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数字油气田解决方案 　　“数字油气田”是某油气田的虚拟表示，能够汇集该油气田的自然和人文信息，油气田管理人员可以对该虚拟体进行探查和互动。具体来讲，是以信息基础设施为基础，以多尺度、多种类的空间基础地理信息为支撑，按照“数字地球”的构想，充分利用计算机、现代测绘、现代网络、虚拟现实以及数字通讯等数字技术，以天然气整个生产流程为线索，建立勘探、开发、地面建设、储运销售以及企业管理等多专业的综合数据体系，并将各专业的数据和应用系统进行高度融合。其目的是在建立天然气生产和管理流程优化应用模型的基础上，利用可视化技术和模拟仿真以及虚拟现实等技术对数据实现可视化和多维表达，并且通过智能化分析模型，为企业经营管理提供辅助决策信息，进一步挖掘生产和管理环节的潜力，使信息化建设更好地服务于企业生产和管理，为油气企业的发展创造良好的信息支撑环境。

数字油气田的技术框架模型：   “数字油气田”以地理信息系统为主，结合遥感影像处理、全球定位、海量数据存储、有/无线通讯、人工智能、油气的勘探开发等技术构建起一个先进、实用、开放、安全可靠的应用系统。   “数字油气田”总体结构的设计采用Web Service技术、系统集成技术、企业信息门户技术、统一授权与单点登陆技术、最新的系统加密与安全防护技术，构建了一个企业共用的信息交换和管理平台，并将数字管道各应用子系统和企业的其他业务应用系统整合起来，形成一个有序、互联的完整信息管理系统。   “数字油气田”充分应用地理信息系统技术发展的最新成果和实用功能，融合GIS发展的最新技术；以POSC/APDM为模板构建油气开发和集输管道的数据模型，考虑多种空间数据存储结构和存取引擎；采用遥感影像处理技术进行多种分辨率、多种坐标参照系统、多种数据格式的数据的转换处理；采用GPS定位和信息传输技术对活动对象（如管线巡检人员）进行跟踪管理；采用三维影像技术对场站内部结构、重大穿跨越工程部位进行三维立体显示。   “数字油气田”从基础钻井、开发、外围市场获取第一手信息，经过数据采集、整理、清洗、入库建立核心数据仓库，为油气田各个专业工程师提供地质、气藏、开发等各个专业综合决策数据，与ERP系统相结合，服务于企业整理的经营管理。   “数字油气田”采用用完全开放的架构，将私有的数据格式完全移植到了开放的、统一的空间关系型数据库中，最大化可配置弹性与定制扩展的能力，在数据层支持系统的集成和企业其它应用系统的接口，没有任何障碍和阻隔。

一、从四川油田数字化管道建设来谈：

建设数字管道的必要性
  数字管道是信息革命的需要随着人类社会步人信息时代，有关地球科学的研究需要以信息科学为基础，以现代技术为手段，建立地球信息的科学体系势在必行。1998年数字地球概念提出后，有人预测，它可能继以计算机的发明和应用成为第一次信息革命、以信息高速公路为第二次信息革命之后的第三次信息革命¨ 。数字地球的提出，在全世界范围内掀起了一股数字化的浪潮，在国内数字中国、数字省、数字城市等计划也相应提出，各行各业数字化建设兴起了高潮。

  现阶段管道建设存在的问题
目前，我国油气管道干线运输网长度已经超过3万公里，加上支线，达5万多公里。四川气田的输气管道也长达数千公里。随着管道建设规模的不断扩大，四川气田上千公里的旧有管道需要更新换代，传统勘察设计、施工及运营管理方法已经不能满足管道建设和运营管理的需要。在勘察设计阶段，勘察设计主要使用的1：5万、1：1万地形图大部分都是20世纪7O年代或8O年代、有些甚至是5O、6O年代的产品；地质资料有些也相当陈旧，对于地质灾害分析、地质解释、河流演变、山体变化、地震断裂等现势性不强，这样使得所确定的线路走向难以达到最优化。同时由于选线、定线、测量、勘察野外作业周期长、成本高、效率低，难以适应管道建设的工期要求，也难以满足对数据快速获取、更新的需求。另一方面，随着国民经济的快速发展，管道的口径越来越大，要求越来越高，传统作法已难以满足管道建设和经营管理的需要。在施工建设阶段，缺乏各类数据的收集、整理，数据的完整性，交换性差；尤其是施工后竣工图的测绘往往是在设计提供的图件上稍作修改完成，各类信息基本反映不出来，这对管道的运行和管理明显造成不便。在运营管理阶段，由于设计施工提供的信息数据不详尽，给建成管道的正常运行和日常维护、管理带来很大困难，尤其是对施工重点部位不能有效地跟踪和定期检查、维护。紧急情况下的应变能力差，当险情发生时，难以及时提供最新的、准确的详尽信息。总的来说，传统的管道建设在勘察、设计、施工过程中采用的技术手段、工作流程、成果资料无法满足未来管道运营管理的需要，管理水平难以提高。
  四川气田管道的特点
四川气田是一个开发较早的气田，从1961年建成我国第一条长距离天然气管道(巴一渝线)，至今长输管道已达数千公里，并已形成环状管网，最近北二环的建设也提到议事日程。总的来看，四川气道具有这样的特点：一是建成时间久远，如威成线已有40年历史；二是地形复杂，大多数管道位于盆地局部处于崇山峻岭中；三是管道沿线障碍物多，地理空间框架数据的采集困难；四是四川多雨多雾多阴天，航飞困难；五是管径不大，一般在0325～0720 mm之间；六是四川气田普遍含硫，尤其是原料气管线处于高含硫高压力状态。

