工程建设方案指导书.docx

目 录

说 明 1
1 编制依据 1
1.1 编制依据 1
1.2 遵循的主要标准 1
2 数字化管理建设现状说明 1
2.1 地理位置及自然条件 1
2.2 数字化管理建设现状 1
3 建设规模 2
3.1 总体规划 2
3.2 分项规划 2
4 数字化管理建设内容 2
4.1 数字化管理建设 2
4.2 数据采集 3
4.3 实现功能 5
4.4 主要技术指标及站控要求 6
4.5 视频监控与入侵报警系统 10
4.6 数据传输系统 12
4.7 其他技术要求 13
5 维修任务 15
5.1 数字化管理生产维修任务 15
5.2 维修组织和配置 16
6 安全 16
6.1 工程危险、有害因素分析 16
6.2 危险、有害因素防范与治理措施 16
7 组织机构和定员 17
7.1 组织机构 17
7.2 定员 17
7.3 培训 17
8 项目实施进度安排 18
8.1 实施阶段 18
8.2 实施进度 18
9 投资估算 18
9.1 投资估算编制范围 18
9.2 投资估算编制依据 19
9.3 投资估算方法 19
9.4 投资估算结果 19
10 附件 19
10.1 附件 19
10.2 附表 19
10.3 附图 19
11 参考界面及点表命名规则 27

说 明

1 为加强油田数字化管理建设工作，规范数字化管理建设方案的编制内容，提供科学的项目决策依据，特制定《长庆油田数字化管理项目建设工程方案编制指导书（暂行）》（以下简称《指导书》）。
2 《指导书》适用于长庆油田数字化管理建设项目。
3 油田数字化管理建设方案由建设单位编制，油田公司数字化管理项目经理部和相关管理部门进行审核。
4 数字化管理建设方案的编制，必须坚持经济、实用、灵活、可靠的原则。
5 数字化管理建设方案的编制，要参考产建工程方案或老油田调整改造方案的实施内容。
6 批准的数字化管理建设方案，作为施工组织设计的依据，项目的规模、工程内容、建设标准等不得任意改变。数字化管理建设方案的投资估算相对准确，指导和控制设计概算不超过其±10％。

1 编制依据
1.1 编制依据
1）根据油田公司“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作”的指导方针，编制数字化管理建设方案。
2）以产建工程方案或老油田调整改造方案的实施内容为编制依据。
1.2 遵循的主要标准
1）《数字化管理井站数据字典V1.0（暂行）》。
2）《长庆油田数字化管理项目技术规格书（暂行）》。
3）《长庆油田数字化管理项目施工规定（暂行）》。
列出其他所遵循国家、行业和企业的主要标准、规范的名称和编号，对安全、环保、职业卫生和节能专篇要求的有关标准、规范应单独列出。

2 数字化管理建设现状说明
2.1 地理位置及自然条件
2.1.1 地理位置
1）说明实施区、井站的地理位置、行政归属。说明实施区与河流、草原、森林、村庄等敏感区的方位和距离。
2）说明实施区域范围，绘制区域位置图，标出区域内管网走向。
2.1.2 自然条件
1）地形
说明实施区、井站所在地区的海拔高度范围，地形构造及相对高差。
2）地貌
说明实施区、井站所在地区的山地、丘陵、盆地、平原、沼泽、盐碱地、沙漠、戈壁等的分布情况。
3）气象
说明实施区、井站所在地区主要气候类型及季节特点。
2.2 数字化管理建设现状
2.2.1 道路
说明实施区公路、铁路等运输的现状及发展规划，与实施区相关的运输条件状况。
2.2.2 供电
说明实施区所在地的供电现状，电网的电压等级和可供利用的负荷量。
2.2.3 通信
说明实施区所在地的通信网现状，传输方式、光缆铺设状况等。
2.2.4 先期数字化管理建设现状说明
包括说明工艺流程、组织机构、生产管理模式、一次仪表采集点、场站工程、视频系统和传输系统的建设情况。

