精细管理深化年活动集输管理系统项目组实施办法.doc

“精细管理深化年”活动集输管理系统项目组实施办法为深入贯彻和落实“精细管理深化年”活动，整体提升集输管理系统管理水平，持续推进基础管理，稳步实施三年大调整工作规划，全面完成油田下达的各项经营任务，结合生产实际，特制定集输管理系统项目组实施办法。一、组织领导（二）工作职责1、负责集输管理系统的统筹安排，确保圆满完成各项生产经营指标。2、负责组织对业务流程中各职能部门传递的涉及维修改造的工程项目协调实施和进行过程质量监控。3、负责组织进行分队计量系统、管道泄漏监控系统、自动化仪表的日常管理与维护，并对三级单位进行业务指导和考核。二、工作目标（一）工作目标1、外输原油含水 1.1。2、污水水质达标率95，污水腐蚀速率达标率95，井口水质达标率90。3、天然气产气量1350万m，交气量770万m。4、轻质油产量11200万吨；轻烃加工减量160万m。5、加热炉效率75%，输油泵机组效率47，集输系统密闭率80%。6、输差：采油矿原油输差2.0%；监测大队原油输差1.0%；监测大队天然气输差9%。7、年度各项费用控制在2600万元以内，其中：（1）药剂费用控制在2200万元以内（含注采系统药剂费208万元；集输系统破乳剂费用715万元，三防药剂费用1277万元）；（2）集输管理系统地面维修费用400万元。（二）对标目标指标名称年计划去年同期油田同行业对比标准国内同行业对比标准备注对标追标外输油含水符合率（%）9595989898外输油含水率（%）厂含水指标1.1；其中，中质原油0.5，重质原油2.5厂含水指标0.9；其中，中质原油0.5，重质原油2.5含水指标，中质原油0.5，重质原油1.5含水指标，中质原油0.5，重质原油1.5含水指标，中质原油0.5，重质原油1.5泵机组效率（%）4746484848加热炉效率（%）7574787878吨油处理成本（元/吨）重质原油6；中质原油4.8重质原油6；中质原油4.9重质原油5；中质原油4.05重质原油5；中质原油4.05重质原油5；中质原油4.05水质达标率（%）9596.498100/腐蚀达标率（%）959598100/三、工作部署（一）总体工作部署集输管理系统以科学管理、节点管理为抓手，以“精细管理深化年”活动为载体，不断提升系统管理水平，确保源头水质和沿程水质达标、原油外输平稳，全面完成油田及采油厂下达的各项经营任务。1、水质治理及管理（1）抓好郝现污水站的改造、投产及运行管理工作郝现污水站改造工程定于2011年4月底完工投产，工程投产后要通过理论培训、实际操作、岗位分析等多种形式来提升人员素质和污水处理系统管理水平，同时要对该站进行水质和关键设备承包，进一步加强对污水处理关键设备设施的安全操作运行、维护保养，确保投产后处理的水质达到设计指标b2级要求。（2）抓好水质承包工作，实现源头水质达标采用承包管理模式，为提高水质达标率提供保障。一是继续推行“药剂与水质联合承包”的管理模式，将药剂投加工作整体承包，实行费用、指标总包干，确保加药效果和质量；二是推行“水质+设备运行维护承包”的管理模式，努力提高设备运行时率，将过滤罐等关键设备设施的日常运行维护一并承包给水质承包单位，力争实现过滤器运行时率达到或接近100%。（3）研究长效缓蚀阻垢剂，治理水井结垢问题史南站、郝现站水质改性后，可以实现从污水站至井口的水质达标，但其它传统工艺的污水处理站存在沿程水质污染变质的问题。在污水站开展长效缓蚀阻垢剂室内现场研究评价，优选长效缓蚀阻垢剂的现场试验筛选，并将缓蚀阻垢剂的投加点后移，充分发挥缓蚀阻垢剂的阻垢作用，确保阻垢效果到井口，此为2011年我们重点开展的一项科研项目。（4）开展史南沿程水质治理工作，解决对应水井结垢问题进一步强化从污水站、注水站、配水间到注水井口的沿程水质定期取样化验制度，对重点区块实施加密监控，定期对污水罐清罐、对沿程污水管线清洗，实现水质全面稳定达标，通过提高注采比来恢复油田地层能量，提高各类渗油藏的注水开发效果。（5）积极争取资金对史南污、现河污、郝现污的过滤罐滤料进行更换、滤罐进行检修，对草西污、郝一污、王岗污（电调水）停运的过滤罐进行大修，确保滤后水水质达标。2、原油处理（1）抓好乐安联合站的改造工作根据分公司规划计划处对乐安联合站分水及加热系统改造工程批复情况和采油厂要求，对改造方案做进一步优化，保证改造工程顺利实施。实施后，预测乐安油田稠油脱水技术水平提高一步，由目前的外交油含水指标2.5%降低到1.5%。