油田报警系统

油田报警系统（共12篇）

油田报警系统 篇1

我国是一个高速发展的国家, 对于原油这一工业的血液的需求在逐年增加, 我国自主开发的一些油田能够满足国内的一些需求, 在油田的开采过程中要做好油田集输系统的建设工作。近些年来, 随着科技的快速发展, 通过在油田集输系统中大量使用检测控制技术, 能够有效的提高油田集输系统的使用效率, 保障油田生产的顺利进行。但是在油田集输系统检测控制技术使用中也发现了一些问题, 本文将就这些问题进行分析阐述。

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) .

[3]舒勇.防腐防垢综合配套技术在开发中后期油田集输系统中的应用[J].石油工程建设, 2003 (01) .

油田报警系统 篇2

油田钻井平台三维应急仿真培训系统

油田钻井平台三维应急仿真培训系统是一套针对油田钻井安全生产以及应对突发状况，快速进行应急指挥救援以及模拟演练的综合培训教学系统。北京金视和凭借与国内多家大型油田合作经验，研发出以油田钻井生产过程中突发状况的应急指挥、快速救援、预案模拟以及安全培训等内容为重点，准确的将油田钻井等真实场景的以三维立体的形式展现，可预演模拟各种突发事故。做到快速、准确、高效处理突发事故，保障油田钻井正常的安全生产。

解读辽河油田党建系统工程 篇3

辽河油田地跨辽宁、内蒙古两省区的13个市(地)35个县(旗),业务范围涉及12个国家和国内21个省(区),是我国最大的稠油、高凝油生产基地。2005年以来,按照继承、融合、发展的原则,油田党委对企业党建工作进行了优化设计和系统集成,提出并实施了党委“五个一”系统工程,为油田可持续发展提供了坚强保证。

2007年12月,中央党校在辽河油田召开高层研讨会,与会领导和专家对辽河油田党建工作给予高度评价。目前,“五个一”系统工程已被收录为“中央党校党建教学案例库”和《全国基层党建经典案例》,并被中央党校确定为“全国基层党建优秀调研示范基地”和“全国党建调研联系点”。

与时俱进服务好“第一要务”

发展是第一要务。企业党委的一切工作都要服务服从于这个中心和大局。2008年重组整合后,辽河油田制定实施了“5553”发展思路,即坚持持续稳定、科技创新、质量效益、安全清洁、全面和谐“五个发展”;做好勘探增储、二次开发、科技进步、老区稳产、滩海建设“五篇文章”;抓好工程技术、工程建设、装备制造、多种经营、矿区服务“五项业务”;把辽河油田建设成科技大油田、绿色大油田、和谐大油田。

一年来,辽河油田战胜各种困难,生产原油1205万吨,超额完成三级储量任务,经济总量首次超过600亿元,实现利税费200亿元,各项工作都创造了新的业绩。目前,累计探明石油地质储量1.7亿吨,新增可采储量 4961万吨,生产原油4855.16万吨,生产天然气35.53亿立方米,连续三年储量替换率大于1,实现增储稳产。

2009年面对金融危机的挑战,公司党政班子成员分9路深入到54个二级单位和公司机关,为7000多名科级以上干部做了10场应对金融危机主题宣讲;全油田共组织了宣讲团(组)400多个,深入基层宣讲1000多场次,受教育人数近10万人,增强了干部职工的信心,为有效应对危机奠定了思想基础。

求真务实抓好“第一责任者”

抓党建促发展是企业党委的第一责任,抓班子带队伍是党的建设的核心和关键。根据中国石油集团党组创建“四好”领导班子的部署,辽河油田对各级领导班子和领导干部严格要求、严格教育、严格管理,将作风建设摆在突出位置。

我们每年以查找解决学风、思想作风、工作作风、领导作风、生活作风存在的问题为重点,通过个人剖析、召开专题民主生活会等方式,促进领导班子和领导成员及时发现问题,认真进行整改,并注重了解考核领导干部的“工作圈”、“生活圈”、“社交圈”,八小时之内严格要求,八小时以外也不放松。

两年来,公司、厂处两级领导班子累计集中学习15000多个学时,举办业务辅导课和专题讲座900多场次,出勤率达到96%以上,撰写体会文章1100多篇。 在认真抓好调查研究、解放思想大讨论、班子民主生活会、撰写分析检查报告的基础上,制定了4个方面79条整改措施,将在2010年上半年以前集中整改8个方面51个整改项目。目前,各项整改措施正在按计划扎实推进。公司领导班子在学习实践活动群众满意度测评中,满意率达到99.6%;各二级单位领导班子群众满意率也均在97%以上。

拓宽思路开发好“第一资源”

人才资源是企业第一资源,党员应该成为企业最优秀的人才。我们把落实党管人才原则作为加强党的建设的重要内容,以培育优秀党员人才队伍为突破口,带动“三支人才队伍”建设。

一方面,坚持“把党员培养成人才”,加强对党员的思想教育、日常管理和知识技能培训,全面提高党员素质;围绕生产经营重点、难点和重大项目、重点工程,深入开展党内“创三优”、科学发展当先锋以及“六个一”党支部创建等活动,在实践中锤炼党员;选树了优秀知识分子党员、全国工程勘察设计大师裴红,优秀工人党员、中国高技能人才楷模束滨霞和优秀青年党员、中国十大杰出青年技师赵奇峰等党员人才典型,党员队伍中涌现了一大批高技术人才和高技能人才,成为油田SAGD、蒸汽驱、水平井等核心技术和带压作业、钻机制造等优势特色技术的主要创造者,以及市场开发、经营管理的骨干力量。