二、油田测井方面建设
　　钻井工程方面：在深井和超深井、定向井、控制和处理高压油气井井喷等技术方面达到国内外先进水平，欠平衡钻井、气体钻井处于国内领先水平，有全国唯一的油气井灭火公司。测井方面:形  四川油田成了一套较系统的复杂地质构造测井和射孔先进技术，在测井资料采集、解释、射孔器材的开发方面，处于同行业先进水平。
三、油田井下作业方面建设　　井下作业方面：在固井上，能提供定向井、水平井、深井、超深井、小井眼及小环空间隙、漏失井、高压气井等十余种固井工艺技术，具有处理各种复杂地层、高难度井的固井施工经验；在压裂酸化上，可提供大型加砂压裂、基质酸化、分层酸化、煤层气等十种压裂酸化增产工艺技术。
录井

    四川石油管理局具有录井施工作业和石油天然气地质勘探开发综合研究的服务能力。在川渝地区、塔里木、克拉玛依、吐哈、长庆、滇黔贵、勃海等油气田，海外的哈萨克斯坦、印尼、泰国、阿曼等国家和地区拥有广泛的市场。

地球物理勘探

四川石油管理局地球物理勘探队伍主要从事地震资料采集、处理与解释、物探技术研究、应用软件开发和工程测量等业务。

钻井工程

四川石油管理局的钻井队伍是中国陆上最具实力的大型专业化钻井队伍之一,是国际钻井承包商协会(IADC)会员。主要从事陆上石油天然气中深井、深井、超深井、地热井、水源井及各种特殊工艺井的工程设计、钻井、修井、完井试油工程技术服务。拥有完善的钻井工程技术服务体系，具备在全球范围内承担各种复杂地表和地质条件下施工作业的能力。在深井、超深井、水平井、定向井、欠平衡钻井以及特殊工艺井施工、特殊油气藏钻井等方面拥有先进的技术装备、独到的工艺技术和丰富的作业经验。

地层取心

四川石油管理局地层取心队伍主要从事钻井地层取心工艺技术研究、取心工具装备研制和取心技术服务,是“四川省高新技术企业”，已获得ISO9001国际质量体系认证。

固井

四川石油管理局的固井队伍曾为中国四川、塔里木等10多个油气田和美国ESSO、安然、德士古、柏灵顿等公司在中国陆上的勘探开发区块和苏丹、泰国提供的固井服务，在上千次的固井施工中创下了10多项中国固井最高记录。

测井射孔

四川石油管理局测井专业共有成像测井队、高精度数控测井队、国产小数控（射孔）测井队等测井射孔队伍52支，在川渝地区、塔里木、青海、玉门，长庆等油田服务，国外有泰国、苏丹、阿尔及利亚、印度、印尼等作业区。

四川油田压缩酸化

四川石油管理局的压裂酸队伍，主要从事石油天然气勘探开发、油气层整体改造，提供压裂酸化技术研究、工艺设计、现场施工以及研制相关井下工具、油田化学添加剂。

油气勘探

四川石油管理局地质勘探开发研究院主要从事油气勘探开发中长期发展规划和油气田勘探开发方案的编制、油气储量计算与复算、勘探开发部署、井位优选和钻井工程设计、岩心分析、地质化学、油气勘探开发经济评价和油气勘探开发技术咨询和工程监理等业务，获国家甲级工程咨询资格，地质实验和开发实验获得国家计量认证，是中国油气地质勘探开发甲级研究院。

钻采工艺

四川石油管理局拥有专门从事石油天然气钻采工艺技术与工具装备研究和技术服务的钻研采工艺技术研究院和施工队伍。能为油气田提供钻井、采油采气技术方案制订、工艺设计、科学研究、工具维修等全套技术服务及相关的设备工具；拥有国家计量认证的全国唯一的井控装置质量监督检验中心、钻井液实验室、油气井增产技术实验室和油田化学剂定点生产厂。测试队获得国家甲级队资质认证。