（2）推广端点加药工艺优化加药方案，实施计量站、单井端点加药新工艺，有效延长管道破乳时间，既能降低井口及输油干线回压，又能保证管网内油品性质的稳定，同时又提高了原油脱水效果和分队计量的精度，急于以上优点，2011年拟在全厂范围内推广。（3）推行药剂承包，保证效益最大化引进“井口计量间接转站联合站”的破乳剂承包运行机制，继续与有资质的承包商签订承包协议，采油厂根据指标达标情况对承包商进行考核，实施费用兑现，既保证破乳效果，又达到经济效益最大化的目的。（4）积极争取资金，对集输系统逐年老化、维护欠账严重的设备、设施进行重点治理，以消除生产隐患，确保生产运行高效平稳。3、天然气、轻烃管理（1）开展精细化管理，针对生产实际情况优化对天然气、轻烃系统各节点的运行控制，确保大罐抽气装置、套管气回收装置、原油稳定装置等重点设备设施的高效平稳运行，最大限度地提高伴生气收集率。（2）采油厂主体在保证生产必须用气的基础上，实行采暖锅炉低温、低压运行，基层队食堂定时供气等措施，最大限度的压减生活用气量；三产用气单位以油田大局为重，将社会效益放在经济利益之上，必要时主动压减装置负荷，减少原料气消耗，全力保证天然气交气任务的完成。（3）严格执行石油天然气管道保护法，严厉打击私拉乱接等盗气现象。加大对天然气外输线的巡线力度，与生产管理、综合治理等相关部门协同合作，发现盗气点后及时组织相关单位进行卡气，减少采油厂天然气损失。（4）加强hse教育，落实hse责任。持续加大天然气、轻烃系统生产运行安全的管理力度，进一步在危险源辨识、环境因素识别、应急预案的制定和落实等方面严格要求干部职工，强化广大员工的hse意识，稳步提高全员的hse整体素质，坚持组织人员开展周度、月度、季度hse检查，确保天然气、轻烃系统的安全平稳运行，实现全年安全生产无事故。4、技术交流采取“请进来、走出去”的方式，采用讲理论与练实践相结合的形式搞好基层技术人员的培训工作，让技术培训长期化、经常化、制度化，迅速提高各级管理人员和操作人员的岗位执行力，2011年拟组织基层技术干部培训班两期，组织业务能手进行技术分析比赛一次，为集输系统的持续发展奠定坚实的人才基础。5、完善分队计量系统为扎实推进节点精细化管理方法，应用油气水三相分离计量、原油流量及含水的质量流量计计量技术，配套现河采油厂自主研发的软件平台，确保分队计量的管理效果，2011年拟对已实施的分队计量技术进行完善和巩固，增设计量上网点等工作量，进一步提高集输系统的精细化管理水平。6、地面工程为提高生产设施处理效率，节约生产运行成本和生产维护成本，减少油气处理过程中的损耗，提高污水处理水质达标率，打破制约生产发展的瓶颈，2011年油气集输系统计划开展以下改造、治理工作：（1）草13产能块建设：在草西联新建三相分离器2台、过滤器2套（采用两级过滤，处理后水质达到c2、b2级标准）；草33产能块建设：恢复3#接转站，新建400m原油罐和污水罐各1座，安装1000kw加热炉2座、三相分离器1台、外输泵和掺水泵各2台。（2）老油田技术改造工程：郝现污至河111注污水管线更换，史100区块注水一体化治理工程，郝一污水站改造、王岗污水站改造、草桥2号接转站改造工程、史西接转站改造工程等，对地面设备设施进行更新或配套工艺管网、电力、自控及土建工程，解决制约老油田发展的瓶颈。（3）2011年具体地面系统管理工作部署序号工作内容具体部署及进度1郝现污水站改造工程4月底完工试运投产，5月份优化加药配方，跟踪各节点处理设备的水质处理效果2郝一污水站改造工程1季度落实科研方案和资金计划，23季度组织开工建设，4季度投产3王岗污水站改造工程1季度落实科研方案和资金计划，23季度组织工艺和主要设备的优化论证，4季度上报待审批4王岗联至王岗污水站污水管线改造1季度落实科研方案和资金计划，2季度组织开工建设并投产5史南污至井口水质防垢技术试验1月份优化防垢加药方案，2月拟在史二注、河148注、河111注投加防垢剂验证防垢效果。