工程建设方案指导书.doc
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1、目 录说 明11 编制依据11.1 编制依据11.2 遵循的重要标准12 数字化管理建设现状说明12.1 地理位置及自然条件12.2 数字化管理建设现状13 建设规模23.1 总体规划23.2 分项规划24 数字化管理建设内容24.1 数字化管理建设24.2 数据采集34.3 实现功能54.4 重要技术指标及站控规定64.5 视频监控与入侵报警系统104.6 数据传输系统124.7 其他技术规定135 维修任务155.1 数字化管理生产维修任务155.2 维修组织和配置166 安全166.1 工程危险、有害因素分析166.2 危险、有害因素防范与治理措施167 组织机构和定员177.1 组织机
2、构177.2 定员177.3 培训178 项目实行进度安排188.1 实行阶段188.2 实行进度189 投资估算189.1 投资估算编制范围189.2 投资估算编制依据199.3 投资估算方法199.4 投资估算结果1910 附件1910.1 附件1910.2 附表1910.3 附图1911 参考界面及点表命名规则27说 明1 为加强油田数字化管理建设工作,规范数字化管理建设方案的编制内容,提供科学的项目决策依据,特制定长庆油田数字化管理项目建设工程方案编制指导书(暂行)(以下简称指导书)。2 指导书合用于长庆油田数字化管理建设项目。3 油田数字化管理建设方案由建设单位编制,油田公司数字化管
3、理项目经理部和相关管理部门进行审核。4 数字化管理建设方案的编制,必须坚持经济、实用、灵活、可靠的原则。5 数字化管理建设方案的编制,要参考产建工程方案或老油田调整改造方案的实行内容。6 批准的数字化管理建设方案,作为施工组织设计的依据,项目的规模、工程内容、建设标准等不得任意改变。数字化管理建设方案的投资估算相对准确,指导和控制设计概算不超过其10。1 编制依据1.1 编制依据1)根据油田公司“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”的指导方针,编制数字化管理建设方案。2)以产建工程方案或老油田调整改造方案的实行内容为编制依据。1.2 遵循的重要标准1)数字化管理井站数据字典V1.0
4、(暂行)。2)长庆油田数字化管理项目技术规格书(暂行)。3)长庆油田数字化管理项目施工规定(暂行)。列出其他所遵循国家、行业和公司的重要标准、规范的名称和编号,对安全、环保、职业卫生和节能专篇规定的有关标准、规范应单独列出。2 数字化管理建设现状说明2.1 地理位置及自然条件2.1.1 地理位置1)说明实行区、井站的地理位置、行政归属。说明实行区与河流、草原、森林、村庄等敏感区的方位和距离。2)说明实行区域范围,绘制区域位置图,标出区域内管网走向。2.1.2 自然条件 1)地形说明实行区、井站所在地区的海拔高度范围,地形构造及相对高差。2)地貌说明实行区、井站所在地区的山地、丘陵、盆地、平原、
5、沼泽、盐碱地、沙漠、戈壁等的分布情况。3)气象说明实行区、井站所在地区重要气候类型及季节特点。2.2 数字化管理建设现状2.2.1 道路说明实行区公路、铁路等运送的现状及发展规划,与实行区相关的运送条件状况。2.2.2 供电说明实行区所在地的供电现状,电网的电压等级和可供运用的负荷量。2.2.3 通信 说明实行区所在地的通信网现状,传输方式、光缆铺设状况等。2.2.4 先期数字化管理建设现状说明涉及说明工艺流程、组织机构、生产管理模式、一次仪表采集点、场站工程、视频系统和传输系统的建设情况。3 建设规模3.1 总体规划说明数字化管理建设总体规划,涉及油田数字化管理建设或改造工程总规模,建设投资
6、估算。3.2 分项规划说明数字化管理建设分项实行规划,涉及说明油田数字化管理建设或改造分项工程规模,分项建设投资估算。4 数字化管理建设内容4.1 数字化管理建设4.1.1 建设目的 数字化管理建设必须结合长庆油田特点,集成、整合现有的综合资源,创新技术和管理理念,建立全油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理系统,实现“同一平台、信息共享、多级监视、分散控制”,达成强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目的。4.1.2 建设思绪坚持“两高、一低、三优化、两提高”的建设思绪。“两高”指建成井站高水平的实时数据采集、电子巡井、危害预警、智能诊断油井机泵工况、生产指挥的智能专家系统。通过数字