3 建设规模
3.1 总体规划
说明数字化管理建设总体规划，包括油田数字化管理建设或改造工程总规模，建设投资估算。
3.2 分项规划
说明数字化管理建设分项实施规划，包括说明油田数字化管理建设或改造分项工程规模，分项建设投资估算。

4 数字化管理建设内容
4.1 数字化管理建设
4.1.1 建设目标
数字化管理建设必须结合长庆油田特点，集成、整合现有的综合资源，创新技术和管理理念，建立全油田统一的生产管理、综合研究的数字化管理系统，实现“同一平台、信息共享、多级监视、分散控制”，达到强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。
4.1.2 建设思路
坚持“两高、一低、三优化、两提升”的建设思路。
“两高”指建成井站高水平的实时数据采集、电子巡井、危害预警、智能诊断油井机泵工况、生产指挥的智能专家系统。通过数字化管理系统的应用，提高人力资源的优化效率、生产运行的管理效率、油气田开发的综合效率。
“一低”指项目建设投资和运行成本角度综合考虑费用投入，坚持低成本发展思路，通过标准化设计、市场化运作，在综合成本不上升的情况下实现数字化管理。
“三优化”指在确保安全环保的前提下，对工艺流程、生产设施简化优化，降低建设投资、减少管理流程。不追求单台设备的高水平，以系统的最佳匹配为标准，对站场关键设备进行优化。精干作业区，取消井区，实行扁平化管理，按厂、作业区、站（增压点）三级管理模式。
4.1.3 建设原则
油田公司数字化管理建设把握的原则是：突出“三个结合、推进两个转变、抓好三个层次”。
突出三个结合：与生产岗位相结合、与劳动组织方式相结合、与基本生产单元的监控相结合。
推进两个转变：一是思维方式的转变，搞好数字化关键是要解放思想、打破常规、转变思维定式；二是工作方式的转变，由传统的人工为主被动管护油井和“守株待兔”、“地毯式”搜索，转变为“精确制导”利用先进的技术手段为主的管护。
抓好三个层次：一是油田前端的数据采集和监控，二是作业区、采油厂的动态分析，三是采油厂、油田公司的油藏、油田管理。
4.2 数据采集
说明各井场、站点采集点位置和个数。
4.2.1 井场
示功图（载荷、位移）；
抽油机电机变频频率；
井场集油管线压力；
稳流配水阀组间单井注水量、压力；
水源井井口压力、流量。
4.2.2 站点
4.2.2.1 供水站
储水罐液位（静压液位计）；
供水压力、流量；
一路视频。
4.2.2.2 增压点
收球筒压力；
收球筒加热控制；
外输加热炉油出口温度；
缓冲罐连续液位；
投产作业箱液位；
输油泵进、出口压力；
站内可燃气体浓度；
输油泵变频频率；
外输流量；
一路视频。
4.2.2.3 接转站
上游站点来油压力；
收球筒压力；
收球筒加热控制；
外输加热炉出口油温度；
缓冲罐连续液位；
事故罐液位（静压液位计）；
输油泵进、出口压力；
输油泵变频频率；
站内可燃气体浓度；
外输流量；
一路视频。
4.2.2.4 联合站
上游站点来油温度、压力；
收球筒压力；
收球筒加热控制；
三相分离器出水量；
气液分离器压力；
净化罐液位（静压液位计）；
消防水罐液位；
消防泵出口压力；
