独乌原油管道投产过程中的远程调控
成品油管道优化运行技术
成品油管道优化运行技术成品油管道优化运行技术是指利用先进的技术手段和管理方法，对成品油管道的运行进行优化，提高运输效率，降低能耗，确保管道安全稳定运行的技术。
成品油管道优化运行技术的核心是管道的自动化控制系统。
通过自动化控制系统，可以实现对管道运行的全程监测和控制，提高运行的可靠性和安全性。
自动化控制系统包括传感器、监测系统、控制系统等组成，可以对管道内的流量、温度、压力等参数进行实时监测，并根据监测结果进行智能化控制。
通过自动化控制系统，可以对管道进行远程操作和调整，减少人工干预，提高运输效率，降低事故发生的风险。
成品油管道优化运行技术还包括智能巡检技术。
传统的巡检方式主要依靠人工进行，工作量大、效率低、存在一定的人为疏忽和差错的风险。
而智能巡检技术采用无人机、机器人或遥感技术，可以对管道进行全面、及时、准确的巡检，及早发现管道的异常情况，从而避免事故的发生。
智能巡检技术还可以实现对管道的实时监测和信息收集，为运营管理提供数据支持，提高管理决策的科学性和精确性。
成品油管道优化运行技术还涉及到管道的节能技术。
管道运行过程中会产生一定的摩擦、阻力、泄漏等能量损失，导致能源的浪费。
通过优化设计、改进工艺等手段，可以减少这些能量损失，降低管道运行的能耗。
比如采用新型的管道材料和涂层，减小管道的阻力；合理设置泵站，降低管道的压力损失；加强对管道的维护和修理，减少泄漏等问题。
通过改善管道的能源利用率，可以提高运输效率，降低运营成本。
成品油管道优化运行技术还需要强化管道的安全管理。
安全是管道运行的首要目标，也是对管道运行进行优化的基础。
要做到管道的安全管理，需要建立完善的安全管理体系，包括制定安全操作规程、实施安全培训、进行安全评估和应急预案等。
要加强对管道的事故防范和风险控制，定期进行管道的检修和维护，确保管道设备的正常运行和安全可靠性。
成品油管道优化运行技术是通过自动化控制、智能巡检、节能改造和安全管理等手段，对管道运行进行优化，提高管道的运输效率和安全性。
基于云平台的油气管道SCADA系统调控业务接入方案探讨
基于云平台的油气管道SCADA系统调控业务接入方案探讨随着油气管道的建设和运营，如何有效地控制和管理管道系统成为了一个重要的问题。
传统的监控方法已经无法满足管道运营的需求，因此，基于云平台的油气管道SCADA系统调控业务接入方案成为了一种新的解决方法。
本文将探讨这个方案的可行性和优势。
首先，我们来了解一下什么是SCADA系统。
SCADA（Supervisory ControlAnd Data Acquisition）是一种用于控制和监视工业过程的系统。
它通过传感器和执行器，将实时数据传输到监控中心，从而实现对工业过程的实时监测和控制。
基于云平台的油气管道SCADA系统调控业务接入方案，正是将传统的SCADA系统与云计算技术相结合。
通过将SCADA系统部署到云端，可以实现对管道系统的远程监控和管理。
具体来说，这个方案包括以下几个方面：1. 数据采集与传输：在管道系统中设置各种传感器，用于采集油气管道的温度、压力、流量等实时数据。
这些数据将通过通信设备发送到云平台，并进行实时传输和存储。
云平台提供的强大计算能力和存储空间，可以方便地处理大量实时数据。
2. 实时监控与告警：云平台上的监控中心可以实时地接收和显示来自各个传感器的数据。
运营人员可以通过监控中心随时了解管道系统的运行状态，并及时处理异常情况。
同时，系统还能实现自动告警功能，当发生异常情况时，可以立即发送告警信息给相关责任人员。
3. 远程控制与调整：基于云平台的SCADA系统可以实现对管道系统的远程控制和调整。
运营人员可以通过远程控制设备，对系统进行远程开关、阀门调节等操作，以实现对管道流量和压力的精确控制。
4. 数据分析与决策支持：云平台上存储的大量实时数据可以进行深度分析和挖掘。
通过对数据的分析，可以了解管道系统的运行趋势和问题，并提供有针对性的决策支持。
例如，根据数据分析结果，可以优化运输路径，提高效率和安全性。
基于云平台的油气管道SCADA系统调控业务接入方案相比传统的SCADA系统，具有以下几个优势：1. 提高安全性：通过云平台，运营人员可以及时地获取管道系统的实时数据和告警信息，可以迅速发现和处理异常情况，提高管道系统的安全性。
数字化油气管道生产运行管理系统构建与实现
数字化油气管道生产运行管理系统构建与实现摘要：结合油气管道工程生产运行管理实际，围绕数字化油气管道生产运行管理系统的基本内涵，重点从数据采集子系统、数据传输子系统和生产运行管理子系统等三个方面就建立数字化油气管道生产运行管理系统进行了论述，旨在实现油气管道生产运行管理可视化、功能化、数字化，以满足油气管道生产运行、生产管理、生产监控、设备管理的需要，持续提高生产运行与管理水平，从而为提升生产运行效率与质量提供可靠的信息化技术保障。
关键词：生产运行管理；管理系统；油气管道如何提高生产运行管理水平，提升生产运行效率，事关油气集输企业能否保证稳定的经济效益和强大的市场竞争力。
推进油气管道生产运行管理方式的转变，持续提升生产运行质量，信息化是不可或缺的重要手段，也是确保油气管道生产安全高效运行的重要保证。
本文拟结合油气管道生产需要，就建立数字化油气管道生产运行管理系统作一探讨，旨在通过基于物联网技术的数字化建设，推进油气管道生产运行过程中的指挥协调、数据采集、远程监控技术支持可视化、功能化、数字化，为提高生产运行效率与质量提供可靠的信息化技术保障。
