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第一部分：系统概述
油田自动化信息系统建设主要包括油井远程监控、配电线路自动化系统、输油管线泄露监测、集输站库自动化监控等四个部分，其目的是利用现场监控系统，实现数据源头自动采集，借助油田现有网络资源自动加载到厂级实时数据库，为各级管理部门应用提供开放的数据平台，使生产和管理人员及时控制和掌握生产动态，从而实现整个生产过程的自动化；并可以对取得的实时数据进行统计、分析、优化，从而为保证生产设备正常运转、降低生产成本提供重要依据。下面我们就油井远程监控系统进行论述。
全国各地各采油厂已不同程度地进行了油井监控的试点工作，目前参与的厂商数量比较多，水平参差不齐，各个厂家都是在做试点工作，也有个别厂家开始规模推广。也暴露出很多的问题，主要表现在油井现场设备可靠性差，可维护性差，不能承受油井现场恶劣的工作环境（包括高温、低温、潮湿和沙尘）。数据开放性不够，往往是各个厂家互不兼容，软件数据不能共享，呈现一个个的自动化孤岛。
全国十几万口油井，已经采用油井监控的油井不会超过一万口，不足总数的10％。
目的：
油井远程监控系统主要是通过对井口参数的实时检测，采用轮询-应答的通信方式，将检测到的油井状态，通过无线方式传送给采油厂实时数据库服务器，并以C／S或B／S模式，使生产管理的各个部门能够及时掌握油井工作状态，缩短油井故障处理时间，提高开井时率，增加原油产量，提高工作效率。另外，油井井口的控制器具有电量计算功能，可以为6kV 电力线路配电自动化系统提供基础计算数据。
原则：
自动化工程必须按照“统一规划、统一标准、统一数据库”的原则建设，系统方案必须整体考虑网络通讯、系统安全等问题，保证实时数据库标准开放，使整个系统具有极高的可靠性与实用性。
系统设计遵循“实用性、开放性、可靠性、先进性、可扩展性、易维护性”的基本原则，以方便操作、可靠运行为实施根本；方案设计既立足于实际，便于实施，又着眼于未来，为发展留有余地。技术方案普遍采用近几年发展和改进的新技术、新设备、新系统，其所有硬件和软件均应经过生产现场考验，经验证具有先进性和可靠性。
整个油田自动化系统在局域网上根据地域特点在每个采油厂设一个实时数据传控中心（包括通讯处理机、实时数据库服务器、应用服务器），用于集中管理和存放各采油厂所辖区域内生产井、6KV 配电线路、联合站、输油管线的现场实时数据，做到实时数据库开放的原则。
整个系统构成如下：
方案说明：
井口控制器采集油井示功图、电量、回压、温度等参数，经CDMA/GPRS 网或者数传电台，以CDMA/GPRS 专线方式或者数传电台接口(RS232) 接入采油厂通讯机、实时数据库服务器，厂矿小队的计算机可以用浏览器或客户端方式对实时数据库进行访问。井口控制器改变以往只采电压、电流有效值地模式，而是实时采集计算电机电量参数，可为配电线路自动化系统提供所需的数据。
6kV 配电线路远方终端、采油厂通讯机、实时数据库、配电SCADA 应用服务器、工作站等，利用CDMA/GPRS 网，组成配电线路自动化系统，实现对配电线路运行状况的实时监控和管理。
集输站库自动化系统与输油管线泄漏检测系统均是相对独立的一个系统，经局域网将系统采集的生产数据上传采油厂实时数据库，实现网上数据共享。
通过B/S 模式，可以使管理者浏览和查询全厂实时数据，及时了解现场生产情况。也可以通过C/S 模式对生产数据进行统计、分析。
为了保证系统的时钟一致性，系统配备专用的GPS 时钟，用于同步全网的系统时钟，包括定时与各FTU、SU 远方对时。
系统中通讯机、实时数据库服务器、应用服务器等重要节点采用双机热备用配置，保持主机和备机之间数据的一致性，使主、备机可以在故障时可以随时切换运行。