工程设计

四川油田四川科宏石油天然气工程有限公司主要从事工程勘察、工程设计、工程咨询等业务。持有石油天然气行业（管道输送）甲级、石油天然气行业综合乙级、市政公用行业（燃气（含加气站））乙级、化工石化医药行业（石油化工产品储运）乙级、工程勘察专业类（岩土工程、工程测量）乙级、公路工程、环境污染防治工程、水土保持等设计资质和咨询资质，并通过了ISO9001：2000质量管理体系认证。公司还具备国家质量监督检验机构颁发的“压力管道设计资格批准书”。可以承担GA、GB、GC范围内的压力管道设计。

地面工程

四川石油管理局拥有以四川石油天然气建设工程有限公司、四川天驰油气工程建设有限公司和四川蜀渝石油建筑安装工程有限公司为代表的油气建设工程集团公司，具有承担油气田产能配套建设、长输管道铺设、管道大中型江河穿（跨）越、石油天然气净化处理厂（站）装置、炼油化工装置、燃气热力工程、通讯和电力系统工程、石油燃气库、自动化控制工程、高等级公路、大中型桥梁、30层以下各类建筑构筑物、大型土石方工程等的设计、施工和建设监理的能力；具有一、二、三类压力容器及球罐的设计、制造、安装能力；具有国家化工、石油工程施工一级资质证书和工业与民用建筑工程施工二级资质证书;已通过ISO9002质量体系认证、GA压力管道认证和国家HSE认证。

 

数字油气田”是某油气田的虚拟表示， 能够汇集该油气田的自然和人文信 息，油气田管理人员可以对该虚拟体进行探查和互动。具体来讲，是以信息基础 设施为基础，以多尺度、多种类的空间基础地理信息为支撑，按照“数字地球” 的构想，充分利用计算机、现代测绘、现代网络、虚拟现实以及数字通讯等数字 技术，以天然气整个生产流程为线索，建立勘探、开发、地面建设、储运销售以 及企业管理等多专业的综合数据体系， 并将各专业的数据和应用系统进行高度融 合。其目的是在建立天然气生产和管理流程优化应用模型的基础上，利用可视化 技术和模拟仿真以及虚拟现实等技术对数据实现可视化和多维表达， 并且通过智 能化分析模型，为企业经营管理提供辅助决策信息，进一步挖掘生产和管理环节 的潜力，使信息化建设更好地服务于企业生产和管理，为油气企业的发展创造良 好的信息支撑环境。 “数字油田”的支撑技术包括：数据源的采集与获取、数字信息的处理与系 统基础建设、“数字油田”的管理、分析及决策解决方案、建设“数字油田”软 件平台开发环境解决方案等。 一、数字油气田的技术框架模型： 数字油气田的技术框架模型： 1、“数字油气田”以地理信息系统为主，结合遥感影像处理、全球定位、 海量数据存储、有/无线通讯、人工智能、油气的勘探开发等技术构建起一个先 进、实用、开放、安全可靠的应用系统。 2、“数字油气田”总体结构的设计采用 Web Service 技术、系统集成技术、 企业信息门户技术、 统一授权与单点登陆技术、 最新的系统加密与安全防护技术， 构建了一个企业共用的信息交换和管理平台， 并将数字管道各应用子系统和企业 的其他业务应用系统整合起来，形成一个有序、互联的完整信息管理系统 3、 “数字油气田”充分应用地理信息系统技术发展的最新成果和实用功能， 融合 GIS 发展的最新技术； POSC/APDM 为模板构建油气开发和集输管道的数据 以 模型，考虑多种空间数据存储结构和存取引擎；采用遥感影像处理技术进行多种 分辨率、多种坐标参照系统、多种数据格式的数据的转换处理；采用 GPS 定位和 信息传输技术对活动对象（如管线巡检人员）进行跟踪管理；采用三维影像技术 对场站内部结构、重大穿跨越工程部位进行三维立体显示。 4、“数字油气田”从基础钻井、开发、外围市场获取第一手信息，经过数 据采集、整理、清洗、入库建立核心数据仓库，为油气田各个专业工程师提供地 质、气藏、开发等各个专业综合决策数据，与 ERP 系统相结合，服务于企业整理 的经营管理。 5、“数字油气田”采用用完全开放的架构，将私有的数据格式完全移植到 了开放的、统一的空间关系型数据库中，最大化可配置弹性与定制扩展的能力， 在数据层支持系统的集成和企业其它应用系统的接口，没有任何障碍和阻隔。

