油田监控系统

油田监控系统（精选12篇）

油田监控系统 篇1

摘要：随着网络信息化的飞速发展和生产数据的日积月累, 采用传统的管理方式和数据手工记录模式已不能满足现代企业的发展要求。生产信息的实时采集、数据统计和查询的网络化已成为现代企业提高工作效率, 降低生产成本的有效手段。要实现现场数据和设备信息的实时采集和数据分析, 指令的远程下达以及对设备的控制等功能, 迫切要求分布广泛的现场生产数据实现网络化。

关键词：油田,自动化,监控

油田的一个采油厂由多口油井、计量站、管汇阀组, 转油站, 联合站、原油外输系统、油罐以及油田的其它分散设施组成, 那么整个采油厂的各种设施的工作状态及采出油品的数据 (主要有温度、压力、流量等) 就直接关系到油田生产的稳定及原油质量。目前大多由人工每日定时检查设备运行情况并测量、统计采油数据。由于油井数量多且分布范围由几十至上百平方公里, 这种方式必然使工人劳动强度加重, 并且影响了设备监控与采油数据的实时性, 甚至准确性。也同时存在笔误, 作假等隐患。这样会导致上层无法正确了解到现场的真实情况, 并且不能根据生产所消耗的实际劳动力等数据, 制定较有效、灵活的处理方案。所以油厂的自动化、信息化就显得极为突出。

为了实现油田数据信息化、网络化, 实现数据全局共享, 厂长、总工等管理人员利用现有的网络系统查看其监控点的数据, 打破各个监控现场相互之间长期形成的"信息孤岛"局面, 本系统采用目前国际上最先进的远程监控系统, 利用现有的局域网络基础, 通过网际组态软件Web Access的远程数据传输功能, 实现数据的网间共享以及实时监控。本方案详细的从网络架构、采集原理、记录方式、数据通讯规约、网络安全等多方面, 并对油田广泛分布各地的监控站点的数据信息提出完整的监控解决方案。

1 监控软件Web Access

Web Access是美国著名专业从事自动化HMI/SCADA系统组态软件研发与应用的Broad Win科技有限公司开发的一种基于WEB技术监控系统。

Web Access是以网络浏览器Internet Explore为基础, 并将TCP/IP协议内置于软件核心中, 互联网的开放性便成为Web Access系统的有机构成部分。整个系统与互联网无缝连接。客户端无需负担额外费用便可通过标准网络浏览器对系统进行访问, 进行在线动态编辑, 随时随地掌握系统动态。与传统系统不同, 基于其内置的互联网连接性, Web Access支持的客户端不受数量限制, 是最佳成本的互联网控制方案, 同时Web Access的多叠式网络安全架构也保护终端用户的数据和整个系统。

2 系统组成原理

根据油田各个监控子系统的特点, 结合网际组态软件Web Access的网络架构, 在各个联合监控站点和电泵站监控中心的数据采集系统服务器中安装Web Access监控节点部分软件 (Scada Node) 。对于已有数据采集系统软件的站点, Web Access通过提供的标准数据接口如DDE、OPC、ODBC等从现有的数据采集系统中提取动态实时数据 (同时也要求现有的数据采集系统至少提供一种便于数据共享的标准数据接口) , 对于尚未建立数据采集系统的站点, 则需要全新建立数据采集系统, 数据采集系统中包括软件和硬件两个部分, 硬件部分客户可以自由选择目前国际上主流的服务器、交换机、PLC、智能模块、传感器等。Web Access本身自带的上百种国际主流控制器设备驱动直接和底层硬件进行通讯, 从而实现数据的采集、画面的组态、信息的发布。除进行数据采集远传之外, Web Access还可以根据监控点的设备分布情况和工艺流程, 绘制监控界面和报警、报表、曲线图等。监控人员可以和现场人员一样掌握现场的数据, 有身临其境的感觉。同时各监控站点可以利用本地打印机进行报警信息、报表数据的打印输出。

局域网内甚至是互联网内的管理人员的PC机必须安装Web Access客户端Client插件, Web Access服务器通过授权用户名、密码的方式审核远程访问者的身份, 极大地保护生产数据的安全性。

3 数据采集传输原理

由于油田分布的一般特点, 即分布范围较大、现场环境条件较差等, 为了能够在较差的环境下正常采集现场数据并且能够及时地发回数据, 在底层的数据采集和控制设备, 选用研华公司的系列产品, 其中包括了它的ADAM系列控制器和I/O模块。这些控制器和I/O模块支持多种形式的接口连接方式, 与底层的现场设备进行连接。在数据采集和处理方面, 采用了嵌入式数字控制器FAS-2046, 由FAS-2046来实现收集整理下层设备采集的数据, 并由它向上传输到监控节点。由于他们采用了独特的架构设计, 以及高性能的技术指标, 可以让这些控制器和模块在恶劣的环境下正常工作, 同时在面板设计方面也具有安装简单、灵活等特点。

FAS-2046控制器, 采用目前经现场实际考验并广泛使用的实时OS技术, 提供一套Windows CE.net解决方案, 支持多种标准的网络接口, 两个以太网、一个RS-232和两个RS-232/485串行等通讯接口用于通讯。具有开放、可扩展以及无风扇无磁盘的设计优势。强大的图形化编程工具 (FAS-pro) 支持对FAS-2046的控制逻辑开发, 使他的控制效果更加出色。

而ADAM4000系列是通用传感器到计算机的便卸式接口模块, 内置微处理器使其可以独立提供智能信号调理, 模拟量I/O, 数字量I/O数据显示和RS-485通讯等功能。而ADAM5000分为数据采集控制系统和PC可编程独立控制器。

Web Access能通过串口, 以太网等通讯方式与下层的数据采集控制器FAS-2046进行数据的传送, 即可以从控制器上抓取现场的各项数据, 同时也可以向下发指令通过控制器来控制底层设备的运行操作变化。

当数据采集上来后, Web Access的工程节点可以作为Web服务器向外发布, 支持区域局域网的访问浏览, 同样支持来自以太网或者Internet的远程访问。不论用户从哪里访问节点, 只要有相应的权限就可以读取数据或者下达指令, 操作底层设备。

4 软件实现功能

4.1 实时监控

Web Access监控主机 (Scada Node) 将实时采集从现场层送上来的现场重要数据 (如:电压、电流、含水率、含油率、压力、温度等) , 并将数据以图文并茂的形式显示于监控页面中, 监控人员可以根据屏幕显示对现场的情况进行实时监视, 掌握现在设备的运行情况, 当现场发生任何变化 (如有报警信息产生) Web Access监控主机 (Scada Node) 将随之变化并发出警报信息。

在监控层的操作人员将第一时间内得到现场的警报信息, 警报信息的表现方式除可以在屏幕上会有动画/闪烁/列表等提示外, 还可以以声音/网络E-MAIL/短信等方式通知不在现场的管理人员。

4.2 多样式的报警信息

当系统有报警产生时, 操作员可以根据上图中在线报警栏中的信息提示得知警报, 同时, "在线警报"按钮也会呈现红色闪烁状态, 点击进入"报警摘要"画面中。在主画面中, 不同的报警信息也会有不同的报警显示形式, Web Access提供多媒体语音报警、动画闪烁报警, 弹出窗口报警、发送E-MAIL报警等, 可以实现全方位的报警信息通报。在线报警栏中的报警信息, 在每一个监控页面都是相同的, 无论现场还是远程监控站, 而且所有站点的的报警信息是全局联动的, 可以让操作人员最短时间内发现报警信息, 解决故障。

4.3 数据记录显示

Web Access提供实时曲线、历史曲线对数据进行显示记录, 以方便用户根据曲线走势进行系统分析;还提供报表查询、打印功能, 有值班报、日报、月报, 同时也可以根据需要, 输入起始时间、终止时间和采集频率的不同而来查询相应时间段的数据报表。还可以通过高级选项设定查询数据的显示类型, 如最大值、最小值、平均值等。用户可以直接将报表输出打印或发送E-MAIL到指定邮箱。发送报表格式为HTML格式, 可以轻松将报表导出到EXCEL等工具软件进行处理加工。

数据的整理和保存也是在工程节点上完成的, 数据服务器既可以是Web Access自带的Access数据库, 也可以采用SQL SERVRE, O-RACAL等关系型数据库, Web Access可以通过ODBC的指向来完成数据库的设定, 在数据的采集整理过程中写入指定的数据库中, 方便用户在需要时候的调取数据作保表, 进行分析处理。

参考文献

[1]李凉.大庆油田天然气监控管理系统[J].工业控制计算机, 2002-05-20.