数据中心采用双网冗余配置，且与油田局域网隔离，当主网出现故障，备网可随时切换为主网运行。
网络安全性设计，采用防火墙、数据加密、网络隔离、用户权限管理等技术和手段保证网络和信息的安全。用户权限管理工作包括系统用户资料库管理、用户注册、用户级别设置、用户权限设置等主要内容。
目前全油田网络范围内已建立起了病毒防治体系，因此本系统病毒防治依照油田统一规范执行。
根据油井分布的地域特点与无线通讯技术发展的水平，油井远程监控系统考虑用CDMA/GPRS 或者数传电台通讯模式，系统主要由传感器、井口控制器SU、CDMA/GPRS （数传电台）通讯模块DTU、采油厂通讯机、实时数据库服务器、WEB 服务器、监控浏览终端等组成。系统框图如上面总图所示。
油井工作状态传感器和变送器主要有温度传感变送器，压力传感器和变送器，电流互感器、抽油机载荷传感器和变送器、位移传感器和变送器、变压器一次侧电流互感器，它们将油井的工作状态变换成对应的电压或电流值送至井口控制器SU。然后经CDMA/GPRS 网或数传电台，接入采油厂通讯机，数据通讯机采用轮询方式收集井口控制器数据，数据经过分析经处理后，进采油厂实时数据库。厂矿小队的计算机可根据不同的权限，采用C/S 或B/S模式对实时数据库进行访问。
电泵井 SU 主要进行电压、电流、油井回压、井口温度等参数的测量。抽油机井SU 主要进行示功图、电压、电流、油井回压、井口温度等参数的测量，且保留油井遥控启停功能。
井口控制器具有电机有功功率、无功功率、功率因数、日用电量等参数的计算功能。
对电潜泵井停机、电压过压、欠压、电流过流、欠载、井口回压过高、过低等异常情况检测报警；对抽油机井停机、电压过压、欠压、电流过流、欠载、井口回压过高、过低、载荷过低等异常情况检测报警。线路来电瞬间，也作为异常情况报警。
采油队监控机按照管理权限仅能查询本队油井的工作状态、实时收据、及相关通信模块工作状态、配电线路工作状态。
抽油机井示功图、电流图（或功率图），除定时采集保存外，采油队可根据生产情况，手动选择油井井号，实时索要示功图、电流图（或功率图）。
当电潜泵井出现过载停机故障时，将停机前一分钟内三相电流（Ia、Ib、Ic）与线电压(如Uab)的数据上传数据库，为电泵故障诊断提供分析数据。
采油队监控机具有静态数据浏览和编辑等功能：包括抽油机型号、配置电机型号、油井井号、冲程、线路名称、量程上、下限、报警上、下限、油井井况等方面的数据，并能够添加新开油井、删除停产油井、修改作业井的基本数据。
系统具有示功图、电流图（或功率图）、电流、电压等参数的实时趋势、历史趋势监视功能，可方便地了解长时间的参数变化情况，方便快速分析。
系统可以考虑地理图形系统的接入，使图形能反映地理信息，可以非常直观形象反映整个油区的工作状况。
采油厂、矿与相关科室能够通过浏览器查询厂、矿、队油井的工作状态与实时数据，当天停井情况、开机时率统计，以及历史数据与历史记录。
抽油机井需上传数据主要有：载荷（最大与最小值）、回压、井口温度、电流(Ia、Ib、Ic) （最大与最小值）、电压(Ua、Ub、Uc)有效值、有功功率、无功功率、功率因数、上下冲程最大电流值、上下冲程功率、平衡率、日用电量、累计电量、冲次、系统状态、采集时间等数据。示功图、电流图（或功率图）需要一个冲次内载荷、电流（或功率）的所有采集量，每个图约需要200 个数据。因此，数据总量约为430 个数据，其中基本数据量为30 个数据。
电潜泵井需上传数据主要有：回压、井口温度、电流(Ia、Ib、Ic)、电压(Ua、Ub、Uc)、变有功功率、无功功率、功率因数、日用电量、累计电量、系统状态、采集时间等数据。数据总量约为20 个数据。
油井生产监测系统由安装在油井上的监测终端、安装在采油厂级的通讯和数据服务器、采油队等用户使用的监测界面、现场通讯系统和管理通讯系统五个部分组成。系统结构如下图所示：
