中石油油气田地面工程数字建设规定
油田地面工程数字化建设方案优化探索
油田地面工程数字化建设方案优化探索摘要：油田的生产环节是石油企业管理中的重中之重，由于油田的基础设施地理分布性较广，各区域地理环境和地质条件差异性较大。
因此，生产指挥与决策在已知生产动态信息的基础上，与具体的远程实地三维地理信息相联系，将大幅提高油田企业生产管理的科技化程度，达到事半功倍的效果。
油田在生产开发过程中，安全性保障是首要任务，对于各种灾害的预案制定与快速反应是减少灾损失的关键。
关键词：地面工程数字化；建设方案；优化引言近年来，油田开发逐步加大数字化建设力度，按照试点先行、规模推广、持续优化、深化应用的建设路线推进数字化建设。
但是，由于部分油田开发年限较长，开发方式及采出液处理工艺复杂，井、间、站场建设周期跨度大且数量多，面临的生产成本压力大，数字化应用程度仍处于较低水平。
为了紧跟互联网大数据时代的前进步伐，早日建成数字油田、智能油田、智慧油田，急需加快油田数字化建设步伐，推进建设进程。
通过优化数字化建设方案，固化数字化建设模式，为大规模推广数字化建设积累经验。
1油田地面建设难点剖析油田地面建设经过多年探索与经验总结，目前已形成自身建设特点。
国内页岩气田生产早期的压力和产量较高，短时间内压力和产量会很快衰减至较低程度，这使页岩气地面初期建设的设计规模难以同时与其早、中、后期等3个生产阶段的实际产能相匹配。
地面工程总体布局和规模难以合理设计与确定，生产早期投入的高等级大规模地面设备在短期内即会面临功能过剩，容易导致设备投资成本较高和运行效果不理想。
因此，地面集输系统必须具备高度的灵活性和可扩展性，以保证地面设备可以重复利用。
同时，页岩气的非常规特性使得滚动开发时的新井、加密井等接入管网后的产能波动大，地面集输规模和站场布置需要进行不断地调整，以适应产能动态变化的要求，并且页岩气田井站布置选址、集输规模和集输半径等不确定因素的综合性影响，导致站场布局和管网形式的确定难度较大。
因此，需要针对页岩气田地面工程建设进行深度剖析，划分地面建设界面，采取新的地面建设模式解决地面建设难点及矛盾，以实现地面钻井、压裂测试、地面设施建设等各个作业环节的衔接，便于地面工程统筹规划、统一组织管理、地下地面统一，使得页岩气田安全、高效和经济开采运行。
中石油油气田地面工程数字建设规定
中国石油天然气股份有限公司油气田地面工程数字化建设规定（试行）2011-12-08发布2011-12-08实施中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司发布前言为贯彻党的十七大提出的关于“大力推进信息化与工业化深度融合，走中国特色新型工业化道路，促进经济发展方式转变和工业转型升级”精神，“十一五”期间，各油气田结合生产实际，进行了不同程度的油气田数字化建设与应用的探索实践，取得了一定成效，积累了宝贵经验。
“十二五”是中国石油天然气集团公司（简称“中国石油”）建设综合性国际能源公司的重要五年,随着物联网技术的发展和其它技术的逐渐成熟，全面启动油气田数字化建设，实施数字化管理，是中国石油上游业务提高生产效率、加强安全环保、促进节能减排、改善工作条件、优化生产组织方式、控制生产用工的有效途径，是加快发展方式转变，提高油气田开发管理水平和综合效益的必然选择，在实现中国石油战略目标的过程中将发挥重要作用。
油气田地面工程数字化建设是油气田数字化建设的重要组成部分。
本规定在总结各油气田地面工程标准化设计、数字化建设和管理的基础上，结合中国石油信息化建设总体规划，兼顾各油气田地域、建设模式、工艺技术、管理方式等差异，为规范各油气田地面工程数字化建设的范围、内容和标准，指导各油气田地面工程数字化建设，控制建设投资和运行成本,提高油气田地面建设和管理水平而编制。
本规定共分9章，1个附录。
第1章范围；第2章规范性引用文件；第3章术语和定义；第4章总则；第5章油气田生产运行数据采集；第6章自控系统；第7章电力系统；第8章通信系统；第9章安防系统；附录A。
本规定由中国石油勘探与生产分公司提出和归口。
