数字化油田范文
时间：2023-03-23 06:01:44
导语：如何才能写好一篇数字化油田，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。
篇1
关键词：智能管理 科技 油田 数字化管理
中图分类号：TE4 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）07（b）-0000-00
在最近的几年里，油田数字化建设的发展在中国赢得了快速提升，中国的新疆油田是中国数字油田建设事业的领导者，现如今油田数字化建设已大致实现，正稳步向智能化油田发展。油气生产管理系统的最前端是单井生产管理，在智能化建设以及数字化建设上都有着极为关键的价值。含硫量高与农田散落分布等是克拉玛依油田绝大部分的井区具有的特征，因此造成值班的工作者对井区的检查与巡视不全面、不能够及时解决故障、人员中毒、电机烧毁等等问题的出现，使得油田的生产受其干扰，然而要想高效的解决好这些问题离不开数字化单井的建设。
企业想要具有比较强的竞争力，提高产品质量是关键至关重要的，可以快速将市场的情况作出反应，大大减少对成本控制，才能够在的市场竞争越来越凶猛的社会里要赢取有力的位置。怎么样才可以实现这三点，需要跟随着现如今的社会的脚步并且还需要发展企业自身的管理水平。生产力的发展与科学息息相关，这一事实无须质疑，现如今绝大多数的企业都做到了数字化管理以及企业电子化，要让油田企业可以有更加好的前景，节约人力资源且提高生产效益，油田企业必须要拥有自己的数字化管理平台。
1系统概述
必须严厉实行油田公司数字化建设的标准，实现以数字化最基本的功能作为前提，形成三级数据采集、信息处理以及资源共同享用的运用机制，达到“信息共享、分散控制、同一平台、多级监视”，达到提高过程控制一级加强安全管理，使劳动生产的效率有所提升与节省人力资源的工作要求。
1.1系统构成
油田数字化系统的组成，按照功能上可以分成中端数据处理、后端平台管理、前端数据采集。
2油田数字化管理特点
2.1油田数字化管理应该具有合理确定检测点数据
若要确保石油企业的稳定及能够安全生产，还有对油田项目的进程的掌控，在油田的数字化管理建设中，需要根据原本油田目前的真实状况，与井场的生产工艺手法相联系，把降低建设的成本作为前提，应该进行科学合理的抉择、将数据检测点进行优化，将检测统一规划。
就油田增压点数字化设计这个例子来说，这个站点的生产与管理任务和所管辖的巡视、保护工作。密闭分流装置的连续液位、收球筒原油出口温度以及压力以及泵的入出口压力以及外输原油的温度等等作业时的真实数据，这些都是监测点检测数据时的关键。必须要立即处理作业时的数据与采集回的视频数据，要确保作业时的稳定与安全需要不断地在增压点内实施远程监控控制输油泵。以上是监测点需要做好的关键工作。
2.2油田数字化管理应该具有分析诊断特点
根据油田的安全环保为这个系统建设的前提与油田的数字化管理的发展息息相关，按照发展油田工艺路线将数字化建设进行升级与优化，最终实现成本最低这个目的。在油田的数字化监控设备的选择上，追求实用性，而不应该追求高端的数字化产品。绝大部分的设备都是没有放置在室内，若是运用高端设备，会致使后期的维护成本大大增加。
遵循上面所讲述的原则，设计时油田数字化管理不可忽视的。第一把数据的采集实施二十四小时的监测采集，存储探究这些历史数据，构建数据软件中心，对这个作业数据实施比较高效的探究。把数据探究的结果实现企业共同享用，并且在这个基础上建立数字管理系统，使数字化管理的作用展现的淋漓尽致。
2.3油田数字化管理应该促进管理流程创新特点
研究者时常会遇到的难题无疑就是石油项目生产力的协调性，只有让管理水平大大的提升才能够这种现象的出现可以大大的减少。运用最先进、最高级的模式来搭建油田数字化管理，在每一个工作区都必须以数字化管理平台为基础，建立这个工作区域自身的组织构造，让它稳步发展，如此一来不但可以让管理的成本大大降低，而且又可以让工作的效率大大的提升，在最短的时间里处理好石油项目中遇到的困难。
3油田数字化管理设计技术
3.1油田数据采集技术
后期的数据处理模块和数据采集模块是在油田的数字化建设中最为关键的模块。通过传感器与测量仪表等等开展设备的采集，这是油田的对数据的采集工作。若要避开人工采集的弊端可以通过机械化采集处理来实现，让数据的准时性与可靠性大大增强了。
利用温度变送器采集到的原油温度数据和通过其它测量仪器采集到的液面高度数据等等，这些都是在采集时最为关键的数据。
3.2数据识别技术
将采集完数据之后，通过这个数字管理化平台供应的功能还可以是第三方软件对采集来的数据进行加工处理这是在后期必须要做工作。通过这样来实现控制生产和安全生产的目的。示功图智能识别、字图像处理技术以及集油管线安全判断等等的信息都是这个数据的处理功能，不但可以利用文字去表达，也可以利用图像来进行较为直观的表述，在计算机数据应对上，这个数字化数据管理平台可能够及时地将采集到的数据用直方图或者是饼状图的形态展现，较为直白直观的警示相关的工作者，把作业的稳定与安全做到最好。在数据处理上不但可以对数据展开较为直白的表现外，而且还可以把最准确的数据当作基础，把真实的数据通过函数来表现，若是这个数据跟基准数据有很大的偏差，必须及时提示。就是通过这一原理来实现示功图智能识别的设计。第一数据传感器把抽油机的作业的参数传到数据的解决中心，利用计算机的计算，画出目前的示功图，其次把示功图跟标准图作比较且展开深入的探析，最终得出当前的工程情况，这样来警示相关的工作者必须高度认真、负责的进行操作，确保生产的安全与稳定性。
3.3智能管理技术
安装视频装置是数字化管理平台的关键。站内和井场都设置视频装置，对路口的监控尤为重要，通过视频技术确保作业时厂内的安全与稳定，语音提示与在无人区实行外物闯入报警等等的功能是主要功能特点。在井区工作时无人值守的地方提供安全保障。为工作区的照明设施安装自动化掌控，把照明设施的自动化掌控能够省耗能也能确保在夜间作业的安全与稳定。
3.4远程控制技术
生产力的发展与科技息息相关，通过远程控制能够员工的劳动强度大大减小以及劳动生产的效率大大提升。能够远程掌控抽油机的启动和暂停是油田数字化管理平台可以实现的工作，远程调配不断地输油工业，实现自动投收球作业远程掌控抽油机的启动和暂停是通过视频技术的采集到当前工作环境的视频画面，在工作者查看真实的情形之后，在作业现场或者说是控制室实施的启动或者与是暂停的过程。从而保证油田的作业能够安全、稳定的进行。若是当前所在的画面出现了异常现象，那么这个数字管理平台就会对工作者进行语音的提醒。
总之，必须根据真实的情况出发设立油田数字化管理平台，科学、合理的通过采集数据设备资源，数字化管理的核心模块是软件，油田的发展与智能化的数字平台有密不可分的联系。
4单井智能化
在二千零八年新疆油田最先在全世界设立“数字油田”之后，又发表“智能油田”的概念且全面贯彻落实这一概念，造福了全球。数据分析深入、信息动态化以及信息运用的主动等等这些都是智能油田的特征。数字油田和智能油田拥有统一的建设目标，数字油田的高级阶段是智能油田。未来地面的生产管理系统的智能化发展进行完善与升级，具体表现为以下几个方面：
（1）基于ARM技术与高精度的智能仪表的移动数据终端，处理数据采集的可靠与准时性问题。
（2）将数据技术的经验结合起来，研究出更加高级的数据探究管理系统从而构成专家知识库，故障预警与标准化建设这是核心功能所涵盖的内容。
5结语
将生产组织方式进行升级与优化；现场生产管理由传统的人工巡检与经验管理等等的非主动方式，向精确制导模式智能管理以及电子巡井等等，真正做到了生产管理的可视化、数字化与智能化，使生产的组织方式得到了最大限度上的升级与优化，这是数字化升级配套带来的益处。油田开发管理水平得到了大大的提高建，建立了前端生产数据的在线监测、与自动采集，利用数字化管理平台的广泛使用，使技术的探析以及措施制定的科学合理性、准时性与无误性有了一定的提高。在一定程度上使员工劳动力度下降了；进行数字化配套之后使岗位员工资料填报与巡检等等工作有所减少，然而员工在技术管理工作的时间和生产的运行探究工作上的能力却大大的提高了，劳动的强度也大大减小了。
对井区进行反复的重点监测与井区的自动巡视和巡检这就是这个系统能够完成的重要功能；示功图和主管压力等等是包含在采集油井参数中的内容；定时的启抽以及自动进行间接抽，这是远程控制； 电机工作状况、抽油机运转状况与遥测系统工作情况等等是远程工况监测所包含的内容； 记录与视频监控； 遥测系统通信和故障报警失败，主机以及仪表故障，抽油机不能启动，电机空转，泵效低，抽油杆断杆，碰泵，油井井口压力变化不正常等等。系统拥有了单井数字化的关键内容，功能较为全面，较好地处理了单井自动化生产出现的不足，伴随着智能化建设的不断发展与完善，油田单井生产管理越来越安全越来越高效这将是必然。
参考文献
[1]李清辉，曾颖，陈新发.数字油田建设与实践―新疆油田信息化建设[M].北京：石油工业出版社.
