加油站季度总结大全11篇

加油站季度总结篇（1）

认真完成站年下达的各项指标，不发生特重大事故，不发生误操作事故，不发生责任事故，变电事故率为零，两票合格率、设备完好率、设备除缺率均达100%，不发生人身伤亡事故，不发生重大设备事故，不发生重大交通事故，全年考核无事故，积极完成上级下达的临时任务，完成我站建设无违章供电企业各项目标。

（一）第一季度重点做好春节安全供电工作，做好春季安全大检查工作，做好设备越冬的准备工作，制定设备的安全越冬方案，制定年度设备维护管理制计划，做好设备定级工作，坚持开展反“三违”活动。坚持开展“两个创建”工作，做好安全大检查和自查工作。

（二）第二季度做好设备的缺陷管理和安全工器具校验工作，做好夏季高峰负荷时期来临前的设备检查维护和测温工作和制定高峰负荷时设备安全运行的工作措施，做好三夏安全供电工作，做好安全检查工作和站内安规学习考试工作，作好各种预案的制定和演习工作，做好半年安全工作总结，坚持开展“三爱”活动。

（三）第三季度要做好高峰负荷的安全供电工作，保证设备的安全渡夏，对储油设备要注意检查油位油温情况，对油位过高的要及时进行放油处理，对大负荷设备要注意检查主导流接触部位有无发热情况，做好雷雨季节的防汛工作，做好秋季安全大检查和自查工作。

（四）第四季度要做好设备的缺陷处理工作，注意储油设备的油位，油位过低的要及时进行补油处理，做好防火、防冻、防小动物进入工作，做好设备越冬前的准备工作，做好年终安全工作总结和各种档案资料的归档整理工作；做好安规考试和冬季安全检查工作，坚持开展反“三违”活动。

二、我站年度的工作重点：

一月：做好“元旦”安全供电工作。加强值班，时值冬季气温低，除了注意观察储油设备油位，保证油位不低于正常值外，还要做好设备的防冻措施。高峰负荷时，或雪雾等恶劣天气要加强对设备的特殊巡视，发现异常及时处理。做好OMS的培训工作。认真完成本月临时性工作。

二月：在春节期间的值班中，做好双节值班安排，注意防火防盗。作好规程和两票的培训考试工作。认真完成本月临时性工作。

三月：开好“班前班后会”，严格执行“两票三制”、“操作五制”制度。按工作票所列内容，认真填写操作票，按照规程规定做好一切安全防护措施。搞好春季安全大检查工作。搞好设备定级工作，参加局进行的第一季度安规考试。认真完成本月临时性工作。

四月：做好防汛和消防工作准备，按照制定站内防汛和消防应急救援预案，疏通检查站内的下水管道。完善防火、防小动物措施。整理站容站貌。做好“五一”的安全供电工作。作好规程和两票的培训考试工作。认真完成本月临时性工作。

五月：加强“五一”期间的值班工作，组织站内人员进行一次技术比武活动，从而达到提高个人学习业务技术的目的。作好各项预案的演习工作。及时查找不足，及时修改。认真完成本月临时性工作。

六月：掀起学安规高潮，加强对安全工作的教育力度，切实达到“零违章”保“零事故”的目的。作好设备迎峰渡夏工作。学习安全简报，组织安规和业务技术考试考试。认真完成本月临时性工作。

七月：加强对设备的巡视检查，密切关注主变的负荷情况，对由于气温高，负荷大引起的主变油位过高，要及时放低油位至正常水平，继续做好防汛工作。认真完成本月临时性工作。

八月：在雷雨天气过后，及时检查避雷器的动作情况，设备的瓷质部分有无裂纹放电现象，检查设备基础有无下陷。对设备进行测温工作，认真完成本月临时性工作。

九月：开展秋季安全大检查的自查活动，做好下半年的设备定级工作，并做好秋季安全大检查自查工作总结。坚持继续开展反“三违”活动，组织好第三季度的安规考试工作。认真完成本月临时性工作。

十月：按照站内制定的防污闪措施计划，加强对设备的巡视检查力度。做好冬季前的设备维护工作，特别要注意好储油设备的油位，一但油位过低要及时注油。在全站范围内开展第二次技术比武活动。完善秋季安全大检查工作，认真完成本月临时性工作。

加油站季度总结篇（2）

中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）03-0347-01

一般来说，油田脱水转油系统耗能部分有机泵生产运行耗电，站内处理、加热、掺水装置消耗大站气、干气，药剂等生活物资的日常消耗等。本文结合芳5站的实际应用，对以上几个问题进行初步的探讨。

1、机泵合理选择、技术改造级及日常管理：

转油站耗能中，机泵的耗电占有很重比例，因此根据转油站生产参数设计及油田生产动态变化选择相匹配机泵、进行技术改造及时优化机泵运行参数是提高机泵泵效和系统效率、降低机泵生产耗电的重要手段

1、1 合理选择机泵

在油田的生产中，日产液量的波动较大，同时油田进入高含水期开采，油井产液、含水逐渐上升，油井回油温度也逐渐升高，使油井生产所需的掺水总量随着油井回油温度和环境温度的升高逐渐变化。因此，需要在建站初期，根据转油站的设计及长远需求，选择合理参数及数量机泵。杏南五站外输油泵选择：2台外输泵，运1备1.2台排量均为85立方米/小时，扬程均为135米。杏南五5转油站，主要机泵的选择，既满足了站的设计需要，又合理的减少了能耗。

1.2 及时优化机泵运行参数

目前为保证站的平稳输出，普遍采用手动改变泵出口闸门开启程度来调节泵的排量，或起停泵。节流损耗大，泵管不匹配，压差较大，管网效率低。为使泵始终保持在高效区工作，提高泵效，减少耗电。当排量波动范围较大时，可采用变速调节。变频调速技术是通过改变电机输入端的电源频率，从而改变电机转速，使与电机相连的泵转速与电机转速相同。因泵的流量与泵叶轮转速成正比，所以改变了电流频率即改变了泵的流量。在实际应用中根据这个原理，按照液量的多少改变电流频率，从而使电机不出现低负荷运行。据有关资料介绍，利用变频调速装置，功率因数可提高到0.95以上，平均节电率达58%，系统运行效率可大大提高。优化泵的运行参数，还要及时调节排量，提高机泵的运行效率。离心泵在工作时的实际效率是随其工况而变化的，只要不在最优工况点工作，泵的效率就会降低，偏离最优工况点越远，效率越低；只有在最优工况下，才能保证离心泵的效率最高。将每台机泵的特性曲线制成牌并挂在机泵上，使岗位工人都熟知每台泵的特性曲线，并按特性曲线及时进行调节，保证运行机泵在最优工况下工作，提高运行泵的泵效。

1.3 搞好离心泵的维护保养离心泵的维护保养

不仅要及时发现并消除故障，还要注意泵的密封、冷却（有轴封箱和填料箱）和，以利于延长离心泵寿命并节约能源，减少功率损失。

2、掺水装置选用、回油温度控制等降低能耗

油田脱水转油系统对天然气的消耗很大，天然气主要是作为锅炉、加热装置以及食堂等燃料用气的消耗，因此做好掺水温度调控和优化掺水炉运行工作，对降低油田用气消耗效果十分显著，是转油站节能的重要途径。

2.1 高效节能设备及相关配套设施的选择

降低锅炉用气首先选用高效节能型锅炉，安装节能型火嘴，提高天然气的燃烧质量。锅炉的年度检修要保证质量，尤其是炉膛部分，以此增大热传导系数，提高锅炉效率。同时还要加强采暖、伴热管网的检查维修，保持管网畅通，防止穿孔，减少锅炉热水的漏失量。其次，要根据大气温度变化和受热介质的物理特性，合理确定供热温度，可随时通过调整用气量来调节热水温度。最大程度地利用热能，防止浪费。还要根据站内实际情况，在不影响生产、生活用热的情况下，通过研究、试验、摸索，确定最佳启停炉时间，既要保证介质有良好的流动性，又要防止管道结蜡、冻堵，还要避免因停炉过迟或启炉过早而浪费天然气。同时做好采暖、伴热管道的保温，做到定期检查，及时维修，防止热能无为散失，进一步提高热能利用。

2.2 降低掺水加热耗气

严格执行规范要求的掺水制度，合理确定最佳掺水温度，在保证正常集油的情况下，降低掺水量和掺水温度。根据天然气压力、脱水温度和介质流量的变化情况，精心操作，及时调节用气量。做到定期检查火嘴，防止结焦或堵塞，做好受热管道和加热装置的保温，把热量散失降低到最低限度。放5站掺水炉热负荷率低的影响。转油站掺水炉的规格都在400×104kJ以上，而每小时油井所需掺水用量冬季最多达70m3以上，夏季30m3以上。通过热能计算冬季只需运行2台掺水炉，春季、秋季仅需运行1台掺水炉就能保证油井正常生产的供热需要，夏季不需点掺水炉油井也能正常生产。目前转油站掺水炉冬、春、秋都点火运行，夏季一般也点1～2台掺水炉，而加热炉点火运行的最高炉效在80%左右，所以只要多点1台加热炉就造成天然气的浪费。