编制单位：西安长庆科技工程有限责任公司、大庆油田工程有限公司、中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司。
主要起草人：汤林何毅李东升徐晶何文波李峰黄永忠刘祎班兴安丁建宇夏政赵雪峰汤晓勇张德发林罡相大为任晓峰刘成文蒋亚锋商永滨张超赵玉君胡国庆景志远李红岩何玉辉庄清泉宋成文王愔王胜利王延辉吴廷友宋星润杜树斌钟小木姚春唐胜安林成玲刘波刘兵李鹰连伟李浩傅贺平本规定于2011年12月首次发布。
油田地面工程数字化建设方案优化探索
油田地面工程数字化建设方案优化探索发布时间：2021-05-07T15:29:48.747Z 来源：《工程管理前沿》2021年1月第3期作者：张岩[导读] 随着中国科学技术的不断发展，中国各行业的信息化水平逐步提高。
张岩中石化胜利地质录井公司 257200 山东东营摘要：随着中国科学技术的不断发展，中国各行业的信息化水平逐步提高。
目前，工业与信息产业的融合逐渐为现代企业的产业化开辟了必由之路。
同时，为了实现突破性发展，我国石油企业开始走数字化建设之路，我国中小企业创新能力逐步提高，油田数字化建设开始取得丰硕成果。
目前，数字化建设不仅可以帮助企业实现更高更快的发展，帮助人们实现经济增长，提高生活水平，促进社会整体发展，增强中国的综合国力，而且可以不断增强中国在国际社会中的地位，增强中国的知名度。
因此，有必要进一步开展油田数字化建设。
我国油田数字化建设还存在一些严重问题，必须在发展过程中加以解决。
关键词：油田；地面工程；数字化建设引言数字油田建设是当今石油企业建设和发展的一个重要趋势，可以提高石油开采、生产和加工各个方面的总体效率，但也可能与随后的运输、销售等工作密切相关。
并建立一个能够有效减少资源浪费的综合服务机制。
鉴于油田数字化的难度和复杂性以及需要克服的困难，有关工作人员应根据当前情况采取适当行动。
下文对油田数字化建设中存在的问题和对策进行了一系列讨论。
1数字油田建设的优势(1)能够实现区域间协作，密切连接所有生产和经营环节。
数字油田打破了地理界限，客观地向管理层展示了油田的总体复杂性，使管理层能够及时了解情况，客观地分析问题并作出正确的决定，在勘探、建筑和施工的所有阶段合理地提前规划工程，减少风险，并d(2)快速访问公司外部环境信息。
数字地球技术还使人们能够获取非油田的基本信息，如地籍、气象学、水文学、自然地震、植被和其他矿物等有助于管理、建造、环境保护和开发的空间系统信息数字油田可以迅速收集占地质数据库资源80%的深层信息，包括地质、石油试验、地球物理、地球化学、钻探工程和生产绘图，并以条形图和剖面图的形式显示。
数字化建设施工技术标准及规范5.12
数字化建设施工技术标准及规范2011-3-15 发布实施2011-3-15发布中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司第三采油厂．本技术标准及规范适合于2011年老油田改造及产建新区数字化建设，数字化防雷接地建设规范适合于2010年老油田改造。
要求各施工单位严格按照标准执行，标准及规范不达标将不予验收。
本规范根据长庆勘查设计研究院2010年9月《油田数字化建设防雷设计方案》及《长庆油田数字化管理项目建设工程验收规定》的内容进行编制。
参考规范:一、建筑物防雷设计规范 GB50057-94 （ 2000 版）二、雷电电磁脉冲的防护 IECI312三、视频安防监控系统工程设计规范 GB50395-2007四、综合布线系统工程设计规范 GB50311-2007五、石油与石油设施雷电安全规范 GB15599-95目录一、土石方工程规范 (3)二、立杆规范 (3)三、井口RTU数据采集箱安装规范 (4)四、数字化防雷接地建设规范 (4)一、土石方工程规范 1.2m。
1、井场开沟深度不小于，或可采用镀锌钢管穿管布线，该镀锌钢管必、站点泵房开沟深度不小于1.0m2 须接地。
2m。
