东辛采油厂广一注水站系统技术方案(赫尔科版)
东辛采油厂注水系统智能监控装置技术方案
东营市赫尔科工贸有限公司
广一注水站智能监控装置技术方案
第一章项目背景
1、概况
胜利油田东辛采油厂一矿广一注水站，前期已投入过数据监测系统，站内仪表配置较齐全，由于设备老化，目前基本瘫痪。该站配置4台离心泵，站内配置2具储水罐、1座污水池、1座精细过滤间，网络光纤已连接到站内。该注水站为采油4队、五队23座配水间的85口注水井提供注水服务。注水管线相对较长，任务繁重，生产运行管理任务艰巨。多年来，该注水站一直采用人工录取数据资料和设备巡检制度，各注水泵机组及其辅助设备未能做到运行状态的实时检测与控制，设备预知性修保能力差，对机组的振动、效率，泵的噪声未能开展检测和有效控制，由此造成注水泵站系统效率不高、能耗大、故障率高、信息反馈速度慢等问题，为此，设计此方案，以提高油田注水系统效率和自动化水平。
2、存在问题
?注水站职工昼夜值守，手工填写生产报表；
?采油厂对基层注水管理主要靠电话联络；
?注水站实时信息不能及时传递到矿区智能部室；
?现场生产状况不能及时反馈到管理部门；
介于以上存在的问题，需要使用科技手段，来适应采油厂对注水精细化管理的要求。另外采油厂所有的统计资料都来自基层，第一手资料的正确，是引导油田深层次开发的重要元素，是正确指导生产运行的基本保证，否则可能因统计误差带来不可预测的后果，承受巨大的经济损失，牺牲了油田的深层开发。油田注水监测、节能降耗、水质监测、参数优化以及配注量与实际注入量之差的分析等十分重要，而注水智能化应用装置的配备为此提供较好的技术保障。
3、该项目建设目标
注水站工况实时检测、预警与保护、机泵效率、注水泵单耗（标耗）、注水管网管损计算、信息发布等。
第二章项目建设内容
1、注水实时测控系统
?广一注水站站控信息实时测控；
?配水间配水信息实时监测；
?配水间远程流量调节；
2、注水管理信息系统
?注水站生产信息信息；
?配注计划信息；
?查询、统计信息；
3、注水信息发布系统
?注水量信息发布
?注水信息查询
?配水间信息
注水站信息
机泵效率信息
注水管损信息
第三章项目需求及设计原则
1、注水站需求
1.1、注水站安全需求
注水泵是注水站的关键设备，其功能是向地下高压注水，以保持足够的地下油气压力，注水站、配水间、注水井、注水管汇构成采油厂的注水系统。要求系统能够对以下设备的相关参数进行实时监测与控制：
注水泵出口压力实时监测及上限报警并实现保护停泵；
电机轴瓦温度实时监测及上限报警，并实现保护停泵；
离心泵轴瓦温度实时监测及上限报警，并实现保护停泵；
电机三相电流实时监测及上、下限报警，并实现保护停泵；
电压实时监测及上、下限报警并实现保护停泵；
电机风温实时监测及上、下限报警并实现保护停泵；
润滑油温度实时监测及上限报警，并实现保护停泵；
冷却水压力实时监测及上限报警，并实现保护停泵；
冷却水温度实时监测及上限报警，并实现保护停泵；
大罐液位实时监测以及上、下限报警并实现保护停泵，
注水站来水压力实时监测及上限报警。
1.2、系统需求
实现注水泵站数据自动采集及远程传输；
为决策层提供实时准确数据；
提高注水系统自动化管理水平；
分布式数据采集及控制系统；
站内设工业控制计算机进行控制管理、提供人机界面；
人机界面友好，数据一目了然；
模块式结构，易于扩展；
操作简单，维护方便；
矿内（厂内）设数据库以及WEB发布服务器，提供统一的实时现场工况远程监控平台，实现局域网网上浏览。
2、主要技术与性能指标:
?平均故障间隔时间MTBF≥30000h；
?平均故障维修时间MTTR≤15min；
?发送控制命令响应时间≤5s；
?控制回路操作响应时间≤1s；
?不间断电源切换时间＜10ms；
?计量系统的准确度＜2％。
3、系统设计依据及原则
3.1、设计依据
GBJ93-86 工业自动化仪表安装工程施工及验收规范；
HG/T20573-95 分散型控制系统工程设计规定；
HG20508-92 仪表控制室设计规定；
HG20509-92 仪表供电设计规定；
《通信电源计算机集中监控系统通信协议》；
YD/T1163网络安全技术要求—安全框架，信息产业部；
YD5068—98移动通信基站防雷与接地设计规范；
电气标准：
GB4728 电气图用图形符号；
YT／T5015－95 电信工程制图与图形符号；
HG20507-92 自动化仪表选型规定；
SY50025-95 石油设施电气装置场所分类；
《通信局（站）电源、空调及环境集中监控管理系统前端智能设备通信协议》；
采用法定计量单位。
3.2、设计原则
根据对用户需求的了解，拟按下述原则进行总体设计：
3.2.1可靠性设计
工业控制系统要求长期运行情况下的稳定性、可靠性，所以有以下要求：
采用高可靠性的器件，包括主控器、现场仪表；
采取一定的抗干扰措施，具体有良好的接地措施、电磁屏蔽措施；
采取可靠的施工工艺，严格按照工业自动化工程安装规范和油气田工程设计工艺执行，确保人为故障率降到最低。
3.2.2可扩充性设计
为方便以后系统的扩展，系统留有扩展余地，可以很方便的实现扩容，只需在增加相应硬件的基础上，对后台软件进行一定的设置即可实现系统的扩容。
3.2.3开放性设计
系统具有一定的开放性，可与多个厂家、多种规格的通用型设备（电动设备、仪表等）进行连接。
随着网络标准和软件版本的更新，现有的技术和设备能够向上兼容。
数据库接口开放，能进行多种数据库的互操作，有利于油田的数据共享和管理。
能将局域网和广域网（如油田信息网）互连。
3.2.4易管理性和易操作性
后台软件采用提示、查看、口令等人机对话方式，以及操作权限分级方式。
3.2.5模块化结构设计
整个系统无论硬件、软件均采用模块化结构，软件模块化便于软件的编制、调试、功能扩展、可读性好。全汉字化界面便于操作人员熟悉掌握全系统，硬件模块化使得配置灵活，接口标准，易于升级、维护和更新。
3.2.6系统设备选型依据
设备选型以技术先进、性能稳定、可靠性高、性能价格比高、能够满足精度要求、能够满足现场工况要求为原则。通过严格的产品设计生产及测试以保证系统的稳定性、可靠性。相同类型产品尽量选用同一系列的产品，减少规格型号和生产厂商数量，以方便维护服务。
第四章项目建设方案
1、系统监测内容
广一注水站采集信息表
位号用途
测量
范围单位
输入
信号
其它要求
输入
输出
处
理
记
录
趋
势
累
计
报
表
PIT-0101 1#离心泵进口压力0-1.0 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0102 1#离心泵出口压力0-20 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0103 1#离心泵进出口平衡压力0-20 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0104 1#离心泵冷却水进口压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0105 1#离心泵冷却水出口压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0106 1#离心泵润滑油压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI
PIT-0201 2#离心泵进口压力0-1.0 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0202 2#离心泵出口压力0-20 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0203 2#离心泵进出口平衡压力0-20 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0204 2#离心泵冷却水进口压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0205 2#离心泵冷却水出口压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0206 2#离心泵润滑油压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI
PIT-0301 3#离心泵进口压力0-1.0 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0302 3#离心泵出口压力0-20 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0303 3#离心泵进出口平衡压力0-20 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0304 3#离心泵冷却水进口压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0305 3#离心泵冷却水出口压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0306 3#离心泵润滑油压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI
PIT-0401 4#离心泵进口压力0-1.0 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0402 4#离心泵出口压力0-20 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0403 4#离心泵进出口平衡压力0-20 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0404 4#离心泵冷却水进口压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0405 4#离心泵冷却水出口压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0406 4#离心泵润滑油压力0-1.6 Mpa 4-20mA √√√AI
PIT-0501 注水站来水压力压力0-1.0 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0502 1#罐液位压力压力0-1.1 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0503 2#罐液位压力压力0-1.2 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0504 冷却水来水压力0-1.3 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0505 冷却水回水压力0-1.4 Mpa 4-20mA √√√AI PIT-0506 泵出口汇管压力0-1.5 Mpa 4-20mA √√√AI
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0101 1#离心泵轴瓦温度1
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0102 1#离心泵轴瓦温度2
0-10
TIT-0103 1#电动机轴瓦温度1
℃4-20mA √√√AI
TIT-0104 1#电动机轴瓦温度2 0-10℃4-20mA √√√AI
0-10
TIT-0105 1#电动机风温1
℃4-20mA √√√AI
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0106 1#电动机风温2
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0107 1#离心泵冷却水进口温度
0-10
TIT-0108 1#离心泵冷却水出口温度
℃4-20mA √√√AI
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0201 2#离心泵轴瓦温度1
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0202 2#离心泵轴瓦温度2
0-10
TIT-0203 2#电动机轴瓦温度1
℃4-20mA √√√AI
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0204 2#电动机轴瓦温度2
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0205 2#电动机风温1
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0206 2#电动机风温2
TIT-0207 2#离心泵冷却水进口温度
℃4-20mA √√√AI
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0208 2#离心泵冷却水出口温度
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0301 3#离心泵轴瓦温度1
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0302 3#离心泵轴瓦温度2
0-10
TIT-0303 3#电动机轴瓦温度1
℃4-20mA √√√AI
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0304 3#电动机轴瓦温度2
0-10
TIT-0305 3#电动机风温1
℃4-20mA √√√AI
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0306 3#电动机风温2
0-10
TIT-0307 3#离心泵冷却水进口温度
℃4-20mA √√√AI
0-10
TIT-0308 3#离心泵冷却水出口温度
℃4-20mA √√√AI
0-10
TIT-0401 4#离心泵轴瓦温度1
℃4-20mA √√√AI
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0402 4#离心泵轴瓦温度2
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0403 4#电动机轴瓦温度1
0-10
TIT-0404 4#电动机轴瓦温度2
℃4-20mA √√√AI
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0405 4#电动机风温1
0-10
TIT-0406 4#电动机风温2
℃4-20mA √√√AI
0-10
℃4-20mA √√√AI TIT-0407 4#离心泵冷却水进口温度
0-10
TIT-0408 4#离心泵冷却水出口温度
℃4-20mA √√√AI
FIT-0101 1#离心泵注水流量0-60 t/h 数字量√√√√485 FIT-0201 2#离心泵注水流量0-60 t/h 数字量√√√√485
FIT-0301 3#离心泵注水流量0-60 t/h 数字量√√√√485 FIT-0401 4#离心泵注水流量0-60 t/h 数字量√√√√485
0-12
FIT-0501 广一站来水流量
t/h 数字量√√√√485