2.3 合理调控掺水炉温度

合理调控不同环境温度下的掺水炉温度，必须计算出抽油机井在不同环境温度下正常生产所需的最低掺水囟龋运用热力学中的热油管线沿轴向温降公式和能量平衡方程来计算抽机井在不同环境温度下正常生产所需的最低掺水温度，将计算结果绘制成掺水温度控制曲线。该曲线实现了掺水温度随季节调控，经过实践应用完全符合生产要求，避免了天然气的浪费。经计算掺水温度达41℃就能满足正常生产，而转油站掺水温度不点炉火时温度在37℃以上，6月～9月可停掺水炉火生产，大大减少了耗气量。

2.4 优化掺水炉运行，提高掺水炉热负荷

为了解决掺水炉负荷率低的问题，先计算出不同环境温度下全队抽油机井正常生产所需的掺水总量，通过掺水总量、掺水温度计算出掺水总热量，由总热量来决定生产运行掺水炉台数。

2.5 降低食堂等后勤设备耗气

选用节能型炉灶，提高使用效率，并加强管理，严格执行用气制度，合理利用，做到人走火灭。

3.其他方面

脱水转油系统生产用药剂主要有清防蜡剂、防垢剂、脱水用的破乳剂、含油污水处理用的絮凝剂和净水剂，还有杀菌剂等等。要严把药剂验收关，保证药剂质量和数量，还要根据介质物理特性、流量和药剂投加后的效果，科学确定最佳用药量，做到既不浪费药剂，又不影响生产。必须按制度要求投加，规范操作，避免随意性和非规范性。

油田脱水转油系统的节能降耗工作点多面广，涉及专业也比较复杂，除上述途径外，仍有其他多种方式值得进一步深入研究，以更好的节约能量，降低生产运行成本。

4.结束语

加油站季度总结篇（3）

今年以来，公司认真贯彻落实省公司两会精神，按照“一优、三增、三降”的工作主线和“九抓九重九转变”的工作方针，紧紧围绕“促发展、上规模、增效益”劳动竞赛，突出一个转变，抓住两个中心，突破三项重点，落实四个保障，准确把握市场信息，积极参与市场竞争，抢抓时机，攻坚啃硬，着力提升汽油销量，认真执行营销方案，营造了全员参与汽油促销的良好气氛，拓宽了汽油销售渠道，提升了销售质量，增强了盈利能力。1-2月份，公司实现销售总量8__吨，完成计划的97%，其中汽油完成2970吨，柴油完成5144吨，纯枪完成7110吨，完成计划的102%。销售总量较去年同期相比增加了__吨，增幅达__%，公司盈利__万元，首次扭亏为盈，实现了销售质量与效益的重大突破。在此，我代表公司、公司党委向奋战在基层油站，付出辛勤汗水，勇当销售先锋的优秀员工表示最诚挚的敬意，向工作在销售前沿，服务基层，助力营销中心，推动公司发展的各级管理人员表示最衷心的感谢。

公司各项生产经营指标的完成，各项营销成绩的取得离不开大家共同的努力和辛勤付出，下面就如何保持良好的销售势头，迎难而上，争取实现首季开门红，我再讲一下几点意见：

一要认清形势，增强开展工作的积极性和主动性。三月份是公司效益巩固的专项活动月，要保持住得来不易的销售成绩，需要我们认清当前公司面临的销售形势。一方面炼厂的检维修，资源配置率的下降，政策的干预，加重了的屯油心理。另一方面三月份大量的春耕和工地开工，这给汽油销售带来了有力的条件。四月份以后渐渐的进入雨季，所以，千方百计要在三月份实现汽油销售超计划完成任务。大家要持续做好汽油上量工作，要通过IC卡及优惠、汽油销售优惠政策，加大汽油销售力度，制定出三月份行之有效的效益专项活动月方案。

二要紧抓市场，强化客户开发力度。在油品销售的同时，利用IC卡等汽油优惠的政策，做好客户的追踪和收集。对进站加油站的大中型客户，要对其进行信息的采集，并对客户进行跟踪。保证一次服务，就能将其发展为我们自己的客户。同时也为后面几个月的销售积累好客户资源，保证客户不流失。

三要主动出击，加大IC卡的销售力度。做好加油卡的宣传工作，比对现有加油卡客户档案，寻找潜在客户，进行上门宣传。对各发卡网点前20名充值大客户，进行定期回访和跟踪服务，提高客户忠诚度。同时要求加油站加大现场营销力度，大力宣传和推广加油卡，锁定现金加油的客户进行重点营销和维护。善于利用各类传统节日，开展营销活动。三月份开展“惠农支农”IC卡营销活动，根据市场实际情况，制定了IC卡具体营销实施方案，对农田用油推出上货上门服务，大客户定期回访。

四要强化执行，持续提升汽油销量。根据近期市场供油情况，认真分析提早谋划。做好油品的配送，保证>！经理对汽油销售的关注力度；同时为加强对加油站汽油销售的监督力度，贯彻执行公司日问询制。及时与上级领导沟通，争取有利的政策支持。

五要过程监控，努力实现零售保管零损耗。公司效益实现盈利来之不易，因此要在油品损耗管理上加强管控，从源头上保证效益。要严格《零售损溢考核管理实施细则》，形成一级对一级的考核激励，把责任和压力传递到加油站。要进一步规范加油站班组库存盘点交接，落实班组责任，做到库存不清楚不交接、盈亏原因不清楚不交接、异常情况处理不清楚不交接，把产生异常损耗的责任落实到人。要做好加油站油品接卸日常监管，杜绝油品接卸不干净。要通过巡检、交接班、盈亏分析，监测设备运行状况，及时维修更新跑冒滴漏设施设备，堵塞产生异常盈亏的漏洞。

加油站季度总结篇（4）

中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）08-0082-01

1.地面集输系统节气概述

1.1近几年集输系统耗气变化趋势

“十一五”以来，通过持续深化不加热集油技术界限，完善配套工艺，加强生产过程管理，低温集输工作收到了很好的节气效果。从2005年～2013年，单井平均耗气量连续下降了近50%，但随着低温集油的深入开展，高产液、高含水油井已经实施季节停掺水、全年停掺水等措施，管理措施挖潜的空间越来越小。2013年后，由于高浓聚驱规模不断扩大，平均单井耗气量有所增加，并且随着三次采油规模的增加，耗气量上升较快。

1.2节气技术现状

为了控制气耗的上升幅度，在不断加大常温集油技术的应用力度外，还扩大“拐点法”控掺水井规模，该方法主要是根据单井产液、掺水温度等参数，应用PIPEPHASE软件模拟计算，针对不同掺水温度、不同掺水量下的单井回压及回油温度进行模拟，利用模拟后的理论生产参数与实际生产数据进行现场拟合，控制单井掺水量，实现单井个性化掺水，达到降低集输能耗的目的。

2.节气潜力分析

2.1 停掺水或季节停掺水实施井数有进一步增加的潜力

油田某区块原油转相点在65%左右，当含水率达到75%时，含水原油粘度大幅降低，沿程压降较小，可以季节停掺水。随着含水率的进一步上升，季节掺水油井可以常年停掺水。

2.2 “拐点法”控掺水井规模有进一步扩大的潜力

根据2011年初步试验效果，2012年开始持续扩大“拐点法”实施规模，掺水总量比推广前下降近60%，实现了单井掺水量、日耗气量及日耗电量3个降低，节能9.3%，以后可进一步扩大实施规模。

2.3 掺水系统运行参数有一定调整空间

一是回油温度有下降的余地。按凝固点进转油站的要求，每个区块的回油温度都有3～5℃的空间。若按低于原油凝固点进站的标准，掺水温度还有进一步下降的空间。但当回油温度降到凝固点附近时，会对后续原油及污水处理系统产生不利影响，根据目前的认识，脱水站总来液温度以高于凝固点1～2℃为宜。

二是掺水量可以进一步下降。根据理论计算，当掺水温度为45℃左右时（回油温度30℃左右），平均单井掺水量为9.6～14.4m3/d，有2m3/d左右的下降空间。

三是掺水温度还可以进一步优化。对典型的双管掺水、环状掺水工艺进行模拟计算，管道的沿程压降均在允许范围内；但沿程温降变化较大，说明掺水温度对集输能耗影响较大。以双管掺水流程为主的转油站，当掺水温度为45℃时，总耗气量及综合能耗最低；以单管环状掺水流程为主的转油站，当掺水温度为45℃时，总耗气量最低、综合能耗较低。因此，当回油温度为30℃，掺水温度应控制在45℃左右。

2.4 聚驱运行参数有进一步优化的潜力

一是控制单井掺水量。在投产初期，采出液含聚浓度较低时，借鉴水驱多年来低温集输经验，通过控制单井水量、探索聚驱季节停掺水可行性。

二是优化加热炉运行参数。通过优化预热加热炉温度、及匹配，掺水加热炉温度及水量等运行参数及匹配，降低系统能耗。

2.5冬季耗气比例大，有一定节气空间

根据历年生产耗气统计表明，冬季耗气占总耗气的63%左右。其中转油站系统约占65%左右，除掺水、热洗、外，采暖、工艺伴热耗气占到转油站耗气的20%以上。部分转油站采暖系统不完善，直接采用掺水供暖，采暖系统与井用掺水系统相互影响，相互制约，冬季低温集输时站内采暖温度低，节气效果差。

2.6扩边转油站有进一步挖潜空间

为节省建设投资，产能扩边井依托已建转油站系统，使转油站的运行状态发生根本性转变。如部分转油站由于新增井、间，目前无法实施常温集油。根据这些站的实际情况，合理确定掺水系统的运行模式，达到节气目的。

