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。

5 油气田生产运行数据采集

5.1 一般规定

5.1.1 油气田各类生产场所、装置采集的生产运行数据主要包括：温度、压力、流量、液位、组份、电流、电压、功率、载荷、位移、冲程等。

5.1.2 生产运行数据由人工采集数据和自动采集数据组成，人工化验或记录的数据应手工录入该系统。 5.1.3 区域生产管理中心所辖井场、站（厂）、管道等数据采集和监控应采用SCADA系统，系统由远程终端装置、站场监控系统、区域生产管理中心计算机系统构成。

5.1.4 远程终端装置完成井场、阀室和小型站场的数据采集、处理和控制，并上传数据至所属站场监控系统，接受其控制指令；站场监控系统完成本站及其所管辖井场、站（厂）、管道的数据采集和集中监控，并上传数据至区域生产管理中心；区域生产管理中心接收站场监控系统的数据，实现对区域所辖井场、站（厂）、管道的生产运行数据存储、集中监视和管理。

5.1.5 自带控制系统的设备或装置应自行完成数据采集、控制和联锁保护，将运行数据传输至站场监控系统或远程终端装置，并接受其监控，通信方式宜采用RS485接口、Modbus RTU协议。附录中列举的采集参数是生产运行管理必需监控的基本内容，具体工程中，可根据实际需要增加。

5.1.6 可燃（有毒）气体检测和报警系统的设置应符合SY 6503和GB 50493的有关规定；采用盘装可燃（有毒）气体报警仪表时，报警信号应上传到站场监控系统。

5.1.7 集中处理站、原油储罐和轻烃液化气储罐应按GB 50183的有关规定，设置火灾探测器和火灾手动报警装置。

5.1.8 功率55kW及以上的电机应采集电流、电压，重要生产设备电机的电流、电压可根据生产要求进行采集，其它电参数监控要求参照“附录A.24”。

5.1.9 应根据管道经过区域的人文、自然环境等实际情况，设置适宜的泄漏检测系统。管道泄漏检测系统应预留与站场监控系统的以太网接口RJ45，通信协议应满足站场监控系统的要求。 5.2 井场及阀室 5.2.1 油井

5.2.1.1 油井包括自喷井、抽油机井、电泵井、螺杆泵井、气举井等，油井生产运行数据采集监控要求详见“附录A.01”；

5.2.1.2 偏远拉油井、低产井宜暂缓实施；

5.2.1.3 油井单井计量应优先采用软件计量，并应定期标定，当软件量油不能满足要求时，可采用多通阀选井、两相计量，稠油单井计量宜采用多通阀选井、称重式计量； 5.2.1.4 含有毒气体的油井应根据需要设置井口安全截断系统；

5.2.1.5 丛式井回压应在汇管采集，单井不重复设置；采用井口加热集输流程时，应采集加热前后温度。 5.2.1.6 井场具有远程启停的转动设备，应就地设置带锁的停止开关。 5.2.2 注入井

5.2.2.1 注入井包括注水井（含气田水回注井）、注聚井、注汽井、注气井等，注入井生产运行数据采集监控要求详见“附录A.02”；

5.2.2.2 注入井数据采集宜设置在配注阀组（间），井场不应重复设置，对于无配注阀组（间）归属的注入井可在井场采集。 5.2.3 水源井

5.2.3.1 水源井生产运行数据采集监控要求详见“附录A.03”； 5.3.3.2 偏远水源井宜实现潜水泵远程启停。 5.2.4 气井

5.2.4.1 气井包括常规气井、含H2S气井、煤层气井和注采气井等，气井生产运行数据采集监控要求详见“附录A.04”；

5.2.4.2 高、中压气井应设置井口安全截断系统，常规低压气井宜设置井口安全截断系统； 5.2.4.3 含H2S气井应设置井口安全截断系统和有毒气体监测；

5.2.4.4 井场水套加热炉宜采集介质进加热炉前压力、温度及介质出加热炉后温度、壳程水位、水浴温度、排烟温度和燃料气压力等数据；

5.2.4.5 两级节流气井一级节流后和二级节流前宜共用一个压力变送器； 5.2.4.6 注醇和注缓蚀剂气井应采集注醇量和注缓蚀剂量； 5.2.4.7 煤层气水平井和从式井应设置总采出水和总采出气计量。 5.2.5 油、气管道监控阀室生产运行数据采集监控要求详见“附录A.05”。 5.3 小型站场