篇2
2010年6月长庆油田通信处对采油八厂樊学作业区的数字化网络采用EPON技术进行了试点改造，改造后的网络可靠性明显得到了提升，EPON技术以其明显的优势得到了采油八厂的一致好评。2011年本项目在采油八厂及采油七八厂从设计源头进行试点推广：2011年选择环江油田罗73区块，以环二联为中心，所辖2座增压点、35个井场。在环二联安装OLT局端设备1套，增压点安装室内ONU终端，井场安装室外ONU终端；2011年9月配合采油七厂2011年产建工程在环江油田设计EPON组网系统，截止目前，运行稳定，效果良好。联合站EPON无源分光组网结构如图2所示：经分析，EPON技术与光纤收发器技术+以太网经过2011年在采油七厂和采油八厂中进行实验证明EPON技术具有以下优点：①与同等规模的同类工程相比，EPON技术建设降低工程投资29.74%；②与同等规模的同类工程相比，EPON技术施工工作量减少20%；③降低后期维护成本约30%；④设备耗电量减少20%等。此外，本项目在长距离传输上获得突破：通过提高设备和光缆敷设质量实现了长达44.5Km的远距离传输（EPON行业标准传输距离为20Km）。
EPON技术的应用优势：
(1)节省光缆资源、降低建设成本。EPON作为一种点到多点网络，网络层次简化、组网灵活、扩容简便、适应油田滚动开发的要求，大量节省了主干光纤和光收发器。另外，EPON属于无源光学网，网络中无有源电子器件，这意味着基于有源设备存在的潜在故障在EPON系统中大大降低，因而维护成本将显著降低。由于网络组件数量少，因此故障点也将相应减少，进而运维支出也会最大程度地降低，符合油田低成本开发战略。
(2)多业务平台，为数字化油田提供全方位服务。EPON系统采用的是，三网合一技术，将网络、语音、电视三种系统，融合在一台ONU设备中，一个站点只需要安装一台ONU设备，就可以解决网络、语音、电视三种需求，满足了100M到联合站、10M到井场的要求，实现数据、语音及视频的综合接入，减少了站点的设备数量，提高了系统集成度，降低了系统维护工作量，为数字化油田提供全方位的通信服务。
(3)业务传输相互独立，适应数字化建设长期需求。在EPON系统当中，实现不同业务的独立传输是非常容易的，只需要在网管上，简单配置就可以轻松实现，而且可以对于不同业务，划分不同的优先级和带宽，实现业务的精细管理。
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1系统概述
必须严厉实行油田公司数字化建设的标准,实现以数字化最基本的功能作为前提,形成三级数据采集、信息处理以及资源共同享用的运用机制,达到“信息共享、分散控制、同一平台、多级监视”,达到提高过程控制一级加强安全管理,使劳动生产的效率有所提升与节省人力资源的工作要求。
系统构成油田数字化系统的组成,按照功能上可以分成中端数据处理、后端平台管理、前端数据采集。
2油田数字化管理特点
2.1油田数字化管理应该具有合理确定检测点数据若要确保石油企业的稳定及能够安全生产,还有对油田项目的进程的掌控,在油田的数字化管理建设中,需要根据原本油田目前的真实状况,与井场的生产工艺手法相联系,把降低建设的成本作为前提,应该进行科学合理的抉择、将数据检测点进行优化,将检测统一规划。就油田增压点数字化设计这个例子来说,这个站点的生产与管理任务和所管辖的巡视、保护工作。密闭分流装置的连续液位、收球筒原油出口温度以及压力以及泵的入出口压力以及外输原油的温度等等作业时的真实数据,这些都是监测点检测数据时的关键。必须要立即处理作业时的数据与采集回的视频数据,要确保作业时的稳定与安全需要不断地在增压点内实施远程监控控制输油泵。以上是监测点需要做好的关键工作。
2.2油田数字化管理应该具有分析诊断特点根据油田的安全环保为这个系统建设的前提与油田的数字化管理的发展息息相关,按照发展油田工艺路线将数字化建设进行升级与优化,最终实现成本最低这个目的。在油田的数字化监控设备的选择上,追求实用性,而不应该追求高端的数字化产品。绝大部分的设备都是没有放置在室内,若是运用高端设备,会致使后期的维护成本大大增加。遵循上面所讲述的原则,设计时油田数字化管理不可忽视的。第一把数据的采集实施二十四小时的监测采集,存储探究这些历史数据,构建数据软件中心,对这个作业数据实施比较高效的探究。把数据探究的结果实现企业共同享用,并且在这个基础上建立数字管理系统,使数字化管理的作用展现的淋漓尽致。
2.3油田数字化管理应该促进管理流程创新特点研究者时常会遇到的难题无疑就是石油项目生产力的协调性,只有让管理水平大大的提升才能够这种现象的出现可以大大的减少。运用最先进、最高级的模式来搭建油田数字化管理,在每一个工作区都必须以数字化管理平台为基础,建立这个工作区域自身的组织构造,让它稳步发展,如此一来不但可以让管理的成本大大降低,而且又可以让工作的效率大大的提升,在最短的时间里处理好石油项目中遇到的困难。
3油田数字化管理设计技术
3.1油田数据采集技术后期的数据处理模块和数据采集模块是在油田的数字化建设中最为关键的模块。通过传感器与测量仪表等等开展设备的采集,这是油田的对数据的采集工作。若要避开人工采集的弊端可以通过机械化采集处理来实现,让数据的准时性与可靠性大大增强了。利用温度变送器采集到的原油温度数据和通过其它测量仪器采集到的液面高度数据等等,这些都是在采集时最为关键的数据。
3.2数据识别技术将采集完数据之后,通过这个数字管理化平台供应的功能还可以是第三方软件对采集来的数据进行加工处理这是在后期必须要做工作。通过这样来实现控制生产和安全生产的目的。示功图智能识别、字图像处理技术以及集油管线安全判断等等的信息都是这个数据的处理功能,不但可以利用文字去表达,也可以利用图像来进行较为直观的表述,在计算机数据应对上,这个数字化数据管理平台可能够及时地将采集到的数据用直方图或者是饼状图的形态展现,较为直白直观的警示相关的工作者,把作业的稳定与安全做到最好。在数据处理上不但可以对数据展开较为直白的表现外,而且还可以把最准确的数据当作基础,把真实的数据通过函数来表现,若是这个数据跟基准数据有很大的偏差,必须及时提示。就是通过这一原理来实现示功图智能识别的设计。第一数据传感器把抽油机的作业的参数传到数据的解决中心,利用计算机的计算,画出目前的示功图,其次把示功图跟标准图作比较且展开深入的探析,最终得出当前的工程情况,这样来警示相关的工作者必须高度认真、负责的进行操作,确保生产的安全与稳定性。
3.3智能管理技术安装视频装置是数字化管理平台的关键。站内和井场都设置视频装置,对路口的监控尤为重要,通过视频技术确保作业时厂内的安全与稳定,语音提示与在无人区实行外物闯入报警等等的功能是主要功能特点。在井区工作时无人值守的地方提供安全保障。为工作区的照明设施安装自动化掌控,使照明设施的自动化掌控能够省耗能,也能确保在夜间作业的安全与稳定。
