第一部分：系統描述
1.2. 現狀綜述
全國各地各采油廠已不同程度地進行了油井監控的試點工作，目前參與的廠商數量比較多，水平參差不齊，各個廠家都是在做試點工作，也有個別廠家開始規模推廣。也暴露出很多的問題，主要表現在油井現場設備可靠性差，可維護性差，不能承受油井現場惡劣的工作環境（包括高溫、低溫、潮濕和沙塵）。數據開放性不夠，往往是各個廠家互不兼容，軟件數據不能共享，呈現一個個的自動化孤島。全國十幾萬口油井，已經采用油井監控的油井不會超過一萬口，不足總數的 10％。
1.3. 設計思想
目的：
油井遠程監控系統主要是通過對井口參數的實時檢測，采用輪詢-應答的通信方式，將檢測到的油井狀態，通過無線方式傳送給采油廠實時數據庫服務器，并以C/S或B/S模式，使生產管理的各個部門能夠及時掌握油井工作狀態，縮短油井故障處理時間，提高開井時率，增加原油產量，提高工作效率。另外，油井井口的控制器具有電量計算功能，可以為 6kV電力線路配電自動化系統提供基礎計算數據。
原則：
自動化工程必須按照“統一規劃、統一標準、統一數據庫 ”的原則建設，系統方案必須整體考慮網絡通訊、系統安全等問題，保證實時數據庫標準開放，使整個系統具有極高的可靠性與實用性。
系統設計遵循“實用性、開放性、可靠性、先進性、可擴展性、易維護性”的基本原則，以方便操作、可靠運行為實施根本；方案設計既立足于實際，便于實施，又著眼于未來，為發展留有余地。技術方案普遍采用近幾年發展和改進的新技術、新設備、新系統，其所有硬件和軟件均應經過生產現場考驗，經驗證具有先進性和可靠性。
整個油田自動化系統在局域網上根據地域特點在每個采油廠設一個實時數據傳控中心（包括通訊處理機、實時數據庫服務器、應用服務器），用于集中管理和存放各采油廠所轄區域內生產井、6KV配電線路、聯合站、輸油管線的現場實時數據，做到實時數據庫開放的原則。
整個系統構成如下：
方案說明：
井口控制器采集油井示功圖、電量、回壓、溫度等參數，經 CDMA/GPRS網或者數傳電臺，以 CDMA/GPRS專線方式或者數傳電臺接口(RS232)接入采油廠通訊機、實時數據庫服務器，廠礦小隊的計算機可以用瀏覽器或客戶端方式對實時數據庫進行訪問。井口控制器改變以往只采電壓、電流有效值地模式，而是實時采集計算電機電量參數，可為配電線路自動化系統提供所需的數據。
6kV配電線路遠方終端、采油廠通訊機、實時數據庫、配電 SCADA應用服務器、工作站等，利用CDMA/GPRS網，組成配電線路自動化系統，實現對配電線路運行狀況的實時監控和管理。
集輸站庫自動化系統與輸油管線泄漏檢測系統均是相對獨立的一個系統，經局域網將系統采集的生產數據上傳采油廠實時數據庫，實現網上數據共享。
通過 B/S模式，可以使管理者瀏覽和查詢全廠實時數據，及時了解現場生產情況。也可以通過 C/S模式對生產數據進行統計、分析。
為了保證系統的時鐘一致性，系統配備專用的 GPS時鐘，用于同步全網的系統時鐘，包括定時與各 FTU、SU遠方對時。
系統中通訊機、實時數據庫服務器、應用服務器等重要節點采用雙機熱備用配置，保持主機和備機之間數據的一致性，使主、備機可以在故障時可以隨時切換運行。
數據中心采用雙網冗余配置，且與油田局域網隔離，當主網出現故障，備網可隨時切換為主網運行。
網絡安全性設計，采用防火墻、數據加密、網絡隔離、用戶權限管理等技術和手段保證網絡和信息的安全。用戶權限管理工作包括系統用戶資料庫管理、用戶注冊、用戶級別設置、用戶權限設置等主要內容。
目前全油田網絡范圍內已建立起了病毒防治體系，因此本系統病毒防治依照油田統一規范執行。
1.4. 油井遠程監控系統
根據油井分布的地域特點與無線通訊技術發展的水平，油井遠程監控系統考慮用 CDMA/GPRS或者數傳電臺通訊模式，系統主要由傳感器、井口控制器 SU、CDMA/GPRS（數傳電臺）通訊模塊 DTU、采油廠通訊機、實時數據庫服務器、WEB服務器、監控瀏覽終端等組成。系統框圖如上面總圖所示。
油井工作狀態傳感器和變送器主要有溫度傳感變送器，壓力傳感器和變送器，電流互感器、抽油機載荷傳感器和變送器、位移傳感器和變送器、變壓器一次側電流互感器，它們將油井的工作狀態變換成對應的電壓或電流值送至井口控制器 SU。然后經 CDMA/GPRS網或數傳電臺，接入采油廠通訊機，數據通訊機采用輪詢方式收集井口控制器數據，數據經過分析經處理后，進采油廠實時數據庫。廠礦小隊的計算機可根據不同的權限，采用 C/S或 B/S模式對實時數據庫進行訪問。
系統實現的功能
電泵井 SU主要進行電壓、電流、油井回壓、井口溫度等參數的測量。抽油機井 SU主要進行示功圖、電壓、電流、油井回壓、井口溫度等參數的測量，且保留油井遙控啟停功能。
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