1数字化油气管道生产运行管理系统的基本内涵数字化油气管道生产运行管理系统是实体油气管道的虚拟表示，能够汇集该油气管道生产的自然和人文信息，人们可以对该虚拟体进行探查和互动。
从技术架构上来看，运用物联网技术构建数字化油气管道生产运行管理系统是一项涉及多学科的复杂的系统工程，需要信息通信技术、石油地质、石油工程、企业管理等有关专业，旨在更加广泛、及时、准确的进行生产运行与管理信息的采集；深化应用软件实施，更好的完成信息处理及应用，快速高效地解决各种生产运行与管理问题；建立更为便捷的信息开放和共享平台，更好的实现生产运行管理信息间的互联互通，为油气管道生产运行与管理提供便利、快捷的指挥通道。
2基于数字化的油气管道生产运行管理系统的建立与实现基于数字化手段的支撑，笔者拟结合油气管道生产运行与管理实际，建立并运用物联网技术构建形成数字化油气管道生产运行管理系统的实施方案。
油气生产远程监控体系的关键技术研究袁军王希武马苏张满虎
油气生产远程监控体系的关键技术研究袁军王希武马苏张满虎发布时间：2023-07-16T08:39:24.208Z 来源：《科技新时代》2023年9期作者：袁军王希武马苏张满虎[导读] 油气田生产信息远程采集、传输与处理是油气田生产管理的重要环节，通过对油气生产现状的分析，针对现有监控体系的不足，提出了三层监控体系结构，即采用流量计算机、RTU、无线传感网络为主，以手持移动PDA为补充的终端子系统，以GPRS(CDMA)+APN为安全传输通道的传输子系统，以虚拟数据中心为交换平台的中心监控子系统。
形成了4大关键新技术，并把形成的关键技术应用到油气田生产实际中，提高了油气生产的工作效率，降低了安全事故的发生，具有实际的应用前景和推广价值。
中国石油运输有限公司新疆塔里木运输分公司新疆阿克苏库车市 842000摘要：油气田生产信息远程采集、传输与处理是油气田生产管理的重要环节，通过对油气生产现状的分析，针对现有监控体系的不足，提出了三层监控体系结构，即采用流量计算机、RTU、无线传感网络为主，以手持移动PDA为补充的终端子系统，以GPRS(CDMA)+APN为安全传输通道的传输子系统，以虚拟数据中心为交换平台的中心监控子系统。
形成了4大关键新技术，并把形成的关键技术应用到油气田生产实际中，提高了油气生产的工作效率，降低了安全事故的发生，具有实际的应用前景和推广价值。
关键词：远程监控；交换中心；虚拟数据中心；虚拟专用网；元数据1概述随着中国经济的快速发展，石油天然气等能源产业在国家经济中的地位愈加显著。
实现高效安全生产，实行数字化远程管理，有效控制生产过程中的关键技术环节，实现大规模生产所要求的统一、协调、高效、远程调度指挥、监管和控制是目前众多大型企业所期盼的。
但是采油地常常分布在人烟稀少的偏僻地区，交通通信不便，分布地域广泛，现场人员较少，大部分地区处于无人或少人职守状态，工作效率低下，面临人为或自然因素破坏的危险，系统维护成本较高。
使用云平台技术实现高效油气管道SCADA系统调控业务应用接入
使用云平台技术实现高效油气管道SCADA系统调控业务应用接入随着油气产业的发展和进步，利用现代化技术实现对油气管道的高效调控变得越来越重要。
其中，云平台技术作为一种强大的工具，被广泛应用于油气管道的SCADA系统调控业务应用接入中。
本文将探讨如何使用云平台技术实现高效油气管道SCADA系统调控业务应用接入，并分析其优势和挑战。
首先，了解油气管道SCADA系统的特点是理解如何使用云平台技术实现高效调控业务应用接入的关键。
SCADA系统（Supervisory Control And Data Acquisition）是一种实时监测和控制油气管道运营的系统。
它包括传感器、远程终端单元（RTU）、PLC和主控制中心等组成部分。
SCADA系统的目标是实时采集数据，对数据进行处理和分析，从而实现对油气管道系统的监控、调度和控制。
使用云平台技术实现高效油气管道SCADA系统调控业务应用接入的第一步是将SCADA系统的数据上传到云平台。
传统的SCADA系统通常采用专用的硬件设备和专门的网络连接来收集和传输数据。
而使用云平台技术，则可以通过互联网将数据上传到云端，从而实现远程访问和管理。
这样一来，运维人员可以随时随地通过云平台访问和分析SCADA系统的数据，不再局限于传统的办公室环境。
这不仅提高了工作的灵活性和效率，同时也为油气管道的实时监控和调度提供了更加便捷的方式。
云平台技术还可以通过对SCADA系统数据的存储和分析，提供更加高效和智能的调控业务应用接入。
通过对历史数据的挖掘和分析，可以发现潜在的问题和优化的机会，提前进行预测和调整。
此外，云平台还可以与其他相关系统进行集成，例如人工智能算法和大数据分析平台，以实现更加精确和智能的管道调控。
比如，结合人工智能算法实现对油气管道的故障、泄漏等问题进行实时检测和报警，提高故障处理和应急响应的效率。
然而，使用云平台技术实现高效油气管道SCADA系统调控业务应用接入也面临一些挑战。
远程实时监控分线计量系统在原油处理站中的应用
算机技术、 机械制造 、 通讯技术 、 流体学原理等学科综
合集 成 ， 主要 由以下三 部分 构成 。 １１ Ｆ ． ＧＨ 系列原 油含 水 率 自动监测 仪
制器 及 电源冗 余配 置 ； 配置工 业计 算机 ， 能完 成所 有组
线 自动 检测计 量 ， 效地 解 决 了各 采 油 站来 油计 量 不 有
准确 的问题 … 。
Байду номын сангаас
１ 原油分线计量 系统 的原理及结构
远程 实 时监控 原 油 分 线 计 量 系统 运用 电子 学 、 计