7、化管理系统的应用,提高人力资源的优化效率、生产运营的管理效率、油气田开发的综合效率。“一低”指项目建设投资和运营成本角度综合考虑费用投入,坚持低成本发展思绪,通过标准化设计、市场化运作,在综合成本不上升的情况下实现数字化管理。“三优化”指在保证安全环保的前提下,对工艺流程、生产设施简化优化,减少建设投资、减少管理流程。不追求单台设备的高水平,以系统的最佳匹配为标准,对站场关键设备进行优化。精干作业区,取消井区,实行扁平化管理,按厂、作业区、站(增压点)三级管理模式。4.1.3 建设原则油田公司数字化管理建设把握的原则是:突出“三个结合、推动两个转变、抓好三个层次”。突出三个结合:与生产岗位相结
8、合、与劳动组织方式相结合、与基本生产单元的监控相结合。推动两个转变:一是思维方式的转变,搞好数字化关键是要解放思想、打破常规、转变思维定式;二是工作方式的转变,由传统的人工为主被动管护油井和“守株待兔”、“地毯式”搜索,转变为“精确制导”运用先进的技术手段为主的管护。抓好三个层次:一是油田前端的数据采集和监控,二是作业区、采油厂的动态分析,三是采油厂、油田公司的油藏、油田管理。4.2 数据采集说明各井场、站点采集点位置和个数。4.2.1 井场示功图(载荷、位移);抽油机电机变屡屡率;井场集油管线压力;稳流配水阀组间单井注水量、压力;水源井井口压力、流量。4.2.2 站点4.2.2.1 供水站储
9、水罐液位(静压液位计);供水压力、流量;一路视频。4.2.2.2 增压点收球筒压力;收球筒加热控制;外输加热炉油出口温度;缓冲罐连续液位;投产作业箱液位;输油泵进、出口压力;站内可燃气体浓度;输油泵变屡屡率;外输流量;一路视频。4.2.2.3 接转站上游站点来油压力;收球筒压力;收球筒加热控制;外输加热炉出口油温度;缓冲罐连续液位; 事故罐液位(静压液位计);输油泵进、出口压力;输油泵变屡屡率;站内可燃气体浓度;外输流量;一路视频。4.2.2.4 联合站上游站点来油温度、压力;收球筒压力;收球筒加热控制;三相分离器出水量;气液分离器压力;净化罐液位(静压液位计);消防水罐液位; 消防泵出口压力
10、;输油泵进、出口压力;输油泵外输流量;外输加热炉油出口温度;污油箱连续液位、自动控制排液;站内可燃气体浓度;外输泵变屡屡率;关键点视频(门口、室外油气装置区、罐区)。4.2.2.5 注水站(污水回注站)原水罐、清水罐、调节水罐液位(静压液位计);注水泵变屡屡率;喂水泵出口压力注水井压力、流量; 水解决装置自动反洗。4.2.3 关键路口一路视频。4.3 实现功能4.3.1 井场实现功能抽油井电机远程:抽油机电机单相电流电压检测,同时具有电机启停控制输出;自动投球:井场安装自动投球装置一套,实现自动投球功能;注水井远程调配:注水井集中测控模块(测试流量与管压),具有RS485/Modbus-RTU
11、协议,实现注水井远程调配;水源井远程启停:水源井采用RTU通信,实现远程启停功能。4.3.2 站点实现功能对现场的工艺变量进行数据采集和解决;实现连续输油;监控各种工艺设备的运营状态;站场可燃气体的监视和报警;显示动态工艺流程;实现对所管辖油水井的远程监控显示各种工艺参数和其它有关参数;显示报警一览表;数据存储及解决;显示实时趋势曲线和历史曲线;打印报警和事件报告;打印生产报表;数据通信管理;为调度控制中心提供有关数据;接受并执行调度控制中心下达的命令等。4.4 重要技术指标及站控规定具体技术指标规定按长庆油田数字化管理项目技术规格书(暂行)。4.4.1 井场重要技术指标4.4.1.1设备工作
12、环境 工作温度-30+60工作湿度595RH,适应各种恶劣环境。海拔:800-2023米黄土高原,多风沙油气生产区4.4.1.2传感器等级规定压力传感变送器:必须符合JJG882-2023标准规定温漂系数0.01%FS/零点漂移0.1FS/4h温度传感器:温度传感器温度范围0-150精度等级0.5级4.4.1.3示功图数据采集规定按10分钟的频率对管理的每一口井巡测一张示功图载荷与位移同步采集每张示功图采集的数据点数不得少于200点4.4.1.4传感器载荷传感器技术指标负荷范围:0150 KN过载负荷:200%FS输出信号:420mA供电电压:24VDC准 确 度:0.5%FS工作温度:-30