输油泵进、出口压力；
输油泵外输流量；
外输加热炉油出口温度；
污油箱连续液位、自动控制排液；
站内可燃气体浓度；
外输泵变频频率；
关键点视频（门口、室外油气装置区、罐区）。
4.2.2.5 注水站（污水回注站）
原水罐、清水罐、调节水罐液位（静压液位计）；
注水泵变频频率；
喂水泵出口压力
注水井压力、流量；
水处理装置自动反洗。
4.2.3 关键路口
一路视频。
4.3 实现功能
4.3.1 井场实现功能
抽油井电机远程：抽油机电机单相电流电压检测,同时具有电机启停控制输出；
自动投球：井场安装自动投球装置一套，实现自动投球功能；
注水井远程调配：注水井集中测控模块（测试流量与管压），具有RS485/Modbus-RTU协议，实现注水井远程调配；
水源井远程启停：水源井采用RTU通信，实现远程启停功能。
4.3.2 站点实现功能
对现场的工艺变量进行数据采集和处理；
实现连续输油；
监控各种工艺设备的运行状态；
站场可燃气体的监视和报警；
显示动态工艺流程；
实现对所管辖油水井的远程监控
显示各种工艺参数和其它有关参数；
显示报警一览表；
数据存储及处理；
显示实时趋势曲线和历史曲线；
打印报警和事件报告；
打印生产报表；
数据通信管理；
为调度控制中心提供有关数据；
接受并执行调度控制中心下达的命令等。
4.4 主要技术指标及站控要求
具体技术指标要求按《长庆油田数字化管理项目技术规格书（暂行）》。
4.4.1 井场主要技术指标
4.4.1.1设备工作环境
工作温度-30～+60℃
工作湿度5～95％RH，适应各种恶劣环境。
海拔：800-2000米
黄土高原，多风沙
油气生产区
4.4.1.2传感器等级要求
压力传感变送器：
必须符合JJG882-2004标准规定
温漂系数≤±0.01%FS/℃
零点漂移≤0.1FS/4h
温度传感器：
温度传感器
温度范围0-150℃
精度等级0.5级
4.4.1.3示功图数据采集要求
按10分钟的频率对管理的每一口井巡测一张示功图
载荷与位移同步采集
每张示功图采集的数据点数不得少于200点
4.4.1.4传感器
①载荷传感器技术指标
负荷范围：0～150 KN
过载负荷：200%FS
输出信号：4～20mA
供电电压：24VDC
准 确 度：0.5%FS
工作温度：-30～+60℃
工作寿命：≥5 年
振动影响：输出变化小于0.1%FS（10Hz～1KHz的机械振动）
抗电磁干扰：
防护等级：IP66。
防爆等级：隔爆
使用范围内：所有机采井
②角位移传感器技术指标
输出信号：4～20mA
供电电压：24VDC
输出速度3次/秒～20次/秒可调
测量范围：-60°～+60°角度
精 度：-30°～+30°时 <±0.1
精 度：-60°～+60°时 <±0.3
非 线 性：±0.1%
重 复 性：±0.05
温度漂移：0.01°/℃
工作温度：-30～60℃
工作寿命：≥5 年
防护等级：IP66。
防爆等级：隔爆
使用范围：所有机采井
③载荷位移与抽油机匹配要求
功图采集系统设备技术选型表
抽油机型号
载荷传感器
位移传感器
载荷
（KN）
精度f:s（%）
位移
（m）