油田监控系统 篇2

1、概述

油田涉及各种设备和系统，油井数量多且分布范围由几十至上百平方公里，分布比较零散，目前大多采用人工巡井方式，由人工每日定时检查各设备运行情况并记录各相关数据。这种方式必然增加工人劳动强度，并且影响了设备监控与采油数据的实时性和准确性。并且当抽油机、电泵、油压、油温等出现异常时不能及时发现，得不到有效监控、防患和控制。为此，油田急需建设一套基于物联网的油田智能信息监控系统。以实现智能的监测和控制油田的油井、计量站、联合站、油品集输、油罐、天燃气站等各种重要设施和油田安全生产场所，监测、采集和汇集生产各环节的数据，并进行相应的分析、定位、处理和控制。

该系统采用以ZigBee为无线通信技术和传感器技术组建无线传感器通信网络，并运用计算机技术、自动控制技术、嵌入式开发技术、现代通信技术、组态技术、音视频监控技术、GIS、GPS以及现代软件工程理论和软件编程方法等技术来解决行业信息化中生产信息的智能监测与控制，还可应用于各相关行业的各种信息化监测与控制领域。

2、应用背景

随着世界科技和经济的高速发展，人们对生产现场各种资源信息的获取和控制倾向于自动化、智能化，特别是具有危险性、人力不方便触及、数量巨大的设备参数控制等方面。例如：人们对石油的需求日益增大，石油资源又是一种不可再生的天然资源，加之油田企业各岗位原则上不增编的用人机制，在此种条件下如何确保油田企业安全、高效稳产是油田企业所面临的严峻现实。油田采油通常由油井、计量站、中转站、联合站、原油外输系统、油罐、天燃气罐以及油田的其它设施组成，整个采油厂、矿、站各种生产设施的工作状态及其产品（如水、油、气等）的相应数据（如温度、压力、流量等）就直接关系到油田生产的稳定及安全，而这些重要数据目前大多由人工方式每日定时检查设备运行情况并测量、统计相关各生产数据，这种客观条件必然使工人劳动强度加重，并且影响了设备监控与生产数据的实时性，甚至准确性，同时存在疏漏、笔误和作假等隐患。目前，我国一些油田企业也采取一些通过诸如RS485总线形式的局域有线网、便携式采集设备的方式或以GSM短信息的方式达到对油井部分生产数据监测和统计智能监控/专业服务

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之目的，一定程度上解决了上述问题，但这些技术有较大的局限性。首先，油田各采油厂、矿、站需要监测的设备量较大，并相对分散，有线组网方式布线困难，灵活性差，建设成本高，而且出现网络故障时，短时间内很难定位和排除故障点；其次，油田各采油厂、矿、站内通常都有大功率的电机、泵机甚至变电站，这些设备工作时所产生的干扰可直接侵入网络而导致有线网络瘫痪，严重时周边设备都不能正常工作；第三，有线网络对油田各设备的检修产生一定程度的障碍，一旦维修人员维修时不小心可能导致有线网络的物理连接失效，使有线网络不能正常工作。至于便携式采集设备，其只能解决部分生产设备或数据的采集和监测问题，而且由于其采集时需要人工安装到相应生产设备上，将相应数据采集到便携式设备中，需要经常拆装，其与生产设备的接口部分磨损严重，常出现接触不良或无法连接的问题，并且将采集来的生产数据需要人工方式再上传至生产监测分析系统，仍然存在数据的实时性差和便携式设备丢失等问题；采用短消息的方式也存在上述问题，即基于（GSM）的短消息（SMS）或无线分组网（GPRS）通信方式实现了仅是对油井设备的监控，虽然解决了油田井口一些设备的监控问题，但仍然存在短消息滞后、丢失、GPRS掉线等通信受阻问题，其通信设备相对于ZigBee模块成本高、还需长期缴纳信息服务费，该系统的实时性、可靠性和控制的安全性差。

传感器技术是一种自动检测技术，被广泛应用于工业自动检测领域；ZigBee（802.15.4协议）技术是一种新一代的短距离双向无线通信技术，具有低成本（免执照频段、免专利协议）、低功耗（省电）、网络容量大、安全性高、抗干扰力强、网络自愈力强的特点，二者融合并辅以相应控制器可克服以上组网方式或系统的局限性，彻底实现油田信息的智能化监测和控制。

3、系统建设目的

本系统是以克服上述缺失和局限性为基础，结合并推广了现有油田生产设备监控管理系统应用的设计思路，将油田的采油厂、矿、站中的计量站、中转站、联合站、原油外输系统、油罐、天燃气罐以及油田的其它设施的生产工况、工作状态等监测数据或信息，利用传感器技术和ZigBee技术构建无线传感器网络，并实时、安全、低成本地将监测和控制信息通过本地监控中心的油田信息监控管理系统软件接入油田企业现有的各级网络中，实现对油田企业各相关生产设备、生智能监控/专业服务

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产数据、安全指标等信息的监测、定位、分析处理、显示、警示和控制。

4、系统实施原理

本系统采用基于ZigBee通信与传感器组网的行业信息监控系统及其监控方法。以无线ZigBee技术为实现方式之一，其中基于ZigBee与传感器组网的油田信息监控系统包括如下单元：

监控对象N：指油田的各采油厂、矿、站生产中所关注的各种生产设备、生产状态、生产参数等信息，监控对象的编号N（以下同）可以取1，2，3，……，n（n<65000以下同）的整数。如各管线（水、气、油）的压力、温度、流速流量等；电机的工作电压、电流和功率等。

传感器模块N：对应于被监控对象从1——n整数编号，用于检测和识别被监控对象的状态，并将识别到的各信息转换为可识别的电信号（称数据信息）；

执行器模块N：对应于被监控对象从1——n整数编号，用于执行ZigBee终端节点模块发来的控制指令，对被监控对象的状态施加影响，使被监控对象的状态保持在系统预设的正常状态下；

ZigBee终端节点模块N：用于将传感器模块传来的数据信息发送给ZigBee路由节点模块（X或Y），并接收来自ZigBee路由节点模块（X或Y），经串行接口发给执行器模块, 同一网段的ZigBee路由节点模块的编号X和Y可分别是1，2，3，……，n的整数，n通常小于65000；

ZigBee路由节点模块（X或Y）：用于将来ZigBee终端节点模块或邻近ZigBee路由节点模块的数据信息发送给就近的ZigBee路由节点模块或ZigBee协调器节点模块，并将来自ZigBee协调器节点模块或ZigBee路由节点模块的控制信息发送给ZigBee路由节点模块或ZigBee终端节点模块；

ZigBee协调器节点模块：用于将来自ZigBee路由节点模块的数据信息通过串行接口或以太网接口传至本地监控中心，并将本地监控中心发出的控制信息发送给ZigBee路由节点模块；

本地监控中心：与ZigBee协调器节点模块直接相连接点监控服务器或服务器群所构成的局域网络称本地监控中心，其通过监控服务器或服务器群内的监控系统软件，处理和分析ZigBee协调器节点模块发来的油田生产信息，将相应的控制信息再下达给ZigBee协调器节点模块，运用组态技术、自动控制技术以及中间件智能监控/专业服务

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技术实现系统融合并直观地实时在大屏幕上显示和配以声光警示，必要时，将必要的相关信息通报异地或上级监控中心；

异地监控中心：油田网络信息系统中，除本地监控中心以外的其他网络均称异地监控中心，必要时其可通过油田现有的光纤网络，与本地监控中心联网，实现油田各生产信息的共享和交互。

传感器模块与ZigBee终端节点模块可组成一体或分体来监测，通过串行接口连接对被监控对象进行监测，按需将多个ZigBee终端节点模块、多个ZigBee路由节点模块和ZigBee协调器节点模块组成星形网、树形网、网状网以及它们间的组合网络，构建无线传感器网络的；以本地监控中心为组网参考点，由就近的协调器节点模块通过串口或以太网接口与本地监控中心的油田信息监控系统服务器或服务器群相连，通过监控系统软件（含数据库）对油田信息进行监测、定位和监控，遇突发事件时立即定位事件点并警示，对警示若无人工处置，则系统在一定时限内适时自动启动本地相应应急预案对事件进行处置；重大突发事件自动上报上级监控中心并根据事件优先级启动相应预案；本地监控中心通过已有的网络与异地监控中心相连，必要时与上级油田信息系统监控中心进行信息交互，重大突发事件可启动上级应急预案数据库中的相应应急预案，形成油田信息点、线、面相结合的智能化立体监控体系。

5、系统实施方法

该系统涉及基于ZigBee的水、气和油相关的温度、压力、流量等各类传感器，为表述表述方便将其定义为监控对象，具体实施方法如图1系统组成结构示意图。

监控对象1：指油田的各采油厂、矿、站等油田生产所关心的包括但不限于诸如油井、计量站、中转站、联合站、原油外输系统、油罐、天燃气罐以及油田的其它设施。具体例如各种生产设施的工作状态及其产品（如水、油、气等）的相应数据（如温度、压力、流量、流速等）；各电机的工作电压、电流和功率、温度等；各种重点安全设备或设施的安全警戒等；

传感器模块2：安装于监控对象1上，用于检测和识别被监控对象1的状态，并将识别到的各信息转换为数据信息；

ZigBee终端节点模块4：通过数据总线或RS232串口接收传感器模块2监测到的数据信息，将收到的数据信息发送给ZigBee路由节点模块5或ZigBee路由节点智能监控/专业服务

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模块6，并接收来自ZigBee路由节点模块5或ZigBee路由节点模块6的控制信息，同时将该控制信息发送给执行器模块3，通过执行器模块3对被监控对象1施加影响，使被监控对象1的各状态保持在系统预设的正常状态下；

ZigBee路由节点模块5和ZigBee路由节点模块6：分别接收来自ZigBee终端节点模块4发来的数据信息并转发给ZigBee协调器节点模块7，同时接收ZigBee协调器节点模块7发出的控制信息并转发给ZigBee终端节点模块4；

ZigBee协调器节点模块7：接收ZigBee路由节点模块5或ZigBee路由节点模块6发来的数据信息，通过串口或以太网接口将该数据信息发送给本地监控中心8的工控机或服务器或服务器群，同时将监控中心发出的控制信息发送给ZigBee路由节点模块5或ZigBee路由节点模块6；

本地监控中心8：由至少1台工控机或服务器或服务器群以及其他设备搭建的局域网络，其通过串口或以太网口与ZigBee协调器节点模块7相连，接收来自ZigBee协调器节点模块7的数据信息，进入系统监控软件数据库进行数据监测、分析、处理和定位，并将处置的结果以控制信息的方式发出给协调器节点模块7；

异地监控中心9：油田网络信息系统中，除本地监控中心8以外的其他网络均称异地监控中心9，其通过油田现有的光纤网络，与本地监控中心8联网，实现油田各生产信息的共享和交互。所有ZigBee模块中由 CC2431芯片及其外围电路构成，用汇编和C语言编程实现各模块的功能。在实际应用中，为实现油田各相关信息的共享，将搭建的无线传感器网络与油田现有的信息网络相连，通过各监控中心B/S架构、C/S架构或二架构相结合的系统监控软件，用逐级授权的方式安全实现油田信息的实时共享和交互，系统总体通信网络结构拓扑示意图见图2，部分油田报表实例间附表1。