油井监测系统软件由通讯软件、数据处理软件、命令处理软件、报警和事件处理软件、安全控制软件、图形界面软件和图形制作软件组成。
通讯软件主要负责通过设定的通讯规约和接口与现场设备进行通讯，获取现场设备所采集的数据或向现场设备发送数据和指令。
数据处理软件主要负责将通讯软件得到的原始数据按现场采集点的类型进行转换、判断是否需要产生报警及数据存储管理。
命令处理软件主要负责处理用户的下发命令、将命令转换为通讯服务器的控制指令，并协调多个用户同时下发命令时的关系。
报警和事件处理软件负责实现预定的报警效果、对报警和事件进行记录、存储。
安全控制软件负责管理系统用户的认证和授权信息，对系统用户进行身份认证和权限检查。
图形界面软件和图形制作软件用于生成和显示用户图形界面。
系统基本处理流程为：
油井的数据由油井终端负责采集，油井终端上装通讯模块，采集到的数据由通讯模块送至位于采油厂信息中心的通讯服务器。数据经处理后存入实时数据库。采油厂用户通过应用服务器获取系统服务，应用服务器访问实时数据库获取数据。
由用户发起的操作，如手工召测数据、更改配置等，由应用服务器进行处理，并通知通讯服务器执行相应的操作。
功能
系统主要有以下功能：
(1) 数据采集功能
数据定时采集：能够采集各种可以通过通道传递到主站的遥测、遥信、电度及其它类型的量测数据。系统定时召唤油井终端数据，召唤周期可按功图、电流图和其它量分别以分钟为单位设置，最小为1 分钟，最大为255 分钟；
按需数据采集：采油厂用户终端可在任何时刻请求召唤一口或多口井的数据；
通讯控制功能：启动/停止对油井终端的数据采集、切换终端使用的通道等；
通道质量监视及故障诊断，通讯流量计算；
GPS 对时：接入GPS 时钟信号，定时统一全系统时钟，并向各油井终端发送对时命令；
可支持多种通讯规约、多种通讯通道；
添加/删除油井终端，修改终端通讯参数，如地址、通讯规约、数据召唤周期等；
修改油井终端参数，如各种报警限值，抽油机冲程、冲次、各传感器量程等参数，并将必要的参数下发到油井终端；
(2) 数据处理功能
事项报警处理功能：系统对模拟量可分别设置报警上、下限，有效上、下限，当数据越限值时可生成报警记录。可定义报警的音响效果，活给出语音报警提示；
事件记录，系统记录所有用户操作、通讯事件和终端报警；
数据保存周期可按不同数据类型设置为逢变即存、10 分钟、30 分钟、60 分钟（保存周期应大于等于采集周期）；
权限管理。所有系统操作均有授权控制；
(3) 人机界面功能
界面循环显示：授权用户可选择油井，使基本信息界面可自动循环显示，显示时间可在5 秒-30 秒之间以秒为单位设置；
报警发生时，可自动推出报警画面，并伴有声音或语音报警；
结合地理位置图显示油井信息，如开/关井，基本运行数据等；
结合地理位置图显示与油井相关的电力线路运行信息，如是否停电等；
生成各采集参数的时间曲线；
显示示功图：功图迭加和并列对比；
计算功能：支持常用函数功能；
历史数据综合查询及生成报表；
遥控启/停井（预留功能）
(4) 系统维护功能
为油井终端维护人员提供手持终端，以便于现场维护，并可在局信息网出现故障时接收现场的报警信息；
(5) 报表功能
可自定义报表格式，生成EXCEL 报表。
应用服务器
应用服务器负责接收用户终端的请求，通过访问实时数据库向用户返回所需的数
据，在必要时向通讯服务器发出指令。油井应用服务器包含数据处理软件、命令处理
软件、报警和事件处理软件、安全控制软件、图形制作软件。油井应用服务器软件应
至少提供以下基本功能：
（1） 生成客户终端画面
画面应可以以采油厂地图做背景，按油井的近似地理位置显示油井的基本运行状
态，如是否开井、是否有报警等；鼠标移动到油井位置可弹出信息框，显示油井的基
本运行数据，如电流、电压、回压、温度等；鼠标点击该井转入详细的油井信息画面，