3.节气措施研究

通过对集输系统用能进行分析，结合油田实际，以“稳水驱、降聚驱”为总体思路，紧紧围绕“降低掺水总量、减少掺水加热负荷、提高加热炉负荷率及热效率、加大节气措施的实施力度”的工作重点，在技术管理、设备及技术改造、节气技术研究等几方面开展工作。

3.1 技术管理

3.1.1 保证停掺水规模

季节停掺水要按照集油工艺差别，分类实施；根据时间不同，分批实施；根据季节变化，分形式实施。对含水大于80%，产液量60t/d以上的油井全年严格实施停掺水。

3.1.2 进一步扩大“拐点法”控单井掺水应用规模

一是现状调查，编制实施方案；二是分批次实施，根据掺水温度变化情况，摸索确定不同掺水温度下的拐点掺水量；三是总结分析，包括阶段小结（每批次之间或季度）、全年总结，分析评价实施效果。

3.1.3 加强设备管理，提高运行效率

一是优化加热炉运行。规范加热炉运行台数，提高加热炉运行负荷率；严格执行加热炉按周期清垢制度；加强化学除防垢的监督检查，保证按比例、连续加药；做好转油站游离水脱除器清淤工作，减少固体杂质在火管、烟管沉积，提高加热炉效率。二是优化掺水泵运行。负荷率80%以上的，优先启运安装变频调速装置的掺水泵；当泵管压差大于0.2MPa时，调整泵的运行。

3.2设备及技术改造

3.2.1转油站采暖系统改造

对直接采用掺水供暖的转油站新建采暖炉，配套改造采暖及伴热系统，解决无独立采暖系统的转油站低温集输时整体能耗较高，采暖温度低，影响低温集输；三合一沉降放水含油高易造成采暖系统堵塞；采暖设施长期运行，腐蚀老化严重等问题。或者考虑采暖泵和掺水泵单独运行的模式，便于采暖水量调节，减少采暖耗气。

3.2.2做好“前端降温后端升温技术”推广工作

通过“前端降温后端升温”现场试验，论证了低温集输、低温原油处理、低温沉降过滤+高温反冲洗污水处理技术的可行性，摸索出联合站最低来液温度界限30℃，反冲洗水合理的温度界限38℃，集输系统降温与污水系统反冲洗水升温经济合理的温度界限32℃，确定了污水系统反冲洗水单独升温的模式，综合节气率达11.5%，有效解决了节气与水质指标的矛盾。

3.3节气技术研究

3.3.1对加热炉运行效率进行动态监测

加热运行效率与很多因素有关，其中影响比较大的是燃烧器燃烧情况、外保温情况、火管烟管的换热效率等。利用烟气分析仪等设备，对加热炉的运行状态进行监测，判断排烟温度、烟气组分、空气过剩系数等参数的合理性，以及加热炉效率等数据。根据检测结果，调整加热炉运行参数，或对加热炉进行除防垢、热管改造、保温等技术措施，提高加热炉运行效率。

3.3.2规范高回压井管理

加油站季度总结篇（5）

1、管网流程优化改造乔河作业区生产管理QC小组

2、现状分析：

现状一：多个井组混搭使用的焊接弯头较多，各个井组汇集此处由于地层水质不配伍，管线弯道阻力过大很容易形成结垢点，另外，铺设的部分地段管线埋深不够；

现状二：寒冬时节，地表温度太低，管线中的原油流动性较差，原油中含蜡量大， 造成井组回压过高，容易冻堵；

现状三：站内生产区面积较大，可以满足增设新总机关的流程方案。

3、设定目标：

实现井组管线单进总机关，减少管线结垢点，降低井组回压，实现降本增效，确保油井正常运行。

4、原因确认：

通过以上分析，确认为主要原因的是：

（1）.管线铺设不规范；

（2）.流程复杂；

（3）.水质不配伍，易结垢。

5、制定对策：

6、对策实施：

实施一：根据2010年冬季实际生产情况，以各井场地理位置，井组油套压资料为依据，针对压力高的井组，选取125—174井组，123—176井组，122—173井组，121—170井组作为实验井组。

实施二：组织班站员工，对125—174井组、122—173井组、123—176井组从井场至站的输油管线进行实地巡查，进一步摸清上述井组输油管线铺设情况，对弯度过大、由于打卡盗油造成的管线不畅等问题进行实地标记，并上报作业区，在作业区制定整改方案后，与应急班配合，对井组集油流程进行整改；

实施三：

对总机关进行除垢后，确保压力稳定的情况下，将混搭处流程进行绘图后上报作业区，由作业区制定具体整改方案，并与应急班配合，由领导现场指挥，对混搭处进站管线进行整改，将原有的管线混搭模式，改为一个井组对应一个总机关头子的模式。

实施四：

在将总机关流程整改完毕后，向作业区申请在站内新增加一台自动加药机，并且连续一个月将从总机关取出的油样送往庆一联化验，将化验后的结果送往技术组，根据实际数据结果制定总机关加药计划，按时按量加药，以解决水质问题，有效的减缓站内管线结垢；

（1）.通过125—174井组，122—173井组，123—176井组，121—170井组及总机关压力为0.4Mpa的时候下半年各井组压力对比，绘制对比图如下：

A：122—173井组 B：123—176井组

C：125—174井组 D：121—170井组

（2）.井组回压下降后，2011年年底的热洗频次要大大少于2010年年底，减少了成本支出；

井组热洗费用统计对比表

7、效果检查及效益分析：

（1）.效果检查：

目标：有效降低125—174井组、122—173井组、123—176井组及121—170井组压力，同时大幅度减少井组管线热洗频次，有效防止管线冻堵的情况发生；

检查结果：通过QC小组近一年的活动，对班站选定的4个井组进行实时采集，将2010年冬季与2011年冬季采集到的数据，通过曲线图的方式进行效果分析对比，方案的实施有效的降低了井组的回压，基本完成了小组预定的活动目标。

评价结果：本小组较好的完成了年初预定的目标。

（2）.效益分析：

A.安全效益：

通过本次QC活动，由采集的数据对比分析出，125—174井组压力平均降低2MPa，122—173井组压力平均降低1.4MPa，123—176井组压力平均降低1.6MPa，121—170井组压力平均降低0.6MPa，有效的排除了管线冻堵的隐患，保障了冬季生产安全平稳的运行。

B.经济效益：

（1）2010年与2011年下半年压力对比来看，混搭流程改进之后效果良好，四个井组压力普遍降低，减少了热洗频次，降低了生产成本。

关125—174井组省费用：3571元

关122—173井组节省费用：2844元

关123—176井组节省费用：1896元

关121—170井组节省费用：948元

合计节省生产费用9259元；

C.环境效益：

通过开展此次活动，管线回压降低后，井口的刺漏现象减少，大大减少了环境污染的风险。

8、下步打算：

认真总结2011年本小组活动过程中取得的经验，找出在工作中的不足之处，不断的提高小组成员的业务水平。下一步，我们会开展站内管网除垢的课题研究和治理工作，使站内压力保持平稳运行。

加油站季度总结篇（6）

过去对各加油站的稽查由重庆公司稽查组直接进行，一直面临着两个突出矛盾：一是公司稽查组工作量大。加油站点多面广，分散性强，往往一次稽查行程跨越几个地区，花去好几天时间。二是虽然查出了很多问题，但对整改情况不够清楚，缺乏有效的制约机制。公司稽查组成为了四处奔走的“运动员”。

为此，他们总结近两年稽查工作经验，建立了市公司，分公司、县级经营部三级加油站现场管理稽查机制。这样，精简了直接稽查，加强了对基层稽查工作的指导和督促。也将公司稽查组织从大量繁杂的工作中解放出来，现在他们被改称为加油站现场管理的“教练员”。

明确工作重点做好角色转变

为了当好“教练员”，以培养出更多合格的“运动员”，该公司在年初制定了“训练计划”和考核评价制度，修订了加油站管理的“训练大纲”――《加油站三级稽查考核办法》。

《办法》规定公司层面作为“教练员”，主要职能是指导，检查，即对各单位的稽查情况的检查结果进行检查和通报。地区公司和县经营部发挥熟悉加油站的优势，担起日常稽查和稽查结果的整改落实工作，当好现场管理稽查的“运动员”。

公司稽查组围绕加油站管理阶段性重点工作，对每阶段加油站的整体检查情况进行通报，对典型问题进行深入解剖，总结分析，审查整改方案，总结推广先进典型。

例如，在节假日多的月份，公司稽查组的工作重点放到督促各单位扩大零售客户、引导客户加油积分、检查积分奖品管理上来。在今年“五一”黄金周期，重庆销售在加油站大规模开展加油积分活动，但发卡量一直比较低。公司稽查组发现，是因为宣传力度不够，大多数人还不知道有这么一回事。

于是稽查组提出了在驾驶员进站加油时，由当班加油员对驾驶员一对一进行发卡宣传，在驾驶员到营业房付款时由收款员进行一对一办卡宣传，在驾驶员到便利店购物时由售货员进行一对一积分奖品展示宣传，这样以来，办卡数量很快就直线上升。