 二、数字油气田建设典型应用 1、基础地理信息系统，提供数字油气田空间信息、属性信息管理和维护功 能，形成分布式空间数据仓库。 2、油气勘探开发信息系统，该系统以勘探部署、项目研究、资料处理与解 释、油气资源评价和储量计算的全面计算机化为目标，实现地震、测井、录井、 试采等资料采集、处理和解释一体化，实现全企业信息共享 勘探资料、地质信息的管理，维护和融合地质和钻井等多专业的数据，为业 务管理和决策人员提供一个一体化的工作环境。 以“井”为核心，发布油气田数据，以多种方式，多个角度展示给不同业务 部门和专业人员的多维的环境信息和油气田专业信息；从点，二维，多井剖面等 多个角度展示钻井结构特征及井之间的关联关系， 并可以动态生成和展示每个井 的工程信息，地质信息，地球物理信息，动态信息。 对于不同地层深度的地质特征层、储层进行展示，描述其与钻井之间的关系 以先进虚拟现实技术模拟单井结构，地下多井关系，为决策者提供直观的信 息展示。 3、油气地面建设信息系统，包括油气田“气、水、电、讯、道路”等设施 管理，规划方案的优化设计领域、计算机辅助设计领域、计算机自动控制领域以 及油、气、水、轻烃计量技术、原油、污水和注水处理技术等领域。 4、油气开发信息系统 ，油气田开发是石油行业的核心领域之一，通过科学 计算进行开发方案优化，实现油田开发地质、采气工艺、生产测井、天然气生产 和可研信息网络查询和应用的一体化。 5、钻井信息系统，实现钻井生产管理和钻井设备及工具的全面管理，钻井 过程各种信息的采集和处理。 6、储运销售信息系统，油气储运过程的控制与管理（数字管道），实现油 气与化工产品价格、库存、销售合同、销售业务的网络信息管理，实现企业联网 销售，国内外天然气市场分析与预测等。 天然气销售计划 年指定和月指定 周指定和日指定 提气量报告 日提气量报告 周提气量报告 月提气量报告 年提气量报告 收款通知书 辅助决策支持系统，包括巡线管理，应急预案决策系统以及风险评估和决策 系统。 巡检系统，GIS 支持巡检方案设计优化 巡检点布置，测试桩位置；地形难度 巡检路线设计 巡检地图 巡检管理统计结果在地图上标示 人员对比 单位对比 区段对比 相关系统接口 CADA 系统 视频系统 ERP 系统

战位中!!!!!!!!!!!!!!

1 四川气田管道的特点一四川气田是一个开发较早的气田，从1961年建成我国第一条长距离天然气管道(巴一渝线)，至今
长输管道已达数千公里，并已形成环状管网，最近北二环的建设也提到议事日程。总的来看，四川气田管道具有这样的特点：一是建成时间久远，如威成线已有40年历史；二是地形复杂，大多数管道位于盆地丘陵地区，局部处于崇山峻岭中；三是管道沿线障碍物多，地理空间框架数据的采集困难；四是四川多雨多雾多阴天，航飞困难；五是管径不大，一般在
0325～0720 mm之间；六是四川气田普遍含硫，尤其是原料气管线处于高含硫高压力状态。
2 数字管道系统
数字管道系统包含管道勘察设计系统、管道施工建设管理系统和管道运营管理系统三个部分。其核心是管道信息数据库。管道勘察设计系统包含勘测子系统、线路选择设计子系统、阴保设计子系统、土建设计子系统、总图设计子系统、通讯设计子系统等等。各子系统所产生的包括周边的测绘、人文、地理、地质、水文、气象信息，各专业二维、三维设计图
件，文件以及设备材料等信息，组成设计信息数据库。管道施工建设管理系统是一个多系统集合的复合系统，其中包括了前两个阶段产生的“竣工系统”，也包括了计算机监控和数据采集(SCADA)子系统、销售子系统、管道资源管理子系统及风险管理子系统。数字管道系统要实现这些系统间的数据交换和共享，同时还要保证子系统的信息安全。
3 方案编制原则
一般来说，数字管道方案应具有先进性、适用性、开放性、稳定性、安全性，符合国内外通用标准。方案要采用先进的网络技术、数据库技术、应用开发技术；要适应管理部门对信息的全面性要求；要有利于系统的推广与实施，具备可操作性、可扩展性和兼容性；要采用流行、成熟、稳定的操作系统、应用服务器、保证系统的稳定性；要在各个环节采取安全保证措施；要适合国内外通用标准，保证系统能与其他系统进行快速、顺利的信息交换。3．4 主要功能方案主要实现的功能：空间信息管理，即各种地物的空间位置；环境信息管理，即人文、交通、气象地质等环境信息；勘察设计资源管理，实现对勘察设计资料的整理与存储；施工管理，实现对材料设备的状况及施工进度、质量、安全等信息的管理；管道资源
及风险管理，提供对管道设施的维护措施、完整性评价、抢险预案、安全评估、环境评估、自然灾害预警、实现与SCADA系统、分析模拟系统、营销系统、综合统计信息的连接等等。