的混合状态无关 ， 根据 ｒ 射线的基本特性 ， 射线直接与
介 质 中分 子 的原 子 发生 互 相 作 用 ， 以油 和 水 对 ｒ 所 射 线 的吸 收与 油水组 成 状 态无 关 ， 影 响仪 表 的 全程 测 不 量 ； 系统是 全量 程线性 化在 线连 续 自动测 量 ， 全量 该 在
Ｆ Ｈ系列原 油 含水 率 自动 监 测 仪 由 ｒ 线 源 、 Ｇ 射 探 头传感 器 、 变送 器 、 电子 学 线路 、 据 采集 接 口板 等 主 数 要部 件组 成 。该监 测仪 竖直 自下 而上 安装 在被 测 管线 上 ； 力 变送 器为 可选 配 件 ； 来 液 温 度 变 化较 大 （ 压 若 超
楚 一 ０ ２０
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３０ ０ ４ ０ ０
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图 ３ 分 线 计 量 液 量 与 大 罐 计 量 液 量 误 差 分 析
现 了原 油在集 输 过程 中液 量 、 量 、 量 、 油 水 含水 率 的在
ＳＺ Ｋ Ｎ系列旋 转容 积式 流 量计 是针 对 传 统 容 积式
温度智能控制系统在原油加热炉上的应用
日、控创X 法的橄宇仿真结果比较分析
(1 )
传统PID 控制系统过渡过程的数字仿真曲线如图所示:
( 2) 智能控制系统过渡过程的数字仿真曲线如图所示:r—Fra bibliotek-一 —
—
一
仿真曲线表明: 智能控制算法比传统PID 控制算法超调量小、速度 快、实时控制效果好; 智能控制算法较改进前的具有较小的超调量和较好 的实时控制效果; 智能控制算法具有可调参数范围大、自适应能力强等优 点，可用于控制过程时变、有大滞后的复杂对象，是一种价值较高的智能
R3 : IFe ( k ) 簇M 州D e (k ) Z 川3 TH PID控制模式. N E
流量检测转换电路。温度传感器、压力传感器和流量传感器分别经不同的 信号调理模块调理成伏级电压后经光电隔离送单片机的A 转换端口。温度 D / 传感器采用高精度石英音叉传感器，测量精度高达0. 0 . 1 输出驱动电路: 控制输出由单片机的P翎端口给出，经光电隔离和功 率放大后直接驱动加气电磁阀. 其它电磁阀和开关量执行机构由 单片机的 普通1 0 口 / 给出，同样需经过光电隔离和功率放大。 人机交互电路: 控制系统设有4个触摸式按键。显示采用32 x 24 点阵 0 0 的图形式液晶显示屏D FSO 1，显示控制器为SE 133 。该液晶屏显 M 0 8 D 0 示信息 量大，分辨率高，能同时显示文本和图形，提供了良 好的人机交互能力。 软件设计采用模块化设计，包括监控程序和多个功能模块。监控程序 的主要功能是及时响应来自 系统内 部的各种服务请求，有效地管理单片机 系统软硬件设备。主要功能模块有系统初始化，装置自检，流量、温度、 压力采样，数据处理计算、智能复合控制算法、 P翎控制输出、报警等模块
控制算法。 五、结论
油气管道SCADA系统调控业务应用接入方法综述
油气管道SCADA系统调控业务应用接入方法综述随着油气管道的广泛应用和SCADA（Supervisory Control And Data Acquisition，监控与数据采集）系统的不断发展，油气管道SCADA系统调控业务应用接入方法也成为油气行业的关键课题。
本文将综述油气管道SCADA系统调控业务应用接入的方法。
在油气管道SCADA系统调控业务应用接入的方法中，主要有以下几种方案：一、传统模拟调控应用接入传统模拟调控应用接入是最早使用的方法之一。
它通过模拟信号和模拟控制信号传输，将调控数据传送到SCADA系统中，并实现对油气管道的监控和控制。
这种方法具有成本低、操作简单的优点，但在数据传输方面存在精度低、抗干扰能力弱的问题。
二、数字调控应用接入数字调控应用接入是传统模拟调控方法的升级版，它主要通过传输数字信号和数字控制信号实现对油气管道的监控和控制。
数字调控应用接入方法在数据传输方面具有更高的精度和更强的抗干扰能力，能够实现对管道的更精确的监测和控制。
三、无线调控应用接入随着无线通信技术的发展，无线调控应用接入成为一种越来越受欢迎的方法。
它使用无线通信设备，实现对油气管道的远程监控和控制。
无线调控应用接入方法不受地域限制，能够实现对较远距离的管道进行监控和控制，提高了工作效率和安全性。
四、云平台调控应用接入近年来，云计算技术的广泛应用，为油气管道SCADA系统调控业务应用接入提供了新的解决方案。
通过将数据上传到云平台，并利用云计算技术实现对数据的存储、管理和分析，油气行业可以实现对大量数据的快速处理和决策支持。
云平台调控应用接入方法提高了系统的可靠性和安全性，并为油气行业的决策提供了更多的数据支持。
除了以上几种常见的油气管道SCADA系统调控业务应用接入方法，还有一些其他的创新方法正在被研究和应用。
例如，基于物联网技术的调控应用接入、基于人工智能技术的调控应用接入等。
总结起来，油气管道SCADA系统调控业务应用接入方法的选择应基于具体需求和场景。
克乌原油集输管道隐患的改线治理方案及实施措施