在暴雨频繁的月份，公司稽查组的工作重点放到了容易发生滑坡和受到地质灾害影响的高切坡。高挡墙等安全管理现场的稽查上。今年6月份重庆进入雨季，公司稽查组发现，渝中加油站背面高达十米的挡墙，积水无法排出，挡墙负荷太重，地基有轻微裂缝，加油场地存在塌陷的可能。

公司稽查组立即召开现场会，确定了安全监护措施和责任人，为避免安全事故和以后的技术改造创造了条件。稽查组还对有可能存在塌方隐患的加油站进行了拉网稽查，赶在洪水前查找出了11座容易受雨季影响的加油站，制定出安全整改方案，及时改造关闭，下拨隐患整改资金，确保了平稳度讯。

从制度上保障稽查顺利开展

公司稽查组转变为“教练员”后其裁判职能就更好地发挥了出来。为使稽查工作制度化、规范化，重庆销售将各级稽查组织的工作范围和工作覆盖率的评价标准定为：

最基层的县级经营部稽查组，每旬对辖区加油站的稽查覆盖率要达到加油站总数的一半，每月要全部检查一次。

地区公司稽查组每旬对辖区加油站的稽查覆盖率不低于总数的三分之一．每月不低于总数的一半，每季度必须全部检查一次。对所属县级经营部的稽查工作每月检查一次。

重庆公司的稽查组则在每月对各分公司的稽查工作情况进行检查，检查的内容是，稽查记录是否齐全，是否发现了问题，问题的初步整改意见是什么，整改效果如何，稽查工作效果和稽查工作服务态度等。

加油站季度总结篇（7）

中图分类号：S611文献标识码： A

弧形工作闸门是大、中型水利水电枢纽工程中不可缺少的组成部分，主要担负着水利水电枢纽工程的调度任务。弧形钢闸门埋件分一期埋件和二期埋件。一期埋件主要有油缸托架及支铰锚栓；二期埋件为常规埋件和重量达60%的支铰调整装置、支铰底座。

1工程概况

南水北调中线工程邯邢段作为总干渠漳河北至古运河南渠段的一部分，起点位于河北省与河南省交界处的漳河北岸，终点位于邢台与石家庄市交界的梁村村西，途经磁县、邯郸、邢台等市县，该段渠线总长172.751km，设计流量230m3/s，加大流量250m3/s，担负着向北京、天津及邯邢地区供水的任务。为了调节总干渠水位及倒虹吸进口的淹没度，倒虹吸出口均设置弧形闸门。

2弧形闸门的冬季运行

本渠段位于河北省南部，属温带半湿润地带，东亚季风气候区，四季分明。 冬季寒冷少雪；春季干旱少雨；夏季湿润多雨；秋季降雨渐少。多年平均气温12.6℃～13.3℃，全年1月份温度最低，月平均气温-2.6℃～-3.5℃，月平均最低气温-7.5℃～-9.0℃，极端最低气温-18.5℃～-25.3℃；该渠段所在地区1月份平均气温低于-3℃，但高于-10℃，抗冻设计气候类型属于寒冷气候区。如冬季渠道结冰后产生的冰压力作用在闸门上会使闸门受到破坏和变形，门槽埋件工作表面结冰，当提升闸门时，闸门止水会被撕裂。由于南水北调中线总干渠采用定水位运行的方式，弧形工作闸门需经常启闭，若弧门两侧止水橡皮与其埋件冻结影响了弧门的启闭，渠道很容易产生冰害，影响总干渠的正常输水。因此，为防止闸门止水部分与冰盖层冻结在一起，弧门埋件在冬季冰期输水时应采取融冰措施。

3 闸门槽液压热油融冰设备

3.1闸门槽液压热油融冰设备的组成

设备包括:电器控制柜、液压热油泵站、导热油、弧形工作闸门侧埋件共4部分。

液压热油泵站包括:油箱、电机-泵组、控制阀组、外管路4部分。油箱设有油位限制器和报警机关、液位液温计、温度传感器、注油滤油器、防潮式空气滤清器、带压力开关的回油滤油器、放油阀、检修入孔、电加热器等。每套泵站配备2台电机-泵组，一备一用。

电器控制柜内装有:音响报警器、保护装置、电流表、电压表等设备； PLC接口，智能入机界面等设备。

弧形工作闸门侧埋件:除了具备普通弧形工作闸门侧埋件的结构和功能外，侧埋件再增加设置进油腔和回油腔；油腔外设保温层。闸门槽材料为不锈钢。

3.2闸门槽液压热油融冰设备工作原理

电器控制柜、液压热油泵站布置在操作室内，弧形工作闸门侧埋件安装在室外的闸墩上。冬季低温季节需要启闭闸门时，液压热油泵站的导热油经过管路，进入弧形闸门侧埋件的进油腔、回油腔，导热油经过管路返回油箱。通过导热油的循环提高弧形工作闸门侧埋件的温度，融化侧埋件与闸门橡胶止水之间的冰，保证闸门正常运行。

电器控制柜有手动/自动/远控3种运行方式，通常采用自动方式操作。设备安装调试时，暂时设置的温度如下:闸门槽需要融冰时，油箱内油温小于40℃，电加热器启动，加热导热油，泵-电机组启动，导热油在油箱内循环；油温达到45℃，电磁阀得电打开外循环通路，泵-电机组继续运转，导热油流向闸门槽，闸门槽开始融冰；油箱的油温达到65℃，电加热器停止工作；油箱的油温小于40℃，电加热器又开始工作。

设备的电加热器、温度检测装置均安装在室内的油箱上，对油箱内的导热油加热，并测量导热油温度；闸门槽融冰发生在室外的闸门槽上。设备是通过设置室内的油温来控制室外的闸门槽融冰情况，为了保证闸门槽的融冰效果，需要根据设备安装的地理位置气候条件和实际运用情况，探索出合理的温度设置，对出厂设置的温度重新设置。

4融冰设备的结构及布置

融冰设备由密闭的无缝方钢、加热装置、导热液、灌液管、传感器及控制系统组成。加热装置固定在密闭的方钢内，加热装置的加热管内放入电加热器，加热装置与方钢之间通过灌液管灌入适量的导热液，传感器系统与方钢固定，然后通过电缆与控制系统连接。

密闭方钢采用6mm×140mm×140mm的冷拔无缝方钢，材料为20钢，既保证了高密封性又保证了强度。加热装置的电加热管材料1Cr18Ni9Ti，规格直径57mm，厚3.5mm的钢管，温度升到一稳定值时，加热管内的加热器加温与放热平衡，不再升温，加热过程中，其表面温度低，没有明火，不会产生燃烧。

传热介质采用超导液，该液体是一种无色透明易挥发的无机化合物，化学性能稳定，高温不分解，其传热速度超过任何已知金属，且和铁、不锈钢、铜等金属容器有很好的相容性，且长期受热不结垢，无毒、无污染、无放射性，对人体无害，-30℃时正常使用，在300℃环境下不自燃。但其见光分解，因此必须放置在真空的密闭容器中。

压力传感器利用MAX1452专用芯片进行温度补偿和非线性校正，在-25℃～80℃温度区间测量精度在1%以内，输出0.5～2.5V电压信号或4～20mA电流信号。

温度传感器由陶瓷基片和薄层的激光烧刻的铂金层构成，其核心组成部分 热电阻采用PT100EN60751标准，在进行严格工艺的封装后，用以直接测量液体、蒸汽和气体介质及固体表面的温度。灌液管的套管、温度传感器及压力传感器的套管材料均为1Cr18Ni9Ti。

控制系统可控制弧门埋件的全部6路加热器，采用西门子S7-300可编程序控制器作为主控制器，监控由传感器输送的温度、电流、压力等信号，自动对输出功率进行调节，环境温度较低时加大加热量，环境温度较高时减少加热量，从而使闸门系统维持在稳定的温度之上，控制温度可精确到0.1℃，并具有故障自动报警功能。故障时可切换为手动方式，保障使用安全。

每孔埋件设置1套融冰设备，每套融冰设备配2套加热装置，2套加热装置分别布置在两侧埋件的空腔内，所有加热设备共用1个控制柜，控制柜与弧门液压启闭机共用1个启闭机室；通过电缆埋管与融冰设备连接。具体布置：①将需要加热的埋件设计成密封空腔，融冰设备固定在空腔内，融冰设备与埋件间的空腔填充保温介质；②埋件空腔的顶部用封板封死，融冰设备顶部的压力传感器管、加热管、滴液管及融冰设备侧面的温度传感器管均穿过封板并与封板焊接牢固； ③从控制柜引动力电缆与加热管中的电加热器连接，引控制电缆分别与温度传感器和压力传感器连接。

5融冰设备的组装与试验

弧门埋件分为两节，其中顶节埋件装配有融冰设备。融冰设备在制造厂内整体制造，经打压试验合格后在制造厂内与顶节埋件进行整体组装。加热装置装配时可适当施压使其紧贴闸门埋件，两侧采用角焊缝间断焊接，焊长20mm，间断100mm，焊高4mm。连接后进行打压试验，试验合格后在其周围填充保温材料。

弧门埋件与三周封板焊接形成保温腔，在保温材料填充保温腔后，再焊接顶封板，顶封板应根据融冰装置加热套管的尺寸开孔，并与套管焊接牢固。最后在保温腔焊缝刷1层密封胶。埋件验收合格后，加热装置上端传感器及加热器接口用堵头拧紧并涂油保护。装配有融冰装置的闸门埋件整体运输。