CIT-0101 1#电动机A相电流0-5 A 0-5A √√√√AC CIT-0102 1#电动机B相电流0-5 A 0-5A √√√√AC CIT-0103 1#电动机B相电流0-5 A 0-5A √√√√AC CIT-0201 2#电动机A相电流0-5 A 0-5A √√√√AC CIT-0202 2#电动机B相电流0-5 A 0-5A √√√√AC CIT-0203 2#电动机B相电流0-5 A 0-5A √√√√AC CIT-0301 3#电动机A相电流0-5 A 0-5A √√√√AC CIT-0302 3#电动机B相电流0-5 A 0-5A √√√√AC CIT-0303 3#电动机B相电流0-5 A 0-5A √√√√AC CIT-0401 4#电动机A相电流0-5 A 0-5A √√√√AC CIT-0402 4#电动机B相电流0-5 A 0-5A √√√√AC CIT-0403 4#电动机B相电流0-5 A 0-5A √√√√AC
0-45
VIT-0101 1#电动机A相电压
V 0-450V √√√√VC
0-45
VIT-0102 1#电动机B相电压
V 0-450V √√√√VC
0-45
VIT-0103 1#电动机B相电压
V 0-450V √√√√VC
0-45
VIT-0201 2#电动机A相电压
V 0-450V √√√√VC
0-45
VIT-0202 2#电动机B相电压
V 0-450V √√√√VC
0-45
VIT-0203 2#电动机B相电压
V 0-450V √√√√VC
0-45
VIT-0301 3#电动机A相电压
V 0-450V √√√√VC
0-45
V 0-450V √√√√VC VIT-0302 3#电动机B相电压
0-45
VIT-0303 3#电动机B相电压
V 0-450V √√√√VC
0-45
V 0-450V √√√√VC VIT-0401 4#电动机A相电压
0-45
V 0-450V √√√√VC VIT-0402 4#电动机B相电压
0-45
V 0-450V √√√√VC VIT-0403 4#电动机B相电压
广一注水站状态信息表
位号用途
测量范
围单位
输入信
号
其它要求
输入/
输出
处
理
记
录
趋
势
累
计
报
表
SIT-0101 1#离心泵电动阀开ON √√√CIO SIT-0102 1#离心泵电动阀关OFF √√√CIO SIT-0201 2#离心泵电动阀开ON √√√CIO SIT-0202 2#离心泵电动阀关OFF √√√CIO SIT-0301 3#离心泵电动阀开ON √√√CIO SIT-0302 3#离心泵电动阀关OFF √√√CIO SIT-0401 4#离心泵电动阀开ON √√√CIO SIT-0402 4#离心泵电动阀关OFF √√√CIO
SIT-1101 1#离心泵工作ON √√√CIO SIT-1102 1#离心泵停止OFF √√√CIO SIT-1103 2#离心泵工作ON √√√CIO SIT-1104 2#离心泵停止OFF √√√CIO SIT-1105 3#离心泵工作ON √√√CIO
SIT-1106 3#离心泵停止OFF √√√CIO SIT-1107 4#离心泵工作ON √√√CIO SIT-1108 4#离心泵停止OFF √√√CIO
SIT-2101 1#冷却水泵工作ON √√√CIO SIT-2102 1#冷却水泵停止OFF √√√CIO SIT-2103 2#冷却水泵工作ON √√√CIO SIT-2104 2#冷却水泵停止OFF √√√CIO SIT-2105 3#冷却水泵工作ON √√√CIO SIT-2106 3#冷却水泵停止OFF √√√CIO
SIT-3101 1#润滑油泵工作ON √√√CIO SIT-3102 1#润滑油泵停止OFF √√√CIO SIT-3103 2#润滑油泵工作ON √√√CIO SIT-3104 2#润滑油泵停止OFF √√√CIO SIT-3105 3#润滑油泵工作ON √√√CIO SIT-3106 3#润滑油泵停止OFF √√√CIO
SIT-4101 1#冷却风机工作ON √√√CIO SIT-4102 1#冷却风机停止OFF √√√CIO SIT-4103 2#冷却风机工作ON √√√CIO SIT-4104 2#冷却风机停止OFF √√√CIO
SIT-4102 1#冷却风机停止OFF √√√CIO SIT-4103 2#冷却风机启动ON √√√CIO SIT-4104 2#冷却风机停止OFF √√√CIO
配水间采集信息表(7井次)
位号用途
测量范
围单位
输入信
号
其它要求
输入/
输出
处
理
记
录
趋
势
累
计
报
表
PIT-0101 1#注水井注水压力0-20 MPa √√√AI PIT-0102 2#注水井注水压力0-20 MPa √√√AI PIT-0103 3#注水井注水压力0-20 MPa √√√AI PIT-0104 4#注水井注水压力0-20 MPa √√√AI PIT-0105 5#注水井注水压力0-20 MPa √√√AI PIT-0106 6#注水井注水压力0-20 MPa √√√AI PIT-0107 7#注水井注水压力0-20 MPa √√√AI PIT-0109 干线压力0-20 MPa √√√AI PIT-0110 洗井压力0-20 MPa √√√AI
FIT-0101 1#注水井流量0-30 M3 √√√485 FIT-0102 2#注水井流量0-30 M3 √√√485 FIT-0103 3#注水井流量0-30 M3 √√√485 FIT-0104 4#注水井流量0-30 M3 √√√485 FIT-0105 5#注水井流量0-30 M3 √√√485 FIT-0106 6#注水井流量0-30 M3 √√√485 FIT-0107 7#注水井流量0-30 M3 √√√485 FIT-0108 注水总流量0-30 M3 √√√485 注水站
总计：AI: 62路
DI：42路
AC: 12路
VC: 12路
485：5路
配水间（5座，）
AI: 45路
485：35路
2、系统硬件描述
系统运行基本要求
（1）工控机
硬件要求：①硬盘40GB 以上。
②内存256MB。③主机P4 2.0G。④显示器选用大屏幕触摸式液晶显示屏。⑤打
印机一台。软件要求：系统运行环境为中文Windows NT 4.0；开发应用软件采用MCS 系统工控组态软件。
（2）网络服务器
硬件要求：①P4 2.0GHZCPU。②256MB 以上内存。软件要求：系统运行环境为中文Windows NT 4.0 + Servics Pack4.0 或更高版本、IE4.01 或更高版本；应用软件采用SOL Serv-er 7.0、IIS4.0 和EXceI 2000。
（3）网络防火墙
硬件要求：PIII 级别。
软件要求：WinNT 系统。
基本工作原理
该系统通过智能传感器组对现场各注水泵机组的压力、温度、流量、电流、电压、用电量、振动量、水位、油位、噪声等物理量进行自动监测，并将监测结果传输给监控系统主机，经数据计算以及注水站生产系统运行优化处理后，第一路送至变频器组去控制各泵出口电动阀门，通过电动机的无级调速来控制各泵的排量；并监控系统操作、显示各泵及整个注水站系统的运行状态，将测试结果存入磁盘，以及可以打印输出班报、日报、月报、年报及效率分析表等。第二路送至异常处理（包括保护、报警等）系统，确保注水站各部分的正常安全运行。最后一路是数据远传系统，通过网络服务器和网络防火墙，实现各注水站系统的网络化管理和远距离调控操作。根据有关监测数据计算出泵干压压差、泵效、单耗、各机组单台系统效率及整个注水站的
平均系统效率等参数。同时根据注水站生产运行优化参数需要，若遇超限参数，则发出声光报警和操作提示信号。该系统通过对各注水泵出口电动阀的自动调节，使各注水泵处于安全、高效的工作区内运行。
液控滑套开关在胜利埕岛油田的应用
