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数字化油田范文1
关键词：低渗透 变频输油 PLC 数字化和自动化 节能降耗
绥靖油田已经开发13年，是长庆油田低渗透油藏主力区之一，位于陕甘宁边界，属典型的黄土高原梁峁丘陵沟壑地区。具有埋藏深、低孔低渗、低压低产的地质特点，滚动开发、快速建产、规模建设、衰竭快的开发特点，以及复杂的外部环境特点。油井产量低，井站产进分布不均，造成输油系统不能连续工作，若员工不能及时启停输油泵，易造成溢罐或泵空转，导致环境污染和设备损坏，影响油田正常生产。
变频输油系统组成及工作原理
1.1 变频输油系统组成
变频输油系统主要由变频器，工控机，输油泵，缓冲罐，磁翻板液位计，PLC（ ProgrammableLogicController，可编程逻辑控制器）等组成。变频输油系统成套控制设备及技术应用在绥靖油田各计量站、增压站和接转站，是在原外输系统上经数字化改造实现数字化和自动化控制。
1.2 变频输油工作原理
变频输油系统原理分变频器、站控控制、液位控制、定频控制、变频连续输油原理五项。
（1）变频器：由整流（交流变直流）、滤波、再次整流（直流变交流）、制动单元、驱动单元、检测单元、微处理单元组成。主要实现方式是通过电流的频率的变化，改变电动机的转数，降低电动机输出功率。其工作原理： 工频电流开关拨到变频位置，经过整流电路变成直流电，直流电流变频器按照控制信号的要求，输出改变频率的交流电，作用于电动机，改变其输出频率；工频电流开关拨到工频位置，使用人工操作模式下的工频状态。
（2）站控控制：由变频器、缓冲罐（ 带磁翻板液位计）、计算机和输油泵组成。通过监测缓冲罐或事故罐液位，员工利用计算机控制变频器，给输油泵电机发出启停及频率调节指令，实现远程控制输油模式。
（3）液位控制：由PLC、变频器、缓冲罐（ 带磁翻板液位计） 和输油泵组成。通过PLC可编程控制器采集缓冲罐液位，根据设定的上下高度值，当液位达到某个设定液位高点值时，利用PLC可编程控制器，给变频器发出启动指令，输油泵开始工作，当液位值低于某个值时，PLC控制器发出停止指令，变频器停止供电，输油停止。
（4）定频控制：由变频器、原油流量计和输油泵组成。在站控控制输油原理的基础上，站点员工根据站点产进液量，计算出外输泵每小时排量，设定一定频率，使外输泵每小时的排量与站点每小时产进相同，实现原油边进边出。
（5）变频连续输油：由PLC、变频器、缓冲罐（ 带磁翻板液位计）、计算机PID控制系统和输油泵组成。在液位控制原理上增加计算机PID控制系统，变频器的输出频率以缓冲罐液位为控制对象，液位传感器检测出缓冲罐液位高度，作为反馈信号传送给站内PLC，PLC 将信号处理后传输给站内上位机（计算机），上位机PID控制系统根据缓冲罐液位高度作为变频器的频率指令，调节电机转速，控制站点外输流量保持恒定。
变频输油系统现场应用及优化建议
截止2013年，绥靖油田数字化改造站点112座，变频器使用站点112座，其中实现站控控制输油71座，定频控制输油19座，液位控制输油19座，变频连续密闭输油3座。
变频输油现场应用
（1）站控控制输油应用：站控控制输油即远程控制输油，目前71座站点实现该模式，是绥靖油田主要使用模式。实现4项功能：远程控制启停、远程调节运行频频率、监测泵运行状态、采集各项运行参数。与传统站点相比，远程控制代替了现场操作，远程控制节省了站点员工启停外输泵的时间及工作量，降低了高压刺漏、机械伤害等风险。
（2）定频控制输油应用：定频输油模式，即设定一个频率使外输泵排量与产进相同，目前19座站点应用：化子坪作业区16座站点及大路沟作业区路7增、路一转、路三转。存在的弊端：①绥靖油田属于超低渗油藏，油井产量变化波动较大，站点产进液量不均；②若原油温度过高造成缓冲罐气锁或者缓冲罐压力过低泵不上量，很容易导致外输泵空转，烧坏泵机。
（3）液位控制输油应用：高低液位控制输油模式，即高液位启泵、低液位停泵，目前19座站点实现：主要用于17台数字化增压橇及涧1增、白2增两座增压站。液位控制输油模式的应用，优化了集输工艺流程，减少了站点用工数量，降低了原油生产成本。
（4）变频连续输油应用：目前在杨19接转注水站、镰一转油站、白7增压点三个站点实现变频连续输油，变频连续输油的实现，为数字化改造一项重大成果。变频连续输油的核心一是工控机PID控制系统完善；二是对外输压力、排量的实时监控，外输压力、排量直接反应外输管线运行状况；三是缓冲罐液位趋势曲线，工控机PID控制系统根据缓冲罐液位高度作为变频器的频率指令，调节电机转速，控制站点外输流量保持恒定；故对外输压力、排量及缓冲罐液位曲线的监控和分析变得尤为重要。
下步优化建议
（1）对部分站点多级离心泵“降级、减排”，实现连续输油。部分站点经数字化改造实现变频连续输油软硬件皆全，因站点日处理液量少，外输泵排量大，不能实现变频连续输油，下步计划对部分站点多级离心泵实施降级、减排。
（2）对数字化增压橇进行流程切换，实现连续输油。选取两座数字化增压橇（路3增、路12-43增），实施夏季不加热不缓冲增压、冬季加热增压流程，实现变频连续输油，改变目前高液位启泵、低液位停泵运行模式。
（3）对站点缓冲罐加装电动阀（应急阀），更加智能化。目前站点两台外输泵独立工作，不能有机结合，且站点集输系统不能自动处理外输突况；建议在缓冲罐进口处加装电动阀并配套相应流程，使站点两台外输泵配合启动，应急突发状况。
（4）逐站排查，着力打造变频连续输油可实现站点。经调查统计，19座站点可实现变频连续输油，其中需对PID系统进行调节站点5座，需投用缓冲罐站点3座，需对外输泵进行降级减排站点8座，需更换新型变频器站点1座。
结论
综上所述，变频输油技术实现4大创新：
（1）降低生产成本，减少了站点用工总量，且节能效果明显。