        四川油田地处四川盆地，已有60年的历史，发现气田85个，油田12个，含油气构造55个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总产量近一半，是我国第一大气田。1977年10月四川相国寺气田首次在石碳系发现高产气井，奠定四川大气田的基础。 四川石油管理局前身为中央燃料工业部石油管理总局重庆办事处，始建于1950年7月，在四川盆地有50多年的天然气勘探开发历史。1958年6月，正式定名为四川石油管理局。1999年9月，根据中国石油天然气集团公司重组改制的部署，将采油采气、油气集输及储运、炼油化工、油气产品销售、勘探开发规划研究等业务剥离重组为西南油气田分公司。管理局主营油气田工程技术服务、机械制造和油气合作开发，是享有独立对外经济贸易和技术经济合作业务权的国有大型企业集团。

       网络数字化通信建设

　　四川石油管理局通信公司是负责川渝石油地区石油企业和职工的电话通信、数据网络、长途传输、新闻电视等综合信息业务及石油专网通信的规划、建设、系统发展和运营管理的专业化企业，是融“计算机、通信、电子消费”为一体的综合业务运营服务商。担负着川渝境内石油专网的规划、建设、系统发展和运营管理,现拥有五个地区分公司和一个建设维护中心，具备社会运营企业网同期技术能力,具有较强的语音、数据、电视传输等综合信息服务能力。 　　

       近年来在发展传统业务和市场的同时，大力调整发展的战略和市场结构，不断推进石油通信产业从提供传统信息服务向提供网络信息服务转变，为推进“数字石油”的战略目标提供坚强的技术保障。 四川石油通信专网拥有一个业务管理中心、两个传输骨干网、五套综合业务系统、五个地区汇接局和两个宽带数据信息广域网络。形成了一个跨地域、大容量、能提供多种业务的综合信息业务网。 　　

       拥有数字微波网和光通信网两网并行，做到凡有石油基地所在，必有石油通信相连。与电信、联通等公众网实施战略合作，一机两号，一户三网，用户已达70000户。建立“石油天地”社区宽带网络，用户突破10000户。电视通播网络覆盖28个单位，接入38000个人用户，基本普及于石油单位用户。石油新闻电视频道的信号已连接川渝13个地市的石油企业，高质量的电视通播为广大油气田用户提供石油新闻，文艺娱乐和会议服务。电视电话会议和视频会议已普遍应用于油气田的生产经营和管理。先进的通信手段为川渝石油企业提供了重要的技术支持。无线数据通信网覆盖川渝两地，采输、钻井、物探等野外作业队伍可以便捷使用无线数据综合通信网，西南油气田分公司各采输站和四川石油管理局的钻井队广泛的使用具有话音、数据和传真功能的无线通信终端。

       综合录井技术在四川油气田钻井工程中的应用

       运用综合录井技术发现的资1井震旦系气藏和天东19井石炭系气藏，拓宽了四川油气田的勘探领域，为发现四川天然气气藏提供了一种新的手段。仅钻具刺漏和钻头轴承磨损起钻两项预报的统计直接经济效益达165．5万元。据报道，川I东钻探公司使用综合录井仪的结果表明，虽然用综合录井仪的井都是预探井、边远井、地质结构复杂的深井，但其生产时效、纯钻井时效、机械钻速、钻机月速等都远远高于非综合录井的井。钻井事故预报在综合录井现场作业中，已越来越显示出它的科学性和及时性。该项技术的应用，极大地减少和避免了钻井事故的发生，节约了钻井成本，缩短了钻井周期，从而大大提高了油气勘探的综合经济效益。

       特别是四川油气田，属碳酸盐裂缝性油气藏，地质情况十分复杂，综合录井仪发挥了巨大的作用，产生了不可估量的经济效益和社会效益。川I南地质录井公司在1992 1994年的三年时间里，据不完全统计，累计完成录井进尺34581．15m，进行钻井工程预报(刺钻具、钻头轴承磨损、井垮塌、溜钻等)123次，准确率92．5 ；油、气、水层漏失预报69次，综合解释气层29层335．2m，气水层14层135．3m，可能气层24层167．86m，水层15层157．7m，符合率均为100 。