精度f:s（%）
5型以下
0-40
±0.5
0-3
±1
5型
0-50
±0.5
0-3
±1
6型
0-60
±0.5
0-3
±1
7型
0-70
±0.5
0-4
±1
8型
0-80
±0.5
0-5
±1
10型
0-100
±0.5
0-5
±1
12型
0-120
±0.5
0-5
±1
4.4.1.5井场防雷要求
防雷设备技术指标：
避雷针：φ40mm×2.0m
雷电通流量：300kw
地阻要求：≤10Ω
抗风强度：≤80m/s
工作温度：-30～+60℃
4.4.1.6抽油机电参采集部分：
三相电流：量程0-100A，准确度±1.0%；
三相电压：量程0-450V，准确度±1.0%；
有功功率：1.5—22kVA，准确度±0.5%（功率因数>0.1）。
4.4.1.7注水井流量、压力采集部分：
注水阀组间稳流流量计量程≤5m3/h,准确度±0.5%；
压力传感器量程0-25MPa，准确度±0.5％；
注水阀组配套有RS485/Modbus-RTU协议的模块。
4.4.1.8水源井井口压力、流量采集部分
压力传感器量程为0-4MPa，准确度±0.5%；
流量计量程30m3/h，准确度±0.5%；
4.4.2 站控要求
4.4.2.1站点工控软件界面要求
流程画面由菜单栏、流程窗口、报警栏三部分组成。
菜单栏：各流程画面的索引和主要操作
流程窗口：主要显示区域
报警栏：用于显示最新报警，绿色、黄色、红色
增压点（接转站、联合站）：流程图、选择点进入详细画面
注水站：流程图、分水器压力流量、注水泵压力排量、电参数。
井场：抽油机启停（只能由增压点控制）、电机状态，井组瞬时液量趋势、回压。
单井：最新功图、任意两个时间段功图对比、单井日产液量趋势，三相电参数，抽油机运行时间。
注水井：注水井流量、管压、日注水量、日配注量、累计注水量。
管线：管线进出口压力（即井场回压与站内收球筒压力），差压，井场回压、收球筒压力、差压趋势。
报警：报警汇总画面、报警确认、报警原因记录、自动弹出相关报警画面。根据不同的点有不同的语音报警功能。
系统报警：系统自我诊断及自我检测报警（后台处理）。
报表：所有报表均以EXCEL表格形式生成，数据自动导入导出，具体要求以增压点生产为主。
手工录入数据画面:录入数据自动存储入数据库，供计量分析软件使用。
其它要求：
启动抽油机语音提醒（在抽油机位置）、摄像头定位、录像、确认、启动。
收球时将收球筒压力锁定，收球完毕后恢复正常生产状态。
颜色要求：油—中灰，气—黄，水—绿
防死机要求：电子设备死机后断电自启动功能。
4.4.2.2 场站工程软件要求
站控软件要具有易用性强、性能稳定可靠便于维护的特点。要有方便、灵活的开发环境，通过易于集成的图形开发系统， I/O点大于2000点。
灵活的图库开发工具：通过提供自定义图库开发工具，用户可以方便地生成长庆油田特有的图库，可嵌入各种格式（BMP、GIF、JPG、JPEG、CAD等）的图片，方便画面制作。
报警管理功能：支持报警、提供多种报警检查方式，支持传统的声光报警，语音文件报警，支持操作人员报警确认管理机制。