6郝现污悬浮物超标治理2月污水站新建改造工程投产，1月对原有的5台过滤罐进行维修清洗回填滤料，水质实现达标7王岗、草西污水站腐蚀速率超标治理1月进行污水水性配伍试验，对投加的药剂、投加点进行优化筛选，水质实现达标8郝现联向郝一站调水工程1季度落实科研方案和资金计划，2季度组织开工建设并投产序号工作内容具体部署及进度9官庄地区污水减排工程官七站油路部分：1月份衔接完成旧分离器及干燥器拆除；2月份完成移用的王140站1台300014600分离器改造方案；3月份协调完成分离器改造；4月份配合完成流程安装，组织投产；5月份配合工程验收10破乳剂优化筛选1月进行投加现状调研，2月对投加点、投加量进行优化11污水药剂优化筛选12月补充完善水质承包技术协议并签订，优化污水加药配方，确保水质达标率9512老区草33块产能建设等待分公司批复；3月份配合计划、设计部门完成草桥3#接转站恢复设计；4月份参与图纸会审、确定甲供料并向供应部门提供技术资料；5月至7月配合工程部门完成工程安装，8月组织3#接转站投产；10月份配合工程验收13乐安联合站分水及加热系统改造工程1月份协调2台分离器就位，配合工程部门附属流程的连接；2月份配合工程部门完成2台分离器及附属流程试压，组织分水流程投运；3月份协调2台新炉就位和1台旧炉维修；4月份配合完成加热炉流程连接及进液阀组至罐备用流程安装和其它收尾工作；5月份工程完工，整体工程运行参数调试、效果评价、验收14官114站至首站原油输送管线更新工程1月份配合完成已敷设的管线分段试压和覆土；2月份至4月份配合完成工程安装；5月份组织整体试压、预热和投产；6月份配合工程验收15牛20站至王岗站原油输送改造工程1月份配合完成已敷设的管线分段试压和覆土；2月份至5月份配合完成工程安装；6月份组织整体试压、预热和投产；7月份配合工程验收16王岗站至首站原油输送改造工程1月份配合完成已敷设的管线分段试压和覆土；2月至5月配合完成工程安装；6月份组织整体试压、预热和投产；7月份配合工程验收17史西接转站改造工程等待分公司批复；3月份配合计划、设计部门完成草桥3#接转站恢复设计；4月份参与图纸会审、确定甲供料并向供应部门提供技术资料；5月至8月配合工程部门完成工程安装，9月组织3#接转站投产；10月份配合工程验收18草古一站至乐安联外输及掺稀油管线更换工程3月至4月配合计划部门汇报可研，等待分公司批复；5月份配合计划、设计部门完成设计；6月份参与图纸会审和现场工程量交底；7月至9月配合工程部门完成工程安装，10月组织管线整体试压、预热和投产；11月份配合工程验收19草桥2号接转站改造工程3月至4月配合计划部门编制、汇报可研报告，等待分公司批复；5月份配合计划、设计部门完成设计；6月份参与图纸会审和现场工程量交底，确定甲供料并向供应部门提供技术资料；7月至9月配合工程部门完成工程安装，10月组织管线整体试压、预热和投产；11月份配合工程验收20史南联合站改造工程4月至5月配合计划部门编制、汇报可研报告，等待分公司批复；6月份配合计划、设计部门完成设计；7月份参与图纸会审和现场工程量交底；8月至11月配合工程部门完成工程安装，12月组织产21河143接转站改造工程4月至5月配合计划部门汇报可研报告，等待分公司批复；6月份配合计划、设计部门完成设计；7月份参与图纸会审和现场工程量交底，确定甲供料并向供应部门提供技术资料；8月至11月配合工程部门完成工程安装，12月组织产（二）工作安排及分工集输管理系统通过抓好原油处理、污水处理、天然气管理等三方面工作，实现集输管理系统的高效、低耗、安全、平稳运行。1、原油处理李振安负责优化集输系统运行参数，推广应用变频器、高效加热炉等节能技术，组织、参与对落后工艺实施技术改造等工作，并负责管理原油输送、原油脱水、原油稳定3个二级节点，确保实现外输原油含水1.1%，破乳剂费用保证715万元，原油处理设备设施维修费控制在195万元内，稳定轻烃产量1.12万吨/年的目标。（1）原油输送。集输科董正元负责平稳输油，对已建的管道泄漏监控系统和分队计量监控系统加强技术培训与维护管理，并负责管网运行等3个三级节点，实现监控系统运行率100%，原油密闭率80%以上，油罐蒸发损耗率控制在0.5%以内，计量仪表校验率达到100%，控制原油输差2%；对更新改造的原油输送管线及容器设备推广应用防腐涂层技术及阴极保护技术，对腐蚀严重的部位提前组织维护，确保完成152.92万吨的原油输送任务，维修费控制在50万元内。a、管网运行。严格执行集输生产运行管理规定，平稳输油，确保波动量小于50m/d，采油矿原油输差2.0%，监测大队原油输差1.0%，管网完好率95，监控完好率95。b、输油设备。严格执行设备运行管理规定，对发现的隐患及时采取应对措施予以消除，确保泵机组效率47%。c、计量监控。严格执行分队计量运行管理规定和原油交接计量管理规定，确保实现分队计量运行率达到100%，计量仪表校验率100%，分队计量原油计量误差小于5%。（2）原油脱水。