需明确的是ZigBee模块无线通信的有效通信半径是100米左右，在实施中的经验是ZigBee各模块间的最远布设距离应小于45米，在实际复杂的工业环境中一旦相邻的一个ZigBee模块失效，则相隔此失效模块的两个ZigBee模块仍能通过自动搜寻而进行通信，从而实现网络的自愈和自恢复，确保了系统的稳定性和可靠性。

监控中心平台软件的具体实施方式是运用组态技术、计算机自控技术、GIS技术、GPS技术、三维浏览技术、中间件技术，以当前主流的B/S和C/S相结合的智能监控/专业服务

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混合架构实现，集信息采集、监视、监测、控制、指挥（调度）为一体的软件平台。

6、结束语

通过各种传感器技术实现对油田工业生产各重要设备或环节的监测与感知，结合ZigBee技术组建无线通信网络，建立物联网感知体系，利用本地和异地监控中心的油田生产信息监控系统软件，实现对油田各生产信息的实时、自动监测与控制。具有低成本（ZigBee免执照频段且免专利协议）、工作时间长（两节5号电池能工作6——24个月）、安全性高、抗干扰力强、组网灵活（拆装方便）、网络容量大、网络自愈力强的特点，并通过监控中心管理系统软件，本系统可有效降低油田工人的劳动强度，彻底解决了人工巡检方式、短消息方式以及其他方式采集和监控油田生产数据的不足和局限性。本系统的监控方法可最大限度地利用油田现有的系统或网络，变革油田信息系统原有分散、独立的集合式监管为以各级监控中心为核心的集成式监管，真正做到油田信息的智能化、实时化、网络化、系统化，特别是对重大突发事件的实时分析、决策和解决发挥不可替代的作用。本系统还可应用于市政、军事、电力、水利、能源矿业、家庭自动化、监狱、交通、汽车自动化、农业自动化、物流管理和医疗护理等领域，另外随着ZigBee芯片技术的完善，其还可以对局部区域内的移动目标例如车辆、监狱的服刑人员等进行跟踪和高精度定位。智能监控/专业服务

油田集输系统节能技术分析 篇3

[关键词] 脱水；注水；污水处理；地面防腐

【中图分类号】 TE86 【文献标识码】 A 【文章编号】 1007-4244（2014）03-191-1

一、地面系统主要表露出来的问题

1.油气集输和处理系统负荷增大，现有的工艺流程复杂，系统能力不能满足开发后期的生产要求。各油田现有设备主要是针对开发中期的特点而设计配套的，进入开发后期后，采出液的乳化特性、介质特性都有较大变化，原油集输方式、设备结构不能适应这一变化的需要。

2.污水处理系统主要是处理量的增加和水质标准的提高，现有流程和设备落后，按常规的处理方式已不能满足生产要求。

3.进入开发后期，为了进一步提高采收率，各油田都在进行三次采油矿场试验，有的已进入工业性推广应用阶段，如大庆、大港、河南等油田。由于驱注液对原油乳化液特性有较大的影响，为地面处理工艺带来了新的课题。

4.注水系统由于注入量的增加，电力负荷急剧增长，注水井洗井次数增多，造成洗井能耗和污水处理系统的负担增大。

5.油田开发后期防腐问题日益突出。由于东部油田开发建设较早，地面工艺管线设备运行时间长，防腐措施破坏严重，经常性的管线穿孔、设备腐蚀已严重影响了油田的正常生产运行。

针对油田开发后期的生产特点，通过地面工艺的系统配套攻关，研制能耗低、效益高、投资省的工艺设备和合适的节能降耗工艺技术，使开发后期原油集输处理、污水处理，三次采油工艺、注水工艺及油田防腐工艺技术达到一个新水平。从而达到实现油田地面工艺在开发后期的技术改造投资省、效益高的目的。

二、地面系统问题的分析与解决

（一）污水处理工艺方面。国内外含油污水处理工艺是基本相同的，主要分为除油和过滤两级处理，处理污水进行回注。根据注水地层的地质特性，确定处理深度标准、选择净化工艺和设备。对渗透性好的地层，一般污水经除油和一段过滤后即进行回注；而对低渗透地层，则要进行二级或三级过滤。在设备方面，国外开发应用的设备有许多不同类型，其处理效率都较高，如使用较广泛的气浮选装置就有立式罐和卧式槽型，除油效率达98%以上。精细过滤设备对悬浮物的控制含量<1mg/l，颗粒直径<1μm。同时，开发了精细过滤器，PE、PEC微孔过滤器等，对2μm颗粒的控制能力在85～95%，基本满足了各种地层的注水水质要求。从初步应用来看，旋流分离器具有体积小，处理量大等特点，分离效率一般在50—80%，目前陆上部分油田已应用于污水处理中。

（二）注水工艺方面在注水工艺方面，我国注水流程一般采用二级流程。由于注水系统效率较低和采用了落后的固定洗井工艺，使得注水系统能耗较高。进入开发后期，由于注水量和洗井工作量的增加，注水系统用电将继续增长，如何采用新工艺、新技术，降低注水能耗和洗井费用将是新的研究课题。

（三）三次采油工艺方面三次采油工艺地面部分主要包括注入工艺和产出液的处理工艺。在注入工艺中，国内外主要考虑的是如何防止聚合物降解的问题，因此一般均采用除氧、杀菌、除铁后的清水作为混配介质，注入流程为单泵对单井。设计院研制出DJQ型聚合物驱低剪切流量控制器，使聚合物溶液的粘度保留率达到96%以上，实现了一泵对多站和一泵对多井的工艺流程，已得到较好的应用。随着三次采油大规模的实施，完全采用清水配注，将造成油田污水无法回注，采用单泵对单井流程由于工程投资高，给三次采油推广造成了困难。因此有必要开发污水混配和新的注入工艺研究，以期使三次采油技术得到较好的应用。

（四）防腐涂料主要有煤焦油、沥青、石蜡、预制薄膜和热敷涂层等五大类，据文献报道煤焦油层寿命可达50年以上。内防腐涂料主要有煤焦油环氧、催化环氧聚合物、纤维玻璃加强聚脂等。近年来又开发了高密度聚乙烯（HDPE）外涂料，其温度范围-45℃～80℃，在寒冷和沙漠地区寿命可达30年。 国内油田埋地管线普遍采用石油沥青涂层，一般50～80℃的油气水管线采用专用沥青，防腐等级分为普通绝缘、加强绝缘和特加强绝缘三级。近年来，各油田又根据需要相继开发了环氧粉未涂料，防水防腐型涂料等。相比之下，我国在防腐材料种类、施工技术、补口工艺方面与国外存在一定差距。油田开发后期，污水闭路循环，水质进一步恶化，我国东部油田大部分又建于二十世纪六、七十年代，针对这些地下地面设施面临着的重新防腐的问题，防腐技术的发展趋势将是系统防腐技术研究和新型防腐涂料的研制。

三、结束语

油田开发后期集输系统改造与节能降耗是一项系统工程，既要有针对性地解决关键问题，又要较全面地把握和研究各系统环节技术的特点和规律；既要积极借鉴国外的经验和技术，又要研发具有本国特色的拳头产品，如河南油田研发成功的移动洗井车（专利产品），在多个油田得到了较好的应用效果就是最好的例证。只有这样，才能较好地解决我国油田开发后期所面临的一系列难题，从而达到油田开发经济与效益俱佳。

参考文献：

[1]朱益飞.胜利油田油气集输系统现状及能耗控制对策[J].石油工业技术监督，2008，（01）.

[2]张奎文.原油集输及处理系统节能对策[J].油气田地面工程，2007，（08）.

[3]李建，梁婷，刘伟，吴艳.老油田集输系统现状及改进策略[J].油气田地面工程，2010，（01）.

油田监控系统 篇4

1 油田集输系统检测控制技术简介

1.1 油田集输系统检测控制技术使用现状

随着全球科学技术的不断发展, 为了保障油田集输系统的可靠运行, 通过将计算机技术以及自控技术融入到油田集输系统中来提高油田集输系统运行的可靠性与使用效率, 极大的保证了油田集输系统的安全运行。油田集输系统检测控制技术是油田集输系统中的一个重要组成部分, 通过对油田集输系统进行技术升级使得油田集输系统的安全稳定可靠的运行又增加了保障。但是随着油田集输系统检测控制技术在油田集输系统中的大范围使用, 逐渐暴露出了一些缺陷, 影响了油田集输系统检测控制技术在油田集输系统中的使用效果。应当通过对油田集输系统检测控制技术在使用过程中所暴露出来的缺陷进行分析, 通过技术升级或是改造等措施来提高油田集输系统检测控制技术在油田集输系统中的使用效率。

1.2 油田集输系统检测控制技术研究的重要性

油田集输系统是由污水进行处理、将其油气进行分离、对其原油进行计量、集输原油以及天然气等多个生产系统所组成的, 在这整个系统中一个相当重要的环节就是需要做好原油开采过程中的注水、输送油气并进行脱水、对其产生的污水进行处理等, 同时由于在对原油进行油水分离的过程中需要对工艺具有较高的要求, 因此, 在油田的集中输系统中使用检测控制技术能够提高对于相关工艺的准确度, 从而对于确保油田集输系统检的正常运行有着十分重要的意义。所以, 在油田集输系统检中选用合理的检测控制系统是十分重要的, 其不但能够有效的确保原油生产工艺的顺利进行, 而且能够在控制生产成本中发挥着重要的作用, 通过使用油田集输系统检测控制技术能够对生产过程中所消耗的能源与用水等进行相对精确的监控, 从而确保其用量的准确性, 降低在生产过程中的浪费, 从而达到有效降低成本的目的。所以, 油田集输系统检测控制技术能够在油田集输过程中发挥着重要的作用, 而合理的选用油田集输系统检测控制技术是其中的重中之重, 需要加强对于油田集输系统检测控制技术在油田集输过程中应用的研究分析。

