新疆属于高温高寒地区，大部分油区都地处沙漠边缘或沙漠腹地，所以相对来说对于数字化建设功能来讲更明确，一般是实现数据自动采集为主，而且由于新疆是我国油气产能建设的主力区块，所以有一些相对比较年轻的油田，比如塔里木油田、塔河油田等，这些油田没有老油田的沉重负担，所以从建设初期就大规模推广自动化、信息化，在国内，新疆的几个油田的数字化、信息化和自动化建设的水平和覆盖面都相对较高。

       新疆油区自然环境相对来说更恶劣，所以新疆数字化建设对于设备、系统的性能和稳定性要求更高，所以在新疆大部分自动化系统建设的标准都比较高，使用的仪表及控制设备都是比较知名的国际品牌，所以相对建设成本也会更高。

       青海油田因为经济效益较低，所以在数字化建设过程中更加务实和追求实用性，单元建设投入相对较低，本着着力满足一线生产、可研需求出发，控制建设投入，取得不错的建设效果。

        在长庆油田大规模进行数字化油田建设之前，虽然数字化油田建设早已经提出多年，没有多少人知道这个概念，更没有获得相应的重视，更多地数字化油田只是停留在学术或者一种远景规划上。

       长庆油田在三、四年前提出建设数字化油田，敢想敢做，通过短短三四年的建设，取得了让人瞠目结舌的建设成效，成为国内数字化油田建设的典范和广泛模仿的对象。

冀东油田：印证了一句话“吹牛不上税”，当年居然编造出发现一个继大庆油田之后的特大油田的假新闻，让我们的家宝同志兴奋得一晚上没睡着。虽然有这么一出恶搞剧，但冀东油田出名了，由默默无闻的一个小油田成为一个受关注的油田，国家建设投入也大笔大笔地投，毕竟要给上面领导一个交代，只能用更大的错误去弥补谎言。

        冀东油田通过“据说发现大油田”，至少解决了没钱花的困境，数字化建设也有了投入资金，加上本身油田规模小，所以通过很短的时间就基本实现前数字化了。

       冀东油田数字化没什么亮点，大部分是抄袭长庆的模式。

       大港油田数字化建设比较早，覆盖面也比较宽，但我个人觉得大港数字化建设架构和模式比较失败。

       大部分油田数字化建设都是为了满足一线生产的需要，所以采用逐级向上监控的模式，然后再将数据进行统一汇聚，发展更多信息化应用，而大港油田的数字化建设弱化了生产前线的监控需求，着力于数据统一收集汇聚后再通过发展信息应用系统给各级生产管理和业务部门使用，这种模式在一些有条件采取先进管理模式，可以压缩传统的油田生产组织架构的整装油田无疑是一个非常合适而且适用的体系架构，但对于一个本身职工素质就有限，而且人满为患的老油田来讲就明显成为理念和实际脱钩的不成功应用。

 华北油田：作为一个地处贼窝和刁民聚集地的油田，装什么偷什么，说其它的都是浮云，数字化首先要解决的不是功能上的需求，不用技术上的先进，而是如何解决防盗，悲摧。

吉林油田，老油田，产量呈现逐年递减的趋势，又没有新的区块补充产能，曾经在自动化的建设上面还是有一些建树的，但如今面对那些5型、7型的小抽油机，一天抽风了都抽不出来几百斤原油，搞什么数字化嘛！

大庆油田：百足之虫，死而不僵，做了几十年的老大，底气越来越不行了，横气还是有的。大庆油田在自动化建设方面起步早，探索得也早，但有点闭门造车了，还老喜欢摆老大架子，缺乏虚心的态度，所以无论是自动化、信息化还是数字化建设都乏善可陈，没什么亮点。要找一个词形容大庆油田数字化建设的特点，“乱”这个字是比较贴切的。

胜利油田：老大快不行了，老二也不济了，如同渐入暮年的耄耋老人，曾经无比风光辉煌的大油田渐渐开始日薄西山了，这些油田存在的最大意义就是解决职工的就业问题，所以主要精力是如何保产，所以对于大规模搞数字化的兴趣会比较淡一些，不过在油田自动化建设方面，它们都曾经是先行者和探路者。

4、长庆油田数字化管理的条件
   1油田公司具备推广数字化管理的软硬件基础
经过多年的建设，油田公司已建设成一定规模的光缆通信系统，基本覆盖到各厂前线指挥部、大站、大库；而采油厂、采气厂在自动化、信息化方面进行了摸索和应用。
    2国内外相关技术的发展为数字化管理创造了条件。
苏里格气田开发是长庆创新实施数字化的典型。实施数字化管理前人工巡井是3天1次，如今控制平台可实现每5分钟电子巡井一次，巡井频率是人工巡井的800多倍。这个气田将来生产规模达到200亿立方米以上，建设的气井和集气站将分别达到上万口、120座，数字化管理可将用工的目标控制在2000人以内