融冰装置的加热容器在与闸门埋件装配前后都要进行压力试验，安装好压力传感器并拧紧密封，然后灌注适量传热介质，抽真空使传热介质成负压状态，试验压力为2.0MPa，保压2h，不得有任何泄漏现象。压力试验后，安装导热液温度传感器、闸门埋件温度传感器和加热装置，再用电缆将加热装置、传感器和控制柜相连接。启动控制柜并按下相应加热管的加热按钮，当不需要加热时，按下停止按钮。根据初始温度和停止加热温度，确定每套加热管的功率6kW，每孔埋件的加热功率12kW。通过试验，模拟弧门埋件融冰设备运行工况，对其工作原理和保护功能进行验证，为以后埋件融冰设备现场安装、调试提供先期的基础性试验数据和经验，并检验加热管的热传导速率及均匀性、传感器的可靠性和准确性、电加热器和电控系统的安全可靠性。

6融冰设备的保温

本渠段位于河北省南部，属温带半湿润地带，东亚季风气候区，四季分明。 全年1月份温度最低，最冷月平均气温为－2．6℃～－3．5℃，抗冻设计属于寒冷气候区。

鉴于南水北调中线总干渠有冬季运行要求，为了保证金属结构在冰冻期正常运行， 需针对金属结构的设置部位、布置形式、运行工况，以及气温和冰情采取不同的防冰冻措施，防止金属结构物承受静冰压力；防止闸门活动部分与冰盖层冻结在一起，门槽埋件工作表面结冰等。由于南水北调中线总干渠采用定水位运行的方式，本渠段的节制闸和工作闸的弧型工作闸门需经常启闭，因此，这些闸的闸门在冬季冰期输水时应采取融冰措施。根据国内已建工程的实际运行经验，针对本工程的实际运行情况，采取保温及电加热融冰方案。该方案结合闸门启闭机室将弧型工作闸门布置在闸门室内，对整个闸室进行全封闭。根据本段实际气象条件分析，一般年份冬季闸室内水面不会结冰。在寒冷年份，当遇到强寒流持续降温时，闸室内有可能出现冰冻，影响闸门和液压启闭机的操作。此时可采取电加热的方式：将需要加热的埋件设计成密封空腔，并充装传热介质，把加热装置布置于密封空腔的一端，通过加热控制柜手动或电动控制加热装置，使附着在埋件和水封上的冰融化，确保闸门冰期操作时水封不被破坏，从而满足闸门的启闭要求。排冰闸挡水闸门和退水闸的工作闸门在冬季排冰时运行，采取保温及电加热融冰方案。分水闸为潜孔闸门，检修闸的检修闸门经常处于全开状态，不采取防冰冻措施。

加油站季度总结篇（8）

1.导致加油机计量超差的原因

（1）设备老化

针对一些经过税控改造的加油机，经常会发生超差的情况。这主要是由于设备在长时间使用后出现老化，并且存在电磁阀被损坏或没有安装电磁阀等问题，在使用一定时间后，会出现非定量加油计量与定量加油差距较大的现象。通常较符合要求的是非定量加油，一般容易超出误差允许范围的是定量加油。

（2）环境影响因素

通常加油机计量会受到多种因素的影响，其中包括温度、管道漏气及漏气等因素，这里主要对受油品温度的影响进行重点分析。由于我国南北方四季温度变化较明显，而导致温差较大，燃油因温度环境的不同而使其体积有一定的差别。根据相关调查，当前多以油温在非标温度下的量值作为市场上加油机的计量结果。大家都知道，加油站在进油时的结算依据为标准体积乘以标准密度时的质量，而在向外售油时结算主要依据的是非标准体积，对于温度因素不会考虑在其中，而导致在油温不同的状态下，即使用燃油体积相同其质量也是不同的。这必然会使加油站在夏季和冬季出现盈亏结果不同。

（3）控制尺度不一致

在我国很多加油站中，很多工作人员对于加油柳计量标准并不清楚，出现专业的加油机计量检定人员在国家规定的浮动范围（±0.3%误差）的控制标准存在不一致性观象，也就是出现了将计量误差控制在+0.3%或-0.3%，虽然误差仍然符合国家相关标准，但这有可能出现加油机在未到下次计量检定时便出现超差现象。

④人为因素

加油员自身因素也是导致加油机计量超差的主要原因之一。其主要体现在对设备操作不够熟练，由于操作不当而导致计量的结果不同，并且加油机在使用过于频繁的情况下，没有做好维护工作同样会对计量的准确造成影响。

（5）维修人员不具备资质

加油机维修人员在不具备维修资质的情况下，并目未经质监部门授权，擅自对加油机进行拆装维修，加油机完成维修后，并没有让质监部门对加油机进行计量检定，从而使加油机计量的准确度难以得到保证，这也是加油机出现计量超差的主要原因。

2.加油机计量超差的解决措施

（1）采取多种措施确保加油机准确计量

生产企业需要对加油机相关工作部件进行再次确认，主要涉及内容有：流量测量变换器的机械调整装置处；编码器与流量测量变换器；计控主板与机壳等，目的在于确保这些加油机计量的关键部件是否处于出厂时的原始状态；加油站在使用前要申请法定计量检定机构对其进行首次检定后，并经法定计量检定机构对上述部位加注一次性的铅封，加油站负责人现场确认并在登记表恪中“铅封完好”签字；加油机投入使用之后，需按照国家要求在规定时期内申报法定计量检定机构进行讨量检定，确保所有加油机的计量准度。

（2）加强加油机维修管理审批制度

在加油机维修过程中需严格执行相关操作规程，维修单上详细填写故障原因、维修部位、维修结果、维修时间以及维修人员等相关信息，主要用于加油站存档备查。若在加油机维修时需要破坏加油机铅封，则必须向当地法定计量检定机构提出书面维修申请，获得审批后方可向具有维修资历的单位申请保修；维修完成之后，加油站应申报法定计量检定机构进行计量检定，待检定合格之后再次确认、铅封、等级备案，之后方可用于使用。对于未上报相关计量检定单位而擅自拆卸加油机铅封者，则按照我国故意破坏加油机计量准确性的相关规定进行依法处理。

（3）严格执行国家计量检定规程

加油站必须根据国家计量检定规程《燃油加油机检定规程》（JJG443-2006）的相关规定：检定首次不合格（示值误差）的加油机允许对流量测量变换器的机械调整装置进行调整，调整后重新进行检定，并在检定证书的内页中记录“经调整合格”字样。以前经调整合格的加油机在本次检定中示值超差的，不再允许对流量测量变换器的机械调整装置进行调整，发给检定结果通知书，并在加油机显著位置粘贴不准使用的标志。

（4）加强执法检查防止加油站作弊

计量监督行政部门应对加油站加强执法检查，采取不定期抽查、暗查等方式，特别是对于一些被经常投诉的加油站，并将国道、省道加油站作为检查的重点对象，严厉打击一些违法行为。

加油站季度总结篇（9）

我国自1970年8月31日宣布建设第一条长距离输油气管道——大庆至抚顺输油管道至今，建成了横跨东西、纵贯南北、连通海外、长达10万多千米的石油天然气管道干线运输网，管道运输已成为我国继铁路、公路、水路、航空运输之后的第五大运输行业。管道工程项目管理模式也经历了大致3个主要阶段，即会战模式、平行发包模式和EPC总承包模式，工程建设和管理水平得到了大幅提高。

1管道工程项目管理模式[1]

1.1会战模式

20世纪90年代以前，我国的工程建设管理一直沿用集中会战、突击施工的管理模式，这是由于当时的计划经济体制和国际环境形成的。这种模式下，常常是组建临时建设指挥部，以行政管理的手段调集施工队伍，集中会战，工程建成之后建设指挥部随之解散。当有新项目时，再重新组建指挥部，开始新的一轮会战。这种方式最大弊病就是，每一个工程项目建设都是一次新的方式方法探索和管理磨合，以往的项目建设经验往往得不到有效和系统地继承。

1.2平行发包模式

20世纪90年代以后，随着我国改革开放的深入，工程建设市场也逐步引入了国际通行先进的项目管理理念和技术。经过近20年的发展，工程项目建设管理体制发生了巨大变化，最为明显的特征就是引入了市场竞争机制，实行平行发包和独立的第三方工程监理，工程项目咨询也开始逐步渗透到项目建设管理之中。例如，由中国石油天然气集团公司（简称中国石油）投资建设的涩兰宁天然气管道、兰成渝成品油管道、忠武输气管道、西气东输天然气管道等大型管线建设项目，均使用了包含先进理念和管理技术的平行发包模式，以每一个标段为一个合同包，由业主统一进行招标和管理，虽然其采用的项目管理方法与手段和国际通行的管理模式还有很大差距，但已是巨大的进步。比如西气东输管道工程引入了平行发包方式和第三方监理制，使项目管理理念上有了很大改变。一是强化了“以人为本，环境保护”的意识，使国内工程项目HSE管理有了质的变化，推动了国内管道工程建设HSE规范化管理，缩小了与国外的差距；二是增强了工程甲乙双方的索赔与反索赔意识，使参建各方注重了合同管理和现场基础资料的搜集、签证等工作。

1.3EPC总承包模式

2004年开工的西部原油、成品油管道建设项目是中国石油系统内管道工程实施EPC总承包的试点项目，在国内首次采用了比较完整的EPC总承包项目管理模式。2006年实施的兰银输气管道工程，则正式实施了“PMT+PMC+EPC”管理模式，标志着石油管道建设领域的项目管理进入了一个崭新的阶段。其特点是小“PMT”，大“EPC”。EPC管理模式将是今后一段时期国内管道工程项目建设的主流管理模式。