克乌原油集输管道隐患的改线治理方案及实施措施胡兆伟;杨志炜;张琼飞;马研;沙绍振【摘要】克乌D529、D377输油管道属于新疆油田公司管辖,穿过塔城地区沙湾县柳毛湾镇,管道占压情况严重.对本区域内的克乌输油管道进行改线,其中原线路D529长度为4.6 km,D377长度为4.5 km,改线段管道实长6.8 km.根据线路改线部分的管道性能、经济等指标,以根本解决隐患问题为出发点完善方案比选内容,优选出了合理的钢管规格型号及线路路由,且输油管线强度、刚度、输送能力等校核均满足要求.改线实施后,满足国家及地方对油气管道隐患排查治理的要求,符合有关标准、规范和规定,达到了预期目标.%KE-WU D529 and D377 pipelines are belong to Xinjiang Oilfield Company,and they go through Liumaowan Town in Shawan County of Tacheng Area, with pipeline tie-up seriously. To reroute the KE-WU oil transmission pipeline within this region, a new pipeline with a length of 6.8 km is planned to be built to replace the original D529 line with a length of 4.6 km and the original D377 line with a length of 4.5 km.According to the indicators such as pipe performance and economic interest of the rerouted part,the scheme is optimized on the premise that hidden dangers are complete-ly solved. An optimized route as well as pipeline specifications and type are put forward, making sure that the strength, stiffness and transportation capability of the pipeline all meet the requirements. After the implementation, the pipeline meets the national and regional requirements of treating hidden dan-gers,complies with the relevant standards and regulations and achieves the desired goal.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2017(036)005【总页数】5页(P36-40)【关键词】输油管道;改线方案;优选;实施;隐患治理【作者】胡兆伟;杨志炜;张琼飞;马研;沙绍振【作者单位】新疆油田油气储运分公司;新疆油田油气储运分公司;新疆油田油气储运分公司;中国石油西部管道分公司;新疆油田油气储运分公司【正文语种】中文新疆油田油气管道在建设初期，管道沿线无任何建筑物。
原油天然气管道管理办法
原油天然气管道管理办法第一章总则第一条为规范原油天然气管道的建设和管理，保障管道的安全和运行，促进能源的有效利用和低碳经济的发展，制定本管理办法。
第二条本办法适用于中华人民共和国境内的原油和天然气管道的建设、运营、维护和管理。
第三条本办法所称原油管道、天然气管道，是指专供原油和天然气输送的管道设施。
第四条国家对原油和天然气管道的建设实行政府主导、企业主体、市场运作、公平竞争的原则。
第二章管理体制第五条中央政府负责全国范围内的原油和天然气管道的总体规划、战略决策和监督管理工作。
第六条地方政府负责本地区的原油和天然气管道的规划、建设、运营和管理工作。
第七条原油和天然气管道的建设、运营和管理应当由具备相应资质的企事业单位承担，符合相关行业标准和技术要求。
第八条国家能源管理部门负责原油和天然气管道的行业管理工作，制定相关政策、标准和技术规范。
第九条原油和天然气管道的运营和管理应当遵循公平竞争、公开透明、依法经营的原则。
第三章建设规划第十条原油和天然气管道的建设应当符合国家能源安全政策和相关规划，经过全面论证和专家评审。
第十一条原油和天然气管道的建设应当优先选择经济运行、安全可靠、环境友好的技术和设备。
第十二条原油和天然气管道的建设应当依法取得土地使用权和相关许可证件。
第四章运营管理第十三条原油和天然气管道的运营管理应当符合国家和地方能源管理部门的监督指导。
第十四条原油和天然气管道的运营应当按照相关要求进行例行检查和维护，确保管道的安全运行。
第十五条原油和天然气管道的运营应当及时处理来自用户和相关单位的投诉和报修，并做好沟通和协调工作。
第十六条原油和天然气管道的安全保护措施应当健全，建立防范恶劣天气、地震等自然灾害的应急预案。
第五章安全监管第十七条原油和天然气管道的安全监管应当由专门的部门负责，建立健全安全监管机制。
第十八条原油和天然气管道的安全监管应当依法进行，采取有效措施防止事故的发生和扩大。
第十九条原油和天然气管道在遭受外力破坏、泄露、爆炸等安全事故时，应当立即停止运营，采取措施进行抢修和紧急处置。
浅谈管道工程征地外协工作
浅 谈 管 道 工 程征 地 外 协 工作
黄 征 （ 中国石油天然气管道局国内事业部， 河北 廊坊 ０ ６ ５ ０ ０ ０ ） 刘 萧 （ 中国石油天然气管道局第二工程公司， 江苏 徐州 ２ ２ １ ｏ ｏ ６ ＞
