理环境和地质特点，集成、整合现有技术资源，创新管理、技术理念，提升了生产管理的过程监控水平，建立了油田“井站一体、电子巡护、远程监控、精确制导、智能管理”的数字化管理系统，最终实现“同一平台、信息共享、多级监视、智能控制”的目标。
油田数字化管理系统，在降低企业成本、细化企业管理、提高企业竞争力等方面具有显著的效果，它是解放思想、创新实践的结果，更是集体智慧的结晶。因此，油田数字化管理系统必将在全国，甚至世界的各个大油田中迅速推广应用开来。
【关键词】长庆油田；数字化管理系统
1.油田建设数字化管理系统的必要性
一是数字化管理系统顺应了油田企业现代化管理的发展方向。信息化已成为现代企业的发展趋势，集团公司也明确提出了加快信息化建设步伐，为油田建设现代化大油气田指明了方向。
二是实施低成本发展战略的客观需求。原有生产管理组织模式，极大地浪费了人力、物力、财力，如：人工抄录数据，每一级机构都要建立相应的报表和台帐；人工巡井巡线，需要大量的人员及车辆配合等。传统的人工抄录数据、定点驻井看护、定期巡井巡线的生产模式已经不能适应当前油田发展的需求，必须通过生产模式创新和组织构架革新提升企业发展的内动力。
三是降低安全生产风险实现安全环保的有力保障。应用数字化管理系统实现井站的生产过程实时监测、预警报警、远程操控等功能，使员工不深入现场就能远程完成作业，从而保证现场生产安全平稳运行，油田开发与资源环境协调发展。
总之，数字化管理系统的建设，使油田管理模式发生了重大变革，以电子巡井报警、油井远程启停、水井远程调配、站点数据采集等数字化管理核心技术的研发应用，降低了一线员工劳动强度，降低了生产作业安全隐患，为进一步优化简化生产组织机构提供了技术支撑，为实现企业效益和员工利益的双赢提供了保障，油田建设数字化管理系统是十分必要的。
2.油田数字化管理系统组成及功能
系统组成包括井场系统和站内系统2个部分，通过无线网桥或者光纤网络进行通讯传输。井场系统分为井口、阀组间、视频监控和井场主杆4个部分；站内系统分为仪表、PLC、站控系统3个部分。
2.1井口部分
井口部分安装有井口采集器、载荷传感器、角位移传感器、电参采集器、压力变送器、电机运行监控模块等数字化设备，用于实现油井功图采集、电机三相电压采集、电机三相电流采集、油井运行状态采集、抽油机远程启停控制、井场汇管压力采集、电机故障自动报警（缺相、过载、空转）等功能。以上所有数据都是井口采集器通过2.4G无线通讯协议与井场主RTU进行通讯。
2.1.1阀组间部分
阀组间部分安装有阀组间RTU、压力变送器、流量计、稳流配水仪等数字化设备，用于实现井场阀组间汇管压力采集、瞬时流量采集、累计流量采集及注水井远程调配等功能。通过RS485采集高压注水流量计的注水流量数据，同时还能与压力变送器进行通讯。以上所有数据都是阀组间RTU通过2.4G无线通讯协议与井场主RTU进行通讯。
2.1.2视频监控部分
视频监控部分安装有视频服务器和室外一体化摄像机，通过摄像机采集并传送视频数据到视频服务器，再由交换机经无线网桥或光纤将实时视频数据显示到站内视频监控平台。根据每个井场的井口数量不同，安装1至2套视频监控设备（8口井以内含8口井使用1套视频监控系统，9-15口井使用2套视频监控系统），以实现对整个井场的实时视频监控。
视频监控设备支持云台转动、镜头预置位功能，可以实现对多个固定位置实时拍摄和截图取证。视频监控设备还具备智能物体行为分析功能，可以实现对井场非法闯入等事件进行广播警告和入侵报警，同时警报提醒站内操作人员，操作人员可手动控制摄像机进行追踪截图取证。
2.1.3井场主杆部分
井场主杆安装有井场主RTU、功放、喇叭、交换机、无线网桥或者光纤收发器等数字化设备，通过2.4G无线通讯协议与所属各井口RTU、阀组间RTU进行无线通讯，以实现整个井场的数据采集和控制，并通过无线网桥或光纤网络将所有数据上传到站内站控系统。
2.2仪表部分
仪表部分安装有压力变送器、温度变送器、流量计、液位计、可燃气体报警仪等数字化设备，用于实现站内生产设备的压力、温度、流量、液位及可燃气体浓度等数据的采集功能，以上数据通过模拟量信号或者485型号与站内PLC进行通讯。
2.2.1 PLC部分
PLC设备用于管理站点的数据采集和控制，PLC设备出厂带有初始化程序，初始PLC程序将需要完成的控制任务根据站点管理单元划分为多个的子模块，然后对每个模块进行功能编程，各子模块程序之间相互独立，具有清晰的结果，在不同站点使用时可根据工艺流程调整相应模块。主要包括以太网通讯子程序、模拟量子程序、485通讯子程序、电加热子程序、PID控制子程序、高数计数器子程序等。要求当采集数据点变化不会影响程序运行。
2.2.2站控系统部分
根据现场工艺的实际情况和油田行业的自动化标准，站点采用SCADA软件作为站控监控系统，实现对站内及其所辖井场的数据实时采集和控制，包括站内的流程监控、生产曲线、运行报表和单元报警等功能。
流程监控主要实现了以下功能：（1）收球筒进、出口压力和温度的监测及超限报警；（2）站内容器（如缓冲罐、应急罐、事故罐等）液位的监测及高低限液位报警；（3）外输管线压力、温度、瞬时流量、累计流量的监测及超限报警；（4）输油泵进、出口压力的监测及超限报警；（5）输油泵运行状态、运行频率及三相电参及功率等参数的监测（6）可燃气体浓度的监测及超限报警。
生产曲线实现了对压力、温度和液位的实时数据查询和历史数据查询，使工作人员能够更加科学合理地掌握生产运行并进行分析。
运行报表实现了对各监测点数据的定时记录、历史查询、生成报表、报表导出和报表打印等功能。运行报表能够真实准备的记录各项数据，大大提供了日常生产数据统计管理的工作效率，也杜绝了人为原因导致的误差。
单元报警分为实时报警和历史报警两个部分。实时报警能够及时的显示当前报警提示及相关报警信息；历史报警可对所有报警信息进行存储并查询，同时也支持报警数据的打印功能，能够大大降低安全风险，做到真正意义上的安全生产。
3.结语
油田推行应用数字化管理系统，充分利用了油藏管理、数据采集、自动控制、信息通讯、计算机网络、数据交互共享等相关技术，结合油田地理环境和地质特点，集成、整合现有技术资源，创新管理、技术理念，提升了生产管理的过程监控水平，建立了油田“井站一体、电子巡护、远程监控、精确制导、智能管理”的数字化管理系统，最终实现“同一平台、信息共享、多级监视、智能控制”的目标。
油田数字化管理系统，在降低企业成本、细化企业管理、提高企业竞争力等方面具有显著的效果，它是解放思想、创新实践的结果，更是集体智慧的结晶。因此，油田数字化管理系统必将在全国，甚至世界的各个大油田中迅速推广应用开来。