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油田数字化建设中存在的问题及对策油田数字化建设是提高油田生产效率、减少生产成本、提高企业盈利能力的重要手段。
但在数字化建设的过程中，也存在着不少问题，需要企业积极应对。
一、数据质量不高数字化建设的核心在于数据的采集、传输、处理、分析和利用。
但目前很多油田企业所拥有的数据都是散乱无序的，不同的信息系统之间缺乏互通，而且数据的时效性、准确性、完整性等都存在不同程度的问题。
这些问题会影响到企业各个环节的决策和运营，影响企业的效率和盈利能力。
因此，提高数据质量是数字化建设中最重要的问题之一。
对策：企业需要把数据管理和数据质量提升放在重要位置，建立完善的数据管理系统和数据质量管理体系。
具体来说，可以从以下几方面入手：1.规范数据采集和输入流程，确保数据准确性和完整性；2.建立数据清洗、标准化和归档等流程，提高数据的一致性和可重复性；3.建立数据安全保障措施，确保数据的安全性和可靠性；4.开展数据质量监控和评估，及时发现和纠正数据问题。
二、应用系统开发难度大油田企业的应用系统很多都是自主开发和定制开发的，这种模式下应用系统的实现考验着企业的技术实力和创新能力。
但很多企业的技术水平和团队构建较弱，这也导致了应用系统开发的难度大、周期长，给企业的数字化建设带来了一定难度。
对策：企业应该对自身技术实力和团队建设存在的不足问题进行认真分析，制定相应的解决方案。
例如，可以采取以下几个方法：1.积极引进高效、成熟的第三方应用系统，降低定制开发的难度和成本；2.加强与科研院所、高校的合作，引进先进的技术和新型研发团队；3.鼓励技术人员在数字化建设中发挥创新精神，树立技术创新的导向思想。
三、数据共享难度大有的油田企业信息系统不同部门之间是独立的，这导致了数据沉淀、信息孤岛等问题，导致了部门之间的数据共享存在一定的难度。
对策：企业可以采取以下方法加强部门之间的数据共享：1.建立数据标准和数据交换规范，统一各部门的数据元和数据格式；2.建立企业级数据仓库，并建立数据共享机制，让各部门可以共享数据；3.加强部门间的信息沟通、信息共享和协调机制，让各部门有效地配合协作，共同推进数字化建设。
浅析油田数字化建设的思路文｜祖智慧 伊春涛这篇文章利用对油田数字化的建设目标进行详细分析，并且详细分析了油田数字化建设工作当中现在存在的问题以及建设的要求和建设的途径，本文还以某个油田的油田数字化建设为例，来进简单的举例说明，并且对比数字化实施前后的在生产方式方面的区别，对数字化建设下一步需要进行的工作安排进行最终的明确。
一、油田数字化的建设目标在勘探开发与管理类的领域中，油气生产物联网系统是一个极其重要的信息系统建设项目。
因为在油气生产运行中的工作需要，油气生产物联网系统的手段包括对生产操作自动化的实现和对生产管理流程进行优化，以此来提升工作效率，使劳动组织用工得到优化，让精细化管理应用于服务油田生产的工作中。
我们开展这些工作想要做到的最终的目标就是提高生产产量，提升工作效率，节省人力资源，减少能量损耗，并且降低运行的成本。
就目前而言，各大油田企业现在十分想要让自己的公司实现现代化，实现现代化的途径就是开展相关数字化建设。
因为我们需要关注生产油气过程的全部细节，所以建立一个覆盖全部油田的一整套物联网系统是非常有必要的，而且这一套物联网系统，最终将会被建立，自动采集相关的生产数据、对关键过程进行连锁控制、工艺的流程将得到可视化的展示、实时监测生产过程中的综合性信息管理平台，也会随之被实现。
对油田进行管理的新模式“不需要有人留下来值班、监控室全天24小时无死角、对层级进行简化等等”这些都会被实现。