刘 月 （ 中国石油天然气管道局国内事业部， 河北 廊坊 ０ ６ ５ ０ ０ ０ ）
［ 摘 要 ］ 国 内 管道 工程 项 目建设 中， 征地 外 协 工 作 是 制 约 工 程 建 设 的 最 大 瓶 颈 。 结 合 独 乌 原 油 管 道 项 目经
验 ，探 讨 了 管道 工 程 征 地 外 协 工 作 的 几 个 要 点 ： 吃透 征 地 补 偿 政 策 ， 掌 握 工 作 主 动 权 ； 强 化 责 任 意 识 ， 敢 啃硬 骨 头 ；提 高 综 合 素质 ，把 握 原 则 清 正 廉 洁 ；严 谨 签 订 合 同 ，积 极 沟 通 协 调 ； 与 地 方 政 府 和 警 力 建
征地 协调 人员 必须有 较 强 的责 任 心 ，讲 究协 调 策略 ，做好 每 一步 的攻 坚资料 ；要 把感 情投 入作 为切 人 点 ，敢 于碰 “ 钉 子户 ” ，善 于 啃 “ 硬 骨头 ” 。地 方农 户 常年 生活 在一 个封 闭 的小环境 里 ，很少 与陌 生人 相 处 ，征 地协 调人 员必 须懂得 感情 投入 ，要 与地 方农 户 形成 “ 乡 里 乡亲” 的融 洽氛 围和和 谐关 系 ，为做
业带 外 的林 地按 规定 仍会 给予 补偿 ，遗 漏 的部 分 给 予 追 加 确认 。在 项 目征 地协 调 员 的耐 心 说 服 和讲 解
下 ，这对 民族兄 弟不 仅不再 阻拦施 工 ，而且 投入 了较 高 热情 给予 积极 配合 。
结构 的房 屋及地 面 附属物 深入 了解 ，多 次上 门与 地方 群众 沟通 。征 地协 调员们 巧妙 的谈话 交 流 ，及 时 掌
浅析自动化技术在油气输送管道安全管理中的应用
浅析自动化技术在油气输送管道安全管理中的应用随着工业化的发展和人们对能源需求的不断增长，油气输送管道的建设和运营成为了国家能源战略的重要组成部分。
油气管道的安全管理一直是一个备受关注的问题。
过去，油气管道的安全管理主要依靠人工巡检和监控，存在着工作效率低、难以及时发现问题以及人员安全隐患等诸多问题。
近年来，随着自动化技术的不断发展和应用，自动化技术在油气输送管道安全管理中发挥着越来越重要的作用。
本文就浅析自动化技术在油气输送管道安全管理中的应用进行探讨。
1. 远程监控系统远程监控系统是自动化技术在油气输送管道安全管理中的一项重要应用。
通过传感器和控制系统，可以实时监测管道压力、温度、流量等参数，及时发现管道异常情况并采取相应的措施。
远程监控系统还可以实现对管道运行状态的远程监控，大大提高了对管道运行情况的监控效率，减少了人力资源的浪费，保障了管道的安全运行。
2. 智能预警系统智能预警系统是利用自动化技术对管道运行状态进行实时监测和分析，一旦发现异常情况，可以自动发出预警信号。
预警信号可以通过声音、光线、信息等方式传达给相关人员，提醒其及时采取相应的措施。
智能预警系统可以大大提高管道事故的预警能力，避免事故的发生和扩大，保障了管道的安全运行。
3. 自动化控制系统自动化控制系统是通过自动化技术实现对管道运行状态的实时监控和控制。
通过预设的控制策略和算法，可以对管道的运行进行自动调节，保证管道在正常工作范围内运行，避免出现过载或失控等情况。
自动化控制系统可以大大提高管道的安全性和稳定性，降低了人为操作的失误和事故发生的可能性。
1. 提高了管理效率2. 提高了安全性3. 降低了人为因素自动化技术的应用，可以降低对人员的依赖，减少了人为操作的失误和事故发生的可能性。
自动化技术可以做到24小时不间断的监控管道的运行状态，保证了管道的安全运行，保障了人员的安全。
1. 智能化未来，随着人工智能和大数据技术的不断发展和应用，智能化将是自动化技术在油气输送管道安全管理中的发展方向。
基于WIA技术的油井远程计量与优化控制系统
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会议 和 期 刊上 发 表 论 文 5 0 余 篇 利
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油 田 建 立 了用 于 油 井 田 监 控 的 S
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双碳背景下原油管道输送技术的现状及发展方向
一、概述双碳背景下，全球能源行业正经历着巨大的变革和挑战。
原油作为重要的能源资源，其输送技术的现状和发展方向也备受关注。
本文将就双碳背景下原油管道输送技术的现状及发展方向展开探讨。
二、双碳背景下原油管道输送技术的现状1. 受制约因素在双碳背景下，原油管道输送技术面临诸多限制和挑战。
全球对于碳排放的限制不断加大，传统的管道输送技术存在着碳排放量大的问题，受到了严格的监管和限制。
另全球能源转型的趋势明显，新能源的发展将对原油需求产生一定的冲击，这也对原油管道输送技术提出了更高的要求。
2. 技术现状目前，原油管道输送技术已经相对成熟，采用液体泵站和压缩机站进行输送，具有输送效率高、成本低等优点。
基于智能化技术的应用，原油管道输送的安全性和稳定性也得到了提升。
然而，受制于双碳背景下的要求，传统的原油管道输送技术将面临更高的改造和升级需求。
三、双碳背景下原油管道输送技术的发展方向1. 绿色环保双碳背景下，原油管道输送技术的主要发展方向之一是绿色环保。
传统的原油管道输送技术存在着碳排放大、能源浪费等问题，因此需要采取一系列的绿色环保措施。
可以考虑采用新型的材料和设备进行改造，减少能源消耗和排放量；加强管道的监测和维护，保障管道输送的安全和环保。