5.3.1 计量站/集油阀组间

5.3.1.1 计量站包括集油阀组、计量分离、掺水（稀油）阀组等单元； 5.3.1.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.06”。

5.3.2 配水（汽）阀组（间）生产运行数据采集监控要求详见“附录A.07”。 5.4 中型站场

5.4.1 接转站、放水站、原油脱水站

5.4.1.1 主要包括进站、加热、分离、燃料气、脱水、存储、外输、计量、收发球、组合装置、掺水（稀油）、加药等单元；

5.4.1.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.08”；

5.4.1.3 组合装置的生产运行数据采集监控要求参照具有相关功能的各设备的有关内容。 5.4.2 采出水处理站

5.4.2.1 主要包括进站来水、调储、除油、过滤、外输、辅助等单元； 5.4.2.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.09”。 5.4.3 地下水水质处理站、供水站

5.4.3.1 地下水水质处理站主要包括来水、除铁、过滤、外输、辅助等单元；供水站主要包括储存、外

输等单元；

5.4.3.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.10”。 5.4.4 配制站

5.4.4.1 主要包括供水、分散、熟化、外输等单元； 5.4.4.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.11”。 5.4.5 注入站

5.4.5.1 包括注水站、注聚站、注汽站等；

5.4.5.2 生产运行数据采集监控要求详见“附录A.12”；

5.4.5.3 聚合物配制注入合一站场生产运行数据采集监控要求参照“附录A.11”、“附录A.12”的有关内容； 5.4.5.4 注配间、橇装注水装置生产运行数据采集监控要求参照“附录A.12”的有关内容； 5.4.5.5 注汽站高压注汽锅炉生产运行数据采集监控要求参照“附录A.17”的有关内容。 5.4.6 集气站、增压站、输气站

5.4.6.1 主要包括集气、加热、分离、增压、计量、清管、自用气、注醇、注缓蚀剂、放空等单元，生产运行数据采集监控要求详见“附录A.13”；

5.4.6.2 与油田联合站合建的伴生气增压站进出站不宜设置远程截断阀。 5.5 大型站场 5.5.1 集中处理站

5.5.1.1 主要包括原油集输、原油脱水、原油稳定、伴生气脱水、伴生气凝液回收、采出水处理及回注、消防、供热等系统。

5.5.1.2 原油集输、原油脱水系统的生产运行数据采集监控要求详见“附录A.08”；

5.5.1.3 常用的原油稳定工艺包括微正压闪蒸、分馏闪蒸；工艺主要包括来油、进料、换热、稳定、加热、三相分离、外输等单元，生产运行数据采集监控要求详见“附录A.14”；放空单元生产运行数据采集监控要求参照“附录A.13”的有关内容。

5.5.1.4 伴生气脱水工艺一般采用三甘醇脱水或分子筛脱水，生产运行数据采集监控要求参照“附录A.20”中有关内容； 5.5.1.5 伴生气凝液回收

a) 常用的伴生气凝液回收工艺为冷凝分离法，包括浅冷分离和深（中）冷分离； b) 浅冷分离温度一般在-20~-35℃，中冷分离温度一般在-35~-60℃，深冷分离温度一般在 -80~-100℃；

c) 浅冷回收工艺包括原料气预处理、原料气增压、凝液回收、丙烷制冷、产品储运及外输等单元，生产运行数据采集监控要求详见“附录A.15”；

d) 深（中）冷回收工艺包括原料气预处理、原料气增压、凝液回收、丙烷+膨胀制冷、产品储运及外输等单元，丙烷制冷、压缩机生产运行数据采集监控要求参照“附录A.15”的有关内容，其它详见“附录A.16”；

e) 放空单元生产运行数据采集监控要求参照“附录A.13”的有关内容；