2 油田集输系统检测控制技术在使用中存在的一些不足

随着科技的进步与经济的快速发展, 油田集输系统检测控制技术逐渐被广泛应用于油田的集输系统中, 但是在应用工程中发现其存在着一些问题: (1) 由于原油的开采是一项较为复杂的工程, 在开采的过程中, 其会受到地质、生产环境以及生产工况等等一系列因素的影响, 这就再次先前一个阶段所建立的油田集输系统检测控制设备已经无法适应急剧变化的开采现状, 油田集输系统检测控设备应经无法有效的发挥其作用, 需要对新阶段情况下的原油开采情况进行分析, 通过对现行的油田集输系统检测控制设备进行一定的升级改造来提高其使用效率, 保障原油开采的顺利进行。 (2) 同时随着整个油田集输系统以及油田集输系统检测控制技术的快速发展, 油田集输系统在各个生产过程当中需要的一些环节变得越来越复杂化, 给整个油田集输系统在检测控制方面带来了极大的困难, 为了应对这一挑战, 需要对油田集输系统检测控制中所面临的问题进行系统的研究分析, 从而使得油田集输系统检测控制设备能够满足越来越复杂化的油田开采需要, 从而使得整个油田集输系统在生产的过程当中运行的更加稳定可靠安全。 (3) 同时随着科技的快速发展, 更多更好的油田集输系统检测控制设备被研发出来, 在对于这些设备进行应用的过程中由于缺乏合理的规范的管理, 使得对于油田集输系统检测控制设备的选用一味的追求先进行与准确性, 而忽视了油田集输系统检测控制是一项系统性的工程, 需要在完成了对于油田分析的基础上来完成对于油田集输系统检测控制设备的合理选用, 确保油田集输系统的检测控环节的可靠性与准确性。

3 油田集输系统检测控制所需检测的项目

油田集输系统检测控制系统主要是针对油田开采过程中的压力、温度、液位等三个主要的检测数据进行检测记录, 其是分离器以及脱水器当中三个必须进行检测控制的变量, 油田集输系统检测控制在运行时需要对上述变量在合理的生产流程以及生产环境条件下进行控制, 只有这样才能保证检测控制技术在整个油田集输系统当中得到很好的应用。

结语

油田集输系统检测控制是油田开采过程中的重要一环, 是将先进的科学技术与石油开采工艺相结合的重要一环, 通过油田集输系统检测控制在油田集输中的应用能够有效的提高原油的开采效率与开采的可靠性, 同时通过对开采过程中所需要的一些能源等进行用量检测, 能够有效的降低油田开采的成本, 保障油田开采的顺利进行。

摘要：在我国经济快速发展的大背景下, 对于原油的需求也越来越多。我国的原油来源中有很大一部分是通过进口来解决的, 对于开采或者是进口的原油都需要做好原油的收集和运输, 随着科技的不断进步, 应用于油田集输系统检查与控制的技术也越来越先进, 同时可靠性也大幅提高。在现今所使用的油田集输系统中大量采用检测控制技术来对原油集输系统中的设备使用情况以及原油的情况进行相应的检测和分析并将数据发送至控制终端。通过在油田集输系统大量使用相应的检测与控制技术, 使得油田的集输工作有了极大的提升, 但是通过对油田集输系统检测控制技术的使用情况进行调查分析后发现, 油田集输系统检测控制技术还存在着一些问题亟待解决。本文将就油田集输系统检测控制技术中所需注意的一些问题进行分析阐述。

关键词：油田集输系统,检测控制技术,缺陷分析

参考文献

[1]王利军, 张建, 等.水利旋流器在油田地面集输系统原油除砂中的应用[J].矿业快报, 2002 (03) .

[2]张建, 胡盟明.胜利油田集输系统工艺配套技术的发展与应用[J].石油规划设计, 2000 (01) .

油田监控系统 篇5

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析油田地面系统数字化设计要点 篇6

【关键词】油气田地面系统；数字化；设计；水平

在油气田地面系统的数字化设计过程中，要结合油田、气田建设现场的实际情况，根据数字化管理标准，坚持高效率和高水平的管理方式。在油气田地面系统管理方面，要优化油气田设计流程，加强油气田地面设施建设，进而提高油气田地面系统的管理水平。在油气田地面系统设计建设方面，要强化设计质量，以及建设过程的监督力度，有效提升生产管理中数字化水平的设计思路，以气田地面系统建设为例，其设计主要流程为井场→增压点（集气站）→接转站（首站）→联合站（末站），这其中的每个环节对于系统建设质量有直接影响，因此各个环节都需要加强设计质量，这无疑也为相关工作人员提出了较大挑战。

一、油气田地面系统数字化设计要点及建设

（一）合理确定检测点

在进行油气田地面系统数字化设计的过程中，要充分结合油田与气田建设现场生产工艺以及最优投资需求，对检测控制点进行进一步的完善，统一每一个建设现场的监督管理职能划分以及监控设备的实际要求，从而为油气田地面系统的安全生产以及有效运行提供重要的保障，对油气田地面系统的生产数据进行合理的优化与筛选，对生产加工过程各个环节进行采集和检测以及远程控制。以气田地面系统数字化建设为例，其设计初衷是进行的气田地面现场内部管理和外部现场的电子巡护功能，站内值班要重视气田地面现场的安全与平稳的运行，实现生产数据和视频采集监控以及变频有效控制压缩机进而连续平稳的进行油气输送。

（二）提高分析诊断能力

在地面油气田地面系统的数字化设计中，要建立在安全环保的基础上优化工艺流程和生产设施，要实现工艺流程和生产设施简洁性和高效性，进而降低油气田地面建设成本，简化管理流程。值得注意的是，在实际的气田数字化管理生产中，不要过于强调气田单个操作设备的工作效率，要重视整个设备系统的水平和最优匹配，提高工艺设备的集成化设计。这样可以提高气田地面的空间利用率，实现气田地面现有资源的价值最大化。在加工工艺监控方面，可以利用数据采集系统以及电子寻井系统实现生产加工的24小时监控，若发现异样，数字化系统可以对其进行分析，并对比以往数据以及经验进行生产预警或者是报警。另外，数据分析平台也要实现数字化和智能化，通过数据分析和整合以及技术分享等数字化手段，构建油气田地面系统数字化模型，完善经验系统和专家系统，为油田地面生产和管理提供有利技术支持和理论依据。

（三）创新和优化管理流程

在气田地面系统数字化设计与建设过程中，创新和优化气田地面系统的管理流程是进行数字化设计的重要内容，以此实现气田地面管理的数字化管理。因此，可以对气田功能区域进行拓展，在气田建设作业区和增压点以及井组的新型劳动作业模式，气田老区的运行要建立数字化管理平台的基础上，进一步精化作业区域，取消现存的井区，使得气田地面操作组织结构更加精简，这样可以有效减少气田地面管理人员的数量，提升气田地面系统的管理水平，缓解传统油气田地面系统管理中各个井区在生产和管理方面的失衡现象，促进气田地面系统的不断完善和优化。

（四）标准化设计和模块化设计

在油气田地面系统数字化设计中，标准化设计与模块化设计代表着不同的内容和设计特点，数字化设计和标准化设计以及模块化设计可以实现油气田地面系统内部结构的标准和接口以及界面等环节的统一，使得数字化接口和界面在标准化设计和模块化设计中充分展现出来，设备的所有接口结合数字化的标准和要求进行了创新和优化，同时设备的接口与接头实现数字化统一标准，在一定程度上将标准化设计和模块化设计进行了有机结合，并发挥出二者共同的优势和作用。在图纸设计方面，针对标准化油气田地面现场进行独立组织模块设计，以便于招标和采购以及建设等运行环节的顺利开展，标准化模块图集以及标准化现场界面可以相互辅助，进而实现系统运行的无缝拼接。

二、油田地面系统数字化设计的实际应用

（一）自动化数据采集

在数字化设计实际应用中，自动化数据采集是数字化设计应用的重要内容，自动化数据采集主要利用测量仪表和木目前比较先进的载荷位移传感器等现代化数据技术进行生产和管理中的数据采集，打破传统人工式抄表的数据采集模式，有效降低了数据采集过程中的误差值，使得数据采集更具准确性和高效性。从另一方面上看，实现自动化数据采集大大降低了人工成本，在一定程度上提高了油气田企业的经济效益。

（二）数据分析和识别

数据的分析与识别主要利用计算机软件上传数据后自行处理与分析，可以起到判断警示以及引导生产流程的作用，系统功能主要有图像处理和图像识别以及对集油气管线的渗漏情况进行判断等功能和作用，从气田地面系统的角度上看，生产核心技术中的数据和知识以及各种管理方式都是采取数字形式利用网络进行系统内部的输出和传递，并通过数字化技术进行信息和数据的收集和整理。在数据库和多媒体技术等数字技术作用下对气田地面现场信息进行整理和分析，从而实现实现气田地面系统数字化管理和数字化生产，满足时代发展对油气田地面系统的多样化需求。

（三）电子智能巡护

利用数字化设计可以在在井场和站内以及路口设置视频监控，实现电子智能巡护，进而为生产的安全性提供重要的保障。在电子智能巡护的过程中，主要借助视频服务器对生产场内和场外进行监控，在发现外物闯入时可以实施报警和目标锁定以及语音提示等智能化监控，有利于气田地面系统的现场职守。在气田地面系统现场要设置自动照明设备，并对气田地面系统现场进行自动化照明，辅助视频监控系统的实时监控，同时也可以降低耗电量。在场外路口要安装电子路卡，通过计算机技术和图像识别以及远程数据访问等先进智能技术监控进入场内的车辆和场外的车辆，监控信息可以及时传送到控制中心，进而实现监控信息的共享。

三、结束语

本文通过对油气田地面系统数字化设计要点的分析，让我们知道了在油气田地面系统的数字化设计过程中，要结合油气田现场的实际情况，根据数字化管理标准，坚持高效率和高水平的管理方式。在油气田地面系统管理方面，要优化油气田加工工艺流程，加强油田气地面设施建设，进而提高油气田地面系统的管理水平。在油气田地面系统生产制造方面，要强化工艺过程的监督力度，从而实现实现油气田地面系统数字化管理和数字化生产。

参考文献：

[1]冯宇，姬蕊，邓展飞，王青. 长庆油田地面系统数字化设计[J]. 石油工程建设，2015，01：89-91+13.