3、立杆基础坑深度不小于 4、基础坑回填的质量要求应符合下列规定：（1）土坑每回填300mm夯实一次，夯实系数不低于0.93，且不得掺入杂草及雪）积水坑应先排除积水，回填干土，并分层夯实）对不宜夯实的基坑（泥浆池）应采取硬化（抛石处理）基础表面应平整二、立杆规、立杆距最近井口不大20，超出部分不予结算（如所示2、立杆位置避免逆光，如与井场配 1 图电箱距离过远，立杆位置优先选择距井场配电箱较近的位置立杆，如未按此标准执行，超出的工作量不予结算。
立杆应标准水泥杆；10m3、现场立杆采用 2 图做灌筑基础，基础深度应不小于2m。
4、立杆要求牢固、与地面垂直。
横架。
1.5m距水泥杆顶部5、1.0m处安装长（如图2所示）横架上安装水泥杆顶端安装无线网桥。
油气田地面工程自控系统数字化建设规定
油气田地面工程自控系统数字化建设规定1.1 一般规定1.1.1 自控系统应满足生产运行操作和安全管理的需要，其控制水平应符合下列要求：1.1.1.1 井场、阀室、小型站场及规模较小、功能简单的中型站场应达到无人定岗值守、定期巡检，在所属站场监控中心集中远程监控；1.1.1.2 规模较大、功能复杂的中型站场和大型站场应达到在控制室少人集中监控。
1.1.2 站场监控系统的选型应根据自然条件、站场规模、工艺流程的复杂程度、监控点数量、安全及管理要求等因素综合考虑，油气田典型站场监控系统宜参照表6-1选型。
表6-1油气田典型站场监控系统选型推荐表1.1.3 站场紧急停车（ESD）系统的设置应根据危险与可操作性分析（HAZOP）及安全完整性等级（SIL）确定，并符合GB/T 21109和GB/T 20438的有关规定。
1.1.4 大型站场宜设置相对独立的紧急停车（ESD）系统和火气系统（F&GS），F&GS宜与视频监控系统联动。
1.1.5 站场监控系统与站内第三方智能设备或自带控制系统橇装设备的通信宜采用RS485接口、Modbus RTU协议；与远程终端装置（RTU）及区域生产管理中心的通信应采用RJ45接口、TCP/IP协议。
1.1.6 测量控制仪表的选型应根据相关标准规范的要求确定，并符合SY/T 0090有关规定要求。
1.1.7 现场仪表的防爆类型应根据GB 50058的规定，按照场所的爆炸危险类别和范围以及爆炸混合物的级别、组别确定，不应低于dIIBT4，还应满足安装位置的环境温度要求、机械防护要求。
1.1.8 控制系统应采用工业级设备，软件版本应是最新的、成熟的正式版本，并及时进行版本升级。
1.1.9 自控系统的供电、接地及防雷等应符合有关规范的要求。
1.2 远程终端装置1.2.1 井场、阀室及小型站场应设置RTU进行数据采集和监控，实现无人值守和远程监控。
1.2.2 丛式井场应设置一套RTU，单井井场与相邻井场距离较近时，RTU宜共用设计；RTU宜与通信、监控、供电设备共用安装杆。
中国石油天然气股份有限公司油气田地面工程项目管理规定
中国石油天然气股份有限公司油气田地面工程项目管理规定中国石油天然气股份有限公司油气田地面建设工程项目治理规定(2010年修订版)第一章总则第一条为规范油气田地面建设工程项目治理，提升中国石油天然气股份有限公司(以下简称股份公司)油气田地面建设工程项目的投资效益，实现工程建设项目工期、质量、投资和安全环保目标的有效操纵，习惯现代化企业治理需要，增强企业竞争能力，特制定本规定。
第二条本规定要紧包括项目的前期治理、组织治理、施工治理、投资治理、投产试运行治理、竣工验收治理、HSE治理等内容。
第三条油气田地面工程建设应严格执行建设程序，认真做好前期治理、工程实施、试运投产、竣工验收等各时期的治理工作。
第四条按照《中国石油天然气集团公司投资治理方法》（试行）（中油计[2010]10号）文件规定，依据项目性质和规模，划分为一类、二类、三类和四类项目。
第五条本规定适用于股份公司所属的油气田地面建设工程及其配套工程的新建、改建和扩建项目；股份公司授权治理的其它建设工程项目也适用本规定。
第二章项目前期治理第六条油气田地面建设工程项目按类别分为产能建设地面工程项目、老油气田改造工程项目、系统工程项目等。
项目前期工作按照《中国石油天然气集团公司投资治理方法》（试行）（中油计[2010]10号）实行分类与分级治理。