对高效的集成设备进行采用，将优化油气处理、集油、注水以及污水等主体的工艺流程的工作进行实现，将极大程度提升工艺流程在进行过程中的效率，而且省了许多需要人为控制的生产环节，不过现如今，对绝大多数的油田企业来说，实现数字化建设，还是有一定的困难的。
而且远程的仪表是基本上不存在的，对数据进行抄录和监测都是由相关的工作人员在现场完成的，这样就造成了生产效率降低，而且劳动的强度也被提高了，需要用到的工作人员也变多了。
借力数字油田胜利油田多年维持高额产量位于黄河入海口的中国石化山东胜利油田可谓是真正意义上的“老油田”，从1961年发现并投产至今已经运营了50多年；年产量从1991年的顶峰3355万吨递减到目前的2700万吨。
然而，胜利油田并不甘心服老，在全国所有“老油田”中率先举起了“数字化”这一利剑，向技术要油、向效率要油，向管理要油，牢牢控制自然递减率，将年产量稳稳维持在2700万吨长达16年之久。
随着“数字油田”、“智能油田”的进一步建设，胜利油田2700万吨的年产量目标将得以延续。
在过去的50年里，胜利油田累计探明石油地质储量50.6亿吨，生产原油10亿吨，均占我国陆上油田探明储量和原油产量的五分之一，是我国第二大主力油田。
但是，经过50年的运营后，胜利油田迈入了老油田的行列，其产量不断递减，含水率高达90%以上。
为了让已经步入老油田行列的胜利油田重新焕发生机，确保油田的增储稳产和降本增效，胜利油田积极推进“数字油田”建设，即着力推进生产过程和管理流程的深度融合，为油田发展提供信息强力支撑，推进标准化设计、模块化建设、标准化采购、信息化提升的“四化”管理工作。
目前，胜利油田承担着国家863计划“数字油气田关键技术研究”项目，并且已经在今年5月通过了国家科技部的现场验收，它是我国首个在数字油田建设领域的863项目。
为了解决国内油田企业信息化中缺少统一的信息资源服务平台、缺乏针对多尺度地质体的可视化表征手段等问题，胜利油田在三年前开始承担起了“数字油气田关键技术研究”项目的建设。
胜利油田信息中心主任李琳告诉记者说，经过三年的攻关研究，胜利油田在多源异构元数据信息集成服务平台、多尺度三维地质体数字表征技术、勘探开发辅助决策技术等方面取得了巨大突破，形成了一整套实用的数字油气田系列技术，并在埕岛油田进行了示范应用，取得了显著的经济和社会效益。
他说，胜利油田从此可以为勘探开发专业应用提供个性化数据服务，为勘探生产部署、开发方案优化科学决策提供全方位、适用的技术手段。
油田数字化建设中存在的问题及对策随着数字化技术的发展，油田数字化建设已经成为当今石油工业发展的趋势。
在数字化建设的过程中，仍然存在着一些问题，这些问题可能会影响到油田数字化建设的效果和效益。
本文将对油田数字化建设中存在的问题进行探讨，并提出对策。
1.数据收集不完整或不准确油田数字化建设的核心是数据的收集与分析。
在实际生产过程中，由于设备老化、传感器故障或操作失误等原因，会导致数据的收集不完整或不准确。
这样一来，分析所得到的结果可能会有偏差，从而影响到对油田生产的控制和调度。
为了解决这个问题，可以通过对设备进行维护和检修，更新较差的传感器，提高数据的可靠性。
对操作人员进行培训，提高其操作的技能和意识，以减少操作失误。
2.数据管理和分析能力不足数据的收集只是数字化建设的第一步，更重要的是对数据进行管理和分析。
许多油田在数字化建设方面仍然存在着能力不足的问题。
一方面，油田缺乏有效的数据管理系统，使得数据难以进行有效的保存和检索。
油田缺乏专业的数据分析人员，无法对数据进行深入的分析和挖掘。