      数据处理的基本软件有：实时钻井监测程序；dc指数及地层压力监测程序、实时起下钻监测程序、井控压井程序、水力学报表程序、钻头使用报表程序、钻具组合报表程序、班报表程序、钻井液报表程序、套管记录报表程序、气测解释程序、井身结构图程序、综合录井图程序、回放绘图程序、实时打印程序、实时绘图程序等。上述软件系统是一个综合性的钻井数据处理系统，对综合录井仪系统检测获得的各种工程、地质、泥浆等参数进行采集、显示、存贮和综合处理，绘出各种图表，并可将全井数据存入软盘永久保存。
     充气钻井技术在四川油气田的应用

     四川油气田富含天然气, 具有很大的勘探潜能,但由于天然气埋藏地层属于碎屑岩地层并具有低压、低孔、低渗的特性, 钻进过程中不但存在严重的漏失问题, 还极容易造成储层伤害。在四川油气田, 针对地层漏失严重的问题, 从2000年开始尝试了充气钻井技术, 并取得较好的效果, 之后又在矿山梁、威远、平落坝等多个构造实施该技术, 不但较好的解决了井漏, 同时提高了机械钻速, 发现和保护了油气藏, 为该技术在四川地区的发展与应用积累了经验。

     充气钻井工艺技术措施
( 1) 气体注入方式的确定

充气钻井的注气方式可分为: 立管注入法、寄生管法、同心管法及连续油管注入法。在四川油气田,充气钻井主要用于上部松软地层, 解决井漏问题, 由于表层套管下入较浅, 采用寄生管法达不到充气降密度的效果; 同心管法需要安装特殊井口装置, 连续油管法工艺复杂, 都不利于在该地区推广应用。而立管注入法工艺流程简单, 不影响井身结构设计, 能降低整个循环系统密度。。目前, 川内主要采用立柱注入方式实施充气钻井, 其工艺流程图见图1。

 

( 2)气液比的确定
    确定合理的气液比, 有效控制钻井液当量密度,使其低于地层破裂压力和孔隙压力, 从而达到解决井漏、发现保护油气层的目的。

 ( 3)充气钻井液性能控制
充气钻井液性能应具有较好的携岩性, 确保携岩顺畅, 井内清洁; 应尽量与气体均匀混合, 同时便于气液混合相有效分离。现场主要通过钻井液粘度进行控制, 一般漏斗粘度控制在40s~ 45s即能满足施工要求。粘度过低, 会产生 气塞现象, 形成气柱, 降低钻井液携岩能力; 粘度过高, 会使脱气效果不好, 造成泥浆泵上水效果差。

引用 水中鱼 －－王者之师 的回复内容：引用 水中鱼 －－王者之师 的回复内容：占位！！         

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Information 信 息 通 信 & communications 利用先进通信技术 建设数字化油气田.司 .关键词： 光纤通信技术 数字化油气田 数据传输 光通信设.新的无缝监控模式， 从而实现整个油气田生产管理方式的 重大变革—由传统的调度管理向全面的数字化管理转变， 进而实现真正意义上的 “数字化油气田” 。  数字化油气田数据传输通信方式相应地， 随着油气田数据采集方式的不同以及生产管 理水平的提高， 结合我国当前通信技术的发展水平， 油气田 采用的数据传输通信方式也由早期的以电话上报为主逐步