另一方面,坚持“把人才培养成党员”,加强党组织与各类人才的联系,教育引导他们为企业发展和党的事业贡献聪明才智,帮助解决工作和生活中的实际问题,积极营造尊重人才的良好氛围,及时吸收优秀人才入党。

目前,辽河油田拥有的4091名核心人才和21名集团公司级技术技能专家中,党员比例达到了99%以上,有28名优秀人才通过公开竞聘走上了重要领导岗位。各类优秀人才脱颖而出,有力支撑了企业发展和科技大油田建设,在各项工作中充分发挥了引领作用。

面向市场打造好“第一品牌”

辽河油田在精心打造一流文化品牌的同时,把企业文化理念引入并贯穿到技术品牌、管理品牌、质量品牌和基层建设之中,推进科技进步,坚持依法以规治企,强化安全环保和质量控制,深入创建“五型五好”班组,全面提升了企业核心竞争力。

经过多年的技术引进、消化和自主研发,辽河油田已形成SAGD、蒸汽驱、水平井等10项核心技术,培育了绿色修井、带压作业等8项特色技术。在稠油开发上,不断破解世界级稠油开发难题,填补了世界中深层稠油蒸汽驱、SAGD开发理论和实践上的空白,形成了9个系列30余项稠油开发试验技术。

抓住产量调整带来的机遇,启动经济规模产量研究,建立开发经济模型,以产量规模与经济效益相统一为目标,确立了“限产关井优化、产量规模和成本预算、措施组合、稠油单井投入”四个生产模型,并分别在曙古潜山、洼38块沙三段、杜229块蒸汽驱分别开展了整体压锥、不稳定注汽和高干度降低注汽量试验,为经济有效开发创造了条件。

2009年以来,在市场需求萎缩、竞争更趋激烈情况下,我们站稳国际重油技术服务市场,装备制造和多种经营开拓了国外市场,工程技术扩大国内市场,工程建设获得国内外市场41个项目产值81亿元,同比增长210%。

以人为本把握好“第一信号”

把握职工群众的呼声、意见、疾苦这个第一信号,营造和谐稳定的发展环境,是企业党委新的历史使命和时代责任。近年来,辽河油田共救助26000多人次5280多万元;加强信访稳定工作,拓宽诉求渠道,严格领导责任制和领导包案制,深入开展矛盾纠纷排查调处工作,保持大局基本稳定。

2005年,辽河油田成立了困难职工帮扶中心,建立56个帮扶工作站,提出决不让一户困难职工子女上不起学、决不让一户困难职工家庭生活得不到保障、决不让一户困难职工看不起病、决不让一户特困职工子女就不了业的“四不让”承诺。目前,累计实施就学、就医、就业和生活帮扶24673人次5289万多元。

2008年开始,我们实施了油地共建工程、矿区环境改造工程、住宅楼外墙保温工程、住宅楼加固维修及配套工程、油田住宅小区技防工程、矿区系统配套设施维修改造工程、中心地区市政绿化工程。2009年又确定了13项重点民生工程。

油田报警系统 篇4

1 油田地面工程信息管理的应用需求

安塞油田矿区地形复杂多变、水系错综交叉, 油田管线、站库、井场等油田设施与其周围地形地貌关系极为复杂, 地面建设经年累月, 地面工程实施难度大、任务庞大, 需要面对大量冗杂的信息, 这些信息表现为多系统、多层次, 因此需要统一的平台集中存储与管理地面工程数据, 以满足油田生产各个管理环节的数据支撑需求。

油田地面工程信息管理的核心是为石油企业建立数据和信息资产管理体系, 通过对数据库数据的获取、统计、分析, 为地面工程的施工部署和规划设计、生产调度管理、管网流程改造提供准确、全面数据支持, 实现地面工程工作管理的信息化、可视化、科学化, 为企业的经营管理提供良好的信息支撑环境。

油田地面工程数据库是一个以信息共享为目的的集油田地面工程现状管理、产能建设地面工程管理、新技术管理和地面工程勘察设计、规划决策、工程建设优化运行等功能于一体的大型、综合的数据库。需要收集、管理海量的图形和属性数据资源, 为将这些大量的数据快速无冗余地入库, 并进行有效的管理、维护和更新, 都采用图形和属性的一体化建库, 基础地形数据和油田专业数据按相关标准进行统一命名和编码入库, 基于Oracle构建空间地理信息数据库, 对空间数据和属性数据的集中存储管理, 数据能够支持AutoCAD、Arcinfo、Mapinfo等不同GIS格式数据的转换, 充分解决了地面工程数据图形输出与数据快速查询及数据维护的问题。

2 油田地面工程信息系统框架结构

2.1 系统整体架构

整个地面工程信息系统的建设主要分为五部分:现场勘测油田专题数据、油区基础地形图数据建设、数据处理及入库、系统软件开发、地面工程专题图输出。

2.2 数据库建设

1) 基于Oracle构建油田地面工程数据库, 对空间数据和属性数据的集中存储管理;

2) 基础地理数据和油田专业数据按统一标准进行命名和编码入库;

3) 方便和其他平台的数据库进行数据交互, 实现资源共享;