为了解决这个问题，油田可以引入先进的数据管理系统，实现对数据的统一管理和规范化处理。
油田可以培养和引进专业的数据分析人员，提高对数据的分析能力。
3.信息安全风险油田是国家的重要能源基地，一旦油田的数字化系统被攻击，可能会对国家的能源安全产生重大影响。
油田数字化建设面临着信息安全风险。
为了应对这个问题，油田可以加强对数字化系统的保护措施，建立健全的网络安全体系，加密重要数据，并定期进行安全演练和测试，提高对攻击的应对能力。
4.成本和投资回报问题油田数字化建设需要大量的投资，包括硬件设备的采购和更新、软件系统的开发和维护，以及人员培训等。
数字化建设的成本往往较高，加之油价波动较大，油田数字化建设的投资回报可能会受到影响。
为了解决这个问题，油田可以采取分阶段的数字化建设策略，先进行局部的数字化建设，等待经济效益的体现后再进行更大范围的建设。
2019年03月浅谈胜利油田内控信息化建设的可行性刘晶（胜利油田企业管理处内控风险管理室，山东东营257000）摘要：胜利油田内控从2005年发展起来,经过10多年的发展，不断完善。
目前已经建立自己的体系,各方面逐步规范，为油田的生产经营做出了自己的贡献。
本文通过设想胜利油田内控的信息化建设，从权限指引入手，强化在线审批，加强权限审批的监管。
通过建立自己的内控教育平台，实现培养内控信息化人才。
嵌入管理制度，实现制度与内控管理有机融合。
关键词：内控信息化；权限审批；目标1胜利油田内控信息化的建设背景21世纪是信息大爆炸的时代，伴随着计算机、网络通信以及“云技术”的不断发展和应用,企业内部控制的信息化发展已经成为大势所趋，是企业提升自身竞争力，加强可持续发展的重要保障。
而信息化也在很大程度上改变着内部控制的传统职能、范围以及方法，甚至重新定义了内部控制。
我国颁布的《企业内部控制基本规范》中的《企业内部控制应用指引》第18号——信息系统，指出企业应当利用信息系统实施内部控制，应当重视信息系统在内部控制中的作用，这无疑对我国内部控制的信息化发展又注入了一针强心剂。
从系统业务流程出发，对其控制功能在实际应用中的风险重新梳理，并加以识别、分析和记录，从系统权限、职责分离、配置、业务操作等方面，完善系统状态下的控制要求，建立控制措施与系统业务流程的映射关系，使之更加明确、具体，容易为系统操作人员和管理人员所遵循。
然而，现有对内部控制的研究，大多从属于会计审计的理论范畴，而且实务中对于内部控制的信息化的发展也较多停留在从“会计电算化”到“会计信息化”的浅层次的发展中。
本文旨在剖析胜利油田的管理现状,探讨现有胜利油田内控信息化存在的缺憾之处，指出胜利油田内控信息化建设的可行性,以此实现内控权限指引审批的线上操作。
通过建立内控教育平台、搭建胜利油田内控制度体系，全面实现胜利油田的内控管理信息化。
2胜利油田内控信息化的管理现状2.1中国石化内控管理信息系统目前胜利油田的内控系统大致分为两部分：一是中石化开发的中国石化内控管理信息系统，主要包括股份公司手册、企业内控手册、中石化内控通知的发布、内控体系建设、内控风险点、中石化流程季度测试等，虽然此系统涵盖面较广，业务涵盖比较多，但是只限于导入等功能，最主要的目的体现在中石化要求的定期测试上，主要服务于总部，而且中石化内控管理信息系统未设置权限审批流程，没有内控交流及教育平台，实用性较差。
浅议胜利油田110kV数字化变电站建设方向摘要：综合当前国内外的数字化变电站发展情况，结合胜利油田变电站自动化系统发展现状，对胜利油田110kV数字化变电站的建设方向进行了论述，特别对过程层网络的组成方式以及过程层设备数字化配置进行了分析，列出了数字化变电站建设中一些需要注意的技术环节。