第七条油气田地面建设工程项目预可行性研究、可行性研究的分级治理：一类项目由所属油气田分(子)公司组织预审，上报勘探与生产分公司初审，集团公司规划打算部组织审查，审查通过后，报集团公司常务会审批。
预可行性研究报告通过审批后，如无重大变化，可行性研究报告可直截了当报集团公司领导审批。
二类项目由所属油气田分(子)公司组织预审，上报集团公司有关部门和勘探与生产分公司，由勘探与生产分公司初审，集团公司规划打算部或有关部门组织审查，审查通过后，报集团公司领导批准。
三类项目由所属油气田分(子)公司组织初审，勘探与生产分公司组织审批，审批文件报集团公司规划打算部备案。
油气田地面建设工程数字化管理创新与实践
油气田地面建设工程数字化管理创新与实践摘要：油气田地面工程是油气田安全高效开发的关键环节。
实施油气田数字化建设和管理是提高油田开发生产效率、加强安全管理、控制生产劳动力、节约生产材料、优化生产关系的有效途径，也是提高油气田开发管理水平和综合效益的必然选择。
数字化管理模式的建立，可以大大提高油田地面建设的数字化管理水平，改变传统的工程模式，更好地监督地面工程建设，帮助业主、监理和施工单位，加强信息共享，全方位及时监督和控制建设项目，所有过程和所有元素。
关键词：油气田；地面建设；数字化管理；创新前言随着建设项目规模的不断扩大，技术内容与项目管理的融合和国际化程度越来越高，知识管理的重要性日益凸显。
与此同时，地面工程项目的范围越来越广，工程项目中包含的信息量也在增加；项目的管理越来越专业；与此同时，国家对工程质量和安全的要求越来越严格；如果没有项目管理的一体化，就无法全面实现项目全过程的管理目标。
数字技术的发展正好为项目的全要素、全周期、全集成提供了技术基础，因此如何为地面工程项目搭建数字平台成为我们的研究重点。
1油气田地面建设工程管理现状（1）成本提升：随着人工成本的不断增加，油气田施工企业不仅要引入无人化、智能化管理，还要进行工程管理模式改革，提高人员利用率。
同时，还必须提高管理技术水平。
（2）设计成果利用效率低：项目管理单位和施工方未有效利用设计成果，设计成果利用率有待提高。
使用人工图纸和会议沟通模式肯定会削弱沟通的有效性，也很难实现不同专业和施工管理单位之间的实时沟通与合作。
（3）整理复杂的数据很困难：离线审批流程需要很长时间，在数据整理和准备的后期，工程操作基本上基于纸质文件。
存在数据整理时间过长、难以追踪等问题。
（4）日程管理不够详细：传统的日程提交和审批是离线流程，管理部门难以掌握审批进度。
项目进度数据主要采用纸质模式，难以归档和收集，从而增加了工作量。
油气田地面施工数字化管理要求。
（5）人员监管难度：施工现场作业人员相对复杂，对特殊作业岗位要求较高。
中石油油气田地面工程数字建设规定
中石油油气田地面工程数字建设规定前言为加强中石油油气田地面工程数字建设管理，提高工程施工效率、降低工程成本、保障工程施工安全和环境保护，遵循国家有关法律法规和技术标准规范，特制定本规定。
一、规定目的本规定旨在规范中石油油气田地面工程数字化建设，确立数字化建设目标，统一标准和规范，提高工程质量、效率和安全性，实现可持续发展。
二、规定适用范围本规定适用于中石油油气田地面工程的数字化建设，包括数字工场、数字化采集、数字化巡检、数字化调度、数字化监控等。
三、数字化建设目标1.提高数字建设水平，实现安全、高效、节能的生产模式。
2.提升数字技术的应用价值，提高工作效率。
3.提高信息化水平，推进中石油油气田地面工程的智能化。
四、数字化建设标准1.采用国家现有标准和国际先进标准。
2.在数字建设过程中，应加强标准化工作，确保各项指标稳步优化。
3.各油气田应根据矿山实际工作情况，制定油气田数字化建设标准。
五、数字化建设规范在数字化建设过程中，应遵循以下建设规范：1.采用模块化建设方式，模块之间可独立使用。
2.建设方案应考虑设备的升级和替换，保证系统的可维护性、可扩展性和可靠性。
3.应考虑设备的预警和故障排查机制，保证系统的高效、稳定运行。