2. 智能化应用另一个重要的发展方向是智能化应用。
随着科技的不断发展，智能化技术在原油管道输送领域也得到了广泛的应用。
智能化技术可以提高管道输送的自动化程度和智能化程度，提升管道输送的效率和安全性。
智能化技术还可以实现对管道状态、温度、压力等参数的实时监测和控制，为管道输送提供更为可靠的保障。
3. 发展新型输送技术除了改善传统的原油管道输送技术，发展新型的输送技术也是必要的。
可以考虑采用氢能、电能等新型能源来替代传统的原油输送方式，以减少对碳排放的依赖。
还可以探索采用超导技术、激光输送等新型技术进行原油输送，实现更为高效和环保的输送模式。
四、结论双碳背景下，原油管道输送技术的发展面临着巨大的挑战和机遇。
油藏原油稳产增产管理与技术措施浅析
油藏原油稳产增产管理与技术措施浅析随着油田开采的深入，油藏压力逐渐下降、油水比例变化和油井产量下降等问题愈加凸显，因此需要采取稳产增产管理与技术措施以保证油田长期稳定开发和高效率生产。
油藏原油稳产增产管理在油田开发中起到非常重要的作用，需要全面考虑油藏特点，制定合理的生产方案，实施科学的油田开发管理。
油藏原油稳产增产管理的具体可行方案包括以下几点：1. 井口生产调控油藏开发中，井口生产调控是实现油井长期稳定生产的关键环节。
通过调整各类生产参数，包括井底流压、油层有效厚度、油水比例和油井砂控等，有效地控制油井产量，避免因过度生产导致油藏受损，使油井能够持续稳定生产。
2. 采取协调保障措施油田开发中，需要协调各项生产活动，包括施工、维修、测试等，以确保其高效、安全、可靠的进行。
同时，还要加强油藏管理，包括油藏环境监测、油藏保护等，以维护油田生态环境的健康发展。
3. 加强人员培训与技术创新为了保证油田长期稳定生产，需要加强人员培训与技术创新，提升技术水平。
对油田管理人员和技术人员进行体系化和专业化培训，推行知识和技术管理，逐步形成科学、规范、高效的管理模式。
油藏原油稳产增产管理的同时，还需要采取一些科学有效的油藏开发技术方案，以期实现增产。
常见的油藏增产技术措施包括以下几点：1. 人工干预人工干预是实现油藏增产的关键措施之一，包括人工注水、酸化短路、压裂等，通过改变油井内部流动的条件，产生利于油藏稳定生产的循环、通透的流体环境。
此外，还可通过起爆技术等手段刺激井底油层，以达到增产的目的。
2. 气体开采和油藏采气气体开采和油藏采气也是实现油藏增产的有效手段之一。
在油田、气井开采过程中，采用天然气压力驱油法、高压注气法、抽采法等技术手段，提高钻孔与工程技术水平，促进油藏增产。
3. 水驱油、聚合物水驱等水驱油、聚合物水驱等也是实现油藏增产的重要手段之一。
水驱油以水作为推动力量，通过向油藏注水、增加油井产量等手段，有效提高油田挖掘的速度和效率。
阿-独原油管道二期工程和独-乌原油管道工程初步设计方案分析
阿-独原油管道二期工程和独-乌原油管道工程初步设计方案分析姚峰;陶志江;王慧庆;黄冬;吴全;靳毅【摘要】以加剂综合热处理输送工艺设计的鄯-兰原油管道,实现了低输量下冬季最冷月"两站点炉"、其他月"一站点炉"的准常温输送,为2011年拟建的阿-独原油管道二期工程和独-乌原油管道工程初步设计方案优化积累了经验.通过对阿-独管道、独-乌管道、阿-独-乌管道水力、热力计算分析得出:鉴于哈萨克斯坦原油物性的不确定性,已建管道与拟建管道承压不同导致的操作方式和压力保护差异,保持现状和已有设计是比较现实的.【期刊名称】《石油规划设计》【年(卷),期】2010(021)006【总页数】3页(P42-44)【关键词】原油管道;初步设计;方案分析;水力计算;热力计算【作者】姚峰;陶志江;王慧庆;黄冬;吴全;靳毅【作者单位】中国石油西部管道分公司;中国石油工程设计有限公司;中国石油西部管道分公司;中国石油西部管道分公司;中国石油天然气股份有限公司规划总院;中国石油西部管道分公司【正文语种】中文鄯-兰原油管道设计压力为8MPa、设计输量为2000万t/a，冬季最小设计输量为900万t/a，2008年底，该管道工程开展了500万t/a输量下48h停输试验，获得了成功，并最终实现了冬季非最冷月鄯善首站55℃出站、中间站不加热安全输送至兰州末站的准常温输送和冬季最冷月鄯善首站55℃出站、玉门中间站55℃出站安全输送至兰州末站的“两站点炉”输送方式。
拟建的阿拉山口—独山子原油管道二期工程将使该管道输量由1000万t/a提高至2000万t/a，为此需增设托托中间站，在阿拉山口和托托站各增加1台加热炉［1］。
拟建的独山子—乌鲁木齐原油管道输送来自哈萨克斯坦的原油，设计输量为1000万t/a，在大风镇设中间热泵站［2］。
为了使拟建的阿-独原油管道（二期）和独-乌原油管道达到或接近鄯-兰原油管道的水平，现对两项工程的初步设计工艺方案进行分析。
西气东输一线盐池压缩机组实现远程控制试运
西气东输一线盐池压缩机组实现远程控制试运西气东输一线盐池压缩机组实现远程控制试运2010-4-29 来源：北京油气调控中心4月20日13时30分，西气东输一线盐池站压缩机组运行控制从“站控”模式切换为北京油气调控中心主控室控制的“中控”模式，开始进行为期60天的压缩机组远程控制试运行，标志着中国石油长输天然气管道压气站控制水平上升到一个新台阶。
自2007年3月起，中国石油所属全国范围的长输油气管道陆续实现了集中调控，但部分压气站仍没有实现真正意义上的远程控制。
随着天然气业务的迅速增长，作为管道“心脏”的压气站数量不断增加，截至2010年3月，长输天然气管网的压气站已经达到39座，中亚及西气东输二线管道完全投产后，压气站数量将达到78座。