4) 实现统一、标准的中石油图例符号管理。

2.3 软件架构

系统软件架构采用三层架构方案设计, 逻辑结构分三层:基础数据层、数据服务发布层、系统应用层。

基础数据层:采用Oracle数据库, 包括三维影像地形数据、油田各体系专业数据以及系统的属性数据。

数据服务发布层:用于发布二维、三维空间数据和属性数据, 主要实现油区地图数据的网络发布, 通过口令和密码实现WEB浏览油区的二三维地图数据。

系统应用层:主要根据各业务单位的需求开发业务应用系统, 规划设计、勘探开发辅助系统、设备管理系统、生产调度、应急指挥等。

3 油田地面工程信息系统实际应用

3.1 管道地图网络发布

基于油田内网, 输入系统登录口令密码, 即可查看自己权限内的管网走向, 实现管网叠加影像地图直观展示, 实现基于地图的管线定位、信息检索查询、地图名称定位、坐标定位。

3.2 管线评估

根据管线投建的年限、腐蚀情况、历史穿孔记录、穿跨越敏感区域等综合情况进行管线的评估, 自动分析把管线分级显示, 为管线的重点监控及更换管线提供决策依据。

3.3 管线埋深、特征点数据信息查询

集中存储管理、跟踪管网的运维属性数据情况, 管网腐蚀状况、检测点、关键点数据查询、统计分析。可以基于地图查看管线的埋深数据、穿跨越道路点、管桥、管带、裸露点等特征点的数据查询。

3.4 规划设计

可以基于地图测算长度、高程、场站占地面积, 实现井场站库的施工部署和规划设计, 为地面工程建设、产建施工部署、管网流程改造、管线设计提供管理便利。

3.5 管线应急分析评价

系统应急管理实现事故点准确定位及事故影响区域评价, 通过流程分析、应急资源分析及应急预案为领导应急指挥提供准确、全面的数据支持。

3.6 重点导航

实现在油区三维场景下重点对象的导航浏览, 如应急库、重点站库、安全隐患管线等, 信息查询支持视频、相片、文档、图片、音频等多种格式。

3.7 建立综合信息平台, 数据支撑数字化建设

把各业务系统的数据资源关联、互通、共享, 建立综合信息共享平台, 数据支撑数字化建设。

1) 数据分布式管理。

2) 专业数据专业维护。

3) 共建共享、服务分布。

4) 服务门户、权限管理。

3.8 数据维护

1) 实现油田专业数据分类维护管理, 包括数据的查询、添加、修改和删除等功能;

2) 用户按单位授权进行数据维护操作, 防止对其他单位数据进行误操作;

3) 对所有用户维护操作进行记录, 使误操作的数据具有可追溯性。

4 结论

油田地面工程信息系统随着数据库、网络、计算机、3S技术的成熟与发展, 向着地面工程数据精准化、多维化、标准化和信息应用系统集成化、平台网络化、图形可视化、系统智能化方向发展。

参考文献

[1]张国栋, 邱国峰, 郑春燕等.地理信息系统原理, 应用与工程[M].武汉:武汉大学出版社, 2005.

[2]李河, 李舟波, 王祝文.GIS在油气勘探数据管理中的应用研究[J].计算机应用研究, 2005.

[3]王子煌, 陈秀万.油田生产中地理信息系统的应用[J].油田地面工程, 2008.

[4]翰林, 王海文, 邹群等.基于网络的油田地理信息系统的设计与开发[J].计算机应用研究, 2001.

油田报警系统 篇5

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为几百平方公里，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及时了解到现场情况，并且不能根据生产所消耗的实际劳动力、电力及原料消耗等数据，制定较有效、灵活处理方案。所以提高采油厂的自动化、信息化水平就显得极为突出。

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。

二、系统方案：

2.1、系统概述：

远程无线监控厂家的油田生产信息智能监控管理系统通过在抽油井口上安装的温度传感器、压力传感器、流量传感器和三相多功能电表等，实现了油井电力参数检测的同时，扩展了油井的其他参数，如井口温度、压力、电机温度、电流曲线图、示功图等，具备了油井上能够实现的控制功能（报警、空抽控制，定时启停控制、实时节能控制，缺相负荷超限停机控制、启停的远程遥控等）。由于油田的范围很大，各监测点之间以及监测点与监控中心之间距离很远，难以架设有线网络，即使条件较好的油田架设有线网络其前期投入成本及维护成本都非常高。所以本方案采用GPRS无线组网方式实现监测点之间以及监测点与中心之间的信息及数据传输。

油田生产信息智能监控管理系统可以对这个数据做有效的统计、分析。监控中心通常位于厂区内的有线局域网络内，与办公管理网相连接。监控中心的管理服务器负责全部数据在网络内的发布。厂区管理层的相关人员，即可通过办公局域网络直接登录至信息中心的服务器上，进行实时的监视以及各类报表数据的查询。还可以透过互联网的接口让出差在外地的工程师浏览数据。