关键词：数字化变电站过程层网络一、国内外数字化变电站发展建设状况随着变电站自动化技术的发展，变电站自动化系统产品如通讯协议、应用程序接口、数据描述等不断增加，急需一个标准来统一，以便不同厂家的各类设备能够在一个变电站内集成、互联、实现相互操作。
IEC61850标准就是在这种需求下，逐步发展完善建立起来的。
二、胜利油田变电站发展建设趋势目前，胜利油田变电站的自动化水平正处在转型调整期，从传统的有人值守综合自动化变电站向无人值守集中控制变电站发展。
集控站的实施显著提升了变电站的信息化水平。
一些变电站开始进行无人值守化改造，但只是对综自站增加相应的监控设备，达到对变电站的全貌监控。
胜利油田新建变电站在整体结构上已经实现了分层分布，但是仍然存在着常规变电站的缺陷。
典型的110kV变电站系统为110kV/10（6）kV结线方式，结构为半户内布置，主变户外布置，110kV 部分采用室内GIS设备，10kV部分采用室内开关柜，并集成了测量、保护、控制模块。
这种变电站在二次方面采用常规CT和PT，二次设备采用微机保护，设备信息无法有效共享，每套保护设备均要经过模拟量和数字量的来回转换实现功能。
10kV馈线的保护实现了就地化，与后台机也通过网络进行连接，大大减少了二次电缆，但是存在的问题是主变的保护、测控和PT二次电压仍通过电缆接线实现。
未实现信息高度共享和减少电缆投资。
推动实施以IEC61850为标准的数字化变电站的建设，是未来变电站技术发展的必然趋势。
三、胜利油田110kV数字化变电站的系统结构以IEC61850标准构建的数字化变电站分为典型的三层结构，即站控层、间隔层、过程层。
胜利油田数字信息化建设发展现状及趋势研究摘要：数字油田是油田企业信息化建设的发展趋势，是油田各生产部门进行管理与决策的基础平台。
随着经济与科技的发展进步，石油行业进行数字信息化建设也是时代发展的必然趋势。
目前油田数字信息化建设进程已经取得了有效的成果，不过建设过程中也暴露出了些许问题，需要继续改善和优化，从而让石油企业能够长足发展。
关键词：油田;数字信息化建设;趋势研究随着我国经济与科技的不断发展与进步，数字信息化已经进入到了各行各业当中。
在石油行业中进行油田数字信息化建设，能够让当前行业的工作变得更加便捷高效，同时还能够帮助使用者储存大量的数据，为后期的决策提供有效的依据。
1 当前我国油田数字化信息建设的进程就目前情况而言，我国有许多的油田均在数字信息化建设上面花费了大量的资金，例如中石油企业就专门推出了相关的发展计划，计划打造自然生态和钻井的信息采集系统，以及岩层信息采集系统等等。
除此以外，新疆油田公司也在几年前就重点进行油田数字信息化的建设工作，并且通过不断的总结和创新，该公司的数据越来越健全，信息化建设效果良好。
现如今，我国已经有大大小小的油田数字信息建设项目落地并实施，这些项目的成果也较为理想。
不过，在项目的实践过程当中也暴露出了不少的问题，这些问题都需要尽快予以解决，以保证油田数字信息化建设的顺利进行。
1.1 油田数据暂未实现全面共享就现在情况而言，我国有不少石油企业都有进行了数据信息化建设，这些企业都拥有着许多的数据资源，有一些规模较大的油田企业甚至还有自己专属的数据平台和网络的资源库。
由于就是企业内部的资源，石油企业很少会将其共享出来，所以其他的研究机构或石油公司很难获取这些数据资源。
所以，为了实现油田数据资源的全面共享，可以让油田企业要其不用保密的信息共享出来，这样能够最大化的利用勘探开发所得来的数据1.2 油田数据信息化缺乏有效的规划石油是一个特殊的行业，在这个行业当中对于工作职责的划分非常严格，任何一个部门都有自己独立的规划，这些部门会设置专门的工作规章制度。