4.在设备调试、系统集成、数据计量等方面应遵循国家相关标准和技术规范。
六、数字化工程管理数字化工程管理应遵循以下原则：1.差异化管理。
2.数据保护。
3.项目进度管理。
4.风险管理。
5.质量管理。
6.智能化运维管理。
七、数字化建设实施步骤数字化建设包括以下实施步骤：1.需求分析和方案设计。
2.设备选型和采购。
3.系统集成和调试。
4.功能运行和检验。
5.数据采集与应用。
6.运维保障。
八、数字化建设风险管理1.成本风险。
2.技术风险。
3.管理风险。
4.安全风险。
九、数字化建设保障措施1.建立健全数字化建设管理组织机构和责任制度。
2.开展数字化建设培训。
提供全面、系统、实用的数字化建设培训，提升工程技能和数字化水平。
油勘函225- 附件1：油气田地面建设工程项目开工报告管理规定
附件1中国石油天然气股份有限公司油气田地面建设工程项目开工报告管理规定（2010年修订版）第一条为加强中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）油气田地面建设工程项目管理，坚持基本建设程序，认真做好工程建设准备工作，严格开工报告审查，根据国家有关法规和中石油的有关规定、要求，结合油气田地面建设项目规模的实际状况，特制定本规定。
第二条下列项目必须具有股份公司勘探与生产分公司（以下简称勘探与生产分公司）批准的开工报告或经勘探与生产分公司授权委托油气田分（子）公司批准的开工报告后，方能开工建设。
（一）新增油田产能规模在20万吨/年以上（含20万吨）地面建设项目；新增气田产能规模在10亿方/年以上（含10亿方）地面建设项目。
（二）投资规模在5亿元以上的新、改、扩建油气田地面工程项目和油气集输、处理、油气管道、油气储运设施等系统配套项目。
（三）规模和投资小于以上规定，但发展潜力大，有望形成较大规模或对区域发展、技术发展有重要意义的工程项目。
（四）其它特殊情况、对股份公司具有重大意义、需要报勘探与生产分公司审批开工报告的地面建设项目。
第三条地面建设项目开工必须具备以下条件：（一）项目初步设计及概算已经批复；（二）工程的安全评价及环境影响评价已经完成；（三）项目投资计划已经下达；（四）已办理工程征（用）地、管道走向许可、供电、供水等相关协议，已办理消防建审手续；（五）建设单位与施工单位（或EPC总承包单位）、监理和检测等单位已签订工程施工（或EPC总承包）、监理、检测合同及HSE合同；（六）施工单位、监理单位已按程序成立项目经理部和项目监理部，人员具有相应的资质，专业人员配置满足项目需要；（七）已办理工程质量监督注册手续；（八）施工图已经发放到相关单位，并已完成图纸会审和技术交底；（九）已经制定、落实建设项目实施总体部署、施工组织设计、质量保证计划、监理规划及细则、质量监督计划书；工程施工、监理等参建单位进驻现场，施工机具运抵现场；（十）已全部落实健康、安全、环境作业计划书、指导书等各项开工措施；（十一）工程物资已经进场，并经报验合格，数量能够满足连续施工的要求；（十二）施工现场实现水、电、路、信畅通，场地平整，即达到“四通一平”的要求。
数字化建设工程监理细则QSY CQ 2009-40
Q/SY CQ 中国石油天然气股份有限公司企业标准Q/SY CQ 2009—40油田井场及增压点数字化工程建设监理标准2010—＊*—**发布 2010-04-01实施中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司发布Q/SY CQ 2009—40前言本标准依照长庆油田公司“大油田管理、大规模建设”管理理念,全油田实施数字化生产管理的指导思想编制。
为明确油田井场、增压点数字化工程建设的监理内容、工作程序,统一监理质量控制点、规范分部分项工程检查方法，特制定油田井场、数字化工程建设监理标准,以此为指导实施标准化监理.本标准按照《井场和增压点数字化模块建设要求》Q/SYCQ3356—2009，参照GB 50319-2000《建设工程监理规范》、SY4205-2007《石油天然气建设工程施工质量验收规范自动化仪表工程》、GB-50303—2002《建筑电气工程施工质量验收规范》、GB 50339-2003《智能建筑工程质量验收规范》等规范的有关规定，结合油田数字化标准化管理的技术现状，并参考其他相关监理资料编制完成.本标准由长庆油田公司工程技术专业标准化技术委员会提出并归口。