3.4远程控制技术生产力的发展与科技息息相关,通过远程控制能够员工的劳动强度大大减小以及劳动生产的效率大大提升。能够远程掌控抽油机的启动和暂停是油田数字化管理平台可以实现的工作,远程调配不断地输油工业,实现自动投收球作业远程掌控抽油机的启动和暂停是通过视频技术的采集到当前工作环境的视频画面,在工作者查看真实的情形之后,在作业现场或者说是控制室实施的启动或者与是暂停的过程。从而保证油田的作业能够安全、稳定的进行。若是当前所在的画面出现了异常现象,那么这个数字管理平台就会对工作者进行语音的提醒。总之,必须根据真实的情况出发设立油田数字化管理平台,科学、合理的通过采集数据设备资源,数字化管理的核心模块是软件,油田的发展与智能化的数字平台有密不可分的联系。
4单井智能化
在二千零八年新疆油田最先在全世界设立“数字油田”之后,又发表“智能油田”的概念且全面贯彻落实这一概念,造福了全球。数据分析深入、信息动态化以及信息运用的主动等等这些都是智能油田的特征。数字油田和智能油田拥有统一的建设目标,数字油田的高级阶段是智能油田。未来地面的生产管理系统的智能化发展进行完善与升级,具体表现为以下几个方面:(1)基于ARM技术与高精度的智能仪表的移动数据终端,处理数据采集的可靠与准时性问题。(2)将数据技术的经验结合起来,研究出更加高级的数据探究管理系统从而构成专家知识库,故障预警与标准化建设这是核心功能所涵盖的内容。
5结语
篇4
关键词 数字化；油田；网络安全
中图分类号TE4 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）86-0025-02
1 网络现状
在长庆油田信息化、数字化建设进程中，逐步完善了从井站、作业区、厂部到公司以及业务单位的网络覆盖，在此基础上应用RTX、布谷鸟、电子邮箱、QQ、视频会议、信息网站、冠林系统、A2系统、ERP系统、SAP系统、数字化生产指挥系统等，实现了办公同步、资源共享、信息录入访问及逻辑处理、生产远程监控、数据智能分析等功能，构成了庞大的数字化信息系统，极大的提高了生产、办公效率。但相应的，现代油田生产办公对网络、计算机的依赖也越来越高，如果出现网络安全问题，就有可能造成重大损失或灾难性的影响。
2 网络存在的安全隐患
按照中国石油统一规划，长庆油田网络，对内与中国石油各级内部网络互联，对外，通过西安网络核心接入电信网，那么梁油田的网络安全问题从结构上，可以从内网安全、外网安全来进行具体分析。
2.1 内网的潜在危险
油田内网是整个数字化信息系统中最重要的基础组成部分，内网的高效运行首先要求网络系统架构（硬件）的合理稳定。包括网络三层结构（核心层、汇聚层、接入层）的油气区地理部署，各层级组网拓扑结构设计，交换及路由设备规划，网络带宽划分，系统承载能力设置，连接线路（光缆、无线网桥等）选择，计算机（服务器、客户端）配备等，只有有了合理的架构才能讨论解决相关的网络安全问题。
2.1.1 油田局域网的开放性降低安全性
利用局域网的资源开放性，应用web服务器、FTP、映射等实现了油田内部资源高度共享，但同时也为数据丢失、篡改以及病毒的传播留下了安全隐患。
2.1.2 无线技术的易侵入性
在油田数字化建设过程中，由于基层井站距离、地貌等问题，通过光缆连接网络不易实现，无线技术由于其终端可移动性、覆盖范围广、低成本、易施工等优点得到大量应用，但是在接入点AP范围内，使用加密破解程序或MAC地址欺骗等手段，任何一台无线设备都有可能接入该网络，占用网络带宽资源，对保存在网络终端电脑里的油水井生产数据等重要资料进行窃取，损害企业利益。
2.1.3 使用人员操作不当
部分员工缺乏安全防范意识，未经杀毒处理就直接将U盘、储存卡、光盘等存储介质以及存在安全隐患的个人电脑、手机等终端接入内网，导致病毒、木马程序的快速传播，感染其他计算机，造成网络过载、数据破坏。
2.1.4 运维人员监控难度大、手段不足
油区的范围广人员多，数字化的大规模建设和应用，使情况越发复杂，而且无法保证没有来自内部的攻击，内部人员对情况相对了解，破坏力更大；同时由于运维人员（网络管理员、数字化运维人员）技术手段的不足，寻找问题源点迟缓，常常不能及时处理修复。
2.2 外网的威胁
2.2.1 软件的漏洞攻击
软件分为系统软件和应用软件两大类，系统软件负责管理计算机系统中各种独立的硬件，使得它们可以协调工作，主要包括操作系统、程序设计语言（c语言）、解释和编译系统、数据库管理程序（ORACLE、MySQL、ACCESS、MS SQL）等；应用软件是指用户利用计算机及其提供的系统软件为解决各种实际问题而编制的电脑程序，常见的有OFFICE软件、Photoshop、建站代码、杀毒程序等。这些软件都不可能做到完美，通常或是故意存在一些漏洞（尤其是盗版软件），其存在的漏洞和缺陷传统安全工具难以防御，容易受到别有用心者的专门攻击，导致某个程序或者整个网络瘫痪，数据损坏和丢失。
2.2.2 网络病毒破坏
网络病毒是一组能在计算机系统中通过自我复制进行快速传播的计算机指令或者程序代码，在侵入电脑后影响计算机功能或篡改破坏数据，危害性极大。目前，油田内网用户通过设置接入因特网，与外部网络交互，服务器的访问屏蔽功能和与之相连的入侵保护防火墙实现了一定的过滤清洗防护作用，但相对于外部泛滥的病毒问题，一次不经意的鼠标点击就有可能感染病毒从而危害到整个内网的安全，如梁油田内部常见的有Arp病毒、首页劫持、AV终结者、宏病毒等。
2.2.3 黑客入侵
在油田网络的运行中也有黑客的入侵（梁油田较少见），黑客对数据库系统、客户端电脑等的入侵主要有前期的ping扫描、端口扫描、sniffer，以及后门程序（植入木马）、信息炸弹、拒绝服务（DOoS））、IP欺骗、UDP攻击等，导致计算机、网络过载或账号密码、机密资料丢失。
3 网络安全管理措施
解决以上网络安全问题，主要从用户、制度、技术三个方面进行管理防护。
3.1 强化网络用户安全意识和防范能力
基层员工是网络最基础也是最主要的接触者，运维人员只有做好员工的培训管理，提高安全素质，普及安全知识、小窍门，如及时安装更新杀毒软件，定期对计算机进行木马病毒扫描，使用安全软件扫描修复系统、软件漏洞；用户登陆密码设置尽可能复杂，采用数字、字母、符号相互交互组合的方式，取消各系统密码保存选项； ftp、共享文件夹等资源共享方式，需对允许用户的权限进行设置，只有指定账号、特定机器才能访问，对重要文件及文件夹取消删除、修改权限并做好数据备份；谨慎登陆不明网址，谨慎打开QQ、电子邮件中出现的不明链接、应用程序等，从而从根本上消减问题。
3.2 完善网络安全管理制度
对无线、有线连接的电脑及设备进行备案，明文指定IP地址，进行MAC绑定认证，严禁使用人更改分配的固定IP地址；在设备硬件管理上执行严格的安全规章制度，如不得私自拆卸安装硬盘、更换网卡等配件，不许随意在原有线路上添加更换交换机、路由设备，不得将私人储存设备与办公电脑及服务器连接，禁止无关人员进入机房等。要提高保密意识、完善相关规章制度才能最大限度的提升安全及保密效果。