一、 引言目前我国油气田数据采集大多已实现自动化采集， 数 据传输方式主要包括无线传输和有线传输， 数据监控模式 包括站场本地监控和远程调度中心监控等， 整个油气田生 产、 管理已由传统方式向数字化方向发展。结合四川油 气田目前主要采用的通信技术， 分析通信方式选择对于实 现数字化油气田的作用和影响， 并提出一些看法和建议。 向光纤传输为主转变。 对应于以人工采集为主的老油田传 输方式以电话上报为主， 少部分联合站和大的接转站场已 实现数据传输采用微波或光纤方式 。 四川油气田的通信建设 起点高， 采用的通信技术较为先进， 配合四川油气田的产能建 设， 在所有集气站及联合站等站场均一次到位建成光纤传 输系统。 从2008年开始建设， 其数据传输已实 现了由气井—集气站—调度中心的无缝传输， 气井—集气 站之间采用无线电台传输井口RTU数据到上级集气站， 集 二、 数字化油气田数据采集方式目前长庆油气田数据采集方式主要有两种方法： 人工 采集和自动化采集， 老油田以人工采集为主， 传输方式以电 话上报为主， 少部分联合站和大的接转站场实现本地自动 化采集监控。 相对于油田来说，四川气田的建设比油田要 晚， 因此气田建设的起点高， 采用的技术较为先进， 目前四川气田的所有集气站及联合站等站场均实现自动化采集和 光纤传输的通信方式， 实现了站场监控到调度中心监控的 二级监控。 从2008年开始建设的苏里格气田， 其数据采集 和传输方式更进了 一步， 实现了由气井—集气站—调度中心 的三级监控模式。 长庆油气田数据采集正在实现由井口—站场—调度中 气站—调度中心之间数据传输采用光纤通信方式。 苏田气井—集气站无线电台传输数据系统主要 技术指标如下： (1)传输速率： 9600b/s； (2)数据接口： RJ45； (3)无线电频率： 221~239MHZ； (4)传输距离： 0~20km； (5)设备工作温度： -40~+70℃； (6)费用： 0.4万元/套。 另外， 除上述数据传输方式外， 目前有些油气田还有利 用移动GPRS网络传输数据、 电话线传输数据、 微波传输数 据等多种方式。 多种通讯传输方案比较如下： 78 2009  利用先进通信技术 建设数字化油气田 经营管理表1 多种通讯传输方案比较 方案 名称 MODEM 监控 GSM拨 号监控 GPRS在 线监控 光纤方 式监控 微波方 式监控 通信 方式 拨号 CSD/ GSM GPRS/ GSM 光纤通 信 电波通 信 建设 成本 高 较低 较低 高 高 运营 成本 较高 很高 较低 高 较高 监控 范围 窄 较宽 较宽 窄 窄 传输速度 56KBPS 14.4BPS 21.4-85.6K 100MBPS 实时性 视频接口 差 差 环境指标 较高 高 高 输入/输出通道 数据接口 RS-232/RS-422/ RS-485/TTL/RJ45 / / Management BNC不平衡，75Ω阻 抗，1Vpp 1~4 1~2 工作温度： 工作温度： -40~+70℃；储存温 -40~+70℃；储存温 度：-40~+85℃；工作 度：-40~+85℃；工作 湿度：0~95%无冷凝 湿度：0~95%无冷凝 由于井口大多无人值守， 没有安装光纤通信设备的房 间， 设备的安装非常关键， 一般设备应安装在一根约8~10高 的竖立钢管上部， 并置于铁制防雨箱中， 且能防盗。 鉴于这 种特殊情况， 也要求光纤通信设备选择时要选择体积较小、 适宜室外环境条件、 坚固耐用的设备。 设备选择时要充分考 虑设备安装的外部环境条件。 另外， 设备的外壳和安装设备 的铁箱均要做防雷接地， 接地电阻不小于4Ω。 油气田井口—站场之间一般均有输送油气的管道， 因 此井口—站场之间的光缆采用铠装埋地敷设光缆与输送油 气的管道同沟敷设， 以节省光缆敷设的费用。 4.2 站场—调度中心光纤传输数据部分 油气田站场一般均有人值守， 并且采集的数据量较大， 需要传输的数据业务量及视频信号量均较大， 并且需要提 供话音业务等。 针对这种情况， 目前油气田站场—调度中心 由于油气田大多位于偏远地区且分散， 利用移动GPRS 网络传输数据， 对于个别油气田来说， 可能存在着信号盲区 的情况。 微波方式与上述无线电台传输数据一样存在着易 受外部天气等电磁环境的影响问题。 综上所述， 采用光纤传输数据要比无线电台传输数据 等其它方式的优点更多， 随着光纤通信技术的大量应用， 目 前不论是光纤通信设备， 还是光缆等配件， 其售价都在逐渐 降低， 从发展的角度来说， 建议以后新建的项目从井口—站 场—调度中心之间均采用光纤传输数据， 已实现真正的数 据的无缝传输， 提高自动化管理水平。 四、 光纤传输数据的关键技术及实现 4.1 井口—站场光纤传输数据部分 相对有人值守的站场来说， 井口采集的数据量较少， 要 求传输的速率也较低， 如苏里格气田井口采集的数据主要 有井口压力、 安防视频信号。 目前不论是油田还是气田， 井 口大都是无人值守， 不需要语音信号的传输， 针对这种传输 要求， 在选择光纤通信设备上来说， 与常规的有人值守的站 场的光纤通信设备就有很大的不同。 在光纤通信设备的选 择上， 可选择单独提供数据和视频业务的设备， 也可选择综 合提供数据和视频业务的设备。 