注水先进事迹（精选多篇）

推荐第1篇：注水HSE职责

注水工HSE安全职责

(1).认真学习和严格遵守各项安全规章制度，对本岗位的安全生产负直接责任。

(2).严格按照各项安全操作规程操作本岗位所有设备，正确、保养各类常用工具、量具、仪表等，正确使用和检查灭火器材。

(3).搞好巡回检查，按时维修保养注水泵等设备，保证本岗设备和站区卫生达到“三清”、“四无”、“五不漏”，正确分析、判断和处理设备运行中的常见故障，消除事故隐患。

(4).按规定穿戴好劳保用品，正确使用各种防护器具。

(5).积极组织参加各种安全活动和岗位技术练兵。

(6).有权拒绝违章作业的指令，对他人违章作业加以劝阻和制止。

推荐第2篇：治理注水猪肉

生活在这个都市，真是让人烦恼，竟然吃不到猪肉。并不是没有供应，而是猪肉基本上都注水了，不管是早市，还是大型的超市，不管是不是品牌。用手指一粘，没有一点猪油的粘性，肉买回家，想炒个肉片，却成了水煮肉。

我们经常看到相关政府部分出重拳打击的报道，但是没有用，为此政府也想了很多的办法，有严格的屠宰、检疫规定，但是还是没有用。

小时候，家里穷，每年只有春节和端午节可以吃肉，大了，依然觉得吃肉是件享受的事情。出于个人的私利考虑，我也在想办法治理注水猪肉。我不能象记者那样跟踪报道问题，不能象政府机关的人，可以依仗职权去查。所以只能从宏观上考虑问题，以下是我的治理办法。

1、改事前检疫为事后检疫

由生猪到猪肉，这个过程，我们相信应该有很多的检疫过程，连在早市上卖的肉也都是盖过章的，但是这些检疫看样子已经流于形式了，否则注水的猪肉不会这样横行。

事前检疫容易造成权利寻租。检疫人员对其检疫的结果并不承担任何的责任，而这个检疫结果对某些人/单位又是必须的，那么就很容易将这个结果拿去卖钱。

事前检疫使注水猪肉合法。因为一切手续都是齐全的，注水猪肉就可以大摇大摆走进各大商场，追究起责任来，谁都没有错，打起官司来，顾客也不能胜诉。

既然事前检疫起不到任何作用，反而会带来负面的影响，那就撤销掉好了，还可以为纳税人减轻一些税赋，减少政府机关腐败的几率。

2、增加惩罚性赔偿

在我国的民事赔偿制度为“填平原则”，即损害多少就赔偿多少。根据《消费者权益保护法》，买到假货可以要求双倍赔偿，即便是双倍赔偿在现实中也很难实现。这样的一些规定不利于打击注水猪肉。

往猪肉里注水其实目的很简单，就是将水买到肉价，无非是多挣几两银子。为了几两银子而将众多消费者的生命健康不顾，是因为他们不需要为此承担任何的责任。那么我们治理起来也就简单了，“加大处罚的力度，让他们得不偿失”，这种赔偿是延及生产者和销售者的，也就是说商场也要承担责任的，象国外那样动辄是数百万的赔偿。

3、在我国现有法律制度下的治理框架设计

事前检疫改事后检疫比较简单，不盖那些章，大家都省去了麻烦。但是我们目前没有处罚性赔偿制度，这个也不是太难，可以先由最高法院出个司法解释应急。

没有事前的检验，猪肉的生产者和销售就要对产品的品质承担连带的担保责任，出现质量问题，两者都要承担赔偿责任，由于巨额的赔偿责任，大家各自都会切实把好质量关，不可能再往猪肉里注水了。

任何消费者，不管他是不是知假买假，如果发现猪肉里有注水，都有权主张权利。通过诉讼，他们可以获得高额的赔偿，消费者会积极主张自己的权利；

这个主张权利的过程，没有任何可以寻租权利的空间，解决的过程将是公正的。你说猪肉注水了，就要提供证据，消费者自行去找检验机构，因为不存在任何厉害关系，检验结果会公正，主张权利通过的是司法程序，这也是比较公正的。

整个治理框架中，政府行政机关不需要做任何事情，有效解放了他们“繁忙的公务”，所有费用都由当事人自行承担，有效节省了行政费用。

这样的治理相信半年后，我们一定能吃到真正的放心肉了，如果还是吃不到，你可以将卖肉的商场起诉了。去乡下买猪，自己找人屠宰，这总放心了吧。没问题，你可以这样做，因为获得的赔偿足够你这样折腾一辈子。

这个治理注水猪肉的办法当然可以引申到其他的产品领域。

本文为嬉戏之作，仅作为茶余饭后的谈资而已，诸位看官莫要当真，莫要传播。

作者：周郎，电子邮件：68498888@sohu.com

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推荐第3篇：注水设备检修

动力装备科组织人员检修注水设备

确保生产安全高效运行

为保障注水设备安全高效运行，从3月底开始，动力装备科组织人员对各生产单位注水设备进行了全面检修。

3月25日，动力装备科统计了各一线生产单位注水设备需维修更换明细。随后，科长组织人员召开专项会议安排了相关检修事宜。

3月30日，动力装备科设备鉴定维修小组会同各采油队机电组、设备厂家维修人员，在副科长的带领下，奔赴各一线井站，加班加点进行现场指导检修。在检修过程中，设备鉴定维修组成员长期驻扎在一线，一边维修处理故障设备，一边总结故障原因，细心指导一线生产操作人员工作中的注意事项。

经过二十天的艰苦奋战，维修小组来往奔赴井站112处，更换水源井电缆线1处；修复注水泵2台；修复注水泵变频柜1个；更换电机风机3台，返厂维修1台;维修更换注水自控流量计120台。

此次注水设备大检修，既对日后的维护检修提供了详细的技术资料，更对我厂注水生产的安全高效运行提供了坚实保障。

推荐第4篇：注水培训心得体会

篇一：注水培训心得体会 注水培训心得体会

---关于长6油层注水的几点思考 子长采油厂白远瞩

长6油层注水问题的提出，源于子长采油厂屈家沟注水区3417-4采油井水淹。首先了解下针对该井的治理措施，该井含水率大幅上升后，我厂首先关闭了该井对应的两口注水井，经过一段时间观察，产水量未出现下降趋势；在该井堵水也未取得明显效果。为了弄清该井的来水方向，首先关停其对应的注水井3417-5井、3417-6井，在该井产水没有明显下降情况下，关停注水井范围依次扩大，当关停到3408-3和3415-9注水井时该井产水量明显减少，但依然产水，依据此情况我们在3408-3注水井展开调剖作业至今仍在观察中。

目前屈家沟注水区生产井还有3415-7井含水率超过90%、3419井组部分受益井含水上升快。3417-4井对应注水井示意图如下：

由于我厂长6区块注水井基本都是由生产井转注的，所以想要探究其中的原因必须先了解长6区块的历史生产状况。长6区油井在投产时都经过压裂，而且都是大排量、高砂比，裂缝延伸较长，在生产过程中又经过重复压裂，转向压裂等多种增产措施；其次钻井时井距一般控制在200米左右。据2004年我厂委托大港油田钻采工艺研究院，应用电位法井间监测技术对长6油区6口油井进行裂缝监测，成果如下表：由以上数据可以看出在主裂缝方向上，缝长基本在100米左右，因此估算其它注水井与受益井裂缝长度之和达到或超过生产井距，所以存在注水井和受益井裂缝沟通的风险，即使没有沟通，也大大降低了注水井到受益井在平面上的有效驱油距离，使生产井含水率上升过快，过早见水。再次由于人工裂缝比较发达，注水井对应的受益井变得不确定，增加了水大井的治理难度，上面的3417-4井估计便是这种情况。

经过以上对我厂屈家沟区长6油层的生产历史及现状的分析认识，可以认定对长6油层注水影响最大的因素在于，历史生产的大规模加砂压裂形成人工裂缝。目前存在的困难是，我们对裂缝的情况掌握的比较少，且没有行之有效的监测手段，导致我们对含水过早、过快上升的油井进行治理时，存在一定的盲目性，在这里我提出自己一点不成熟的应对措施：

第一、在长6注水井（历史上经过大规模加砂压裂）投放多种示踪剂用以判断注水井和受益井的对应情况，进而对人工裂缝起到一定的监测作用，此种设想存在的困难是，在一个监测区块具体投放示踪剂的种类，以及平面上采用哪种间隔方式投放不同种类的示踪剂，再就是在受益井中取出的水样中要对所有投放的示踪剂进行检测，工作量比较大。

第二、就是长6注水区应该采取温和的注水方式，延缓油井过早过快见水。第

三、采用其它措施摸清注水井裂缝分布情况，在注水井上封堵超长人工裂缝。

第四、加强油井动态管理，严格监测油井的含水率，一旦出现含水率上升快的情况，应及时对相应的注水井分析原因，采取治理措施，避免油井水淹，此方法有个前提条件就是油水井的对应关系必须明确。

从前面四点我们可以看出水淹井治理的难度非常大，代价也必然是昂贵的，甚至有些技术措施在目前条件下也难以达到，作为油田开发，必然要考虑效益的问题，用最低的成本以求经济效益的最大化。考虑长6油藏分流河道沉积及较强的非均质性，所以注入水优先沿着物性好渗透率高分流河道方向突进，在此方向上的油井含水率上升的最早最快直至水淹，那么最经济的办法是将处于分流河道方向，首先水淹的油井转为注水井，在一个注水区块渗透性好的砂体整体见水，那么注入水就会波及砂体物性渗透性较差的部位，从而扩大注入水的波及体积提高油田整体采收率。篇二：2013年注水工作总结 2013年 注 水 工

工艺所注水组 作 总

结2013年注水工作总结

按照年初制定的注水工作思路及目标，在公司和厂各级领导的大力支持下 ，从宏观表现上可以看出较好的完成了注水各项工作任务，但是在实际工作中还存在许多不足，需要在接下来的工作中继续进行完善。

一、指标完成情况

（一）注水能力评价指标----注水任务完成率

（二）注水水平评价指标----有效注水合格率和分注率

二、典型经验做法及效果

（一）欠注井综合治理工作

（1）全年开展两次注水干线、支干线冲洗工作 今年对我厂13个采油队的的干线、支干线进行冲洗工作，共计冲洗干线、支干线50条，89.65km，干线中含油由每升72毫克降至20毫克，杂质由每升66毫克降至12毫克，平均计量间干压上升0.3mpa，欠注井减少6口。 （2）开展了增压增注工作

2013年1月，我厂对欠注井较集中的计量间6个计量间分别按照6台增压泵进行增压增注，经过近半年的运行，6台增压泵运转正常，共计解决欠注井21口。鉴于增压增注方式在我厂应用较好，我们积极向公司再申请15台在我厂应用，目前申请已上交公司。 （3）开展了降压增注工作

降压增注方面采取酸化震动、酸化+正水击、正水击7口，经治理后，酸化+正水击及正水击方式治理的5口井，平均有效期3天，效果差；酸化震动方式治理2口，目前可完成注水，效果待观察。由于降压增注采取的以上方法在我上应用效果不理想，为此，我们积极研究各油田降压增注方式及效果，计划引进新技术，油水井新型物理解堵技术、高效降阻剂降压增注技术研究在我厂进行试验。

（4）随注水站调改，开展系统提压优化参数工作 八站注水泵进行改造：采油八队共有注水泵4台，2002年投运3台3s-23.1/12.5型注水泵，2009年增加1台3s150-20/16型注水泵，八队配注量为1610 m3/d，注水量为1550 m3/d左右，注水泵开三备一使用，由于与新木联合站混合供水，因此造成末端注水压力波动较大，

五、八队欠注井18口左右，2013年10月份八站更换2台注水泵已经运转，解决欠注井12口。

（二）提高测调试效率技术研究工作 （1）技术方面开展《完善测调联动技术提高测试效率研究与应用》公司级课题研究。

①引进测调联动电缆盘丝技术，共计购进微调装置4套，安装后，每台车测试每次起电缆时可节约时间约5分。 ②建立水质示范区，已在125区块12口分注井已全部实现边成边测边调井。清水区与污水区边测边调井进行对比，发现清水区井测试时间比污水区减少近1倍时间。

③规范测调试管理流程，与东北石油大学签订数据库软件合同，建立测调试网络化管理全新模式。

（2）管理方面尝试水井测调试设计单及现场写实与交接单制度。

①在满足道路、管线、闸门等客观条件具备测调条件下，由基层队出测试设计，避免由于人为原因造成测试空跑现象。

②测调试设计单与现场写实合并，即把基层队与测试队进行了紧密结合，又便于掌控测试进度，为相关制度的制定奠定了基础。

③测试过程遇到问题实行交接单制度，由测试队与基层队交接，基层队按照交接单内容及时处理或找相关科室协助处理，提高了测试问题解决速度。 （3）新技术方面开展同心免投捞测调联动技术试验

①工具测调技术及工作原理：电缆连接电动测调仪下放至配水器以下，再上提到配水器上部油管内，打开支撑臂后，仪器下放，支撑臂坐在配水器笔尖定位体的同时，下部伸缩块伸卡到旋转体的开槽里。随着电机的正、反向转动，伸缩块带动旋转体与可调水嘴部分做上下移动，调节水嘴开度。在一定注水压差作用下，注入水进入配水器工作筒内，经底部环形进液孔注到油套环空，进而注入地层。环形进液孔由水嘴与可调配注芯配合构成。借助电动测调仪，可以上下移动可调配注芯，调节环形进液孔的大小，从而调节水量。

②技术特点：同心配水测调仪能顺利通过同心配水器，不犯卡；同心配水测调仪与同心配水器正常对接，开、收臂性能正常，调水嘴开度性能正常；井下模拟试验表明：测调仪打开配水器水嘴所需压差小于8mpa，压差越小，水嘴越容易打开。配水工作筒和可调水嘴一体化设计，不在需要进行水嘴投捞工作；井下调节器与配水工作筒的定位对接和水量大小调节对接均为同心对接，对接成功率很高。流量测量和调节注入量大小同步进行，并且可在地面控制器的显示屏上进行可视化同步操作；

③试验效果： 2013年10月24该工艺技术在我厂c5-2井随作业下井试验应用，压力稳定后测试、验封合格，目前注入压力稳定正常注水。篇三：心得体会 心得体会

———记参观学习吴起、定边、横山采油厂的先进经验感想

2011年4月18日，由董厂长带队，先后对吴起采油厂、定边采油厂、横山采油厂进行参观学习，一路走来，感受颇深。

首先我要感谢厂领导给我这次学习交流的机会；其次，我要感谢各个采油厂诚挚的交流和热情的接待；最后，我为我们南区采油厂的全体干部职工的精诚团结而感到自豪 这一路走来，发现各个采油厂都有他们各自的发展模式，虽然发展模式不同，但都是从本厂的实际出发，不但促进了生产，管理水平也相当成熟。因此，我们要学习。这种学习不是生搬硬套，而是从我厂实际出发的一种“拿来主义”。

一、吴起采油厂

1、学习吴起采油厂浓厚的学习氛围

第一站就是吴起采油厂，无论是班站、区队、大队、还是联合站，给我很深的印象就是吴起采油厂浓厚的学习氛围，无论在机关还是一线职工，每人都有一个本子，上面整整齐齐记录着自己每天的工作总结及读书感受，这不仅使职工的文化生活得到了充实，而且使职工自身的素质得到了提高，职工素质提高了，采油厂的管理也就随着提高了。这就是为什么吴起采油厂组织全厂职工 “日读万字、周写一文、月明一理”。李文明厂长在座谈会上就讲到：“吴起采油厂就是让职工通过学习来提高自身素质，通过提高职工素质来提高企业管理水平。吴起采油厂就是要通过文化管理，创建学习型企业。”

2、学习吴起采油厂信息化程度的普及

吴起采油厂厂机关从大队、区队、班组基础建设都是一流的，信息化程度很高，尤其是那oa系统使全厂从上到下很好的衔接起来，无论是报表、油井数据、通知、成本花费，通过网络全部是一目了然，这样就大大提高了工作效率。

3、学习吴起采油厂成熟的考核机制

吴起采油厂实现了从粗犷型向学习型管理的转型，把学习制度、与生产经营以及考核有机的结合起来，不同岗位不同的考核细则，坚持每天一考核，月底一总结，通过考核来提高整体的管理水平，并实现了工资奖金二次分配。

4、学习吴起采油厂精细化管理

⑴、岗位分工明确，管理流程清晰明了。新寨采油大队的20-38班组有一本管理流程册，里面以网络流程图的形式体现出每个岗位的分工、职责及岗位间的衔接，人一看就一目了然。后面又以文字的形式明确岗位分工及岗位职责以及岗位之间如何衔接。

⑵、车辆管理精细。采油大队设有车队，每车都有单车台帐，车队根据不同车型测出车辆的百公里耗油，然后每天派出车单子，根据任务及路程给予加油，并且将每车当日油耗上墙公示。大队根据单车每月的油耗、任务完成情况、耗费材料、维护保养、修理费、安全环保等来对驾驶员进行考核，使车辆管理达到精细管理。

⑶、成本管理精细化。采油区队下设有供应科的三级库房，库房有所有生产及部分办公的必备材料，库里有哪些材料、数量有多少？大队通过局域网都掌握的很清楚，如果区队要领料，大队材料组电脑上一查，发现区队库房还有这种材料，材料组有权将料单作废，如果库房没有了，才会再开一张料单交由区队找大队长签字进行领取。

二、定边采油厂的学习

1、学习定边采油厂职工的精神风貌

定边地处陕北高原与内蒙古鄂尔多斯荒漠草原过渡地带，海拔在1300米到1900米，风沙大、日照强是那里气候最大的特点，但是当我们参观了定边采油厂东仁沟采油大队、王圈联合站、东仁沟女子班组等地点后，职工们那特有的精神风貌深深的感动了我，大风吹不乱那整齐的队伍，沙子带不走那略带刚毅的微笑，讲解员为我们做的一幕幕的讲解至今还萦绕耳旁。 定边采油厂采油大队人员不多，但是管理的井数不少。大队下设班组，我们参观学习了东仁沟采油大队的一个女子班组，不到十个女职工管理上百口油井，不论是油井管理、油井计量、报表填写、设备的维护保养、文明井场建设等丝毫不差男职工，她们靠的就是人的责任心及作为一名石油人发扬延长石油艰苦奋斗的那种精神。

2、学习定边采油厂科技兴油的道路

“尊重科学、走科学开发的道路、向高校吸取经验”定边采油厂党委书记刘瑞君书记在座谈会上讲到。2001年定边采油厂开始实施注水。通过十年的发展、分析、总结，到现在已实现了先注后采的开发方式，实现了面积注水，东仁沟采油队油井递减速度是油田公司最低的，达到了科技兴油的目的。

3、学习定边采油厂生产运行模式

定边采油厂生产科下设一个调度指挥中心，指挥中心里有采油队的调度、井下队的调度、修井队的调度、新井投产调度、外协调度。所有调度在一起办公，既提高了工作效率又避免了推诿扯皮、报错、报漏等情况，调度之间实行工单，谁出错谁承担责任。各部门调度由各单位指派，管理由生产科统一管理。

三、横山采油厂

这是参观的最后一站，横山采油厂的注水经验是其他采油厂学习的典范，白狼城油田产层为三叠系延长组长2油层，油层平均埋深为750米，，此区域共有采油井244口，开采油井228口，平均日产油473吨，单井平均日产油2.07吨，综合含水67% 白狼城油田的注水开发做法主要是

1、注重地质研究，科学编制注水开发方案，严格稳妥的对方案进行实施

2、注重动态监测，定期进行动态分析，为适时调整打下良好的基础

3、注水开发方案的适时调整，有效弥补了地层亏空，积极补充地层能量。

4、注重开发基础管理，提高开发水平，形成了管理增效。

开发效果概括起来有“一增一减、一升一降和两个提高”共三点的特点： 一增一减:开发总井数基本未变，采油井转为注水井，注水井数逐年增加，采油井数逐年减少。 一升一降：油田注水以后，产油量上升，含水率下降 两个提高：提高了最终采收率，提高了经济效益。 从这次参观完后，对我深有启发，我就结合我自己的实际工作说说下一步的工作打算，有不妥之处，请领导及各位同事批评指正。

一、认真体会其他采油厂的一种工作思路总结出自己的一套工作方法

推荐第5篇：注水培训心得体会

2013 年 注 水 工

工艺所注水组

作 总

结 2013年注水工作总结

按照年初制定的注水工作思路及目标，在公司和厂各级领导的大力支持下 ，从宏观表现上可以看出较好的完成了注水各项工作任务，但是在实际工作中还存在许多不足，需要在接下来的工作中继续进行完善。

一、指标完成情况

（一）注水能力评价指标----注水任务完成率

（二）注水水平评价指标----有效注水合格率和分注率

二、典型经验做法及效果

（一）欠注井综合治理工作

（1）全年开展两次注水干线、支干线冲洗工作

今年对我厂13个采油队的的干线、支干线进行冲洗工作，共计冲洗干线、支干线50条，89.65km，干线中含油由每升72毫克降至20毫克，杂质由每升66毫克降至12毫克，平均计量间干压上升0.3mpa，欠注井减少6口。

（2）开展了增压增注工作 2013年1月，我厂对欠注井较集中的计量间6个计量间分别按照6台增压泵进行增压增注，经过近半年的运行，6台增压泵运转正常，共计解决欠注井21口。鉴于增压增注方式在我厂应用较好，我们积极向公司再申请15台在我厂应用，目前申请已上交公司。

（3）开展了降压增注工作

（4）随注水站调改，开展系统提压优化参数工作

八站注水泵进行改造：采油八队共有注水泵4台，2002年投运3台3s-23.1/12.5型注水泵，2009年增加1台3s150-20/16型注水泵，八队配注量为1610 m3/d，注水量为1550 m3/d左右，注水泵开三备一使用，由于与新木联合站混合供水，因此造成末端注水压力波动较大，