2.2、系统组成：

2.21、数据管理层（监控中心）：

硬件主要包括：工作站电脑、服务器（电信、移动或联通固定IP专线或者动态ip域名方式）。

软件主要包括：操作系统软件、数据中心软件、数据库软件、油田生产信息智能监控管理系统软件平台（采用B/S结构，可以支持在广域网进行浏览查看）、防火墙软件。

2.22、数据传输层（数据通信网络）：

采用移动公司的GPRS网络传输数据，系统无需布线构建简单、快捷、稳定。

移动GPRS无线组网模式具有：数据传输速率高、信号覆盖范围广、实时性强、安全性高、运行成本低、维护成本低等特点。

2.23、数据采集层（前端硬件设备）：

远程测控成套设备：测控终端。

传感计量设备：压力传感器、温度传感器、流量计、三相多功能电表、电磁阀。

三、系统功能：

1、采集功能：

油井电机：三相电压。

油井电机：三相电流。

油井电机：有功功率。

油井电机：无功功率。

油井电机：总电量。

油井井口：压力值。

油井井口：温度值。

油井井口：流量值。

2、告警功能：

停电告警、电力参数、压力、温度、流量故障告警、测控终端告警。

状态变化报警提示：告警状态变化。如压力突然增大或变小。

电机过载、过压、欠压、缺相、断相、欠流、三相不平衡等故障。

3、存储功能：

电力参数、压力、温度、流量信息、实时数据、事件记录、操作记录存入数据库。

4、查询功能：

电力参数、压力、温度、流量信息、历史纪录、历史曲线、事件记录、操作记录、历史报表。

5、统计功能：

报表功能：日报、月报、年报。

曲线功能：日曲线、月曲线、年曲线。

6、打印功能：

电力参数、压力、温度、流量信息、历史纪录、历史曲线、事件记录、操作记录、报表。

7、安全功能：

密码功能：进入系统必须输入密码。

权限功能：不同的操作员具有不同的功能。

用户切换：不同的操作员交接时可以在系统切换。

8、扩展功能：

电力参数、压力、温度、流量数量：用户可以添加或删除站点。

远程控制：在加电池阀门的情况下可输出远程控制阀门或电机的开启。

9、设置功能：

站点信息录入、修改。

采集周期设置、修改。

10、远程维护功能：

远程设置站点（电力参数、压力、温度、流量）工作参数。

四、系统特点：

1、实用性：油田油井站点地理位置分散，因此采用覆盖广泛的GPRS网络高信号捕捉，必要是采用高增益天线，可确保网络的正常运行。

2、实时性：采用最新的通信和软硬件技术，建立了清晰和合理的系统架构，可以实现多线程的远程并发通信，在几秒时间内，可以让成百上千台的测控终端实时传送到监控中心进行集中监视和远程调度，实现故障信息的及时报警。

3、可扩充性：系统预留接口，可以进行系统或软硬件模块的无限扩展，便于长期的升级和维护，延长系统的寿命，通过更新部件，能让系统一直存在下去，而不至于整个系统瘫痪，造成大量的投资损失。

4、易维护性：系统可对测控终端执行相应的远程操作命令，包括远程参数设置，远程控制、远程数据抄收、远程终端复位、远程测控终端升级等。

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RTU系统设计 篇7

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8

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

鲁克沁油田集输系统优化 篇9

鲁克沁油田开采工艺采用井筒掺稀降粘采油技术, 地面配套建设始于2002年, 集输工艺采用双管伴热单井集油;单泵对单井掺稀;大罐热化学沉降脱水工艺;成品原油装车外运等, 满足稠油生产要求。至2008年, 鲁克沁油田中区共建成拉油站8座, 除鲁2站具有较为完善的设施外, 其余7个站均为临时拉油站, 存在原油损耗量大, 稀油管线结蜡严重, 热洗周期短、能耗高等一系列问题, 造成管理人员多、运行成本大、安全风险高。随着鲁克沁油田产能规模的进一步扩大, 地面系统不适应生产需要, 是地面系统建设亟待解决的问题。

基于以上项目背景及技术需求, 结合已建设施情况和混合原油物性, 对正式建产的鲁克沁油田中区集输系统总体布局、集输工艺、掺稀工艺、临时站工艺进行优化和完善, 为油田进一步开发夯实地面集输基础。

1 集输优化措施

鲁克沁油田中区集输系统, 经2008—2009年不断的优化完善, 相继建成玉东集中处理站、中区联合站、稠稀油管网、以及其它配套公用系统。形成稠油处理及混合油、稀油拉运以联合站为中心, 以玉东集中处理站为辅助;混合原油集输利用临时拉油站, 采用一级布站;热稀油从联合站统一制备、统一供送的地面建设格局, 并为中区原油在联合站统一进线管输创造条件。

2 优化措施

2.1 混合原油集输系统优化

(1) 玉东4块:玉东4块含水较低, 实际生产稀稠比1:1, 集输温度30℃, 混合液粘度465m Pa.s, 采用双管伴热集输。伴热热源为集中处理站加热炉供应热水, 站内设保安电源, 避免凝管事故发生。

(2) 玉东2块、鲁8块、鲁2块:玉东2块、鲁8块、鲁2块含水较高, 实际生产综合掺稀比达到1:1.5, 按掺稀比1:1.2计, 集输温度20℃时混合液粘度287m Pa.s, 对集输管网进一步优化简化, 确定采用单管集输。掺稀计量站停输时, 集输管线用热稀油置换, 避免凝管。

(3) 临时拉油站:临时拉油站改造后, 单井混合液通过生产汇管直接输至联合站进行集中处理, 充分利用井口压力。

(4) 鲁中联合站:联合站混合原油脱水罐设置自动温控设施, 可根据生产需要, 实时调整脱水温度, 提高脱水原油质量。

(5) 原油集输管线合理设置保温结构, 极大减少热量散失, 保证混合原油的正常集输。

2.2 稀油系统优化

(1) 取消临时拉油站分站稀油系统;