[2]张箭啸，张雅茹，杨博，王博，王春辉. 长庆油气田地面系统标准化设计及应用[J]. 石油工程建设，2015，01：92-96+13-14.

[3]姬蕊，冯宇，杨世海. 长庆油田地面系统数字化设计研究[J]. 石油规划设计，2015，04：36-38+52.

[4]梁政，邓雄，钟功祥. 油田地面数字化管理系统研究[J]. 石油规划设计，2014，03：11-13+48.

油田监控系统 篇7

中国的大多数油田位于现场交通不便、自然环境十分恶劣的地区,同时又加上盗窃和破坏的问题,使得石油生产和运输安全受到严重威胁。石油开采工作的一个重要组成部分就是做好安全控制工作。井场智能监控系统的建立,首先需要建立在了解控制要求和现场监控系统的功能要求的基础上。从不同角度来说,对于井场监控会有不同的需求。对石油的储层分析后发现,对油井现场的控制包括对钻油压力、套管压力和油气比、含水率、井下温度和压力等数据进行监控分析,加强对油藏管理的可视化。在油田油井的生产中,需要严格的控制井口出油温度等参数,从而对油井到计量点的集属进行合理的技术管理;通过实时监控抽水机示功图能够及时掌握生产情况;通过对电机运行状态的监控确保其正常运行;通过监控井场周围环境以及电网,对现场供电和生产设施的安全进行合理控制。对于井场的监控需求来说,通过远程视频监控,油井智能监控能够对井口的漏油情况及抽油机的工作情况进行实时监控,同时监控井场的作业是否规范的问题,通过视频监控人员就可以看到工作现场情况,一旦出现问题就能够及时发布停止作业指令,并进行检查,从而有效地防止现场操作错误造成的安全事故。此外,油井智能监控系统还应有电机远程启停、井场数据实时检测、产液自动计量、闯入智能分析、工作状态智能分析等功能。这些功能可以通过系统及智能的操作对油井的情况及时的监测和控制,避免发生油井安全问题。

2 油井的监控分类

2.1 自喷井的监控

自喷井需要收集油压力、套管压力、回压和油温度的数据,如果使用了电可调喷嘴,还需要收集油嘴阀位的数据,并控制油嘴的开口度。

2.2 气举井的监控

气举井是一种在油田开发的中间阶段采用的开采方法,与自喷井不同的是气举井增加注气举气控制。

2.3 电潜泵油井的监控

电潜泵油井是由电潜泵RTU和电潜泵变速驱动器组成的监控系统。由变速驱动器对电潜泵进行控制,这种监控没有远程控制功能,是根据生产的需求,把电潜泵和井下压力传感器和油井底部进行连接,通过电缆和电潜泵连接变频调速驱动,连接好的压力传感器对井底压力进行测量,通过对电潜泵驱动器的控制保持井底压力不变。

2.4 抽油机油井的监控

抽油机监控系统包括变送器、井场RTU以及电机控制柜三部分。电机控制柜主要是对抽油机的电机运行进行控制,并且把电机的电压、电流、运行状态等数据传输给井场RTU。在大部分的油田作业中,抽油机一般用人工举升的方式进行抽油操作。一旦油层的供油能力不抵抽油机设备的抽油能力,会形成泵抽空状态。在这种情况下,游动凡尔在下冲程时会对液体表面进行冲击,增加压力和冲击波,从而会损坏抽油杆、泵以及地面抽油设施。同时,这种状态会降低生产效率,消耗大量能量。因此,对抽油机油井进行自动化远程监控和诊断,能够满足生产要求。

3 智能监控系统的构成

3.1 监控中心

由于数字化抽油机与传统抽油机的组合,推动了油田生产的数字化、智能化向前发展。我国大多数油田油井的数字化抽油机很好的融入了智能监控系统,通过智能监控系统,油田油井现场的信息采集、状态监测和抽油机运行状态的监视都可以实现全程实时监控。大多数智能监控系统包括现场信息采集和联合站监控中心两部分,数字化抽油机通过信息采集软件采集到现场数据,并传输至井场通信协议箱,然后通过网络将信息反映在联合站监控中心,通过系统分析,监控中心评估井场及抽油机的工作状态,从而做出正确的判断。在这样的方式可以及时的反映和处理现场的数据信息,实现智能控制。

3.2 数字化抽油机

在油田油井智能监控系统中,其核心部分是数字化抽油机的智能化监控,对整个系统的工作状态和工作进度都产生影响。油田油井的抽油机的智能化开发,帮助智能监控系统的形成并推动其进一步的发展。数字抽油机有采集和数据传输功能,利用摄像头还可以实现实时监控,通过无线网桥接收信息,然后利用软件分析和处理信息,能够保证智能化操作的有效性和即时性。

4 油田油井智能监控系统软件分析

4.1 智能监控系统的软件组成

油田油井智能监控系统主要包括四层结构,第一层是数据采集,基于数字化抽油机控制软件实时监测油井参数,也可以与智能化视频监控软件相结合,采集油田井场现场生产情况。第二层是数据传输,数据传输层将采集层和监控中心连接起来,快速传输数据。第三层是数据处理,数据处理层是基于智能分析软件,通过及时分析和控制收集并传输过来的数据,控制油井现场设备。第四层是人机界面,人机界面层通过工作人员的操作能够满足查询、分析、监控的需要。智能监控系统中数字化抽油机控制软件、视频监控系统和智能分析软件是最重要的三个软件。

4.1.1 数字化抽油机控制软件

整个监控系统的核心就是数字化抽油机的控制软件。数字化抽油机的控制软件的主要程序包括电机保护程序、最佳冲次判定程序、平衡调整程序、故障自诊断程序,这些程序既能够采集和分析数据,也能利用抽油机的控制功能对最佳状态进行调整,还能对数据进行分析,做出控制决策。它作为一个重要的油井现场数据采集软件,最大的优势是通过软件的组态形式使得对整个系统的控制目标得以实现,并且各模块的基本功能能够集成监控层系统。同时随着网络通信设备的结合以及网络技术的支持,数字化抽油机的控制软件能够集中管理控制,并通过设置人性化的界面,将油田油井现场智能分析软件提供基础数据进行集成分析。

4.1.2 视频监控软件

视频监控软件是数字化抽油机控制软件后第二大主要软件。视频监控软件通过视频硬件级图像分析程序的检测监控视频捕捉到的图像,将实测数据进行了分析,锁定油田油井现场的工作环境以及抽油机运行状态,将拍摄到的视频传输到监控窗口,确保现场工作环境。视频监控软件和智能控制平台相互之间保持联系,监控画面可以通过工作人员对控制平台的操作进行切换,可以随时上传监控视频记录,工作人员可以随时进行查看和取证。

4.1.3 智能分析软件

智能分析软件分析起着重要的分析作用,及时评估和处理油田井场信息,对数据信息进行智能控制。井场数据库中存储的数据信息是智能分析软件的基础。通过对油田井场采集到的抽油机运行参数、油压等数据进行分析比较,智能分析软件可以及时控制油田井场的抽油机和其他情况,并及时处理故障和问题,进行报警,从而保证油田油井现场抽油机的正常运行和工作环境的安全。基于油井计量软件和功图分析软件的智能分析软件,分析软件通过识别和分析,可以自动进行故障诊断,从而达到动态分析的目的。

4.2 智能监控系统在采油中的应用功能

在生产过程中,油田油井智能监控系统发挥着多重功能,它的远程实时监控功能依赖于控制中心,将抽油机的运行状态和现场操作情况通过监控中心系统运行监测,例如故障修井作业、抽油机漏油等情况,并且对发生的特殊情况通过分析系统和控制系统进行智能控制。闯入分析功能能够针对视频监控检测到的车辆和人员出入情况进行分析,遇到可疑情况及时报警,确保现场的安全生产。产液自动计量功能能够及时记录和分析油井的产液量,并及时将数据传送到监控中心。井参实时显示功能主要用于显示和记录抽油机的参数。

5 结束语

我国智能井场监控系统随着智能化和信息系统的开发和应用,将得到越来越广泛的应用,应用将更加符合油田的实际需要。智能井场监控系统能够实现现场无人值守和智能实时监控,同时使油田的采油效率得到有效地提高,促进了油田生产和管理的发展。

参考文献

[1]张媛.Missan油田(伊)油井智能监控系统的研究与设计[D].西南石油大学,2015.

[2]陈仕杰.基于ARM的油井智能测控系统的设计与实现[D].北京工业大学,2015.

[3]周福鹏.基于KINGVIEW的油田计量间数据采集与监控系统[D].曲阜师范大学,2015.

[4]李鹏辉.基于深度学习的油井功图智能识别[D].河南科技大学,2015.

[5]卢珂.智能油田无线远程监控系统[D].山东大学,2015.