五、八队欠注井18口左右，2013年10月份八站更换2台注水泵已经运转，解决欠注井12口。

（二）提高测调试效率技术研究工作 （1）技术方面开展《完善测调联动技术提高测试效率研究与应用》公司级课题研究。

①引进测调联动电缆盘丝技术，共计购进微调装置4套，安装后，每台车测试每次起电缆时可节约时间约5分。

②建立水质示范区，已在125区块12口分注井已全部实现边成边测边调井。清水区与污水区边测边调井进行对比，发现清水区井测试时间比污水区减少近1倍时间。

③规范测调试管理流程，与东北石油大学签订数据库软件合同，建立测调试网络化管理全新模式。

（2）管理方面尝试水井测调试设计单及现场写实与交接单制度。

①在满足道路、管线、闸门等客观条件具备测调条件下，由基层队出测试设计，避免由于人为原因造成测试空跑现象。

②测调试设计单与现场写实合并，即把基层队与测试队进行了紧密结合，又便于掌控测试进度，为相关制度的制定奠定了基础。

③测试过程遇到问题实行交接单制度，由测试队与基层队交接，

基层队按照交接单内容及时处理或找相关科室协助处理，提高了测试问题解决速度。

（3）新技术方面开展同心免投捞测调联动技术试验 ①工具测调技术及工作原理：电缆连接电动测调仪下放至配水器以下，再上提到配水器上部油管内，打开支撑臂后，仪器下放，支撑臂坐在配水器笔尖定位体的同时，下部伸缩块伸卡到旋转体的开槽里。随着电机的正、反向转动，伸缩块带动旋转体与可调水嘴部分做上下移动，调节水嘴开度。在一定注水压差作用下，注入水进入配水器工作筒内，经底部环形进液孔注到油套环空，进而注入地层。环形进液孔由水嘴与可调配注芯配合构成。借助电动测调仪，可以上下移动可调配注芯，调节环形进液孔的大小，从而调节水量。

②技术特点：同心配水测调仪能顺利通过同心配水器，不犯卡；同心配水测调仪与同心配水器正常对接，开、收臂性能正常，调水嘴开度性能正常；井下模拟试验表明：测调仪打开配水器水嘴所需压差小于8mpa，压差越小，水嘴越容易打开。配水工作筒和可调水嘴一体化设计，不在需要进行水嘴投捞工作；井下调节器与配水工作筒的定位对接和水量大小调节对接均为同心对接，对接成功率很高。流量测量和调节注入量大小同步进行，并且可在地面控制器的显示屏上进行可视化同步操作；

③试验效果： 2013年10月24该工艺技术在我厂c5-2井随作业下井试验应用，压力稳定后测试、验封合格，目前注入压力稳定正常注水。篇二：培训心得

延长油田股份有限公司第二期培训心得 ----吴起采油厂开发科 2010年9月8日在油田公司的安排下，公司所属23个采油厂组织各厂勘探、开发、注水以及生产一线专业技术人员进行了视频培训与学习。我厂组织了40名来自不同技术岗位的员工进行了认真的学习。

技术培训工作直接关系到企业的发展，因此延长石油始终把技术培训作为头等大事来抓。紧密联系生产实际，制定和完善了行之有效的培训计划、考核制度，针对性地在全公司开展了不同工种的培训，为职工营造了良好的学习氛围，为我厂劳动竞赛以及全年生产经营任务的顺利完成奠定了坚实的基础。

上午由西安石油大学的武富礼教授进行了《利用geomap、卡奔等专业地质软件提高油田开发工作效率方法的探讨》的讲座。多年来武教授主持完成了40多项石油天然气勘探开发方面的科研项目，内容涵盖了油气综合地质研究评价、油气富集与分布规律研究、沉积相与储层特征研究、储层地质建模与油藏描述、油气储量计算等各个方面。

课上他针对目前油田开发中由于井数多造成的工作量大，如集中处理所需时间较久的问题；选段、总结、布井相互之间有时缺乏关联；以及技术人员做的东西凌乱、不好归纳，利用率低的现状，教授了各种解决问题的方案：首先要对所辖油区的油气成藏进行详细的规律性研究；其次在开发过程中要编制有关可以指

导油田开发地质工作的基础图件；再次在有关基础图件中及时补充新钻、新投井的各项资料，做好随钻分析；最后如何利用专业地质软件，结合现有的基础资料进行常规工作，做到资料成果的分合随意，可随时利用上述成果，编制各种总结汇报图件，有效提高工作效率。

此次他主讲的题目为《低渗储层测井评价技术及实例分析》。他的讲座从低孔低渗储层成因开始，详细讲述了岩石的物理特征、目前应用较为广泛的孔隙结构测井评价与储层的分类、钻井过程中出现的钻井液侵入低孔低渗储层的电学特征、测井岩性识别与储层参数的精细建模、现代流体性质识别方法与适用条件、储层下限确定与测井产能级别评估的方法、最后以鄂尔多斯盆地某地区延长组长6为例，讲述了特低渗油藏的测井评价。他在讲座中通过各种钻井岩心、测井资料、地质图件、数据列表以及列举了大量的实例来说明问题，使得技术讲座不在枯燥难懂。

这次培训中我厂技术人员认真学习，课后积极思考，并做了详实的学习笔记，转变了职工的思想观念，提高了学习的自觉性。

因为企业的竞争就是人才的竞争，不断自我提高是现代企业管理发展的必然要求。 课后我们以岗位为主要阵地，以集体培训为主，开展各种形式的培训活动。一是继续开展“每月一考、每月一赛”的“两个一”活动，使职工日积月累掌握技术。二是由采油大队技术员牵头在生产一线进行技术培训活动；三是与油田公司、采油厂培训活动相结合，积极采取“走出去，请进来”的方式，开展内外管理和技术经验交流活动。四是继续在职工中开展“手拉手，结对子”的互帮互学活动和新老职工间的“师带徒”活动。五是在oa平台上上开辟培训课堂，将教师的多媒体课件放到网上，使学员可以下载反复学习。

关于此次培训的一点建议与意见

此次的职工培训工作取得了一定的成绩，但结合我厂的实际情况，希望今后部分地方可以稍加改进：

1、培训内容应更好地与实际挂钩，这样才能最大限度地服务于生产。

培训的目的是更有利于安全和生产，但是不管是哪级培训中或多或少存在着培训与生产脱节的现象。培训内容、方式创新少，在一定程度上影响了职工的学习积极性和培训效果。

2、技术骨干还未完全发挥应有的作用。

油田公司各个部门都有一批技术能手和技术尖子，但是还未能很好地组织他们开展传、帮、带活动，没有真正发挥他们的技

术骨干作用。

在此，我谨代表吴起采油厂对油田公司组织的这次培训表示衷心的感谢！此次培训取得了显著的成绩，为我科室员工及时充电，为职工队伍技术水平平衡、全面发展起到了积极的作用。使他们在今后的工作中更加得心应手，为我厂全年生产经营任务的完成打下了坚实的技术基础！

吴起采油厂开发科

2010.9.16篇三：心得体会

心得体会

———记参观学习吴起、定边、横山采油厂的先进经验感想 2011年4月18日，由董厂长带队，先后对吴起采油厂、定边采油厂、横山采油厂进行参观学习，一路走来，感受颇深。

首先我要感谢厂领导给我这次学习交流的机会；其次，我要感谢各个采油厂诚挚的交流和热情的接待；最后，我为我们南区采油厂的全体干部职工的精诚团结而感到自豪 这一路走来，发现各个采油厂都有他们各自的发展模式，虽然发展模式不同，但都是从本厂的实际出发，不但促进了生产，管理水平也相当成熟。因此，我们要学习。这种学习不是生搬硬套，而是从我厂实际出发的一种“拿来主义”。

一、吴起采油厂

1、学习吴起采油厂浓厚的学习氛围

第一站就是吴起采油厂，无论是班站、区队、大队、还是联合站，给我很深的印象就是吴起采油厂浓厚的学习氛围，无论在机关还是一线职工，每人都有一个本子，上面整整齐齐记录着自己每天的工作总结及读书感受，这不仅使职工的文化生活得到了充实，而且使职工自身的素质得到了提高，职工素质提高了，采油厂的管理也就随着提高了。这就

是为什么吴起采油厂组织全厂职工 “日读万字、周写一文、月明一理”。李文明厂长在座谈会上就讲到：“吴起采油厂就是让职工通过学习来提高自身素质，通过提高职工素质来提高企业管理水平。吴起采油厂就是要通过文化管理，创建学习型企业。”

2、学习吴起采油厂信息化程度的普及

吴起采油厂厂机关从大队、区队、班组基础建设都是一流的，信息化程度很高，尤其是那oa系统使全厂从上到下很好的衔接起来，无论是报表、油井数据、通知、成本花费，通过网络全部是一目了然，这样就大大提高了工作效率。

3、学习吴起采油厂成熟的考核机制

吴起采油厂实现了从粗犷型向学习型管理的转型，把学习制度、与生产经营以及考核有机的结合起来，不同岗位不同的考核细则，坚持每天一考核，月底一总结，通过考核来提高整体的管理水平，并实现了工资奖金二次分配。

4、学习吴起采油厂精细化管理 ⑴、岗位分工明确，管理流程清晰明了。新寨采油大队的20-38班组有一本管理流程册，里面以网络流程图的形式体现出每个岗位的分工、职责及岗位间的衔接，人一看就一目了然。后面又以文字的形式明确岗位分工及岗位职责以及岗位之间如何衔接。

⑵、车辆管理精细。采油大队设有车队，每车都有单车

台帐，车队根据不同车型测出车辆的百公里耗油，然后每天派出车单子，根据任务及路程给予加油，并且将每车当日油耗上墙公示。大队根据单车每月的油耗、任务完成情况、耗费材料、维护保养、修理费、安全环保等来对驾驶员进行考核，使车辆管理达到精细管理。

⑶、成本管理精细化。采油区队下设有供应科的三级库房，库房有所有生产及部分办公的必备材料，库里有哪些材料、数量有多少？大队通过局域网都掌握的很清楚，如果区队要领料，大队材料组电脑上一查，发现区队库房还有这种材料，材料组有权将料单作废，如果库房没有了，才会再开一张料单交由区队找大队长签字进行领取。

二、定边采油厂的学习

1、学习定边采油厂职工的精神风貌

定边地处陕北高原与内蒙古鄂尔多斯荒漠草原过渡地带，海拔在1300米到1900米，风沙大、日照强是那里气候最大的特点，但是当我们参观了定边采油厂东仁沟采油大队、王圈联合站、东仁沟女子班组等地点后，职工们那特有的精神风貌深深的感动了我，大风吹不乱那整齐的队伍，沙子带不走那略带刚毅的微笑，讲解员为我们做的一幕幕的讲解至今还萦绕耳旁。

定边采油厂采油大队人员不多，但是管理的井数不少。大队下设班组，我们参观学习了东仁沟采油大队的一个女子

班组，不到十个女职工管理上百口油井，不论是油井管理、油井计量、报表填写、设备的维护保养、文明井场建设等丝毫不差男职工，她们靠的就是人的责任心及作为一名石油人发扬延长石油艰苦奋斗的那种精神。

2、学习定边采油厂科技兴油的道路

“尊重科学、走科学开发的道路、向高校吸取经验”定边采油厂党委书记刘瑞君书记在座谈会上讲到。2001年定边采油厂开始实施注水。通过十年的发展、分析、总结，到现在已实现了先注后采的开发方式，实现了面积注水，东仁沟采油队油井递减速度是油田公司最低的，达到了科技兴油的目的。

3、学习定边采油厂生产运行模式

定边采油厂生产科下设一个调度指挥中心，指挥中心里有采油队的调度、井下队的调度、修井队的调度、新井投产调度、外协调度。所有调度在一起办公，既提高了工作效率又避免了推诿扯皮、报错、报漏等情况，调度之间实行工单，谁出错谁承担责任。各部门调度由各单位指派，管理由生产科统一管理。

三、横山采油厂

这是参观的最后一站，横山采油厂的注水经验是其他采油厂学习的典范，白狼城油田产层为三叠系延长组长2油层，油层平均埋深为750米，，此区域共有采油井244口，开采油 井228口，平均日产油473吨，单井平均日产油2.07吨，综合含水67% 白狼城油田的注水开发做法主要是

1、注重地质研究，科学编制注水开发方案，严格稳妥的对方案进行实施

2、注重动态监测，定期进行动态分析，为适时调整打下良好的基础

3、注水开发方案的适时调整，有效弥补了地层亏空，积极补充地层能量。

4、注重开发基础管理，提高开发水平，形成了管理增效。

开发效果概括起来有“一增一减、一升一降和两个提高”共三点的特点：

一增一减:开发总井数基本未变，采油井转为注水井，注水井数逐年增加，采油井数逐年减少。

一升一降：油田注水以后，产油量上升，含水率下降 两个提高：提高了最终采收率，提高了经济效益。 从这次参观完后，对我深有启发，我就结合我自己的实际工作说说下一步的工作打算，有不妥之处，请领导及各位同事批评指正。

一、认真体会其他采油厂的一种工作思路总结出自己的一套工作方法篇四：注水三十年来的心得与体会(加拿大油田) 注水能力——我们在过去三十年中所学到的 摘要

随着注水在石油工业中的不断应用，正确处理由她所带来的用水管理问题也显得愈发重要。注水，这种将产生出水回注应用于维持油藏压力及产出水处理的工艺已有很长一段历史了。早期的注水工艺，主要用于提高陆上油田生产后期的原油采收率，随着油田的开采，油藏压力不断降低，当压力降低至饱和压力以下时就借助注水工艺来提高采收率。然而，对于这些油田，当开采到晚期时，由于地下水层的不断侵入、地面注水量的增加，会导致油井产出的水越来越多。与此同时，海上油田不断地发展，考虑到其开采对生态环境的影响，目前海上油田已将注水作为开采方式并在油田生产早期就投入使用。

本文是对自19世界70年代巴克曼和戴维森的水质调查到最近的墨西哥湾海上油田实践等公开著作中有关油田注水内容的回顾与总结，它总结了30年来石油工程师们的经验并对注水能力的最新见解做了简明概要。文中既包括陆上油田也包括海上油田，并列举了很多注水的成败实例，这些都将对油田生产者为当前及未来注水工程的动态发展及策略规划提供莫大的帮助。

简介

当越来越多的人类主要油田进入后期生产时，在地下水层的侵入以及地面大量注水影响下，油井产水量越发增加。纵所周知，如果石油工业更多的处理的是水的问题而不是油，那这样的石油工业还不如称为“水工业”。据估计，如今全世界产出原油的平均含水量已经达到75％，这就意味着对于那些几欲耗尽的油藏，油气生产者平均每获得一桶原油就得到三桶水。因此，如何巧妙地控制好油田产出水的量是每一个石油公司都要面对的迫切任务。

注水用于石油工业的生产已有很长一段时间了。在早期的应用中，注水主要是作为当油藏压力降低至饱和压力以下时用于提高油藏压力以提高原油采收率的技术。然而，随着海上油田不断地发展，出于对生态环境的考虑，目前海上油田已将注水驱油作为优先开采方式并在油田生产早期就投入使用。

油田注水，作为维持油藏地层压力以及处理地下产出水的一种方法正逐渐成

为对产出液合理管理的重要问题。尽管注水工艺的具体实施存在必要但又无法确定的经费及注水效果问题，然而出于环境友好型的长远考虑，将产出水回注地层最为注水驱油的方法任是最理想的选择，尤其是对海上油田。

在过去的30年中，包括很多深海工程在内的注水工程陆续投入实际生产中，在生产应用中获得了大量有关注水的有价值的经验。因此，本文的目的是希望通过呈现注水30年来的相关重要经验、介绍已出版文献中有关注水方面的优秀文章及简明概括出时下对注水能力的最新见解来对油田生产者为当前和未来注水工程的动态发展及策略规划提供帮助。

本文的主体内容是介绍石油工业中关于注水方面的相关研究心得。因此，除了水气交替注入之外不会对有关注气吸气能力方面的理论研究和实验工作进行介绍。需要指出的是，文中引用的有关油田研究的论文大多来自spe，也有少部分文章选自其他期刊。 油田注水调查

在检索文献时，从无数有关注水的科技文献中找到了几十篇有关注水能力研究的文章。如此看来，仅管在全世界范围内通过注水来提高烃类开采已经在石油工业中传承了百年有余，而石油工程师们对注水井研究的关心程度却远不及石油生产者们。

之所以会忽视注水井的研究大概是因为，石油生产者们通常没有时间和资金去进行有关注水能力方面的研究，尤其是那些拥有大量油井又几近枯竭的陆上油田。油井的生产状况更能引起他们的注意，因为它直接影响着油田日产量是否能达标的问题。相比之下，通过改进注水井以增加注水量来提高采油速率的方法，要在数周或数月之后才能开始起效。

表1按油田名称总结了一些较典型油田现场注水实例的情况，包括注水目的、地层类型、操作问题和解决方案以及从各实例中所学到的经验。对于这些注水实例，虽然它们中大多数都遇到了很多操作上的困难，但却只有极少几个以失败和永久关闭注水井而告终。

如果按油田所处环境类型对注水研究进行分类，结果表明大多数研究都是有关海上油田的。这么说来，正是“海洋时代”的来临使石油工程师们开始对注水

能力进行研究。

然而，当下注水工程的目的主要是维持油藏压力，且对于时下的石油工业尤其是对海上石油工程，注水已不再是一种准确的二次采油方案。

注水能力降低

注水能力下降是注水开发中一种很正常的现象，这种现象在全世界范围内的油田都可以找到，比如墨西哥湾和北海的海上油田以及普拉德霍湾和瓦尔的陆上油田等等。值得注意的是，不管是低渗透油田还是高渗透油田都会出现注水能力下降的现象。

早先的研究表明采出油的体积通常是和注入水的总体积相关联的。因此，合理的注水速率是导致注水工程能否成功的核心经济指标。当注水量下降时，操作人员需要找出导致注水能力下降的原因。

注水能力上升

一般情况下，在初次注水后注水能力会逐渐降低，可对一些较特殊的油田反倒会出现上升的情况。这种上升的情况通常是由于在特定操作条件下致使地层中产生裂纹所造成的。

史文德森等人报道了乌拉油田注水能力上升的事例。起除，由于储层性质较差，北海乌拉油田2#注水井压力相对较低。然而，在连续几周的注水后，注入量上升33％，注入压力每15分钟降低70磅每平方英寸。

在连续几周每天每口井40000~50000桶的稳定注水下，北海敦林油田的注入量随时间不断增加。同样，北海的福蒂斯油田也报道说在注水一个月后其注水量上升了25％。

影响注水能力的因素

注水能力是一个很复杂的问题，它受特殊油藏的岩性、注入水和地层水的交互作用、储集岩及有效压降等因素的综合影响。比较典型的影响因素，诸如出砂，悬浮物的数量，蜡沉积，结垢，腐蚀以及次生裂缝，这些因素都能对注水井的注水能力产生比较明显的影响。

出砂

地层出砂进入到生产井会对生产井造成损害，这也是纵多就问题中的一种，因此对于生产井中出砂问题的研究在石油工业中已广泛开展。注水井中出砂的情况不是很常见，这主要是因为注水井基本上是单方向注水的，而且由于注水的本质特征也使注水井周围的压力条件不足以致使砂子形成。就是因为这样，现在石油工业中对注水井中出砂的研究还比较少。

仅管注水井中出砂的情况不常见，但并不是说出砂就不作为值得考虑的问题。比如，在压实状况较差的油藏中这类问题还是可能引起不少操作问题的。 桑塔雷利等人曾报道过一宗油田实例。报道中说，位于挪威海的挪威国家石油公司的注水器出现了在短时间内注水能力急剧下降的现象，且对部分井来讲已经完全丧失了注水能力。经检查发现这些井中填充了大量的砂子，有的砂子甚至超过上射孔几百米之长。进一步调查表明那些注水井注水能力下降是由以下原因造成的：

油藏岩石不足以承受地层应力，在注水井关闭后岩石发生坍塌；

由于油藏渗透率的不均匀性，低渗地层与高渗地层间存在交叉流动，导致射孔段前出现出砂现象；

产出砂在再次注水前不能及时沉降，从而致使射孔孔道的堵塞；

由于关井所导致的水击作用，已被出砂削弱的地层再次遭受寝蚀，致使井中产生大量泥沙造成注水能力的下降。 为了解决注水井中出砂的问题，桑德雷利等人推荐了一下三种方法来阻止砂子的生成：(1)改变应急计划；（2）再启动前停住足够长的时间；（3）加长加细注水井的流道。使用上述方法之后，挪威海上油田的注水井没有再出现的停用的状况且各井都能保持比较稳定的注水能力。

另外还有两个发现注水井中存在出砂现象的油田。对于这两个油田，当注水井紧急关闭而产生回流的瞬间或之后的短时间内射孔孔洞会发生坍塌，这种坍塌就是导致该它们出现出砂现象的主要原因。

森田等人首次比较系统地评价了几种完井方法下的注水能力，并为有出砂倾向地层注水井的井钻提供制定了指导方案，他们还建议忽略对疏松地层完井时可能的地层失效危险，使用砾石填充型注水井。

几年之后，史密斯﹒普莱斯等人出版了一套非常优秀的工具书。在书中，他们通过对大量油田注水能力的研究，针对裸眼卧式发生器及注水器砂石控制技术的选择制定了指导方针。他们认为裸眼注水器的实现需要一些特殊的考虑，这是因为大多数注水井最终的结束压力都会超过断裂压力并且有将碎石挤压成次生裂缝的可能。

固体悬浮物

注入水的质量通常靠水中固体悬浮物的含量来判断，而且不管是使用海水注入还是产出水注入，其水质都是设计经济型注水工程所必须考虑的重要因素。

当注入水中的悬浮固体流过地下储层时，这些悬浮物会对井眼区域附近地层的孔喉造成堵塞。如图1所示，随着井眼区域附近地层渗透率的降低，注水井的注水能力不断下降。

许多研究人员都对水中存在悬浮物的影响进行过研究。根据1972巴克曼和戴维森的研究表明由悬浮物对井造成的伤害大致可以分为四种：钻井孔收缩，颗粒侵入，钻孔堵塞和射孔堵塞。