(2) 在联合站设置换热器集中制备热稀油, 改常压加热稀油为带压密闭加热稀油, 有效提高稀油加热温度, 从联合站至井口, 热稀油采用密闭输送, 杜绝由于加热造成的稀油轻组分挥发;

(3) 完善热稀油供应管网, 玉东4块掺稀站稀油管网采用树枝状, 稀油计量在掺稀站进行, 节省工程投资;

(4) 在联合站集中设置稀油卸油设施。

2.3 掺稀计量站优化改造

(1) 拆除临时拉油站原油装卸设施、原油储罐、加热设施, 保留掺稀泵, 将临时拉油站改造成为掺稀计量站;

(2) 增设掺稀站事故流程, 当掺稀站停运时, 用热稀油对稠油集输管线进行置换, 防止凝管;

(3) 增设稀油生产、单井计量流程, 使稀油计量更为准确;

(4) 增设混合原油计量装置, 改检尺计量为装置计量, 提高计量准确性, 并降低劳动强度。

2.4 清污混注

对稠油采出水进行处理达标后回注既是保护储层、保持油田注采平衡、夯实油田稳产上产基础的经济环保的有效手段, 也是节能减排, 是实现油田可持续性发展的重要一环。

3 优化效果

3.1 节省稀油用量

热稀油联合站集中制备, 从联合站至井口密闭集输, 有效控制稀油轻组分挥发, 以及增设稀油流量计量仪表, 对单井掺稀量和单站掺稀量进行精细化管理, 节省大量稀油用量。中区掺稀量较优化前单站常压加热掺稀, 节省近90t/d, 年节约稀油拉运成本109万元。

3.2 稀油集中密闭加热, 有效控制单井掺稀管线结蜡速率, 延长热洗周期

稀油集中密闭加热, 使得稀油加热到更高温度成为可能。优化前单井站常压罐加热, 最高加热温度40℃。优化后, 换热器密闭加热, 稀油最高温度可加热到70℃。经近1年的运行, 平均小管径单井40多口每年热洗频次由12次, 降为6次, 每年节约热洗维护成本90万元。

3.3 对7个临时拉油站的改造, 节省大量的维护成本

系统优化后, 停运7个临时拉油站的撬装40m3原油储罐共97具, 停运装卸油泵28台套, 停运燃煤热水锅炉房7座, 节省这些油罐的清洗补漏、机泵维护费用每年约150万元。而系统优化后, 联合站原油储罐由于投运时间不长, 还没有发生维修费用。

3.4 节能降耗效果明显。

系统优化前, 7个临时拉油站均设有简易燃煤热水锅炉, 共设0.3-0.7Mw锅炉8台, 总功率3.6Mw, 锅炉设备简陋, 热效率低, 年耗煤3000吨, 每年购煤及运行费用260万元, ;系统优化后, 稀油集中加热, 联合站锅炉为燃气锅炉, 结构先进, 热效率高, 年然气量72万方, 折合标准煤1000吨。

3.5 清污混注——精细化注水环保节能

污水处理后回注, 保护环境与储层, 节约清水资源, 实现节能减排目的。

3.6 临时拉油站优化后, 有效降低劳动强度

临时拉油站改造成掺稀计量站后, 联合站将热稀油供至掺稀计量站, 通过选井阀组, 再由单井掺稀泵加压后, 与单井集油管线双管伴热输至井口;混合原油从井口集输至掺稀计量站, 由集油汇管直接输送至联合站进行集中处理。优化前每个站每班平均3人, 调减为每个站每班平均2人, 并为采油厂科学管理创造条件。

4 结语

油田注水系统效率提升探讨 篇10

1中原油田注水系统效率提升实例分析

我国的中原油田在经历了高速上升阶段以后, 其综合含水率达到了百分之八十, 油田开发也由原有的主力油层开始向中低渗、低渗油层进行转移。中原油田注水压力提高、注水系统耗电以及注水成本增高所带来的问题越来越突出。从中原油田的实际情况来看, 该油田属于复杂断块油田, 储层非均质严重, 具有注水井压力差异大的特点。加之在该油田的开发初期所应用的滚动方式, 导致油田的一些注水设备选型和管网布局存在着不合理的情况, 使得设备的利用率低、局部注水管网负荷重等问题的存在, 进而注水系统效率低。

中原油田根据自身注水系统效率低的实际情况, 确定了提高电机效率、提高注水泵运行效率以及提高注水管网效率的措施。在提高电机效率方面, 中原油田采取的是优选节能型高效的全封闭式水冷电机的方式, 将电机的功率和负荷进行合理匹配, 进而确定电动机的合理功率。在提高注水泵运行效率方面, 中原油田从导致问题的原因出发, 确定了与生产厂家及有关科研部门合作开发新型泵的放肆增加泵的品种, 同时对低效泵进行技术改造或者淘汰低效泵, 通过应用离心注水泵的运行和管网状态的合理匹配, 来提升泵在工作效率等措施。从中原油田提高注水管网效率的层面来看, 以注水需要为基础确定如何进行注水泵的选择, 通过注水泵和管网运行特性的合理相匹配来进行节流控制。除此以外, 中原油田对自身现有的注水管网进行调整优化, 调整局部注水井和注水站之间的隶属关系, 进而实现负荷能够均匀, 减少配水控制点。对于油田区块中存在的个别高压注水井通过局部增压注水方式的应用来达到优化的效果, 同时还对油田的注水管网与注水井应定期进行清洗, 通过清洗来降低管网在阻力所存在的损失。通过这些提高油田注水系统效率的措施的应用, 中原油田的注水系统效率得到了大幅度的提升, 其优化后的注水系统具有投资少、节能显著且易实施的优点, 对其他油田注水系统效率的提升也有一定借鉴意义。