13、+60工作寿命:5 年振动影响:输出变化小于0.1%FS(10Hz1KHz的机械振动)抗电磁干扰:防护等级:IP66。防爆等级:隔爆使用范围内:所有机采井角位移传感器技术指标输出信号:420mA供电电压:24VDC输出速度3次/秒20次/秒可调测量范围:-60+60角度精 度:-30+30时 0.1 精 度:-60+60时 0.1)。4.4.1.7注水井流量、压力采集部分:注水阀组间稳流流量计量程5m3/h,准确度0.5%;压力传感器量程0-25MPa,准确度0.5;注水阀组配套有RS485/Modbus-RTU协议的模块。4.4.1.8水源井井口压力、流量采集部分压力传感器量程为0-4MPa
14、,准确度0.5%;流量计量程30m3/h,准确度0.5%;4.4.2 站控规定4.4.2.1站点工控软件界面规定流程画面由菜单栏、流程窗口、报警栏三部分组成。菜单栏:各流程画面的索引和重要操作流程窗口:重要显示区域报警栏:用于显示最新报警,绿色、黄色、红色增压点(接转站、联合站):流程图、选择点进入具体画面注水站:流程图、分水器压力流量、注水泵压力排量、电参数。井场:抽油机启停(只能由增压点控制)、电机状态,井组瞬时液量趋势、回压。单井:最新功图、任意两个时间段功图对比、单井日产液量趋势,三相电参数,抽油机运营时间。注水井:注水井流量、管压、日注水量、日配注量、累计注水量。管线:管线进出口压力
15、(即井场回压与站内收球筒压力),差压,井场回压、收球筒压力、差压趋势。报警:报警汇总画面、报警确认、报警因素记录、自动弹出相关报警画面。根据不同的点有不同的语音报警功能。系统报警:系统自我诊断及自我检测报警(后台解决)。报表:所有报表均以EXCEL表格形式生成,数据自动导入导出,具体规定以增压点生产为主。手工录入数据画面:录入数据自动存储入数据库,供计量分析软件使用。其它规定:启动抽油机语音提醒(在抽油机位置)、摄像头定位、录像、确认、启动。收球时将收球筒压力锁定,收球完毕后恢复正常生产状态。颜色规定:油中灰,气黄,水绿防死机规定:电子设备死机后断电自启动功能。4.4.2.2 场站工程软件规定
16、站控软件要具有易用性强、性能稳定可靠便于维护的特点。要有方便、灵活的开发环境,通过易于集成的图形开发系统, I/O点大于2023点。灵活的图库开发工具:通过提供自定义图库开发工具,用户可以方便地生成长庆油田特有的图库,可嵌入各种格式(BMP、GIF、JPG、JPEG、CAD等)的图片,方便画面制作。报警管理功能:支持报警、提供多种报警检查方式,支持传统的声光报警,语音文献报警,支持操作人员报警确认管理机制。数据解决功能:实时历史数据库可以将采集的实时数据进行解决、发布。可实现数据存储、归档、各种运算、线性化解决以及报警功能,根据需要生成各种曲线。加密管理功能:按权限进行组态图形修改需要。不同用
17、户给予不同的查看、操作权限。工控软件可以具体记录操作事件和系统事件日记。与不同硬件厂家设备通讯功能:提供开放的接口,可与不同厂家设备进行通讯,支持开发新的驱动程序。4.4.2.3 功图计量软件为了满足油气生产的连续性和平稳性,拟定站点运营相对独立的设计原则(在站点以上网络出现故障情况下,站点与井场的数字化管理系统能正常、连续运营,保证油田正常生产的维持)。软件在站点计量油井产量。油井计量所需的动静态数据从数字化管理平台数据库读取,示功图数据在就地读取。计量完毕后的结果及时存放到数字化管理平台的数据库。软件整体按照客户端/服务器+浏览器/服务器模式设计,各部分具体功能规定描述如下:1) 服务器重
18、要完毕动静态数据的存储、管理,示功图数据的存储,新增功能模块的应用,如抽油系统优化分析、系统效率评价,以及各级用户权限的管理等;2) 客户端完毕油井计量以及计量结果数据(重要涉及示功图、产液量、诊断结果)的上传。同时需要保存一定期段的动静态数据,以备网络故障时,客户端能继续正常运营,并将运营结果暂时存储,一旦网络连通,及时将数据上传服务器;3) 浏览器端重要(作业区、厂部)用于进行动静态数据更新、服务器端数据和计量系统的维护;4) 计量系统实时计量采集数据,具有较强的容错功能;5) 计量系统准确率90%以上,诊断准确率在80%以上。4.4.2.4 站控系统技术规定可以根据站控界面的规定,完毕与
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