固体悬浮物是导致墨西哥湾油田注水能力下降的主要原因。图2表示的是典型的墨西哥湾油田注水器的注水属性。此外，在该油田的实地调查表明，即使是渗透率较高的地层也容易遭到尺寸远小于孔隙大小的悬浮颗粒物的破坏。 采用注水的处理方式可以减少井的损害。对墨西哥湾油田的一口注水井的现场测试显示，用10微米的过滤器取代原来的5微米过滤器后注水能力快速增长。沙玛等人进一步指出，对于墨西哥湾油田，水质的有效提高能使其注水器的半衰期系数从2提高到5。 在中东地区乌拉谢夫和库姆油田展开的水质研究表明，即便是在注水车间进行过充分处理的水，由于没有添加杀菌剂或掺杂进输水管道中的悬浮物等原因，在注入时仍是已经恶化的水。如果这样需要对输水管道进行清管操作，清除腐蚀碎片及附着在管内表面上的生物膜。因此，对注入水的规格进行实施全天候的监测及维护是减少注水能力下降所必须的。

应该注意到的是在注水井中井底的水质明显要比井口的差很多，这是佩奇和莫里对从北海油田两口注水井中所取的井底试样的研究中发现的。由此可见，单单靠地面水处理并不能完全解决颗粒悬浮的问题，因此应当把用于水处理的大笔篇五：油田注水岗实习总结 实习总结

各位领导好，我是**工区**联合站的实习生**。我*年*月*号正式分配到***，一年多以来一直在水站实习。现在向各位领导就我这一年以来的工作情况做一个汇报。 **联合站是咱们厂的标杆站，我在站里实习一年以来，技术方面和思想方面都受到了很大的触动。

从具体工作来讲，我们水站主要负责整个工区的污水处理、回注工作。我工区油块主要靠注水补充驱油能量，因此我们水站的工作在整个工区生产中起着很重要的作用。目前，水站设有注水岗和污水岗两个岗位。注水岗主要负责将污水回输给各小站，为各井提供注水动力。污水岗主要负责污水处理，保证回注水水质符合注水标准（含油≤10mg/l,悬浮物≤2mg/l）。我们站目前建有1000 方沉降罐（隔油罐）一具，700方调节罐一具，500方、700方注水罐（除油罐）各一具，700方清水罐一具，700方、1000方消防罐各一具；共有生产设备28台，其中喂水泵6台、高压柱塞泵10台、多功能污水过滤器2台、地下泵2台、收油泵2台、供水泵2台、清水消防泵2台、泡沫消防泵2台。一般日常运转喂水泵2-3台，柱塞泵6-7台，多功能过滤器1台，供水泵1台，其它设备视具体情况启停。工作一年来，通过积极学习，认真请教，我已经能够熟练顶岗，面对一些突发状况，也能做到正确应对。我对高压柱塞泵、离心泵、多功能过滤器的操作规程已经能够熟练掌握，能够独立完成污水水质化验，对收油流程、隔油罐、调节罐、注水罐、清水罐的清罐流程，消防罐的加水流程都有了深入了解，能够配合大班师傅完成以上工作。

回顾一年来的实习经历，我认为自己最大的收获就是学会了以更加审慎的态度对待工作。我们站的老师傅经常讲一句话：“上班时间越长，胆子越小”，这句话我深以为然。我从刚上班时的愗愗懂懂，到开始顶岗时的“不过就是这样”，再到现在的“原来我不知道的还有这么多啊！”,我觉得自己一直在接触新的知识，每当自己以为已经了解、清楚某件事的时候，很快就会发现后面还有更多不懂、需要懂的事，我一直在适应、在学习，而且我深切的体会到我还会继续学习下去。 熟悉自己的岗位后，我一直在思考怎样把工作做得更好。事实上，我觉得要提高水站的工作，其实主要就是针对两个部分做工作：一是提高注水效率，一是提高注水水质。提高注水效率，途径很多。例如提高注水泵泵效，增加泵的实际排液能力，节省启泵台数，达到节能降耗的目的。以2012年第一季度的生产数据，核算目前我站注水泵机械效率为： ，较柱塞泵机械效率常规值80%-86%低 个百分点，容积效率为 %，与设计容积效率相比低 个百分点。这说明我站柱塞泵设备老化严重，应积极尝试改进泵效的方法. 以上是我在工作中发现的一些问题和建议，我的实习总结就是这些，回顾一 年来的工作，有得有失，在以后的工作里，我会积极总结经验教训，勤勤恳恳工作，踏踏实实做人，努力争取继续进步。

推荐第6篇：油田注水水质标准

油田注水水质标准

一、油田注水水质标准

不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。

1、注入性

油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。

2、腐蚀性

油田注水的实施经历以下过程：

注水水源

污水处理站

注水站

注水井

在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。

影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO

2、H2S、细菌和水温。

3、配伍性

油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。

油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。

二、油田注水水质指标

1、悬浮物

一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。

从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤

2、油分

注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。油田污水中的油分按油珠粒径大小可分为四类：浮油、分散油、乳化油、溶解油。

3、平均腐蚀率

注水开发过程是一个庞大的系统工程，涉及到的金属材质的设备、管网、油套管等数量众多，投资巨大。国内外注水开发油田实践表明，减缓注入水的腐蚀性，对于提高油田注水开发的经济效益意义重大。

4、膜滤系数

注入水膜滤系数的大小与许多因素有关。如悬浮物（固体）的含量以及粒径大小、含油量、胶体与高分子化合物浓度等。膜滤系数越大，注入水的注入性就越好。

5、溶解氧

在油田产出水中本来仅含微量的氧，但在后来的处理过程中，与空气接触而含氧。浅井中的清水、地表水含有较高的溶解氧。

6、二氧化碳

在大多数天然水中都含有溶解的CO2气体。油田采出水中CO2主要来自三个方面：（1）、由地层中地质化学过程产生；（2）为提高原油采收率而注入CO2气体；（3）采出水中HCO3-减压、升温分解。

7、硫化氢

在油田水中往往含有硫化氢，它一方面来自含硫油田伴生气在水中的溶解，另一方面来自硫酸还原菌分解。

8、细菌

在适宜的条件下，大多数细菌在污水系统中都可以生长繁殖，其中危害最大的为硫酸还原菌、粘泥形成菌（也称腐生菌或细菌总数）以及铁细菌。 注入水的基本要求及水质标准 油藏注水水质标准：

（1）、水中总铁含量要求不大于0.5mg/l。

（2）、固体悬浮物浓度及颗粒直径指标见表1-1。 注入渗透率 （μm2）

固体悬浮物浓度（mg/l） 颗粒直径 （μm） ﹤0 .1 ≤1 ≤2 0.1-0.6 ≤3 ≤3 ﹥0.6 ≤5 ≤5 （3）、要求注入水中游离二氧化碳不大于10mg/l （4）、注入水含油指标见表1-2 注入层渗透率（μm2） 含油浓度(mg/l) ≤0.1 ≤5 ﹥0.1 ≤10 （5）、对生产及处理设备流程的腐蚀率不大于0.076mm/a. （6）、注入水溶解氧控制指标 总矿化度mg/l 溶解氧浓度mg/l ﹥5000 ≤0.05 ≤5000 ≤0.5 （7）、二价硫含量不大于10mg/l。

（8）、腐生菌（TGB）和硫酸盐还原菌（SRB）控制指标见表1-4： 注入层渗透率 （μm2） TGB个/mg/l SRB个/mg/l ﹤0.1 ﹤102 ﹤102 0.1-0.6 ﹤103 ﹤102 ﹥0.6 ﹤104 ﹤102 （9）、堵在管壁设备中的沉淀结垢要求不大于0.5mm/d。

（10）、滤膜系数指标见表1-5： 注入层渗透率（μm2） MF值 ﹤0.1 ≥20 0.1-0.6 ≥15 ﹥0.6 ≥10

( 一 )地层水

油、气田水的化学成分非常复杂，所含的离子种类甚多，其中最常见的离子有：

阳离子：Na+、K+、Ca2+、Mg2+；

阴离子：CI-、HCO3-、CO32-、SO42-。

其中以CI-、Na+最多，SO42-较少。在淡水中HCO3-和Ca2+占优势，在盐水中CI-、、Na+居首位。在油、气田水中以NaCI含量最为丰富，其次为Na2CO3和NaHCO

3、MgCI2和CaCI2等。

油、气田水中还常含有Br-、I-、Sr2+、Li+等微量元素以及环烷酸、酚及氮、硫的有机化合物等有机质。

（二）油田污水

油（气）田水与石油、天然气一同被开采出来后，经过原油脱水工艺进行油水分离形成原油脱出水，天然气开采过程分离出游离水，这两部分共称为产出水。产出水保持了油（气）田水的主要特征，由于其具有高含盐、高含油的特性，直接外排将会造成环境污染，因此，产出水通常又叫油田污水。实际上，油田污水不仅仅是油田产出水，还包括了石油、天然气勘探、开发、集输等生产作业过程中形成的各类污水，如钻井污水、油田酸化、压裂等作业污水以及注水管线、注水井清洗水等，但油田污水以产出水为主。 1.采油污水

（1）来源。在油田开发过程中，为了保持地层压力，提高原油采收率，普遍采用注水开发工艺，即注入的高压水驱动原油并将其从油井中开采出来。经过一段时间注水后，注入的水将和与原油天然半生的地层水一起随原油被带出，随着注水时间的延长，采出流体含油率在不断下降，而含水率不断上升，这样变产生了大量的采油污水。

（2）特点。由于采油污水是随着原油一起从油层中被开采出来的, 又经过原油收集及出加工整个过程。因此，采油污水中杂质种类及性质都和原油地质条件、注入水性质、原油集输条件等因素有关，这种水是-含有固体杂质、容解气体、溶解盐类等多种杂质的废水。这种废水有以下特点：

①水温高。一般污水温度在50度左右。个别油田有所差异，如北方油田为60-70度，西北油田为30度左右。

②矿化度高。不同油田及同一油田不同的污水处理站其矿化度有很大差异，低的仅有数百毫克/升，高的达数十万毫克/升。

③酸碱度在中性左右，一般都偏碱性。但有的油田偏酸性，如中原油田采油污水的pH值一般在5.5-6.5。

④溶解有一定量的气体。如容解氧、二氧化碳、硫化氢等以及容有一些环烷酸类等有机质。

⑤含有一定量的悬浮固体。如泥砂：包括黏土、粉沙和细纱；各种腐蚀产物及垢：包括Fe2O

3、CaO、FeS、CaCO

3、CaSO4等；细菌：包括硫酸盐还原菌、腐生菌及铁细菌、硫细菌；有机物：包括胶质沥青质类和石蜡类等。 ⑥含有一定量的原油。 ⑦残存一定数量的破乳剂。 2.采气污水

（1）来源。在天然气开采过程中随天然气一起被采出的地层水称为采气污水。 （2）特点。与采油污水相比，采气污水较为\"洁净\"，量也较少。 3.钻井污水

（1）来源。在钻井作业中，泥浆废液、起下钻作业产生的污水，冲洗地面设备及钻井工具而产生的污水和设备冷却水等统称钻井污水。

（2）特点。钻井污水所含杂质和性质与钻井泥浆有密切关系，即不同的油气田、不同的钻探区、不同的井深、不同的泥浆材料，在钻井过程形成的污水性质就不尽相同。一般钻井污水中的主要有害物质为悬浮物、油、酚等。 4.洗井污水

（1）来源。专向油层注水的注水井，经过一段时间运行后，由于注入水中携带有未除净的或在注水管网输送过程中产生的悬浮固体（腐蚀产物、结垢物、黏土等）、油分、胶体物质以及细菌等杂物，在注水井吸水端面或注水井井底近井地带形成\"堵塞墙\"，从而造成注水井注水压力上升，注水量下降。需通过定期反冲洗，以清除\"滤网\"上沉积的固体及生物膜等堵塞物，使注水井恢复正常运行，从而便产生了洗井污水。

（2）特点。洗井污水是一种水质及其恶化的污水，表现为悬浮物浓度高、铁含量高、细菌含量高、颜色深，而且含有一定量的原油和硫化氢。 5.油田作业废水

（1）来源。在原油、天然气的生产过程中，为提高原油、天然气的产量，通常要采用酸化、压裂等油田作业措施，在这过程中也会形成一定量的废液或污水。

（2）特点。这类废液或污水在油田污水中所占的比例不是很大，但由于其水质极为特殊、恶化，因而，处理起来十分棘手。这类废液具有以下特点：①悬浮物含量高，颜色深；②含有一定量的残酸，水体呈酸性；③铁含量高；④胶体含量高；⑤油分含量高；⑥含有多种化学添加剂。

污水中的五种机杂

（一）悬浮固体

其颗粒直径范围取1~100μm因为大于100μm的固体颗粒在处理过程中很容易被沉降下来。此部分杂质主要包括：

（1） 泥沙。0.05~4μm的黏土，4~60μm的粉沙和大于60μm的细纱。 （2） 腐蚀产物及垢。CaO、MgO、FeS等。

（3） 细菌。硫酸盐还原菌（SRB）5~10μm，腐生菌（TGB）10~30μm。 （4） 有机质。胶质沥青类和石蜡等重质石油。

（二）胶体

胶体粒径为1×10-3～1μm，主要由泥沙、腐蚀结垢产物和微细有机物构成，物质组成与悬浮固体基本相似。

（三）分散油及浮油

油田污水中一般含有2000～5000㎎/L的原油，其中90%左右为10～100μm的分散油和大于100μm的浮油。

（四）乳化油

油田污水中有10%左右的1×10-3μm的乳化油。

（五）溶解物质

（1）无机盐类。基本上以阳离子或阴离子的形式存在，其粒径都在1×10-3μm以下，主要包括Na+、K+、CI-、CO

32、SO42-、Mg2+等，此外还包括环烷酸类等有机溶解物。

（2）溶解气体。如溶解氧、二氧化碳、硫化氢等，其粒径一般为3×10-4～5×10-4μm。

油田污水由于含有上述有害物质,如不进行治理就排放出去将会对环境产生严重的影响:漂浮在水面上的原油将隔绝空气,降低水中的溶解氧,并黏附于水生生物体表和呼吸系统,将其致死。沉积于水底的油经过厌氧分解将产生硫化氢剧毒物。重质原油黏附于泥沙上，会影响水生生物的栖息和繁殖；油田污水中含有一些毒性大的有机物，会对水体及土壤造成污染；油田污水中的有机物和无机物是水中细菌的富营养物质，结果造成缓慢流动的水域水质恶化，变黑发臭；油田污水若污染了饮用水，其中的重金属元素进入人体后对脏腑产生严重损害；酸碱性的、高矿化度的油田污水，一旦灌入农田会导致农田酸碱化、盐碱化，使农作物难以生长。

推荐第7篇：煤体注水管理制度

煤体注水管理制度

为了规范矿井防尘工作，消除井下粉尘危害，防止煤尘爆炸事故发生，保护职工的安全和身体健康，确保矿井安全生产。根据《煤矿安全规程》和AQ1020—2006煤矿井下粉尘综合防治技术规范有关要求，特制定《山西柳林鑫飞贺昌煤业有限公司煤体注水管理制度》，望各队组认真学习，并严格执行。

一、开工准备

1、开工前要详细检查打钻、注水所需设备、材料、仪表、备件是否齐全、完好。

2、工作面打钻注水处要确保有足够的工作空间，并对施工地点加强支护，防止片帮、冒顶事故的发生，确保施工安全。

3、妥善安排好打钻注水系统，如：设备、管线的布置，供电、供水线路的提前安排等，使之便于操作、移动，确保打钻、注水作业正常进行。

4、注水钻机要严格按照说明书上要求进行安装，使钻机孔位于煤层厚度的1/2为宜。

二、打钻

1、钻孔的布置方式采用单排孔布置。

2、打钻前要对钻机需要润滑的部位涂抹润滑油，机器运转时要随时加油，防止机器损坏。

3、定好钻孔方位，要与回采工作面开采线、顶板保持平行，防止打顶或打底。

4、钻孔长度为回采工作面长度的2/3。

5、打钻时，要始终注意设备的运转情况，当发现设备运转异常时，要立即停钻进行处理，当发现孔口土浆异常时，要及时判明是否打顶、打底或遇地质构造，必要时采取措施，防止卡机。

6、加钻杆时，不得使用存在堵塞、弯曲、丝口磨损严重等现象的钻杆。

7、用管钳安、卸钻杆时，两人要协调一致。

8、钻孔达到设计深度后，提钻前必须用水冲孔，排净煤粉。

9、认真做好原始记录，主要内容有：钻孔编号、钻孔间距、钻孔深度、注水流量、注水压力、每孔每班打钻注水量，出井后及时整理并记入台帐。

10、因故临时停钻，要将钻头退离孔底15——20cm，需停钻8小时以上时，要把钻杆提出。

11、钻孔打顶、打底或遇地质变化时，或塌孔不能进行时，要停钻抽杆，报废钻孔，并将钻孔封死，不得注水。

12、钻头、钻杆丝扣要牢，如钻头掉进钻眼中，要立即设法取出，如确实取不出，要将钻头丢失位置标在图纸上，并通知有关单位。

三、封孔注水

1、注水前要把膨胀式封孔器插入孔中5m以上进行封孔，要保证不漏水。

2、注水压力不得小于2.5Mpa。

3、注水量一般使煤层在含水量增加的基础上达到5%，或煤壁出现挂汗为宜。

4、采用多孔并连时，一次允许注孔2——5个，并采用高压分流器注水，以便各孔均匀，如发现其中一个孔漏水，要立即停止该孔注水。

四、特殊措施

1、注水要超前工作面60——100m以上，以防水量流失和保证施工安全。

2、在注水过程中，如发现煤壁有跑水现象，要立即停止注水换孔。

3、打完钻后要及时分解钻机，将钻机移设到下一个钻孔位置。

4、进行注水时通风队要派专人到现场看管好钻机、设备。

5、通风队在对煤体进行打钻、注水前必须提前1天办理工作票，由调度室统一协调、指挥井下各施工队组，避免出现交叉作业。

6、所有打眼、注水人员必须执行现场交接班制度。

推荐第8篇：中国石油5年精细注水启示录

做足水文章 驱出长效益 中国石油5年精细注水启示录

2014/08/08 信息来源：

编者按：一个主题，三次会议，五年时间。

2009年，中国石油上游业务为提升发展质量，转变发展方式，夯实发展根基，适时启动了历史上最大规模的注水专项治理工作。

5年来，上游业务边推动边总结，矢志不渝加强注水管理，中国石油13个油田平均自然递减率从2008年的13.84%下降到2013年的10.42%，油田开发各项技术指标均达历史最高水平，促进了整个上游业务质量效益发展。

上游历来是“头”字号业务。它是整个油气产业链的源头，更是实现提质增效的龙头，贡献着中国石油90%以上的利润。上游业务的质量效益发展，夯实了中国石油整体质量效益发展的根基。

精细注水取得哪些经验？有什么启示？在推动中国石油质量效益发展方面，注水专项治理如何发挥更重要作用？8月5日至6日，近200名油田开发系统的专家和科研技术人员齐聚北京，总结经验，深入研讨，希望给出答案。

中国石油报特别推出精细注水特别报道，分3期专门对上游业务有效推进精细注水工作展开深度报道。

稳油必先重水

认识转变推动行动升级

根据中国石油2013年社会责任报告，去年全年共生产原油11033万吨。其中，注水开发油田贡献了7414万吨。这一数字能够停留在7字头，受益于油田开发基础年活动和注水专项治理工程。5年间，中国石油油田自然递减率下降了3.42个百分点，注水开发油田每年少递减原油达340万吨以上，为中国石油质量效益发展做出突出贡献。

注水专项治理实践还促进多项技术指标达到历史最高水平。5年间，注水治理促进中国石油水驱储量控制程度由78.5%提高到82.7%，储量动用程度由69.9%提高到72.4%，采出水处理站水质合格率由71.1%提高到95.5％，夯实了油田开发根基。

5年注水治理能取得突出成绩，源于思想大解放，认识大突破，观念大转变。

以往，受投资拉动、外生式经济增长方式和历年产量压力影响，许多油田过度重视新区建设，对老区已有潜力挖掘不足，“重油轻水”的观念在部分油田部分单位较为普遍，注水管理较为粗放，发展方式不精细。

注水治理工程作为油田开发的战略选择以及转变发展方式的重要途径之后，中国石油从思想上下功夫，让各油田意识到精细注水是事关全局的基础工程，是锐意进取的创新工程，是实实在在的效益工程，也是长期的战略工程，从而敦促整个开发系统开始认识大转变。

继大庆油田“四个精细”“五个不等于”之后，长庆油田提出“油上出问题，水上找原因”的工作理念，辽河油田则牢固树立“每一滴水即是每一滴油”的思想，青海油田也确立“今天的注水质量是明天的原油产量”的思路。

各级领导者思想观念率先转变，注水工作得到前所未有的高度重视。经过几年持续推进，各油田公司像抓原油生产一样抓注水，促进精细注水理念逐步深入人心，油田开发系统逐渐形成稳油必先重水的共识，能够做到油上出问题，水上找原因。

现在，精细注水已经从领导的强力推动逐渐转变为全员的自觉行动，各油田主动学习大庆精细注水经验，创造属于自己的经典案例。辽河静安堡油田治理后，老井自然产量从44.1万吨回升到54.6万吨，相当于少打71口新井，节约投资12亿元。有70多年开发历程的玉门老君庙油田，经过治理连续3年保持油田稳产。

管理落实责任

长效机制保障战略工程

精细注水，5年持续不断推动并且取得突出成果，更归结于韧劲。正如此次会议上提出的：“精细注水是看准的事，必须持之以恒抓到底。”