数据处理功能：实时历史数据库能够将采集的实时数据进行处理、发布。可实现数据存储、归档、各种运算、线性化处理以及报警功能，根据需要生成各种曲线。
加密管理功能：按权限进行组态图形修改需要。不同用户给予不同的查看、操作权限。工控软件能够详细记录操作事件和系统事件日志。
与不同硬件厂家设备通讯功能：提供开放的接口，可与不同厂家设备进行通讯，支持开发新的驱动程序。
4.4.2.3 功图计量软件
为了满足油气生产的连续性和平稳性，确定站点运行相对独立的设计原则（在站点以上网络出现故障情况下，站点与井场的数字化管理系统能正常、连续运行，保证油田正常生产的维持）。软件在站点计量油井产量。油井计量所需的动静态数据从数字化管理平台数据库读取，示功图数据在就地读取。计量完成后的结果及时存放到数字化管理平台的数据库。
软件整体按照客户端/服务器+浏览器/服务器模式设计，各部分具体功能要求描述如下：
1) 服务器主要完成动静态数据的存储、管理，示功图数据的存储，新增功能模块的应用，如抽油系统优化分析、系统效率评价，以及各级用户权限的管理等；
2) 客户端完成油井计量以及计量结果数据（主要包括示功图、产液量、诊断结果）的上传。同时需要保存一定时段的动静态数据，以备网络故障时，客户端能继续正常运行，并将运行结果暂时存储，一旦网络连通，及时将数据上传服务器；
3) 浏览器端主要（作业区、厂部）用于进行动静态数据更新、服务器端数据和计量系统的维护；
4) 计量系统实时计量采集数据，具有较强的容错功能；
5) 计量系统准确率90%以上，诊断准确率在80%以上。
4.4.2.4 站控系统技术要求
能够根据站控界面的要求，完成与过程控制单元的数据通信，实现生产运行数据的实时显示、报警、运算、存储等功能；
完成与其它系统控制器的数据通信；
能够在站点上实现手、自动无扰切换，通过键盘或鼠标实现遥控及手动调节；
具有数据处理和历史数据存储功能。若通信中断，站控系统具备72小时存储历史数据的能力，待通信恢复后可在规定的时间内，将数据重新恢复至控制中心历史数据库，但不得影响正常生产的数据采集和控制；
能够接收作业区生产指挥中心发来的指令，能够与中心控制系统的主服务器时钟同步；
操作系统采用WINDOWS2000以上版本，交互界面汉化运行，可以汉化菜单、支持中文报表。
4.5 视频监控与入侵报警系统
4.5.1 配置要求
井场视频配置：“一体化摄像机+防护罩（不带云台）+解码器+视频服务器”，具有雨刷、除霜、加温、散热功能
增压点视频配置：可变焦一体化摄像机（不带云台）+视频服务器，具有防爆、雨刷、除霜、加温、散热功能。
安装数量：井场8口井以内安装1套；8口井以上安装2套。增压点原则上只安装一路视频系统，用于站点的日常监控。
4.5.2 入侵报警
基于前端智能视频服务器的检测技术通过现场试验、研发，目前能够满足有人闯入智能分析与报警功能，完全屏蔽抽油机转动以及抽油机影子的影响。
4.5.3 技术要求
防护级别IP65；
具备防雷、防浪涌保护功能，可抗3KV脉冲；
摄像机18倍以上光学变焦，满足捕获图像的景深；
辅助400w照明灯；
误报率≤5%；
视频服务器满足有人闯入智能分析与报警功能，能够完全屏蔽抽油机转动及影子的干扰。