2独乌原油管道工程项目管理的探索

独山子—乌鲁木齐原油管道（简称独乌原油管道）途经新疆8个市（县），经过的主要县市有独山子区、奎屯市、沙湾县、石河子市、玛纳斯县、呼图壁县、昌吉市、乌鲁木齐市，最终到乌鲁木齐末站。设计线路长度231km，管道设计压力8～12MPa，设计管径D610mm，材质L485(X70)螺旋缝、直缝埋弧焊钢管，设计输量为1000×104t/a，全线共设置站场2座，分别为独山子首站、乌鲁木齐末站，设线路截断阀室7座，其中RTU阀室1座，设线路阴极保护站3座。工程穿越大中型河流7条，顶管穿越公路22条，夯管穿越公路6条，夯管穿越铁路1条，穿越在役管线106处，穿越各类冲沟46处。独乌管道项目建设工程中，项目部通过科学的管理手段、过硬的技术能力，对工程项目进行严格的资源管理、计划管理、EPCR结合管理、施工组织管理、试运投产管理、HSE管理等，使得管道建设过程中各项工作高效运转。

2.1资源管理

独乌原油管道工程EPC项目部共设置设计部、采办部、工程控制部、经营计划部、技术质量部、HSE部、财务部、综合部、外协部9个部门。为降低项目成本，做到资源利用最大化，减少项目部与专业承包商之间的沟通流程，独乌原油管道工程采用EPC项目部与施工承包商项目部“相结合”的一体化项目管理模式，即EPC项目部与线路承包商项目部共建生活营地、集中办公管理，EPC项目部部分岗位由线路施工承包商项目部相关人员兼职。另外，项目施工资源投入是决定项目能否按计划节点完成的主要因素之一，是项目资源管理的主要对象。EPC项目部主抓各专业承包商资源管理工作，按照综合计划中各专业、各分部、分项工程的计划时间和主要节点，要求各专业承包商上报施工资源投入计划，并加强考核与监督。项目进展中根据现场实际情况以及各工序或分部工程的轻重缓急，协调各专业承包商对施工资源进行现场调配[1～2]；对由于施工资源不足导致施工进度滞后的单位，项目工程控制部以OA系统正式文件的形式下文警示，并对之后仍未整改的单位进行经济处罚。

2.2计划管理

独乌EPC项目由工程控制部负责项目的计划管理与控制，其根据业主新疆项目部下发的项目整体三级计划，结合设计、采办、施工三方主要因素，以“确保设计满足采办需求，采办保证施工需要”为宗旨，编制项目整体四级执行计划。计划编制完成后，由工程控制部组织召开专题会议，经过讨论审核后以正式文件的形式下发至EPC各部门和各专业承包商。之后EPC项目工程控制部以周、月为单位，对各部门及专业承包商的项目计划执行情况进行对比分析，针对主要计划节点加大跟踪力度。项目领导和工程控制部定期深入现场检查，考核资源配置和施工部署，督促指导现场管理。项目进展过程中，由于征地补偿款、甲供物资等未按业主的综合计划及时到位，线路征地阻工严重，阀室选址初步设计不合理，专业公司取消末站已设计好并完成土建基础施工的计量标定间等各种客观因素，制约了项目计划的执行，通过与业主新疆项目部沟通，重新调整更新项目四级综合计划以及施工部署和资源配置，确保计划切实可行。在项目中间验收和投产前验收之后，EPC项目工程控制部将验收过程中提出的未完工程及整改项统一编排消项计划，进行整改消项控制，为独乌原油管道工程零问题投产奠定了基础。

2.3EPCR结合管理

在EPC项目管理中，E是龙头，P是纽带，C是成果的体现，R作为运行是最终目标的实现，做好EPCR的完美结合，团结协作是决定项目成败的关键因素[3]。独乌EPC项目部以事件或问题为解决对象，明确彼此之间的工作界面和责任划分，加大管理力度。独乌原油管道工程建设前期的可研、初设等工作开展较早，初设成果粗糙，大量的客观制约因素未能在初设中体现。EPC项目部工程控制部负责组织，设计部带头，对现场未明确的因素进行确定，制定解决方案，并依据方案，采办部及时补订物资，外协部对影响施工的各种问题进行协调解决，施工单位调整资源和施工部署，保证施工顺利进行。为确保“R”最终目标的实现，项目部定期对“E、P、C”进行梳理，根据存在的问题提出解决方案并责成落实。通过多次的现场检查和内部销项，独乌EPC项目将单项工程验收过程中的整改问题数量降到最低，实现了项目EPCR结合管理的目标。

2.4施工组织管理

2011年9月8日，管道局CPP217机组在奎屯地区打火开焊，标志着独乌原油管道工程正式开工。在施工建设过程中，面对冬季严寒、春季雪融和夏季酷暑等自然因素带来的困难，独乌EPC项目部根据以往新疆地区的施工经验，以降低项目成本、减少施工风险和利润最大化为中心，对各部门和专业承包商施工组织做出了统一部署。一是环境因素方面，由于独乌原油管道工程线路多经农田和戈壁滩，考虑到冬季农田内无农作物生长、河流水位低、征地协调便利等有利因素，冬季线路施工以农田段和河流穿越施工为主；管道线路部分经过100多处大小冲沟，春季新疆地区天山上大量的雪融水给冲沟穿越施工带来很大困难，施工组织部署中，将冲沟穿越部分划分到冬季或雪融水季节过后，将雪融水带来的影响降到最低；夏季炎热酷暑，容易造成现场施工人员中暑，通过采取施工单位提前早上上班时间、延续晚上下班时间、增加中午休息时间的方式，解决了夏季高温施工效率低下的难题。二是施工方面，站场前期以土建施工为主，EPC项目部要求施工单位加大资源投入，完善施工部署，严格控制施工进度，同时加强设计图纸缜密度管理和物资采购的周期控制，为站场后续工艺、电气、通信、仪表、消防等专业的进场施工创造有利条件。线路施工中期，EPC项目部结合施工项目部对线路剩余工程量统筹分析，将标准化机组拆分为小机组，多点同时进行，同时要求外协专职人员加强攻关力度，全力配合焊接机组，以最短的时间实现各试压段的形成，为线路试压和阀室施工打下坚实基础[4～5]。在首、末站施工过程中，由于独乌项目站场与西部管道已运行的独山子首站和乌鲁木齐末站合建，为使站场工程建设按计划进行，又不影响已投产部分场站正常运行，EPC项目部要求施工承包商加强与运营单位的沟通协调，严格按照运营单位的规章制度办事，建立默契的配合关系。场站建设后期，工艺、土建等主专业与电气、通信、消防、仪表等小专业之间存在大量的施工交叉作业，为使各专业施工进度均不受到其他专业的影响与限制，EPC项目部安排专人负责首、末站的施工协调工作，充分掌控各专业施工进度、施工质量、安全风险等信息[6]。

2.5试运投产管理

根据独乌原油管道工程的界面划分，试运投产由西部管道公司负责，EPC项目部配合做好试运投产的保驾工作。为此项目部多次参加业主新疆项目部牵头组织的试运投产方案审查专题会议，明确试运投产的相关责任、界面划分和投产目标，编制相关方案。为使管道工程试运投产的目标一次实现，EPC项目部分组对线路部分和站场、阀室部分进行投产检查前的自查，结合设计原理、设备与材料性能、安装验收规范，找出线路、站场和阀室部分存在的问题，并分类和明确责任单位，给出限定的整改时间[7]。

2.6HSE管理

EPC项目部编制并完善了HSE管理体系，充分发挥“体系管理”、“程序控制”的管理作用，EPC项目部、施工承包商、施工机组三级HSE管理总体受控。

2.6.1制定HSE规章制度，完善应急预案

结合项目实际进行风险辨识，对施工中存在的风险隐患制定相关消减措施。EPC项目部制定了《独乌原油管道工程EPC项目部HSE工作重点》、《独乌原油管道EPC项目部HSE管理办法》与《独乌原油管道工程现场违章处罚实施细则》，使现场HSE管理“有法可依”。针对独乌管道和西三线二标段多次交叉并行、穿越的现场实际情况，与西三线新疆EPC项目部签订了《穿越独乌管道安全协议》，规范施工程序，明确安全、质量责任。EPC项目部修订完善了《独乌原油管道工程应急预案》，编制了《独乌原油管道工程防雪融性洪水应急预案》、《独乌原油管道工程铁路穿越应急预案》、《独乌原油管道工程防恐应急预案》，根据工程进展对现场安全风险进行实时更新，制定风险消减措施。据现场风险的安全问题，EPC项目部同时制定了各种HSE措施，涉及预防雪融性洪水、在役管道、沟下作业、场站施工、交通运输、夏季施工、冬季施工、管道试压作业、临时用电、动火作业等[8]。