　　长庆油田在油气产量达到5000万吨时把用工总量控制在7万人左右，只有靠管理创新、技术进步、市场化运作来保障，建设以虚拟数字为“神经系统”的现代化油气田，在管理上实现集生产指挥、综合分析决策、措施方案自动生成的数字化管理系统，已取得突破性成果。

以采油七厂白155区块为例，由于数字化的介入，百万吨规模用工总量由原来的1719人下降到1000人；口井管理人数由0.94人下降到0.55人；人均年产油由原来的582吨上升到1000吨。

　　推行数字化管理后一线用工可以减30%至40%，一线技术人员可以减少50%以上。在新油田，建立按流程管理的“作业区（联合站）——增压点(注水站)——井组（岗位）”新型劳动组织模式；在老油区，以数字化管理为平台，逐步撤销现有井区，推行劳动组织结构扁平化。

　　数字化管理缩短了管理距离，使长庆油田基层采油单位原来介于作业区与井站之间的井区被淘汰，减少了管理人员。数字化管理给劳动组织的优化搭建了平台，劳动组织的优化又让数字化管理的威力释放出来。

 目前，长庆油田的数字化管理已经取得突破性进展。实现了单井电子巡井、井场数据实时采集、自动化控制和视频监控等功能。站场的数字化管理也取得了重要进展,增压站、接转站、联合站等的压力、温度、流量等控制实现了数字化，显现出强大的生命力。推行了数字化管理的长庆油田公司下属的西峰油田，也正是因为数字化的神奇魅力，年产百万吨，人员控制到了最低限。已连续稳产高产12年的靖安油田，依靠数字化管理和技术集成，走出了一条老油田稳产高产的效益之路，目前正在向稳产13年的目标冲刺。

    长庆油田公司下属的苏里格气田的数字管理，使气田近2000口气井的生产数据管理，都能在生产指挥中心的数字化管理平台上轻松地实现，数字化管理已经成为推动气田快速上产的强大动力。过去，要掌握气井的生产状况，只有到井口采集数据。现在不同了，通过数据无线传输系统，气井的套压、油压、流量、温度等数据都传到了总控制室。通过数字化管理平台，苏里格各开发单元实现了真正意义上的数据分析、数据整合和数据共享，结合各种数字模型、经验数据、专家系统，对生产管理过程进行智能化指导,大大提高了生产管理水平。

    加快技术创新是控制投资、降低成本最有效的方法之一。为了应对金融危机的冲击，长庆油田大力推进关键技术创新、集成创新和引进消化吸收再创新，形成了一系列适应“三低”油气田勘探开发的低成本配套技术，加快了油田的发展。通过进一步强化储层改造技术攻关，形成了分层压裂、水力喷射压裂、多级加砂压裂、前置酸加砂压裂、交联酸加砂压裂等系列低成本油气田压裂改造技术，开发了被国外公司评估为没有开发价值的“边际油田”，而且显著提高了单井产量，使新井产量平均保持在3吨以上。长庆油田还探索形成了以PDC钻头和复合钻井为核心的配套技术，大幅提高了钻井速度。钻井速度的大幅提高，大大降低了单井成本，长庆油气井每米进尺钻井成本控制在1000元左右。

    另外长庆油田公司通过简化地面工艺流程降成本，其下属的安塞油田在开发建设中,形成了“单、短、简、小、串”的地面建设模式，开创了低渗透油田降低地面建设投资的新领域。在苏里格气田开发中,加强关键技术攻关，形成了井下节流工艺技术,使地面投资比开发初期下降了50％以上，大幅度减少了征借地，保护了环境，创造了良好的生态综合效益。

    为了有效减低成本，长庆油田还大力优化业务结构，充分发挥市场在资源配置中的基础性作用，坚持开放市场、主体平等、公平竞争的原则，强化市场管理，有效解决了工程建设服务力量紧缺矛盾，降低了施工作业成本，简化办事程序，提高建设速度。目前，长庆油田全部工程技术服务的市场化率达到70.1％，通过市场化运行，每年节省投资数十亿元。

    低成本发展战略的有效实施,为长庆油田的高速发展提供了动力。今年以及今后几年，长庆油田将平均每年新建原油产能近400万吨，天然气产能40亿立方米，年钻井8000口以上，进尺1800万米以上，新建各类场站近百座，工作量比过去翻了几番,进入大规模建设的时期。（

　　1调度中心数据平台

　　在西安长庆大厦信息中心长庆油田可采用企业级的实时、历史数据库，汇集各采油(气)厂的数据，采用面向SOA的服务的多层架构软件平台，数据处理系统与地理信息系统、视频系统、管理信息系统无缝集成，将超过众多厂家的SI在统一平台上进行开发、实施和部署。将所有厂区工艺画面都进行了适合于WEB发布的形式重新组态，按地图中不同的节点配置不同的INDEX.HTM文件，可以很直观的从电子地图访问到某厂的某个站控系统当前的运行情况。