3.3 应用技术强化网络安全建设
3.3.1 业务系统网站访问限制，严格认证
控制内网用户访问网上办公系统、信息网站内容、ftp-server资料等众多网络资源的权限，加强内部认证工作。由各级单位对访问系统用户信息进行上报，经相关部门、系统管理员层层核实认证后，得到仅属于访问用户的唯一帐户、密码授权，由管理员按照工作级别和工作性质设定不同分组和权限，并对操作进行全程的监督。如ERP系统、SAP系统等的以usbkey用户工具为核心的中国石油集中身份管理与统一认证服务平台，公文、合同系统的中油邮箱绑定认证，梁公事审批系统的层级审批权限划分，网以IP认证的版块权限分配等。
3.3.2 应用完善的数据备份措施
网络安全管理就是要保障数据、数据库的完整和网络的稳定运行。数据及数据库时时刻刻都在进行变动，在数据的上传下载、数据修改和网络交换过程中都可能造成丢失、破坏。我们要做的就是要尽量避免出现此类情况，或是在最快时间内恢复，使数据的丢失最少。但是，最妥善的方法是做好数据备份，当面对系统硬件故障、人为操作失误或是黑客的攻击时，依然能切实保证数据的完整性。比如，对梁油田web服务器、ftp服务器等应用磁盘阵列RAID1或RAID5技术，通过磁盘数据镜像或奇偶校验，提高数据安全性和服务器的可用性，同时应用Filegee、DiskWin等专业软件将数据实时备份至数据储存服务器。
3.3.3 建立统一的防毒体系
在油区建立统一防病毒网，机房服务器系统安装控制中心（服务器端），用户安装杀软客户端，实现远程控制管理、共同升级、远程统一报警、分开杀毒、详细记录病毒攻击及查杀情况等多种功能。在运行中，网络病毒库更新后，服务器自动检索服务商站点进行下载，之后将更新包共享至用户电脑，保证了内网病毒库的及时更新，尤其可将数字化生产指挥系统无外网终端纳入了防毒体系，消减隐患。而且通过管理员控制台，管理员可以在网络中的任意一台计算机上对整个网络进行集中控制管理，清楚的掌握全网的安全状况，提升处理效率，有效保障网络系统安全。目前，梁油田采用金山毒霸企业版2012部署运行。
油田的信息化、数字化是不可阻挡的趋势，而面对随之而来的网络安全隐患，我们必须切实增强人员的安全防范意识，提升运维人员水平，强化网络监管力度，实践应用好新技术，如网络加密、数字签名、防火墙、vpn、数据库加密等，保证油田生产的安全平稳进行。
参考文献
[1]李宇宁.大庆数字油田网络安全化分析.
篇5
【关键词】 数字化技术 油田管理 应用 研究
中图分类号：P231.5
一、数字化技术及油田数字化管理特点
数字化就是以计算机为载体，将声、光、电、磁等难以度量的信息转换为可以度量的数据或数字，再将这些数据建立为数学模型，存在计算机中，进行统一的处理和资源的调配。
为了保证油田企业生产的安全性和对项目的高度控制，油田的数字化管理就必须具有合理确定监测点数据，进行采集监测；为适应现代经济发展的要求，油田的数字化管理要以安全环保作为前提，重视设计，以实用性为主；为了解决油田生产管理的问题，数字化技术应该剧备促进管理程序创新的特点，力求管理统一化和标准化。
二、数字化技术在油田管理上主要的应用
数字化技术在油田管理上应用比较广泛，下面我们主要对物联网构建油田数字管理、油井数字化自动控制系统、卫星油田数字化管理系统和数字化紧急管理体系四种比较重要的管理进行了解和探究。
（一）物联网构建油田数字管理平台
物联网数字油田生产管理就是利用计算机软件、数据开发、网络系统、共享技术和数据传感技术构成的信息管理平台。它以油藏分析为重点，不断的完善油田运行的管理模式，逐步形成数据的自动采集、加工分析以及对设备进行远程控制。物联网数字化技术一般分为感知层、网络层和应用层三个层次，每个层次任务和作用都是不同的，感知层主要利用中转站等传感器设备和视频监控设备，将生产的数据和图像进行收集；网络层主要是利用相关媒介将网络数据送到数据中心；应用层主要是利用数据库和计算机对数据进行加工、整理，并以直观的文字、图片以及报表等形式反映出来，来实现油田数字化检测和控制。
（二）油井数字化自动控制系统
石油开采一般来说主要分布于野外或海上，采油的单井和井排相对比较分散，因此，为了安全生产，提高出油率必须对油井设备进行适时地动态监测，比如说：压强、温度、流量、电压、电流等，但是，现场环境恶劣通讯线路短缺，不利于生产和管理，因此，有必要采取远程遥测、自动控制的管理系统，油井数字化控制系统就应运而生了。其系统由通讯系统、软件系统和集散控制器三部分构成，可以达到自动控制油井，压力、温度等数据，还具有查询历史数据的功能。数字化自动控制系统最大的优势就是可以在无人值守的情况下实施远程监控、数据分析，保证油田安全生产。其系统结构如下：
图1 油井数字化自动控制系统结构图
由上图可以看出此系统由三部分构成：监控中心，通信网络部分，现场采集、控制部分。其中GPRS和ZigBee构成了通信网络部分，GPRS可以实现Internet链接和数据的传输，采取多个用户共享的方式，使资源得到充分的利用；而ZigBee技术具有低功耗、低成本、时延短的特点，这就降低了成本，提高了使用效率。现场采集控制部分的核心构成是ceyc-j4集散控制器，它在自动控制仪表中算是比较新的，它集自动校对、无线通讯和转化模式为一体，工作人员既可以使用笔记本电脑对其控制，也可使用无线通讯网络进行控制方便专业人员的操作。
（三）卫星油田数字化管理系统
卫星油田数字化管理系统通过对新建和完善油井数据的收集，监控和数据的传输，来实现生产管理的标准化、信息化、数字化和一体化。此系统以Microsoft和SQA为软件基础进行开发，最终完成系统内外的数据集成，以满足业务需求和降低开发和维护的成本。
它在数据库方面利用实时数据库和关系行数据库，进行双机切换，保证程序的稳定；它在web部分，采用了web负载均衡技术，提供了扩展网络设备和较好的服务器宽带，提高了网络的处理能力和吞吐量；它在应用服务器方面采用了windows 2008操作系统，使整体更为标准、先进。
除了上述三种数字化油田管理系统之外还有一种应用于企业内部的管理系统―数字化应急预案管理系统，它包括数字化应急预案管理系统、数字化应急资源管理系统、数字化应急资源配置系统和数字化应急演练和指挥系统四部分构成。这一系统在长庆油田得到了实施，逐步协调部门和人员的规范化，它是数字化管理系统在公司管理中的重要应用。
三、结语
生产的发展带动科技的进步，反过来科技的进步又推动了生产的发展。在科技进步的今天，企业的发展离不开生产与技术的结合。油田企业更要重视信息技术的应用，来提高生产率降低安全风险，在激烈的竞争中站稳脚。
参考文献：
[1]吴学庆. 数字化技术在油田生产中的应用与发展探讨[J]. 中国石油和化工标准与质量，2013，08：104-105.
