站库三级管理制度.docx
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站库三级管理制度
站库三级管理制度
第一条 管理目标
站库的安全运行是原油生产系统正常运行的根本保障，站库
的功能、性质决定了其处在集输系统的位置，而处于水源保护区的
站点安全环保运行是该站生存的前提条件。
为保障全厂生产安全、
畅通运行，加强站库安全管理，提升站库管理水平的，我们依据站
库在全厂生产中所处地位、规模、功能、所处位置等条件对站点进
行分级管理，管理目标为：
1、站点安全生产零泄漏、零污染、零事故
2、对 A 级站点实现信息化管理，站内数据采集、安全生产、
要害部位实现实时监控，采取厂、作业区（大队）、站（队）三级管理，
加大站点生产运行、安全防范受控管理力度。
B 级站点对储油罐液
位实现雷达液位计实时监测，原油罐区、缓冲罐、输油泵房等重点
岗位、要害部位实现实时安全监控。
第二条 分级划分原则
根据集输站总库容、产进液量、站点在集输系统中所处的位置
及站内设备、功能等，按照安全风险程度将站库划分为 A、B、C 三
级：
A 级站：
日产进液量 1000m3 以上或风险程度高的站库；
B 级站：
日产进液量大于 500m3 小于 1000m3 或风险程度中等
序号
站名
产进液量
3
（m /d）
库容量
3
（m ）
风险程度
功能
1
王窑集中处理站
7750
72000
厂级咽喉站
净化,销售
2
杏河集油站
（含轻烃站）
3640
25000
厂级咽喉站
净化,中转
3
坪桥集中处理站
2100
29800
厂级咽喉站
净化,销售
4
侯市联合站
4700
3000
厂级咽喉站
净化,中转
5
王十八转（含轻烃站）
650
15000
王南区咽喉站
净化处理
6
张渠集输站
1900
6000
张渠区咽喉站
净化处理
7
郭秀玲站
1500
6000
王南区咽喉站
净化处理
8
谭家营集输站
750
5200
招安区咽喉站
接转销售
9
杏一转
1400
800
杏河区咽喉站
接转
10
张三转
1200
200
张渠区咽喉站
接转
表 1：
A 级站点统计表
的站库；
C 级站：
日产进液量小于 500m3 或风险程度较低的站点。
第三条 分级管理模式
为提升安塞油田站库运行管理水平，根据站库生产现状及所
处区域，分级分层次充分利用信息化手段实现大站大库信息化管
理，对各站主要生产环节运行参数实进行设定并实时监控，确保大
站、大库受控运行。
对于 A 级站点，实行厂—大队（作业区）—站
（小队）三级管理模式；B 级站点采用大队（作业区）—井区（小队）
二级管理模式；C 级站维持目前的管理方式，采取井区（小队）一级
管理模式。
实现全厂站点分级受控管理。
根据分级划分原则，划分出 A 级站点共计 12 座，详见表 1。
序号
站名
日产液量
3
（m ）
库容量
3
（m ）
风险程度
功能
1
杏七转
740
800
杏南区咽喉站
接转
2
王六转
690
50
王窑区咽喉站
接转
3
王四转
600
200
王窑区咽喉站
接转
4
杏十转
550
200
杏北区咽喉站
接转
5
王二转
540
800
王窑区咽喉站
接转
6
王三转
530
600
王窑区咽喉站
接转
7
王十九转
500
200
王南区咽喉站
接转
8
张一转
500
H2S 含量高
接转
9
贺一转
480
900
H2S 含量高
处理中转
10
王二十二转
450
1000
高
处理中转
11
招一转
400
1300
H2S 含量高
处理中转
11
杏八转
1100
800
杏北区咽喉站
接转
12
侯九转
1000
500
侯市区咽喉站
接转
根据分级划分原则，B 级站点共计 11 座，详见表 2。
表 2：
B 级站点统计表
（一）、A 级站点
1、管理模式
对 A 级站点采用三级管理模式，站内生产运行数据、安全生
产状态实现实时采集、集中监控，并通过网络传输给厂生产指挥中
心，实现信息共享，并建立视频的监控平台，为三级管理提供物质、
信息基础。
三级管理受控信息见图 1。
图 1：
A 级站点信息导向图
厂级领导
分站监管
作业区、大队级
领导承包管理
生产指挥中心
生产运行组
A 级站点
队级、井区级
直接管理
2、各级管理人员主要职责
1）、厂领导每月至少对站内安全、生产、消防等方面进站督查
一次，并对发现问题以联络单形式提出整改指导意见。
2）、作业区（大队）级承包人每月进站巡回检查不少于 6 次，主
要对安全受控点，关键岗位进行全面检查，并提出整改意见；承包
人对站内安全生产具有连带责任。
3）、队级干部全面负责站内安全、生产运行，每日必须对全站
进行全面细致的检查，并对检查出的问题及时督促整改。
员工素质：
岗位长应具备四年以上相关专业工作经验，熟悉油
田公司各项安全、生产管理制度，有较强的组织管理能力和协调沟
通能力；岗位操作人员应具有相关专业三年以上工作经验，必须熟
练掌握工艺流程、设施设备的操作规程，具有较好的风险识别、应
急处置能力。