　　利用SOA架构的接口标准化、业务功能模块化、跨平台和重用性等优点集成视频系统实时远程视频监控生产、生活区安全关键点状态;安全异常、突发事件自动报警及应急指令调度处理;集成管理信息系统实现了物资供应部门从计划到采购、库存、消耗整个物流的管理过程，实现了采购业务与投资计划、财务与成本、库存等信息集成，提供油田所需各类物资管理报表，利用系统数据进行全局性的统计分析计算，为领导提供决策支持。

　　龙伟所说的华北油田煤层气示范工程位 于太行、太岳、中条三大山系衔接处的山西省沁水盆地，是我国重要的优质煤开采基地，煤层气资源得天独厚，其蕴藏量约占山西省煤层气储量的三分之二，居世界第三，远景资源量达数万亿立方米。

　　然而，由于其处于裂陷盆地地带，山区环境给生产操作和系统后期维护增加了一定难度。随着信息技术在油田的发展运用逐渐成熟，中石油华北油田总经理苏俊提出，利用先进的信息技术，将华北油田煤层气示范工程建设为“数字化煤层气田”。

　　方案浮出水面

　　早在20世纪80年代，我国就开始对煤层气田进行勘探开发试验。1995年，中石油也已经开始在山西沁水盆地开展勘探选区和目标评价工作，但由于煤层气地质条件复杂，相关开发理论基础和技术研究远未成熟，煤层气开发勘探一直艰难缓步前行。

　　2006年5月，华北油田成立中国石油华北油田煤层气开发公司(以下简称“煤层气公司”)，在山西晋城、长治境内奏响了大规模开发煤层气的序曲。

　　经过近两年的前期筹备，2007年8月14日，煤层气分公司与山西省国投晋城能源公司低调签署煤层气合作开发协议，煤层气示范工程终于初露端倪。

　　“在工程建设前期，我们做了大量的现场勘探工作，然后才去制定信息化建设方案，跟生产单位探讨方案的可行性等。”华北油田通信公司总工程师李凤民介绍说，在煤层气示范工程的整体信息化建设过程中，前期踏勘和方案确认工作可谓重中之重，IT技术部门仅在前期方案的探讨上，就花费了近4个月时间。

　　在煤层气田工程建设中，信息系统的设计，既要充分考虑到自动化方案符合生产单位的生产流程和生产习惯，更要与其组织结构相适应，从而确保信息系统更好地支撑煤层气公司在后期的运维和管理。

　　煤层气属于发热量高、无污染的新能源，每立方米煤层气的发热量达到31.4?34.4百万焦耳(MJ)，1000立方米煤层气相当于1吨燃油或1.25吨标准煤。由于其主要成分是甲烷，为煤矿的伴生气体，因此多为煤矿井下事故的罪魁祸首。煤层气田开发生产的重要意义不可小觑。

　　另外，与油田开采相比，石油呈液体形态，分子空隙相对于气体更小，其流速、压力都不会受外界影响太大。然而，气井一旦受到较大压力，伸缩空间变大，对密度等数据的计算都会造成困扰。更重要的是，要实现煤层气底成本开发，克服人员少，五陵山区，建设和管理难度大等困难。煤层气公司需要建设一个集数据采集自动化、数据处理自动化、远程监控、远程开关和智能化处理于一体的煤层气工程。

　　华北石油通信公司(以下简称“通信公司”)作为煤层气示范工程IT实施方，根据前期踏勘采回的数据，形成了一套解决方案，在内部多方研究和探讨之后，又与生产单位往复沟通、完善建设方案近10次。4个月后，2008年初，华北油田煤层气示范工程的自动化解决方案终于浮出水面。紧接着，各项IT施工建设按照计划紧锣密鼓地展开来。

　　<此处内容被屏蔽>通讯难题

　　一波刚平，一波又起。解决了系统方案设计，通信公司又不得不面对糟糕的自然环境给网络信号覆盖带来的难题。

　　一方面，在山区环境下，网络无法达到城市网络的无缝隙覆盖程度，三大公网在工程区域内的基站数量极少，而即便三大公网的覆盖程度很高，其数据传输的安全和保密性也令人隐忧，对我国的能源生产信息安全造成威胁。另一方面，如果建设专网，采用光缆传输或微波传输，又会影响周围农业生产，并且基层IT人员的技术能力有限，日后对光缆的保护和维修也将是一大潜在麻烦。

　　到底如何建设一个安全又高效的网络？李凤民和整个IT团队着实大伤脑筋。

　　正在IT人员冥思苦想之际，我国自主研发的McWiLL无线技术进入通信公司的视野。何不利用我们自主研发的技术，来单独建设一个网络支撑煤层气田的传输！

　　“我们的施工难度特别大。在基站选址的时候，山上很多地方以前都没有路，一人高的荆棘漫山遍野，在那儿建10座基站，我们一群年轻小伙子光爬山头儿都够呛。而且在山上还不能随便砍伐荆棘林木。”李凤民感慨道，无线覆盖技术的难点在于基站选址。