2.6.2强化现场管理，安全关口前移

独乌EPC项目部到独山子首站和乌鲁木齐末站均为120km左右，项目部每周到现场进行安全检查两次，对发现的违章现象现场监督整改，有重大安全隐患立即责令停工整顿，下发不符合项通知单，并对严重违章行为进行经济处罚。场站施工单位多，交叉作业多，用工形式复杂，管理难度比较大。按照安全文明施工的贯标要求，加强对工人的安全培训。对现场存在的安全隐患，采用取证、教育、罚款相结合的手段进行整改，进一步加强现场的管理力度，让人人懂安全、人人抓安全，做到全员参与[9～10]。监督施工承包商建立健全安全消防领导小组，重点部位设专人监控，真正做到安全消防工作齐抓共管。

2.6.3强化现场环境管理，做好生态保护工作

项目部成立环境管理领导小组，制定环境管理办法，做好水土保持工作。开展相关培训，提高项目管理人员环保意识、生态意识。加强现场检查，对不符合环境保护规定的行为严加制止，并提出整改意见。同时要求施工单位收集整理水土保持相关资料，做好水土保持验收工作。2012年12月1日，来自哈萨克斯坦的原油顺利输送到乌鲁木齐王家沟末站，独乌原油管道一次投产成功。独乌线EPC项目部实施扁平化项目管理模式，强化工程控制管理，减少了工作流程，降低了资源投入，提高了管理效率。该管道工程优化了西北原油输送管网，对完善我国西北能源走廊、保障能源安全具有重要意义，其项目管理模式与实践值得参考及借鉴。

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加油站季度总结篇（10）

中图分类号：TE863 文献标识码：A 文章编号：

电加热集油工艺是以电热取代掺水伴热进行油气集输的一项新工艺，集油工艺进一步简化，是开发高寒、低渗透、低产和零散小区块油层的一种经济有效的集输流程，我厂于09年底在某区块35口扩边井应用了电热管树状集油工艺，本文从电加热树状集油工艺10个多月的实际运行情况出发，进一步了解了电加热管加热能力，结合加热设备的工艺原理对参数设置进行摸索，通过节点分析找出可以降低电加热管能耗的方法。

一、 电加热集油工艺原理简介

电加热集油工艺的基本原理是通过电加热装置给井口产出液加热，提高其流动性，达到集输的目的。××地区所应用的电加热集油系统由电加热器、电热保温管道、温控装置、在线自动监测系统以及电缆接头等组成。井口电热带和电加热器为井口产出液提供高于原油凝固点初始输送温度，电热保温管道维持井口产出液在输送过程中达到恒定温度，温控装置为电热保温管道提供温度自动控制，在线自动监测系统通过GPRS/CDMA网络对整条管线运行状态进行监测、数据采集及记录、参数设置，电源电缆为电热保温管道各管段之间连通电源。在电加热管道运行中，各个加热单元并联运行，相互不受影响，给局部维修带来了方便。

××地区采用的电加热集油工艺设置温度的高低对加热功率没有影响，温度设定高会导致加热到该温度所需要工作时间长，能耗就大；温度设定低会导致工作时间短，能耗就小，加热设备是否工作取决于温度探头传回的信号是否符合设定条件。

二、电加热集油工艺应用现状

该区块自××年11月3日起投产35口油井，采用电加热树状集油工艺，分3条主干线，1#线有14口井，都是抽油机井，日产液44吨、油35.2吨；2#线有15口井，其中有5口螺杆泵井，日产液67吨、油49.6吨；3#线有6口井，其中有1口螺杆泵井，日产液16吨、油14吨。

电加热树状集油工艺在××作业区已经应用10个月过程中， 3条主干线进站温度普遍在34℃-39℃之间，回油压力在0.16Mpa-0.19Mpa之间，单井平均油压在0.58Mpa-0.66Mpa之间，经历了春夏秋冬四季的考验，可以满足生产需要。

三、电加热集油工艺应用效果分析

3.1电加热集油工艺加热能力

电加热管道内液体加热温度高低与管道电功率、加热时间、流体性质、大地温场等因素有关，并且有些参数是变量，无法求得解析解，因此可以不考虑大地温场等变量因素的影响，通过理论求的电热管理论加热能力，与实测数据对比修正的办法，求得加热设备的加热能力。

从表中数据可以看出，相同流速情况下管径小的升温快，管径大的，因需要加热的液体量多而导致升温慢。总的来说，电加热管升温能力有限，如果电加热管出现问题，必然导致加热能力下降，从而导致井口憋压，影响生产。

3.2电加热树状集油工艺能耗分析

由于该集输系统各个加热节点单独控制，因此采用节点分析法分析能耗，从而降低不必要的加热管能耗，我们把整个电加热树状集油工艺按照加热设备控制区域划分节点，从支端产出液流入开始，到进中转站结束。

具体做法是从支端开始，参考节点分析数据表，先设定井口加热器温度，使得经过加热器的产出液达到一定温度（冬季30℃以上、夏季参考气温高低选择少工作或者不工作），再调整加热管温度，经过2-3天观察，回油压力变化稳定后设置下一个控制节点，以此类推控制好整条加热管线。

1、合理利用井口加热器和电加热管两种加热方式

井口加热器特点：加热速度快，可以迅速把产出液提高到一定温度。电加热管特点：液体通过所需要的时间长，热交换充分。

我们在保证回油压力稳定的情况下，合理使用电热管和井口电加热器两种方式加热。外界气温高时可选择让井口电加热器少工作，当平均气温超过25℃时，可以参考上表关闭直接进入支线油井的井口电加热器，让产出液直接进电加热管，通过电加热管加热。我们在3#线6口低产井做停用井口电加热器试验。

油压基本不升，效果较好，目前在3条线共13口井采取停用井口加热器措施。

2、合理控制电加热管线温度

电热管主干线长度占电热管总长度的一半左右，主干线温度控制合理了，电热管线的能耗控制基本合理了。主要做法是依据节点分析数据表调整主线和部分支线的温度设置，参考进站温度进行核实，在降温集油的过程中确保油井的合理油压。

投产初期进站温度37℃左右，通过摸索，我们把温控箱温度设置由原来50℃逐渐下调到40℃，稳定后该主线油井回油压力0.58MPa，进站温度降到34℃左右；进入夏季随着气温的升高，进站温度也相应的升高到36℃左右，我们再次把温控箱温度设置由原来40℃逐渐下调到35℃，稳定后该主线油井回油压力0.59MPa，进站温度降到34℃左右。

3.3年运行能耗

我们通过对比09年与10年51717和51718线路用电量，除去这35口井机采耗电，得到电热管实际运行能耗，由于没有单独的电度表计量，只能通过线路能耗得出粗略的节能效果。

四、结论与认识

1.通过10个月的实际生产运行情况，单管电加热集油工艺运行平稳，可以满足目前的生产需要，但存在维修工作量大、维修难度大的实际问题。

2.电热管加热升温快慢与液量大小、含水高低有关，在含水一定的情况下，温升与井口产出液在这段管线内的加热时间成正比例函数，相同流速情况下管径小的升温快，但升温能力有限。

3.电热管耗电受气温影响大，必须随着季节的变化调整加热设备的工作参数，可以根据气温的变化采取停运部分井口电加热器或降低电热管加热温度等措施，降低电热管耗电量。

4.电加热管冬季运行能耗达到设计加热能力的78%，夏季28.5%，预计年运行能耗314.9×104kWh，季节平均系数0.618，有一定节能潜力。

参 考 文 献

1.赵晓刚，集肤电伴热管设计施工中的技术问题及处理方法，油田地面工程，1995，14：11-13。

加油站季度总结篇（11）

机关13个部门共43名同志分别对12个基层站队、98个班组、562个现场进行了专业专项检查，检查由党群工作科组织。共检查活动设备90台、油水泵54台、油水炉23台、抽油机145台，检查翻阅各项制度文件、基础资料、档案1800本。共发现问题568处，考核520处。

检查人员吃住在前线，检查中。白昼检查，晚上汇总。机关车队千方百计确保车辆，办公室妥善解决了检查人员的食宿问题，后勤保证有力，特此对两个单位提出褒扬。期间有三天是顶风冒雨、踏着泥泞进行，车辆进不去的地方，就走着检查，没有因天气而耽误进度，特此对全体检查人员提出褒扬。检查人员严格遵循《岗检方案》认真执行计划布置，采用现场检查、现场打分的方式，依据检查细则，并有现场签字确认，做到公平、公正、公开。

各部门做了认真的总结，检查结束后。对检查的基本情况做了评价，对好的做法、主要问题、重点检查的项目做了描述，对改进基础管理工作提出了建议，明确提出了下一步工作设想。机关各部门检查态度端正、考核严格，这里特别对安全科、装备站、财务科在检查中表现出来的严细作风提出褒扬。

基层单位十分重视基层基础管理工作，检查标明。公司和厂的各项管理要求得到很好的贯彻和落实，经营业绩指标完成得积极主动，员工队伍精神状态良好，能够紧紧围绕基层建设实施细则和方案开展各项工作，充分发挥了基层基础工作在生产经营中的重要作用。

将二季度检查整体情况和下步基层建设工作思路，下面。向各位领导和同志们进行汇报。

一、二季度检查整体情况

(一)好的方面

结合自身实际多渠道开展活动，各站队严格执行公司和采气厂各项管理规定基础。通过管理创新提高基层建设管理水平。

领导班子对基层建设的重视水平普遍提高1狠抓基础管理。

处处以身作则。平安管理中，基层班子高度重视基层基础工作。各单位普遍做到平安教育到位，平安监督考核真实具体，员工对《hse管理原则》和《六条禁令》掌握有所加强。机关车队、捞油队均能定期开展车辆专项检查，油气处置站、采油测试队、长岭采气队的平安风险识别工作做的很好，切合实际。