胜利油田档案管理信息数字化初探摘要档案管理是个复杂，繁琐的过程，尤其对于像胜利油田这种大型企业。
随着胜利油田档案管理信息化，数字化的实现，也带来了相应的一些问题，本文将简要介绍目前胜利油田档案管理所面临的问题及其相关措施。
关键词档案管理；数字化；信息化；胜利油田档案管理工作就是通过档案的管理和档案信息的提供来为社会和经济服务的业务活动。
数字档案馆是朝向不同载体形式并存的方向发展，包括纸质、软盘、光盘、声、像及各种数字媒体。
数字档案信息资源共享趋势重新定义了馆藏档案资源新的内涵，它的特点是将不同类型的档案信息以数字化形式分布存放在各个档案馆内，通过虚拟链接，实现数字档案信息资源共享。
也就是说档案馆真正数字化后，馆际之间可以通过互联网访问、查找到所需的内容，就不用到实际的档案馆中去查找。
所以，数字档案馆的信息建设就是以统一的标准和规范为基础，形成丰富多彩的数字媒体信息，分布于海量资源数据库中，通过计算机网络实现使用者智能检索的一项系统工程，使档案馆的档案信息服务工作得到前所未有的提高。
档案管理工作功在千秋，利在当代。
档案具有一定的凭证作用，也在法律实践中的运用是非常普遍的。
档案管理信息的数字化是社会发展的需要，是企业进步的需要。
1油田档案管理信息数字化存在的问题及其分析胜利油田档案管理信息数字化的好处表现在可充分利用和发挥现有计算机的功能，提高利用率；提高档案信息的时效性；档案信息电子化，可一次投入，多次产出，并改变信息加工。
档案馆管理信息数字化虽然能够带来很多的方便，但是这方面还没有特别完善，还存在着很多的不足，从胜利油田的实际情况出发，总结以下较普遍的问题。
1.1档案信息安全性被忽视一部分由于油田档案部门还没有建立有效的档案信息安全管理机制，对于档案的安全意识和保密意识也都不强，往往忽视档案信息的管理和审查。
另一部分就是技术问题，电脑病毒的肆虐，黑客的攻击，这些也都使得档案信息安全受到严重威胁，必须要引起高度的重视。
实现精准模拟：胜利油田倾力打造数字油田第一篇：实现精准模拟：胜利油田倾力打造数字油田实现精准模拟：胜利油田倾力打造数字油田胜利油田是一个以油气生产为主，集勘探、开发、施工作业、后勤辅助生产和多种经营、社会化服务为一体，专业门类齐全的国有特大型企业。
随着国际石油石化行业竞争的日益激烈，国内石油石化行业面临着全新的竞争格局。
国内主力油田已分别进入开发后期，生产难度日益加大。
如何增加新探明储量、稳定油气产量、降低生产成本，成为这些老油田共同面对的挑战。
近年来，胜利油田在充分借鉴国内外油田信息化经验的基础上，按照中国石化“三结合”、“五统一”的要求，围绕油田生产、管理的实际需要，按照以应用为导向、以提高效率和效益为目的、总体规划、分步实施、先易后难的原则，分阶段继续大力推进“数字油田”建设，使信息技术成为提升油田整体发展水平的重要支撑，确保了油田的增储稳产和降本增效，企业核心竞争力大大增强。
所谓“数字油田”，就是企业网应用的高级阶段，包括完善的数字网络、丰富的信息数据中心、全面的网上应用软件和熟练掌握网络应用的员工等内容，“数字油田”不存在地域限制，跨国经营的油田公司也变得近在咫尺，成为油田的一部分，从而对胜利油田公司“高水平、高效益、可持续发展”形成全方位的有力支持。
“数字油田”核心思想有三点，一是用数字化手段全面处理油田问题；二是最大限度地利用信息资源；三是拥有相应的数字员工。
因此，“数字油田”包括数字神经网络、数字员工、数字企业文化、数字石油业务和信息资源中心等内容。