提供了显示示功图、查询历史记录、进行功图对比等功能选项。
以地图做背景的画面可以方便地进行放大、缩小、平移等操作，图形应在正常缩
放范围内保持不失真。
（2） 安全控制
① 系统应能对用户采用基于组的权限控制方式，对终端采用基于区域的控制方
式；
② 系统向用户提供以下权限：系统管理、终端管理、控制、浏览，能控制每个
用户对每个终端的访问权限；
③ 系统管理员负责注册（修改）新用户，并为用户分配权限；负责维护系统级
参数，包括：生产井缺省轮询周期、生产井缺省保持日期；
④ 一般授权用户可以添加（修改）其管辖范围内的终端的配置参数
（3） 通过查询配电实时数据库，获取配电线路的实时数据显示在地图背景上，使小
队用户可以及时掌握油井供电情况，当发生停井时能更好地分析停井原因；
（4） 数据处理
接收通讯服务器采集的数据，通过配置库中配置的变换参数和报警限值设定，
将原始数据转换为工程值，并与报警限值比较，如果需要产生报警，则交给报警和事
件处理软件。
（5） 历史数据存储
可对每个采集点配置历史存储周期，历史存储周期至少可设置为以下两种：逢变
即存、以分钟为单位设置存储周期。
（6） 报警控制
系统可为每种报警定义报警级别，对每个报警级别提供不同的报警效果，如颜色、
音响、闪烁等。
可为每个报警级别定义自动确认及时间或人工确认。
可支持多种报警音响效果，至少包括以下两种：以PC 机的蜂鸣器作为音响效果，
使用自定义的wav 文件
（7） 图形工具
提供绘制用户界面的图形工具。绘制好的图形界面可自动下发到用户终端。
（8） 双机备用系统维护
在系统正常运行时，可随时停止双机备用系统中的任何一台机器而不影响系统运
行；可手动切换主/从机
（9） 实时/历史数据库维护
提供维护实时/历史数据库的工具，主要是进行数据备份。一般使用数据库自带
工具即可。
通讯服务器
通讯服务器主要用于与现场设备通讯，处理在通讯过程中遇到的问题，以向系统
提供有效的数据。通讯服务器软件应具备以下基本功能：
（1） 增/删终端
系统可支持多种类型的终端。至少支持以下两种：抽油机井终端、电泵井终
端
（2） 配置终端通讯参数，包括通讯规约及属性；
系统可支持多种通讯规约。至少支持MODBUS、DNP3.0/UDP/IP 规约。
（3） 下发终端采集参数；
（4） 按照终端的配置执行与终端的通讯过程和规约处理
系统根据终端的通讯通道和厂家将终端分组，一个组中的终端应
是同一通讯方式同一厂家的产品，一个组最多可容纳20 个终端（与通讯的轮询周期有关）。在循检时间到来时，通讯服务器根据终端的分组情况，为每个组建立一个通讯线程，由每个现场负责该组中所有终端的通讯。一个组应使用相同厂家的接口模块。
（5） 对终端进行时间同步；
（6） 将接受到的模拟量进行标度变换，转换为工程值；
（7） 将处理过的数据存入实时数据库；
（8） 通道质量监视
对通道的速率、误码率等指标进行监测，并随时做出统计结果
（9） 双机热备用，保障系统可靠性；
（10）接受应用服务器发出的指令；
DTU 设备技术要求
a．基本功能
通过RS485 直接连接SU 油井数据采集单元实现数据流和指令通信。
预留RS232 口或RJ45 接口以备PDA 或手提电脑对DTU 进行配置。
带双向协议，实现双向数据传输。
具有CRC 纠错和重发机制能实现断点续传
短消息数据备用通道
自诊断与告警输出
抗干扰设计，适合电磁环境恶劣的应用需求
防潮设计，适合室外应用
b．电源和功耗
电压：5VDC 1A
通信中平均〈350mA(0%DTX，Pmax)
空闲时〈5mA
c．工作环境温度
－40℃～＋85℃
d. DTU 设备软件的要求
链路层采用PPP 协议，网络层采用IP 协议，传输层采用UDP 协议，对应用层数
据不做任何处理。
或者采用数传电台，不需要DTU