事实上，从启动开始，中国石油就将注水治理列为长期工程，力求推进其管理的常态化，力求建立精细注水长效机制体系。

完善组织架构，逐级落实责任，是长效机制的重要保障，比如水文章做得最精细的大庆油田，其水系统管理人员多达218人。在勘探与生产分公司推动下，各油田公司也纷纷加强组织机构建设，成立以主管油田开发工作的副总经理为组长的注水管理机构。开发部门成立了注水管理科，设置注水管理岗位；各采油单位设立专职负责注水管理的副厂长（或总工程师），研究院、采油院成立相应的注水技术支撑组。通过设置岗位，明确责任，保障注水工作顺利推进。

通过建章立制，全面推行以制度约束注水工作的管理模式。在注水专项治理工作中，各油田公司结合实际建立完善注水管理制度和技术标准，涵盖方案、工艺、测试与调配、水系统管理和基础工作管理的所有环节，还把注水主要技术指标纳入油田公司和采油厂年度工作业绩考核，定期逐级检查。由此，注水工作实现了全过程、全方位的制度化管理。大港油田制定的“油田注水与油藏管理指标考核办法”中，油田注水与油藏管理指标占采油单位业绩权重的13%至15%，这极大地调动了员工积极性。新疆油田开展了注水井合理周期研究，不同类型油藏分注井合理测调周期从30天到240天不等，促进了科学注水。

各油田在健全注水管理体系、构建长效机制上花心思、下功夫、动真格，除注水组织机构、规章制度外，还围绕技术创新、人才培养、队伍建设、装备配备和资金保障真抓实干，精细注水的长效机制已初步形成。

集团公司上游业务运用精细油藏描述等多种科技手段推动注水专项治理工作。图为中国石油勘探开发研究院科研人员在进行高含水老油田精细注水方案优化研究。 余海 闫建文 摄

科技延伸视野

精雕细刻助力油田稳产

精细注水是油田开发工作最基础、最成熟、最具潜力的技术。这在5年不凡推进路中得以反复印证。也是在这一过程中，油田开发大军不断在注水技术攻关方面取得新成果，部分技术还取得突破性进展。

要想把水注好，地下情况摸得越清越好。5年来，精细油藏描述研究不断取得新突破，像给人们戴上了更高倍数的“地宫探视镜”，使精细注水调控不断向新领域拓展，为油田注水开发上水平提供源头支撑。深化精细油藏描述研究，注采系统完善精细到单砂体，提高注水方案调整的针对性和精准性；量化细分注水标准，充分挖掘各类油层潜力，让油层“喝够水”也“喝好水”；建立精细分层注水效果评价体系，为优化方案提供系统、规范的内容和论证依据。

地下情况摸得越清越好，水也要注得越细越好。这5年，借助分注工艺的重大突破，测调效率大幅度提高。具有划时代意义和革命性成果的高效测调技术，能大幅度提高测调效率。创新发展的桥式偏心分注工艺，解决了多级细分注难题；桥心同心分注工艺的创新性突破，解决了大斜度井分注与测调难题。超深井分注工艺的发展，让分注井深突破5000米，为水往深处走增添了信心。

注水开发不能一劳永逸，既要“驱”，也得“调”，实现高效开发。借助深部调驱配套技术创新发展，高含水油田精细挖潜技术空间进一步拓宽。目前，新疆六中区克下组、七中区克下组两个股份公司级试验区已完成了现场施工，累计增油5.4万吨，提高采收率5.1个百分点。

5年精细注水工作的持续推动，为油田开发向技术要质量、要效益增添了新的内涵。

成绩斐然，责任不减。精细注水工作只有起点，不设终点。现在，距离“十二五”末实现油田自然递减率控制在10%以内的工作目标仍有一些差距，中国石油也对“十三五”精细注水工作提出了更高的要求。站在新起点上，期待精细注水这一基础工程和效益工程再上新台阶。

数说

1256万吨

中国石油油田自然递减率由2008年13.84%下降到2013年10.42%，相当于每年少递减原油340万吨以上，2010年至2013年累计少递减原油1256万吨。若这些少递减的原油靠打新井弥补，则需要每年多建产能600万吨，多投资300亿元。

7414万吨

截至2013年年底，注水开发区块覆盖地质储量120亿吨，与2008年年底相比增加了19亿吨，年产油达到7414万吨（不包括三次采油）。

82.7%

5年来，采注井数比由2008年的2.8比1下降到2013年的2.2比1，水驱储量控制程度由78.5%提高到82.7%，双向以上连通比例由78%提高到82%。

72.4%

水驱储量动用程度由69.9%提高到72.4%。注水井分注率达到66.65%，提高了5.66个百分点；分注合格率达到86.77%，提高了4.47个百分点。

95.5％

采出水处理站水质合格率由2008年的71.1%提高到95.5％，井口水质合格率由2008年的58.8%提高到85.1％。

历程

2009年，中国石油上游业务启动以“注够水、注好水、精细注水、有效注水”为主题的油田开发基础年活动。

2011年，中国石油油田开发基础年及注水专项治理工作现场推进会在大庆油田召开。会议深入学习大庆精细注水开发经验，总结交流各油田典型经验和做法，提出要不断转变开发观念，落实注水保障机制，持续推进技术进步，推动注水开发工作转入常态化管理。

2012年，中国石油注水专项治理工作推进会在辽河油田召开。经过3年专项治理，所属油田自然递减率平均下降2.61个百分点，含水上升率下降到0.49%，各项开发指标均创近10年来最高水平。中国石油提出要像重视原油产量一样重视注水工作，着力完善精细注水长效机制，不断夯实老油田稳产基础，提升油田开发水平，为上游业务健康发展做出更大贡献。

2014年，中国石油精细注水推进会在北京召开。提出“十三五”期间要全力推动精细注水工作再上新台阶。具体目标是，原则上油田自然递减率和含水上升率不升，分注率、分注合格率、井口水质合格率、老油田水驱储量控制程度和动用程度稳步提高，老油田采收率至少再提高一个百分点，增加可采储量1.5亿吨以上。（王晶）

观点连线

话题之一：

精细注水为油田发展带来什么？

注水工作是油田开发的基础性工作，也是核心工作。注水是投入最少、效果最好的一项“工程”。这是一项长期的工作，效果不是立竿见影的，但回报是长远、可持续的。强力推进注水工作5年来，除了带来产量上的持续增长外，新疆油田从上到下统一思想，加深了对注水工作的认识，为新疆油田进一步发展增添了动力。注水工作无法单独开展，需要整个油田开发系统的共同推进；推进精细注水工作，对油田开发良性秩序的建立也产生积极的影响。此外，注水工作还可以推动开发系统的持续技术进步。每个油田不同时期面临的问题不同，所处境况也不同，新的问题不断涌现，对精细注水的要求越来越高。这些都需要由技术不断革新、不断进步来支撑。

（新疆油田公司副总经理 朱水桥）

对油田来说，只要能注进水，注水就是最有效、最经济的开采方式，具有普遍适用性。从成本来看，水是价格最便宜、来源最稳定的原料之一；从历史发展看，注水开发是最成熟的开采方式。以大庆油田为例，注水开发贯穿了大庆油田的发展历程，油藏、地面管理等各个方面，大庆油田都有经验丰富的队伍，能够以最小的投入收获最大的经济效益。因此，注水也是油田开发降本增效最好的做法。

注水专项治理工作给油田开发理念带来了变化。以前油田开发只重油不重水，现在要想出油先注好水的理念深入油田上下，员工能够做到像爱护眼睛一样爱护水井，注水工作的主动性大大增强，实现了“要我做”到“我要做”的转变。

（大庆油田公司开发部主任 王凤兰）

话题之二：

推进精细注水瓶颈在哪里？

要想进一步推动精细注水工作，一要突破思维定式。辽河油田以稠油开发为主，开发方式研究以SAGD等居多。有些人认为注水比较简单，其实注水工作本身是很复杂的工作，不能想当然觉得简单，就不重视对注水的研究。

二要完善相关技术配套发展。随着注水工作的深入，相关技术发展不配套的问题就凸显出来了。注水和相关配套技术要齐头并进，共同发展。

三要优化投入。如何在有限的投入里，优化资金流向，实现更好的投入保障，这需要深入研究。

四要各种开发方式相匹配。辽河油田除注水开发方式外，还有蒸汽驱、火驱等多种开发方式需要发展，要统筹兼顾，科学匹配。

（辽河油田公司副总经理 任芳祥）

话题之三：

5年推进工作形成哪些技术？

在工艺方面，大庆油田近几年主要在两个方面实现了突破。

一是高效测调技术。以前，大庆油田一年进行2次测调，后来调整为一年3次，工作量大幅增加，必须提高测试效率。大庆油田成功研发高效测调技术，测试周期从8天左右一口井，降至2天。

二是细分注水工艺。大庆油田是非均质油田，渗透率差异比较大，要实现高渗透层控制注水，低渗透层加强注水，必须大力发展细分注水技术。大庆油田成功研制了逐级解封封隔器，实现了常规作业条件下多级细分调整，大大降低了作业成本；研制了小卡距细分注水管柱，使两级配水器最小间距从6米缩短到2米，局部可达0.7米；在小隔层细分注水工艺方面，研制了双组胶筒封隔器与长胶筒封隔器，0.5米的隔层也能实现密封。大庆油田通过这三项工艺，解决了小卡距、小隔层限制多段细分注水难题，实现精细注水。

（大庆油田公司采油工程研究院院长 杨野）

长庆油田在精细注水工艺方面起步比较晚，2009年以前进展缓慢。开展注水专项治理工作以来，长庆油田首先引进了大庆油田桥式偏心分注技术进行试验，并根据自身“定向井、小水量、深井”的特点，在原有技术基础上，不断完善，创新研发新一代桥式同心分注技术，测调效率和成功率大幅提升，测调时间由1天缩短到8小时，拓宽了分注工艺在大斜度井、多层小卡距、采出水回注井的应用范围，解决了定向井小水量测调效率低、误差大等问题。短短两年时间，已经在1000多口分注井应用成功。

技术探索无止境。如今，长庆油田数字式分注技术正处于试验阶段，能够实现自动测试调配，实现精确注水，注水参数实时监测，大幅减少工作量，提高工作效率。这也是精细注水工艺未来的发展方向。

（长庆油田公司油气工艺研究院院长 慕立俊）

话题之四：

高效推进最重要因素是什么？

青海油田采油三厂90%以上的原油产量得益于注水开发，做好精细注水工作不但是重要的而且是必要的。采油三厂所管辖的油田均在海拔3000米以上，山高坡陡，水资源稀缺，精细注水工作面临着不少挑战。因此，精细注水对采油三厂来说，不只是一个口号、一个理念，而是需要通过行动扎扎实实落实到每一个工作环节中。所以，在现场管理、水质管理、配套工艺更新等方面，采油三厂时刻以精细为纲领，把工作做精做透。扎实，是精细注水工作能高效推进的一张王牌。

（青海油田公司采油三厂厂长 鲍远敦）

执行力十分重要。思路再漂亮，方案再完美，没有一个团队去执行就等于零。基于这个认识，吐哈油田温米采油厂制定了一个注水工作与干部面子、票子、帽子挂钩的考核办法。

采油厂每月根据9大指标体系对下属各个单位进行评分考核，严格兑现。在高效的管理机制下，执行力大大提升，也让员工尝到了甜头，投入产出比逐年攀升，为注水工作的进一步推进奠定了良好基础。

（吐哈油田公司温米采油厂厂长 周自武）

推荐第9篇：油田会战注水队事迹

大芦湖管理区注水站担负着大芦湖区块水质注入任务，会战以来来，注水站以采油厂开展的上产会战活动为契机，立足岗位，严细管理，务实创新，以优良的作风保证了大芦湖区块的注水任务。

在会战期间，注水站主要进行了以下工作： 1， 严格管理好水质

会战期间注水站为确保水质达标，完成注好水的任务，清罐2次，清理单泵过滤网16台，冲洗上水管线8条，

2，做好泵类设备的维修保养工作

注水站的多台台注水泵使用多年，老化的设备要维持正常的生产运行，就要付出双倍的劳动。在注水设备日常管理中，始终坚持“检查及时，保养到位，维修合格，记录准确”十六字管理方针，取得了很好的效果。设备的保养是设备管理的重点，注水站严格执行“清洗、润滑、调整、紧固、防腐”十字作业法，做到日常保养与专项保养相结合，不拖不欠，设备承包到个人，实行专人管理和目标考核，在维修上，一方面不等不靠，加大维修力度，另一方面，不断进行技术培训和经验交流，提高维修水平;在反映设备运行状况的数据录取上，更是一丝不苟，真实反映每台设备的实际情况，为维修保养，提高可靠的依据。

3，优化开泵数量，节电效果突出

注水站是管理区的耗电大户，又是节电降耗的重点岗位，在节电上下功夫，成了当务之急。要是能在保证正常干压，注水量合理的情况下停开一台泵，这样一年下来可不是笔小数!站长何亮带领员工研究、摸索，凭借前期设备整修带来的效果，使多台住水泵恢复了最佳注水效率，并且积极和采油班站协调，优化注水量，少开泵2台，同时，电工刘强也积极开动脑筋想办法，修复了变频器故障两台，恢复了多处自动化仪器，起到了降低电量消耗和职工工作量化的良好效果。

4，积极进行128注加药剂的准备工作

128区块加药剂注水工作开展以来，注水站共计卸药剂150桶，连接管线50余米，整改线路多处，积极配合采油厂及管理区做好加药工作。

推荐第10篇：企业文化、注水宣传标语[版]

1、延长石油 能源新事业的创造者。1块

2、延长石油，源远流长。延长石油，三秦脊梁。1块

3、延长石油 中国陆上石油工业的开拓者。1块

4、预防保养按时做，生产流畅不会错。3块

5、创造舒适工作场所，不断提高工作效率。1块

6、注上水、注够水、注好水、精细注水。3块

7、积极进取 勇于争先 精益求精 勤学苦练。3块

8、爱国爱企敬业守法守纪遵章 尚德明礼诚信勤勉好学自强。3块

9、埋头苦干尽责开拓创新担当 同心发展企业快乐奉献延长。3块

10、一滴滴油花汇成河一副副肩膀筑成山。1块

11、普及消防知识 增强防火观念 注意用电安全、防止事故发生。3块

12、生命至高无上 安全责任为天。3块

13、技术是基础 管理是动力。1块

14、科学管理 周密协调 精心操作3块

15、遵章守纪 安全生产 爱企如家 团结奉献3块

16、推行5S现场管理：清洁，整理，整顿，清扫，素养。1块

17、树立企业安全形象，促进安全文明生产。1块

18、今天工作不安全、明天生活不保障。1块

19、安全来自长期警惕，事故源于瞬间麻痹。3块 20、提倡绿色生活 实施清洁生产。1块

1、加强基础地质研究、实现精细勘探开发。

转变油田开发方式、全面推进科学注水。

2、油田要稳产,注水是基础,油井是关键。

3、做好注水管理工作，为油田负责一辈子。

4、注够水、注好水、精细注水、有效注水。

5、油上出问题，水上找原因。

6、细分注水单元，细化注水层位，精细注采调控。

7、科学制定注水技术政策，优化注水调控对策，强化注水过程管理和注水效果分析与评价。

8、精细油藏研究，深化技术创新，提升发展能力；

精细注水管理，深化管理创新，提升发展实力； 精细人本管理，深化文化创新，提升发展活力。

9、大力推进注水开发，提高油田整体开发水平。

10、转变油田开发方式，推动油田科学内涵式发展。

11、精细注水管理，深化管理创新，提升发展实力。

12、注水水质是注水开发的生命线。

13、注水管理工作的核心是水质和水井。

14、精细地质研究、精细注水开发、精细挖潜改造。

15、注入清源、开采希望。

16、注水先行、油水并重。

17、注水水质是实现油田高效开发的关键。

18、把水量当产量来管，把水质当措施来抓，不断提高油田注水开发水平。

19、精细注水是油田开发的灵魂，是提高油田开发水平，实现油田稳定发展的必由之路。

20、开发“低渗透、低压、低产”油田，必须把注水管理工作放在头等重要的战略位置来抓。

第11篇：油气田注水站监控系统

题 目注水站监控系统设计

学生姓名 教学院系 专业年级 指导教师 单 位

雷 宇 学 号 0607030206

电子信息工程学院 自动化 2006 级

罗 敏

职 称

讲师

电子信息工程学院

职 称 辅导教师 单 位

完成日期 2010 年 6 月 1 日

本文主要阐述了基于现场总线的油田注水站监控系统的设计。在分析了注水站的 工艺流程、技术指标、设备使用等情况之后，提出了整个监控系统基于现场总线技术 的总体方案。并运用美国罗克韦尔自动化公司产品、现场总线控制系统技术和从现场 底层到管理层的软件技术来实现整个监控系统的设计。

1.控制系统网络结构的设计：主要采用分布式 I/O远程控制方式，构建罗克韦 尔两层网络——工业以太网(Ethernet/IP)、控制网(Control-Net)，采用具备以太网 通信接口的Logix5555处理器，完成底层I/O操作和系统管理等功能，并在此基础上 组建了以Ethernet/IP为主的现场总线控制网络。使用RSView32编制人机界面，以 实现注水站现场设备仪表信号的采集、处理，实现注水工艺的全线自动化控制。

2.在注水量控制中采用PID控制：运用Logix5561处理器中的PID指令，实现 在注水过程中的闭环控制，使得注水量稳定在设定值。处理器通过计算注水量设定值 （SP）和实际过程中注水干线出口流量值（PV）的偏差（E）,通过运行PID指令，处 理器把输出信号传送给调节阀（CV）以调节阀门开度。同时，可以通过调整Kp、Ki、Kd值对PID控制进行调整。

3.系统软件设计：本系统软件设计使用RSLinx软件实现网络通信驱动和服务；使用梯形图编程软件—RSLogix5000对Logix5561处理器编程；使用RSNetWorx软件 对控制网进行网络预订；使用RSView32软件对系统进行组态和提供监控和人机界面。

本系统实现了注水站监控系统的自动控制和实时监测，满足了该注水站的生产技 术要求。

关键词：注水站；监控系统；Rockwell两层网络；RSLogix5000；RSView32；PID

This article focuses on the field bus-based control system of oil field injection station.After analyzing the situation such as the technological proce, technical indicator, equipments etc.of Water-injection Pumping Station, an overall scheme based on Filed bus technology of the whole monitoring system is proposed.In the research field bus control system technology and PLC control technology based on the use of American Rockwell Automation products, the use of fieldbus control system technology and management from the field to the underlying software technology to achieve this control system.1.Control System Network Structure: The main study of the distributed I/O remote control, two-story building Rockwell NetworkRSLogix5000, on Logix5561 proceor programming; after the use of RSNetWorx software for network control network Book; Finally RSView32 software systems and provides monitoring and configuration user interface.This system realizes automatic control of water injection station monitoring system

Keywords: Injection Station；Monitoring System；Rockwell two-tier network； RSLogix5000；RSView32；PID

1绪论...................................................................................................................................................1 1.1注水系统的现状及研究意义 ............................................................................................1 1.1.1注水采油在油气田开采上的重要作用.................................................................1 1.1.2国内外油田生产自动化技术应用现状.................................................................1 1.1.3注水站监控系统的研究意义....................................................................................2 1.2研究目的和主要内容 ..........................................................................................................3 1.2.1研究目的..........................................................................................................................3 1.2.2主要研究内容.................................................................................................................3 1.3设计任务与要求....................................................................................................................4 1.3.1设计任务..........................................................................................................................4 1.3.2技术要求..........................................................................................................................4 2注水站总体设计 ...........................................................................................................................6 2.1注水站工艺流程....................................................................................................................7 2.2注水站所应满足的工艺要求 ............................................................................................7 2.3系统总配置..............................................................................................................................8 3注水站监控系统总体设计 .......................................................................................................11 3.1系统设计要求.......................................................................................................................11 3.2系统方案设计.......................................................................................................................11 3.2.1信号采集的模拟...........................................................................................................11 3.2.2工业网络架构设计.....................................................................................................13 3.2.3注水控制思路...............................................................................................................15 3.3系统功能设计 .......................................................................................................................18 4系统硬件设计..............................................................................................................................19 4.1设备层配置............................................................................................................................19 4.1.1仪表选型........................................................................................................................19 4.1.2阀门选型........................................................................................................................20 4.2控制层 PLC模块配置.......................................................................................................22 4.3管理层配置............................................................................................................................24

I

系统软件设计..............................................................................................................................25 5.1软件设计流程 .......................................................................................................................25 5.2通讯组态设计.......................................................................................................................25 5.3梯形图编程设计...................................................................................................................26 5.3.1创建控制器文件..........................................................................................................27 5.3.2配置 I/O ..........................................................................................................................27 5.3.3梯形图程序编写..........................................................................................................31 5.3.4 Tag（标签） ..................................................................................................................32 5.4组态设计 ................................................................................................................................33 5.5人机界面组态软件设计....................................................................................................35 5.5.1创建工程........................................................................................................................35 5.5.2建立 OPC通讯 ............................................................................................................35 5.5.3创建标签和标签库.....................................................................................................36 5.5.4标记的报警配置..........................................................................................................37 5.5.5数据记录配置...............................................................................................................39 5.5.6监控画面组态...............................................................................................................41 5.5.7创建趋势曲线...............................................................................................................42 5.5.8组态系统安全...............................................................................................................43 6监控系统的 PID控制方案.....................................................................................................44 6.1控制目标 ................................................................................................................................44 6.2注水系统自动调节 .............................................................................................................44 6.3参数设置 ................................................................................................................................45 6.4 PID控制参数整定...............................................................................................................46 6.5 MATLAB仿真......................................................................................................................47 6.6 PID控制程序设计...............................................................................................................48 7电机的变频调速 .........................................................................................................................51 7.1变频调速 ................................................................................................................................51 7.2系统总体结构.......................................................................................................................51 7.3执行机构 ................................................................................................................................52 7.4 POWERFLEX40变频器 ........................................................................................................53