4.5.4 视频软件功能要求
1）可同时监视、操作、存储12个通道画面（最好D1格式）。
2）当有人员进入井场时，能进行语音报警，并将报警井场画面变大。
3）提示操作人员对进入井场人员进行识别，可以进行变焦操作，将进入井场人员脸部看清楚，并存储相应照片文件。
4）如果是自己人，则撤销报警，画面变小。
5）如果是外部人，则提示需要通过语音通道播放的音频文件（5个），或者选择通过麦克风远程语音警示。
6）软件提供视频转发功能，供平台用户访问视频，不需要再次连接视频服务器，加重通信带宽。
7）视频服务器在有报警产生时，能输出DO信号，将报警接入工控软件。
4.5.5 标准立杆
1) 现场立杆采用8m标准水泥杆；
2) 立杆应做灌筑基础，基础深度应不小于1.5m，底部直径应不小于1.0m。
3) 立杆要求牢固、与地面垂直。
1.6m
1.0m
1.4m
8.0m
4) 距杆顶部1.0m处安装长1.2m横架。

5) 水泥杆最顶端安装避雷针，无线网桥。横架上安装摄像机、喇叭和照明灯。横架下方安装控制机柜。
6) 依现场实际而定，尽量避免逆光。

4.6 数据传输系统
4.6.1 实现方式
依据现场实际因地制宜，采用光缆或无线网桥传输方式。
井场至增压点带宽至少达到6Mbps。光缆采用G.652或G.655的单模光缆。
增压点以上采用与输油管道同沟方式敷设单模光缆；不具备同沟敷设光缆的地段可采用与电力杆路同杆建设的方式。
工控网必须与办公网进行逻辑隔离，使得工控网独立组网，保证网络安全。
4.6.2 无线网桥技术要求
1) 井场至增压点不满足可视传输时，建立中继站；
2) 覆盖距离方圆 5公里；
3) 自适应的调制方式；
4) 与任何标准的以太网交换机及路由器兼容；
5) 内置远程诊断程序；
6) 自动发射功率控制（ATPC）；
7) 支持VLAN（IEEE802.11）；
8) 实现SNMP/NMS网络管理；
9) 远程升级；
4.6.3 光缆技术要求
井场光缆采用4芯铠装单模光缆，根据现场实际采取架空或埋地的铺设方式；光缆安装规范按照YDJ44-98 《电信网光纤数字传输系统工程及验收暂行技术规范》和标YD 5138-2005《本地通信线路工程验收规范》准执行。
4.7 其他技术要求
4.7.1 防雷防浪涌技术要求
抗浪涌能力≥60kA(8/20μs)，测试电压≥10kV；
通信接口和其他的I/O点抗浪涌设备的主要技术指标为：抗浪涌能力≥10kA(8/20μs)，测试电压≥6kV；
防雷击和浪涌的设备推荐采用菲尼克斯产品或类似产品。
4.7.2 电源技术要求
PLC系统向现场二线制仪表回路、无源触点以及继电器提供符合要求的24VDC电源，该电源必须冗余设置；
站控制室配有UPS电源(220VAC 50Hz)，向站控制系统供电；
为模拟量输入、模拟量输出、数字量输入、数字量输出等不同类型的I/O模板，应提供独立的24VDC供电回路，每个供电回路应设置带熔断器开关端子。
4.7.3 计算机最低配置技术要求
1) Intel CPU ，单核主频3GHz以上；
2) 双核2.66 GHz以上；
3) 2G RAM，160GB 以上HD；
4) USB2.0接口；
5) DVD；10/100M双以太网卡；
6) 多路图形卡，256MB 显示内存；
7) 21＂LCD显示器(4:3)，分辨率1280×1024，扫描频率大于100Hz；
8) 键盘；
9) 鼠标器等。
4.7.4 RTU技术要求
1) 周期性地采集站内生产过程的运行参数和设备状态信息；
2) 独立完成站内的各项调节、控制及生产运行保护等任务；
3) 接收和执行站控系统的调度、控制指令；可控制和调整主要生产变量的设定值，实现各控制回路中的各项参数的在线标定；
4) 能够通过时钟同步器等专用设备实现与标准时间同步；
5) 支持包括Modbus RTU通信协议；
6) 具备在线管理和自诊断能力；
7) 整个系统支持例外报告功能及历史数据回放功能；
8) 所选用的模块应是带电可插拔型模板，且每块模板都应有自诊断功能；
9) 应能接受、处理其它站拷贝来的子程序，并可将本站的一些功能程序移植到需要的站场，以减少重复编程的工作量；
10) 上传至站控中心的数据必须带有时间标签；
11) I/O模件的通道数按20%的余量考虑。
4.7.5 机柜要求
1）井场机柜：
井场机柜安装RTU、视频服务器、无线网桥模块（或光纤收发器），HUB，电源、开关配套。
水源井控制柜：
水源井控制柜安装RTU、电源、开关配套。
机柜
颜色
灰色
防护等级
IP55
安装设计
方便快速的挂杆安装设计；
尺寸
井场机柜尺寸为800mm×600mm×300mm
水源井机柜尺寸为400mm×400mm×300mm
其它
机柜在40℃时自动散热功能(风扇轴流风机平均无故障运转时间≥30000h)
前开门，开启角度180度,底部走线，柜内配线应通过汇线槽
柜内机架与端子排的布置应考虑留有扩展余地且方便维护、检修，柜内布线通过汇线槽，柜下端安装接地母线。
需要配置220VAC供电回路空开和接线端子。
采用笼式弹簧夹持型接线端子连接电缆/电线。
与外部的电缆/电线的电气连接应采接线端子。接线端子应留有20%以上的余量。接线端子的绝缘耐压等级不应小于500V。
防雷/浪涌保护器独立接地
接线端子推荐采用菲尼克斯产品或类似产品。
2）站点机柜
站点RTU机柜