　　而在这一片区域，山区最高海拔达到1300米，最低海拔也有800米，700多口气井零散分布于山腰、山谷、山顶各处，基站既要设在气井的周边位置，又要处在合适的高位。选址并非易事。

　　在通信公司近170名IT技术人员的通力合作下，目前煤层气示范工程所在的200余平方公里地区已经实现了百分之百的无线网络信号覆盖。与此同时，通信公司还在通过增加基站数量的方式，逐步扩大无线覆盖范围。

　　随着自动化系统在煤层气田400口气井中的应用，原来要靠人工巡查方式来掌握抽油机的工作状态，而现在系统图像及数据采集系统通过摄像头、传感器实时采集单井监控图像及当前工作状况和主要参数，采集计量站温度、压力、流量等生产数据，采集联合站电动阀、注水泵、储油罐、加热炉等关键设备状态参数，并将采集数据预处理后通过网络上传至工区监控调度中心。监控调度中心对数据进行分析处理后实现对油井、计量站及联合站实时监测、控制、调度。

　　借助无线通讯网络，值班人员不仅可以实时传输数据，还可以以每秒24帧的速度收取实时图像，中控室的工作人员足不出户就能获取气井的实际运行情况和相关数据，形成报表。

　　有了智能化仪表对数据进行自动采集，又借助安全稳定的无线网络实现顺利传输之后，怎么利用好这些数据，为决策层提供数据分析？

　　“智能化的后台分析处理是我们现在的一个挑战。” 李凤民坦诚表示，智能化地分析煤层气田的后期排采方案，延长气井的排采时间，准确计算作业周期真正把气排采出来，是当前通信公司正在攻克的一大难题。

　　可观的效益

　　“从单井数据采集上来看，传统方式下，压力、温度、流量等数据的采集都是靠人工操作，抄录下来再做报表，而现在使用智能化仪表对数据进行自动化采集，各种数据就更加准确了。”李凤民介绍说。

　　以前采用人工的方式抄表，采集的数据跟人员因素有很大关系，一些员工并非每天去巡查每口井的数据状态，其提交数据的可靠性就值得怀疑，也就不能反映出每口井真实的排采情况。而IT系统上线后，数据实时采集，以前每天巡看一次井的状况，现在几百口井的状况十几分钟就能巡查完，从而最大限度地满足了煤层气开发和安全生产要求。

　　同时，作为我国第一个整装煤层气田商业化运营项目，煤层气示范工程采用的可规模化推广的自动化技术，实现了煤层气生产全过程自动化管控，达到了全岗位无人值守，全过程自动控制，全方位监视管理，减少用工，减轻劳动强度，降低操作成本，创造可观的效益。龙伟解释说，在这样的山区地理环境，建如此大规模的煤层气田，如果没有信息系统的支持，仅仅巡查这一项工作就需要上千人力。而借助IT技术，现在三四百人就可以完成所有的工作。

　　另外，煤层气井对排采工作的连续性要求很高，与油井不同，气井不能停井时间过长，一旦长时间停井，井里的水就会将气淹没，通道被堵死，一口耗费高昂代价打出来的井就完全废弃，煤层气资源就会白白浪费。正是因为如此，气井生产工作流程必须是连续性的，煤层气业务对数据采集的要求很高。

　　而在信息系统的“监视”下，如果突发意外状况，系统会第一时间反映出来。凭借融合数据、视频、话音集群为一体的，高质量的保证通信系统安全和稳定的无线网络，相关部门就能及时采取措施加以解决，避免重大事故发生。

　　“尽管煤层气田分布在山区，但生产指挥部门对于每一口井的运转状态都了如指掌，数据监控实时性增强了，数据的准确透明度也提高了。”李凤民补充道，图像监控使得工作人员能够更加清晰直观的获取气井的运行状况。与信息系统自动化相比，依赖工人采集数据和制作报表的传统方式，其工作效率和效果都难以望其项背。

　　IT建设“军规”

　　2008年9月，煤层气示范工程自动采集系统、远程监控系统、远程开关系统和自动数据处理系统相继上线，开始逐步支撑业务发展需要。

　　“事实上，相比油田而言，煤层气田的产量非常低，每口井的气量是零点几兆帕，而石油气则可以达到20余兆帕。在低渗透的情况下，这个煤层气工程可以做出这么大的产量，形成大规模是非常不容易的。”李凤民认为，煤层气示范工程的“示范意义”就在于煤层气开采与信息技术的结合。

　　“基础网络完全是无线网络覆盖，管理完全是采用自动化的方式进行，自动采集、远程监控、自动数据处理。在工程启动之初就统一规划、统一建设。这在煤层气田工程中尚属首次。”龙伟说

　　基于煤层气田区别于油田的特性，李凤民认为信息化建设有三则“军规”。第一条即实用，不能生硬照搬其他油气田信息化建设的经验和模式，而是要根据区块情况进行信息化建设规划，根据气田区块自身特点，如煤层气田产量、井站情况、工作人员情况、实际地理环境、当地人文环境等进行系统设计。在项目规划前，甚至还要充分考虑到如何保护信息系统设备。