本标准由西安长庆工程建设监理有限公司负责解释。
本标准起草单位:西安长庆工程建设监理有限公司本标准参编单位：西安长庆科技工程有限责任公司本标准主要起草人：时常敬、李建武、李疆英、董胜利、刘会平、王浩本标准主审人：翟彦和、杨世海本标准于2010年首次发布.1目录前言 (1)1 范围 (3)2 工程建设内容 (3)3 规范性应用文件 (4)4 术语和定义 (5)5 基本规定 (6)6 监理工作流程 (6)7 监理工作内容 (10)8 质量控制的方法及措施 (13)附录A 油田“井场、增压点数字化模块工程”单位工程划分 (15)附录B 油田“丛式井场数字化模块工程”质量控制标准 (17)附录C 油田“增压点站内数字化模块工程”质量控制标准 (27)附录D 油田“数字化模块系统调试工程”质量控制标准 (36)附录E -—油田“井场、增压点数字化模块工程及系统联合调试”检验批质量验收记录表 (37)21 范围本标准规定了油田数字化模块中井场、增压点数字化工程建设的监理内容,统一制定了工程质量验收内容和验收标准，工程包括检验批、分项工程、分部（子分部）工程和单位（子单位）工程。
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中国石油天然气股份有限公司油气田地面工程数字化建设规定（试行）2011-12-08发布2011-12-08实施中国石油天然气股份有限公司勘探与生产分公司发布前言为贯彻党的十七大提出的关于“大力推进信息化与工业化深度融合，走中国特色新型工业化道路，促进经济发展方式转变和工业转型升级”精神，“十一五”期间，各油气田结合生产实际，进行了不同程度的油气田数字化建设与应用的探索实践，取得了一定成效，积累了宝贵经验。
“十二五”是中国石油天然气集团公司（简称“中国石油”）建设综合性国际能源公司的重要五年,随着物联网技术的发展和其它技术的逐渐成熟，全面启动油气田数字化建设，实施数字化管理，是中国石油上游业务提高生产效率、加强安全环保、促进节能减排、改善工作条件、优化生产组织方式、控制生产用工的有效途径，是加快发展方式转变，提高油气田开发管理水平和综合效益的必然选择，在实现中国石油战略目标的过程中将发挥重要作用。
油气田地面工程数字化建设是油气田数字化建设的重要组成部分。
本规定在总结各油气田地面工程标准化设计、数字化建设和管理的基础上，结合中国石油信息化建设总体规划，兼顾各油气田地域、建设模式、工艺技术、管理方式等差异，为规范各油气田地面工程数字化建设的范围、内容和标准，指导各油气田地面工程数字化建设，控制建设投资和运行成本,提高油气田地面建设和管理水平而编制。
本规定共分9章，1个附录。
第1章范围；第2章规范性引用文件；第3章术语和定义；第4章总则；第5章油气田生产运行数据采集；第6章自控系统；第7章电力系统；第8章通信系统；第9章安防系统；附录A。
本规定由中国石油勘探与生产分公司提出和归口。
编制单位：西安长庆科技工程有限责任公司、大庆油田工程有限公司、中国石油集团工程设计有限责任公司西南分公司。
主要起草人：汤林何毅李东升徐晶何文波李峰黄永忠刘祎班兴安丁建宇夏政赵雪峰汤晓勇张德发林罡相大为任晓峰刘成文蒋亚锋商永滨张超赵玉君胡国庆景志远李红岩何玉辉庄清泉宋成文王愔王胜利王延辉吴廷友宋星润杜树斌钟小木姚春唐胜安林成玲刘波刘兵李鹰连伟李浩傅贺平本规定于2011年12月首次发布。
目次11 范围1.0.1 本规定适用于中国石油陆上油气田（含煤层气田、页岩气田、地下储气库）和滩海油气田陆岸新建地面工程的数字化建设。
油气田地面工程改扩建项目数字化建设参照执行。
1.0.2 本规定适用于区域生产管理中心及其所辖井场、站（厂）、管道等数字化建设。