4.7.6 其它设备技术要求
1) 所有电气设备和材料应采用获得“CCC”认证的产品，且设备和材料上应带有认证机构标识；
2) 设备适应环境温度-30～60℃；
3) 压力传感器0-4MPa,精确度±0.5%；
4) 温度传感器量程-30～100℃，精确度±0.5%；
5) 输油泵（注水泵）变频通过RS485/Modbus-RTU协议实现与站RTU的通讯。

5 维修任务
5.1 数字化管理生产维修任务
5.1.1 主要维修任务和工作量
1）说明主要维修服务对象和维修范围，包括机修、仪修、电修等；
2）说明所需维修的主要设备、仪表的种类、规格，其中对外委托的主要维修内容和工作量。
5.1.2 可依托条件
1）说明该建设项目主要设备生产厂家可提供的维修服务情况；
2）说明建设所在地及其周边石油行业和社会可依托单位的基本情况，如地理位置、生产规模、服务范围、维修能力及技术水平等；
3）说明该建设单位与可依托单位或有关部门达成的意向内容和结果。
5.2 维修组织和配置
5.2.1 维修配置规模
根据实施区承担的生产工作量，说明机电设备、仪表、及零部件加工所需工种、手段、能力和规模。
5.2.2 维修组织安排与配置
1）说明维修工程组成、维修站（维保站）配置设施。
2）说明各岗位、各工种人员编制，进行合理的安排。

6 安全
6.1 工程危险、有害因素分析
6.1.1 物料危险性分析
1）说明油田数字化管理建设过程涉及的主要物料的组成、物性，分析其危险性，列出火灾爆炸特性参数，说明其火灾危险性类别。
2）分析油田数字化管理建设过程中涉及的其它物料(硫化氢、轻烃、液化气、破乳剂、甲醇、三甘醇等)的危险特性。
6.1.2 工艺过程危险、有害因素分析
1）分析运行操作和管理过程中因人为因素引发事故的危害及后果。
2）按照国家相关标准和规定，对危险源进行辨识。
6.2 危险、有害因素防范与治理措施
针对建设过程中可能出现的各种危险、有害因素，提出具体的防范与治理措施。若项目为改扩建工程，则应对现有的安全管理体制、安全防范与治理措施及存在的安全问题进行分析，论证提出对危险、有害因素防范与治理方案。
6.2.1 安全防范与治理措施
1）说明油田数字化管理建设总体布局与相邻企业、居住区、公共设施、架空电力线路和通信线路、铁路、公路、矿区的位置和距离是否符合规范要求。
2）说明采取的防泄漏、防火、防超压、防爆炸、防静电、防雷击、防止误操作的措施。
3）说明生产过程控制、检测、报警、联锁保护等安全保护措施。
4）说明工程防范与治理自然灾害的措施。
5）对重大危险源的管理提出要求。
6.2.2 安全管理机构设置
说明安全管理机构设置及人员配备情况。
6.2.3 安全投资估算
列出该建设工程用于安全防范、监控、检测、检验与防护的专项装备、安全教育专项装备以及专项费用，说明安全投资占工程总投资的比例。

7 组织机构和定员
7.1 组织机构
说明建设项目生产管理系统的构成、隶属关系及临时管理机构的组成情况，实施区建成后的人员编制情况，绘制系统构成框图。
7.2 定员
7.2.1 人员分类和素质要求
按照劳动定员等有关规定，结合工程项目及实施区的实际情况提出人员分类（生产工人、管理人员，技术人员，服务人员）及其相应的文化、技术等方面的素质要求，并与建设前的人员编制作比较。
7.2.2 人员编制
根据生产组织和管理机构，人员分类和素质要求，列出人员编制，见表7.2-1。
表7.2-1 人员编制表 单位：人
序号
部 门
工 人
管理人员
技术人员
其他人员
合 计
备 注