油田监控系统 篇8

1.1 系统功能

目前视频监控系统的功能主要有:多路监控、云台及镜头控制、视频录像、视频检索与回放、报警与报警联动、多级用户密码管理、日志管理功能。

1.2 系统总体架构概况

视频系统设计一般采用分布式设计, 共由视频采集系统、监控中心系统、报警分析系统等三部分组成。

图1是视频监控系统总体架构图。

2 应用情况及问题

2.1 系统总体架构概况

冀东油田陆上油田作业区视频监控系统网络分为有线网络和无线网络两种。

2.1.1 基于有线自动化网络的系统总体架构图

陆上油田作业区的大部分平台已经建立好完整的自动化网络, 各个平台通过光纤连接到各采油区中控室, 可以直接添加摄像头和视频编码器。系统架构图见下:

2.1.2 基于无线网络的系统总体架构图

陆上油田作业区有一些偏远的平台, 这些平台平时巡井的间隔长, 更需要视频摄像头。但是这些井场的通讯基础设施不完善, 没有铺设光纤, 因此就必须借用原来已经铺设好的办公网络无线基站作为“中继器”, 跨网段进行数据传输。系统架构图见下:

2.2 生产现场视频监控系统主要功能的实现情况

目前, 陆上油田作业区已经在所辖8个采油区共141个平台上安装摄像机245个, 其中红外广角摄像机54台, 红外激光摄像机6台, 红外一体化彩色摄像机182台, 红外一体枪机摄像机3台。建立中心站监控室25个, 采油区级中控室8个。目前已经全部投入运行。

2.2.1 视频监控

能够同时显示多个平台视频, 并对现场的摄像头进行操控。因为采用w e b架构, 所有的监控都可以通过I E进行操作, 并不需要安装多余的程序和客户端。下图为现场画面, 视频的效果清晰, 画面的稳定性、连续性都很好。

2.2.2 报警功能

报警功能是视是基于B/S架构的智能网络视频监控管理系统, 依据本平台, 视频信息管理与远程视频服务器控制, 能够全面掌握和控制远端D V R视频服务器信息与状态。远程连接视频终端各子系统, 实现对所监控领域的全面实时的安全监控、应急报警。达到第一时间出现问题第一时间处理问题的目的, 监控中心可通过系统发送控制指令, 控制终端DVR设备或传感器, 快速反应, 保障安全质量。

在系统开发上, 本系统基于接口式、模块化开发理念, 采用平台级架构体系, 充分考虑到系统以后的扩展性、灵活性、与稳定性, 可极大满足用户在今后系统扩展与升级的需求。

下图是报警监控的画面截图:

其中颜色标记区域为报警监控区域, 当有异常情况时, 会变成红色, 并触动声光报警。上图中间画面即报警后界面。

2.3 存在问题及解决办法

陆上油田作业区的视频监控系统已经投运10个月, 目前基本满足生产需要。但是在实际的实施过程中出现了一些问题, 目前已经基本解决, 解决方法如下。

a) 夜间视频效果比较差

在设计之初进行过夜间视频的试验, 效果很好, 可是真正实施在空荡的井场上, 发现效果不是很好, 探照灯设计的数量比实际需求的要少, 加之探照灯亮度也不够, 就造成了夜间效果差, 看不清抽油机的情况。

下图为夜间效果总图, 从这个图上可以看出, 平台的夜间效果因为探照灯的照度和方向的不同而出现差异。

可以从上图看出夜间如果没有灯光的情况下, 只能依靠摄像头自带的红外灯补光, 但是由于功率和特性的原因只能照亮一小部分范围。

解决办法:1、对于灯光不足的井场补灯, 2、增强摄像机的夜视功能。

对于方法1, 我们发现增加投光灯的同时增加了用电设备和用电量, 增加设备意味增加设备的损坏几率, 增加的用电量意味着生产成本的增加, 基于以上因素, 我们一般尽量控制平台的投光灯数量, 只保证平台的基本亮度。

对于方法2, 我们实验了在摄像机上更换红外灯为氙气灯的效果, 发现在低功率的氙气灯的照射下, 夜间的视频效果有了大幅度的提高, 但是由于氙气灯的定向性较强, 可视范围还有待于提高。

下图是改善后的夜间效果:

b) 访问用户的增多增加网络负担

系统前期调试时, 用户量少, 视频流畅。但是随着系统的使用时间增长, 系统的访问量也不断的增加, 目前整套视频监控系统的访问量在100用户以上, 造成整个系统的负担增加, 丢帧率90%以上, 画面极不流畅。通过检查, 发现造成丢帧率增加的原因是系统的访问量增加造成了视频转播服务器的响应带宽不够, 如果按照每个用户看4个画面计算, 一个用户的带宽为8M, 100用户的带宽是800M左右, 这对于只有128M带宽的服务器来说访问量太大了。

解决方法:对网络所有交换机开启组播模式, 并在所有客户端开启组播模式。

作为一种与单播 (Unicast) 和广播 (Broadcast) 并列的通信方式, 组播 (Multicast) 技术能够有效地解决单点发送、多点接收的问题, 从而实现了网络中点到多点的高效数据传送, 能够节约大量网络带宽、降低网络负载。传统的单播和广播的通信方式均不能以最小的网络开销实现单点发送、多点接收的问题, IP组播技术的出现及时解决了这个问题。

如下图所示, 当IP网络中的某些主机 (即Receiver) 需要信息时, 若采用组播的方式, 组播源 (即Source) 仅需发送一份信息, 借助组播路由协议建立组播分发树, 被传递的信息在距离组播源尽可能远的网络节点才开始复制和分发。

通过对组播技术的引用, 原来系统的瓶颈问题得以解决, 目前所有用户均可正常访问系统, 并且画面流畅, 丢帧率控制在2%以下。

3 结束语

数字化油田建设是一个艰巨的任务, 除了设备的更新, 对于人的认识的提高也是一个长期的过程。视频监控只是一个机械的工具, 它只是我们管理油区的一个手段, 真正的管理核心还是我们广大用户。如何加强管理, 利用好视频监控系统, 更好的为油田生产服务才是数字化油田建设后真正需要思考的问题。

参考文献

[1]H3C.石油石化生产园区监控解决方案[EB/oL].来源于H3C门户网站.

油田RTU系统设计 篇9

油田被称为“没有围墙的工厂”,油井、注水井星罗棋布且大部分在人烟稀少的地方,油田单位的经济效益与抽油机以及注水泵的正常运行息息相关。生产单位需要对采油井和注水井工作状态实时监控,维修工的定期检查、 维护必不可少[1]。随着油田现代化管理的发展,迫切需要一种全天候、24小时无人值守的监控手段,以保证采油井和注水井的正常工作。本文设计了一款基于ARM的RTU系统,动态监测油田多种生产数据并实时上传数据, 对于有效监控油田工作状况,提高油田生产效率具有重要意义。

1RTU系统设计

基于STM32的RTU系统结构如图1所示。系统采用STM32为CPU,主要包括 模拟量输 入模块及 输出模块、数字量输入模块及输出模块、RS232通信模块、RS485通信模块、存储器模块、电源模块、显示模块等。数据传输采用Modbus通信协议,采用us/os-ii操作系统作为嵌入式系统。

设计方法如下:对采集到的模拟量和数字量,首先通过不同的信号调理电路进行处理,再进入到CPU中,进行A/D采样、软件滤波,并对不同的参数根据相应的算法进行计算,最终将处理后的数据通过不同的通讯方式向上级RTU或者上位机系统传输,并接收控制信号,实现模拟量和数字量的输出。

1.1CPU选型

油田工业现场这一特殊环境决定了CPU要有足够的可靠性和低功耗。ARM系列处理 器性能高、功耗低,恰恰符合 本设计要 求。 本系统采 用ARM9系列的STM32F103VET6处理器,该处理器使用高性能的ARM Cortex-M3 32位的RISC内核,工作频率 为72MHz,该CPU具有以下性能:1内置高速存储器,具有高达128K字节的Flash和20K字节的SRAM;2丰富的增强I/O端口,包含2个12位ADC、3个通用16位定时器 和一个PWM定时器;3先进的标准通信接口:2个I2C和SPI、3个USART、一个USB和一个CAN;4供电电压2.0-3. 6V,一系列省电模式保证了低功耗应用要求[2]。

1.2模拟量输入输出模块

RTU具有8路模拟量输入和4路模拟量输出,单路的模拟量输入和输出电路原理如图2所示。8个模拟量输入通道均可跳线到0~20mA电流模式。电压模式时, 增益通过软件设置。4路模拟量输出通道提供4~20mA电流信号。在前端加入适当的输入调节电路,包括精密电阻、滤波电容、瞬态抑制二极管等元器件。

模拟量输出采用OPA333芯片。OPA333是非常优 异的单电源轨至轨运算放大器,具有2.7~5.5V的宽工作电压,经过测试 电压输出 最低为30uV,最高为VCC30uV。OPA333芯片性能优异,电路具良好的稳定性和精确性。DACOUT从STM32的DAC1或DAC2输出,经滤波后进入运放,进行1∶1缓冲,后经晶体管放大电流,由接地电容进行去抖 处理,同时在接 地电阻上 进行电压 检测,4~20mA信号由AN_OUT+/AN_OUT-输出。

1.3数字量输入输出模块

在数字量输入输出电路中采用了光耦隔离,即采用光电耦合器进行隔离,发光二极管把输入的电信号转换为光信号,光信号经过光敏管转换为电信号输出。因没有直接的电气连接,所以在传输信号中隔离了干扰。数字量输入和数字量输出电路原理如图3所示。

数字量输入时,在前端加入适当的电阻、滤波电容和发光二极管等元件,然后和光耦隔离器相连,选取恰当的与光耦串联的分压电阻、并联的分流电阻,通过调整其电阻值,得到适当的输入电压阈值。数字量输入电压通过光耦隔离后转换为合适的电压值,传输至STM32。

在数字量输出方面,采用继电器输出,光耦隔离器后接有NPN型三极管。当集电极电流不再随着基极电流的增大而增大时,该三极管进入饱和状态。发射极与集电极间电压非常小,三极管导通,后面的继电器通电,开关闭合;当基极电流为零时,三极管的集电极电流也变为零。 三极管截止,开关随着继电器的断电而断开。这样,通过开关闭合和断开就实现了信号输出。

1.4通信模块

RTU具有多种通信方式,如RS232通信和RS485通信等。RTU设计有一 个RS232通信接口 和一个RS485通信接口,分别采用Spiex公司的SP3232和SP3485作为RS232和RS485的收发器。SP3232满足EIA/TIA-232和V.28/V.24通信协议,其片内电 荷泵电路 为Sipex所独有,可从3~5.5V的电源电压产生2*Vcc的RS-232电压电平。SP485同时满足RS485和RS422串行协议, 具有3.3V的工作电压以及10Mbps数据传输速率。