1.0.3 本规定涵盖油气集输、油气处理、油气储运、给排水、消防、注水、热工、暖通、电力、自控、通信、防腐等相关专业数字化建设内容。
1.0.4 油气田地面工程数字化建设除应符合本规定外，尚应符合行业国家、现行有关强制性标准的规定。
2 规范性引用文件与本规定有关的国家、行业在用有效标准为该规定编制的规范性引用文件。
GB 50350 油气集输设计规范GB 50183 石油天然气工程设计防火规范GB 50074 石油库设计规范GB 50391 油田注水工程设计规范GB 50428 油田采出水处理设计规范GB 50041 锅炉房设计规范GB 50493 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范GB 50116 火灾自动报警系统设计规范GB 50058 爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB 50229 火力发电厂与变电所设计防火规范GB/T 13729 远动终端设备GB/T 13850交流电量转换为模拟量或数字信号的电测量变送器GB/T 20438 电气/电子/可编程电子安全相关系统的功能安全GB 50115 工业电视系统工程设计规范GB 50200 有线电视系统工程技术规范GB 50311 综合布线系统工程设计规范GB 50348 安全防范工程技术规范GB 50394 入侵报警系统工程设计规范GB 50395 视频安防监控系统工程设计规范GB/T 50622 用户电话交换系统工程设计规范SY/T 0069 原油稳定设计规范SY/T 0077 天然气凝液回收设计防火规范SY/T 0049 油田地面工程建设规划设计规范SY/T 0090油气田及管道仪表控制系统设计规范SY/T 0091油气田及管道计算机控制系统设计规范SY 6503 石油天然气工程可燃气体检测报警系统安全技术规范SY/T 0311 滩海石油工程通信技术规范DL 451 循环式远动规约DL/T 860 变电站通信网络和系统DL/T 630 交流采样远动终端技术条件DL/T 5002 地区电网调度自动化设计技术规程DL/T 5103 35kV～110kV无人值班变电所设计规程DL/T 5430 无人值班变电站远方监控中心设计技术规程GA/T 75 安全防范工程程序与要求YD/T 1071 IP电话网关设备技术要求YD/T 1099 以太网交换机技术要求YD/T 1255 具有路由功能的以太网交换机技术要求YD/T 1385 基于软交换的综合接入设备技术要求YD/T 1434 软交换设备总体技术要求YD/T 1516 IP智能终端设备技术要求—IP电话终端YD/T 1627 以太网交换机设备安全技术要求YD/T 1629具有路由功能的以太网交换机设备安全技术要求YD/T 5024 SDH本地网光缆传输工程设计规范YD/T 5032 会议电视系统工程设计规范YD/T 5040 通信电源设备安装工程设计规范YD 5102 通信线路工程设计规范YD/T 5119 基于SDH的多业务传送节点(MSTP)本地网光缆传输工程设计规范(附条文说明) CECS:6294 工业企业扩音通信系统工程设计规范CECS:3691 工业企业调度电话和会议电话工程设计规范IEC 61131-3 Programmable controllers- Programming languagesQ/GDW393 110（66）kV~220kV智能变电站设计规范油气田地面工程标准化设计技术规定（试行）3 术语和定义3.0.1 油气田地面工程数字化建设以油气田开发生产管理的业务流程为主线，通过自动检测控制、通信网络、数据交换等技术手段，实现井场、站（厂）、管道等生产过程实时监控，为油气田数字化管理提供基础数据。
3.0.2 站场监控中心对本站及所辖井场、站（厂）、管道等生产运行过程进行集中监控的场所。
3.0.3 区域生产管理中心对油气田作业区所辖的井场、站（厂）、管道等生产单元进行生产监视和调度的管理中心。
可依托作业区综合公寓设置，也可单独建设。