篇6
【关键词】闭环系统 3S技术 可持续发展
1 数字化油田的涵义
数字化油田是在油田生产过程中油田开发的重要模式，对长庆油田的发展起着坚实的基础和奠定作用。油田的数字化分为地上系统和地下系统两大部分，它是包含地面和井下的信息采集，并进行双向传输和对信息的处理应用，它在油田开采过程中利用此系统进行实时地指导勘探开发和对相关技术的应用，是覆盖所有主要价值循环过程的一个闭环系统。则油田的数字化管理即利用计算机技术、互联网和油田开采工艺技术、地面工艺技术等科技手段使得油田的生产管理得以优化，减轻劳动强度，改善劳动环境的管理形式，可以说是管理活动和管理方式的总称。这是一个全新的油田开发模式，摒弃了传统油田生产中人工投入较多、高成本、低效率的弊端，完全采用智能化管理和控制，具有低投入、高产出和准确率高的优点。
2 数字化管理在油田生产建设中的作用
油田的数字化管理与优化地面供应模式相配套，通过数字化的管理优化生产管理模式，创造更好的条件使组织设计和生产布局相统一，做到了生产管理职能化，大大提高了原油生产效率，保证了油田建设在未来的发展有一个更加广阔的空间。
我们以3S技术为例来说，随着油田开发技术的不断先进，3S技术下的自动化控制生产越来越多的被应用于油田建设中。3S技术是指遥感技术、全球定位技术和地理信息系统的统称，它是油田生产中的三大支撑技术。使用3S自动化控制的油田生产有一个总控制室，总控制室里能够显示在其管辖范围内的每口油田井的运转情况，例如在生产过程中，使用3S技术会准确及时地将在采油过程中出现的异常情况反馈出来并显示发生故障的缘由，随后由技术人员根据计算机得出的结论进行维修施工。智能化管理节省了大量的人力物力，成本降低的同时大大地提高了生产效率。
油田生产主要由采油、油气、油水分离及油气输送等几部分组成，传统的油田生产中油田井的开采需要在这几个环节浪费大量的人员和辅助机械等，不仅难度大而且不易控制。油田生产智能化之后不仅简化了施工步骤，而且最大程度地进行了原有开发，提高了油田井的利用率和生产效率，为石油企业节省了大量的开支。
油田的数字化管理使油田生产企业能够更好地实现油田井的安全施工，做到管理精细化、智能化，对油田的发展意义重大。在油田施工方面，油田井的施工工程是一项危险系数相对较高的作业，对于井下工作人员来说，安全非常重要；在采油环节，各种采油技术都有高危的特点，安全施工很重要。对采油厂来讲，在科学管理方面，科学化的管理模式能够保证采油技术有着更为全面化的控制。数字化的油田发展模式能够很好的保证油田的未来发展前景足够乐观，以便保存足够的实力来参与国际竞争，使中国的石油生产在国际市场上有一定的竞争实力。
3 数字化在油田建设中的可持续发展
油田的数字化管理以井、站、管为基本的生产单元进行生产，完成对油田相关数据的采集、审核、管理，或者在有危险情况时及时报警，程序控制人员根据警报发出的信号采取相应的应急措施，及时进行智能化控制，避免出现大的纰漏。信息系统的管理在油田井的开采过程中的作用越来越明显，其功能大致表现在以下几个方面：
（1）很好地实现了对于单井、管线以及生产管理站这些基本单元载工作的过程的管理和控制；
（2）以生产部为中心，高效率地完成指挥调度、安全监控及信息管理；
（3）对经营管理和石油的储藏管理等起到决策和支撑系统的作用。
数字油田将是未来石油建设的有力武器，数字化油田建设必将成为中国石油企业获取竞争优势从而立于不败之地的不二之选。可以说，数字化很好的改善了油田工作者的工作环境，减轻了员工的劳动强度并避免了在恶劣的环境下行走巡井的危险。在当前形势下，应继续推进油田的数字化生产，然而，油田的数字化建设并不是一蹴而就的，它需要广大的石油工作者在前人开法研究的基础上深入探索，积极推进石油数字化进程。数据化建设在油田生产领域是一项需要长期坚持研究改进以发挥应有的成效，是一项需要长期投入的工作，具有很强的可持续性，需要研究工作人员付出足够的智慧和耐心，为中国的油田建设做出卓越贡献。另外，油田数字化建设在油田开采中是一个不断完善的过程，智能化管理更是与计算机、互联网、通信技术有着极为密切的联系。如今的时代是要求经济高效、可持续发展的时代，旧的生产模式逐渐在日新月异的高科技面前被淘汰，而以数字化的管理为基础，以不断更新的技术、科技为依托，建立的全自动化办公系统，走精细化管理办法，为现代油田建设的优质、高效、可持续健康发展奠定坚实的基础。
在社会主义市场经济条件下，越来越多的智能化系统、计算机操纵着科技的前沿，数字化智能控制系统必将将传统的操作模式取而代之，从而完成速度和质量的完美统一。在石油开采中，为了适应油田可持续发展的需要，需要石油生产企业必须重视科技在油田建设中的作用，加大技术研发及技术装备的投入，尤其是进一步对油田数字化的研究完善，不断探索油田数字化建设的模式，进一步提高工作效率，以达到优化人力资源、提高生产效率的目的。
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【关键词】滩海油田 远程监控 数字化
随着浅海公司采油规模的扩大，逐渐形成了一套海上人工岛结合滩涂采油井站的滩海油田采油模式。由于现场环境的复杂性，这就需要有一套稳定的自动化系统来对生产进行控制和管理[1]。例如油井的紧急关断要第一时间进行反应、操作；油井的日常生产情况要实时记录并且做到各级管理能够实时共享等。目前滩海油田的自动化控制现状已不能满足以上方面的要求。本系统采用了TCP/IP服务器通信模块，将其与无线传输模块相结合，通过一个无线通信协议将计算机与工控机有机结合对现场设备进行无线全时监控。该系统降低了生产监控工作的苛刻要求，提高了监控实时性，从而保证了油田生产数据监测的安全可靠性。
1 系统组建及总体构架
本系统分成两部分，一部分是人工岛自动监控系统，另一部分是滩涂采油监控系统。两部分都是基于无线数传的集散控制系统。集散控制系统是将一个大的控制系统按照功能或结构进行层次分配，将全系统的监视和控制功能分属于不同的级别去完成，各级完成分配给它的功能，由最高一级决策执行，各级工作相互协调，力求达到最佳效果。
1.1 人工岛自动监控系统
人工岛自动监控系统分成3级。最高级是组织级，就是油田公司，该级对上通过人机接口与客户端对话执行管理决策职能，对下监视、指导下级的所有行为。中间级为监控级，也就是人工岛网络，该级的功能是完成组织级下达的任务，对组织级进行任务完成情况反馈，并保证和维持最低级中各控制器的正常运行。最低级为执行级，就是现场的各控制器，该级负责产生直接的控制信号，通过执行机构作用于被控对象，并将执行结果反馈给上一级。最终形成闭环控制。
1.2 滩涂采油监控系统
滩涂采油监控系统也分成3级。最高级是油田公司，接收现场的各项参数，发出指令；中间级是滩涂采油站，保证和维持最低级中各控制器的正常运行；最低级是现场各控制器，该级负责产生直接的控制信号，作用于各采油井口设备。针对计算机的特点，进行层次的分配，而这种分配完全满足了控制精度的要求，并能达到闭环控制的功能，系统的各级之间通信也可以灵活的进行。
2 监控系统中各控制单元的功能实现
本系统两监控部分都以工控机为下位机，计算机作为监督、控制的上位机，采用现代通信网络技术将计算机与工控机结合起来。结构设计单元为3级：最高级、中间级、最低级。即为组织级、协调级、现场执行级。
2.1 陆地中心最高级
该级设在陆地监控中心，为油田公司，是控制系统的最高级，是滩海油田生产管理中心和指挥中心。承担着决策功能，对下进行指导和监控。
2.2 中间协调级
该级的主要功能是向最高级上传数据，提供最低级的工作状况，完成上一级下达的任务，保证现场各个设备的正常运行，负责各工控机的协调工作。下面讲述两功能单元的中间协调级。
2.2.1 人工岛油气井的数字化采油系统
人工岛油气井的数字化采油系统以小型服务器计算机为核心构成，实现陆上技术人员对海上现场各生产参数的远程监测以及实时控制，通过WEB软件将监测画面共享，使有权限的管理人员可以浏览监控画面。
2.2.2 滩涂数字化采油系统
利用微机电传感技术、软测量技术、嵌入式计算机技术和短距离无线电数据通信技术，实现了示功图数据的定时遥测、实时遥测；采用的非接触式微机电传感技术和软测量技术替换通常采用的接触式油杆长度测量技术，实现了油杆长度和泵压力的同步测量、数据处理和无线传输。采集动态液面液位数据，实现油井液位的远程监控。通过集成大量技术人员的工程经验，利用专家系统、智能方法理论、计算机技术和通信网络技术，实现了示功图图形数据的智能自动分析。