II

功能的实现 ............................................................................................................................53 8系统调试及实现 .........................................................................................................................55 8.1问题分析与解决..................................................................................................................55 8.1.1 PID算法的实现............................................................................................................55 8.1.2控制网规划 ...................................................................................................................55 8.1.3监控画面的制作..........................................................................................................57 8.2系统实现的性能...................................................................................................................59 9总结体会 .......................................................................................................................................62 9.1总结...........................................................................................................................................62 9.2心得体会.................................................................................................................................62 谢辞 ...................................................................................................................................................64 参考文献 ............................................................................................................................................65 附录一：所有监测点应满足的工艺要求以及动作...................................................67 附录二：流程图......................................................................................................................68 附录三：数据采集程序 .......................................................................................................69 附录四：数据采集物理端口分布 ....................................................................................74 附录五：标签及数据源对应表 .........................................................................................75 附录六：系统运行效果 .......................................................................................................77 III

1 绪论

1.1注水系统的现状及研究意义

1.1.1注水采油在油气田开采上的重要作用

油田注水是一项复杂的系统工程，它是以注入水的水质处理和水质稳定为手段， 以保护油层为基础，达到保持油层压力，实现油田稳产增产的目的[1] 。

水压驱动方式是各种驱动方式中采收率较高的一种驱动方式，为了高效率的从油 层中采出原油，我国油田大都采取了注水开发的方式[2] 。

向油层中注水除了可使油田成为水压驱动，从而提高原油采收率以外，还可以提 高油田的开发速度。当油田含油面积很大时，由于外排井的遮挡作用，一般边水影响 到的范围是 2～3排井，因此，油田内部井排的地层压力将逐渐减少，在保持井底压 力一定时，井的产量减小，油田开发速度就低。为了得到较高的采油速度，必须在油 藏腰部、中心和边部进行 注水。

向油层注水不仅能增加原油采收率，提高开发速度，而且还可以延长油井的自喷 采油期，因而也是降低原油成本的重要途径。

注水系统是由若干个子系统组成，包括水源和供水系统、水处理系统、地面注水 加压系统、注水井井下工艺系统等。每个子系统又包括若干环节。注水系统中的各个 环节由管道连在一起，形成一个连续的、密闭的水力系统。系统中的厂、站、井通过 管道连成网状，组成一个相互制约、相互影响和不可分割的整体。

油田地面注水系统是油田注水系统的重要组成部分。地面注水系统工程的设计不 仅在很大程度上决定了注水工程总的基建投资，而且决定着注水系统整体运行成本。

[3] 1.1.2国内外油田生产自动化技术应用现状

目前，国外大石油公司普遍实现了油田生产自动化管理，单井包括地面、地下的 主要生产参数均实现了自动化采集和自动开关井;注水站系统基本实现了自动化数据 采集和生产过程自动化控制，百万吨油田的操作人员在 50人左右。可以说，油田生 产自动化在国外已经应用十分成熟和普遍。

国内，早在六十年代，就开始研究油田生产自动化系统，三十多年来，国内先后 有数十家科研院所参与过此类系统的开发，有不少油田多次安装过各种测控系统。然 而，由于现场工作环境恶劣、技术指标达不到、设备防盗能力差、科技含量低、产品

1

化程度低等原因，产品在实际应用中效果不佳。九十年代初期，我国西部的吐哈、塔 里木、海上等新开发油田，由于建设的高起点，他们引进了国外的自动化系统，也取 得了较好应用效果，百万吨油田的操作人员基本控制在100人以内。东部几个大油 田在九十年代后期开始开发应用自动化技术，但由于受资金和政策等因素的制约，一 般都是小规模和试验性质的。近年来，进展明显加快，未来几年资金投入将大幅度提 高，油田生产自动化系统的规模和档次将会有一个飞跃。

[4] 1.1.3注水站监控系统的研究意义

胜利油田年生产原油 2700余万吨，为全国第二大油田，投入开发已经超过 40 年，其各类集输、注水站已达500余座，由于受当时建站技术、资金、环境等各方面 因素的限制，注水站建设水平不高，特别是在自动化技术装备方面比较落后，严重制 约了油田生产，胜利油田从 2000年开始着手对集输、注水站生产自动化监控系统进 行研究应用，本设计以胜利油田桩西采油厂某注水站为研究对象[23] ，设计具有以下意 义: 对油田集输、注水站重要生产环节实现自动监控，达到节能降耗目的。桩西采油 厂是一个年生产原油90万吨的中等规模的油气生产企业，仅电费就达6600万元/年， 占采油厂总成本的22%，其中注水站占总电费的40%左右，达到每年2600余万元。从近阶段来看，提高注水站效率是目前油田最大的降本增效点，要真正实现这一目标， 以实现节能降耗，最有效的方法就是实现注水站重要生产环节的自动监控。

注水站生产过程实现自动化管理后，能够提高泵站生产管理及运行水平，主要表 现在: 1.现场生产管理人员通过实时监控站、库各个生产过程的生产参数，能够及时 分析各个生产过程的工作状态，可以预测并发现生产过程中出现的问题，能够大大提 高油田站、库的生产运行质量。

2.通过对历史数据的综合分析，可以掌握本站的生产运行规律，减少生产事故 的发生，大大提高站、库的安全生产系数，有利于提高站、库的生产运行时率。

3.上级有关部门经授权通过局域网及时掌握现场生产的第一手资料，便于对现 场生产的指导，提高管理水平。

4.对注水站生产参数实现自动采集后，可以减少大量的现场值班人员，同时较 大幅度降低了现场工人的劳动强度，有利于油田减员增效。

5.实现注水站生产过程的全自动化监控，对建成环保、节能、运行效率高、自 动化管理水平高的智能化、数字化的油田站有着重要意义，它同时也是数字化油田建

2

设的重要组成部分。

1.2研究目的和主要内容

1.2.1研究目的

本设计主要研究采用分布式I/O远程控制方式，构建罗克韦尔两层网络——工业 以太网(Ethernet/IP)、控制网(Control-Net)，以罗克韦尔 ControlLogix5561控制 器作为主控制器，并在此基础上组建了以罗克韦尔公司的 ControlNet为主的现场总 线控制网络。采用RSLogix5000软件进行程序设计，采用PID控制方式实现恒流注水， 使用电机变频调速用以控制注水泵排量，还可以保证注水干管压力稳定。使用 RSView32编制人机界面，以实现注水站现场设备仪表信号的采集、处理，实现注水 工艺的全线自动化控制。

1.2.2主要研究内容

本设计主要研究内容如下: 1.注水系统工艺过程分析。

设计的研究对象是注水站，所以首先对注水站的生产工艺过程进行系统分析，确 定各个环节的检测和控制参数。

2.确定注水系统的控制方案

按注水系统机器设备在石油生产工艺流程中所处的地位以及自身特点不同，分别 设计相应的控制方案，以确保注水品质保障系统安全、平稳运行。

3.注水系统的总体设计

采用 FCS+ PLC的控制方式。系统设计的基本原则是：实时监控、动态管理；功 能丰富、使用方便；效果良好、稳定可靠。

4.以PLC为核心的软件设计

1)选用美国A-B公司的ControlLogix系统

ControlLogix系统不仅是一个 PLC系统，而且它的结构体系更是一个技术先进 的控制平台。和传统的 PLC不同，ControlLogix系统是模块化的，可以根据实际应 用来选择合适的存储容量、处理器的个数、网络和I/O模块。

编制PLC梯形图，对现场各种参量（温度、压力、液位、流量等）实施监控，对 采集到的数据进行快传和数据共享，实现对流程的控制。

2)选用美国A-B公司的Logix5000处理器

[6]

[5]

Logix5000处理器是安装在 1756框架的高速单槽处理器，最大 I/O点数达到 12800个数字量或4000个模拟量，处理速度为ms/k逻辑指令，可使用内存容量7.5MB。 符合IEC1131-3标准的符号寻址，允许在不依赖硬件的情况下，通过在应用程序中使 用符号标识数据，支持多达40个字符的长文件名和变量名。

5.选用美国A-B公司的现场总线网络通信系统

美国A-B公司开放式自动化系统结构中，包含有结构的网络通信系统，即控制网 和信息网。网络共同构成了罗克韦尔自动化先进的工业网络平台——NetLinx。

[7] 6.在流量控制中采用PID控制 指令，实现在注水过程中的闭环控制，使得注水 调用Logix5000处理器中的PID量保持在希望的设定值。

7.采用RSView32软件进行监控器界面编辑

注水监控主机监控程序采用RSView32设计，具有强大的监视、控制和管理功能。 同时完成数据报警、趋势曲线、数据记录、数据查询、信息提示、安全防护等功能。

1.3设计任务与要求

1.3.1设计任务

1.提出注水站监控系统的设计方案；

2.压力、流量、液位、温度等信号的模拟电路板的设计；3.搭建罗克韦尔两层工业控制网络，系统配置选型；

4.用RockWell的RSLogix5000编程软件编辑压力、流量、液位、温度等数据 采集服务程序；

5.实现恒流PID控制，电机转速的变频控制；

6.用 RSView32软件建立增压站组态画面，并实现实时报警、趋势走线、事件 记录等功能；

7.用OPC通讯机制，实现三维力控软件和RSLogix5000之间通讯；

1.3.2技术要求

桩西采油厂日产液量11000～11500m，日产油量700—800吨，产出污水10000～ 10500m /d，已经处于高含水期。目前有注水井 151口，正常齐井 90～110口，日注 水量 12000～13000m /d，其中沙三高压注水井利 5座注水站，注水量为 5000～

[8] 5500m /d 。

3 3 3 3

4

温度系统:油田共录取12口井12层地温资料，地层温度42.8～78.9℃，地温梯 度平均5.41℃/100m，测试深度在707.0m～1668.4m，属较高地温梯度油藏。

压力系统:油田共有 7口井 7层实测压力资料(包括两口水井)，测深 707.0m～ 1668.4m m，实测压力在 13.8～14.2MPa。各构造的水压梯度基本统一，压力系数为 0.63～0.73，属于欠压压力系统[9] 。

被控设备：ZDS120-180注水泵，额定流量：Q=150m 3 /h，转速为 2980r/min，配 用YKK730-2电机，其额定功率为1250kW，转速为2980r/min，额定电压：10kV；水 罐容量为5000立方米，注水压力为15.5～17.2Mpa。

5

2 注水站总体设计

注水站由储水罐、供水管网、注水泵房、泵机组、高低压阀组、供电配电、润滑

[10] 系统和冷却系统几部分组成。

一般来说，一个油田包括几个采油场，每个采油场都有一个独立的注水系统。在 注水系统中，主要包括以下四个环节。

1.注水泵站

注水泵站的作用是把水源输送来的水进行处理、加压，然后注入输水管网。按水 源不同，注水泵站可分为两种类型，一种是以清水做水源，它对水源送来的水只需进 行简单的处理。另一种则是以从地下采出的油水混合物中分离出来的污水作为水源 的，此时必须对油水混合物进行分离，并对分离出来的污水进行处理，即污水处理部 分和注水部分，其建站投资远远高于单一的注水泵站的投资。另外，每个泵站根据其 担负的负荷量的不同，可配有不同数量的注水泵。

2.中转站

中转站的作用相当于水源，从油井中抽出的油水混合物首先被输送到距离油井较近的中转站，然后再由中转站对其加温、加压、再输送到以从油井混合物中分离出来 的污水作为水源的注水泵站中去。

3.配水间及注水井

注水井是系统的用水负荷，每口井的日注水量由地质部门提供。配水间是管理水 井的操作室，其作用是对注水井实行检测和控制。配水间里设有各种与注水井有关的 仪表及注水阀门等。

图2.1油田地面注水系统示意图

4.输水管网

其作用是把泵站加压后的水输送到各注水井，输水管道的规格取决于管道的输水 量及泵站与注水井间的距离。管网有两种基本的联接结构，即树状结构和环状结构。

6

注水技术在我国经过不断的发展和完善，已经形成了高压(32～40MPa)。中压 (20～28MPa)、常压(

[11] 2.1注水站工艺流程

注水站的工艺流程如下图所示：

图2.2注水站工艺流程

来自联合站的污水，用泵打入污水储罐，依据生产指标要求，经喂水泵、注水泵 增压后，通过干线输至配水间，再经控制、计量后分配至各注水井。由图2.2可知， 注水站自动化监控涉及压力、液位、流量、电压、电流等参数。

2.2注水站所应满足的工艺要求

一、注水泵机组保护

1.注水泵进口压力低于0.25MPa报警，极限低压0.15Mpa时报警且联锁停机主 机。

2.注水泵润滑上油压力低于 0.15MPa或高于 0.8MPa报警，极限低压 0.1MPa 时报警联锁停机主机。

3.注水泵出口压力高于19.8MPa及低于16.3MPa报警；高于19.8MPa开启高压 回流阀—截止阀4。

4.注水泵电机润滑油上油压力高于 0.15MPa或低于 0.05MPa报警，极限低压 0.03MPa时报警联锁停机主机。

5.注水泵电机前后轴承温度测量指示报警，注水泵自带前后轴承温度检测铂热

7

西南石油大学本科毕业设计（论文）

电阻，本设计配套二次仪表显示其温度值，温度高于75℃报警且联锁停机主机。

6.注水泵电机定子温度巡回检测报警，电机自带定子温度巡回检测铂热电阻， 每台电机A、B、C三相定子绕组各装三支，其中每相都有一支为备用，其余六支接入 设备自带的定子接线盒中。系统设计配套二次仪表，将每支定子温度检测铂热电阻接 至仪表上，进行巡回检测，温度高于 100℃报警。极限高温 125℃时报警联锁停机主 机。

二、润滑油系统油压保护

润滑油系统有两套分别负责为注水泵轴承和电机轴承润滑。

1.润滑油泵的出口压力低于0.15MPa报警，极限低压0.1MPa时报警且自动启动 注水泵润滑油备用泵。

2.润滑油箱，液位高于5.6m或低于5.3m报警。

3.冷却水出水压力低于0.2MPa报警，极限低压0.15MPa时报警且停注水泵。4.3000m水罐，液位高于15m或低于4m报警。

三、流量压力计量部分

1.注水流量范围130～180m3/h。压力范围13.7～15.5MP。极限低流130m3/h时 且极限低压16MPa时报警，极限低流125m3/h时且极限低压14MPa时报警联锁停机主 机；极限高流180m3/h时且极限高压17MPa时报警，极限高流185m3/h时且极限高压 17.5MPa时报警联锁停机主机。

2.油层压力指示。压力范围13.7～15.5MP。极限低压13.7MPa时报警联锁停机 主机，极限高压15.5MPa时报警联锁停机主机。

所有监测点应满足的工艺要求以及动作见附录一。 3 2.3系统总配置

8

本设计的主要内容为注水站监控系统设计，因此必须考虑注水站设备的配置问 题，下图为整个系统的配置框图。各管管径见表2.1。

图2.3系统配置图

其主要设备的配置型号为： 注水泵

型号：ZDS120-180注水泵

额定流量：Q=120m3/h (允许工作范围：70～150 m3/h) 入口压力：P1≥0.1MPaG 扬程：H=1575m 转速：2980r/min 重量：4876 Kg 2．电机

型号： YKK730-2 功率：1250kW 转速：2980r/min 额定电压：10kV 防护等级：IP54 总重量：11400Kg (其中冷却器重量1700Kg，冷却器与电机机箱可以拆卸) 润滑油站：

9

型号：XYZ-125G-T2 供油能力：125 L/min 1.冷却器：

型号：GLC4-11 冷却面积：11m2 冷却水量：10 m3/h 压力：0.2～0.3Mpa 2.油箱：

最大容积：1900L 有效容积：1500L 3.过滤器：

型号：SPL-40X 过滤能力：12m3/h 过滤精度：71μm 4.油 泵：型号 CB-B125/0.4；流量 125L/min；压力 0.4MPa；电机YB112M-4 4KW 5.加热器：型号 GYY-4功率：2KW

表2.1各管管径 使用位置 管径 注水灌出入口水管 150mm 注水泵出入口水管

150mm 汇管 250mm 站内注水干管 150mm 站外注水干管 200mm 润滑油油管 50mm 润滑油回油管 100mm 冷却水水管、冷却水回水管

80mm

3 注水站监控系统总体设计

3.1系统设计要求

对于注水站生产自动化监控系统，从油田生产和实际需要的角度出发，提出了以 下设计要求: 1.先进性。一是系统的总体设计达到目前国内的先进水平；二是设备选型采用 目前国内外先进、成熟的设备；三是软件设计达到国内先进水平。

2.可靠性。一是所有现场仪表具有较强的防爆、防水、防磁、抗震和耐高、低 温特性；二是传感器超量程不损坏；三是设备在正常使用情况下，主要部件平均无故 障时间大于 1年，使用寿命不小于 10年；四是自动控制机构误动作发生率不高于 l/10000。

3.准确性。主要参数(压力、温度、液位等)的计量误差不高于0.5%；各项参数 的年漂移量不大于0.1%F·S；采集误差不高于1/10000。

4.可扩展性。系统设计无论硬件、软件均为模块结构，保证做到设备在添加、调整、扩容等情况下可以方便地扩展。

5.安全性。一是系统采用防爆结构，保证不因系统问题而导致事故；二是软件 对网络访问权限实施多层防护与保密，保证数据的安全；三是系统采用标准化施工， 所有线缆有护管保护且置于地下。

6.共享性。系统全面支持网络，可与局域网、广域网相连，数据可在采油厂局 域网上发布。

7.兼容性。系统的数据格式、通讯模式必须与前期系统兼容。

[12] 3.2系统方案设计

3.2.1信号采集的模拟

在石油工业上注水站需要监视控制的物理量主要有：注水罐液位，注水泵进水压 力、注水泵出口压力、注水泵滑动轴承温度、电机绕组温度、冷却水箱液位、润滑油 站出油压力、润滑油站出油温度、注水流量、注水压力、油层压力、电机转速，调节 阀阀门开度等模拟量的控制和注水罐进水截断阀门、注水罐出口截断阀门、高压回流 阀等开关量控制。由于条件的限制，不能到油气田采集现场实际传感器传感变送过来 的信号，只能通过设计焊接电路来实现对传感器变送过来的信号进行模拟。对于压力、

11

温度流量和液位这些物理量的测量在工业上一般采用以电压信号输出的传感器，在这 通过改变电位器的阻值来改变电压大小，进而模拟温度、压力、流量和液位传感器的 输出信号。

流量、压力和温度模拟信号的模拟电路如图3.1。

图3.1模拟量模拟电路图

通过 USB数据线供给电路板稳定的 5V电源，由电路板输入 RSLogix5000的电压 信号范围为 0～5V，对信号输入模块 1756-IF8参数进行设置，模块具有 A/D转换功 能，可将采集电压真值显示出来。

图3.2模拟量模拟电路版

测量各个参数的变化范围：通过把电位器的电阻值调到极限值，得到关于电路板 上模拟信号的变化范围、RSLogix5000采集数值显示的变化范围和 RSView32动态显 示画面的显示数据变化范围，测量的具体结果如表3.1所示。

12

注水站监控系统设计

表3.1各环节信号变化范围

序

信号名称

号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 注水罐液位 注水泵进水压力 注水泵出口压力 注水泵滑动轴承温度 1#电机绕组温度 冷却水箱液位 润滑油站出油压力 润滑油站出油温度

注水流量 注水压力

电路板信号 RSLogix5000采集 RSView32显示 变化范围 1～5V 1～5V 1～5V 1～5V 1～5V 1～5V 1～5V 0～5V 0～5V 0～5V

变化范围 1～5V 1～5V 1～5V 1～5V 1～5V 1～5V 1～5V 0～5V 0～5V 0～5V

变化范围 2～22m 0.1～1MPa 5～25MPa 10～60℃ 10～150℃ 0.1～7m 0.1～5MPa 10～50℃ 110～190m3/h 12～20MPa 3.2.2工业网络架构设计

本系统硬件采用罗克韦尔两层网络结构即以太网(Ethernet/IP) 和控制网 (Control-Net)、ControlLogix处理器、1794I/O模块搭建监控系统的整体架构，采 用 Netlinx两层网络来控制系统运行具有运行安全可靠，实时性强、操作简便、易 于扩展等优点。它可以减轻网络拥塞，保证控制数据的高效传输，实现无缝的实时控 制、设备组态和数据采集的功能。

网络

控制器

网络

传感器 控制对象 执行机构

图3.3网络控制系统典型结构示意图

一、以太网

本系统采用的是学校现有的罗克韦尔 ControlLogix系统，系统通过传感器采集 各注水站机组的压力、温度、流量、电流、水位等物理量，传感器测量的模拟电信号

13

经过外围电路的初步处理之后传给控制器上的模拟量输入模块—1756-IF8，经模数转 换后（远程模拟 IO模块具有 A/D转换）的数字信息通过 Ethernet/IP（以太网）传 递给Logix5000处理器，经过数据处理按照编写的程序发出相应的执行信息，再通过 Ethernet/IP（以太网）传送到控制其上的模拟量输出模块1756-OF8和数字量输出模 块1756-IB16上的执行机构，一方面控制电动调节阀，通过调节电动阀门的开度大小 控制各泵的排量，一方面直接控制执行机构的启停。对各注水泵出口电动阀的自动调 节使各注水泵处于安全的工作状态。

二、控制网

电机反馈的的模拟电信号经过外围电路的初步处理之后传给远程模拟 IO端口， 经模数转换后（远程模拟IO模块具有A/D转换）的数字信息通过ControlNet（控制 网）传递给Logix5000处理器，经过数据处理按照编写的程序发出相应的执行信息， 再通过 Control-Net（控制网）传送到挂接在远程 IO模块上的变频器，变频器向电 机供电以调节电机转速，进而控制各注水泵的排量，用以控制干线压力恒定。

整个系统的结构如图3.4所示。

14

图3.4监控系统架构框图

3.2.3注水控制思路

注水系统由注水泵群和注水井群两部分组成。本系统注水泵群由2台额定功率为 1250kW的YKK730-2电机控制，提供注水干线管道所需压力和流量。注水井群实现分 布式、分层定量注水功能。同时采用PID控制方式，控制调节阀开度，实现恒流注水。