（2）降低劳动强度，远程控制及自动控制，减少了人为因素，避免了频繁上罐量油及泵房启停泵的繁杂工序。
（3）延长设备寿命，变频器对电机软启软停，避免了电网直接冲击，低速运行减少了泵轴、轴承的磨损程度。
（4）实现智能报警，数据实时监测，超高、超低参数自动报警，伴有声光提示，提高原油集输系统运行平稳性。
参考文献
1.张敬，变频调速技术在油田的应用现状及前景分析.江汉石油科技.2006（6）
2.裴润有，王亚新，等.智能变频输油技术在华庆油田的应用.现代电子技术.2011（7）
3.孙轶闻，等.浅谈变频调速技术在油田生产中的应用. 环球市场信息导报.2011（6）
数字化油田范文2
【关键词】长庆油田 数字化管理 探索与实践
长庆油田的数字化管理建设根据不同的目标进行了分类管理，并把决策支持向过程控制环节靠拢。我们尽最大程度地减轻工作人员的劳动强度，并提高了工作效率和管理水平。在生产工艺流程的优化管理中，我们完成了生产组织方式和劳动结构的转变，并把生产经营系统分为管理、技术和操作的多项数字化管理建设模块。在企业的目标规划中，我们依托数字化管理技术，利用现代化的计算机技术全面推进各项工作科学、高效管理。
1 长庆油田数字化管理建设的基本模块分类
在长庆油田的目标控制管理中，将数字化管理建设分为三个单元。一是生产系统数字化建设单元，它的核心功能是基本生产过程控制，包括井道的管理、管线的管理、仓储的管理等等；二是生产运行指挥系统数字化建设单元，它的核心功能是对生产过程的调度安排、目标监控、生产后勤管理等等。如生产调度部门、安全生产过程监控部门、生产后勤部门等都属于这一范畴；三是决策系统数字化建设单元，它的核心功能是企业经营管理和决策支撑。企业管理办公室、技术勘探部门、高层顾问团队等等属于这一范畴。
在长庆油田的数字化建设过程中，我们以相关经营生产的工业化为载体，以实现自动化为建设目的。在数字化管理建设的模块分类中，各个子系统相辅相成，又分别设置各自的劳动组织架构。通过完成数据的采集、动态分析、过程监控，长庆油田实现了数据信息的共享。在目标规划中，长庆油田就是要提高劳动生产率、提高企业经济效益、确保关联环境效益、减少人为错误所造成的损失。从另一个方面来说，数字化管理建设的应用最大限度地减轻了企业员工的劳动强度。这也是“人性化”企业管理建设的内容，有利于企业“短平化”管理的实行。
2 数字化管理建设对长庆油田发展的意义
长庆油田处于内陆生态环境非常脆弱的地区，这里有保护生态平衡的要求、企业落后的设备管理状态、工况条件的限制等等。如何使企业走上一条健康、迅速、方便、有效的发展方式，这是长庆人长期以来的梦想追求。
众所周知，数字化、信息化是现代企业的发展方向。长庆油田只有在这一大前提下，才能适应市场的发展改变，才能跟上世界油田企业的步伐。我国的石油企业与国际市场接轨，现阶段最佳的选择方式就是进行数字化管理建设。这是长庆油田实现经营目标集团化规模管理和建设发展的客观要求，也是油田实现管理方式升级的必然选择。在优化生产工艺的同时，将数字化建设管理同企业的特点相结合，实现生产经营方式的质变。通过大规模的数字化建设，长庆油田的信息数据做到了共享，也使得企业经营资源得到了优化配置。
从世界的石油行业情形来说，数字化管理建设是实施低成本竞争发展战略的必然选择。我们以前的管理工作大多是被动式的疲于应付，目的预测针对性较差。通过数字化管理建设的实行，我们可以定期的巡检，并归档信息分类。由于数字化信息的共享，我们能预测、分析关键事项，做到生产经营全过程节点控制。当油田企业对产品的全过程周期都能够良好控制时，我们成本控制也就有了良好的把握。在行业经营曲线不断变动的情况下，我们自然能保持最佳的成本目标控制范围。在数字化管理实施的情况下，人为的错误多数被避免，而益化成本控制体系就得到了最优控制状态。这样一来，无论是生产系统还是生产指挥系统，都有了可靠的数据信息依赖。最终，我们的决策系统也会有真实的、有效地、合理的建设内容。
3 长庆油田的数字化管理建设之路
在石油企业中，生产风险、环保要求等关键因素时刻体现在生产经营过程中。在长庆油田的数字化管理建设中，着手的关键是优化地面供应模式，使生产组织设置与生产布局结合起来，最终达到成本降低的目的。这就要求我们的经营管理者对数字化管理建设有开拓的、创造性的思维，规划建设好管理、运行和决策的数字化管理系统。我们长庆油田的规划者在2008年就对这些问题有了一个系统的规划，并将设计体现于产品生产过程的全周期。
现在，长庆油田的数字化前段建设已经基本完成。我们实现了巡井、监控、注水井配注等系统的数字化控制功能，并不断更新提高相应的自动化技术水平。我们还大力应用二代数字化智能抽油机、改造常规压点，进一步拓展数字化管理的应用空间。这样一来，长庆油田的生产经营成本就有了明显的下降，我们的数字化管理建设水平也有了新的进展和突破。
在取得这些进步之后，长庆油田深刻认识了数字化管理建设的组成内容、管理内涵。数字化管理建设理应给长庆油田带来一次全方位的、深层次的企业经营管理思维变革。
我们的数字化管理建设工作主要体现在一下几个目的方面：低成本增效、高效率生产、高水平执行，并优化相关的工艺流程和地面设施。在规划执行的过程中，我们发现数字化管理建设的关键还是技术。
对于石油企业来说，先进的生产技术无异于一个崭新的生命，这需要我们或者独立开发、或者引进国外的先进技术。何去何从？数字化管理建设要求我们攻关关键技术，并给我们提供了必要的信息支持。所以我们可以按照工艺流程，进行调研分析，最终制定解决方案。
在长庆油田的数字化管理建设中，我们与时俱进用发展的眼光来对待数字化管理建设。为了提高管理水平，我们采取强化培训、先示范、后推广的执行思路，并对相关连接点进行更高级的目标整合。这就是我们长庆油田的数字化管理建设之路。
参考文献
[1] 雷玲，张明.“数字油田”的发展趋势[J].石油工业计算机应用，2003，（04）
数字化油田范文3