2双河油田注水系统效率提升实例分析

双河油田进入高含水的开发后期后, 其注水规模呈扩大的发展趋势, 注水的耗电量也越来越高。从影响双河油田注水系统效率的因素来看, 包括电机效率、注水泵效率以及注水管网效率。因而在确定双河油田注水系统效率的途径中针对这三个要素进行确定。具体内容包括通过离心式注水泵拆级改造技术、离心泵车削叶轮改造技术、注水泵型匹配组合技术、更换高效泵以及注水泵变频调速技术的应用, 在应用过程中针对油田的实际情况进行合理的确定。除此以外, 还通过将注水设备的注水能力和实际注入量的协调配合, 来降低注水泵出口节流, 促使注水回流量的减少的方式提高注水管网的效率;通过分压注水工艺的应用, 确保高压与低压的合理配置, 起到配水间节流的减小;通过经济流速的优化来提高注水管网的效率;同时对不同压力等级的注水井井网的合理调整, 来实现进的注水压力和注水系统压力之间的合理匹配。

双河油田通过以上措施的推广, 取得了较好的节能效果的同时, 也提高了该油田的注水系统效率, 注水泵效率与地面管网效率成提高的发展趋势。

3华北油田注水系统效率提升实例分析

2010年华北油田从自身的实际情况出发, 在提高注水系统效率的管理目标的要求下, 将全方位整体优化、全要素经济评价、全过程系统控制“三全”管理的内涵运用到油田的精细注水管理中。通过开泵组合与注水管网的调整优化, 将别古庄油田古一注、古二注高压离心泵更换为柱塞泵, 实现了注水系统效率的提升。华北油田针对琥一站、泉44站以及中岔口站注水系统截流损耗严重, 管网效率低, 通过研究确定了符合该特点的注水系统效率模型, 确定了一站一策改造方案。调整优化以后, 年可节电900万千瓦小时, 注水系统效率由43%提高至62%。

综上说述, 油田在提高注水系统效率中, 应从自身的实际情况出发, 结合已有的注水系统效率理论与技术, 确定出成本低、节能性强且易实施的方案。方案在具体的实施过程中影根据油田的情况不断的调整, 进而促进注释系统效率的不断提升。

摘要：油田保持底层压力时经常应用到注水系统。以中原油田、双河油田以及华北油田为例, 对油田注水系统效率的提升进行探讨。其对我国油田注水系统效率的提升有一定的理论与实践方面的借鉴意义。

关键词：油田,注水系统,效率提升

参考文献

[1]陈领君.提高油田注水系统效率理论与技术研究[D].中国石油大学, 2010, (4) .

[2]杜宁波, 李俊成, 朱名昭.提高靖安油田注水系统效率技术研究与应用[J].石油化工应用, 2010, (7) :39-42.

油田报警系统 篇11

8月6日，河南石油勘探局主管离退休工作的孔繁文副局长一行深入离退休同志身边慰问。他们首先来到石万福、朱树德、李光明等老同志家中看望，并与在干休所凉棚下的二十多位老同志拉家常、话健康。随后到局机关退休职工管理站，召开座谈会，对长期以来工作人员付出的辛勤劳动表示衷心的感谢，对他们取得的成绩表示祝贺。并对今后的工作提出了新的要求和鞭策。然后，同社区主管领导、离退休科工作人员一同到五一村离退休活动室看望了在场活动的老同志们。

孔繁文副局长强调，要多创造条件，组织文体活动，让老同志走出来、动起来、跳起来，安度幸福晚年生活。

（张豫蒙 覃章梅）

南通市悉心照顾

住外离休干部

8月9日，南通市委老干部局副局长蔡宏伟和市直老干部管理服务中心工作人员前往上海静安区老年公寓慰问离休干部华经伦，将组织的关爱及时送到常年居住在外地的离休干部身边。南通市市直老干部管理服务中心20名离休干部居住在南通市区以外。对于这些离休干部，中心除了落实好他们的生活待遇外，对他们的政治待遇的落实也很注重。另外中心还对居住在外地的离休干部定期组织体检，并建立离休干部健康档案；每年单独组织他们参观学习。

（施建军万娟）

简讯

8月7日，北京市延庆县老干部局召开廉政风险防范管理动员会，制定五项措施推进廉政风险防范管理工作。从思想规范、行为规范、工作规范、财务规范上着手，努力打造一支政治过硬、作风过硬、业务过硬的老干部工作队伍。

（刘寅生 唐慧娟）

甘肃省张掖公路分局组织离退休干部职工约60人前往中国工农红军西路军烈士张掖纪念馆参观。

（蒋福）

贵州省独山县制定新制度，每季度召开老干部代表座谈会，这一制度的形成得到老干部的大力支持。

（祝来琴）

39家老年护理院认养1200余位“地震孤老”