一、控制思路

15

1.注水泵群可根据注水量要求，能够按照水泵启停操作规程自动调节水泵的投 入和切除数目。

2.为保证平衡注水，应将泵增加变频调控能力，以满足平衡注水对精细调节供 水量的要求，节约能耗，提高经济效益。

3.注水井群接收井口的注水分配量，实现定量注水。Qz f QL,L 



QZ

二、控制流程 1.注水泵投入切除控制

i 1,2,L ,n 

QZi 注水泵

注水总量QZd 投入注水泵数

投入n台注水

图3.5注水泵投入切除控制流程图

注：QZd——单台注水泵注水能力

QZ——注水总量

n——投入注水泵台数取大值

16

2.注水干线压力控制

注水泵

注水总量

n

y

>

n

y

增加注水泵控制 减小注水泵控制

图3.6注水干线压力控制流程图

注： ——干线压力

——允许干线最低压力 ——允许干线最高压力

通过变频调速控制干线压力恒定。 3.水井口注水控制

增加注水泵控制

=

注水控制

图3.7水井口注水控制流程图

注： ——第i口注水井注水流量设定值 ——第i口注水井分配注水流量

17

3.3系统功能设计

1.远程控制:对注水站重要生产环节在本地可实现闭环调节，同时也可进行远程 自动调控；

2.远程监控:采用远程控制方式时，上位机可以监控远程操作的全过程;采用就 地控制方式时，就地可以控制设备的启、停等并有相应的指示，同时上位机可以监控 全过程；

3.生产参数的动态监控:在本地监控站或中心控制站都可以对全站生产过程中 的所有参数进行实时监控；

4.权限管理:因为本系统操作涉及到生产安全、设备安全及人身安全，所以操作 员和管理员操作分别具有各自的权限；

5.其它辅助功能:自动生成生产报表、重要生产参数生产曲线、历史数据查询;实现注水站重要生产参数的自动预警、故障报警。

18

注水站监控系统设计

4 系统硬件设计

根据系统的两层网络结构实现方案，系统地硬件分为设备层硬件、控制层硬件和 管理层硬件。根据石油行业的生产现场实际环境和系统性要求对硬件进行配置。使其 具有高效率的安全可靠机制、高开放性和易扩展性。

4.1设备层配置

4.1.1仪表选型

检测仪表是生产自动化系统最基础、最重要的组成部分之一，其可靠性和精度 直接影响系统工作的可靠性和性能。熟悉检测仪表和执行机构、调节阀的工作原理对 正确地选择、合理地使用和维护仪表，以及正确地设计自动化系统有重要意义。由于 注水站处理介质的物理化学性质、处理量大以及专用处理设备等方面的特点，使得油 田注水站自动化系统中所使用的检测仪表与执行机构与一般生产过程相比有一定特 点和特殊要求。主要表现在：

1.温度

电机和水泵的工作温度都在 80℃以下，而且现场的温度参数值也均不超过 150℃。

2.压力

1)入口压力：

入口压力与储水罐的液位高度有着直接关系，因此可根据水罐最高水位和最低水 位计算得到仪表量程的上下限，而在生产现场：

gh 1.96MPa； 液位最高18米：则最大压力P max 

gh 液位最低4米：则最小压力P min 

0.588MPa； 故差压P  P max Pmin 1.372MPa。

2)出口压力：

在本设计中，要求出口压力控制在16～20MPa，则出口压力测量仪表的量程至少 要大于20MPa。

3.流量

离心泵运行时，电动机输入泵轴的功率Pw轴 为

19

西南石油大学本科毕业设计（论文）

Pw轴 QH/gQH 10 3

p

（4.1）

式中 Pw轴—注水泵输入的功率；p—泵的效率； —输送液体的重度

3 （ N / m）。

又由于

Pw动 （1.1-1.5）Pw轴

取安全裕量为1.2，即且本设计中电机容量为2250KW，则

PW轴 PW动 /1.2 2250 /1.2 1875kW 要使压力控制在16～20MPa，则对应流量的变化范围约为：

258m³/h～300m³/h 综合考虑现场各方面因素，得出大致的被控流量在300m³/h以下。 4.液位

在泵站中，液位检测和压力检测可以归为一类，它们都可以采用差压测量的方法 进行检测。由于正常情况下储水罐的最低液位为6米，最高液位为20米，而且最大 gh 1.96MPa，最小压力P gh 压力P max 0.588MPa。

min 5.转速

在本设计中，转速测量仪表用于测量注水泵和增压泵的转速，考虑到各方面的环 境因素以及额定的转速，拟选用CSY型多功能高精度转速测量仪。

（4.2）

4.1.2阀门选型

根据不同的使用要求，调节阀有直通双座调节阀、直通单座调节阀、碟阀、三通 阀、隔膜阀、角形阀等。

根据流体力学的观点，调节阀是一个局部阻力可变的节流元件。通过改变阀芯的 行程而改变调节阀的阻力系统，以达到控制流量的目的。

1.调节阀的尺寸选择 [13] 调节阀的尺寸通常用公称直径 Dg表示，选择其大小的主要依据是流通能力 C， 它们的关系如表4.2所示。流通能力C表示调节阀的容量，其定义为:调节阀全开， 阀前后压差为 0.1MPa，流体密度为 1g/cm3，时，每小时通过阀门的流体流量。流通 能力C表示了调节阀的结构参数。对于不同口径、不同形式的调节阀，其流通能力也 不同。根据调节的物料量 Qmax、Qmin，流体密度以及调节阀上的压降，可以求得最大

20

流通能力Cmax、和最小流通能力Cmin，再根据Cmax、在所选产品形式的标准系统中， 选取大于Cmax、的并最接近的C值，查出公称直径Dg和阀座直径Dg。

表4.1流通能力C与口径的关系

公称直径 Dg/mm 阀座直径 Dg/mm 流通能力

C 单座阀 双座阀

80 80 80 100

100 100 120 160

10 1.2

20 12 2.0

15 3.2

20 5.0

25 32 12 16

32 32 12 16

50 50 32 40

65 65 56 63 300 303 公称直径 Dg/mm 阀座直径 Dg/mm 流通能力

C

80 80

150 150 250 150 150 250 280 280

400 400 1000 1600 2.调节阀气开、气关形式的选择

所谓气开即当信号压P>O.02MPa时，阀门开始打开，没有气压时阀门是常闭的。 气关式相反，气压增加时阀门关小，没有气压时阀门是常开的。调节阀气开、气关形 式的选择，主要从工艺生产的安全来考虑，当发生断电或其它事故引起信号压力中断 时，调节阀的开闭状态应避免损坏设备和伤害操作人员。在油田联合站的压力、界面、液位等多数控制系统中，多选用气关阀，事故状态时调节阀是开的，防止憋压、跑油 等危险的发生。

3.单座调节阀和双座调节阀的选择

只有一个阀芯的调节阀为单座调节阀，单座调节阀前后压差所产生的不平衡力较 大，使阀杆产生附加位移，影响控制精度，另外在大口径、压力高的场合，单座阀开 关困难，甚至不可控。而双座阀的结构设计是采用双座力平衡原理，阀门在形状过程 中受的不平衡力小，用于油水界面控制和脱水器出口压力控制选用单座阀，而在净化 油外输控制时，由于外输压力高，阀门口径大，选用双座调节 阀。

4.流量特性的选择

调节阀的流量特性指介质流过阀门的相对流量与阀门相对开度之间的关系，即:

（4.3）

式中:Q/Qmax为相对流量，即某一开度流量与全开流量之比; I/L为相对开度，即某一开度行程I与全行程L之比。

流量特性是调节阀重要的特性，它对整个过程控制系统的品质有很大的影响。在 目前常用的调节阀中，有三种典型的固有流量特性，即直线流量特性、快开流量特性、

21

和对数流量特性(或称等百分比流量特性)，分别由相应的阀芯形 状决定的。如图4.1所示。

图4.1阀芯形状与理想流量特性

经对比分析，设备层 (DEVICE NET)检测设备均选用世界一流的仪表，包括 ROSEMOUNI'压力变送器、ABB转子流量计、KROHNE电磁流量计等。这些仪表均为4～ 20mA电流远传智能仪表，信号经隔离安全栅传至PLC。系统采用IS4000系列隔离安 全栅来组建本安防爆系统。IS4000系列隔离式安全栅具有“即插即用(PLUG&PLAY)" 功能，各模块可带电热插拔，便于安装维护。安全栅底板采用双路热备电源设计，可 为20路安全栅模块集中供电并提供电源极性保护、过压保护，大大提高系统可靠性。 下面是系统设备层部分设备一览表。

表4.2设备层部分设备一览表

设备名 智能压力变送器 防爆浮球液位控制器

电磁流量计 止回阀 气动截止阀 调节阀 变频器 安全栅 UPS电源 仪表柜

生产厂家 ROSEMOUNT

BUQK KROHNE 特福隆 特福隆 FISHER 三菱 本安 SANTAT 海洋电气

型号

3051TG-4A2B21BE5M5 BUQK-150-d II bt4—O1 IFM4080K-EX DN2007台

DN150

手动/自动一体，DN250

FISHER V150 FR-F540

IS4016-EX, IS4073-EX,

IS4041-EX Lokva/2h KG-221型

数量 3台 9台 7台 5台 4台 3台 12台 80块 1台 3面

4.2控制层PLC模块配置

22

本系统利用罗克韦尔实验室现有的以太网、控制网两层网络对进行数据的传输， ControlLogix5561处理器作为整个系统的控制核心，通过 1756-ENBT以太网通讯模 块接入工业以太网，从而实现了上位机远程监控的功能。1756-CNB/D模块是用来构 建控制网络的通讯模块，负责数据在控制网上的传输。控制器上的I/O模块连接监控 系统的压力、液位、流量、温度传感器及其执行机构，远程的I/O模块连接变频器， 这样可以很方便的实现多个参数的测量控制、多点测量及多点移动测量。

设备具体配置及功能如下表：

表4.3设备功能表

型号 ControlLogix5561 1756-PA72C 1756-ENBT 1756-CNB/D 1756-OB8 1756-IB16 1756-IF8 1756-OF8 1794-ACNR15 1794-IF2XOF2I 1794-IB10XOB6 PowerFlex40

名称 处理器 电源 以太网适配器 控制网适配器 数字量输出模块 数字量输入模块 模拟量输入模块 模拟量输出模块 Felx IO适配器 远程 IO模块 远程 IO模块 变频器 交换机 双绞线

功能 系统控制 系统供电 以太网数据通讯 控制网数据通讯 以太网数字量输出 以太网数字量输入 以太网模拟量输入 以太网模拟量输出 控制网 IO模块适配器 控制网模拟量输入输出 控制网数字量输入输出

控制电机转速 工业以太网数据转送 以太网通讯媒介 控制网通讯媒介 RG6 同轴电缆

23

图4.2本设计PLC模块接线图

4.3管理层配置

管理层配有至少两台DELL计算机两台，1784-PK'CX (D) Dli+通讯板卡一块，两 台计算器组成局域网通过 TCP/IP协议相联，一台置于生产平台作为混配注水实时监 控系统的监控主机，具有参数监测和控制功能，另一台置于生活平台的通讯室作为混 配注水实时监控系统的监视从机，只具有监视功能，无控制功能。1784-PKTX(D)D11+ 通讯板卡插在生产平台的监控主机的 PCI插槽上，监控主机通过 DF1+通讯板卡在监 控程序作用下访问DH+网上的PLC，实时将PLC采集的模拟量、开关量和报警数据等 信息传送上来，并把控制命令传送给PLC。生活平台的监视从机亦能显示混配注水工 艺流程的监控参数，与监控主机的不同是，监视从机显示的这些参数是从监控主机的 数据库中取得的，而不是像监控主机一样是从PLC中取得的，因而它只具有流程参数 的显示功能，不具备对流程设备的操控功能。

24

5 系统软件设计

5.1软件设计流程

系统软件总体设计流程的过程如下图：

RSLinx 设定通信驱动

RSLogix 编程

RSNetWorx 组态网络

RSView32 人机界面设计

图5.1软件设计流程

本系统软件设计首先使用 RSLinx软件实现网络通信驱动和服务；其次使用梯形 图编程软件—RSLogix5000对Logix5561处理器编程；之后使用RSNetWorx软件对控 制网进行网络预订；最后使用RSView32软件对系统进行组态并提供监控和人机界面。

5.2通讯组态设计

RSLinx是罗克韦尔自动化公司为用户提供的通讯管理软件，可通过该软件选择 一种从计算机到工业控制网络上任一模块的通讯方式，来建立起与工业控制网络上所 有设备的通讯[14] 。

此处进行通信组态的主要目的是配置驱动，本设计配置驱动的主要步骤为： 1.打开 RSLinx通信组态软件，点击 “Configure Driver”。

2.在“availabledrivers（可用驱动方式）”中选择驱动类型“EtherNet/IP Driver”如下图

或“Communications”菜单下的

图5.2选择驱动类型

25

3.在“ConfigureDriver”窗口中，按下“AddNew”,弹出“AddNewRSLinxDriver” 添加所需驱动类型“leiyu”，点击“OK”。出现如下对话框，点击“确定”以太网 的驱动配置就结束了。

图5.3添加驱动器

4.点击或“Communications”菜单中的“RSWho”，就可以看到，就会弹出 整个工业控制网络的树状浏览画面（见下图），其中没有连接到控制网上的模块在该 界面上有个红色的“X”。在上面可以看到每个模块的槽号或节点地址，查看属性及 设备版本号。

图5.4网络配置信息

这样就可以实现计算机和PLC通讯，快速实现远程组态，下载程序和监控等操作。

5.3梯形图编程设计

注水站自动控制系统中， PLC过程控制类型主要有两种:第一种是顺序逻辑控 制。注水系统中要用到大量的泵机，阀门及采油注水的专用机械设备，它们通常根据 规定的时间周期工艺参数条件及相互之间的状态逻辑关系等进行开/停或开/闭控制。 第二种是反馈控制。注水工艺与其它工艺过程相似，也需要在一定的温度、压力、流 量、液位等工艺条件下进行，本系统需要实现恒流注水，以及保持注水干线的压力恒 定，因此需要进行PID控制。

26

这两种控制要求都要通过控制器中梯形图编程来实现，因此使用RSLogix5000 软件编写控制程序，是整个系统实现与否的关键。程序流程图见附录二。

5.3.1创建控制器文件

1.点击打开RSLogix5000编程软件

[15]

，然后点击新建工程。

图5.5打开RSLogix5000编程软件

2.选择一个 PLC控制器类型，包括版本，位置槽数等配置，在这里选用的 PLC 控制器为：1756-L61 ControlLogix5561 Controller，正确选择控制器的 Type（类 型）和Revision（版本），控制器的Name（名字）可随意命名，Slot(槽号)与 Chais Type(底盘类型)要与实际的槽号和类型相对应，所有这些信息都可在 RSLinx Cla 软件中获知.如图可知对应的版本号为：16，设置完单击OK，就完成了控制器的添加。

图5.6 RSLogix5000增加控制器

5.3.2配置I/O 控制器添加完毕后，需要配置系统的I/O。本设计配置过程为：

1.工程文件创建完成后，点击“I/OConfiguration”，右键单击“1756Backplane” 选则New Module菜单，弹出Select Module对话框选择“1756-CNB/D”,双击打开。 然后根据RSLinx上显示的该模块的属性对相应参数的配置。

27

图5.7 1756-CNB/D模块参数设置对话框

2.控制网模块的搭建

1）完成网桥的配置，接着在“Communication”中选择“1756-ACNR15/C”，完 成适配器的创建组态。出现下面对话框，选择“communication”。双击

“communication”，出现对话框。选择“1794-ACNR15/C”,根据RSLinx上显示该模 块的属性进行参数的设置。如图5.8所示。

图5.8 1794-ACNR15/C模块参数的设置

2）适配器创建以后，在下面会出现“FlexBus”图标，在其下面要继续设置具体 的模拟量输入输出模块1794-IF2XOF2I/A和数字量输入输出模块1794-OB16/A作为程 序中的控制标签（变量及中间量）。

图5.9 1794-OB16/A模块参数的设置

28

图5.10 1794-IF2XOF2I/A模块参数的设置

3.控制网上模块配置好后，需要选择和增加控制器所用控制器的数字和模拟 I/O模块。据 RSLinx上显示的该模块配置，本设计选择的数字量 I/O模块名称为： 1756-IB16以及1756-OW16I；模拟量I/O模块为：1756-IF8以及1756-OF8。所有具 体配置如下：

图5.11 1756-IB16模块参数的设置

图5.12 1756-OW16I模块参数的设置

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图5.13 1756-IF8模块参数的设置

图5.14 1756-OF8模块参数的设置

配置结束后在“I/O Configuration”中将会出现很多模块。如图5.15所示。

图5.15 I/O Configuration组态后画面

建立的I/O模块要对它的属性进行设置，如采样的时间，接收电压的范围等主要 的参数。采样时间要尽量的小，接收电压范围要尽量与实际的输入模拟电压信号范围 相匹配。这样才能尽可能让控制器及时、准确地控制被控对象。由于该控制网上的远 程I/O模块只有两个模拟量的输入输出。而本系统需要监控的模拟信号有十个，所以 将液位，压力，流量以及温度模拟信号传送至控制器上I/O模块—1756-IF8，将电动 机反馈的电压信号传至控制网上1794-IF2XOF2I/A模拟量输入输出模块。

30

右键单击 1794-IF2XOF2I/A模块，选择 Properties（属性）。在弹出的 Module Properties对话框中点击InputConfiguration，因为本设计中控制变频器的模拟输 出信号在10V以内，所以选择0到10V的信号接收范围。Real Time Sample（采样时 间）设置为25ms就能满足要求。同法配置1756-IF8模块。

通过上面的一些步骤，就配置好了RSLogix5000的参数和增加了控制器和I/O模 块[16] 。

5.3.3梯形图程序编写

上面的步骤都是为控制器梯形图程序的编写做的准备工作，接着就是编写梯形图 控制程序[17][18] 。控制程序的具体内容见附录三。

根据设计的控制方案的要求编写梯形图程序，梯形图程序的扫描顺序是从上到 下，由坐到右。数据采集服务程序主要用到 PLC的指令有:PID运算指令，定时延时器 指令 TON，计算指令 CPT，赋值指令 MOV和复位指令 RES等指令；计数指令 CTU和 定时延时指令 TON用于对脉冲量进行数据采集，设计程序对脉冲信号采集的定时间 隔为 2s,当定时器 2s时间到时，计数指令的计数值赋给相应的变量，并对相应的计数 指令和定时延时指令进行复位，为下一次数据采集做准备；而传送指令 MOV主要是 实现对模拟量数据进行采集。选择程序需要的指令块，如图 5.16所示。

图5.16梯形图程序

31

5.3.4 Tag（标签）

可编程控制器中所有对数据的操作是通过标签（Tag）来实现的。标签按作用区 域分为控制器标签和程序标签。其按存放数据类型不但可分为布尔型、整型、双整型、

[19] 实型，而且还包括定时计数器型、PID型等特殊数据类型 。数据采集物理端口分布

见附录四。

本设计的各变量标签如下图所示：

图5.17监控程序的变量标签图

标签可以根据所需要要求设置数据类型，在本系统中，数字量设置为布尔型，模 拟量因为要检测器真实电压大小，所以设置为REAL型（真值）。

32

图5.18自定义数据标志和物理I/O标志

5.4组态设计

[20][21] 对于控制网设备必须使用 RSNetWorx for ControlNet 来预定网络，然后才

能激活应用程序中配置的的I/O设备。如果更改已预定的现有网络，还必须重新预定 网络。

1.选择1756—CNB/D模块属性将会弹出相应的对话框，访问RSNetWorx选项卡， 为新ControlNet网络规划文件（.xc）命名，点击Apply。选择View and edit the ControlNet nerwork查看编辑方式来启动RSNetWorx for ControlNet软件创建预定 网络，点击 所示： 图标后，RSNetWorx for ControlNet软件会自动运行。如图 5.18

图5.19网络组态界面

33

2.单击 RSNetWorx for ControlNet软件运行界面中的选择通信途径选择 “leiyu”—“192.168.1.13”—“ContorlNet”,单击“OK”。配置好后显示界面

图5.20网络刷新后界面

3.选择EditsEnable(编辑使能)后将弹出对话框，在对话框中选择Useoffline data。

图5.21网络编辑后界面

单击 OK后，一般会出现模式切换提示框。因为在线网络刷新时控制器应工作在 编程模式，而一般情况下模式选择旋钮设定在远程模式下，故需要软件进行切换工作 模式，选择Change Mode便可实现切换。选择Change Mode并经过一定时间的网络节 点扫描，RSNetworx for ControlNet软件窗口进一步更新为如图5.22所示的界面。

接着保存网络配置，单击图5.21中的图标，软件提示优化并重新写入预定网 络时单击OK，后经一定时间RSNetworx for ControlNet软件窗口将更新。网络刷新 也完成了，此时模块上和RSLogix5000软件里的I/O指示灯停止闪烁保持绿色状态。

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图5.22保存配置对话框

点击“保存”后，它的“保存”快捷菜单变为不可操作的状态了，“编辑使能” 的黑色对号也消失了，并且它们的主菜单也有很大区别。保存后的界面菜单可查询网 络模块的信息，也可双击界面中网络上模块的图标来查看模块信息。只有网络正常工 作后编程软件的程序才能下载到控制器中执行。配置完毕后，回到RSLogix5000软件， 保存文件。

5.5人机界面组态软件设计

5.5.1创建工程

打开RSView32软件[22] ，新建RSView32项目，取名为leiyu。选择存储路径，然后 打开新建的项目。

5.5.2建立OPC通讯

1.打开RSLinx软件，选择“leiyu”—“192.168.1.13”—“LOGIX5561”点击 菜单栏上的DDE/OPC，选择Topic Configuration。在左边的Topic List窗口新建一 个Topic，取名叫leiyu_zszjk，然后选择Apply，这样，一个OPC服务器就建立好了。