精细管理到每口井，采油二队围绕原油产量采取各项有效措施。夺取原油超产主动权，5月份超产原油46吨，6月份超产原油154吨，目前日产水平坚持在110吨以上运行。

积极开展环保治理活动，各单位普遍重视现场规格化建设。加强对作业现场的监督管理，清洁生产工作逐步改善，设备清洁，井场规范，标识齐全醒目，阀门颐养到位。

组织严密、制度健全、计划合理。采油二队培训计划和培训项目设置详细，培训工作水平有较大的提高。实用性强;采油测试队培训总结详实具体，并能对问题进行剖析和采取有效整改措施。培训形式多样，采油一队采取多媒体教学，形象直观易于接受，效果良好;采油四队建立实操训练场，促进特殊工种员工操作水平的提高。三级”培训上，长岭采气队、油气处置站教案内容涉及面广，实用性强，学习内容与实际生产相符。万宝采气队为每个员工设立培训档案，培训情况一目了然。长岭采气队在培训过程中采取重奖重罚的措施，极大促进和调动了员工培训学习的积极性，学习型班组建设情较一季度有很大进步。

报表填写较为规范。各队均能依照要求及时、工整填写各种资料。长岭采气队报表填写非常工整。

提高了测试资料的准确性;水嘴活动周期和层间轮注井的调试执行较好;新井跟踪测试和老井方案落实及时到位;有效注水合格率达到85.7%连续三年坚持公司考核指标85%以上，测试队建立了问题井测调试的档案。行业领先优势明显。

确保工作质量、措施效果及现场安全。万宝采气队队干部全程跟踪气井各项工艺措施。

工作推进有条不紊。长岭采气队各项工作严格执行规范化管理。

研究全月考核情况，维修队每月召开一次考核会议制度。分析解决存在问题，同时布置下一步工作重点，掌握关键业绩指标、实施细节考核上更规范、更有效。

掌握员工状况，治安防范工作整体情况良好。采油一队定期对员工进行治安工作审查。及时把不适合的人员从重点岗位上调整下去，二季度调整1人，防止发生治安事件。长岭采气队突出重点要害部位的管理，主动与施工单位联系，签定治安责任书，把外来施工人员逐一登记，进行治安教育，规定出入行走路线和施工区域，做到严格管理。

员工队伍综合素质显著增强2采取有效措施。

从领导到员工普遍提高了加强基层基础建设的认知水平和积极性，各单位对基层建设重要性和“六好”站队、五型班组”创建活动的认识大为提高。各单位的基层建设实施方案》详实具体，保示范、争标杆”目标明确、措施具体、考核清晰，六好共建、五型同创的氛围逐步形成。

支部活动开展合理有序，以学习实践科学发展观为核心的党的建设和班子建设在各单位扎实开展。充分利用党员岗位许诺和立功竞赛活动，突出发挥党员的先锋模范作用，用龙头建设带动整体发展，精神面貌焕然一新。

员工熟知基层建设的基本概念和应知应会，采油二队、采油测试队和采油一队的六好站队”五型班组”建设方案深入人心。对岗位职责、操作规程和基层建设实施细则掌握透彻。油气处置站积极探索“五型班组”创立的新途径，从实施方案、单台设备运行消耗、岗位创新等13个方面为每个班组建立了五型班组”建设档案，做法值得推广。采油测试队全体员工以争创公司“标杆站队”为目标，已打造第一测试队为己任，努力创建和谐氛围，加强现场管理和岗位练兵，通过员工提素和规范管理，队伍建设扎实推进。

针对性强，长岭采气队结合天然气生产实际制定的突发事故应急预案。容易操作，通过不定期开展应急演练，员工应急处置能力和快速反应能力得到极大提高，从根本上保证了天然气生产平安。

工作积极主动，各站队岗位员工能立足本岗实际。熟知本岗工艺流程，工艺参数控制合理，对提出的问题对答如流。

并依照规范进行资料录取。采油二队24#资料员规范掌握非常清楚，各站队资料员能熟练掌握资料录取规范。资料录取规范。

来警醒与指导生产实践。各站队员工的平安操作技能明显提高。万宝采气队从队干部到普通员工都能讲解典型案例。

(二)存在问题

由于激进观念的束缚、规章制度的粗放和体系建设的不健全，各单位在整体水平上升的同时。导致一些共性问题依然存在制约了基层建设的快速整体推进，主要体现在

1工作规范化程度不高

这是目前急需解决的最大的规范化问题，机关职能部门对公司“六好站队”和“五型班组”检查细则还没有结合采气厂实际最终修订完善。直接导致个别部门，这次班组检查中没有从严从细，打分分差较小，好差区别不明显。

轻微渗漏的还有50台左右。电机维护颐养较差。电机接线盒损坏和抽油机底座悬空现象还有存在设备运转记录和技术档案还有填写不齐全和不标准的现象。个别抽油机清洁不彻底。

采油队和测试队配合上还需进一步加强。处置异常井测调试方面。

不写仿宋字，局部单位日报填写不规范。日期不填写，本岗资料放在其它岗，岗位流程图没有及时更新，不能与现场坚持一致。各岗位普遍没有建立阀门、设备维护颐养清检记录等。

员工对本岗位的相关法制知识了解甚少。一些员工连厂报警电话都不知道。

造成培训方法单一，培训设施缺乏是整体现象。制约员工多样化培训工作的开展。厂内兼职教师的自身素质与授课能力有待进一步提高。

不能起到检查的作用，采油四队、双坨子采气队班组现场检查表流于形式。现场问题不能充分体现。

如“十防”工作布置，班组对上级文件精神及会议精神落实不好。采油一队部分员工掌握不清楚。

还有局部抽油机刹车、配电箱、电缆等不够规范。

2工作效率较低

如油气处置站化验岗生产日报内生产记事存在填写不详、捞油队捞油周期与计划不对扣。报表台帐还存在勾抹、填错、漏填、不及时、不对扣的情况。

不具体，节能节水统计分析太笼统。没有实用性。各单位对节水工作重视不够，表示在水表不齐全，用水量单凭估算。

物资交旧的意识和积极性需要提高。

卫生存在一些死角，个别站队未签订失密协议。所有站队建立的失密组织职责分工不明确，文件丢失问题严重。

不能停留在对费用金额的分析上，单元资产核算工作的主要缺乏是季度分析需要认真对待、细心剖析、科学分解、全面总结。这项工作急需得到基层队领导的高度重视。

采油队的跑冒滴漏情况仍然存在泥浆无害化治理现场问题较为突出。

反映出管理存在单薄环节。公伤事故较同期有所增加。

二、基层建设下步重点工作

下一步要集中精力，针对我厂基层基础管理现状。以创建“六好站队”和“五型班组”活动为核心，夯实基础管理，建立健全体制，突出重点工作，完善规范体系，实现我厂基层建设工作整体快速推进的目标。

1深刻领会公司领导关于基层建设的讲话精神

下一步我厂的基层建设工作首先要从加强领导、提高认识入手，依照公司领导的布置和要求。狠抓机关部门和基层领导对基层建设的认识和重视程度，对意识模糊、敏感度差的进行培训和谈话，并组织学习进行提高。二是强化专业部门的督导与管理职能。机关各部门要把夯实基层基础管理工作当成头等大事，重点思考，经常性深入基层，切实发挥专业科室的服务、指导作用。三是继续修订、完善已有的各项规章制度和岗位职责，尤其是六好站队和五型班组检查考核细则，减轻基层站队负担，规范各项工作流程和操作规程，使检查和考核更多地用来指导员工和服务员工。四是继续规范专业管理工作，各专业要继续深入基层积极开展调研、指导，以班组建设为重点，落实专业管理内容，明确专业管理要求、统一专业管理规范，狠抓资料打假活动，保证基层基础资料的真实、准确，切实提高基层站队管理水平。五是各站队要大力开展富有本单位生产和生活特色的基层文化建设活动，要立足实际、多动脑筋，通过各种活动鼓舞员工工作士气，丰富员工业余生活。

2严格落实我厂基层建设实施方案

指导清晰，松原采气厂2010年基层建设实施方案》目标明确。措施具体，考核全面，但从目前各部门、各单位方案的落实情况来看，一些部门和单位在工作上还存在着很大偏差。有的单位落实工作敷衍了事，很多有效的措施和手段根本没有实施;个别单位方案没有进行层层传送，班组和员工不清楚如何开展工作、更谈不上深入开展各项创建活动，一套很好的方案被束之高阁。下步工作中，各单位要深入认真学习方案，强化方案的执行力度，层层分解方案目标、层层落实方案内容，确保基层建设工作依照总体规划正点运行。三季度岗检中，对于没有得到有效落实的方案，将视为假资料处理，依照公司领导的讲话要求，资料打假”活动一定在真功实效”上下功夫，绝不搞姑息迁就，出现假资料的六好”站队首先在厂内摘牌。个别部门的服务基层和指导基层作用不力，五型班组和六好站队创建上热情不高，方法欠缺，思想疲软，行动缓慢，严重影响机关形象，影响我厂基层建设水平的快速提升。对这样的部门，如果在今后工作中没有较大的改变、不投入更多的精力，基层建设委员会将予以严肃的考核。

加快典型示范区建设3保质保量。