2RTU软件设计

2.1ModbusRTU协议

RTU系统内嵌有uc/os-ii多任务实时操作系统,以及用于数据传输的Modbus通讯协议。uc/os-ii是一个开放式的微内核,对处理器和硬件时钟进行抽象和封装,但没有提供其它硬件抽象层,这使得uc/os-ii具有很强的可移植性[3]。此外,它具有空间小、实时性强和执行效率高等特点,是专为嵌入式系统设计的操作系统。Modbus是一种广泛应用于自动控制和通信领域的通信协议,通过该协议,控制器之间、控制器与其它设备(经由网络)可以进行通信[4]。Modbus通信协议规定了2种传输方式:RTU和ASCII码模式。RTU模式规定在消息中,由两个4bits的16进制字符 组成一个 字节,数据校验 采用CRC校验; ASCII码模式则规定了每个字节包含两个ASCII码,采用LRC进行数据校验。

2.2系统软件设计

Modbus RTU协议是主从协议,即主节点和一个或多个子节点共同连接在一条串行总线。Modbus主站和从站为两个独立模块,从站主要用于处理Modbus主站功能请求,通过从站服务实 现。从站RTU在进行初 始化后,需要进行一系列的配置才能正常工作,通过RTU启动任务Task0实现。RTU启动任务Task0后,进入存储器(EEPROM)中读取数据,获取配置信息;根据配置信息完成各种硬件驱动的初始化,然后创建数字量输入任务Task1、 数字量输出任务Task2、模拟量输入任务Task3、模拟量输出任务Task4、读保持寄存器配置任务Task5;然后进行任务调度,进行高优 先级任务 切换并实 时响应外 部中断。 RTU初始任务Task0流程如图4所示。

3结语

本文从硬件和软件两个方面阐述了基于ARM的油田RTU系统设计,通过对注水井、油井内的 油田生产 数据,如油压、水压、流量、载荷、位移、液位等进行实时监测, 实现对注水井、油井内生产设备的有效控制,能有效提高油田的生产效率,实现油田的增产、稳产。

摘要：针对目前油田开发与生产现状,设计一款面向油田现场的RTU系统。介绍了以STM32为核心、内嵌uc/os-ii多任务实时操作RTU系统设计方案,同时对多通道数据输入输出、RS232、RS485等功能模块的硬件设计和数据传输采用的Modbus通信协议进行了描述。

关键词：RTU,油田开发,STM32,ARM

参考文献

[1]王权.油田信息化的新阶段-数字化油田时代[J].数字化工,2004(9):4-6.

[2]STM32F103X DATASHEET[EB/OL].http://wenku.baidu.com/view/e095462abd64783e09122b3f.html.

[3][美]拉伯罗斯.嵌入式实时操作系统μC/OS-II[M].邵贝贝,译.第2版.北京:北京航空航天大学出版社,2003:35-41.

浅谈油田计量系统 篇10

油田计量系统主要由自动化仪表组成,自动化仪表分为检测与过程控制仪表,分类的方法有很多,最通用的分类按仪表在测量与控制系统中的作用进行划分,一般可以分为检测仪表、显示仪表、调节仪表、控制仪表和执行器几个大类。

1.1 检测仪表

检测仪表可以根据检测的变量分,有温度、压力、流量、物位检测。温度检测仪表主要有双金属、热电偶、热电阻和辐射式温度计。双金属温度计一般在现场就地对温度进行检测和显示,双金属温度计的检测精度低于热电偶和热电阻温度计。热电偶、热电阻和辐射式温度计一般用于温度信号的在线监测后远传,而热电偶和热电阻是最常用的两种温度仪表检测计,热电阻一般用于500℃温度以下的检测。

1.2 压力检测仪表

压力检测仪表分为普通压力表和智能压力变送器,其中智能压力变送器是最为常见也应用的最为广泛。主要是由智能传感器和智能电子版两部分组成,而只能传感部分有电容式传感器检测电路和温度补偿装置。

1.3 物位检测仪

物位检测仪表分内接触式和非接触式两种,目前接触式有浮球式、差压式、电容式、重锤式,而非接触式主要包括射线式,超声波式、雷达式等。

1.4 分析仪器

分析仪是用测量所得的数据对测量的物质的成分及含量进行分析从而检测到物质的性质的一种仪器。目前滩海公司所涉及到的有含水分析仪。

1.5 执行器

执行器是执行机构和调节机构组成。执行机构一般是有电动、气动、液动几种,有电动调节阀,电动球阀,电动蝶阀,电动调节阀。

1.6 控制系统

滩海公司的控制系统包括横河、力控等,采用总线将现场数据传送到PLC形成逻辑指令,在上位机组态画面的实现,显示出系统的实时数据、监控系统的正常运行,进行现场的远程操作、保存历史数据。

2 容易出现的问题

一个自动化程度很高的计量系统,各个仪表和控制系统都运行正常的话,是能满足生产需要的,但是在生产中,也容易暴露出一些问题。

2.1 如雷达液位计工作不稳定,影响油品计量

雷达液位计是利用微波的发射和接收,运用计算微博发射后的行程和频率差来测量液位高度的,理想的工作状态下微波是不应该受到外界影响就能达到被测物质液面,但是油品是有杂质的,而加热盘管、搅拌片、温度计也都会产生回波对雷达信号接受造成干扰,如果液位只是在某一段固定值出现不稳定,测量不准确,可以通过生产协调将液位固定控制在波动数值以外,也可以安装简易的辅助地液位检测仪表。

2.2 电动阀故障率高

电动阀故障率高是由于本身的特点造成的,电动阀结构比较复杂,容易引起故障,响应动作时间间隔长和对现场维护人员的技术要求高。

2.3 设计布局过紧,导致仪表拆卸不方便

在项目实施过程中,由于经费跟场地受限,有些仪表的布局比较紧密,非常不便于维修拆卸,如热煤炉顶装仪表拆卸不方便,由于没有扶梯,维修人员大都踩踏天然气管线攀高,造成人身安全隐患,建议加装扶梯。罐区周边的电动阀之间距离不超过10 cm,对正常使用时的遥控器操作带来很大困难,同时一旦维修必须将执行机构整体拆除,极为不方便,建议在设施建设时多关注仪表设计布局,遵照相关安装要求和注意事项,同时如果有可能在后期的工程改造中进行整改。

2.4 网络发布功能不健全

在企业内部,除了值班人员需要通过操作站或者监控中心对现场设备进行监控管理外,管理层人员同样需要浏览工业现场的生产运行情况。建议通过OPC软件读取站场生产监控系统数据,实现各客户端均能浏览和查询。

2.5 仪表技术人员紧缺

(1)仪表工程师的培养。仪表工程师不许具备履行相应职责的实际工作能力、业务知识和技术水平。在项目改造中侧重对相关技术人员和管理人员进行短期培训,提倡亲自动手参与组态和编程,网络连接鞥重要环节知识的掌握。

(2)仪表维护工的培养。仪表维护工人是自动化建设队伍的重中之重,仿佛金字塔的底层,因此在公司范围内普及自动化应用技术和传授仪器仪表维护保养方法迫在眉睫。聘请资历深厚、现场经验丰富的仪表操作工人和校验工进行现场授课,而且建议在设备检修期间制定人员进行经验方法的学习。该项培训工作需要一个长期和漫长的过程,在外部交流的同时也可以进行内部切磋,可以利用一个阀门、一个液位计等单一仪表进行全面的可能问题探讨,带动仪表工进行学习和研究,逐步提高计量队伍的整体业务水平。

3 细化过程控制促进管理上水平

利用各种激励政策,充分调动技术人员的工作积极性,发挥技术优势,实现提高技术人员技术水平的目的。对于相关专业路的科技项目指定一名工程师作为项目负责人,通过组织项目的实施,提高工程师组织协调能力和技术素质。

4 结束语

油田监控系统 篇11

【摘 要】油井监控水平是影响油田自动化系统水平的一个关键因素，技术的不断进步，促进了油田自动化趋势的不断增强，油井监控技术的运用在提高油田生产值效率、优化需求指标方面有着重要的促进作用。本文详细说明了油井自动化系统中，油井各个阶段监控系统情况，有针对性的进行监控油井、远程开关油井及安全保护油井，进而为更好的应用油井监控技术创造了优越的发展空间。

【关键词】油田；油田自动化；油井监控；监控技术

油井监控系统是油田自动化系统中一个重要的组成部分，也是其系统的关键点，油井监控技术与系统内各个部分都有着紧密的联系，其直接影响着油田的开采方式。对于有着不同的自动化需求和工艺需求的油田，在运用油井监控技术方面也有着不同的要求。油井监控系统进行设计时，需紧密结合相对应的自动化系统软件。一般情况下，油井自动检测、设备检测与维护、优化生产与自动化管理等各个系统，是油井的监控系统重点结合对象。以油井的采集数据及动态资料为参考，较为准确的预测油藏特性模型，并选用最佳手段进行油藏开采，确定生产能力。整合生产设备，尽可能提升采收率，更好的管理油田自动化系统。

1.监控油井的各个阶段

1.1监控自喷井

自喷井的监控包括油嘴阀位数据及开度控制的同时，主要负责的是套压、油压、油温以及回压四方面的数据采集。通过相关控制采集到的数据，进行油井系统测试，合理估算油井的具体产量，为油田的合理开采及配产提高相对可靠的参考性数据。此外，油井远程终端装置传输的模拟信号，主要由电动可调的油嘴接收，使油井原油的产量得以合理的控制。同时，建立于油田生产需求指标及优化系统需求之上，主终端装置对远程终端装置发出一定的控制命令，合理控制油嘴的开度，进而油田的产量可得到相应控制。

1.2监控电潜泵油井

主要由电潜泵远程终端装置及电潜泵变速驱动器构成的电潜泵油井，可进行适当的油井监控。同时，主要由变速驱动器来完成控制电潜泵工作，依据生产的相关需求指标，无需远程控制，在油井底部设置电潜泵和井下压力传感器，并将电潜泵变速驱动器利用电缆进行连接，井底压力可利用井下压力传感器来进行适度测量，利用潜泵驱动器的良好控制，保持相对稳定的井底压力。远程终端装置来完成采集电潜泵的数据系统，并产生一定的采集信号，此信号经由远程终端装置的对应通讯系统传输给MTU，进而远程监测电潜泵油井。