2.在RSView32项目管理器的System（系统）文件夹中，点击Channel（通道），

图5.23建立OPC服务器

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3.打开编辑器，如下图所示，Network选择“TCP/IP”PCD选择“leiyu”，然后

点击“OK”。点击Node（节点），打开节点编辑器，如下图所示，节点名称填入“leiyu3”， 数据源选择OPC Server；打开服务器列表，从中选择RSLinx RemoteOPC Server，服 务器类型选择Local；然后选择“接受”。

图5.24节点名配置

5.5.3创建标签和标签库

1.在RSView32项目管理器的System（系统）文件夹中，点击TagDatabase（标 记数据库），打开TagDatabase编辑器，在菜单栏中选择Edit→NewFolder，在根目 录下新建一个名为“zszjk”的tag文件夹，用来存放和管理和注水站监控相关的标 记。

2.在zszjk文件夹里创建一个名为”zszjk\moni\bengwen”的Tag，标记类型 选择“模拟量”，数据源类型选择“设备”，节点名选择”leiyu3”，在数据源地址 中点击 ，出现如下对话框

图5.25建立OPC链接

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3.选择“[leiyu_zszjk]Program:MainProgram.bengwen”，在RSLogix5000程序 中bengwen这个标记表示注水泵的温度。这样注水泵温度这个标记就配置好了。

图5.26标签配置

同样，建立其余标签。标签及数据源对应表见附录五。

5.5.4报警配置

一、组态报警标记

根据监控系统的控制要求，共设置了13个报警点。高位报警，低位报警分别配置 了4级报警。实时报警界面，能够对设定参数进行实时高，低报警，并具有声音提示， 能够让操作人员能够及时了解到异常情况地发生时，及时处理紧急问题，以防安全事 故的发生。所有报警点配置如下表：

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西南石油大学本科毕业设计（论文）

表5.1报警点配置表

高位报警

报警点

1级

注水压力 水罐液位 进水压力 出口压力 泵温 油层压力 电机温度 出油温度 出油压力 水箱液位 注水流量 电机转速 0.75m 120℃

125℃ 40℃

128℃ 43℃

0.2Mpa 0.2 m 175m3/h 177m3/h 179m3/h 135m3/h 133m3/h 130m3/h 1300r/min

低位报警

4级

1级

2级 15.5 4 m

3.5 m 0.25Mp 3级

4级

2级 3级 17Mpa

17.5Mpa 15.5Mpa

4.5 m 16.5m 17 m 0.75Mpa 0.8Mpa 18.5Mpa 19Mpa 70℃

73℃

15.5Mpa

0.35Mpa 0.3Mpa 16Mpa

a

13.8Mpa 泵前后压差 17.5Mpa 17.7Mpa 17.9Mpa 18Mpa

二、建立报警汇总

1.创建一个新的画面，并保存为“Alarm”。点击“报警汇总”按钮，建立一个 报警信息汇总表，选择菜单“插入”，为表格添加“标签名称”、“警报标志”、“警报 状态”、“警报等级”、“报警时间”、“报警日期”等标题栏目。

图5.27报警总汇

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2.添加报警声，右键单击Alarm Setup，单击“show”出现如下对话框，在 Annunciation复选框中，选择InternalA，这表示当某级报警产生时自动发出警报声。 在本设计中，每一级报警都设置了警报声。

图5.28设置报警声

5.5.5数据记录配置

1.双击项目管理器中数据记录文件夹下的“设置数据记录”，打开数据记录窗口， 进行设置，完成后点击OK并保存记录文件为Datalog1。存放于：C:\Documents and Settings\Guest\My Documents\leiyu\DLGLOG\RSVIEW

图5.29数据记录报表存放

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2.设置日报，在文件管理卡中设置每1天创建一个新的记录文件，每30天删除最 旧的记录文件。

图5.30设置数据记录

3.同法设置周报，月报。具体配置如下表。

表5.2日报，周报，月报设置

日报每1天创建一个新的记录文件，每30天删除最旧的记录文件 周报每7天创建一个新的记录文件，每12个月删除最旧的记录文件 月报每30天创建一个新的记录文件，每24个月删除最旧的记录文件

4.查看报表，因需要记录的数据很多，所有默认产生2个报表，其中一个为数据 名称如图5.31，另一个为数据记录如图5.32。

图5.31数据名称表

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图5.32数据记录表

5.5.6监控画面组态

图5.33为注水站监控系统的控制主画面，能够动态地，真实地反映出工业实际现 场的工艺流程，并且各个环节都有相应的传感器对其进行监视控制，让操作人员能够 实时地了解各个环节的工作状态，达到安全生产和管理的目的。

监控画面左侧为控制菜单，可以实时显示工作状态，并访问数据记录、报警信息、趋势曲线、登陆菜单界面。

监控画面下方是数据实时显示栏，并能动态显示各数据报警信息。该栏设置了8 种报警级别，分别对应8种不同的颜色，其底色为绿色，每一个监控值底色可以根据 报警级别的不同而呈现出相应的颜色。该功能将在附录六中详细介绍。

监控画面正中是整个系统的动态显示图，可以显示系统的整体运行情况。对注水 干管设置了闪烁动画，使其从直观上显示水的动态流向。对润滑油管和冷却水管设置 了箭头的不同可见性与闪烁顺序，使其也能动态显示介质的流动方向。另外对主要监 控指标的报警信息，在其画面中的相应位置上设置了非常明显的报警提示。

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图5.33设置监控画面

5.5.7创建趋势曲线

图5.34为实时趋势曲线，共对注水流量等10个参数设置了数据趋势显示。该图能 够记录一段时间内的数据变化趋势，并且以曲线的形式描画出来数据的动态变化，让 操作人员能够及时预测数据变化的走向，也为工程师改善设计提供了数据的依据。

图5.34设置趋势曲线图

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第12篇：油田注水岗实习总结

实习总结

各位领导好，我是**工区**联合站的实习生**。我*年*月*号正式分配到***，一年多以来一直在水站实习。现在向各位领导就我这一年以来的工作情况做一个汇报。

**联合站是咱们厂的标杆站，我在站里实习一年以来，技术方面和思想方面都受到了很大的触动。

从具体工作来讲，我们水站主要负责整个工区的污水处理、回注工作。我工区油块主要靠注水补充驱油能量，因此我们水站的工作在整个工区生产中起着很重要的作用。目前，水站设有注水岗和污水岗两个岗位。注水岗主要负责将污水回输给各小站，为各井提供注水动力。污水岗主要负责污水处理，保证回注水水质符合注水标准（含油≤10mg/l,悬浮物≤2mg/l）。我们站目前建有1000 方沉降罐（隔油罐）一具，700方调节罐一具，500方、700方注水罐（除油罐）各一具，700方清水罐一具，700方、1000方消防罐各一具；共有生产设备28台，其中喂水泵6台、高压柱塞泵10台、多功能污水过滤器2台、地下泵2台、收油泵2台、供水泵2台、清水消防泵2台、泡沫消防泵2台。一般日常运转喂水泵2-3台，柱塞泵6-7台，多功能过滤器1台，供水泵1台，其它设备视具体情况启停。工作一年来，通过积极学习，认真请教，我已经能够熟练顶岗，面对一些突发状况，也能做到正确应对。我对高压柱塞泵、离心泵、多功能过滤器的操作规程已经能够熟练掌握，能够独立完成污水水质化验，对收油流程、隔油罐、调节罐、注水罐、清水罐的清罐流程，消防罐的加水流程都有了深入了解，能够配合大班师傅完成以上工作。

回顾一年来的实习经历，我认为自己最大的收获就是学会了以更加审慎的态度对待工作。我们站的老师傅经常讲一句话：“上班时间越长，胆子越小”，这句话我深以为然。我从刚上班时的愗愗懂懂，到开始顶岗时的“不过就是这样”，再到现在的“原来我不知道的还有这么多啊！”,我觉得自己一直在接触新的知识，每当自己以为已经了解、清楚某件事的时候，很快就会发现后面还有更多不懂、需要懂的事，我一直在适应、在学习，而且我深切的体会到我还会继续学习下去。 熟悉自己的岗位后，我一直在思考怎样把工作做得更好。事实上，我觉得要提高水站的工作，其实主要就是针对两个部分做工作：一是提高注水效率，一是提高注水水质。提高注水效率，途径很多。例如提高注水泵泵效，增加泵的实际排液能力，节省启泵台数，达到节能降耗的目的。以2012年第一季度的生产数据，核算目前我站注水泵机械效率为： ，较柱塞泵机械效率常规值80%-86%低个百分点，容积效率为%，与设计容积效率相比低个百分点。这说明我站柱塞泵设备老化严重，应积极尝试改进泵效的方法.

以上是我在工作中发现的一些问题和建议，我的实习总结就是这些，回顾一

年来的工作，有得有失，在以后的工作里，我会积极总结经验教训，勤勤恳恳工作，踏踏实实做人，努力争取继续进步。

第13篇：注水7月周总结[版]

注水周总结

1、2#注水泵曲轴箱齿轮油更换

2、维修截止阀和止回阀，损坏配件兰阀厂家更换

3、填充4#注水泵出水管线地下悬空

4、更换1#曲轴箱齿轮油泵油封

5、4#注水泵齿轮油添加

6、喂水泵冷凝水管清理疏通

7、新更换4#注水泵试运行

8、与注水泵厂家查看1#、2#、3#注水泵十字头与导轨偏磨情况

9、1#、3#、4#注水泵盘根、柱塞更换维修

存在问题

1、2#注水泵北四十字头与导轨偏磨厉害

2、注水泵曲轴箱内设备运行摩擦产生的铁屑较多

第14篇：注水队会战个人事迹

信伟，党员，现任大芦湖管理区注水站副站长兼管理区网络管理，2006年参加工作，上班也有10多年了，参加工作以来，他积极进取、踏实肯干，通过勤学苦练积累了丰富的工作经验，一步一步成长为管理区的技术能手，多面手，在这次会战期间，作出了积极的贡献。

作为去年刚刚来到注水站的新人，工作中，他不放过每一个学习的机会，碰到不明白的就向别人请教，在休息的时候还不忘抽时间翻阅各类相关资料，他以饱满的工作热情，扎实的工作作风，受到了领导的认可和同事的称赞。这次会战期间，他在身兼两职的情况下，放弃休息时间，忘我工作，为注水队注好水和管理区的网络正常运行作出了突出的贡献。

有一次，他发现樊一注水质一直不达标，向管理区反映后，便积极组织职工开始清罐，清罐完成后，紧密跟踪，连续取水样化验，发现有所好转，但是仍然达不到理想的水质，这时，他分析判断应该是单泵过滤器脏。注水站的任务就是注够水，注好水，会战期间，注水工作更是关键，于是，他带领维修班迅速制定计划，先清理两台泵，跟踪效果，从上班开始，争分夺秒的工作，注水泵房闷热潮湿，汗水很快浸透了他的衣服，跟从水里捞出来一样，一上午的时间很快过去了，两台泵的滤网清理完成，安排班组人员倒泵运行，回到办公室，刚喝了口水，就接到了厂信息中心电话，管理区网路中断，他二话不说，骑上电动车来到了管理区机房，排除了设备原因后，判断是光缆断了，于是，他一边联系光缆维修的厂家，一边开始巡线，等找到断点，维修完成，已经是晚上7点，班车也早就走了，他回到了队部，又开始整理各种资料，这一天，办公室的灯光一直亮到了后半夜。 这样的情景，几乎每天都在上演着，而他却乐在其中，多年的工作历程不仅磨练了他的意志，也增加了他面对困难，战胜困难的信心。如今的他，正以更加饱满的热情，扎扎实实，奋力拼搏，书写着自己灿烂的人生篇章！

第15篇：简历"注水"是否可行？

某君欲找一份工作，精心设计一份20页的求职材料。封面是一些美丽的插图，翻过去，，则是\"致用人单位领导的一封信\"，堆砌一番身体安康之类的寒暄话；然后是自荐信，无非是吹嘘能力非凡、才华出众，再往下是个人简历，罗列所学专业、在校担任职务、社会实践经验，附上英文简历；紧接着是在大学期间的成绩单，门门优良；再下来是英语六级、计算机证书的复印件；还有所获奖励证书，学历复印件等等。读完这封简历，不由觉得此君乃真人才也。

近年来招聘人才的公司反映简历制作越来越精美，而且所显示的内容千篇1律。放眼望去，人才遍地可寻，可是真正面试一番，却发现人才难寻。原因何在？--简历\"注水\"太过。

那么到底\"水\"在何处？A刚从学校毕业，社会经验根本谈不上，在校表现就显得极为重要，可是A当年忙于谈恋爱和打工挣钱，成绩自然一落千丈。A便略施小计，制作一份\"真实\"的全优成绩单让学校盖章，老师也睁一只闭一只眼，于是这份成绩单便无懈可击的真实。

B应聘某家报社，为抬高身价，脑筋一转，把自己打印好的几篇东西与某些报刊头粘在一起复印，就这样有了\"发表\"过10多篇作品的成绩。害怕被人察觉，B专门寻找一些外地省市的报刊，用人单位当然不会深究了。

C深知用人单位十分重视应聘者的实践经验，尽管自己只有做销售的经历，但他利用与原单位领导的\"铁\"关系，把他的工作经验描绘得\"丰富多彩\"。于是，他跑过营销、搞过调查、更新过技术、当过部门经理……，好一个全面发展的复合型人才。 人才竞争日益激烈，求职者想尽办法\"包装\"自己，本无可厚非，但不惜造假，则后患无穷。

晶晶是一家公司人力资源部的招聘经理，去年曾招过一名号称英语流利的男士D。因为面试者众多，只交谈了几句，见他又有英语六级证书，就录用了。上班的第三周，公司聘请外国专家为客户进行产品性能介绍，临时调他去当翻译。几天之后，专家和客户一起投诉他是个\"冒牌假货\"，原来他的六级证书是伪造的。这件事不仅使公司白白损失了一大笔钱，还严重损害了公司的信誉。 求职材料的造假，其实是对自己的不负责任。一旦弄巧成拙，只会害人害己，尤其是外企，通过严格的笔试和面试来选拔人才，简历写得再好，如果不能通过考试，也只是枉费心机。

虽然作假者费了不少脑筋炮制材料，但我们仍然听到他们抱怨反馈太少。固然不排除市场竞争的因素，但还有个原因是简历写得不够精简。那么该怎样写才能\"投用人单位所好呢？\"

婷婷是学人力资源管理的，她也走过一段求职历程。每每她向用人单位交上个人材料之后，就能很快收到用人单位积极的反应，如今她已经找到理想的工作。她的简历其实简单得只有一页半纸，上面列着所学专业、社会工作经历、求职意向等几项内容。她解释说：\"这三项才是用人单位最关心的问题。\"当与用人单位初次接触时，她就递上这两张纸。如果对方有意，再针对性地送上其他材料。所谓针对性，要看应聘的单位性质、工作性质和面试人情况而定。要是去国营企业求职，最好把各种证书带上，因为传统的管理模式使得这类单位正规得近于\"僵\"化，他们非常看重这些证明；外企则注重人的根本素质、进取意识、合作精神等，那些证书作用就不大了，明智之举是事先多花些时间准备回答面试官可能提出的问题。如果要是谋一份\"文案\"方面的工作，那么送上已发表过的作品是理所应当的，但是如果对方想招销售，则搬来\"铅字\"显然是画蛇添足。面试官看上去是一位容易接受新事物、充满活力的中青年人士，那么不妨把自己在人才测评部门测定的智商及情商测评报告奉上，让其对你有更充分的了解；但是此招切不可用在如\"马列主义\"老太太式面试官身上。

也许她的的观点并不具有权威性，但她的\"对症下药\"的做法似乎能给我们一些启示。毕竟今天是一切讲求高效的时代，与其挖空心思地堆砌材料，不如用最短的篇幅，表达出自己最有特点的长处。因为\"老太太的裹脚布\"即使再新也是不漂亮的。

第16篇：泵工操作证考试题(注水)A

泵工操作证考试（注水A卷）

姓名： 单位： 得分：

1、柱塞式注水泵操作规程是什么？（25分）

2、本站所用（1台）注水泵的型号及各符号的意义。（15分）

3、注水泵的一保、二保、三保时间为多少？并简述一保内容。（10分）

4、注水泵、电机各有几个润滑点？叙述其位置。（10分）

第17篇：井上注浆注水培训教案

井上注浆注水培训教案

一、课时安排：52个课时

二、授课日期：2013年1月7日-1月14日

三、目的和要求：为了落实国家有关持证上岗管理规定，在上岗前加强职工专业技能培训，提高职工安全操作能力，编写本教案。

四、本课内容要点：

1、煤矿探放水作业的职业特殊性

2、煤矿生产技术与安全常识

3、矿井安全隐患识别、灾害防治与应急避灾

4、矿井水害及其预防

5、注浆安全技术操作规程

6、注浆工岗位责任制

7、注浆注水工常见违章行为及警示案例

井 上 注 浆 注 水 培 训

教 案

1 第一讲 煤矿探放水作业的职业特殊性

第一节 煤矿作业特点

1、多为井下作业，条件相对艰苦。

2、地质条件复杂，自然灾害严重。

3、煤矿生产工艺复杂。

4、工人井下作业时间长，劳动强度大。

5、煤矿事故总量多。

6、煤矿机械化程度低，安全技术装备水平低。

7、煤矿从业人员结构复杂，综合素质不高。

8、职业危害特别是尘肺病危害严重。

第二节 煤矿探放水作业在防治煤矿灾害中的重要作用

1、在瓦斯事故预防方面的作用。

2、在矿尘防治方面的作用。

3、在矿井火灾防治方面的作用。

4、在矿井水害防治方面的作用。

5、在矿井顶板灾害防治方面的作用。

第三节 煤矿探放水作业人员的职业道德和安全职责

一、煤矿探放水作业人员的职业道德

二、煤矿探放水作业人员的安全职责

第二讲 煤矿生产技术与安全常识

第一节 煤与瓦斯

一、煤的形成和分类

二、煤层埋藏特征

1、煤层埋藏深度

2、煤层层数

3、煤层的形态与结构

4、煤层厚度

5、煤（岩）层产状

6、煤层顶板与底板 第二节 矿井开拓

一、井田与矿区

二、矿井巷道

三、矿井开拓方式 第三节 采煤方法

一、采煤方法的分类

二、采煤工艺

第四节 矿井主要生产系统

一、运输提升系统

二、通风系统

三、排水系统

四、供电系统

第五节 工人出入井安全规范

一、入井前的准备

二、井下行走及乘车安全

三、井下安全设施、安全信号和安全标志 第六节 矿用防爆电气设备与井下用电安全

一、煤矿矿用产品的特点

二、执行安全标志管理的煤矿矿用产品的种类

三、煤矿矿用产品安全标志表实的识别

四、井下用电安全 第七节 便携式甲烷检测仪

一、便携式甲烷检测仪的特点和种类

二、便携式甲烷检测仪的使用

三、便携式甲烷检测仪的日常维护

第三讲 矿井安全隐患识别、灾害防治与应急避灾

第一节 煤矿重大安全生产隐患与行为

一、超能力、超强度或者超定员组织生产重大隐患的认定

二、瓦斯超限作业重大隐患的认定

三、煤与瓦斯突出矿井，未依照规定实施防突出措施重大隐患的认定

四、高瓦斯矿井未建立瓦斯抽采系统和监控系统，或者瓦斯监控系统不能正常运行重大隐患的认定

五、通风系统不完善、不可靠重大隐患的认定

六、有严重水患，未采取有效措施的重大隐患的认定

七、超层越界开采的重大隐患的认定

八、有冲击地压危险，未采取有效措施的重大隐患的认定

九、自然发火严重，未采取有效措施的重大隐患的认定

十、使用明令禁止使用或者淘汰的设备、工艺重大隐患的认定 十

一、年产6万吨以上的煤矿没有双回路供电系统重大隐患的认定

十二、兴建煤矿边建设边生产，煤矿改扩建期间，在改扩建的区域生产，或者在其他区域的生产超出安全设计规定的范围和规模重大隐患的认定

十三、煤矿实行整体承包生产经营后，未重新取得煤炭生产许可证，从事生产的，或者承包方再次转包的，以及煤矿将井下采掘工作面和井巷维修作业进行劳务承包重大隐患的认定

十四、煤矿改制期间，未明确安全生产责任人和安全管理机构的，或者在完成改制后，未重新取得或者变更采矿许可证、安全生产许可证、煤炭生产许可证和营业执照的重大隐患的认定 十

五、有其他重大安全生产隐患和行为重大隐患的认定 第二节 瓦斯安全隐患识别、灾害防治与应急避险

一、瓦斯和瓦斯的性质

二、矿井瓦斯等级

三、瓦斯爆炸及其预防

四、煤与瓦斯突出及其预防

五、《煤矿安全规程》油管瓦斯防治的规定和要求

六、井下各地点瓦斯浓度的有关规定与处理要求 第三节 顶板安全隐患识别、灾害防治与应急避险

一、顶板事故的类型及其特点

二、顶板冒落的预防、

三、发生冒顶事故时的应急避险

第四节 矿井火灾隐患识别、灾害防治与应急避险

一、发生火灾的基本要素

二、矿井火灾的分类

三、矿井火灾的危害

四、煤炭自燃及其预防

五、矿井发生火灾事故时的应急处置

六、发生火灾事故后安全撤离时应注意的事项 第五节 煤尘爆炸事故防范与灾害防治

一、煤尘爆炸的条件

二、预防煤尘爆炸和爆炸传播的主要措施

三、《煤矿安全规程》关于煤矿粉尘防治的规定 第六节 爆破事故及其防治

一、矿井常见爆破事故

二、井下爆破事故的防治

第四讲 矿井水害及其预防

第一节 矿井水源及常见矿井水害

一、矿井水水源

二、常见矿井水害

第二节 煤矿水害事故的基本特点及发生原因

一、煤矿水害事故的基本特点

二、煤矿水害事故发生的原因

第三节 矿井水害事故的防治原则和措施

一、矿井防治水的“十六字”原则

二、矿井防治水的“五项”措施 第四节 矿井水害事故的防治方法

一、煤层底板突水的防治

二、煤层顶板防治水

三、老空水的防治

四、地表水害的防治

第五讲 注浆安全技术操作规程

1、注浆前，井上下注浆人员要用电话联系清楚，井上制浆人员要听从井下注浆人员的指挥，井下准备好后要通知井上人员先给水，待确认注浆管路畅通无阻后，再通知井上注浆。

2、注浆管路若出现出浆不正常时应停止注浆，进行注水。

3、在满管浆水的情况下拆管子时，平接的先松动下方的螺丝，并用编织袋或风筒布等盖住法兰盘，再松螺丝防止喷水伤人。严禁手指伸入两个法兰盘间隙及螺丝眼，防止管路搓动咬手。