关键词：PLC控制系统；数字化建设；油田
1数字化油田建设的现状
数字化油田建设能够提供企业长期发展后备动力，是企业核心竞争力的保证。数字化油田建设所涉及的工程内容包括企业劳动组织架构改革、生产组织形式改良以及管理程序优化等。通过在企业内部进行全方位的变革，从企业未来发展的主体角度进行思考规划，从而实现数字化过程中各要素的高效配置，协调技术、劳动力以及人才等各要素，因而油田数字化建设作为一项系统工程，是企业建设发展的长期目标。当前随着大数据技术在油田数字化建设中应用，深入研究分析大数据技术的基础上，确保工作的效率以及质量的提升，是当前诸多油田企业面临的重点问题。大数据技术的应用过程中，其决策的环节可能因为各种问题而出现中断的情况，主要的影响原因在于大数据的基础数据库资源完善性不足，因而无法满足现实的需要，因而在应用大数据的过程中，需要构建系统、完善的油田基础数据资源，确保其在油田数字化建设过程中的应用效果。近些年来，数字化油田建设成效非常显著，随着物联网、云计算等项目的开展实施，使得数字化油田建设已经从分散向集成化过度，而这一任务的完成，与现代化的管理模式革新密切相关，数字化油田的推广以及普及，是实现其开发管理一体化体制建设的关键，是油田企业未来可持续发展的关键，能够提升企业的核心竞争力。随着现代信息技术的发展，从“互联网+”的发展战略视角来看，数字化油田逐渐智慧化，优化建设能够降低工作人员的压力，提升企业的经济效益，对于社会发展大有裨益。
2PLC控制系统特点分析
PLC是指可编程逻辑控制器，在整个工业生产流程中，作为一种能够实现工业控制的电子计算模式，具有显著的特点。
2.1高性价比
相较于传统模式下的继电器系统，PLC有着价格成本优势，其造价更加低廉，且整个控制系统，形成了大量的编程单元集成，以此为基础能够实现系统的控制功能。将PLC技术与通信技术相结合，可以进行系统的集中管理以及分散控制，整体的性价比相对较高[1]。
2.2使用便捷
PLC主要是通过丰富的编程语言来实现其功能，在应用过程中，其语言的形式比较简单，逻辑类型图比较清晰，在实际进行编辑的过程中，规律性较强，因而对于较多的人而言，通过简单的学习能够掌握基础知识，且没有计算机编程基础的工作人员也能够掌握PLC编程的精要内容。
2.3标准化生产
对于PLC控制系统而言，其主要是通过多种零部件联合，形成完整的标准化控制体系。对于整个PLC系统，通过各种零部件系统应用来实现生产能力的标准化。用户可以根据自身的控制需要，来进行PLC系统的设置调节，从而实现多种功能的控制。
2.4维护便捷
PLC控制系统在实际应用的过程中，其修改程序比较完备，且系统的设计水平相对较强，因而在实际的应用过程中，可靠性以及稳定性较高。在系统运行的过程中，PLC能够针对各种故障有效调试，在应用过程中，维修保养非常方便，且整体效率较高。
3PLC在数字化油田生产中的应用形式
3.1PLC与无线技术的结合
信息化整体架构生产过程中，以生产的基本单位为前端，形成井、管线生产流程的控制系统，实现数据采集、过程监控以及动态分析的过程。因油田特殊的地理位置原因，其交通通信设施相对较为落后，而无线局域网技术建设能够实现数据通信，具有应用便捷、维护方便、成本低廉等多方面的优势[2]。
3.1.1无线监控系统在油田开采的区域内，在生产现场设置无线监控点，油田总控室设置系统的中心基站。同时选用优波来进行高增益天线的配置，应用点对多点的无线连接的方式，来实现油田总控室以及各监控点之间的无线传输主链路连接，无线通信设备以及现场的PLC有效结合，能够将生产现场数据、运送实时数据以及设备运转数据等实时动态传输，提供采油生产调度单位有效资料。
3.1.2数据采集系统通过在油田采油平台设置抽油机井，在配电箱的位置配置PLC设备，其箱体主要采用镀锌槽钢在油井钢筋混凝土的底座上固定，而PLC用电取自平台的配电箱，同时从平台配电箱获取各种电机的综合数据作为参数，通过无线传导的形式获取载荷以及位移传感器信息。在室外主要通过各种传感器以及PLC控制器，借助仪表保温套进行保温，平台的所有数据采集在PLC处集中，最后通过IP接口向平台的无线通信模块汇集，向油田处理中心接入[3]。
3.2PLC控制系统在石油计量中的应用
当前我国的石油行业纳入了PLC控制系统，以人工间歇的计量方式，实现整个计量过程的智能化，通过相关程序的控制，定时对油井进行循环计量，分析油井的油、气、水的三相数据，在计量的过程中，通过PLC控制系统能够对油井的工作状态进行分析，分析判断的基础上，如果PLC控制系统不工作则可以将此油井跳过，然后进行下一个油井的计量工作。同时PLC控制系统具有较为简单友好的操作界面，整体的运行稳定性较强，便于进行实时监测，同时能够提升油田的计量效率。
3.3PLC控制系统在油田生产水处理中的应用
油田在进行开发时，通过成套的PLC控制系统进行生产水的处理，能够将油田作业生产水充分处理。一旦发生了生产水处理设备的故障时，通过自动检测以及诊断系统，将监测故障的位置置于控制中心界面处，根据自动监测的结果判断故障发生的准确位置，随后采取对应措施展开维修，从而确保油田的生产水及时科学地处理，降低了对于环境的污染，使得企业的经济效益全面提升。生产水处理装置的主要构成系统包括一系列PLC控制系统，完成数据收集、控制，同时将所有的数据信息内容向控制室传输，建立操作人员以及以太网连接，从而进行数据传输。通过自动反冲洗装置能够将生产成本降低，从而将工人的工作量降低，提高工作效率，改善工作环境，通过建立自动反冲洗控制系统来实现控制。系统的构成主要包括操作员站、生产水处理控制系统、外围反冲洗水泵以及电动阀门等，而滤灌的过滤装置为自动控制装置，滤灌能够控制进水、出水以及电动阀等，如果达到规定的反洗时间，通过系统装置能够自动进行反冲，在关闭进出水管的电动阀后，将反冲洗水泵打开，控制反洗水量，自动开启罐反冲洗进、出水阀，充分搅拌反洗共用时20min，随后电动阀复位，完成正常过滤过程，整个反冲洗的过程不断进行。