董正元负责提高稠油脱水技术水平；优化破乳剂投加方式，实施“前端加药、管道破乳”；协调技术监督部门对药剂进行检测把关；按照原油处理流程节点控制参数进行控制；推广应用原油磁化破乳辅助脱水技术；对加热炉、分离器推广应用高效节能技术，逐步完善安全监控系统，提高安全性能，降低运行成本，并负责管理药剂投加等4个三级节点，确保重质油含水2.5%；中质油含水0.5%；水中含油300mg/l，加热炉效率75%，系统密闭率80%，破乳剂费用715万元，维修费控制在90万元内。a、药剂投加。按照加药配方投加药剂，确保破乳效果稳定，按计划加药率100%，药剂费控制在715万元内。b、原油加热。严格执行加热炉操作规程，对发现的隐患及时制定应对措施予以消除，确保加热炉运行稳定，效率75%。c、原油分离。严格执行分离器操作规程，对发现的隐患要及时采取措施消除；分离器出油含水出现异常时要及时反馈信息并采取应对措施，确保分离器运行稳定，重质油含水2.5%；中质油含水0.5%，污水含油300mg/l。d、原油沉降。严格执行油罐计量操作规程，对发现的隐患要及时采取措施消除；对各罐出油含水进行化验监控管理，确保储罐运行稳定，系统密闭率80%，污水含油300mg/l。（3）原油稳定。集输科杨帆负责原油稳定指标的设置、考核与设备处理效果的监控，参与技术改造、更新等现场施工工作，并负责管理负压稳定等2个三级节点，确保原油稳定装置开机时率100（计划停机除外），稳定轻烃产量1.12万吨，全年稳定检修费用控制在55万元内。a、负压稳定。坚持原油稳定装置巡检制度，做好原油稳定塔、稳定炉、负压机及其它辅助设施的年度检修；及时调节原油稳定运行参数，确保负压稳定温度控制在110130，真空度-0.035 mpa、。b、正压稳定。坚持原油稳定装置巡检制度，做好原油稳定塔、稳定炉、负压机及其它辅助设施的年度检修；及时调节原油稳定运行参数，确保正压稳定温度控制在120160，稳定压力0.04 mpa、。2、污水处理李振安负责优化污水处理系统运行参数，抓好系统指标的设置、考核与设备处理效果的监控，组织、参与技术改造、更新等现场施工工作，并负责管理装置运行、加药管理、水质监控、污水调配4个二级节点，确保实现水质达标率95，药剂费1277万元，维护费控制在200万元内的目标。（1）装置运行。集输科王立新负责抓好运行指标的设置、考核以及装置处理效果的监控，并负责管理沉降除油等4个三级节点，确保装置运行时率100，维护费控制在100万元以内。a、沉降除油。加强沉降罐日常操作和液位监控，确保沉降后出水含油50 mg/l，全年维护费用控制在50万元以内。b、预氧化装置。加强对预氧化装置的日常监控及维修，确保设备运行时率100%，电流、电压按额定有效值运行。c、污水过滤。加强对过滤系统的日常监控，做好系统维护，确保设备运行时率100%，除油率90，机杂去除率90，全年维护费用控制在50万元以内。d、污泥处理。优化排泥方案，合理调整污泥间隔时间，及时处理排出的污泥，确保污水罐内的污泥厚度0.2米，污泥处理及时率98。（2）污水加药。王立新负责组织筛选药剂配方，优化药剂投加方式，强化加药设备的运行管理，并负责管理加药设备运行等3个三级节点，确保配方优良率100，维修费控制在10万元以内，药剂费用保证1277万元。 a、加药设备运行。实施对加药设施的管理承包，及时组织对加药设备设施进行维修，确保设备完好率100，全年维护费用控制在10万元以内。b、配方筛选。根据污水站药剂投加效果，组织对药剂配方进行筛选，确保配方满足水性要求，药品合格率100。c、药剂投加。通过优化管理模式，确保药剂投加及时率100；同时组织对每方水药剂成本进行优化，保证全年污水处理药剂费用1277万元。（3）水质监控。王立新负责强化沿程水质各环节的管理力度，组织好沿程水质的监控分析，并负责管理布点优化等2个三级节点，确保监控及时率98，数据准确率98。a、布点优化。在污水处理站从源水到井口的各个环节上设立监控点，并进行优化，确保监控点覆盖面95。b、取样化验。建立污水化验室，配备专职化验员，严格执行污水化验分析制度，并加强化验仪器的日常维护，确保水质监控及时率98，数据准确率98，仪器完好率95。（4）污水调配。王立新负责采油矿调水工作的衔接与考核，严格执行相关生产运行管理规定，并负责管理污水平衡等2个三级节点，确保采油矿污水调水平衡率90%，维护费用控制在90万元内。a、污水平衡。在污水平衡方面保证相关采油矿间的调水量平衡，污水调水平衡率90%。b、管网运行。督导优化污水管网运行，确保管网完好率90%，维修费用控制在90万元内。3、天然气管理李振安负责优化天然气管理系统运行参数，对落后工艺实施技术改造，合理调配三产用气，保证完成天然气交气量等工作，管理天然气生产和集配气2个二级节点，确保实现天然气输差9%，天然气产气量1350万m，交集输气量770万m，维护费用控制在5万元内的目标。