2.3 最低现场执行级
该级别智能程度低，但工作精度最高。该级由工控机等现场执行设备构成。
2.3.1 人工岛数据采集、处理和判断单元
监测单元安置于井口旁，负责采集油（气）井的油压、套压和回压等生产数据，包括压力传感器、油（气）井参数采集工控机和无线传输模块等部分。嵌入式工控机与压力传感器和变送装置进行互连，实现油压、套压和回压等参数的采集；通过Internet网络、CAN工业现场总线网络和Profibus工业现场总线网络与控制潜油泵电机的大功率变频器进行连接，并可以通过短距离无线传输网络传送给位于人工岛的主工控机，进而通过公司网络传送到主控中心，完成油气井生产参数的实时监控。
2.3.2 滩涂数据采集、处理和判断单元
油井生产监测单元：由示功图数据采集单元、油井专用嵌入式工控机单元、示功图无线网桥单元、液位测量网桥单元和无线电台等部分组成。
示功图数据采集单元：包括示功图专用采集器和示功图通讯接收器。示功图专用采集器安装于悬绳器上，可以测试载荷、位移、冲程、冲次和时率等生产参数，采用低功耗无线传输，取代传统的机械传动和拉线联动测试位移方法。
3 结论
本文针对目前滩海油田的生产管理模式，提出了基于无线数传方式的滩海采油实时监控系统。设计具有 “集中管理、分散控制”的特点，经过近年来的运行未曾出现过任何重大故障，系统运行正常。实际的运行结果表明本系统实时性好、可靠性高，能够实现对被控对象实时监控、简单易行，满足了实际生产的需要，达到了预期的目的，实现了滩海油田的数字化采油监控，达到了生产远程自动监控的目的，具有显著的经济效益。
参考文献
[1] 顾永强，王学忠，刘静.海油陆采：浅海高效之路[J].中国石油企业，2007（5）：46-46
[2] 赵立娟，丁鹏.基于集散递阶管控的滩海油田测控系统[J].计算机工程，2004，30（5）：170-172
[3] 陆德民，张振基，黄步余.石油化工自动控制设计手册.3版[J].北京：化学工业出版社，2000
[4] 唐建东，吴利文，刘松林.无线监测示功仪的研制与应用[J].石油机械，2006，（9）
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关键词：橇装增压；数字化；长庆油田
中图分类号：TE32 文献标识码：A
1撬装增压装置概述
撬装增压装置是将油气分离、缓冲、加热、增压等功能组合在一个撬装板上的装置。该装置由分离缓冲空间、水套加热空间、两台油气混输螺杆泵、二个电动换向三通阀、一个调节阀和相应的管路、阀门等组成。
1.1橇装增压装置基本结构组成示意图
装置装配了远程终端控制系统，实现实时数据采集、流程实时监控，故障自动报警，智能控制等数字化管理功能，达到了智能化和一键式操作。
1.2橇装增压装置的功能
1.2.1正常生产流程
（1）加热增压
油井采出物（含水含气原油）由各井组输至增压站场，经总机关混合、自动收球装置收球、快开过滤器过滤后，进入装置加热区加热至35～50℃，通过混输泵增压外输。
适用范围：装置燃烧系统有单独的燃料供给（如套管气）。
（2）加热缓冲增压
油井采出物（含水含气原油）一部分通过混输泵增压外输，另外一部分进入装置缓冲分离区进行气液分离，分离出的干气作为装置加热区燃料使用，此段油气混合物经混输泵增压外输。
适用范围：装置主推生产流程。
（3）不加热不缓冲增压
油井采出物（含水含气原油）由各井组直接通过混输泵增压外输。
适用范围：环境温度较高等不需要加热的场合，也适用于投产作业箱原油外输。
1.2.2 辅助生产流程
（1）加热不增压
油井采出物（含水含气原油）由各井组输至增压站场，不增压直接外输。
适用范围：所在增压站场与下一站高差不大、距离较近的场合，且装置燃烧系统有单独的燃料供给（如套管气）。
（2）投产作业箱（可选）
油井采出物（含水含气原油）由各井组输至增压站场，不增压直接输至投产作业箱。
适用范围：非正常生产状态下，如混输泵检修（装置检修时推荐原油通过装置大旁通进入投产作业箱）。
2 橇装增压装置在长庆油田的应用及评价
数字化橇装增压集成装置于2009年6月安装投运，从目前长庆油田各厂根据现场生产实际运行情况来看，合理设置了橇装增压装置的控制参数及报警参数，主泵采用定量（35-40cm）参数控制启停，辅泵通过缓冲区压力（0.4-0.45MPa）进行控制启停，保持缓冲区液位和压力稳定，通过智能控制系统实现多种工艺流程切换，确保装置平稳运行，取得了如下几方面的效果：
2.1降回压效果较为明显
（1）长庆采油一厂数字化增压撬装置未投用前，诸多井组处于黄土高原山大沟深处偏远位置，进增压点或转油站因井口回压高造成井口泄漏和管线破损等因素严重影响油井单井产量，势必采用罐车拉运的生产模式。在原油拉运过程中也暴露出潜在的安全隐患：罐车行驶过程中的安全问题、拉运过程中原油流失问题、冬季原油加热问题、车辆成本费用问题、装卸油过程中的环保问题、计量问题等。
（2）采用数字化增压撬装置后，该装置将油气混合物的过滤、加热、增压、控制、分离、缓冲等功能集成、创新，通过智能控制系统实现多种工艺流程切换，偏远井组原油实现了密闭输送，精准计量。在冬季也不会因为天气等原因影响原油的输送。特别适用于偏远井组低渗透油田的油气混合物混输站场。
2.2减少占地面积
如表2所示分别给出了站点及橇装增压大致的占地面积对比情况。
从表中数据，可看出橇装增压装置占地面积仅为增压站的10%，与增压点相比，节省占地约720m2，大大节省了占地面积。
2.3缩短了建站周期
增压、转油站点的建设工期一般在3-6个月，且成本高、工程复杂，对人力物力资源需求量大。而橇装增压装置投运前，已由生产单位提前集成组装完成，仅需运往现场连接管线流程5-15天即可投运使用，大大缩短了建设工期，减少投产成本、降低劳动强度，简化了工程建设工艺流程。加快了油井从投用到实现外输、计量的同步进行。
2.4节约人工成本
常规增压点需要4人两班倒驻守，维修岗1人，而数字化增压撬装置实现了无人驻守。按照"井站一体化"的运行模式，以站控为基本生产单元，实现对增压撬及周边井场的数字化管理和监控，使站控岗在值班室就可清楚掌握增压撬在井场生产运行情况和相关数据，节约了人工成本和减轻员工的工作量，提高了工作效率，经济效益显著。
2.5降低劳动强度和安全风险
在原运行模式下，增压站运用传统的增压输油工艺，管线繁多、流程复杂、占地面积大，站内的日常运行维护需3-6名驻站员工才能完成。投运后，利用增压橇体积小、流程简单、操作方便的优点，实现了关键参数在线实时智能监控，故障智能预警处理等功能，站控系统转移至站控中心集中管理，减少硬件设施需求量的同时，进一步降低了员工的劳动强度和安全风险。
长庆油田首台数字化橇装增压集成装置自2009年6月下线以来，通过近几年使用后相比油田原有增压点节约占地面积60%以上，缩短设计和建设周期50%以上，减少增压点直接和间接工程投资20%以上，经济效益和社会效益相当可观。目前已经形成2种处理量、3种压力等级共12个规格的系列化产品，在长庆、大庆油田推广应用140余台，被股份公司高度评价为示范引领了中国石油油气田一体化集成装置的研发和推广。
3存在问题及下步建议
3.1存在问题
由于气量过大，泵长期工作，低液量无法对泵进行及时降温保护，导致两台泵减速箱与电机连接处密封圈有所磨损，出现轻微的机油滴漏现象；
3.2注意事项
（1）由于初期管线改建，井上来油含杂质较多，尤其冬季扫线导致大量石蜡堵塞过滤器，需经常清理；（2）冬季户外温度较低，为防止混输泵因冻结而过载保护，导致无法启动，需定时盘泵。
3.3建议
（1）希望油区区块提高产能进液，将更有利于装置的运行；根据实际产液量更换排量相符合的输油泵。（2）加强进橇装增压装置的井筒管理，降低气量，避免气体影响导致计量精确度下降。（3）建议对加热区及缓冲区间的隔板进行检测。
结语
撬装增压装置具有功能高度集成、结构紧凑，满足多种工艺流程要求，适用性强；便于标准化建设，外形美观、占地空间小、可有效缩短建设周期，提高建设质量，具有重复利用性；通过所配RTU系统实现远程终端控制，满足油田数字化管理要求；通过推广应用新技术新产品，实现清洁操作，美化站场环境；通过采用高频翅片管、高效节能燃烧器等，实现伴生气就地利用，传热效率高、节约能源、减少排放、降低能耗；操作简单、安装维护方便及运行安全可靠等诸多特点，一个橇装增压装置就能替代一个中小型增压点，具有良好的节能效果以及显著的经济和社会效益。
参考文献
[1]苟永平.国内首台数字化橇装增压集成装置填补技术空白[Z].石油与装备.