科 技 天 地 60 INTELLIGENCE 液控滑套开关在胜利埕岛油田的应用 中石化胜利油田分公司海洋采油厂海一生产管理区 金显军 刘华东胜利油田热电联供中心仙河热力大队 王爱君 摘 要：海上油井的完井管柱结构由于安全环保法规要求下入井下安全阀和油套环空封隔器，电泵在完井管柱中有下入单流阀，通过油套环空则很难顺利实施油井的酸化等增产措施，而现有的机械式滑套的开启关闭则很受条件限制，在埕岛油田应用的液控滑套开关很容易的解决了上述的问题，该工具应用方便可靠，具有重要的推广价值。 关键词：井下安全阀 油套环空封隔器 电泵单流阀 解堵调剖 液控滑套开关 一、概述 油井在生产过程中有可能要采取一些例如解堵、堵水等措施，但是由于海上石油作业与生产因相关法律法规的严格要求而必须在生产管柱上安装井下安全阀和油套环空封隔器，如果井下完井管柱安装了单流阀单向液流控制的生产工具，通过油套环空则难以实现对油井进行解堵、堵水、洗压井等措施。另外，一旦环空封隔器上的排气阀等连通工具失效， 在油井作业时难以实现压井。 海上油井完井管柱图 为解决上述问题，目前采用机械式滑套实现油套连通。机械式滑套安装在井下管柱较深的位置，当需要进行油套连通作业时，用钢丝绞车带下专用开关工具将滑套打开，措施完成后再通过钢丝作业用开关工具关闭滑套，由于海上多是定向井这样机械式滑套开关的钢丝作业的成功率往往很低；在埕岛油田应用的液控油套开关阀与海上完井生产管柱相配套。其目的是油井需要实施解堵、调剖、洗压井等措施时，通过地面控制的液控管线打液压，实现液控滑套开关工作保证油套环空的连通；在海上油井作业过程中由于环空封隔器排气阀失效无法实施压井作业时，液控滑套开关可以为生产管柱提供一个可控的油套连通手段，以便于柱实施压井、洗井等措施。 二、工具结构 液控滑套开关工具结构如附图所示。 组装顺序：将活塞4装入液缸5内，将上部接头1与液缸5上部螺纹相连接，将滑套6从本体8底部推入，将液缸5与本体8相连，弹簧7从本体8上部装入，下接头9与本体8之间用螺纹紧固，并压缩弹簧预紧；工具连接到管柱上以后，液控管线接头3将液控管线2安装在上接头1上，试 压合格后即可下井。 部件名称：1.上接头；2.液控管线；3.液控管线接头；4.活塞；5.油缸；6.滑套；7.弹簧；8.本体；9.下接头 三、工作原理 液控滑套开关阀采用附着在油管外壁的液控管线控制。 当需要进行油套连通作业时，通过液控管线加液压，推动活塞4和滑套6上行，滑套上的密封圈组移过本体8的通孔后，内外通孔对应，形成油套连通，保持液压，则该工具始终处于打开状态；需要关闭该通道时，液控管线泄压，滑套在弹簧作用下复位，密封圈组将滑套与本体的通孔隔开，形成内外密封，则该工具恢复关闭状态。整套工具在生产管柱上可多次开关、重复使用，不影响措施后的管柱密封性，避免了因措施影响造成的修井作业。 因该工具安装在生产管柱上处于常闭状态，仅在需要时暂时打开，因此该工具具有较高的可靠性。 四、使用方法工具下井时，按如结构图所示的状态竖直连接到油管上，连接好液控管线后，试压28MPa，稳压30min 合格后即可入井。完井后，井口液控管线出口连接针型阀和压力表。 正常生产时，液控管线内井口的压力保持为0MPa。 当进行油套连通操作时，液控管线打压至21MPa，观察压力表压力有明显的升高后回落的过程，可继续增压至35MPa，保持该阀保持全开状态。 当需关闭本阀时，液控管线泻压回零即可。 如继续生产时发现本阀未处于关闭状态，可重复开关使之关闭，也可采用投入密封管密封滑套。 五、技术参数： JLH-125型井下液控滑套开关阀技术参数表 外形尺寸 开启压力全开压力适用温度连接螺纹Φ125mm×Φ55mm×1.4m 14MPa 28MPa －20～95℃ 2-7/8UPTBG 六、技术特点： 1、可为海上油井（包括电泵、螺杆泵）油套环空被密闭的生产井提供油套连通的手段，使不动管柱解堵、调剖、洗压井等措施施工方便； 2、为修井作业提供了可靠的油套连通手段，具有极高的安全性； 3、操作在地面控制，简便可靠； 4、开关可靠，可重复开关，不影响正常生产。七、现场应用 自2005年8月胜利埕岛油田开始使用液控滑套开关工具，到目前为止已累计下入约400套，共通过液控滑套开关采取酸化解堵120井次，油井堵水2井次； 埕岛油田埕北701-P3井为水平井裸眼筛管完井，裸眼井段 1926-2505.95米，管外未固井，CB701-P3井开井初期含水低、产能高，2007年4月23日产液82m3/d，日产油80.36t/d，含水2%，正常生产以后含水不断上升，2007年7月19-22日含水最高达到95％，日液在120m3以上，日油在6t 左右。目前日液在100 m3/d 左右，日油14t/d，含水接近90％。2007年4月28日实施堵水施工，地面液控管线打液压28MPa，液控滑套开关开启，油管泵入堵水冻胶800方，顶替200方，顺利完成了该井的堵水施工，解决了海上油井因为环空封隔器对解堵、堵水施工的影响。 作者简介：金显军，工程师，山东青岛人，生于1973 年，1993年毕业于胜利石油学校石油钻井专业，现从事完井采油技术工作。 万方数据
中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司东辛采油厂_招标190920
招标投标企业报告 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司东 辛采油厂
本报告于 2019年9月18日 生成 您所看到的报告内容为截至该时间点该公司的数据快照 目录 1. 基本信息：工商信息 2. 招投标情况：招标数量、招标情况、招标行业分布、投标企业排名、中标企业 排名 3. 股东及出资信息 4. 风险信息：经营异常、股权出资、动产抵押、税务信息、行政处罚 5. 企业信息：工程人员、企业资质 * 敬启者：本报告内容是中国比地招标网接收您的委托，查询公开信息所得结果。中国比地招标网不对该查询结果的全面、准确、真实性负责。本报告应仅为您的决策提供参考。
一、基本信息 1. 工商信息 企业名称：中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司东辛 采油厂 统一社会信用代码：9137050086473110XE 工商注册号：370500119065751组织机构代码：86473110X 法定代表人：赵明宸成立日期：2006-03-22企业类型：/经营状态：在业 注册资本：- 注册地址：东营市东营区北一路59号 营业期限：2006-03-22 至 / 营业范围：石油、天然气开采、油气集输；油气管道装置安装维修、油水井测试、电气维修、机械加工、服务(依法须经批准的项目，经相关部门批准后方可开展经营活动)。 联系电话：*********** 二、招投标分析 2.1 招标数量 企业招标数： 个 （数据统计时间：2017年至报告生成时间） 33
2.2 企业招标情况（近一年） 2018年11月1 企业近十二个月中，招标最多的月份为，该月份共有个招标项目。 序号地区日期标题 1白城2018-12-17东辛采油厂莱113及莱17断块注水增效提高采收率工程施工2东营2018-11-16莱113及莱17断块注水增效提高采收率工程项目施工总承包2.3 企业招标行业分布（近一年） 1 【架线和管道工程建筑】 （）
胜利油田安全监察通报