　　不仅如此，要用长远目光来选择信息技术，在选择IT系统时，要充分考虑选用系统的先进性，确保在气井生产期内，有相应的服务提供商支持这项技术。

　　除此之外，系统在操作上还要相对简单易行。“自动化技术非常先进，但是不能保证每个使用者都是专业人员，所以就要求系统的操作不能太复杂。”李凤民解释说，事实上信息系统并不难建，难的是让业务部门熟练的应用IT工具，以支撑更多的业务需求。如果系统建设起来后，却没人使用，日积月累设备老化后，IT前期的巨大投入就等于“打水漂”了。

　　事实上，在华北油田煤气层示范工程信息系统上线初期，使用者在操作时也出现了一些类似问题。随着煤层气分公司的结构变化和领导的重视，经过慢慢引导，如今大部分地区的系统操作已经不成问题，针对一些既有自动化系统、又有人员值班的基站还存在的操作问题，通信公司在信息系统建设完成后，留下了部分IT人员对生产系统的员工进行操作培训。

　　谈到今后信息化建设的重点，龙伟说，从长远来看，华北油田信息化建设的目标是要实现勘探开发的生产过程信息化。即“数字油田”，从生产到管理，在华北油田实现全面信息化。当前的主要重点是安全问题，这其中包括三部分：首先是网络安全；其次是信息安全，我们在今年要加强信息和数据安全。第三方面就是存储安全。在保证安全的基础上，我们再去考虑绿色和节能。

　　对于能源企业信息化建设，龙伟则认为，在企业发展的不同阶段，信息化工具的支撑作用并不相同。最初信息化主要是在操作层，处于数据处理阶段。经过一段时间的发展，信息化进入到中层，就是数据管理和应用阶段。“IT就是桥梁和纽带的角色，IT部门的任务就是将业务和信息技术结合起来支撑和信息化发展。”龙伟说。事实也正如此，中石化华北油田最初提出“业务驱动，信息支持”，而随着公司的不断发展，业务部门与信息部门的关系已经变成“业务主导，信息协调。”

     油田数字化管理系统充分利用自动控制技术、计算机网络技术、油藏管理技术、油气开采工艺技术、地面工艺技术、数据整合技术、数据共享与交换技术、视频和数据智能分析技术，实现电子巡井，准确判断、精确位置，强化生产过程控制与管理。
    油田数字化管理通过创新技术和管理理念，提升工艺过程的监控水平、提升生产过程管理智能化水平，建立全油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理平台，达到强化安全、过程监控、节约（人力）资源和提高效益的目标。
油田数字化建设与管理是油田企业生产、科研、管理和决策的综合基础信息平台。它将对油田信息化建设起着统领和导向的作用。油田数字化建设与管理已经表现出广阔的应用前景： 
    数字油田建设与管理可以优化生产流程，大幅提升油田生产运行质量：
    数字油田建设与管理可以促进油田改革的进一步深化，进一步提高油田经营管理水平。

    数字化管理目标
    数字化建设必须结合长庆油田特点，集成、整合现有的综合资源，创新技术和管理理念，建立全油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理系统，实现“同一平台、信息共享、多级监视、分散控制”，达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。
    最新更新目标（已经过审核批准）：数字化管理以提高生产效率、减低劳动强度、提升安全保障水平、降低安全风险为建设目标，并通过劳动组织架构和生产组织方式的变革，实现油气田管理现代化。

    青海油气田数字化建设的特点：

   青海油田，全称中国石油青海油田公司，位于柴达木盆地西北缘，是隶属于中国石油天然气股份有限公司的地区公司，主要勘探领域在素有“聚宝盆”之称的柴达木盆地。油田20世纪七、八十年代以来，在管理科学的基础上形成的一种现代企业管理理论和管理方法。是一种以人为中心，以文化为引导，以激发员工自觉行为为目的的独特管理思想和文化现象。
     现在的青海油田由青海油田分公司、青海石油管理局、东方地球物探公司西部勘探事业部青海物探公司、中油测井公司青海事业部、CPE青海分公司、青海省教育厅油田基础教育中心、海西州公安局油砂山公安分局、敦煌市公安局七里镇公安分局组成。

    青海油田位于柴达木盆地西北缘，被昆仑山、祁连山、阿尔金山所环抱。面积25万平方千米，沉积面积12万平方千米。盆地内矿藏资源丰富，其中石油、天然气资源勘探潜力巨大，开发利用前景十分广阔。柴达木盆地的油气资源量为46.5亿吨当量，其中石油资源量为21.5亿吨，天然气资源量25000亿立方米，是全国陆上油气勘探的重要地区。