（1）天然气生产。杨帆负责强化天然气生产运行衔接管理，抓好生产指标的设置与考核，并负责管理伴生气分离等2个三级节点，保证年产气量1350万m。a、伴生气分离。在伴生气分离方面加强管理，提高伴生气收集率，确保分离器无窜油窜气现象，在最佳状态下运行，最大限度地提高伴生气收集率，天然气产气量1350万 m。b、天然气回收。负责套管气和大罐挥发气的回收，确保回收装置运行时率95%。（2）集配气节点。杨帆负责严格执行天然气管理规定，合理调配生产生活用气和三产用气，并负责管理管网运行等3个三级节点，保证交集输气量770万m，输差控制在9%以内，维修费用控制在5万元内。a、管网运行。督导供气区内各集输泵站的输差、表差监控，并加强综合治理工作，确保管网安全运行，输差控制在9%以内，维修费用控制在5万元内。b、计量监控。做好交接计量和资料录取工作，按照相关规定定期送检仪器仪表，确保计量仪表计量准确率100，计量器具校验率100。c、用气调配。合理调配生产生活用气和三产用气，确保完成局下达770万m外交气量任务。四、工作流程（一）管理节点详见集输管理系统节点精细管理模式图。（二）业务流程1、外输油含水管理原油交接(负责人：计划科、监测大队)东营原油库分离(负责人：集输科、采油矿)沉降(负责人：集输科、采油矿)稳定(负责人：集输科、采油矿)外输(负责人：集输科、采油矿)接转站来液加热(负责人：集输科、采油矿)加药(负责人：集输科、采油矿)2、水质管理油站来水沉降(负责人：集输科、采油矿)过滤(负责人：集输科、采油矿)注水站水质监测(负责人：工艺所)3、天然气轻烃管理接转站输气(负责人：采油矿)轻烃生产(负责人：集输科、采油矿)联合站输气 (负责人：采油矿)天然气外输(负责人：集输科、监测大队)集输公司4、破乳剂、“三防”药剂管理提交申请(负责人：采油矿)申请复核(负责人：集输科)批准复核(负责人：财务中心)组织货源(负责人：供应科)质量检验(负责人：技检中心、工艺所)现场应用(负责人：采油矿)应用状况分析(负责人：采油矿、工艺所)5、集输维修管理提交维修工程量方案(负责人：采油矿)调研论证、确定计划及实施方案(负责人：集输科)工程量现场交底(负责人：集输科)预算资金备案(负责人：集输科、财务中心)合同签订(负责人：工程科)现场施工(负责人：工程科)工程验收、投产(负责人：工程科、集输科)提交资金预算(负责人：工程科)资金预算工程量审核(负责人：集输科)资金预算审定(负责人：预算站)施工通知单(负责人：集输科)五、工作运行（一）原油处理1、外输原油含水月度运行计划采油一矿外输原油含水0.2%，采油二矿外输原油含水0.25%，采油四矿外输原油含水2.5%，监测大队外输原油含水0.2%，采油厂外输原油含水1.1%。2、原油处理指标运行计划（一）原油处理季度指标计划项目一季度二季度三季度四季度年均外输油含水符合率95%94.594.895.395.595.1泵机组效率47%46.646.947.247.547.05加热炉效率75%74.874.874.87775.4（二）原油处理流程参数控制分项站名进站液加药分离一次沉降二次沉降低含水油罐原油稳定外输液一矿郝现联温度42药油比：3060ppm出油含水30；出水含油300mg/l温度50；出油含水5；出水含油300mg/l温度47；出油含水1.5；出水含油300mg/l温度45；出油含水1；出水含油300mg/l进油含水1；温度110130温度6070；含水0.5；原油输差2史南联温度45药油比：4070ppm出油含水75；出水含油300mg/l-温度5560；原油输差2二矿王岗联温度45药油比：130220 ppm出油含水20；出水含油300mg/l温度50；出油含水5；出水含油300mg/l温度47；出油含水1.5；出水含油300mg/l温度45；出油含水1；出水含油300mg/l进油含水1；温度120160温度7080；含水0.5；原油输差2首站温度42药油比：60100 ppm出油含水20；出水含油300mg/l温度50；出油含水5；出水含油300mg/l温度48；出油含水1.5；出水含油300mg/l温度47；出油含水0.5；出水含油300mg/l-温度47；含水0.5；原油输差2；外交油温度46，输差1三矿草西联温度45药油比：150300 