中国老龄事业发展基金会作为直接受民政部和全国老龄办领导的唯一一家老年慈善机构，迅速承担起援助灾区孤寡老人的责任，一方面动员全国各地的老年基金会和社会各界捐款捐物、救孤扶老，同时倡议和动员基金会正在全国积极推动的爱心护理工程试点单位，无偿认养灾区孤老。目前，全国各地老年基金会和社会各界捐款捐物近千万元，捐书画作品400多幅，全国各地共有39家爱心护理工程试点单位以及社会民办养老机构报名认养孤寡老人1267名。各认养孤老的护理院均表示，不但要无偿供养这些老人，而且愿为他们养老送终。

全国首届“爱心护理工程”评选活动启动

中国老龄事业发展基金会在民政部的支持与指导下将开展“全国‘爱心护理工程’十佳护理院长、模范护士长、优秀护理员”评比表彰活动。此项活动的评选范围为全国爱心护理工程试点单位及省辖爱心护理工程试点单位。在各单位按照本人自荐、群众推荐、领导集体审核的方式产生推荐人的基础上，将评出全国“爱心护理工程”十佳护理院长10名、模范护士长30名、优秀护理员100名。中国老龄事业发展基金会将邀请民政、劳动、卫生等部门领导和医疗、护理方面的知名专家组成评委会，经认真评议，最后以无记名投票表决方式评出拟表彰人选名单，按一定程序进行公示后确定。

评选出来的先进典型拟在2008年9月初，全国第三次“爱心护理工程”试点单位工作座谈会上进行表彰。

简讯

■五台山普寿寺正在兴建的养老院“清泰安养园”位于晋中市榆次区，占地300亩，建成后床位达到3000张，山林、瀑布、佛塔、楼阁、水榭点缀其间。该寺的如瑞法师说，兴建“清泰安养园”是帮助和照顾老弱孤寡等社会弱势群体，为僧、俗老年人提供赡养服务和临终关怀的非营利性慈善活动。中国老龄事业发展基金会会长李宝库日前在考察“清泰安养园”时指出，普寿寺的做法值得称赞，经验值得借鉴。

■北京市广济寺、全国政协十一届常委、中国佛教协会会长一诚法师被中国老龄事业发展基金会聘为荣誉会长。

■近日，浙江省老龄事业发展基金会2008年度助老济困送温暖活动启动。

智慧油田数字员工系统设计 篇12

智慧油田是在传统油田基础上结合现代计算机技术建立起来的新的油田管理模式, 随着智慧油田理念的逐步推广, 石化企业也逐步完成了向数字化管理的过渡, 基本上各大石化企业陆续完成了各自的“智慧油田”管理系统和业务平台[1], 其中智慧油田数字员工系统是该系统中的重要组成部分, 合理的系统设计能有效提高管理水平和工作效率, 本文将通过对智慧油田数字员工系统进行需求分析, 分析当前在数字员工系统中的软件硬件构架问题并展开研究了一种新的四层架构模型, 并给出了该架构模型的总体设计。

2 常用架构模式特点分析

2.1 C/S架构

C/S架构是是传统的客户端/ 服务端体系结构, 其特征是通过将业务分配到客户端和服务端来设计系统整体结构, 用户程序布置在客户端, 服务器则负责提供数据相关操作 (如数据的管理、共享、维护等) 。C/S构架在现有软件系统中得到广泛应用。

2.2 B/S架构

B/S架构及浏览器/ 服务端体系结构, 该架构下无需特别开发专门的客户端软件, 浏览器负责实现用户的请求和结果显示, 服务端则实现对数据的存储和业务逻辑处理等工作, B/S架构中服务端数据存储和业务逻辑是典型的表示—业务逻辑—数据访问—三层结构[2]。

2.3 MVC模式

MVC (Model-View-Controller) 即模型—视图—控制器模式, 其工作流程为基于用户请求来制定业务运行模式, 这一模式下业务逻辑和数据存储分开, 便于实现对业务逻辑的维护[3]。这一架构下模型层主要完成对业务逻辑的处理以及对数据的管理操作, 视图层主要功能是展示结果, 而控制层则主要完成对用户请求的监听和转发。上述3 个部分实现的是彼此间的互联。

2.4 MVP模式

MVP (Model-View-Presenter) 即模型—视图—展示器模式, 该模式和MVC类似, 但结构上无法实现3 个部分之间的互联, 但在MVP模式下视图层和模型层之间并不互联, 而是通过展示器来实现二者之间的通信。

以上几类常用架构在软件系统设计时都得到了广泛应用, 各有利弊, 本文将在上述常用架构的基础上进一步深化, 结合数字员工系统的功能需求来对架构尽心更进一步的优化。

3 系统架构方案设计

3.1 功能需求分析

智慧油田数字员工系统的主要功能非常多样化, 但主要可包括为3 个大方面:智慧生产、教育培训和移动办公, 为实现上述3 类功能, 要求系统能兼容和支持多种类型的客户端设备 (如手机客户端、PC客户端、IOS移动客户端等) , 为实现上述基本需求, 可总结出系统构架方面应满足如下功能:1) 数据和界面、业务逻辑分离;2) 动态扩展性, 即要求系统在硬件扩展或逻辑模块扩展是能够予以支持, 并且不会影响现有模块的正常运行;3) 容错性及要求在部分出错 (如某个服务器故障) 时不会影响系统的整体运行;4) 良好的负荷均衡能力该功能要求能够及时合理的处理访问请求, 保障系统稳定运行;5) 高效的数据解析能力由于智慧油田系统需要处理的数据属于海量级, 因此系统构架应采取分布式处理方式, 能够协调数据的存储和分析, 并具备从海量数据中挖掘价值信息的基本能力。