主要成绩：

　青海石油勘探从1954年开始，经过40多年的工作，累计发现地面构造140个，探明油气田23个。2003年生产原油220万吨，天然气13亿立方米。目前，青海油田是继四川、长庆、新疆之后的全国第四大气区。现已建成涩宁兰、涩格、仙敦、仙翼、南花五条输气管道和一条花格输油管线，总长2000多公里。花格复线正在加紧施工。青海油田在敦煌、格尔木、花土沟建有三个基地。敦煌基地是管理局、油田公司机关和部分二级单位所在地，也是油田教育、科研、多种经营、职工轮休和培训基地；格尔木炼油、化工基地，有一座年加工原油100万吨能力的炼油厂；花土沟原油生产基地是油田勘探开发、生产的第一线，有年产百万吨的尕斯库勒油田。 四十多年来，青海石油人，在海拔高、氧气少、自然条件艰苦柴达木盆地，不仅为祖国的石油事业作出了自己的特殊贡献，创造了大量的物质财富，而且培养锻炼了一支特别能吃苦、特别能战斗、特别能奉献的职工队伍，用血汗甚至生命凝结成了以“顾全大局的爱国精神，艰苦奋斗的创业精神，为油而战的奉献精神”为核心内容的柴达木石油精神

新疆油气田数字化建设的特点：

      新疆油田公司是中国西部最大的石油生产企业，隶属于中国石油天然气股份有限公司，主要从事准葛尔盆地及其外围盆地油气资源的勘探开发、集输、销售等业务。是新中国成立后开发建设的第一个大油田，原油产量居中国陆上油田第四位、连续25年保持稳定增长，累计产油2亿多吨。

新疆油田公司的主力油田——克拉玛依油田是新中国成立后发现的第一个大油田。新疆油田分公司的主要勘探开发领域——准噶尔盆地，油气资源十分丰富，石油总资源量为86亿吨，天然气总资源量为2。1万亿立方米，油气资源总量达到103亿吨，为我国陆上油气资源总量超过100亿吨的三大盆地之一，发展潜力巨大，是中国量有希望发现新的大中型油气田的地区。

       新疆油田位于我国西北部新疆维吾尔自治区，准葛尔盆地，是我国西部地区是最大的石油生产企业。其前身为1950年成立的中苏石油股份公司，1955年交中方独资经营，后改称新疆石油管理局。1999年7月成立了中国石油新疆油田分公司。 新疆油田是新中国成立后开发建设的第一个大油田，原油产量居中国陆上油田第四位、连续25年保持稳定增长，累计产油2亿多吨。

　　2002年原油年产突破1000万吨，成为中国西部第一个千万吨大油田。准噶尔盆地油气资源十分丰富，预测石油资源总量为86亿吨，天然气为2.1万亿立方米，目前石油探明率仅为21.4%，天然气探明率不到3.64%，勘探前景广阔，发展潜力巨大。今后一个时期，公司将坚持以科学发展观总揽全局，科学经营油田，实施加快发展战略、科技创新战略和人本战略，力争2010年实现年产油气2000万吨；用5-10年时间，把新疆油田公司建设成为国内一流水平的油气生产企业；到本世纪中叶，油田继续保持生机与活力，把新疆油田建设成为具有创造力、竞争力、生命力的世纪油田。   

数字油田计量站建设特点：

　计量站是油田的重要组成部分。计量站生产担负着站内各个油井的液、油、气三相计量任务，需要及时、准确地为油田地质部门提供油藏工程资料。然而，目前我国很多油田计量站仍然采用人工计量方式，采注工人三班工作制，劳动强度大，效率低。同时，人工计量是间歇不连续的，计量次数少、时间短，再加上大部分油井间出、原油含水较高，所以计量结果代表性差，不能为油藏工程提供真实可靠的资料。
　　自动化和管理信息系统为实现计量站生产全面自动化提供了可能。国内外陆续推出了功能完善的远程控制终端（RTU），提高了计量站现场控制的自动化水平；通过无线/有线通信系统，可以将各个计量站RTU与中控室连接起来，构成数据采集和监控（SCADA）系统，在中控室完成生产监控，实现计量站无人值守；而SCADA系统的实时生产数据通过网络传输到管理信息系统（MIS）后，可实现对生产数据的自动分析处理。
　　油田计量站生产自动化与管理信息系统的应用具有以下重要意义：
　　将人工计量改为自动连续计量，含水率的人工取样化验改为自动连续检测，能够提供更准确的油藏工程资料。
　　实现计量站无人值守，减员增效，彻底改变计量站生产作业制度。
　　在现场生产自动化的基础上，实现中控室信息处理自动化，提高管理水平。
　　目前，计量站生产自动化在新疆的彩南、石西、莫北等油田，华北油田采油四厂等地已经得到规模化应用，在青海、中原等其它油田也得到了推广。
　　自动化系统的可靠运行，实现了实时监测油田生产动态，及时发现生产故障、事故隐患和自动完成计量任务，从而使油田现场生产管理制度发生了根本性转变，由昔日旧体制油田常规的以站设班，井站值守步行巡检制，变为井站无人值守故障巡检制；由以调度为中心指挥生产，变为以自动化中心控制室为中心指挥生产。大幅度减少现场工作人员的同时，由于生产资料几乎全部计算机处理，提高了资料处理的质量和速度，减少了资料分析统计人员，极大地提高了劳动效率。