4PLC控制系统在数字化油田上的应用效果
当前数字化油田有着更加广泛的应用，能够显著提升管理成效，且各项指标呈现稳定上升态势，通过数字化技术可以提升油田的生产质量以及效率，完善企业数字化建设，数字化技术多方面的有效应用，使得油田建设体系逐渐全面化、系统化，综合效益也显著提升。
4.1数字化管理效益突出
油田数字化建设不断推进的过程中，其数量持续增加且建设规模不断扩大，石油企业的集输工艺、机采工艺等也持续改进，通过网络数字技术分析单井荷载数据变化状况，同时根据电量数据进行数据的搜集处理，可以提供决策参数支持，同时也能够严格控制抽油机的用电量，通过远程控制技术，来实现企业管理的转型，从定性管理到定量管理过度。在为应用PLC进行数字化油田建设之前，企业的能耗相对较高，而通过对各个环节的精细化管理，获得了较为显著的成效，如将精细化管理应用到集油环掺水量管理中，其掺水量持续减少，从而可大幅节省成本。而在供电网络管理系统中应用数字化技术，能够通过智能型网损管理功能，维持最佳的电网运行状态，通过开关进行电网的故障查找，节约了故障修复的时间，确保供电能够安全、持续进行。而通过预警感知以及提醒系统，能够及时发现问题，同时将存在的故障内容向相关部门发送，根据提供的信息参数来制定解决对策信息，通过网络技术进行数据信息的实时共享，从而使得各项决策更加高效科学，生产管理过程完全发生转变，由事后处理向事前预控以及事中监测过度，从而提升整体的管控质量。通过油田的数字化管理系统，进行架构的完善处理，使得人员安排更加精简，各个班组的划分以功能为依据，相较于传统的工作模式，能够使得工作流程更加精化，形成一种高效的配合模式，将集中远程管控与站库二级布控相结合，将指挥中心作为系统管理体制，来进行生产劳动组织的优化，也能降低劳动强度。
4.2提升油田管理效率及质量水平
通过PLC进行数据信息的共享，能够充分掌握生产动态状况。在完成数字化建设后，可以将企业数据由非连续性的数据点向连续性的数据点转变，管理人员根据前线的生产运行状况进行实时监控，改变传统站间数据信息定期巡逻检查的方式，通过数字化技术能够进行定期数据录入，各项信息通过网络获取上传，能够防止因为人工记录而导致的误差，将企业的生产运行状况，通过连续的信息流反映出来，管理人员通过预警感知系统、电子巡检系统来了解数据信息，明确前线的生产详细情况。应用PLC进行数字化油田建设，还能够提升生产管理单元的劳动效率，企业的生产管理模式实现了自动化，改变了以往重复复杂工作的局面，提升了企业员工的工作积极性，工作质量以及效率也得到了提升。以往未应用数字化油田进行生产前，站间的关键生产单元需要专员来组织生产，定期进行油水井的巡查，而通过数字化控制，能够改进站间的管理模式，建立起更加先进的管理体制。
数字化油田范文4
金秋的克拉玛依秋高气爽、瓜果飘香。一望无际的油田里，一座座抽油机不知疲惫地工作着，当地人戏称它们为磕头机，更有人说它每磕头一次的产值高达1000元。“我们每年要拿出科研项目经费总额的10%用于油田的信息化建设，此外还有其他信息化投资和成本。”在惠普解决方案移动中心，这个亚洲第一辆高科技展车里，中国石油新疆油田公司数据中心总工程师李清辉如是说。这是惠普高科技展车第一次来到美丽的石油城新疆克拉玛依，这也是“惠普科技加油中国――助力数字化油田之旅”主题巡展活动西部之行的最后一站。
ERP难在统一部署
早在2005年，中国石油和化学工业协会就对行业内部的重点企业进行了一次信息化应用情况的调查，有66.7%的企业已实施ERP。然而新疆油田却是例外，“事实上在2000年左右的时候，新疆油田就曾经通过技术人员开发以及与外部进行合作的方式做过ERP项目。不过，项目做到一半的时候，我们就觉得ERP不是很适合油田，倒是比较适合原料生产加工的制造业; 石油行业是属于资源型的上游环节，两者还不太一样。”李清辉说。实际上，中石化炼化企业比较多，所以它们都大面积部署了ERP项目; 中石油也在做ERP，但主要是做下游炼厂这一部分。
那么石油行业中有没有一种通用型的软件适合上游勘探开发企业统一部署、统一实施呢？李清辉说: “虽说都是搞石油的，上游企业中有许多共性，但是企业之间的个性差异也非常明显，统一部署一套软件比较难。”
首先，面向勘探、开发的上游企业都面临不同的情况，比如各个油田的地质条件不一样。拿一个在新疆油田工作了很多年的地质学家来说，如果他被调到大庆油田就不一定能适应，多年的客观条件决定了各地的思维方式和研究习惯各不相同。
第二，由于历史的原因，中石油集团下属的各个油田经过多年的发展，都形成了相对比较独立固定的管理、生产和科研模式，所以如果要从集团层面把这些企业完全集中统一起来，按照一种模式去运营也比较困难。
第三，以国外石油公司的情况来看，在基本地球科学领域的应用软件大致相同，但是各个公司却都有自己独立的管理软件。“以前中石油集团从上至下搭建过一些信息系统，但是系统部署到各油田之后就都被个性化了。因为总部的管理要求和油田的管理要求不一样，有的系统不能够在细节上满足所有油田的要求。”李清辉说。
数据就是生命
“实际上像新疆油田这样的上游企业的业务就是依据数据做决策: 在哪儿打井、打多深、打几口……所以说数据就是油田的生命。” 惠普公司亚太区关键业务系统经理Harry Westendorp说。
据了解，以前因为管理机构分离，新疆油田勘探部门和开发部门是分开的。但事实上，勘探和开发两项业务有很多共同点，比如勘探要打井，开发也要打井; 勘探做地震，开发也做地震，但是两个业务部门的数据却不能共享。这样一来，重复建设、重复投入的成本很高。因而，通过信息化的手段，将勘探、开发等各项相关业务的数据信息整合共享迫在眉睫。