从“手工作坊”到“精确模拟”对于已经勘探开发45年的胜利油田来讲，有效提高勘探开发水平，不断增加资源量、提高采收率是关系油田发展的最重要问题。
多年来，针对地质结构复杂、开发难度大的实际，胜利油田在勘探开发研究领域不断加大软硬件资源的引进和自主版权应用软件的开发力度，勘探开发信息技术应用已达到国内领先水平，为油田增储上产发挥了积极作用。
浅谈胜利油田数字化胜利油田现有较为重要的联合站外输管道有近40条，全长1000多公里，管道在油田生产中的作用不言而喻，可以说是油田的生命线。
因此管道的数字化建设也是数字油田建设的重要内容。
数字管道，实际上就是信息化的管道——建立在网上的虚拟管道。
数字管道将有关管道的全部信息，包括管道本身的静态信息和运行的动态信息，并按照地理坐标加以整理，然后构成一个管道的信息集合。
这样，生产管理人员就可以快速、完整地掌握管道上任何一点的全方位的信息，从而实现“信息就在手中”。
当然，管道的数字化并不是目的，而只是手段，是实现安全、经济、高效输送目标的重要手段。
一、数字化管道的基本概念数字管道的核心思想有两点：一是通过网络，不分时间和地点地，二是高水平的软件，最大限度地利用信息资源，得出高质量的信息，用于指导生产。
具体来说，数字化管道是由数据采集与控制(SCADA)系统、检漏系统、管道地理信息GIS系统、防腐层状况检测与评价、数学仿真模型、优化运行软件等集成在一起的，覆盖企业操作控制层、经营管理层和决策层等三个层次，充分利用信息技术，实现生产管理的网上共享，业务处理自动化、数据共享信息化，创造最大的经济效益。
1、SCADA系统数据采集与控制系统（Supervisor Control And Data Acquisition，简称SCADA）即监测监控及数据采集系统，是基于计算机、通讯和控制技术发展起来的，是数字化管道的基础，目的是实现站库及管道运行工艺参数的自动采集与控制，实现炉泵联锁、水击保护控制，保障安全生产。
数字管道所要的采集的工艺参数应该包括：管道进出站的压力、温度、流量、原油含水、密度，输油泵进出口的压力、温度，阀门状态，输油泵电机的电量参数（包括三相电流、三相电压、电量、有功功率、无功功率），通过这些参数的采集，软件要实时给出两种信息：首先是完整性状况，即有无泄漏发生，有则给出泄漏点的位置；二是输油管道的经济运行状况，如输油单耗、输油效率。
①、硬件SCADA系统的硬件构成概括起来有四种形式：PC+板卡、PLC、DCS及RTU。
从功能上来说，这四种模式都有完成数据采集与控制的能力，但它们各有不同的适用范围。
DCS适合于大型生产装置，如炼油厂、化工厂的大型成套化工装置，DCS具有独立的软件件，运行稳定可靠，缺点是价格昂贵，扩充麻烦。
PLC适用于控制，规模可大可小。
远程终端单元（RTU）则适用于小型局部的场合，优点是不死机，计算与数据存储能力强。
比如用于输气管道进出口的流量采集，天然气计量采用RTU产品具有明显的甚至不可替代的优势，RTU产品可实现SY/N 6143计量标准嵌入式应用，大大提高可计量程序运行的可靠性和实时性；流量累计等重要数据在RTU内做备份，而不仅依赖传统的计算机做数据备分。
即使计算机和通讯设备出现故障，而数据依旧可恢复，大大提高数据存储的安全性。
从未来发展的角度来说，大型的DCS正在日趋消亡，而小型、灵活的RTU则前景广阔。
而且，PLC、DCS及RTU有日益融合的趋势，甚至它们之间将没有在硬件上的区别，只是应用场合的不同。
SCADA系统由设在控制中心的主机、设在各站的远程控制终端（RTU）和高性能的通信系统构成了一个相当于两级的分布式控制系统。