任何一个完整的油气田的数字化建设一般都包括如下几个方面：

        ● 抽油机控制终端                                       ● 天然气配气站的流量检测与控制
        ● 水源井控制终端                                       ● 原油（天然气）处理联合站
        ● 自喷井控制终端                                       ● 油气田自动化通讯系统
        ● 计配（转）站控制终端                           ● 中控室监控与数据采集软件包
        ● 天然气计量控制终端                               ● 油气田生产管理数据库（DMS）软件包
        ● 输油（气）管道泄漏检测控制终端       ● 视频监控系统

       只有具备了如上的控制系统才能，保证了油气田用户在原油（天然气）井站、油气地面开采集输、原油（天然气）处理联合站、输油（气）管道的自动化需求都能实现。

      这里以安控公司的ECHO 5000 SCADA系统构建的数字化油田系统为例加以分析数字化油气田建设：

系统结构

        ECHO 5000 SCADA系统是一个真正的分布式处理系统。系统网络上的每一台计算机是一个节点，每个节点独立执行分配给它的任务。这种结构的优点是不会因为一个节点的离线影响整个网络的运行。ECHO 5000 SCADA系统通过客户机/服务器的模式进行节点对节点的通讯，使用网络上的节点共享数据。
       ECHO 5000 SCADA系统在广域网上运行时的性能与在局域网上运行时一样，远程访? 问不同地理位置上的节点就如同访问位于本地局域网上的节点。
         

系统功能        1、抽油机监测和控制         ● 抽油机控制器根据设定的工作点实现自动控制         ● 监测需要的生产数据         ● 小键盘远程遥控操作         ● 遥控抽油机的启停         ● 在线采集示功图
2、自喷井监测和控制         ● 监测需要的生产数据         ● 小键盘远程遥控操作        3、水源井监测和控制         ● 监测需要的生产数据         ● 小键盘远程遥控操作         ● 遥控阀门的开关和泵的启停        4、联合站监测和控制　         ● 监测联合站油系统生产数据         ● 监测联合站水系统生产数据         ● 动态流程图显示联合站生产工艺
5、油井自动计量         ● 监测需要的生产数据         ● 实现油井油、气、水三相自动计量         ● 遥控计量站倒井阀和压油阀         ● 实时监测油井的计量过程         ● 计量数据自动进入实时数据库和历史数据库
6、注水井监测          ● 监测注水井的瞬时流量          ● 监测注水井的累积流量          ● 监测注水井的压力        7、油田生产管理数据库（DMS）软件包          ● 趋势图分析          ● 报表生成          ● 异常井号查询          ● 通过Internet浏览生产数据
8、报警管理系统          ● 多种报警级别          ● 可按物理位置或类型查询报警信息          ● 多窗口显示不同的报警信息          ● 采用多媒体技术报警          ● 在线打印报警信息          ● 存储报警历史信息
9、维护与管理          ● 增加或减少现场测控计算机          ● 井况管理系统          ● 报警管理系统          ● 网络维护与管理          ● 安全管理系统

典型应用
        ECHO 5000油气田生产自动化监控和数据采集系统已在国内油气田获得多次应用。典型应用为新疆石油公司某油田SCADA系统，系统组成如图：
      

        整个油田SCADA系统设有油田中心和基地中心两个控制室，由289口抽油井、20座采注计量配水站、10口水源井、1个原油天然气集中处理站DCS系统和1个输油首站站控系统组成。
        整油田SCADA系统在中心控制室和基地中心控制室分别建立局域网，采用以网络交换机为中心的星型结构。为保证网络的可靠性，网络所有设备均为冗余配置，通过光缆将两个局域网高速互连，油田前方控制室可实现无人值守，操作人员可以在基地中心控制室对油田的生产进行监控和管理，还可通过Internet远程实时查询生产数据。
        油田SCADA系统主要完成整个作业区生产数据采集、数据管理、数据分析处理等工作。项目涉及到数据采集、遥测遥控、无线通讯、光线通讯、Internet数据发布、ORACLE数据库、计算机网络和综合布线等技术，项目I/O点数达8000点。

    要比较在气田数字化、油田数字化建设的区别？我们可以分别以相关的油田数字化和气田数字化建设方案来加以理解！
（1）油田数字化建设方案

项目包括榆树林采油厂第一作业区采油一工区、二工区和十工区辖区内的油井、注水井站点(转油站、试点站)、工区计量站等工艺站场和井口。
        方案包括油井的远程监视与控制、注水井的参数检测、工区计量站掺水工艺检测与掺水流量调节、注水井工艺参数检测与调节、站点工艺参数的检测与工艺过程监控。
        目前厂区、作业区及站点之间已经建有高速主干光纤网络，但计量间井口和站点之间均无通信链路。计量间分布在站点的周边区域5KM范围内，油井、水井大部分分布在工区计量间周边1KM范围内。系统通过建立无线通信网络实现井口到工区计量间、工区计量间与站点之间的通信链路，在通过站点的已建网络实现整个作业区井口、工区计量站和站点的无人职守功能，在作业区设综合监控平台实现生产管理，并在厂区实现整个辖区所有生产管理与调度功能，并为未来对生产数据进行进一步分析和加工打下基础。