但是实现数据与应用共享的前提则是制定统一的标准。目前数字新疆油田建立了5大类260个标准组成的标准体系，已有114个标准规范在执行或试行。覆盖了油田生产、科研、管理、决策各个领域，形成了完整的信息标准体系。
当数据共享完成之后，数据查询系统就可以把油田丰富的数据资产方便地提供给各位研究人员了。这些数据经过层层质检后集中管理，“研究人员把数据提取出来，加载到他的研究系统中去，那么很快就可以做他的研究工作了。而以前研究人员做研究的时间非常少，他们要用60%以上的时间去收集数据资料。” 李清辉说。
以前系统要提交一个计算作业，往往需要两周或者是一个月的时间才能出来一次计算结果，研究人员再判断这个计算结果是不是符合所期望的要求。如果不符合，那么研究人员还要不断地调整、修改数据参数，进行重新计算。
石油勘探一般由野外数据采集、地震资料处理、资料解释三个流程组成，大量的数据处理计算工作承担着找储油构造、定井位的重要任务，因而高性能计算平台对石油勘探起着至关重要的作用。
据了解，很多油田的勘探成功率一般都不超过30%，超过30%就已经非常好了。另一方面，由于石油开采过程中钻井费用非常高昂，因而打井的成本也是相当高的。李清辉说: “为了要把大量的设备架设在打井地点，我们有时候要把井点周围几百平米甚至上千平米的土地推平。”
惠普的巡展大篷车里，展示了惠普目前正在为全球范围内数字化油田领域提供的大量技术、工具与最佳实践，以及惠普的未来数字化油田（Digital Oil Field of the Future）业务科技解决方案。
Harry Westendorp说: “高性能计算是我们与国内很多油田合作的重要项目。”据了解，胜利油田也采用了137台HP Integrity服务器，建设油藏模拟高性能集群计算系统，使地质模拟、油藏模拟、开发模拟以及炼油厂的自动化监控等工作效率都得到了大幅度提高。
安全大于天
与海上油田不同，陆上油田范围广、面积大，实现安全管理并不简单。为此，新疆油田建立了一套应急救援指挥系统，它以数据库为基础，集成了网络技术、网络视频技术、通信技术、地理信息技术，形成了一个综合的安全管理系统。
当井口现场出现安全事故时，工人能够第一时间通过网络报警，指挥部门根据网络视频传回的现场情况调用数据库，地理信息系统马上就可以把事故现场位置、现场环境真实地展现出来，而且能够及时观察到现场的变化情况。指挥部门再根据提前制定好的一些应急预案和应急措施流程，采取紧急救援措施。紧急预案启动之后，相关的指挥、调度、消防、医护人员都能够统一协调、调度，保证把事故减少到最低水平。
此外，远程视频监控还用在油田物资的安全保卫中。李清辉说: “这个项目已经进行到第三期，目前大概设立了50个重点视频监控点。我们坐在办公楼里就能检测到几百公里外的现场情况。”
数字化油田范文5
关键词：数字馆藏档案信息资源建设
1数字地质档案馆建设的意义
数字档案馆随着计算机技术和网络环境等信息技术的发展而诞生，使档案馆功能在信息时代得以延伸。数字档案馆作为既具有传统档案馆的基本性质和功能，又可利用信息技术手段，通过建立数字档案数据库，以网络通道实现电子档案信息的收集、存储、管理、利用。建立数字档案馆的最终目的，是实现档案信息管理和利用最大限度地发挥作用。
数字档案馆具有馆藏容量大、信息组织与传输网络化、服务范围扩大化、信息资源共享化、信息检索便捷化的特点。随着数字档案馆的建设，地质档案资料馆传统的工作模式逐渐发生了改变，从过去接收纯纸质资料转变为接收纸质和电子文档的双轨制管理，从过去的单一人工借阅转变为通过互联网实现的网上借阅，从过去的著录查询转变为全文数据的精确检索。
作为具有海量数据的地质档案馆藏，建设成数字地质档案馆尤为重要。近年来，国土资源部以及中石油、中石化等企业相继出台了地质资料电子文件管理办法，几乎所有的地质档案资料都实现了电子化，为数字地质档案资料管理奠定了坚实的基础。
2东北油气分公司地质档案馆现状
近年来，中国石化加强了勘探开发领域信息化工作，各油田深刻的认识到信息化在油气勘探开发中的重要作用。东北油气分公司20多年的勘探开发实践中，产生了大量地质资料，是油田重要的财富，由于历史的原因，分公司综合档案馆保存的大部分地质资料属于未电子化的纸介质资料。2008年以来，随着东北油气分公司勘探开发业务的发展，地质资料的利用越来越频繁，应用范围也逐渐扩大。综合档案馆作为分公司档案资料管理的职能部门，在强化馆藏的数字化工作方面取得了一定成绩，但目前还主要是提供简单的目录检索和纸质资料的浏览、借阅，基于资料数字化基础上的网上查询浏览则还刚起步。数字油田的建设进程加快和油田信息化的要求全面提升，档案信息数字化管理就显得相对滞后。
通过档案信息资源建设工作，将东北油气分公司的地质资料在档案电子化、数字化的基础上，进行科学的组织、分类和管理，并通过有效的手段共享，使之成为群体知识和共享成果，提供技术、成果互动交流的平台，实现科技信息资料收藏数字化、操作电脑化、传递网络化、信息存贮自由化和资源共享化，是分公司档案管理工作当前的一个重要任务。
如何在原有管理模式的基础上，进行总体规划、统一布署、分步实施，构建由传统馆藏数字化地质馆藏数字化馆藏信息服务的建设思路，实现对地质资料的数字化管理，完成现有馆藏纸介质资料的数字化及归档电子文件的入库，以更为现代化的方式为科研人员提供查询、浏览、下载服务，充分发挥馆藏资料的作用。
3东北油气分公司档案信息化建设取得的主要成果
3.1编制档案数字化建设的总体规划
东北油气分公司档案信息化建设的目标是：以建设数字化档案馆为目标，本着档案信息化建设和数字化油田建设同步，技术与管理并重的原则，加强档案数字化基础设施建设，大力推广中石化地质资料管理系统，全面实行电子文件归档和电子档案的规范化管理，推动馆藏档案数字化，进一步完善以档案信息资源建设为核心内容的档案数据库建设，满足分公司生产科研和管理对档案资源的需求，加快推进档案数字化标准体系、安全保障体系和人才队伍建设。
3.2建立档案数字化标准体系