1.3监控抽油机油井

国内大多数油田，一般使用人工举升手段进行抽油机抽油，部分抽油设备一定情况下易造成泵抽空，主要是因为抽油设备对比油层供油能力，抽油能力较大。针对泵抽空情况，下冲程时，游动凡尔可冲击液面，产生一定的增压或冲击波，损坏油泵、抽油杆及地面抽油等基础性设备，增加油井能耗，降低生产率。因此，利用自动化系统进行合理有效的远程监控和判断，可最大限度的满足生产需求指标。

抽油机电机的运行主要由电机控制柜来控制，井场RTU接受相关的电机数据。在光杆卡子与载杆间或游梁上，可配置具备一定温度补偿的抽油杆负荷传感器，尽可能瞬时负载两倍的额定载荷。自动化系统运行之后，抽油机可在泵的吸入口处控制油井的液位，最大限度提高油田的产量，并尽可能降低抽油杆断裂或其他抽油泵故障的发生率，从而提高泵的使用率，降低能耗，巡井次数减少，缩短作业人员的操作时间，减轻作业强度，有效的提高油田生产效率。

2.开关油井及安全设施

远程开关和保护油井安全，是有效规避油井作业过程中各种意外事故或故障的重要监控环节。针对远程油井开关控制系统，主要是由井下安全阀、地面安全阀以及地面安全控制油井、井场RTU构成。同时，通过油田自动化系统中的ESD 系统与控制中心主要负责人发出相应的油井远程开关信号，并借助一定的通讯系统传输给对应的RTU，然后向地面安全控制系统发出数据信息信号，使地面安全阀开关得以更好的控制。并非独自分开的油井开关与安全保护，而是直接关联着油田整体安全保护系统与紧急关断系统。针对联合站原油外输系统、油气处理系统以及输油管线发生问题时，主终端装置需及时发出关井信号，按序关闭相关的部分或全部油井。

3.油田中央监控自动化控制系统

也叫油田监控SCADA系统。该系统要使用稳定的、可靠性的计算机和不间断UPS电源，掉市电后能够持续供电，保证计算机系统2个小时内能够正常工作。该系统由现场测控单元和测控中心组成。现场测控单元是实现SCADA功能的基本要素，由多个RTU或PLC组成，每个RTU都是一个独立的子系统，负责对本地I/O点进行数据采集和控制。测控中心是SCADA系统的核心，负责现场测控单元的集中监控和系统的配置、管理、维护、报警处理。中央监控系统主要对计量站RTU、油井RTU的数据进行检测和存储，通过系统的查询功能，获得相关的数据，也可以手动或自动生成各种报表，根据需要打印报表，系统的报警提示监控工作人员，及时安排作业层人员去现场排查故障。

该系统可以有多个客户端，根据作业单位管理职责生成各种客户端，比如采油客户端，计量客户端等等，每个客户端可以实时监控自己职责范围内的设备运行状况，同时也可以从中央监控系统数据库中查询自己需要的数据，并使用专业软件进行分析，以更好的指导现场的生产，提高生产效率。比如采油队可以使用采油客户端，实时监控各种油井的运行状况，客户端报警提示可以提醒监控人员，油井可能会出现的问题，做到提前预警，为无人值守提供一定的安全保障。客户端查询可以实现汇总油井数据，生成油井生产报表和预测油井状况。该系统的主要目标是在保障安全生产情况下，提高油田生产效率，减轻油田生产人员的劳动强度，减低油田生产管理成本。

4.应用中的油井监控技术

油田自动化系统中，监控油井是其尤为关键的组成部分，直接关联着系统内部各个相关部分及开采油田方式。同时，针对自动化和工艺需求不同的油田，其对应的具体监控要求也不尽相同。油井监控技术在油田实际应用中，需严格依据油井设施及控制指标来确定。并周全考虑各方面影响因素，制定合理的油井监控方案，有效的优化油井监控技术。长期油田开发方案的制定，需针对油井开发各个不同时期要求，进行合理的开采设备选用，控制油井。

在监控油井系统设计阶段，需依据各个开采阶段尽可能选取恰当的监控系统，最大限度的控制监控系统软硬件的更换次数。基于综合考虑影响油田各个因素的前提下，合理控制监控油井的硬件影响因素，并选择合适的相对应油井监控设备。油井监控系统进行设计时，需紧密结合相对应的自动化系统软件。一般情况下，油井自动检测、设备检测与维护、优化生产与自动化管理等各个系统，是油井的监控系统重点结合对象。以油井的采集数据及动态资料为参考，较为准确的预测油藏特性模型，并选用最佳手段进行油藏开采，确定生产能力，整合生产设备，尽可能提升采收率，更好的管理油田自动化系统。

5.结束语

油井工艺以及自动化水平的提升，对油井控制质量提出了更高的要求，而且油井控制质量对于油田自动化系统的需要的油井数据的可靠性有着直接的影响，为此，我们应当不断的提高油田自动化水平，合理的运用油井监控技术，在提高油田开采效率的同时，实现能源和资源的节约，降低工作人员的作业难度。

【参考文献】

油田抽油机数据采集实时监控系统 篇12

1 数据采集实时监控系统的运行技术

进行油田抽油机系统考察的过程中, 需要加强对系统控制结构的关注, 使系统能够更好的根据集散式功能的要求, 进行控制结构的优化。系统在操作的过程中, 要根据高精度传感装置的需要, 对传感器的质量实施分析, 使系统可以加强对敏感器件的关注, 提升对抽油机质量的控制性能。要根据抽油机装置的载荷情况, 对抽油机装置的电机进行研究, 以便电机所使用的电流可以得到有效的控制。系统的操作人员要加强对冲程的关注, 通过系统运行流程的调节, 实现系统示功图的完善, 以便系统的各类参数能够实现运行质量的提升。在进行系统处理之前, 需要利用主机分析技术, 对具体的处理流程进行调查, 以便通信系统可以通过运行模块调节实现工作数据的有效处理。要加强对系统总站的关注, 使pc机的运行能够更大程度上提升对控制系统提供支持。要加强对报警信息的关注, 将报警信息同信息系统的操作人员实施统一处理, 以便系统信息能够得到更加规范的处理。要使控制系统拥有更加多样的信息处理能力, 以便油田抽油机在出现运行质量问题的时候能够得到必要的处置。

2 数据采集实时监控系统的硬件组成

2.1 传感器的选取

首先, 进行系统质量控制的人员要将系统的选择作为一项基础性事务, 要根据已有的传感器的负荷情况, 对传感器进行科学的分类处理。传感器既可以允许存在位移状态, 又可以保证具备流量传输功能, 也可以在电流的控制下实现传感器运行程序的调整, 使传感器能够以互感的形式进行运行质量的提高。要加强对测量环节的重视, 严格根据测量环节所得出的数据, 对传感器的选取方式进行明确, 使传感器能够更好的进行抽油机控制系统的操作。要加强对载荷信号的关注, 根据抽油机的运行需要, 对测量质量进行有效的判断, 使位移信号的处理质量能够得到更高水平的提升。要保证实时监控系统的安装过程具备足够的简洁性特点, 使测量活动能够通过测量模块的分析实现测量质量的增强。在进行具体安装的过程中, 要根据选取环节的实际状态, 对传感器的唯一情况进行判断和统计, 并以此作为传感器后续选取活动的技术性基础, 使测量活动能够充分提升传感器选取的科学性。

2.2 时钟电路的设计

要在处理实施控制系统的过程中, 将时钟的设计作为一项基础性任务, 另外, 要保证转换器能够适应时钟的运行需要, 使传感器的具体运行活动能够得到系统的正面影响。要在系统维护的过程中, 将信息转化机制进行分析, 使处理信息的系统可以通过单片机的处理实现数字信号运行质量的增强。要加强对抽油机实际运行情况的关注, 并根据系统检测到的信息数据, 对时钟的具体设计思路进行调整, 使时钟的各项基础性信息能够得到完整的记录。要将已经掌握的信息进行完整的保存, 使信息的处理流程能够得到完整的控制。在实时控制系统的运营过程中, 要根据数据分析的情况, 对相关问题的应对措施进行研究, 使系统的实际运行能够满足时钟运行的需要。

2.3 显示电路设计

要在进行电路调节的过程中, 对调节设备进行正确的选择, 液晶显示器是目前电路调节领域运用情况较多的设备, 可以使用液晶显示器作为控制系统的组成部分, 并将系统的控制指令设置为22个字符。要在系统完成控制字符的处理之后, 对液晶显示器在初始条件下的运行状态进行了解, 使控制系统的电路能够更好的适应多种条件下的运行环境, 提升电路的设计质量。可以通过控制字母的调节, 实现控制系统运行方式的转变, 并利用显示系统对控制系统的操作情况进行了解, 提升操作团队的控制质量。

3 系统的电参数和示功图的采集

在进行信息采集的过程中, 要根据油井的实际负荷情况, 对电参数进行研究, 以便系统的电压运行等级能够得到完整的保证。可以根据电流的互感装置, 对互感器的运行质量进行控制, 以便电压的调节可以同互感装置实现对接。要加强对电流情况的关注, 通过相关参数的调节, 实现抽油机运行质量的提高, 使操作团队可以更加准确的进行操作系统的构建。要根据操作开关的具体设置方位, 对电压的情况实施判断, 以便固定时间内的电流情况可以通过方向的不同进行效能判断。要在进行信息资源管理的过程中, 利用排出方法对影响信息质量的因素进行管理, 并且通过电压的有效调节实现信息资源的高质量转化, 使电压能够提升模块的控制质量。要使用芯片对已经收集的信息进行管理, 使信息的管理模块能够根据电压的实际状况进行电压信号质量的管理。可以使用网络资源对服务器的运行流程实施控制, 以便示功图的信息采集可以同传感器实现对应。

4 结语

监控系统是保证油田开采质量的重要系统, 深入的分析系统的重要功能, 并对组成系统的各类部件进行全面的分析研究, 能够很大程度上提升油田抽油机的运行质量。

摘要：油田抽油机的控制质量很大程度上影响着油田的工作质量, 本文深入的分析了油田抽油机的监控系统功能, 并对系统的硬件组成情况进行了深度的调查研究。