        整个系统分为厂区、作业区、站点和井口四级设计，为未来对生产数据进行深加工做好准备。 
       目前在厂级、作业区和站点之间已经具备光纤通信能力，在站点与计量间之间还没有网络链路，最远距离约为5KM左右；计量间与井口之间没有网络链路，最远距离不超过1KM（大部分）；
        根据用户的要求，在井口(抽油机井口)需要实现防盗功能，在井口设防盗保护箱，并对保护箱状态进行检测，出现异常进行报警；井口数据通过近距离无线设备传输至计量间，并通过无线网桥上传站点和作业区；从而实现本地站场、计量间和井场的实时检测和远程控制，在工区监控集中生产监控平台，可以实时监视下属站点和井场的生产，并可以下达生产调度指令，在厂区设置数字化监控平台，实现整个厂区各生产单元的远程调度、管理和数据的统计分析等功能。

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采油井口功能：
抽油机现场工艺参数远程监控：油温、油压、套压、电量参数、功图
抽油机远程控制：远程启停、远程变频调参(若有)、启停远程警示
抽油机防盗监控：防盗箱状态检测与报警
智能控制： 空抽、卡杆、砂阻、泵漏等智能诊断
井口动液面检测(可选)
注水井功能：
井口压力：在计量站内进行采集
井口流量：在计量站内进行采集
流量调节：在站内实现控制

井口按无人职守设计

计量间：
计量间内设RTU一套，实现站内油温、油压、掺水温度、注水流量、注水压力及注水流量调节等功能。
计量间设通信处理机一套，实现对站内RTU的数据交互，并作为周边油井井口无线传输系统的数据中转站，同时也作为站内视频的数据中转站通过无线网桥上传至站点。
站内设视频系统1～2套，分别负责站内工艺监视和站外与路口的视频实时监视等功能。
计量间按无人职守设计。
站点系统：
        站点作为数据的中转站，同时也是接入作业区和厂区的网络节点。
        在站内设1套站控系统RTU或多套小型RTU(分布式RTU)，实现站内各种生产参数的检测和控制。同时在站内设通信处理机，负责站内RTU数据的交互，并负责辖区内计量间数据的交互节点。
        站内设独立操作工作站一台，实现站内工艺生产数据检测和控制。
        作业区调度平台是整个数字化平台的工艺生产管理和远程控制平台，直接负责辖区内井口、计量间和下属站点的直接生产指挥控制平台，同时也可以接收来自厂区生产调度指令，完成生产的协调、调度及各种紧急事故的处理。
        作业区调度平台设实时数据服务器1台，实现现场数据的实时采集和对现场设备控制指令的下达；设历史数据服务器1台，用于历史数据的存储，同时也作为油井产液量生产计算服务器，通过实时服务器获取现场井口的功图数据，对油井产液量进行实时计算，并把计算结果存储在历史数据库中，供本地操作站使用，同时也作为厂级数字化平台的前端服务器；设视频服务器和视频管理计算机各1套，用于实时采集视频信号和对前端视频设备进行控制；调度平台设操作站2～4台(根据规模需要设定不同数量的操作站)，用于生产数据的监视和远程设备进行控制操作，并根据需要打印各种报表和进行报警处理；为了保证系统的正常运行，设1台工程师站，用于对相关设备进行正常维护；根据功能设定一定数量的功能平台，如调度和报表工作站。
        在作业区设各种网络设备，如交换机和无线网络设备等。

        厂级数字化平台分为3个部分，其中一部分为高级应用系统，包括地质分析系统油气专家系统、地理信息系统、生产管理系统和事故应急调度与协调系统等；另一部分为数字化平台的数据中心，负责数据的采集、存储和处理，并作为生产系统的生产监视与控制平台，作为前端生产的实时调度平台，通过平台向前端生产单位下达生产调度指令。
        在数字化监控中心，设电视墙系统，用于实时显示生产数据或者视频信息，或者混合显示，以便对前端生产单位真正实现无人职守，以提高生产管理效率，降低生产管理成本。 
 控制设备(单井)：
        抽油机控制器：ECHO 5318DQ
        负荷传感器：S910 ±45° 0.5% 4~20mA两线制
        角位移传感器：S917 0~15T可选 环形 0.5% 4~20mA两线制
        智能电能采集模块：E306 三相电压(0~380V) 三相电流 功率因素 有用功/无用功 电量 RS232/RS485通信
        压力变送器： 0.25% 4~20mA两线制
        温度变送器：0.5% 4~20mA两线制
        通信网络设备：短距离无线通信模块
        动液面检测：智能动液面检测设备(可选)
控制设备：
        控制器：Sup