胜利油田安全监察通报 总第11期 胜利油田安全环保委员会办公室2009年9月30日根据油田安全环保工作总体部署，安全监察支队结合油田安全环保大检查和本季度重点工作，对部分二级单位进行了督查。现将督查工作情况通报如下： 一、基本情况 安全环保处结合油田安全生产形势，对钻井和作业队伍施工、地面工程建设、承包商管理、雨季汛期安全生产等方面进行了督查，对集团公司安全环保大检查、油田上半年安全环保大检查和油田“解剖式”检查提出的问题进行了复查。共检查二级单位58个（次）、承包商单位15个、钻井队9个、作业队57个、油库泵站64个、有毒有害场所18个、地面建设施工现场7个，查出并督促整改问题646个，下达《隐患整改通知单》14份。 二、主要问题 （一）安全管理规章制度不落实 一是个别单位领导安全承包不到位。孤东采油厂采油三矿领导承包基层队活动反馈卡不全，承包综合维修队负责人无1至4月份安全承包记录，承包采油9队负责人无1至7月份安1 全承包记录。鲁明临邑公司无1至8月份领导承包检查记录。 二是个别单位安全检查制度不落实。渤海钻井管具公司钻具修理厂4月15日后无安全检查记录。三是个别单位没有严格执行站库管理制度。孤东采油厂新滩试采矿KD18沉降站，站值班领导不了解进站施工队伍和进站人数，进站人员未登记，进站施工人员没有进行安全教育。 （二）关键装置、要害部位安全规范执行不到位 个别单位不能够严格执行安全规范。胜中社区加油站、加气站分界处没有明显隔离区，进出车辆混乱；加油站未认真落实集团公司为确保国庆期间安全下发的《关于加强加油站安全管理的紧急通知》要求，仍进行容器分装销售汽
油，部分车辆载客进站加油；加气站门禁管理不严，多台车辆载人进站加气，并在站内打手机，站内消防通道上停放员工自行车，加气机旁未配备灭火器。胜中燃气有限公司租赁经营的机关车辆管理中心加气站，2名当班运行工无操作证，压缩机房多处法兰没有按标准要求跨接，压缩机、干燥室电机外壳未直接接地。胜利工程建设公司胜建加油站卸油台门前没有静电释放器，柴油卸油口没有接地报警装置。滨南采油厂采油一矿卸油台上4个防静电接地报警器中3个不报警。胜北社区景苑加油站油罐阻火器逾期未检。 （三）直接作业环节作业许可制度执行不严 部分单位对直接作业环节管理松懈，存在不按规定办理审批手续、过程监控不力、现场确认敷衍应付现象。胜利石油化 2 工建设公司桩西海工基地在建采油平台施工现场，施工人员在采油平台桩腿内刷漆，未办理受限空间作业许可证，且未采取安全防护措施。胜中社区城管大队没有执行受限空间作业许可证管理制度；5月10日云门山路泵站1、2泵检修时，没有办理受限空间作业许可证。 （四）井控设计不规范 部分单位没有认真贯彻执行《胜利油田井下作业井控工作细则》要求和油田防范井喷事故大会精神，加强井控安全管理，出具的设计对井控的要求过于简单。东辛采油厂作业20队营17-80井、作业19队营17-斜33井、石油开发中心服务中心作业2队草109-平10井、纯梁采油厂作业12队樊18-32井（东胜高青公司井）地质设计仅提示“注意防喷”，没有提出具体的井控要求。 （五）现场存在“低、老、坏”现象 胜利石油化工建设公司金属结构厂、容器厂、桩西海工基地施工现场，安全标准执行不严，各类设备布局混乱，氧气瓶、乙炔瓶混放，施工机具不按规定距离和区域摆放，施工用电一个插座多用，用电缆线头直接插入插座，部分移动式、手持式电气设备没有按规定安装漏电保护器、线路老化裸露。胜利采油厂综合大队管修队动力电缆线直接架设在房顶和空气贮气罐体上，管修队洗
胜利油田下属公司大全
胜利油田下属公司大全 【分公司二级单位】 胜利采油厂东辛采油厂 现河采油厂滨南采油厂 纯梁采油厂临盘采油厂 河口采油厂孤岛采油厂 孤东采油厂桩西采油厂 海洋采油厂（港务管理处） 新疆勘探开发中心 油气集输总厂石油化工总厂 海洋石油船舶中心物资供应处 地质科学研究院采油工艺研究院 物探研究院经济开发研究院 技术检测中心 【油田机关处室】 党委办公室党委组织部 党委宣传部纪委（监察处） 党委统战部局工会 局团委局综合治理办公室 机关党委(机关管理处) 局办公室（经理办室）政策研究室勘探处 开发处生产管理部(生产管理处) 油气管理处石油工程技术管理处 基建处设备管理处 油地工作处科技处（技术发展处） 经营管理部规划计划处 规划计划部财务资产处 财务资产部劳动工资处（人力资源处） 法律事务处审计处
技术监督处安全环保处 博士后科研工作站胜利海上监督处 【油田机关直属】 勘探项目管理部开发管理中心 勘探监理部销售事业部 财务监控中心定额价格管理中心 卫生管理中心公共事业管理部 劳动就业服务中心油田物资稽查大队 社会保险管理中心信息中心 档案管理中心老年管理中心 地震台气象台 浅海工程检验站普法办 局属经济实体管理部局卫生防疫站 【局属实体控股公司】 国际经济贸易公司(外事外经处) 胜利资产调剂租赁有限责任公司 胜利石化产品销售中心胜利环发实业公司【管理局工程技术】 物探公司渤海钻井公司 黄河钻井公司钻井工程技术公司 塔里木胜利钻井公司地质录井公司 海洋钻井公司测井公司 井下作业公司井下作业二公司 井下作业三公司井下作业四公司 胜利石油化工建设公司胜利工程建设有限公司【管理局生产保障】 胜利发电厂总机械厂 电力管理总公司运输总公司 供水公司胜大集团
海上油田注水新工艺
海上油田注水新工艺 邓燕霞胜利油田海洋采油厂 摘要：2007年以来，胜利海上油田水井以大通径防砂液控分层注水为主导工艺，分层测调工作易受管柱遇阻影响，不仅工作量大，而且导致各层吸水状况难以掌握，分层注水效果评价模糊。为改变这一现状，海洋采油厂联合采油院开展了空心分注管柱测调一体化工艺研究。至2009年底，海上116口注水井全部下入防腐油管，所用防腐油管类型达6种，以渗氮油管为主，渗锌、玻璃钢、涂料、钛钠米及内衬油管为辅。2009年5月水源井投产，目前开井2口，日产水量6000m3，占中心二号供水量的60%，出水温度84℃，海水矿化度3.3×104mg/L，海水与地层水混合液矿化度1.8×104mg/L，注入水矿化度的下降将缓解注水管柱腐蚀状况。海上油田今后发展方向是实现高效提液，注采工艺以提高单井液量（产能）为核心做好技术配套。 关键词：注水井；封隔器；分层注水；防腐油管；测调一体化 doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2012.3.004 胜利海上油田针对注海水管柱腐蚀结垢严重、测试调配工作量大、分层合格率低等问题，不断加大注水新工艺技术的应用力度，其目的是深化水井工艺技术配套，切实改善水井井筒技术状况，实现向地层注足水、注好水，为海上提液、提速开发夯实基础。 １存在的主要问题 １．１大斜度井封隔器分层合格率低 埕岛油田早期的空心单管分层注水管柱的封隔器采取液压卡瓦座封，大斜度井应用封隔器胶筒密封有效期短，在封隔器带反洗井通道，层间压差大的情况下，容易产生串层，分层可靠性低。2003～2005年验封26级封隔器，封隔器合格率仅为45%，封隔器胶筒密封有效期为1年左右。 １．２注海水为主导致管柱腐蚀结垢严重 埕岛油田转入注水开发阶段时，由于海水与地层水配伍性好，来源广、成本低，注水水源优先考虑污水，海水作补充。但油井分离污水量有限，埕岛油田一直以海水为主要注水水源。海水对管柱有强烈的破坏作用，由于海水高矿化度，注水管柱平均下井3.5年出现腐蚀穿孔，见表1；同时海水富含泥质，管柱内壁常形成致密垢层。管柱穿孔将直接造成封隔器不能坐封，分层注水没有保证；管柱腐蚀结垢极易导致测调工具遇阻，进而影响层段合格率。上述问题导致检管工作量激增，海上作业平台和费用压力巨大。 １．３水井测试调配难度大 目前采用的大通径防砂液控分层注水工艺，分层测试调配工艺繁琐，工作量大，施工风险大，成功率低（约50%），作业周期长且费用高。因此海上水井每年测调工作都很难完成，导致大多数水井 各层实际吸水情况不清，分层注水效果不明。 ２注水新工艺的应用 ２．１液控分注 针对大斜度井分层封隔器胶筒有效期短、封隔器密封与反洗井存在矛盾等问题，研究推广了液控式分层注水管柱，采用液压扩张式封隔器分层，地面控制井下多个扩张封隔器胶筒的胀开与收缩。在正常注水或停注但需要保持封隔器分层时，只要保持地面液控装置一定压力，液控扩张式封隔器就能保持胀封状态；需反洗井时，地面液控装置泄压，液控扩张式封隔器胶筒收缩，形成反洗井通道，实现全井筒反洗井。该管柱验封测试封隔器密封良好，自2006年7月在CB1B-4井试验以来，到2009年推广应用55口井，占海上分注井数的53.4%。 液控分层注水工艺在2008年以前主要用于拔滤并重新防砂的水井，后经研究改进实现了不拔滤下液控分注管柱：①针对大刮管器易损坏防砂管，改用GX-T127小刮管器对防砂管通刮，去除内壁污垢；②针对液控封隔器坐封位置问题，考虑到在7英寸套管中座封注水时封隔器受力较大，确定了