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[关键词]数字化；遥感数字图像；优越性；油田
中图分类号：TU368 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）14-0161-01
引言
数字化地图测绘技术始于上个世纪五十年代，最早应用在土地的信息管理方面，至七十年代数字化地图测绘技术才得到了快速发展；进入八十年代，数字地图测绘技术开始广泛运用于实践中；当前卫星数据与遥感数字成像技术的精确度要远高于原图数字化测绘技术得到的电子地图，该测绘技术利用先进的星载热发射和反射辐射仪对地形地貌进行快速扫描拍摄获得雷达影像，利用计算机以及专业测量软件将拍摄获得的数据进行校正处理，生成镜像，利用一些国内外先进的绘图软件绘制成精确的数字化等高线地形图。谷歌地图的出现更是一个划时代的里程牌，谷歌地图配以数字化等高线地形图，可以直观的立体的再现实景图，使人如临其境，达到完美极致的效果。总之数字化地图技术除了给人们带来了极大的便利外也大大节省了人们工作时间。下面是数字化等高线地形图的优越性与其在靖边油田应用。
一、数字化等高线地图优点
（一）数字化等高线地图技术自动化程度高，难度小精确度高、误差小、运用范围广
传统的地图测绘方法，是组织大量的工作人员分批分区域进行数据测量，工作量大且工作难度高，因不是同一部仪器不是同一个人所测，其误差和技术水平不一，其数据的准确性也会有所折扣，造成了地图绘制的不准确，既浪费了人力物力财力又没取得预期的效果。，需要人工绘制等高线地形图，更新时间长，致使地图最短每7-8年才能更新一次，远远不能满足发展的需要。与传统地图测绘技术相比，数字化地图测绘技术具有自动化程度高，工作难度小的优点。而数字化地形测绘主要使用手持GPS、掌上电脑等方式采集数据，简单方便，节省人力物力财力；除此之外现阶段数字化地图测绘技术可以不要对外业的地形、地物的坐标、高程等进行测量，利用国内外高分辩率卫星数据和航测数字成图技术绘制成图，但必须要掌握精确计算测区的坐标转换校正参数。而利用卫星数据数字化地图测绘技术，采用先进数据采集处理软件，采集的数据误差较小，用坐标来记录关键点，分辩率能达到0.5米，测量精度高，其技术已广泛应用到测绘、气象、资源、环境、自然灾害防预、国防等领域，因此也能完全满足现阶段油田开发的需要。
（二）数字化等高线地图能及时更新
地形不是一成不变的，和磁偏角与2000坐标是一样的，是动态变化的，而是每时每刻都在发生著变化，随着经济的快速不断发展，短时期内地形地貌不断发生在翻天覆地的变化，传统的地形图测绘不能做出及时准确的调整。数字化地图测绘技术适应性强，能够根据地形的变化及时做出调整，很大程度上减小了误差，保证了准确度，为油田下一步的勘探开发提供重要的参考。
（三）数现代化测绘技术适应性、整体性强，
传统地图测图受到地图幅面内地形符号的承载能力的限制，比例尺之间转换难度较大，运算起来也比较复杂，往往会出现重复测绘。加之手工接边方法大大降低了绘制地图的效率和精确度；不能准确的评价图幅和保证接边的质量。运用国内外不同的高精度数据和较先进的专业软件可以很大程度上解决了这一难题。
数字化地形图不同，地物、地形类别分层存储，无极限缩放显示，加之编辑处理时方便、图符号承载量大，数据可以反复多次的进行使用，所以数字化地形测绘适合各种用途的需要，图幅大、且比例尺缩放操作简单，能得到实际需要的各种比例尺的地形图。
二、数字化等高线地形图的生成
1.获取遥感数字图像
SRTM（Shuttle Radar Topography Mission），由美国太空总署（NASA）和国防部国家测绘局（NIMA）联合测量。
ASTER GDEM是The Advanced SpaceborneThermal Emission and Reflection Radiometer（AS-TER）Global Digital Elevation Model（GDEM），即先进星载热发射和反射辐射仪全球数字高程模型，是由美国航空航天局（National Aeronau-tics and Space Administration，简称NASA）与日本经济产业省（Minister of Economy，Trade and Industry，简称METI）合作开发的新一代全球高程数据，可在国际科学数据服务平台下载镜像文件。
2.利用GLOBALMAPPER处理制作等高线地形图，把所下载的镜像数据导入GLOBALMAPPER软件中。
3.分析镜像，设置合适的等高距、边界。在等高线设置选项卡中，选择好自个想提取的等高线海拔范围，点击-确定-生成等高线。
4.导入谷歌地图校核等高线，设置自个想要的坐标系，校正输入坐标转换参数。
5.设置导出范围，导出数据文件。
6.再转换该数字化文件，可以导入到不同的绘图软件中，下面转换过来的数据格式文件。
7.可以直接导入到GEOMAP地图软件中，导入高程数据，至此数字化等高线数据图就形成了。
8.再导入地标：县界、乡界、水系、道路、村庄、井位、图框就是完整一幅数字化等高线地形图了，这样输出的等高线数据就完全数字化了。
三.数字化等高线在靖边油田中的应用
1.利用数字等高线地形图寻找区域构造高点位置
在靖边实际油藏构造中，构造高点常常是圈闭中油气运移的方向，为了对布井提供可靠的依据，利用地质构造图和已钻探井、录井、测井等资料确定构造高点（油气富集区）所在的位置，是油藏构造中的首要任务。在靖边油田中油藏呈蜂蜗状分布，这样的油藏说明地下的地质构造相当复杂，经多年的勘探开发所集累的经验表明，靖边油田是以许多单斜断块组成的小圈闭背斜型（断鼻型）等油气藏为主。
2.构造纵向的分析
地质构造是在漫长的地质历史中逐渐累积形成的，随着时间的推移，构造变动方式也在不停地变化转换，虽然构造变化频繁，但是由于空间上具有统一性以及时间上的连续性，因而不同地质时代的构造在前后次序上必然存在一定的联系，这就是构造的复合叠加。继承性构造对油气的生成聚集更为有利，大型继承性地堑往往是油源岩系有利的发育场所，而长期继承性突起往往是凹陷群围限，是长期的油气运移指向，有利于形成一定规模的油气藏。
3.三维立体构造模型建立
油藏描述在构造的定量化描述上体现，结合构造各地质资料数据，可建立三维立体构造模型。
统一建立的三维坐标系；建立断层、不整合面深度数据；构造顶部深度数据；含油砂体顶界底界深度数据。
各类资料在统一的坐标系下，通过精确数字化等高线获取各项要素的海拔深度资料，一个较为完整的构造三维立体构造模型在计算机上形成。
四、结语
随着科学技术的不断发展，高科技技术的不断创新，数字化地图测绘技术不断成熟、应用起来日益广泛、方法逐步简捷，在油田的勘探开发中起到了不可替代的作用。数字化地图测绘技术不仅降低了勘探开发人员劳动强度，而且提高了生产效率，提高了布井的精确度，为油田勘探开发提供了保障。
参考文献
[1] 高正国.南方CASS软件绘制数字化地形图等高线的应用和技巧[J].信息科技，2010（11）.