ppm-温度5060；出油含水7080；出水含油300mg/l温度4858；出油含水6578；出水含油300mg/l-温度6065；含水6578；原油输差2四矿乐安联温度50;稠油/稀油1/11/2药油比：300360 ppm出油含水3545；出水含油500mg/l温度7075；出油含水2；出水含油500mg/l-温度6873；出油含水1.5；出水含油500mg/l-温度55；含水1.5；原油输差1（二）水质管理1、达标率 单位 指标 史南污郝现污王岗污现河污草西污采油厂水质达标率%969595969395腐蚀达标率%10095939593952、污水含油 单位：mg/l 项目 单位 站名分离器出口一次除油罐二次除油罐过滤器外输水采油一矿郝现污30090501010郝一污300120-3030史南污30011065105采油二矿王岗污30085602015现河污30095651510采油三矿草西污300856015103、悬浮物 单位：mg/l 项目 单位站名分离器出口一次除油罐二次除油罐过滤器外输水采油一矿郝现污100755555郝一污10065501010史南污100856055采油二矿王岗污100705055现河污100706255采油三矿草西污1009575105（三）天然气及轻烃管理1、天然气产量月度运行计划 单位：万m月份 单位123456789101112合计产气量10593.5105110117124.5130.5130124.5113100.596.51350采油一矿交气量2722.427.93037.24252.752.75149.62724.8444.3采油二矿交气量5753.258.96065.16668.268.26665.15755.8740.5全厂首站接气量8475.68493102.3108120.9120.9111111.68480.61175.9交集输气量5342556070808888756547.546.57702、轻烃加工减量月度运行计划 单位：万m月份 单位123456789101112合计采油一矿55556888654469采油二矿86778899977691全厂1311121214161717151211101603、轻烃产量指标月度运行计划 单位：吨 月份 单位123456789101112合计采油一矿80080085085090090090090090090090080010400采油二矿000010012015017016010000800全 厂80080085085010001020105010701060100090080011200（四）维修工程运行计划2011年集输系统维修费用预算400万元，经过与三级单位深入结合后，联系生产实际进行了落实分解，其中采油一矿120万元、采油二矿130万元、采油三矿55万元、采油四矿90万元、监测大队5万元，季度规划运行安排如下： 2011年集输系统维修费用运行安排 (万元)单位一季度二季度三季度四季度全年采油一矿24.32742.326.4120采油二矿29353036130采油三矿45.752.3255采油四矿23.65016.4090监测大队01405全厂122.61189564.4400六、指标体系2011年集输系统生产运行考核指标（一） 指标 单位 外输油含水率(%)轻烃加工减量(万m)轻烃产量(吨)天然气交气量(万m)输差(%)费用(万元)原油天然气药剂费维修费采油一矿0.26910400444.32-740120采油二矿0.2591800740.52-967130采油三矿-14155采油四矿2.5-2-35290监测大队0.1-77019-52011年集输系统生产运行考核指标（二）检测项目悬浮固体(mg/l)污水含油(mg/l)srb菌 (个/ml)平均腐蚀率(mm)达标率指标(%)史南污水站53250.07695郝现污水站510250.07695现河污河68720250.07695现河污河5058250.07695王岗污水站515250.07695草西污水站510250.07693七、考核办法（一）采油厂对系统项目组的考核按照系统项目经营目标责任书和现河采油厂生产经营考核管理办法（试行）（现采厂发200942号）文件执行。（二）系统项目组对三级单位的考核由系统项目组按照月度、季度对各单位指标完成情况进行检查，并进行专业考核。1、原油处理外输油含水率每降低0.1个百分点，奖励1000元；每升高0.1个百分点，扣奖500元（乐安联投加减阻剂期间暂不考核）。原油输差每降低1个百分点，奖励500元；每升高1个百分点，扣奖200元。