为了满足天然气资源调配优化运行和用户分输的需求，调控中心需要经常调整压气站机组负荷和运行状态，迫切要求具备机组远程控制能力。
为此，调控中心专题立项进行研究，并确定“试点起步、以点带面、稳步推进”的工作原则指导项目进展。
2009年5月，调控中心选择西气东输一线盐池压气站作为试点，开展压缩机远控工作。
近一年来，积极组织设计单位、地区公司以观设备厂商进行深入研究，结合实际运行情况，对原设计文件进行梳理，充分利用中心对标成果，借鉴国外运行经验，组织开展压缩机远控改造项目设计，协调压缩机厂家进行软件升级，上传调度运行所需的机组关键数据，并对SCADA系统进行充实调整，完善了监控画面，并会同地区公司编制了《盐池站压缩机远控运行管理规定》。
同时，采取理论培训和到现场调研的方式，对调度人员进行专项培养。
经过近一年时间的反复调试，使盐池站压缩机组具备了远控能力。
为确保机组运行万无一失，调控中心同地区公司协调，计划进行60天的试运行，积累经验并编制相关程序文件，规范运行行为，为下一步在中国石油天然气管网压气站推广打好基础。
深入研究油气管道SCADA系统调控业务应用接入的关键要素
深入研究油气管道SCADA系统调控业务应用接入的关键要素油气管道SCADA系统调控业务应用接入的关键要素引言：随着石油和天然气需求的不断增长，油气管道被广泛应用于石油和天然气输送领域。
SCADA（Supervisory Control and Data Acquisition）系统作为控制和监测油气管道运行的关键技术，起到了至关重要的作用。
在油气管道SCADA系统中，业务应用接入是其功能扩展的关键要素之一。
本文将深入研究油气管道SCADA系统调控业务应用接入的关键要素，并探讨其重要性和技术实现。
一、关键要素的重要性1. 实时监测与控制：油气管道SCADA系统的调控业务应用接入可以实现对管道运行状态的实时监测和控制。
通过对管道中的数据进行采集、监测和分析，可以及时发现并解决潜在问题，保障管道的安全运行。
2. 故障诊断与预测：业务应用接入还能提供故障诊断和预测的功能。
通过对实时数据和历史数据的分析，可以发现管道中的故障，并预测可能发生的故障，以便制定相应的维修计划，减少管道运行中断和事故发生的风险。
3. 增强监管能力：业务应用接入可以增强监管机构对油气管道运行的能力。
通过实时监测和远程控制，监管机构能够更加全面、实时地掌握管道运行情况，及时采取措施，确保管道运行符合相关法规和标准。
4. 提高运行效率：业务应用接入还可以提高油气管道的运行效率。
通过对实时数据进行分析，可以优化管道的运行计划，减少能源消耗和运输成本，提高管道的运输效率和经济效益。
二、关键要素的技术实现1. 数据采集与传送：关键要素中的第一步是对管道中的数据进行采集和传送。
传感器和测量设备被部署在关键位置，采集数据包括温度、压力、流量等参数，并将其通过无线或有线方式传送到SCADA系统中。
2. 数据处理与分析：接收到采集到的数据后，SCADA系统进行数据处理和分析。
这包括数据的清洗、过滤、校正和转换等处理，以及数据的统计、建模和预测等分析。
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独乌原油管道投产过程中的远程调控
摘要:在原油管道投产过程中,远程调度有助于管道顺利投产。
以独乌(独山子-乌鲁木齐)原油管道投产过程为例介绍了远程调控的工作内容。
在管道投产前控制中心进行离线仿真模拟投产过程,投产过程中监测管道参数,控制管道设备,收集并分析投产过程中的数据。
关键词:原油管道投产远程调控
管道远程调控是利用管道的SCADA系统(数据采集与控制系统)与站控系统,在远离管道与场站的控制中心实时监测并控制设备的状态。
在原油管道的投产过程中,远程调控可以有效、及时指挥现场作业人员进行作业,保障管道内流动安全、设备正常投运。
随着我国油气管道信息化程度的提高,管道投产中远程调度的作用将越来越大。
2006年中国石油集团成立了北京油气调控中心,集中管理、远程调控中石油所属长距离油气管道。
独乌管道输送从中亚国家进口的原油,是我国西部一条重要的原油管道,于2012年12月初顺利投产。
笔者以独乌原油管线投产过程中的远程调控为例,介绍原油管道的投产工艺、投产时控制方案、远程调控的作用以及工作内容。
1 独乌线投产与控制方案
1.1 投产方案
独乌管道起点为独山子泵站,终止于乌鲁木齐末站,线路长231 km,
管径610 mm。
全线共设2座工艺站场以及截断阀室7座(编号依次为1#-7#)。
投产范围包括原油管道、独山子原油首站、乌鲁木齐原油末站、干线阀室及附属配套设施。
管道投产采用常温输送空管投油,油头前充氮气,在油头出站后发送一个带跟踪器的清管器。
投产分三个阶段进行:管道部分充氮、管道投油、不同输量下的管道试运。
2012年11底,管道开始投产,12月初,投产顺利完成。
投产时,独山子泵站与1#阀室之间的管道充满氮气,注氮口选择在独山子分输泵站发球筒上侧放空管线处,1#阀室放空阀处排放空气。
该氮气段长度约为30.14 km,在氮气置换完毕后,独山子原油首站启泵对管线进行充油,充油300 m3以后发送一个带跟踪器的清管器,在充油过程中位于高点的2#、6#、7#阀室排气,消除管道中的不满流。
乌鲁木齐原油末站作为氮气的集中排放点,待油头到达乌鲁木齐原油末站后再运行72 h,投产结束。
1.2 管道的控制方案
管道的控制级别分为三级:中心控制、站控控制与就地控制,中心控制由北京调控中心和廊坊备用调控中心实施。