胜利油田海洋采油厂埕岛中心二号平台改扩建项目
胜利油田海洋采油厂埕岛中心二号平台改扩建项目 1）项目简介 埕岛中心二号平台附近海域水深约13米，是我国浅海海域最大的平台群，包括油气及水处理平台、动力平台、储罐平台、生活平台、天然气处理平台5个子平台。本次扫描的对象是油气及水处理平台，其主要功能是原油天然气分离及海水、污水处理。 2）成果展示 北京中科辅龙公司2人在现场扫描3天，共架设14站，3Dipsos软件后处理1人用了10天时间完成。最终处理成带有工厂属性的PDSOFT三维工厂模型。 现场装置照 片现场工作照片
扫描得到的点云经 PDSOFT软件处理后得到的工厂模型 3）用户使用情况 胜利油田胜利工程设计咨询有限公司在PDSOFT现状三维模型基础上，3天时间完成了设备、管道改造设计，生成平立面图，ISO图，材料表等全部施工图纸。 燕山PIA装置改扩建项目 发布日期： 2009年07月16日人气： 708 1) 项目简介 燕山PIA装置是由PTA装置改建而成，PTA装置建于70年代，后改建成PIA装置，现要将产能由3万吨/年扩建到5万吨/年。现有的管道图纸仅存PTA装置的ISO图，经多年改造和工厂维护与现状差别甚大。给设计院的设计工作带来了很大难度。 2) 成果展示 北京中科辅龙公司于2008.11.28日进厂开始扫描工作，使用全站仪做导线，Trimble 的GX200三维激光扫描仪现场扫描。根据设计需要划分5个区，共扫描28天，设站点257
个。使用3Dipsos软件做点云的后处理工作，在没有任何图纸资料可参考的情况下，完全依照点云数据拟合结构，设备，管道，管件，阀门附件等。软件后处理最复杂的1区，两个月完成，二、三、四、五区1个月完成。 现场装置照片
工匠精神
“工匠精神”高考作文素材整理 1、精益求精。注重细节，追求完美和极致，不惜花费时间精力，孜孜不倦，反复改进产品，把99%提高到99。99%。 2、严谨，一丝不苟。不投机取巧，必须确保每个部件的质量，对产品采取严格的检测标准，不达要求绝不轻易交货。 [1] 3、耐心，专注，坚持。不断提升产品和服务，因为真正的工匠在专业领域上绝对不会停止追求进步，无论是使用的材料、设计还是生产流程，都在不断完善。[2] 4、专业，敬业。工匠精神的目标是打造本行业最优质的产品，其他同行无法匹敌的卓越产品。 1. 胡双钱中国商飞上海飞机制造有限公司的一名高级钳工技师，日复一日、年复一年地重复着同一个动作，整整35年。35个春夏岁月里，他加工过的数十万飞机零件，从未出现过一个次品。 要做好一件事，不难；要做好一天的工作，也不难。但是，要在35年间，不出差错，做好每一件事，却是难上加难。人生道理归纳起来很简单，但是，要真正领会并身体力行，却很艰难很可贵。“大国工匠”胡双钱为蓝天梦甚而为中国梦诠释了最敬业的“工匠精神。 2.高凤林 火箭总装厂的一名焊工。在中国航天，53岁高凤林的工
作没有几个人能做得了，他给火箭焊“心脏”，是发动机焊接的第一人。用专注和坚守创造不可能诠释了一个航天匠人对理想信念的执着追求。 李万君 一名焊接工人，参与了中国轨道交通装备焊接技术从追赶者到同行者、超越者的全过程。作为大国工匠，我要通过各种努力和实践，把自己的技能复制到更多的工友身上，带领出在关键制造环节能够挑大梁、担大任的工匠级操作工人群体。 李斌 上海电气液压气动有限公司总工艺师,做工人就要有一颗匠心，工匠精神在任何时候都不会过时。只要我们有一颗追求高标准、高品质的匠心，有一种不达目标决不放弃的精神，始终对自己所从事的职业充满感情、充满忠诚，就一定会走得更好更远。 许启金 国网安徽电力宿州供电公司运检部带电作业班班长，创新不仅要注重高端的，也要注意基础的，我从解决手头工作中的难题出发搞创新，使创新精神在基层落地实践。我坚信，只要踏实，从基础干起，工作就能干好。
中石化胜利油田海洋采油厂中心一号平台的类型
中石化胜利油田海洋采油厂中心一号平台的类型 海洋平台按其结构特性和工作状态可分为固定式、活动式和半固定式三大类。固定式平台的下部由桩、扩大基脚或其他构造直接支承并固着于海底，按支承情况分为桩基式和重力式两种。活动式平台浮于水中或支承于海底，能从一井位移至另一井位，按支承情况可分为着底式和浮动式两类。近年来正在研究新颖的半固定式海洋平台，它既能固定在深水中，又具有可移性，张力腿式平台即属此类。 中石化胜利油田海洋采油厂中心一号平台的类型为固定式平台，是在软土地基上应用较多的一种桩基平台。由上部结构（即平台甲板）和基础结构组成。上部结构一般由上下层平台甲板和层间桁架或立柱构成。甲板上布置成套钻采装置及辅助工具、动力装置、泥浆循环净化设备、人员的工作、生活设施等。平台甲板的尺寸由使用工艺确定。基础结构（即下部结构）包括导管架和桩。桩支承全部荷载并固定平台位置。桩数、长度和桩径由海底地质条件及荷载决定。导管架立柱的直径取决于桩径，其水平支撑的层数根据立柱长细比的要求而定。在冰块飘流的海区，应尽量在水线区域（潮差段）减少或不设支撑，以免冰块堆积。对深海平台，还需进行结构动力分析。结构应有足够的刚度以防止严重振动，保证安全操作。并应考虑防腐蚀及防海生物附着等问题。导管架焊接管结点的设计是一个重要问题，有些平台的失事，常由于管结点的破坏而引起。管结点是一个空间结点，应力分布复杂；近年应用谱分析技术分析管结点的应力，取得较好的结果。导管架由导管（即立柱）和导管间的水平杆和斜杆焊接组成，钢桩沿
导管打入海底。打桩完毕后，在两者的环形空隙内用水泥浆等胶结材料固结，使桩与导管架形成一个整体，以承受巨大的竖向和水平荷载。若桩的承载能力不能满足要求时，可在立柱之间和角立柱的周围增设钢桩。这种平台施工时一般先在陆地上预制导管架,再用驳船拖运就位进行安装,通过调节压舱水使驳船倾斜，然后用卷扬机将导管架送入水中，由其自身浮力悬浮在水中，再向导管架立柱内灌水，同时用起重船把导管架竖立就位于海底井址，再将桩逐段连续打入海底土层固定。用于深海的导管架高度很大，整体运输困难，可采用分段制造，分段下水连接而成。
关于油田注水系统节能降耗的分析
关于油田注水系统节能降耗的分析 发表时间：2019-02-13T15:02:28.267Z 来源：《基层建设》2018年第36期作者：李国猛1 李建龙2 [导读] 摘要：注水系统是油田开发的重要环节，随着油田开发的不断深入，注水量大幅度增加，注水耗能也随之增加，采油成本日趋上升；同时，新形势下降低采油成本、加强成本控制提出了更高的要求。 1大庆油田第二采油厂第四作业区维修队2大庆油田第二采油厂第六作业区保卫队 摘要：注水系统是油田开发的重要环节，随着油田开发的不断深入，注水量大幅度增加，注水耗能也随之增加，采油成本日趋上升；同时，新形势下降低采油成本、加强成本控制提出了更高的要求。所以，如何优化注水系统，实现节能降耗就显得十分重要。本文针对注水站地面注水系统的现状，分析注水系统的能量损失，提出油田注水系统节能降耗的对策。本文就油田注水系统节能降耗的分析与探索进行论述。 关键词：注水系统；节能降耗 一、注水系统结构 油田的注水管网系统主要由注水站、配水间、井口装置及连接配水间、注水井和井口的管网组成。长期以来，油田注水系统的运行管理仍然主要依赖操作人员摸索的经验进行判断，主观因素较大，虽然近些年来油田也在采用一些自动化的注水设备，但油田注水过程中自动化程度尚未成熟，准确程度不高。这就造成了目前国内油田注水系统管网效率偏底，而管网摩阻损失及各种控制阀件耗能偏高，从而有很大的节能降耗空间。大家都知道，注水系统是一个整体性极强的系统，而系统节能降耗，必须以整体能耗最低来建立目标值，通过系统配套优化措施达到系统总能耗最低的目的。比如整体优化和各注水站的优化是全局与局部的关系。各注水站的优化应在系统优化的统一目标下进行。这样不但能使本站取得良好的效果，而且还可以保证整个系统实现能耗最低。 