4、在注浆过程中，要做到以下检查：（1）观察工作面，是否有出水，出水量大小，水温等情况，发现异常立即通知井上注浆站停泵。（2）泄水孔是否畅通，密闭是否完好。（3）有害气体是否超过《煤矿安全规程》规定，若发现异常，立即通知井上停泵，撤出人员，进行处理，正常后方可恢复工作。

5、井上注浆人员要保持与井下注浆人员联系，听从井下注浆人员的指挥；

6、井上看泵人员应注意观察设备运转情况，发现异常，立即停泵，进行检查和处理。

7、采土制浆时，操作人员要把稳水枪，防止水枪脱手水流伤人，不得用高压水直射他人或自己。水枪距离土堆保持1.5～2.0m，以防止浆水反弹击伤人员。

8、制浆通道要经常保持畅通无阻，且比例均匀，防止泵水外溢，下泵孔前端必须设篦子，并要闸好，随时清理杂物，防止混入杂质堵塞注浆管路。

9、停泵后要立即停止水枪采土制浆，而后用水冲洗管道和注浆孔，冲洗时间不少于30分钟，注浆泵也要清洗干净；

10、停注浆后，把管子用净水冲洗干净，直到管子无水响或压力表降为零方可离开现场，当班注浆结束要关闭管路阀门，防止浆液倒流。

11、井下注浆完毕，需关闭截止阀防止管路漏风。

12、当班注浆量及工作情况要详细记录并入台账，有特殊情

8 况要汇报通风区及调度室；

13、其他执行《煤矿安全规程》和《安全技术操作规程》的有关规定。

第六讲 注浆工岗位责任制

1、注浆前，对注浆输出管路进行耐压试验，试验合格后方可注浆。

2、注浆工程中，要严格按设计要求配置浆液，并认真做好记录。

3、注浆过程中不得擅自停止注浆或打开周围的钻孔放水。

4、注浆过程中如发现钻孔串浆，钻孔堵塞或钻孔水量突然变小时，要及时向主管领导汇报。

5、注浆过程中要有专人巡视管路，当注浆管路发生故障时，要快速处理，若需较长时间时要及时将管路冲洗干净，防止堵塞。

6、若单孔进浆量较大时，可间歇注浆，每次注浆结束后，应及时用清水冲洗注浆管路，并对注浆设备进行检修。

第七讲 注浆注水工常见违章行为及警示案例

第一节 探放水作业常见的违章行为 第二节 探放水作业违章行为警示案例

第18篇：注水简历考验求职学生

13日，在山东舜耕国际会展中心举行的人才招聘会上，面对一摞摞的毕业生求职简历，很多用人单位都觉得“有水分”。大学生们真的像简历中写得那样优秀吗？是什么原因让应届大学生在简历里“掺水”呢？求职大学生能否守住诚信底线？

用人单位：大学生个个出类拔萃？

“招聘时，简历多得看都看不过来。作为招聘单位，我们当然希望挑选出符合要求的毕业生，但让我们哭笑不得的是，所有的简历基本上都差不多，求职学生个个都出类拔萃，让我们无从筛选。”招聘会上，一家公司的招聘负责人接受采访时说。

这位负责人认为，部分学生在简历里有意隐去自己的一些真实信息，只保留好的，或者捏造一些虚假的实习经历和自己在学校担任过的职务。他说：“不真实的经历会让求职者在面试的时候露出马脚，在招聘者心目中的形象也会大打折扣，还不如实话实说。”

在另外一家招聘单位收到的600多份求职简历中，得到一等奖学金的学生有565人。该单位招聘负责人说：“能得到一等奖学金的学生在学校中仅占极少数，难道我们的单位就这么有吸引力，把学习成绩最好的学生都吸引过来了？我觉得不大可能，这些简历很让人怀疑。”他表示，在录取人选初步确定后，他们要逐一与当事学生所在的学校联系，一旦发现简历中有虚假成分，会取消造假者的资格。

求职学生：“内心挣扎得很厉害”

记者在采访时了解到，面对严峻的就业形势，学生们都希望自己能冲出重围，因此，在制作简历时“注水”已成为一个心照不宣的秘密。

毕业生小张无奈地告诉记者，现在的就业压力太大了，应聘者都要经过简历“海选”这一关，如果简历上的自己不够优秀，连笔试和面试的机会都不会有。他说：“尤其是好的单位，是不会看上一个普通学生的。只有你拿的奖学金多，是学生干部，招聘单位才会觉得你优秀，才会注意到你。”

不少学生抱怨，现在的招聘单位都急功近利，总想招有丰富实习经历和一定工作经验的毕业生，一进单位就能马上做事。一名毕业生说：“事实上，哪里有那么多的实习经历，为了迎合他们的喜好，编也得编出来啊！”

小孟跟记者说：“我在大学四年里既没有拿过奖学金，又没有在学校或社团里担任过什么职务，可如果简历中缺少这些，实在是拿不出手。我从来没有造过假，但为了求职，只得将自己的实习经历夸大一下，证明自己有能力并且有一定工作经验。”

踏入社会应以诚信为本

面对“注水简历”的现象，一驻济高校就业指导办公室的负责人指出，大学毕业生即将踏入社会，求职是他们正式接触社会的第一步。在求职过程中弄虚作假，不说是道德品质上的一个污点，至少也是人生道路上的一个缺憾。而且，诚信道德的底线一旦被突破，它就会越降越低，最终会影响他们的一生。毕业生应在求职过程中守住诚信，将眼光放长远。

另外，不少招聘单位的负责人也表示，他们在看学生的简历时，一般都是先看态度，看简历是不是制作得很规范，其次是看求职者的基本情况，例如英语通过了几级，所学专业是否对口等，至于一些名目繁多的奖学金和实习经历，仅作为参考，不是最主要的内容。

编辑：bibi梁栋

第19篇：国家公务员面试热点：电视剧注水乱象

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2018国家公务员面试热点：电视剧注水乱象

热点背景：

近年来，电视剧产业化运行机制发生变革，市场化增速加快，为追求商业利益，制作方有意拉长电视剧篇幅，这种处理方式已成为某种业界“潜规则”。

《大唐荣耀》从60集拉长为92集，《择天记》从50集拉长到55集，动辄80、90集的电视剧屡见不鲜，新《还珠格格》99集、《天天有喜》91集、《隋唐英雄》120集„„长剧越来越多，剧情拖沓、内容稀薄等现象屡见不鲜，即便某些口碑良好、被誉为“良心剧”的作品也存在人为拉长“凑集数”等问题，挑战着观众耐心的底线。

题目预测：

近年来，动辄80、90集的电视剧屡见不鲜，《大唐荣耀》从60集拉长为92集，《择天记》从50集拉长到55集，新《还珠格格》99集，《隋唐英雄》120集„„对于当前电视剧“注水”的现象，你怎么看? 中公答题思路解析：

电视剧是大众文化的重要组成部分，有审美、娱乐、情感沟通等多重社会功能和人文价值，“注水剧”对大众文化的负面影响不容忽视。对于广大观众来说，注水部分越长，被浪费的个人时间和公共资源

制作方注水的方式也主要是通过增设一些无关紧要的角色、设置冗长的台词以及重复再现故事情节等，很多制作方纷纷效仿，随波逐流，在电视剧制作行业形成了不良风气。

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电视剧“注水”，主要是电视剧制作方和播出方的原因造成的：电视台热衷于人气演员，而人气演员片酬较高，导致制作方在拍摄和后期制作的投入越来越大，使得电视剧制作成本不断增加，所以通过增加电视剧的集数，实现利益最大化;另一方面电视台以集数定价，作为依靠贴片广告收回成本的买方电视台来说，剧集越长，植入广告的空间越多。

要治理电视剧“注水”乱象，需要多方并举：

对制作方来说，应实施剧本战略，加强文化和编剧在电视剧中的主导地位;要减少对演员的颜值依赖，把注重故事讲述、情感传递和价值观的表达;要按照合理的比例配置人员薪酬。

对于播出方来说，改变以集数购买的陈旧方式，避免制作方人为拉长剧集。 同时，还需要监管部门的进一步跟踪和指导，对电视剧“注水”乱象进行管控。进行电视剧行业“供给侧”改革，只有这样，才能根据市场需求提供中高端的电视文化产品，创造良好的文化环境。

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第20篇：5.注水及采出水处理

注水及采出水处理工程

注水及采出水处理工程复习要点

5.1 注水压力是指注水系统中何部位的压力？ 《油田注水设计规范》 P2 2.0.3 答：为保持油层压力，而将水注入油层所需的注水井口的压力。 5.2 注水站的建设规模应适应多少年的需要? 《油田注水设计规范》 P4 3.0.1 答：油田注水工程设计规模，应根据已批准的“油田开发方案”和总体规划的要求进行设计。可一次或分期进行建设。注水站的建设规模应适应5~10年的需要。新开发区的注水管径宜按适应10～15年时的注水量选用。 5.3 新开发区的注水管径按适应多少年时的注水量选用？ 《油田注水设计规范》 P4 3.0.1 答：新开发区的注水管径宜按适应10～15年时的注水量选用。

5.4注水站管辖井不足100口者，可按每天洗多少口井的洗井水量计算？ 《油田注水设计规范》 P4 3.0.3 P27 表A 答：可按每天洗一口井的水量计算。

5.5 在本油田未制定注水水质标准前，可参见何种指标执行? 《油田注水设计规范》 P4 3.0.5 答：注水水质应符合本油田制定的水质标准。在本油田未制定注水水质标准前，可参照本规范附录A执行。可参见《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》SY/T5329-94执行。

5.6 在推荐水质主要控制指标中，平均腐蚀率应控制在什么范围内（mm/a）？

《油田注水设计规范》 P27 附录A 答：在碎屑岩油藏注水水质主要控制指标中平均腐蚀率为

2.注水站宜设在负荷中心和注水压力较高或有特定要求的地区。

3.注水站站址宜选择在交通、供电、供水、通讯方便及地势较高易于排水、工程地质条件较好的场地，并应考虑拆迁、施工、安全、生产管理，以及扩建的可能性等因素，综合进行技术经济比较选定。

注水及采出水处理工程 4.站址及施工场地应尽量不占或少占耕地、林地，注重保护生态环境。 5.注水站宜与变电站、供水站、油田采出水处理站、污水处理站、脱氧站、原油脱水站等联合建设。

6.注水站设计应考虑防洪排涝，防洪排涝标准应根据本油田有关规定确定。5.8 注水站平面布置应紧凑合理、节约用地，其土地利用率系数应控制在百分之几？ 《油田注水设计规范》

P7 4.1.2 答：注水站平面布置应紧凑合理，节约用地，土地利用系数应不小于65％；根据总体规划或业主的要求，可留扩建余地或在泵房内预留扩建泵机组的位置。 5.9 注水站的供电负荷等级应如何确定？

《油田注水设计规范》 P8 4.1.7 见条文说明 P41 4.1.7 答：注水站宜按二级负荷供电设计（双回路），对于小油田或边远地方可按三级负荷供电设计。

按照见条文说明 P41 4.1.7 注水站宜按二级供电负荷设置的理由是：

1.油田注水是实现油田稳产高产的有效措施之一，注水井停注会影响配注方案的完成，直接影响原油产量。

2.一般多油层的注水井，安装有多级封隔器的使用年限与注水井的停注次数有密切关系。

3.注水站停产，注水管道的水质可能变坏，需要进行洗井直至水质合格为止，才能恢复正常注水。而每洗一口井用水量约需100～1000m3。因此，注水站停产一次，可能造成较大的损失。

4.部分注水井停产后，井内砂面上升，需洗井恢复生产。

综合上述情况，油田注水站用电大多数情况属二级负荷。对低产或滚动开发的油田采用二级负荷供电成本往往过高，因而可采用三级负荷供电。 5.10 注水站储水罐应设几座？有效容量为多少小时的用水量？ 《油田注水设计规范》

P8 4.2.1 答：注水站宜设两座储水罐，有效容量为4～6h的用水量。水量不能保证供给时，容量可适当增加。当与供水站、油田采出水处理站、污水处理站、脱氧站联合设站或采用简化流程时，注水站可不设或少设储水罐。

注水及采出水处理工程 5.11 当清水、净化污水进同一储水罐或两罐相连通时，清水进罐口应如何处理？ 《油田注水设计规范》 P9 4.2.4 答：当清水、净化污水进同一储水罐，或两罐相连通时，清水进罐口应高于溢流液位。

5.12 在采用天然气密闭隔氧时，储水罐内天然气的工作压力范围宜是多少？ 《油田注水设计规范》 P9 4.2.8－5

答： 密闭隔氧的储水罐，可采用柴油、胶袋、氮气或天然气隔氧措施。采用天然气隔氧的储水罐，应符合:在储水罐内天然气的工作压力范围宜为588.6～1471.5pa(60~150mmH2O)。（低于588.6时补气，高于1471.5时出气）

5.13 在同一注水站注水泵泵型不宜超过几种？《油田注水设计规范》P10 4.3.1 答：注水泵房可设置不同规格注水泵，但同一注水站注水泵型不宜超过三种。 5.14 采用离心泵的泵站，同一型号装机台数不宜超过几台？ 《油田注水设计规范》 P10 4.3.3 答：采用离心泵的泵站，同一型号装机台数不宜超过四台。 5.15 从注水站到管网最远处端点井的压力降一般不宜大于多少？

《油田注水设计规范》 P14 5.0.1 （1.注水管道径应适应10～15年时的注水量。2.满足从注水站到管网。） 答：注水管道直径的确定，应符合下列规定： 1.流量应按本标准

注水及采出水处理工程 5.19 注水井口设计应满足哪些要求？ 《油田注水设计规范》 P18 7.0.1 答：注水井口设计应满足正注、反注、合注、正洗、反洗、测试、取样、扫线、井下作业等要求。

5.20 水站中药剂投加宜采用何种投加方式？ 《油田注水设计规范》 P12 4.4.2 答：药剂采用湿投。药剂的溶解，可采用机械或其他搅拌方式。 5.21 《油田采出水处理设计规范》适用于何种工程设计？

《油田采出水处理设计规范》 P1 1.0.2 答：本规范适用于陆上油田新建、扩建和改建采出水处理工程设计。 5.22 采出水处理工程与原油脱水工程的设计、建设应体现什么原则？P1 《油田采出水处理设计规范》 P1 1.0.4 （同时设计 同时建设） 答：采出水处理工程必须与原油脱水工程同时设计，同时建设。当脱水工程产生采出水时，采出水处理工程应投入运行。

5.23 采出水处理工程建设规模的适应期一般为多少年？

《油田采出水处理设计规范》 P4 3.0.1 答：采出水处理工程的建设规模应以油田开发方案和地面建设总体规划设计为依据，与原油脱水工程相适应，并应结合洗井水回收等情况分析确定。可一次或分期建设。工程建设规模的适应期一般应为5～10年。

5.24 采出水处理站宜与哪些站联合建设组成集中的联合处理站？ 《油田采出水处理设计规范》 P5 4.2.1 答：采出水处理站宜与原油脱水站、注水站等联合建设，组成集中的联合处理站。 5.25 输水泵同类运行多少台时备用1台？

《油田采出水处理设计规范》 P7 4.3.1 （3） 答：输水泵一般采用离心泵。选择输水泵应符合下列条件：

1.所选泵的效率应不低与现行国家标准《离心泵效率》GB/T 13007规定的数值。

2.应充分考虑采出水的温度、结垢、腐蚀等特点，其流量、扬程可留有适当的富余量。

3.泵型及台数应适应采出水量不断变化的特点；同类运行泵的数量为1～4台时，备用一台。

注水及采出水处理工程 5.26 污水回收泵运行时间可以按每日运行多少小时设计？ 《油田采出水处理设计规范》 P7 4.3.3 答: 回收水泵运行时间可按每日运行8～16h设计，回收水泵应设备用泵。 5.27 除油构筑物宜采用哪些选型？ 《油田采出水处理设计规范》 P9 5.1.1 答：除油构筑物宜采用普通立式除油罐、立式斜板（管）除油罐，粗粒化罐及压力除油罐。除油构筑物及设备的选型，应根据处理工艺、采出水性质、处理后水质等条件，通过技术经济比较确定。

5.28 除油设备宜采用哪些选型？《油田采出水处理设计规范》 P9 5.1.1 答：除油设备宜采用水力漩流器及诱导气浮机等。除油构筑物及设备的选型，应根据处理工艺、采出水性质、处理后水质等条件，通过技术经济比较确定。 5.29 进入除油罐含油污水的含油量不得大于多少mg/l? 《除油罐设计规范》 P3 3.0.2 答：进入除油罐含油污水的含油量不得大于1000mg/L。粒径大于76μm的沙粒含量不得大于100mg/L。否则必须在进入除油罐前增设除砂装置。 5.30 经除油罐后，出罐污水含油量不应大于多少mg/L？ 《除油罐设计规范》 P3 3.0.2 答：经除油处理后，污水中含油量不应大于50mg/L，悬浮固体含量不宜大于20mg/L。

5.31 当污水总矿化度大于5000mg/l时。立式除油罐以采用何种密闭介质？ 《除油罐设计规范》 P3 3.0.5 答：立式除油罐应采取密封隔氧措施。当污水总矿化度大于5000mg/l时，密封介质宜采用天然气或氮气；当污水总矿化度小于或等于5000mg/l时，必要时可加脱氧剂，使净化水中含氧量符合油田企业标准或有关注水水质的行业标准。 5.32 自然沉降分离液面负荷宜取何值？有效停留时间宜为多少？ 《除油罐设计规范》 P9 7.1.1

答：自然沉降分离液面负荷宜为1.8～3.0m3/m2*h,有效停留时间宜为3.5～2.5h. 自然沉降斜管（板）分离液面负荷宜为4～6m3/m2*h,有效停留时间宜为2.0～1.3h.5.33 混凝斜管（板）分离液面负荷宜取何值？停留时间宜为多少小时？

注水及采出水处理工程 《除油罐设计规范》 P9 7.2.5 答：混凝斜管（板）分离液面负荷宜为6～10 m3/m2*h，停留时间宜为1.2～0.8h。 5.34 当水中分散油的密度大于何值时宜优先采用诱导气浮机？ 《油田采出水处理设计规范》 P9 5.1.3（1）

答：水中分散油密度大于0.9g/cm3时宜优先采用诱导气浮机。 5.35 采出水处理用过滤器一般应采用何种过滤器？ 《油田采出水处理设计规范》 P10 5.2.1 答：采出水处理用过滤器一般应采用压力式过滤器，若条件允许也可采用重力式过滤器。

5.36 压力式过滤器滤速、过滤周期、反冲洗时间、反冲洗强度宜取何值？ 《油田采出水处理设计规范》 P10 5.2.6 答 滤速：8～16m/h; 过滤周期：12～24h；反冲洗时间：5～10min；反冲洗强度：15～20L/(s.m2)。

5.37 滤前、滤后水缓冲罐有效容积宜按多少分钟输水量确定？ 《油田采出水处理设计规范》 P11 5.3.4 答：滤前、滤后水缓冲罐有效容积宜按30min的输水量确定，缓冲罐宜设为两座。 5.38 当处理站设计规模小于等于1.0×104m3/d时，污油罐储存时间按多少天设计？ 《油田采出水处理设计规范》 P13 6.0.1 答：当Q>1.0×104m3/d时，为2~3天，当Q≤1.0×104m3/d时。为3～5天。 5.39 采出水在何种条件时应采用密闭隔氧处理工艺？

《油田采出水处理设计规范》 P14 7.0.1 答：若采出水矿化度高，对设备、容器及管道腐蚀严重时，应采用密闭隔氧处理工艺。

5.40 药库的固定储备量可根据药剂的供应和运输条件确定，宜按多少天用量计算？ 《油田采出水处理设计规范》 P17 8.0.9 答：药库的固定储备量，可根据药剂的供应和运输条件确定，宜按15～20d的用量计算。

5.41 低产油田采出水处理设备应采用何种装置？

《油田采出水处理设计规范》 P18 9.1.4

注水及采出水处理工程 答：处理设备应采用高效多功能的组合装置。实行滚动开发的油田，开发初期可采用小型、简单的临时性橇装设备。

5.42 当净化水水质要求严格时，可采用那些过滤措施？

《油田采出水处理设计规范》 P10 5.2.3 答：当净化水水质要求严格时，可采取多级过滤、降低滤速、减小滤料粒径和精细过滤等措施。

5.43 当采用水力漩流器时，油水密度差应该大于多少？P6 5.1.7 答：油水密度差应大于0.05g/cm3;

5.44 密闭除油罐与大气相通的管道应设水封设施，水封高度不得小于何值 《油田采出水处理设计规范》 P14 7.0.5 （设计中水封高度常采用不小于250mm）

答：水（油）封高度应大于罐内天然气排出压力。

5.45 主要处理构筑物及工艺管道应按处理站设计计算水量QS进行计算，并按何种情况进行校核？ 《油田采出水处理设计规范》 P5 4.1.3（2%～5%） 答：主要处理构筑物及工艺管道应按Qs进行计算，并应按其中一个（或一组）停产时继续运行的处理构筑物应通过的水量进行校核。

《注水先进事迹.doc》

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