投产过程中采用中心控制,具备远程控制条件的设备都置于远控状态,故障或正进行维护不具备远控条件的设备置于就地状态。
投产过程中调控中心掌握控制权,但经调控中心同意后可以由中控切换到站控或就地控制。
在北京主调度控制中心由于各种原因不能对本条原油管道沿线
的各个远方监控点实施监控时,备用控制中心将自动或人工接管系统监控权,并与北京主调度控制中心功能一致。
各工艺站场的站控系统(SCS)作为管道SCADA系统的现场控制单元,对站内工艺变量及设备运行状态进行数据采集、监视控制及联锁保护。
除完成对所处站场的监控任务外,同时负责将有关信息传送给调度控制中心或备用控制中心,并接受和执行其下达的命令。
在正常情况下,北京调度控制中心对全线各工艺站场和线路截断阀通过SCS、RTU(远程终端控制系统)进行远程监视、控制、调度和管理。
当数据通信系统或控制中心主计算机系统发生故障或/和发生意外事故时,各站控制系统独立承担本站的站场级控制功能。
2 投产过程的远程调控
2.1 远程调控的作用
北京主调度控制中心主要完成管道投产过程数据采集、监视、各种流程的自动切换、生产设备联锁保护、顺序控制、紧急关断、全线ESD保护等任务。
在控制中心,调度人员能够24小时不间断监测管道与设备的状态,及时发现投产过程中存在的异常情况。
在投产前,对投产过程中的水管道与设备的状态进行离线模拟,并对调控人员进行培训,保证工作人员高效、准确的判断投产过程中管道与设备的状态。
在投产时,调控中心直接控制沿线场站以及阀室的设备,能够防止现场
出现各种原因引起的误操作。
及时收集、汇总、分析投产中各参与单位汇报的信息,向指挥人员汇报,并在有需要时向现场作业人员下达指令。
据投产方案以及指挥人员指令控制沿线各场站以及阀室的阀门、输油泵等设备的开启以及开度,保证信息通畅与指令下达及时。
2.2 投产前准备
在管道投产之前,调控中心成立专门的投产调控组,并组织人员完成中控调度的各项岗前培训及考核取证工作(包括理论培训、模拟操作、现场学习和跟班培训),为承担管道运行调度做好准备。
同时完成管道模拟仿真培训,培训内容包括启输、增量、减量、停输等正常工况操作,以及干线阀关断、调节阀故障、泄漏、甩泵等紧急工况操作。
根据投产方案,在油头到达乌鲁木齐末站后,将选择三种不同的输量进行联合试运,利用离线仿真系统,分别对这三种工况进行了模拟,并将仿真系统与投产方案的模拟结果进行了对比,离线仿真模拟结果误差较小(小于3%)。
通过培训与仿真模拟,调度人员的业务水平能够得到保障,可以掌握投产过程中管道的水力特点,能及时发现、处理投产中出现的问题。
2.3 投产过程中的远程调控
投产过程持续数天的时间,在此期间,调控中心掌握控制权,远程操作、调试设备,及时发现设备的机械故障以及控制软件中的问题,并引导现场工作人员消除故障,保证投产后管道设备的正常运转以及运
行调度的顺利进行。
另外在管道出现紧急情况时,按照预案快速采取措施。
如11月30日调控中心启动独山子泵站2#泵失败,原因为电机软启动柜16 s超时,后现场将软启动柜电流设置进行了修改,泵顺利启动。
12月1日独山子泵站1#泵在控制中心的电流显示不正常,后检查因为接线错误导致,在1#泵停泵后修改后恢复正常。
在12月2日根据现场情况调整独山子泵站流量,保证原油在白天到达乌鲁木齐末站。
2.4 投产过程的数据收集与分析
在投产中,调控中心收集各作业方作业的状态以及调控中心无法监测的数据,最终形成完整的投产过程记录材料,并对所收集的参数进行分析,判断管道的运行状态。
如在投产过程中,需要跟踪氮气头以及清管器的位置,而反映这些界面位置的参数无法直接远传到控制中心,必须由现场工作人员将数据汇报到控制中心,控制中心再判断界面的位置。
氮气头的跟踪为根据排气点中氧气的浓度判断,在管线沿线的排气口可以检测气体中氧气的含量,含氧量采用便携式气体检测仪检测,检测结果不能远传。
在氮气头到达排气点以前,排出的气体中氧气的与空气中的相同。
在氮气头到达后,氧气浓度逐渐下降,在纯氮气段经过时,排气口排放的氧气含量为0。
在2#,6#,7#以及乌鲁木齐末站监测管道中排出气体中氧气的含量。
如6#阀室监测人在不同的时间汇报
阀室排气口氧气的浓度,11·30日20:51,氧气浓度为20.1%;12·1日8:30,氧气浓度仍为20.1%;在12·1日11:23,氧气浓度降为19.0%,调控中心判断此时氮气头已经过该阀室。
清管器的跟踪为通过监测清管器通过各个监测点的时间判断。
在管道沿线设置十余处清管器监测点,由现场工作人员驱车沿线追踪。
由于清管器速度远小于车速,故工作人员可以提前赶到检测点等待清管器的通过。
调控中心人员根据现场工作人员的报告,便可判断清管器的位置,进而可以分析清管器的速度,评估清管器后部原油的窜漏情况。
在清管器追踪过程中也出现了一些问题,如由于外界高压电干扰,个别监测点检测设备工作不正常,无法监测清管器的通过,而且由于大雪,不得不放弃个别监测点。
3 结语
在原油管道投产过程中,远程调度能够提前进行仿真模拟,并组织专业的调度人员,提前进行人员培训、保证工作人员的专业水平;能够收集分析各方面的信息,同时起到联系指挥人员以及现场工作人员纽带的作用,保证了信息上传下达的通畅;能够及时检测、控制管道的运行,有助于管道的顺利投产。
建议:在排气点安装能够连续检测并远传的含氧量检测仪表,以连续监测含氧量变化,以精确的判断氮气头经过阀室的时间。
清管器监测点选择应避开有外界干扰源的地点,建议在检测点安装自动设备,在
清管器通过时可以向调控中心发送信号,不仅可以检测清管器通过各检测点的时间,同时可以减少工作人员的工作量。