二、注水系统降耗原则 油田注水系统主要是由注水站、注水管网和注水井组成。在注水系统效率指标的组成因素中，由于电机效率变化幅度很小，因此影响注水系统效率的主要因素之一是注水泵效率。一般而言，为降低系统能耗，总是遵循一下两个原则：一是通过泵站运行的优化调度。二是调整注水管网系统的布局调整。随着油田生产形式的日益变化，注水范围不断扩大，注水压力不断升高，进一步增加了地面注水工艺的难度。注水系统耗电高、成本高的矛盾日益突出。 三、油田注水系统存在的技术问题与解决措施 1.注水系统能耗原因分析： 1.1 泵站投产设计方面 由于工程资料不准确，对管路阻力计算不准确，选用过大的安全裕量，而选用设备时担心计算压力流量不能满足工艺需要，造成选用设备的额定流量超过工作时实际所需流量，多台泵联合工作时，不能实现高效工矿区运行。选用拖动设备功率过大，存在“不能满负荷运行”现象，导致电机功率和功率因数降低，无功损耗较大。 1.2 工艺要求变更方面 随着油田开发需要而变更注水量，现场生产操作人员为满足生产需要，只有利用阀门增加管路阻力，满足流量，管网压力的工艺要求造成无功消耗增加，设备使用效率降低。 1.3 现场生产调节 由于长期的各种原因，造成设备“只要转就是好泵”的认识的存在，加之注水泵的工作状态，受许多因素的影响，本质上是一个多变量，不易形成一套节能调节模式。 1.4 管理方面 由于现场生产操作人员理论、实践水平所限，现场调节控制不熟练，导致设备在调整过程中的磨损不同程度影响设备的运行寿命，维护保养上也因工艺技术条件所限，业务技术掌握不够，修保质量不过关，不能保障设备处于优良的技术性能，不能最大限度地发挥注水泵的效率，管理上也因认识上的不到位，日常管理过程中监测手段不齐全、不完善，不少测试内容只能靠经验判断，管理上缺乏的精度和深度。 1.5 设备维护保养 资金不到位，设备评估不完善，缺乏预防性修理及日常性强制保养措施；冷却系统流程、换热设备结垢严重，降温效果差，注水电机超温运行；机泵连轴器弹性减震胶圈磨损严重，机组震动大，监控计量误差大；造成机组达不到高效工矿区安全运行条件。 2.优化的注水措施： （1）要降低注水能耗就一定要降低泵压，要提高注水泵的运行效率就要对电机进行合理配备，最有效的途径之一就是选择大排量泵。大排量离心泵密封可靠、无泄漏、功率大、容积和水利损失小，同时大排量离心泵的阻力小，过流面积大，不仅整体泵效高，还可以在很大程度上降低能耗。因此，要降低注水系统能耗一定要根据实际工作需要，科学选泵，优化设备。研制高效新型注水泵及节能元件也是提高注水系统效率的重要措施。在电机的使用上也应注意选择新型高效的电机产品，尽量杜绝使用能耗大、效率低的电机，提高电机运行效率。 （2）油田注水系统的节能重点，应立足于降低乃至消除泵管压差和井管压差产生的能耗。在应用分压注水技术方面，应按照不同水井的注水压力情况，合理有效地进行分配，在保证各个系统压力稳定的同时，达到电能损耗最少。比如第五采油厂根据实际情况，在油井中把吸水强的层段归拢在一起统一注水，把吸水弱的层段放在一起统一注水的做法，不仅改善了注水状况，还提高了注水质量，使每口井和每个注水层都能发挥各自的威力。运用这种注水方法，可以更有效地把躲在岩层下的油赶出来，进一步降低了能耗，提高了采收率，实现了精细注采。 （3）减少注水设备损坏也是节能降耗的手段之一，在减少管网流量与压力损失方面，由于阀件、接头等元件中过液腐蚀，密封受损和老化引起的泄漏会构成管网流量损失，应通过选择高质量阀件，及时更换易损密封件来提高操作水平，避免损失，也可通过开发高效节能元件来减少压力损失。实际工作中也要考虑防止和减少注水井结垢、出砂和套管损坏，在注水井工艺方面要通过注水井的油压和日注水量大小的变化情况，结合套压情况检测注水井情况是否异常，也可根据注水曲线情况来检测注水井，并通过加深数据资料的汇总和分析来做
中石化胜利油田海洋采油厂简介
中石化胜利油田海洋采油厂简介 中石化胜利油田海洋采油厂成立于1994年5月，厂机关位于东营市河口区仙河镇。主要担负着胜利海上埕岛油田、新北油田的开发建设任务。 海洋采油厂成立于1994年5月，厂机关位于东营市河口区仙河镇。主要担负着胜利海上埕岛油田、新北油田的开发建设任务。采油厂设机关科室15个，机关直属科级部门8个，直属四级队2个，三级单位（含科级单位）11个，正式职工1432人，具有中高级以上职称358人。管理着各类海上采油平台98座（单井平台33座，井组平台60座，中心平台2座，开发平台3座），开发井516口（油井376口，气井8口，注水井132口），各类海底管线133条249.7公里，海底电缆100条232.9公里，油气接转站3座，联合站2座，石油专用码头1座。固定资产原值207.14亿元，净值100.25亿元。2010年底，海上油田已发现明化镇、馆陶组、东营组、沙河街组、中生界、古生界、太古界七套含油层系，累计探明含油面积192.79平方公里，探明石油地质储量45409.79万吨；其中自营区累计探明含油面积171.09平方公里，探明石油地质储量39883.38万吨。自营区动用含油面积116.65平方公里，动用地质储量26099.58万吨，标定可采储量5339.39万吨。历年累计建成产能551.5万吨，至2010年底核定产能257万吨，累计产油3162.3万吨。 2010年，采油厂生产原油246.27万吨，超年度配产任务2.77万吨；交油量241.49万吨，超计划2.72万吨，天然气交气量1.11亿立
方米，总交油气量完成252.59万吨；油田注水500.6万立方米。电泵井和螺杆泵井平均检泵周期分别达到1246天、1266天。新建产能46.6万吨，新增可采储量246万吨，超年度计划指标46万吨。全年部署探井17口，完钻12口，有9口钻遇油层，常规试油7口13层段，获工业油流4口6层段，在埕北凹陷西斜坡、埕岛潜山和埕岛主体东上段取得一批勘探成果，共上报探明石油地质储量1739万吨，控制石油地质储量1457万吨。实现全年安全生产无事故。职工队伍保持和谐稳定。
东营五色石输送管道泄漏监测系统简介
五色石输送管道泄漏监测系统简介 “五色石”管道泄漏监测系统是在胜利油田反盗油活动中逐渐发展成熟起来的一套检漏系统。系统应用“负压波分析+输差分析”相结合的方法进行管道泄漏监测。本系统经过九年多持续不断的研究和71条输送管线的运行实践，取得了丰富的经验和教训。目前系统已经较为成熟，运行稳定可靠，数次发现盗油泄漏案件，在生产中发挥了显著效果。 1、适用范围 本泄漏监测系统适合于纯液体输送管道（如原油、油水混合物、柴油、苯、硫酸、轻烃等介质），但不适合输气管道、油气混输的多相流管道，也不能用于不满管的管道。 2、系统功能 ①实时监测管线的泄漏,能自动报警、定位。 ②实时进行瞬时输差、累积输差对比分析，给出泄漏量。 ③历史数据存储分析。 3、技术原理 输送管道泄漏监测系统采用监测管道两端压力波、流量、温度的方法实现报警，基于“负压波”原理定位和“输差分析”两种方法相结合。 所谓“压力波”原理是指，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，这种负压波动以一定的速度自泄漏点向两端传播，上下游压力传感器捕捉到特定的瞬态压力降的波形，由软件进行泄漏判断。要实现准确的定位，必须精确的计算压力波在管道介质中的传播速度和上、下游压力传感器接收压力波的时间差。 输差分析方法的根据是液体的不可压缩性和质量守恒定律。我们在软件中实时进行瞬时输差、2分钟输差、1小时输差、4小时输差、8小时输差、24小时输差对比，一旦超出预设门槛，系统就会发出警报，但是不能定位。 4、系统构成 该系统是一个具有动态泄漏监测能力的SCADA系统。通过实时的数据采集、传输和分析处理，实现在线的泄漏检测和定位。 东营五色石测漏技术有限公司研制的检漏系统专用采集模块WSS3000系列将数据
胜利油田安全监察通报.doc