统筹规划档案管理系统建设方案，对电子文件的形成、归档和电子档案信息资源标识、描述、存储、查询、交换、网上传输和管理及“数字档案馆”的入馆及安全管理等方面，制定标准、规范，并已经规范执行。
3.3地质档案数字化建设进展
2009年7月正式进行地质资料管理系统目录的著录，完成所有馆藏资料单井、科研、物化探等资料目录的编著，每一份资料都打印贴上标签，实现计算机检索，并在局域网上，共8000多档，30余万件，完成了地质资料的编目，极大地方便广大生产科研人员的查询、借阅和使用，为开展数字化资源建设工作打下坚实的基础。
3.3.1完成部分资料数字化
东北油气分公司从1995年到2007年的完井地质报告和附图一直未正式地完整地印刷出版过，主要表现形式：①大部分资料只有原始资料，没有整理出版，有的甚至是孤本；②少部分资料虽已印刷出版，但一般只有纸介质1―2套，无数字化电子版。特别是钻井地质报告和综合录井图是开展地质综合研究的重要资料，需求量大，馆藏数量不足，无法满足科研人员的借阅使用需求。为此，从2009年8月到2010年6月共计10个月时间，组成25人的项目组，利用北京侏罗纪软件股份有限公司软件，主要完成了以下三项工作：①完成了566口井（占总井数1687口的34%）完井报告及附图（完井地质报告、完井气测报告、综合录井图、岩心图、油气层井段综合柱状剖面图、气测录井图、地层对比图）的数字化工作，通过完井地质报告和以综合录井图为代表图件的数字化整理，实现一套完整的录井图数字化库；②完成了已数字化资料的纸介质的印刷出版工作；③软件建设完成了C/S和BS部分的开发工作，开展了数据的加载入库，建立录井图数据库（图1）。通过高效的技术交流方式集成的平台，方便了录井图数据综合分析和利用，为数字化建设工作打下良好的基础。
通过对馆藏完井地质报告及附图的整理、印刷出版、数字化工作，满足了地质资料借阅需求、保证原始资料的安全；方便对馆藏地质资料的管理和利用，并能为后续的信息化建设以及进行科研应用（网上检索、、浏览、借阅）提供内容丰富、标准统一、质量可靠的信息源。通过建立录井图数据库，以及对地质报告附图（录井图）的数字化整理，实现包括录井综合图、岩心综合图、油层综合图、气测录井图在内的地质综合录井图数据的数字化，建立高效的技术交流方式集成的科学研究平台，以方便、高效的对录井图数据加以分析和利用，为今后的信息化建设工作打下良好的基础。
3.3.2 完成腰英台油田单井资料及附图数字化和出版工作
腰英台油田是2008年初从华东分公司调整过来的油田，移交的资料绝大部分为纸介质，且只有一套原始资料。为了使这些资料在今后的油田勘探开发中发挥更大搞好的作用，2010年对馆藏的628口井的完井地质报告、测井解释报告、试油成果报告、录井图、测井图资料中没有数字化的资料进行采集、录入、整理入库，同时对628口的的资料进行补充出版，使其满足馆藏需求。
3.3.3实物资料清理工作
2010年开展的实物地质资料清理工作就是对所有库存岩心、岩屑等进行清点核实，建立实物资料台帐及存放信息数据，并结合各井的基本信息，最终形成实物地质资料目录数据库。目前已完成了岩心312口井5562箱8599米和380口井岩屑的实物地质资料台账、实物地质资料基本信息库建立、实物地质资料信息数据库建立工作（图2）。
图2 实物地质资料清理数据系统
3.4.4岩心扫描
岩心扫描工作自2009年4月正式启动，到2010年8月结束，共完成历年录取岩心的扫描工作，累计完成346口井，累计岩心长度9750.65米，并完成了5536.9米纸质岩心描述的电子档录入工作，建立了东北油气分公司岩心图文综合系统（图3）。
图3岩心整理成果图
建立岩心网络图文综合信息系统是实现岩心保护和利用完美统一的有效方法。岩心成像技术的应用实现了岩心宏观、显微图像的高分辨率采集，运用图像处理技术、计算机技术和数学地质方法，建立网络岩心库，实现了岩心图、文资料及相关地质资料的永久性保存、综合管理及处理等功能。并实现注册终端用户对岩心图、文资料的网络浏览、编辑和下载综合利用（图4、图5）。
图4 网络数字化岩心图文综合信息系统
图5 岩心综合图
4 数字化地质馆藏在油田建设中已开始发挥作用
三年来，数字地质馆藏建设进展顺利，以综合录井图为代表的部分资料也在实际生产中开始得到应用。目前，录井图数据库和录井图数字平台，极大的方便了科研人员对录井图的查询应用。
综合录井图是钻井过程中采集到的各项原始地质、工程数据的综合展示，是录井的地质成果总结的重要组成部分，是后期开展地质综合研究的重要资料，如层位对比与划分、资源量预测、构造分析、生储盖组合划分、油气层评价等，是生产、科研重要的、必不可少的基础数据，是数字化油田的基石。这些资料通过应用，已经见到了就好的效果。
（1）解决了早期因技术原因以“蓝晒图纸”的形式保存到现在的综合录井资料无法有效利用计算机技术进行地质综合研究的问题。
（2）通过对录井图的数字化和建立录井图数据库，建立了高效科学的录井图图形查询和显示平台，提高了录井图数据分析和利用水平。
（3）对入库的录井图数据、测井曲线数据文件，采用配套的软件，通过浏览器方式，用户按照通用模版或自定义模板，回放显示气测综合图、录井综合图、岩心综合图、油层综合图等图形
（4）初步应用情况：通过数据接口为其它应用系统（如勘探数据库综合系统、开发数据库系统）提供数据支撑，开展科研应用分析。
①地层层位对比与划分（标定）
利用录井图的岩性、颜色、GR和RT测井资料，结合声波测井曲线、VSP测井资料，通过合成记录数据处理技术标定地层层位。特别是勘探程度较低的地区，探井显得尤其重要（图6）。图6 地层层位对比与划分
②结合地震资料进行构造分析
通过与临近的多口井资料对比分析，作出地层对比图，对区域构造进行分析。证实或弥补地震解释的正确性，进一步搞清局部或区域地下构造的分布状况（图7）。
图7 构造分析图
③油气资源量分析