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关键词：油田 集输信息 自动化
油田集输信息自动化的建设，一方面可以提升相关部门的自动化管理水平，一方面可以提高工作的精确率，降低工作人员工作强度，还可以保证设备安全运行，减少安全故障的发生。因此，作用重大，不容小视。下面结合笔者工作经验，主要围绕着油田集输信息自动化的建设的问题谈谈个人的几点看法。
一、油田集输信息自动化建设的优势分析
当前来看，油田集输系统的生产管理数据还不够全部做到信息的自动化传输。还有些许单位依靠报表进行，无法实现直接第一手、第一时间得到参数数据。这样势必造成工作人员工作量加大，同时造成人为因素过多，失误良多，从而对于整个集输系统的综合管理水平，效率的提升都有许多限制和影响。而如果将整个集输系统的参数检测、优化调控都集中于一个全功能、全系统、全智能化信息平台中，实现各站到大队，大队到采油厂的无纸化办公；实时在线检测现场各站生产情况，参数综合对比，对整个油田来讲，特别是油田的集输部门的管理提供了强有力的技术保障。
油田集输信息自动化的建设优势明显，此举旨在实现油田集输系统所有集输站设备的综合调控优化、参数与监测，达到参数的现场数据采集、自动高效优化运行、节能降耗、远程自动监控之目的。集参数监测、参数优化、参数自动调节、机泵自动匹配、自动切换、报警、记录、报表生成、打印、运行保护及运行设置（高级维护管理）于一体，从而准确、快速、高效、方便的实现集输站的自动化运行管理。创建油田集输系统数字化信息平台，实现远程数据共享及运行参数综合调控优化。
油田集输信息自动化的建设必然为油田集输系统的管理具有划时代的意义，必然会对该项工作有一个质的飞跃，油田集输信息自动化的建设就是二十一世纪油田网络管理、油田现代化管理的缩影，油田集输信息自动化的建设将标志着油田集输系统管理已步入高科技时代，必然会为整个油田的数字化、现代化、网络化、高科技化的管理带来巨大的影响。
二、油田集输信息自动化平台的建设探讨
油田集输信息自动化平台要通过联合站现场数据采集监控网、前置数据采集网、系统优化工作站、数字平台网的三级网络系统。创建胜利油田河口采油厂集输大队飞雁滩联合站集输系统综合调控节能优化数字化信息平台，实现远程数据共享及运行参数综合调控优化调控。
1.油田集输信息自动化平台数据网的建设。
油田集输信息自动化平台数据网包括五个工作站与一个可扩展服务器，主要有：服务器、泵效优化工作站、加热炉优化工作站、参数远程监测工作站、运行参数调控工作站、大队长工作站，它们处理来自前置数据采集机的各个联合站及综合调控系统的数据分类采集，便于数据的处理和优化；采集的数据及时准确的传输到服务器，在由服务器完成相应数据和各工作站的互连，并通过服务器链接到管理局局域网的链接，实现数据共享，提高现代化管理水平。
2.油田集输信息自动化平台前置数据采集网的建设。
油田集输信息自动化平台前置数据采集网主要负责收集来自于各个集输站的所有监控参数的数据及将信息平台的命令传送至各联合站，采集方式为无线扩频通讯数据采集方式。经过前置机对各联合站和其它参数系统的自动收集、判断、优化、处理数据中的伪码、误码、乱码等可能出现的传输错误等问题，自动打成数据传输包，传至信息平台服务器，由服务器传输到各个工作站进行单项数据处理及运行管理。扩频通讯是近几年新兴的一种通讯方式，它利用高频段进行数据传输，具有可靠性及抗干扰性高等优点。
3.油田集输信息自动化平台现场数据采集网的建设。
油田集输信息自动化平台现场数据采集网也就是各个集输站现场测控网的建设，其目的质在让负责联络各测控单元与相应测控点的数据传输；对每个调控对象进行优化运行控制，各调控单元独立运行，但运行模式受信息平台的指挥与设置，从而提高了整体系统可靠性；各站中控室主站通过现场四八五总线对各测控单元进行高级管理和运行监测，并由此采集到全站所有运行数据，监测整体系统运行，同时，通过主控机可实现报表、管理、历史数据查询等高层管理。
三、油田集输信息自动化监控系统的建设探讨
1.油田集输信息自动化监控系统介绍
油田集输信息自动化监控系统采用上、下位机方式，在现场采用多级CPU进行控制处理，各I/O模块对输入输出信号能提供四千伏的隔离，系统的实时性、可靠性、灵活性优于其他系统。系统的上位机主要由工控机、控制软件组成；下位机主要由控制器、智能板、I/O模块组成。上位机与控制器通过每秒百兆以太网进行通信，控制器与智能板通过RS485进行串行通信，I/O模块直接插在智能板上。控制软件从上位机通过以太网下载至控制器。该控制系统的特点如下：一是可靠性高、二是可维护性高、三是智能化、四是实用性强。
2.油田集输信息自动化监控系统构成
油田集输信息自动化监控系统有一套计算机控制系统，分为两级控制，上位机控制设在主控室，负责全站工艺流程数据管理，根据不同工艺流程，将控制岗位划分为分离器岗、计量岗和外输岗，每个岗位均设现场控制机一套，负责工艺流程显示、数据采集与控制。
现场控制单。现场控制单元分布于联合站的各个岗位，负责现场数据采集和控制策略的实现，是智能联合站的核心部件。其采集数据主要包括：每台分离器的液位、入口压力和温度、出口汇管压力和温度、脱水泵房和外输泵房的进出口压力、温度、流量泵的电流和电压、每台流量计的来油温度和压力。
3.油田集输信息自动化监控系统上位机监控站
上位机监控站可以通过组态构成各种功能画面，借助于这些画面可以完成对生产过程的监视及控制。它主要显示参数总貌、工段、细目、趋势、流程图画面、设备启停状态及PID调节功能、系统显示画面示意及各种报表功能，系统数据覆盖了全部生产装置和生产环节，便于形成完整的实时生产管理系。联合站的数据通过网络，实时进入信息中心的数据库中，通过分析软件，可及时形成各类分析图表。使用标准的网页浏览器可以对系统信息进行监测，生产运行情况、设备情况、计量数据、油气产量等数据一目了然。
四、结束语
综上，油田集输信息自动化的建设，优势明显，既能提升相关部门的自动化管理水平，又能提高工作的精确率，降低工作人员工作强度，还可以保证设备安全运行。因此，作用重大，不容小视。本文结合笔者工作经验，主要谈了油田集输信息自动化的建设的优势，如何组建油田集输信息自动化网络和监控网络等相关问题，希望浅显的论述能为这一问题的发展起到推波助澜作用。
参考文献
[1]邓莎萍；油田集输站监控系统开发与应用[D]；西安建筑科技大学；2007年.
[2]巩超；CGSE-ES冗余分布式控制系统的分析与设计[D]；上海交通大学；2008年.