胜利油田安全监察通报 根据油田安全环保工作总体部署，安全监察支队结合油田安全环保大检查和本季度重点工作，对部分二级单位进行了督查。现将督查工作情况通报如下： 一、基本情况 安全环保处结合油田安全生产形势，对钻井和作业队伍施工、地面工程建设、承包商管理、雨季汛期安全生产等方面进行了督查，对集团公司安全环保大检查、油田上半年安全环保大检查和油田"解剖式"检查提出的问题进行了复查。共检查二级单位58个（次）、承包商单位15个、钻井队9个、作业队57个、油库泵站64个、有毒有害场所18个、地面建设施工现场7个，查出并督促整改问题646个，下达《隐患整改通知单》14份。 二、主要问题 （一）安全管理规章制度不落实 一是个别单位领导安全承包不到位。孤东采油厂采油三矿领导承包基层队活动反馈卡不全，承包综合维修队负责人无1至4月份安全承包记录，承包采油9队负责人无1至7月份安全承包记录。鲁明临邑公司无1至8月份领导承包检查记录。二是个别单位安全检查制度不落实。渤海钻井管具公司钻具修理厂4月15日后无安全检查记录。三是个别单位没有严格执行站库管理制度。孤东采油厂新滩试采矿KD18沉降站，站值班领导不了解进站施工队伍和进站人数，进站
人员未登记，进站施工人员没有进行安全教育。 （二）关键装置、要害部位安全规范执行不到位 个别单位不能够严格执行安全规范。胜中社区加油站、加气站分界处没有明显隔离区，进出车辆混乱；加油站未认真落实集团公司为确保国庆期间安全下发的《关于加强加油站安全管理的紧急通知》要求，仍进行容器分装销售汽油，部分车辆载客进站加油；加气站门禁管理不严，多台车辆载人进站加气，并在站内打手机，站内消防通道上停放员工自行车，加气机旁未配备灭火器。胜中燃气有限公司租赁经营的机关车辆管理中心加气站，2名当班运行工无操作证，压缩机房多处法兰没有按标准要求跨接，压缩机、干燥室电机外壳未直接接地。胜利工程建设公司胜建加油站卸油台门前没有静电释放器，柴油卸油口没有接地报警装置。滨南采油厂采油一矿卸油台上4个防静电接地报警器中3个不报警。胜北社区景苑加油站油罐阻火器逾期未检。 （三）直接作业环节作业许可制度执行不严 部分单位对直接作业环节管理松懈，存在不按规定办理审批手续、过程监控不力、现场确认敷衍应付现象。胜利石油化工建设公司桩西海工基地在建采油平台施工现场，施工人员在采油平台桩腿内刷漆，未办理受限空间作业许可证，且未采取安全防护措施。胜中社区城管大队没有执行受限空间作业许可证管理制度；5月10日云门山路泵站1#、2#泵检修时，没有办理受限空间作业许可证。 （四）井控设计不规范 部分单位没有认真贯彻执行《胜利油田井下作业井控工作细
油田采油厂注水系统管理概述
油田采油厂注水系统管理概述 摘要现阶段伴随着人们对油田的大量开采，油田能源已经得到了非常巨大的损耗，为了有效提升石油的实际利用率，就需要人们给予油田采油厂注水系统管理工作一定的重视，通过有效做好采油厂注水系统的管理工作来起到将能源消耗降低的效果，促进我国油田的可持续发展。本文主要讲述了现阶段油田采油厂注水系统存在的一些问题，并且就如何有效做好油田采油厂注水系统的管理工作提出了一些建议。 关键词采油厂；注水系统；管理 油田经过人们的大量开发现阶段油层能量已经得到了巨大消耗，油层压力在持续下降，地下的原油也开始出现大量脱气现象，油井产量得到大量下降，因此需要人们给予采油厂注水系统的管理一定的重视，借助先进的工艺来将注水系统的实际工作效率进行提升，确保注水的水质可以符合企业注水提出的标准，促进原油上产。 1 油田采油厂注水系统存在的一些问题 1.1 管理方面存在问题 注水系统的正常运行不仅仅会受到系统自身带来的影响，同时也会受到人为因素带来的影响，例如一线员工的实际操作是否和标准完全符合，管理人员是否将管理工作做到位。现阶段在管理管理方面存在有非常明显的两个问题，其一，管理工作执行不到位。其二，工作人员对注水水质没有一个清楚的认识，各个人员之间的责任缺乏一定的明确性。很多时候基层管理者并没有深刻的意识到注水的意义以及目的，没有给予注水质量一定的重视，当然也有一些员工是因为害怕如果自己汇报注水质问题会给自己带来不利的影响，所以即使发现注水水质有问题他们也默不作声。还有一些基层单位在遇到污水处理系统不可以正常运行的情况是，会选择污水回注的方法，这样会导致堵塞现象的发生，使得污水的有效回注率降低，对原油上产造成一种限制。 1.2 污水的回注率相对比较高，监测工作不到位 不合格的注水不仅仅会导致注水系统遭受腐蚀，同时也会导致地层受到严重损害。如果不合格的污水在地层中得到注入，一旦出现管道破裂现象或者是碰到了断裂带，此时污水将非常容易出现窜层现象导致地下水遭到污染，而地下水一旦遭受到污染將会很难清理。因此需要增加对采油厂注水系统的管理，对注水压力变化展开严格的监控，对采出水的回注去向展开监测，从而真正地将有效回注率进行提升，明确采出水的去向，避免地下水污染现象的发生。 1.3 注水水质不能符合标准
油气生产场所HSE警示标识及警语设置规范
胜利油田油气生产场所HSE警示标识 及警语设置规范 前言 本标准由胜利石油管理局安全专业标准化委员会提出并归口。 本标准起草单位：胜利油田分公司现河采油厂、桩西采油厂、海洋采油厂、石油开 发中心 本标准主要起草人：王海峰、林心平、王振法、苏亚冰、刘传宏、马文峰、李克敏、刘道华、高静
1范围 本标准规定了油田油气生产场所内的HSE 警示标志及警语的设置要求。本标准适用于油田油气生产场所HSE 标志的设计、制作及安装。 2规范性引用文件 下列文件对本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本 适用于本标准。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。 GB 2893- 2008 安全色 GB 2894-2008 安全标志及其使用导则 SY 6355-2010 石油天然气生产专用安全标志 SY 6632-2005 海洋石油警示标志 3术语和定义 3.1 油气生产场所 指油田主要油气生产现场，包括油（气、水）井生产现场、联合泵站、注水站、接转站、注汽站、轻烃站及以上场所内包含的主要辅助场所。 3.2 HSE 警示标志 用以表达特定HSE 信息的标志，由图形符号、安全色、几何图形（边框）或文字构成。 3.3 HSE 警语 用以表达警示提示信息的文字，由底色、文字构成。
4一般要求 4.1HSE 警示标志制作规范 4.1.1HSE 警示标志应按GB 2894-2008 《安全标志及其使用导则》中4.1 ～4.5 的规定制作。 4.1.2HSE 警示标志的颜色应遵照GB 2893-2008 《安全色》所规定的规则。 4.1.3HSE 警示标志的尺寸应按GB 2894-2008 《安全标志及其使用导则》中附录A 中的1到6 型标准进行选用，其中各场所出入口处集中设置的标志牌应使用4 型标志牌（即圆形标志的外径为280mm ，三角形标志的外边长为350mm ，正方形标志的边长为250mm ），场所内部局域信息标志牌应使用2 型标志牌（即圆形标志的外径为110mm ，三角形标志的外边长为142mm ，正方形标志的边长为100mm ）。 4.2HSE 警示标志及警语设置与使用 4.2.1HSE 警示标志及警语应设在与安全有关的醒目位置并清晰可见，设置高度应尽量与人眼的视线高度相一致，悬挂式和柱式的环境信息标志牌下缘距地面的高度不宜小于2m ，局部信息标志的设置高度应视具体情况确定，标志牌前不应放置妨碍认读的障碍物。 4.2.2HSE 警示标志及警语的平面与视线夹角应接近90 °角，观察者位于最大观察距离时，最小夹角应不低于75°。 4.2.3HSE 警示标志及警语宜集中设置，场所有出入口的除本标准特殊标注外均应设置于入口处；不适用于集中设置的场所，如维修工房内机械设备区应按照实际区域范围，独立设置区域警示标志及警语。 4.2.4HSE 警示标志及警语应按照禁止标志、警告标志、指令标志、提示标志、警语的顺序设置。 4.2.5集中设置、有人驻守且在院内非集中设置的HSE 警示标志及警语宜采用宣传栏方式，