两种方式各有千秋， 从业 务的独立性考虑， 建议采用单独提供数据和视频业务的分 离设备较好。 目前典型的数据和视频光端机如下表所示： 表2 数据和视频光端机选择表 数据光端机 一~四路双向数据光 端机 （1~4）DTR11130 单模光纤 1310/1550nm，1芯 20dB 50km 视频光端机 两路数字视频复用光 端机 2VTVR12100 单模光纤 1310/1550nm，1芯 20dB 之间光端机设备选择上， 综合考虑了 上述数据、 语音和视频 等业务 需求， 用P D H 或 S D H 系列的光端机。 D H 或 S D H 采 P 光端机是两种类型的光端机， 主要技术指标如下表所示： 表3 PDH或SDH系列光端机主要技术指标表序 内容 号 PDH设备 SDH设备 SDH是同步数字系列的英文简称。 由CCITT（ITU-T国际电信联盟的前 身）于1987年在北美SONET的基础 上，做出的一种规范。 PDH为准同步数字系列 的英文简称，分为一次 1 含义 群、二次群、三次群、 四次群、五次群等级。 STM-1 155520k（155M） 一次群 2048k（2M） STM-4 622080k（622M） 二次群 8448k（8M） STM-16 2488320k（2.5G） 传输 三次群 34368k（34M） STM-64 9953280k（10G） 2 速率 四次群 139264K b/s （140M） 五次群 564992K （565M） 1 普通电话业务POTS; 2 异步数据业务(4.8 kbps ~19.2kbps); 3 E1接口; 4 V.24/V.35接口; 5 2B+D,30B+D等ISDN接入; 6 CATV接口及DVB、MPEG-II等数 字视频信号直接接入; 7 10M/100 Mbps以太网接口; 8 DDN的64kbps同向接口; 9 二/四线音频接口。 高 设备名称 设备型号 传输介质 光功率预算 最大传输距离 1 普通电话业务POTS; 2 E1接口; 业务 3 64kbps同向接口； 3 接口 4 二/四线音频接口； 5 10M/100 Mbps以太网 接口。 4 70km 设备 价格 低 刘成文 田雨 章瑞 利用先进通信技术 建设数字化油气田 2009 No.1 79 Information 信 息 通 信 & communications 井口—站场之间的光缆采用铠装埋地敷设光缆与输送油气 的管道同沟敷设， 以节省光缆敷设的费用。 PDH设备与SDH设备相比， 存在以下主要缺点： 首先， PDH光端机组网单一， 多数只能组成简单的点对 点网络， 局端机房将会堆叠大量的PDH光端机和大量接口 转换器或光纤收发器等设备。 这给整个网络的运营和维护 带来了麻烦， 不利于网络结构优化和业务整合。 其次， 由于PDH光端机光口没有统一的速率标准， 在 大多数汇聚层与接入层的结合点上， 接入层PDH光端机与 汇聚层SDH光端机网络只能通过E1等物理接口实现 “背靠 背” 连接。 这就需要大量的电缆以及DDF配线架， 不仅增加 了相应的机房面积相当可观的附件成本， 而且由于E1电缆 的调整大多依赖人工方式， 大大增加了电接口接触的概率， 整个系统的可靠性大大降低。 第三， 采用PDH光端机阻断了汇聚层与接入层之间在网 络管理上的有机联系， 运营成本增加， 业务转接复杂， 难以 实现集中监控以及资源灵活调配， 造成了管理上的盲区。 鉴于上述原因， 建议在新建的油气田项目中， 尽量采用 SDH光传输设备。 站场—调度中心之间一般均有输送油气的管道， 因此 五、 结论随着通信技术、 网络技术和自动化软硬件技术的迅速 发展和融合， 必将加快油气田数字化建设的步伐， 油气田的 采集、 传输、 监控应结合多种技术手段， 加快建设高效的数 字化油气田。 本文结合油气田的实际情况， 通过利用有线的 和无线的传输手段的分析比较， 结合先进的光纤通信技术 和安全考虑， 提出了数字化气田数据、 监控信号传输的解决 方案， 为数字化油气田建设提出了 一些建议和看法。 作者简介刘成文， 1992年毕业于西安科技大学通信工程专业， 现任西安长庆科技工程有限责任公司通信工程师。 （上接第59页） 区切换关系比较混乱， 尤其BSC32 的切换 成功率比较低 （90%左右） 针对这种现象， 。 优化小组和移 动公司工程师对这些小区进行了重点跟踪。 分析切换成功 率低的原因， 并对一些重点基站进行现场路测加以解决。 并 结合GI 工具对全网的邻区关系进行了调整， 删除了一些不 必要的邻区。 而对一些特殊的邻区关系， 根据其不同的关系 调整了其相关切换参数以提高切换成功率。 而象12 月30 日 切换成功率只有93.85%主要是由于该天早忙时城区有大规 模的外部干扰源， 干扰值高达35 左右， 导致城区多处起呼困 难、 掉话、 切换失败。 五、 结束语本文介绍了GSM网络优化中KPI指标的优化过程， 其目 的是讲述在无线网络优化中如何对指标问题进行分析和处 理。 虽然只是掉话率和切换成功率两项指标， 但是通过不 断的改进可以使整个网络的其他指标有着连带的提升， 从 而提升全网的话音质量

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