合 计

7.3 培训
7.3.1 培训的目的
说明业务培训、岗位培训的基本要求。
7.3.2 培训计划
1）说明需要培训的专业与人数。
2）说明培训的主要内容、种类（教室培训、现场操作培训）及安排（时间、地点等）。

8 项目实施进度安排
8.1 实施阶段
8.1.1 实施阶段安排
项目实施时期是指从正式确定建设项目（批准数字化管理建设方案）到竣工验收的时间段。可按以下工作内容划分实施阶段。
1）前期工作和项目审查立项；
2）初步设计及审批；
3）设备材料订货；
4）施工图设计；
5）施工准备；
6）施工；
7）调试准备和试运行；
8）上线运行；
9）竣工验收；
8.1.2 实施要求
1）说明项目实施各阶段基本要求。
2）有工程承包招标、监理及设备、技术引进时，应增加相应工作要求。
8.2 实施进度
按项目实施各阶段的工作内容，安排进度计划，编制进度横线图。见表8.2-1
表8.2-1 实施区工程建设进度表
序号
阶段
XXXX年
XXXX年
……

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12

注：各实施阶段的具体时间在表中用粗实线“—”表示。

9 投资估算
9.1 投资估算编制范围
简述建设项目的基本情况，包括建设地点、主要建设内容、建设规模以及建设条件等。
简要说明投资估算所包括的工程范围和主要工程内容。改、扩建及技术改造项目还应说明依托工程内容等；引进项目还应说明引进范围和内容等。
简要说明投资估算的费用范围。
9.2 投资估算编制依据
应说明投资估算的编制依据，主要包括：
1）国家有关工程建设的政策及规定；
2）中国石油发布的工程计价依据及有关规定；
3）相关行业和工程所在地区的计价依据及有关规定；
4）可行性研究文件及专业设计人员提供的主要工程量；
5）设备、材料计价的依据和时点；
6）引进设备、材料的询价资料或可供参考的价格资料及税费构成；
7）利率、汇率等政策性参数和数据；
8）估算编制时所参考的其他资料。
9.3 投资估算方法
简要说明投资估算采用的方法。
9.4 投资估算结果
对项目投资进行汇总，说明投资估算结果，编制总投资估算表。
编制建设项目报批估算总投资对比分析表，将本项目的经济指标与近期类似工程项目进行对比分析，并说明投资高低的原因。

10 附件
10.1 附件
列出数字化管理建设方案编制过程中涉及到的立项文件和相关文件等资料。
10.2 附表
列出数字化管理建设方案编制过程中涉及到的各种表格。
10.3 附图
列出数字化管理建设方案建设现状图、工程建设区域规划图以及工艺流程图等。

11参考界面及点表命名规则
附件1：场站软件界面
站点主界面

注水、产液曲线

功图

油井工况统计

油井曲线

报表

增压点产液量趋势

油井曲线

井组管线压力曲线

附件2：现场组态软件点表命名规则
编码规则：井场编号+井号+分隔符+变量名缩写+其它编号。在一个站内井场编号+井号可以唯一的标识单井，井场编号（1位）取值从字母A到字母T,现场自定井场编号，井编号（1位）取值从字母A到字母Z，按面向井口正面从左到右排序，变量名缩写为数据采集点拼音的首字母，其它编号为相同采集设备的序号。比如,某站的某井场（编号为A）的某井（编号为A）的最大载荷的编码为: AA-ZDZH,而井场外输压力的编码为: A-WSYL。中心实时数据库的点表中以站名编码为前缀，以此保证编码唯一性。