稳定轻烃产量每超产10吨奖励300元，每欠产10吨扣奖100元。2、污水处理污水站外输水水质达标率95%（污水处理指标中的悬浮固体、污水含油、srb菌和平均腐蚀率四项指标折算成水质达标率），依据工艺所、污水站污水水质月检测数据及技术检测中心月度考核公报指标进行考核，要求每超（降）1奖（罚）1000元。3、天然气管理天然气交气量每超1万立方米奖励500元；每欠1万立方米扣奖300元。管网输差每降低1个百分点，奖励500元；每升高1个百分点，扣奖200元。（三）系统项目组对管理节点的考核由系统项目组按照“日安排运行、旬监督检查、月总结考核”的工作方式，加强节点管理，落实指标责任，并进行内部考核。1、采油矿外输原油输差每降低1个百分点奖励50元，每升高1个百分点扣奖20元。2、外输原油含水率每降低1个百分点奖励50元，每升高1个百分点扣奖20元（工艺井影响及集输公司投加减阻剂期间除外）。3、稳定轻烃产量每超产10吨奖励50元，每欠产10吨扣奖20元。4、重点装置运行时率每升高1个百分点奖励50元，每降低1个百分点扣奖20元。5、药剂配方优良率符合规定奖励50元，不符合规定扣奖20元。6、污水站外输水水质达标率每升高1个百分点奖励50元，每降低1个百分点扣奖20元。7、调水工作衔接及时奖励50元/次，不及时扣奖20元/次。8、天然气产气量每超1万立方米奖励50元，每欠1万立方米扣奖20元。9、天然气交气量每超1万立方米奖励50元，每欠1万立方米扣奖20元；天然气输差每降低1个百分点奖励50元，每升高1个百分点扣奖20元。“精细管理深化年”活动注水管理系统项目组实施办法为深入贯彻和落实“精细管理深化年”活动，整体提升注水系统管理水平，持续推进采油厂基础管理，稳步实施三年大调整工作规划，全面完成油田下达的各项经营任务，结合生产实际，特制定注水管理系统项目组实施办法。一、组织领导（二）工作职责1、负责注水系统各项经济技术指标的规划、统计、分析、控制、考核。2、负责注水系统管理制度、基础资料的建立、整理、归档和监督检查。3、负责组织注水井、注水泵站、注水管网等设备设施的系统优化、维护管理、更新改造、地面达标以及提高系统效率工作。4、负责注水水质处理工艺流程的设计、维护、管理和达标工作。5、负责水井专项换管、老油田一体化等分公司部署开展的各项注水专项治理工作的方案规划、组织协调、过程监控、效果跟踪等。6、负责注水系统新工艺、新技术的引进、推广应用以及试验评价工作。7、组织开展注水系统的岗位练兵、技术交流和培训工作，提高技术人员的技术素质和业务能力。8、总结各采油矿、采油队注水管理工作中的先进经验和做法，并在全厂进行推广。二、工作目标（一）工作目标1、水井开井率85，年末水井开井数达到615口。2、全年完成方案注水量1810万m3，年末方案日注水平达到53000m3/d。3、注水层段合格率60。4、注水干压达标率95。5、注水系统效率53.7。6、注水井测调成功率93.5。7、井口水质达标率90。9、全年完成水井专项换管工作量80井次。10、注水井洗井2191井次。11、注水井测试730井次，分层调配30井次。12、全年注水维修成本控制在400万元以内。（二）对标目标指标名称年计划去年同期油田同行业对比标准备注对标追标水井开井率（%）8584.783.785注水层段合格率（%）6052.472.8注水系统效率（%）53.753.552.753.7井口水质达标率（%）9089.49090三、工作部署（一）总体工作部署1、新区建设（1）计划在王73新区转注2口井，新建小型注水站1座，清水水源，配套精细过滤装置。注水压力为32mpa系统，日注水量为60m3。（2）河60-35新区油藏方案部署新水井8口。计划将其中的5口井连入河111注水系统，新建配水间1座，整体增压；将另外3口井连入河148注水系统，新建配水间1座，整体增压。（3）史深100西南部新区计划利用已建的史二注水站及外部注水管网为其注水，改造站内储水罐和过滤器，新建1座配水间，整体增压。2、老区配套（1）计划对河68注水站进行调整改造，将注水站中心位置迁移至采油6队南侧，新建离心泵站1座，设计供水能力6900m3/d。（2）草南5#回灌站扩能改造：计划新增10口污水回灌井，将5#回灌站回灌规模扩大到9600m3/d，压力等级为12mpa。（3）草西注水站污水分网运行技术改造：计划分方案注水和污水回灌两个系统，外部注水管网实行东、西两条线分网运行改造。预计改造后，平均注水单耗可降低1.2kw.h/m3，管网效率提高10。