控制中心的计算机通过数据传输系统对设在各泵站、计量站或远控阀室的RTU定期进行查询，连续采集各站的操作数据和状态信息，并向RTU发出操作和调整设定值的指令，从而实现对整条管道的统一监视、控制和调度管理。
各站控系统的RTU或可编程控制器（PLC）与现场传感器、变送器和执行器或泵机组、加热炉的工控机连接，具有扫描、信息预处理及监控等功能，并能在与中心计算机通信一旦中断时独立工作。
站上可以做到无人职守。
②、软件现代SCADA系统的成功，归根结底是软件的成功，软件是系统的核心和灵魂。
现代SCADA系统是建立在数据库基础之上的一系列应用软件的组合，其主要功能有：系统模拟图实时监控，实时监测沿线各站库生产运行数据；历史数据分析，包括历史数据曲线、超限额运行时间统计等。
此类软件很多，国外的有Pai、Infiplus、PHD、FIX等，国产的有三维力控、组态王、MCGS等。
2、检漏系统泄漏是管道运行的主要故障之一（穿孔、憋压、灌肠是管道的三大事故），特别是由于近年来范围分子打孔盗油犯罪猖獗，检漏系统正在逐渐成为管道必不可少的组成部分。
胜利油田重要输油管道约90%以上都安装了检漏系统。
1）、技术原理从技术原理上来说，主要是体积平衡法、压力点分析法及其结合。
①、流量平衡法：当泄漏发生时，管道的输入、输出端必然出现流量差，根据管道两端流量是否平衡来判断管道是否有泄漏。
因此，这是一种基础的检漏方法，简单、直观，但要求在每个站的出、入口管道上安装流量计。
大口径的流量计不仅会增加管内的压力损失，从而增加能源损耗，而且增大维护工作量；该方法的缺点是不能确定泄漏点的位置。
②、压力点分析法：当管道上某处突然发生泄漏时，在泄漏处将产生瞬态压力突降，形成一个负压波。
该波以一定的速度自泄漏点向两端传播，经过若干时间后，分别传到上下游，上下游端，压力传感器捕捉到特定的瞬态压力降的波形就可以进行泄漏检测。
根据上下游压力传感器接收到此压力信号的时间差和负压波的传播速度就可以定出泄漏点。
基于负压波进行检测和定位的主要方法有相关分析法、小波变换法和时间序列分析法。
2）、硬件平台检漏系统对硬件的主要要求是采样速度，一般不低于每秒10次。
目前检漏系统的硬件平台主要有两种，一种是工控机＋数据采集卡方式＋局域网通讯方式，目前大多数系统采用此模式；其次是研华ADAM5510数据采集模块＋电台通讯方式，如海洋开发公司海二、海三、海五—海四输油管网检漏系统。
3）、软件检漏系统在国外已经应用近20年，已经相当成熟，美国等发达国家甚至立法要求所有的输油管道及其它危险品管道必须安装检漏系统，有代表性的软件有英国ESI公司、英国ATOMS检漏系统、美国LeakNET等。
检漏系统所采用的平台有LabViIEW、VB、VC、DelPHI以及组态软件等，以LabViIEW居多，集输信息中心、天大都采用的是LabViIEW。
应该说除了组态软件由于在网络数据传输方面较慢不适合外，其余软件平台都能满足需求，但是由于数据处理方式以及定位算法的不同，在系统自动报警上市场上各软件之间的差距较大。
检漏系统的难度主要在于如何有效地排除站内干扰，减少误报，而要达到这样的目的，主要靠准确的定位，因为误报产生的主要来源是站内操作，将本应定在站内的操作报在线上，从而产生误报，特别是对于没有明显拐点的变频控制造成的压力波动的定位计算。
集输信息中心所研究的检漏系统应用了小波与相关相结合的数据处理定位方法，有机地将小波跟相关定位方法结合起来，首先用小波消除噪声，再用相关实现自动定位，大大提高了灵敏度和定位精度，特别适合于没有明显拐点的压力波定位计算。
3、地理信息系统（GIS）管道地理信息是指管道的地理位置，管道集输的特点是点多、线长、面广、地形十分复杂，管道所涉及到的数据信息种类繁多。