数据流量计算
表3－1 数据流量和运营费用计算
以上是依照每个采油厂1800 口油井、200 口电泵井、配电系统500 个测控点和500个电表为基础计算的，油井基本数据每两分钟轮巡一次，配电FTU 数据每一分钟轮巡一次，其中包头数据：每次数据上传时，符合TCP/IP 协议的包头数据量下行数据：软件轮巡时所传送的数据量
运营费用：按照每0.03 元／K 计算
数据格式：
图3－6 数据格式
DNP3.0
IP
UDP
PPP
5 个字20 字节8 字节4 字节DATA 3 字节
应用层
网络层
传输层
链路层
油井控制器功能：
检测光杆载荷、位移、电机的电压、电流、井口回压、井口温度等参数，且
具有抽油机启停的远程遥控功能。
能够计算电机功率、电量等指标。
具有远程设置或组态功能。
可以通过RS232 或RS485 接口与通讯设备连接，通讯方式采用轮询-应答模式。
提供RS232 现场维护接口。
依据井口供电情况，控制器分别适用110/380/660/1140 VAC±25%电压等级。
提供备用电源，能保证在断电情况下与监控中心通讯一次，将数据上发。推
荐采用电容做备用电源。
油井控制器特点：
使用工业级组件生产,可靠性高。
适用温度范围：-40～85℃,可在恶劣野外环境下工作。
控制器与检测元件的安装考虑防盗与防破坏的措施。
第二部分 设备说明
选用计算机硬件软件的原则为够用，一定时间内不落后。选用油井控制器的原则价格合理，可靠性高。
2.1.1. 硬件
根据实现情况配置个人计算机和服务器，包括监控工作站、通信服务器和数据库服务器。
监控工作站选用流行的个人计算机或者工控机。P4 2.0GHz ,512M RAM,80G 硬盘，20英寸显示器或者17英寸LCD显示器，键盘、鼠标和多媒体套件。配备打印机一台。
通信服务可以选择服务器或者工控机，对机器要求不是非常高，可以灵活配置。
数据库服务器选择小型工作组服务器即可。
2.1.2. 软件
软件主要包括：
IO通讯软件、实时数据库软件、报警和事件处理软件、安全控制软件、图形界面软件和图形开发软件和高层应用软件。
由于目前油田各家的规约都不完全一致，选用哪家的井口控制器就要选用哪家的软件，没有一个公开的标准。我们倡导采用开放的规约和开放的软件。规约我们采用标准的MODBUS规约，软件采用国内专业的组态软件，三维力控的PCAUTO 3.62。
软件包括支撑软件平台、用户界面和高层应用软件，
支撑软件平台包括IO通讯软件、实时数据库软件、报警和事件处理软件、安全控制软件、图形制作软件.
用户界面指在支撑平台上进行的IO通讯组态、人机界面组态、实时数据库组态、报警事件组态、历史数据组态、历史趋势组态。
高层应用软件包括：
历史数据分析、示功图显示、电流图显示、功率图、无功功率图、功率因数图，抽油机理论示功图、泵效分析等。
软件一般包括软件安装、软件组态调试和户化定制的要求。
软件安装、组态调试一般需要2周到4周的时间，客户化定制的工作要根据用户的要求和工作量来计算时间。
系统通信设备可以选择GPRS/CDMA的MODEM，或者是数传电台。
GPRS/CDMA MODEM 我们可以推荐经过实际应用我们认为比较可靠的产品 ,支持透明传输方式。用户也可以选择其他公司的GPRS 设备。
一般推荐厂商：北京计算中心的MD600 系列DTU,厦门桑容的DTU,北京嘉复欣的DTU，北京万维盈创科技发展有限公司的DTU。
数传电台我们可以推荐经过实际应用我们认为比较可靠的产品。
天线: 对于GPRS选择其专用天线，一般有GPRS设备厂家提供。
对于数传电台应选择全向天线，并作架高处理。
通信系统应注意防雷。
数传电台一般推荐厂商：日精电台、美国MDS电台、深圳固迪电台等
MDS-104SGT井口控制单元，具有如下功能：
1 功图数据采集和数据远传