3、老油田一体化治理计划实施史深100老油田一体化治理，共安排老油井工作量6口、老水井工作量23口。地面工程配套方面重点是组织实施史深100注水站扩能改造，外部重建3座配水间、安装8台增压泵，更新史南污至史深100注水站低压供水管线6.8km；运行管理方面重点是抓好方案的运行和效果跟踪分析工作，做到“四结合一加强”，实现“三提高一降低”。4、污水减排配套工程（1）王岗注水站扩能改造：计划更换2台df400型离心机组，将该站的供水能力由目前的15000m3/d提高到19200m3/d。（2）史南注水站能力配套：计划更换2#离心机组，增加备用泵，以满足梁11区块注水需求。（3）郝一污水站调水工程：计划新铺设郝现联郝一污水站调水管线，并配套2台供水泵，设计输送污水能力3000m3/d。5、单项工程（1）史二注水站20mpa系统扩能改造：计划更新4套注水机组，并对现有的2座300m3储水罐及精细过滤装置进行扩能改造，从而使20mpa系统供水能力提高到2400m3/d。（2）河三注至河46区块注水干线调整改造：计划对5队、11队实施分网运行，新建干线24518-1395m、干线27320-2000m。预计改造后，平均注水单耗可降低0.6kw.h/m3，管网效率提高3.1。（3）更新改造3条注水干线：a、局部更换官114后段注水干线168*13-1700米。b、整体更新史南注至梁11-2配水间干线168*13-1200米。c、整体更新河50注至河74配水间干线108*15-870米。（4）维修成本：注水维修资金400万元，其中注水站42万元，注水管网358万元。（5）水井专项换管：以失效分注井、三年以上未动管柱井为治理对象，优先治理失效分注井，计划治理80口水井，新下入防腐油管19.5万米，下入井下工具54套，配套水井测调仪器。（二）工作安排及分工注水系统项目组通过抓好注水水质、注水泵站系统和注水井等三个方面的工作，实现注水任务完成率100、干压达标率大于95、层段合格率达到60、井口水质达标率稳定在90以上的目标。1、注水水质管理负责注水水质运行，管理水处理工艺流程、加药和沿程水质监控3个二级节点的管理工作，确保过滤装置运行时率100、井口水质达标率稳定在90以上。（1）水处理工艺流程。注采科李平平负责抓好水处理工艺流程的运行，管理储水罐、过滤装置运行和附属设施3个三级节点的管理工作，确保单台设备承包运行时率100，按时完成清罐排污任务。a、储水罐。李平平负责组织各采油矿执行好储水罐定期清罐制度，原则上要求低渗透注水站每半年清罐一次；并根据储水罐腐蚀情况，及时协调财务科尹成连、计划科郑同兴分别落实维修、改造计划。b、过滤装置运行。李平平负责组织各采油矿运行好过滤装置，保障设备运行时率100；并根据发现的问题及时协调设备生产厂家现场落实，确定整改方案并组织实施，保障处理水质达标率稳定在95以上。c、附属设施。李平平负责组织各采油矿管理好附属设施的运行和维护工作，保障设备完好率100。（2）加药管理。李平平负责加药运行，管理设备运行、配方筛选和药剂投加3个三级节点的管理工作，确保配方优良率100。a、设备运行。李平平负责组织各采油矿管理好加药设备，对于出现的管线穿孔、设备故障等问题，及时协调解决，确保设备完好率100。b、配方筛选。实行水质承包管理，李平平负责与设备厂家签订年度技术协议，工艺所胡增国负责筛选优化药剂配方，合理控制药剂成本，对厂家配送的药剂进行质量监督，确保配方满足水性要求。c、药剂投加。李平平负责组织采油矿监督运行好药剂投加工作，每月跟踪水质处理效果，保证药剂投加及时率100。（3）沿程水质监控。李平平负责抓好沿程水质监控，管理布点优化、管线材质优化和取样化验3个三级节点的管理工作，确保井口水质达标率稳定在90以上。a、沿程保护。李平平负责动态跟踪沿程水质运行状况，优化沿程管线材质，组织各采油矿根据水质监测情况及时制定并实施注水管线清洗方案，满足注入水质要求。b、布点优化。李平平负责优化150个取样监测点的布局，做到监控点覆盖面100。c、取样化验。胡增国负责运行好旬度、月度、季度三级水质监控网络，实行厂、矿、站三级水质预警管理，确保取样化验及时准确率大于95。其中重点是抓好分公司确定的12条沿程水质监测线路。2011年沿程水质监测线路污水站注水站配水间井口井口对应区块区块地质储量区块所需水质标准站名站名配水间名井号郝现污河148注河143-3河143-3河143436a2河三注河31-28河31-16河31941c3史南污史深100注史3-3-9史3-2-8史深1001655a2史南注梁11-2梁11-41梁1