3.2 架构设计

在常用的架构中, C/S架构需要在多个设备上安装客户端软件, 其主要对象为软件客户端, 对于智慧油田数字员工系统而言, 应当把功能逻辑放到服务端[4], 客户端主要是监听和转发以及结果展示, 因此C/S架构无法很好满足要求。对于B/S架构而言, 其主要对象是浏览器端, 由于表示层需要与功能层进行高频率交互, 对于单点故障问题以及系统中数据流量的分配等只能由功能层来实现, 对模块间的耦合性要求高, 因此也不适应数字员工系统需要。

为满足智慧油田数字员工系统的需要, 笔者认为应当设计更能满足需要的架构方案。从功能整合的角度看, 应具备良好的扩展性以适应不同类型的支持对象 (如Web、PC、外部系统等) 需求, 但这类需求都可以归为系统逻辑服务的表层对象, 这样对表示层对象的扩展将独立于客户端和外部系统应用, 从而可简化系统接口。在系统控制层方面, 其主要任务是单点问题监测和负荷均衡处理, 接收来自表示层的参数, 并由控制层选择合适的处理方式, 从而实现对硬件部署以及并行计算时的控制。

考虑到智慧油田数字员工系统中终端设备的多样性特性, 以及对这一特性的处理已交由表示层控制, 为减少构架设计中的耦合性, 考虑设计功能逻辑层。该层在设计时参考了MVC和MVP模式, 其主要功能是不与表示层交互, 而是与控制层交互, 接受控制层请求并处理功能逻辑。

在数据存储与处理方面, 结合数据和界面、业务逻辑分离的基本要求, 在架构中专门设置数据层, 在该层中再分别设立用于数据存储和管理的两个子层, 其中数据存储子层处理特定数据库, 不受功能逻辑层中的操作影响, 而数据管理层则主要提供功能逻辑层访问以及操作数据的接口。

综上所述, 本文所设计的模型属于四层架构方案, 即表示层 (WEB、客户端、外部系统接口) →控制层→逻辑功能层→数据层 (存储/ 管理) 。其最大特点是将不同类型的客户端都归入表示层, 简化了表示层和控制层之间的接口, 并且集中了功能转发和负载控制等置于控制层, 降低了层间的逻辑依赖性, 并可提高系统的稳定性。

4 系统架构模型设计

4.1 各层功能设计

在前文中四层架构设计的基础上, 本节中将分别设计各层的功能。1) 表示层功能, 该层主要完成操作界面和移动端应用以及外部服务, 在获取用户操作数据参数后, 将其传递给控制层, 并接收和展示控制层返回的数据;2) 控制层功能, 该层主要是承上启下的作用, 是表示层和逻辑功能层之间的桥梁, 同时承担着负载均衡分配、监控流量、处理单点问题等, 是四层架构中最重要的层级;3) 逻辑功能层该层完成业务逻辑的封装, 接收并处理控制层的指令, 完成和控制层的数据交互, 接受控制层的调度操作;4) 数据层, 完成和业务逻辑相关的数据的存储和管理, 并具备数据分析功能。

4.2 层间隔离设计

本文设计的四层架构中各层间的功能相对独立, 为保证系统稳定运行, 还应设计层间的隔离措施, 各层间的隔离方案分别为:1) 表示层—控制层的隔离方案, PC浏览器端采用Smarty模板隔离, 移动客户端采用HTTP协议、报文采用JSON数据格式与控制层交互;2) 控制层—功能逻辑层隔离方案, 控制层中利用配置文件来隔离功能逻辑层中各功能模块;3) 功能逻辑层—数据层隔离方案, 功能逻辑层和数据层之间的交互通过在数据层中封装的DBMS接口实现, 避免功能逻辑对数据库的数据操作从而实现隔离。

4.3 架构模型映射策略

本文中设计的四层架构模型的终点站在于控制层, 因此在设计映射方案时利用系统初始化加载策略, 利用配置文件, 实现和各类服务器功能号、服务器IP与MAC地址绑定等映射操作, 在系统初始化时只需一次加载配置文件即可完成必要的映射操作, 之后的操作都可以从内存中读取请求。

5 结论

本文从系统架构和架构中各层的功能以及层间隔离等角度设计了智慧油田数字员工系统, 可充分考虑智慧油田系统中数字员工系统操作的特殊性, 在实现功能优化的同时提高系统的稳定性。

摘要：本文以智慧油田数字员工系统架构设计为目标, 分析了常用架构模式, 在结合数字员工系统特点的基础上, 设计了四层架构方案以适应智慧油田数字员工系统特点, 对功能需求和架构设计展开了探讨, 并给出了各层功能设计、层间隔离措施和系统初始化时的映射策略。

关键词：数字员工系统,架构方案设计,功能设计

参考文献

[1]周洁, 朱文妹, 蒋楠, 等.智慧油田现状及发展研究[J].信息系统工程, 2012 (10) :100-102.

[2]陈炳丰, 黄金, 张良浩, 等.基于BS架构的科研管理系统对科研管理的影响研究[J].科技成果管理与研究, 2012 (9) :11-13.

[3]张屹峰.用设计模式和三层架构思想部署基于PHP项目的研究与实现[J].电脑与信息技术, 2011, 19 (2) :67-70.