因此空间管理是北天生产运行和设备维护的重要内容GIS实现可视化空间管理以ARCINFO、MAPINFO等软件为代表的地理信息系统。
GIS在国外的天然气管道集输中的应用越来越广泛，其集输管线的网络特征非常明显，要对整个管网进行高效率的维护，GIS的作用就显得尤为突出。
GIS 通过整合管线和设备周围的地理信息、管线和设备本身的空间信息及其图形信息、维护信息、监控信息等信息于一体，并集成管线集输的相关专业模型，将管线和设备的运行状态借助地理空间实时地提供给使用者，为生产、管线巡检、设备维护、安全管理提供支撑。
4、管道防腐层状况检测与评价防腐层状况检测应该是防腐层检测技术与地理信息系统的结合，通过对埋地管道外防腐检测和评估，可以达到如下目标：（1）确定管道具体走向和埋深。
（2）对心敷设管道防腐施工质量进行等级划分及定量评估。
（3）对在役管道，可以对整条管线的防腐层破损点定位并确定其面积的大小，测定全线的防腐层绝缘性能。
（4）对管道的阴极保护系统效果进行评估。
（5）建立一套完整的管道防腐层、阴极保护检测资料，为生产管理提供正确有效的科学决策依据。
近年来，胜利油田加大了对埋地金属管道的检测评价工作，取得了很好的效果。
PCM管道电流测绘系统先后在海四联～孤岛电厂输油管道、临盘首站～临济首站输油管道、海一站～海二站外输管道、海四联～孤三联输油管道等多条埋地管道上进行了检测，通过GDFFW防护层数据处理软件的计算，得到各管段的防护层绝缘电阻，并依据标准SY/T5918-94《埋地钢质管道沥青防腐层大修理技术规定》对防护层质量作出了相应的评价。
PCM管道电流测绘系统主要由发射机、接收机、GDFFW防护层数据处理软件和相应配件组成。
该系统具有以下特点：多频率发射信号、不需要开挖，检测埋深大，能对埋地金属管道的走向、外防护层破损点和不正常搭接部位进行精确定位；能分段计算防护层的绝缘电阻，从而可以评估防护层的老化状况；轻便、快捷、耐用，非常适于埋地管道的检测和评价。
5、仿真模型建立及优化运行管道数学仿真模型和优化运行软件的应用是管道数字化的高级阶段。
在生产中，工程技术人员经常遇到下列问题：如何用现有管道提高输送流量？当气体需求增加时，如何快速响应？如果管道破裂，会出现什么情况？因此，工程技术人员需要一个管道流体流动的严格模型，以及一个功能强大且容易使用的软件工具，可以定义问题并进行实例研究，以满足生产管理的需求。
国外对输油管道的模型研究较早，成功的案例是英国的ESI公司的PIPELINE STUDIO。
PIPELINE STUDIO是通用的离线模拟工具，它是调度人员必备的分析工具，可以离线模拟所有的管道设备，如供气，输气，管段，阀门，压缩机，调节器，等等，PIPELINE STUDIO适用于两种类型的研究，模拟各种管道配置的正常操作决定最有效率的运行方式，模拟如泄漏或设备故障等事件引发的瞬态条件来决定最有效的补救措施，用于分析管道输送能力，模拟管道水击，进行经济评价对比。
陕京线所采用的丹麦Ｌ１Ｃ公司的实时管道模拟软件ＰＳＳ。
管道模拟软件包括实时模型、培训模型和离线模型３大部分。
在线实时模型用于优化输气管道的运行调度和实时操作，它有以下１０种功能：①计算那些不在监控位置上的压力、温度、密度和流量的过程变量；②计算管段的压力、温度、流量、密度剖面和储气量；③根据当前输气状态和将来设备状态的变化预测供气量和管道运行状态；④预测管道中气量残存时间，优化以后的操作；⑤批量跟踪并进行控制；⑥根据天气变化和用户需要，预报供气量；⑦对管道模型自动调降，以改进计量和管线运行的操作性能；⑧检测仪表精度的下降与飘移；⑨压差检测；⑩管道泄漏检测。