统计暗色泥岩厚度，编制生油岩厚度等值线图，与盆模技术相结合，对油气资源进行评价（图8）。
图8 油气资源量分析图
④储层分析
统计砂岩厚度，编制砂体厚度等值线图，对油气储层进行评价（图9）。
图9 储层分析图
5 小结
做为数字档案馆建设的重要组成部分是档案数字化资源建设，它涵盖档案资源信息输入、管理、输出三部分的数字化建设工作，从而实现对档案资料及电子信息的控制和归档（含接收、整理、审核等）、档案馆内各项管理职能活动（如保管、保护、储存、统计等）、档案信息的综合利用（包括传递、、检索、利用等）。东北油气分公司数字档案馆建设已经迈出了坚实的一步，特别是在资料的数字化和输出两个方面有了明显进步，下步要完善软件功能，强化管理部分。
在数字地质馆藏建设的同时，积极扩大应用范围，让数字地质馆藏促进数字化油田的建设，从目前地质应用分析，其前景是广阔的。但数字地质馆藏建设既要突出油田的主营业务的特点，也要突出地质资料数字化的特点，要符合勘探开发、科研生产对档案资料的总体要求，也要符合信息技术的需要（数据格式的标准化）。数字地质馆藏要与传统档案管理紧密结合，档案馆要与科研生产单位紧密配合以保证数据资源的完整性、规范性、正确性；要加强软件平台的开发，保持系统的实用性、灵活性、开放性和稳定性，从而达到建设、发展数字地质馆藏，加快数字化油田的建设。
参考文献
[1] 《信息时代的档案信息化管理工作》李志青 中国档案报
[2] 《国外数字档案馆建设概况》 于丽娟《中国档案》2003年第3期
数字化油田范文6
【关键词】数字化 信息化 自动化 智能化
1 前言
国内油田面临的困难是：一是保证原油产量的持续提高，二是持续降低采油成本，三是为了应付未来油气业务萎缩造成的人员过剩，必须严格控制员工数量快速增长，四是油田关爱员工工作的不断加强，考虑员工多元化利益诉求而努力降低劳动强度和改善劳动环境。为此，国内油田采取了多种措施，其中最为成功的是数字化技术在油田生产的应用。
数字化就是利用计算机信息处理技术将声、光、电和磁等复杂多变的信息转变为可以度量的数字、数据，再将这些数据建立起适当的数学模型，存储到计算机，进行统一处理和数据资源调配的系列过程。它与其他非数字信息相比，具有传输速度快、容量大、抗干扰能力强、不失真、保密性好等特点，且便于计算机操作处理。数字化技术结合了自动化、信息化和智能化的优势技术，遵循油田生产管理特点，充分挖掘设备的工作潜力，紧密围绕生产过程，实现了信息化技术与传统油田工业的相融合。数字化技术在油田应用十余年，目前推广程度最大、应用效果最好的就是长庆油田，它在油田生产中取得了很好的效果，但是在应用中也出现了诸多问题，下面本文就以长庆油田为例探讨数字化技术在油田应用和发展前景。
2 主要数字化技术的作用
长庆油田已完成数字化配套的35000口油井，12000口水井，数字化覆盖率90%，其数字化技术主体思路是“主要参数实时采集，重要场所视频监控，关键设备远程控制，安全生产智能预警，紧急状况连锁制动”。
2.1 生产运行系统的实时监控
通过数字化站控中心、调控中心、生产指挥中心将生产运行中主要的生产参数实时监控，实现了生产信息的“统一平台，信息共享，多级监视，分散控制”。
2.1.1 长输管线状态实时监控
以站控系统为基础，通过采集、分析站点外输压力、温度及流量的曲线变化，监控、分析管线是否运行正常，及时对管线泄漏预警并预测泄漏点位置，泄漏点误差±50m。它比较传统的全程步行巡线效率极大提高，减少了原油泄漏损失。
2.1.2 站点运行参数实时监控
通过站控系统将各类站点的重要工艺参数进行采集并显示出来，实现了室内即能巡检全站的生产参数，站内值班人数大幅减少。
2.1.3 功图计量
每隔十分钟采集油井地面示功图，传送到油井功图计量系统集中处理，通过多边形逼近法和矢量特征法对泵功图进行分析判断，并根据工况严重程度分级预警，计算抽油泵的有效冲程和产量。传统示功图每月采集2次，一些暗趟井不能及时发现，单井计量需配置部分人员、单量车或双容积，而功图计量系统可实时采集功图、智能预警和计量，减少大量车辆、人员和地面设备的配置。
2.2 图像采集技术
2.2.1 视频监控
利用摄像机成像技术将重要场所图像进行实时监控，可实现闯入报警、智能跟踪、实时图像抓拍、历史图像查询等功能。
2.2.2 电子智能执勤
集成图像触发技术、车辆抓拍、车牌识别、数据库技术、GPS车辆安全管理技术等，对进入油区的车辆自动识别，实现车辆抓拍、历史视频查询等功能，对可疑车辆进行预警，并结合GPS车辆安全管理信息对油田内部车辆进行跟踪管理。
视频监控、电子路卡使打击非法盗油有的放矢，井场实现无人值守，驻井人员转移到应急驻点。
2.3 自动化控制技术
2.3.1 数字化抽油机
数字化抽油机中的智能控制柜中含有采集传输模块、数据显示模块、工频控制模块、变频控制模块等，除了实现功图、油井状态、冲程、冲次、平衡度实时采集的功能，还可以远程启停抽油机、调整冲次、调整平衡度等。
2.3.2 智能配注
实现了对注水阀组的分水器压力、管压、瞬时流量、累积流量的采集，还可以远程调整水井配注量的功能。
2.3.3 重点输油设施远程控制
通过变频控制模块可对输油泵远程调整转速和紧急停泵，应用启停控制模块对截断阀实现了远程的开启、关闭功能。
2.3.4 水源井智能控制
采用电机智能保护技术、数据远程监控技术及数据传输技术等，实现了水源井卡泵、空抽、过载等异常状况的智能识别和自动停泵保护，还可以根据生产需要，采集流量、压力参数和远程启停泵。
2.3.5 撬装化站点
撬装化站点充分体现了设备集成化、流程简易化、操作自动化的特点，基本可实现无人值守，降低了建设和运行成本，主要设备有撬装增压站、撬装注水站等。
2.3.6 自动投球
自动投球仪可一次性加入若干钢球，设定时间自动发球清扫管线的功能，较传统的人工投球、扫线要方便很多。