3.0.4 油气田监控和数据采集系统（SCADA）由区域生产管理中心主计算机通过通信网络与所辖井场、站（厂）、管道的远程终端装置及站场监控系统连接起来，对油气生产过程进行数据采集、远程监控与管理的计算机控制系统。
3.0.5 基本过程控制系统（BPCS）对来自过程及其相关设备、其它可编程系统及操作员的输入信号进行响应，并产生输出信号维持过程及其相关设备按要求方式运行的系统，一般由DCS或PLC实现。
3.0.6 分散控制系统(DCS)控制功能分散、操作显示集中的生产过程控制计算机系统，一般用于大型站场。
3.0.7 可编程序控制器(PLC)采用可编程序存储器存储和执行逻辑运算、顺序控制、定时、计数和算术运算等操作指令，并通过数字或模拟输入、输出操作来控制各种机械或生产过程的一种电子系统，一般用于中型站场。
3.0.8 远程终端装置（RTU)将末端检测仪表、执行机构与远程主控制系统连接起来的，具有数据采集、控制和通信功能的装置，一般用于井场和小型站场。
3.0.9 紧急停车系统(ESD)由现场传感器、终端执行器件和逻辑控制单元组成，对生产过程出现异常情况进行关断或泄压的一种安全控制系统。
3.0.10 火灾及气体检测报警系统（F&GS）由现场探测器件、报警、控制终端设备及逻辑控制单元组成，用于监控火灾和可燃气、有毒气泄漏并具备报警和消防联动功能的安全控制系统。
简称火气系统。
3.0.11 电力站所指10（6）kV开关站、35~110kV变电所。
3.0.12 集控站指建设在电力站所与油气田电网调度中心之间，对所辖多个电力站所进行数据采集和集中监控，向油气田电网调度中心传输数据的管理中心。
3.0.13 油气田电网调度中心指对所辖电力站所及集控站进行集中监控和统一调度，向油气田公司级生产调度指挥中心传输数据的管理中心。
3.0.14 光纤通信系统以光纤作为传输媒介的一种通信方式，由光缆和光传输设备组成。
3.0.15 无线通信系统以电磁波为传输媒介的一种通信方式，由发送设备、接收设备、无线信道组成。
3.0.16 安防系统以保障安全为目的而建立起来的安全防范系统，一般包括视频监控、入侵报警、语音告警、可视对讲等系统。
3.0.17 视频监控系统在重要生产区域设置摄像机，通过传输媒介将采集的图像传输到控制主机，通过显示终端直观形象地进行安全生产管理。
系统由摄像机、传输媒介、控制主机、显示终端、存储设备等组成。
3.0.18 入侵报警系统利用传感器技术和电子信息技术探测并指示非法进入或试图非法进入设防区域的行为、处理报警信息、发出报警信息的电子系统。
3.0.19 语音告警系统一般与视频监控系统或入侵报警系统配合使用。
由扬声器、麦克风及功能软件组成。
3.0.20 大屏幕显示系统为实时、直观、交互性强的调度指挥显示终端，可从DLP背投拼接、LCD液晶拼接、PDP等离子拼接、LED显示屏、背投无缝幕墙等类型中选择。
4 总则4.0.1 油气田地面工程数字化建设是油气田生产物联网系统（A11）建设的重要组成部分，为中国石油采油与地面生产运行管理系统（A5）、生产指挥管理系统（A8）等信息化系统提供实时生产运行数据，应符合中国石油信息化建设的基本原则和要求。
4.0.2 油气田数字化建设的目标是实现生产运行数据自动采集、生产过程自动监控、生产场所智能防护、紧急状态自动保护，达到小型站场及规模较小、功能简单的中型站场无人定岗值守、大中型站场少人集中监控，油气田统一调度管理。
4.0.3 油气田地面工程数字化建设应按“站场监控中心—区域生产管理中心—采油（气）厂—油气田公司”管理架构建设。
本规定不适用于采油（气）厂、油气田公司的数字化建设。
4.0.4 油气田新区数字化建设应与新建产能项目同步实施；油气田老区数字化建设按照整体规划、突出重点、注重效益的原则分步实施。
4.0.5 油气田数字化建设应切合生产实际，优先选用国内成熟、先进和可靠的产品，积极研发和推广一体化集成装置。
4.0.6 油气田数字化建设形成的数据资源的数据格式、数据库标签及命名等应执行A11信息化系统的相关规定。
4.0.7 本规定以标准化设计为基础，执行油气田地面工程标准化设计的相关规定。