关键设备的远程控制减少了人员的现场操作，既提高了效率，又安全快捷。
2.4 智能预警技术
2.4.1 油井工况预警
站控系统可对功图计量系统分析的油井异常工况进行智能提示。
2.4.2 工艺参数超限报警
为了生产安全，对站点工艺流程上的关键参数设置极限值，超限即智能报警。
2.4.3 可燃气体浓度超限预警
站控系统对油气区设置的可燃气体检测仪的数据实时采集，对可燃气体浓度设置上限预警。
2.4.4 设备状态预警
主要设备如抽油机、输油泵、水源井设置了状态预警，如状态发生变化智能预警。
2.5 连锁制动
为了避免关键设备运行异常可能出现的安全环保事故，对外输输油泵设置了进口压力超低限停泵、出口压力超高限停泵，可避免紧急情况可能造成的事故。
3 数字化技术应用的效果
3.1 生产效率大幅提高
运行方式上，由传统“守株待兔、大海捞针”转向“智能诊断、精确制导”，实现了从人工巡检到自动巡检的转变；工作效率上，缩短了管理链条，信息传递、指令下达、问题处理更加顺畅、快捷；工作质量上，重要生产参数实时采集，消除了资料处理的人为因素，确保了基础资料、生产参数准确、可靠。
3.2 生产安全性较大提升
数字化技术将大量人的行为转变为设备的行为，人工操作转变为远程操作，生产参数实时监控、视频监控、远程控制等功能将人员、车辆的行为大大减少，从而也相应减少了安全事故。数字化技术实现了安全生产从人防、物防向技防转变。
3.3 管理成本大幅降低
数字化技术应用有效地控制了用工总量增长，较大程度地减少车辆、设备的配置和运行；一定程度上减少了部分工作量，比如换皮带轮、测平衡度、量罐、测功图等；数字化技术的应用使员工从简单、重复的操作工作中解脱出来，降低了劳动强度。
4 数字化技术应用中出现的问题
4.1 故障类型多，难排查
从现场采集、格式转化、传输到显示、提取和存储，将经历若干节点，任何环节故障都可能导致数据异常，排查环节多是主要困难；数字化技术中的电气化采集设备，如载荷传感器、角位移传感器要及时标定，液位变送器、压力变送器、温度变送器、智能流量仪等需要及时校验，否则采集数据不准或故障。
4.2 应用环境要求高
数字化技术中的电气化设备需要稳定的电源环境，功图计量需要大量的后台技术数据支持，安全预警功能需要正确的极限设置，站控系统、客户端程序的正常运行需要上位机的系统支持，数据准确、稳定的传输需要匹配的网络传输设备，数字化大部分设备处于野外露天环境，受雷电、风沙、雨雪等侵蚀，易损坏。
4.3 部分功能不适应实际情况
因多数单井产量较低造成油流不能充满管线或因设备精度不够，大部分井组集油管线压力不准确；因集输枝状管网、产液量低造成投发钢球收不到，易淤堵管线致使回压升高；因产液量低致使站点输油泵长期低频率运行，对设备可能形成一定损害。
5 数字化技术发展探讨
5.1 数字化技术是油田发展的必然
油田在成本、用工压力和不断增长的生产任务压力下，数字化技术的应用是缓解压力的重要途径；它的应用和发展是员工降低劳动强度、改善劳动环境、日益增强的安全要求和及时准确掌握生产状况的必然要求和根本手段。
5.2 软硬件适应能力将大幅提高
为避免因电源环境不稳定造成的数字化设备闪断、烧毁等问题，各种设备中必将增设电源保护装置或者功能；数字化设备的有效寿命、抗干扰能力将进一步延长和增强；设备体型向微型化发展，其密闭性、防水性、抗震性、抗温性、防雷性能将进一步提高；数据传输设备的带宽、效率和稳定性将进一步提高，数据传输的失真性进一步降低。
5.3 数字化技术与生产进一步融合
数字化系统在设计理念上油田生产的要求紧密结合，充分降低人员劳动强度，界面简单，易操作。它的部分功能将得到强化，部分功能将弱化，比如视频监控、功图计量、抽油机的远程控制、注水井远程配注、输油泵连锁制动、撬装化站点、生产参数实时采集、智能预警等功能将得到增强，收球筒压力温度采集、自动投球、自动收球、井组集油管线压力采集、输油泵的三相电参数采集等功能将逐步弱化或撤销。
部分功能中尚存在缺陷，例如长输管道油气泄漏系统目前以压力、流量的变化来确定是否泄漏，某种状态下或被利用进行盗油，未来或同时应用超声波探测技术来共同确定异常状态；沉降罐采用静压液位计采集液位，测试密度不断变化的产液误差较大，未来或用雷达液位计代替；无线网桥技术信号辐射有效距离短，抗干扰能力差，光纤技术受地面状况影响较大，且光纤易断，未来数据传输或采用雷达技术传输；上位机中安装的监控、驱动、采集、监视等各类软件，这些软件在兼容性上还存在问题，这些程序将不断完善且能与各类常用杀毒软件相兼容。
为准确及时掌握井筒状况，油井实时监控中将实时采集动液面数据，使工况分析更加准确；视频监控系统中可实现监控现场与上位机管理人员实时对话沟通，以便安全合理的配合操作；长输纯油管道在首末两端将实时监测原油含水，以避免不合格原油的集输；为了便于巡站时掌握生产状态，压力变送器选型将全部升级到数显模式；各上位机上会安装系统自检软件，可自动自检故障部位、故障原因和提示解决办法。
6 结论
（1）油田数字化技术结合了自动化、信息化和智能化的优势技术，实现了信息化技术与传统油田工业的相融合；
（2）数字化技术主体思路是：主要参数实时采集，重要场所视频监控，关键设备远程控制，安全生产智能预警，紧急状况连锁制动；
（3）数字化技术的应用提高了生产效率，生产安全性大大增强，管理成本进一步降低；
（4）数字化技术在生产应用中出现了故障类型多，难排查、系统应用环境要求高、部分功能不适应生产实际等问题；
（5）数字化技术是油田生产发展的必然，其软硬件的适应能力将大大增强，技术发展中将根据生产需求逐步调整和完善。
参考文献
[1] 冉新权，朱天寿.《油气田数字化管理》，石油工业出版社，2011.10
[2] 冉新权，曲广学.《长庆油田基层管理案例集萃》（第二辑），石油工业出版社，2010.9
[3] 冉新权，曲广学.《长庆油田基层管理案例集萃》（第三辑），石油工业出版社，2012.8