对操作层员工必须每年进行综合素质、能力测试评价一次。
3、关键要害部位安全防范措施
根据分级管理要求，对 A 级站点内关键要害部位实现由防范
到信息预警、受控状态转变。
站内设定工艺参数指导卡，关键点生
产数据采用 DCS（分散控制系统）和 SCADA（监控和数据采集系统）
技术，建立全厂 A 级站点关键参数和视频的监控平台，实现信息
共享；同时细化相关的技术标准，完善工艺技术管理制度。
1）A 级站库要害部位、关键点参数监控
关键参数
储油罐
沉降罐
缓冲罐 除油罐 过滤器
储
油
罐
库
油
水
界
面
乳
化
层
厚
缓
冲
罐
液
缓
冲
罐
压
电
压
电
流
温
度
运
行
压
力
外
输
温
度
压
力
来
油
温
度
压
力
来
气
压
力
温
度
压
力
水
位
含
油
量
悬
浮
物
含
量
含
油
悬
浮
物
含
进
出
口
压
差
容
度
位
力
量
2）、关键参数管理要求
①储油罐储油量不得高于安全库容，任何情况下不得高于极
限库容，每两小时将库容情况上报至大队（作业区）生产运行组，并
上传至厂生产指挥中心。
高库存是指库容超过安全库容的 80%，
高库存运行时，应及时上报厂和大队（作业区）两级领导，并采取相
应降库措施，保证安全运行。
②沉降罐运行参数要求：
乳化层厚度低于2米，油层厚度大于
2米，油水界面4～5米，罐温35～45℃，沉降时间12～20小时以上，
溢流口原油含水率低于0.5％，脱出污水含油量小于150mg/l。
油水界面波动大时，应加密监测、取样，并向大队（作业区）生
产运行组汇报，查明原因并采取措施及时恢复；如果超过正常值的
20％，应立即上报厂生产指挥中心和主管领导，由主管部门制定措
施。
③计量间进站油温不得低于原油凝固点以上3℃，外输出站
油温不得高于原油初馏点以下10℃，外输压力波动不得大于
0.2MPa，过滤器前后压差波动不得大于0.2MPa。
正常情况下，每两
小时录取一次温度、压力、排量、过滤器前后压力。
④加热炉燃气压力保持平稳，减压装置运行良好，运行压力
严格控制在工作压力范围内，水位计灵活完好，与炉体连通性良好，
控制加热炉水位计在满量程的 1/2～2/3 之间，安全附件必须定期
校验；加热炉岗位实行挂牌责任制，操作工持证上岗。
⑤外输泵电流电压应平稳，电机温度不得高于 70℃，润滑油
液位应在 1/2～2/3 间。
正常情况下，每两小时录取电压、电流、电
机温度、润滑油液位，特殊情况下应停泵检查。
输油过程中外输管压波动超过0.2MPa或流量突变，应及时查
明原因并向生产运行组汇报；若遇通讯突然中断，各站不允许启动
设备或倒换流程，应及时监控储罐液位，同时严格监视本站出站压
力。
若出现异常及时启动应急处理预案、应急流程。
严格执行输油制度，每 2 小时与生产运行组联系一次，汇报外
输管线运行参数，管线首末站当班员工每小时录取输油参数一次，
并建立联系记录；间歇输油必须由生产运行组统一指挥下进行，冬
季停输时间一般不允许超过 6 个小时。
特殊情况下必须在作业区
（大队）生产运行组统一安排下进行输油。
⑥总机关来油压力和扫线压力≤2.5MPa，切换流程前严格检
查流程标识，保证流程正确，闸门开关灵活。
⑦缓冲罐高液位≤0.8H，低液位≥0.1H，运行压力≤0.3Mpa，任
何情况下压力不得超过 0.6Mpa；每两小时观测记录一次缓冲罐液
位、压力数据；在高库或低库运行期间，每小时录取一次缓冲罐液
位，如液位超高或过低，应及时采取措施，进行流程切换，严禁缓
冲罐排空状态。
⑧除油罐进口水质含油不大于 150mg/l，出口水质含油不大
于 50mg/l，悬浮物含量不大于 50mg/l，每 8 小时进行水质分析一
次；每月定期排泥一次；每 2 年清罐一次。
⑨采出水过滤器的进出口压差≤0.25MPa ,出口含油≤10mg/l，
悬浮物含量≤2mg/l；每 8 小时进行一次水质化验分析；一级过滤器
每天反冲洗 2～3 次，每次 10～15 分钟；二级过滤器每天反冲洗
1～2 次，每次 10～15 分钟；三级过滤器每天反冲洗 1 次，每次
15～20 分钟。
4、安全管理要求
1）、门卫管理制度
根据分级管理受控要求，A级站库均须设置专职门卫，每座站
配备经警人员6人，负责站库安全保卫。
经警执勤人员必须落实好
定期巡查职责，巡查的范围要涉及站内各重点要害部位及站库周
边环境；严格进站安全管理制度，进站前的安全要求、检查、登记。
2）、站库施工作业的安全管理
严格施工人员管理，所有进站的施工人员必须确认身份、进站
作业挂胸牌管理；施工人员只能在划定的施工区域内活动；加强施
工作业人员的安全教育，增强安全意识。
加强施工作业过程监控，严禁超区域施工；施工全过程必须有
专职人员现场进行监督，严查“三违”行为；严格落实特殊作业的监
控，杜绝无作业票、超时、超级别、超范围作业；加强施工作业工器
具的检查，杜绝不符合安全要求工器具进入施工现场。
3）、安全监督做到“五个及时”
各级安全监督部门和人员在开展各项安全监督检查时，要做
到“及时监督检查、及时信息反馈、及时采取措施、及时隐患复查、
及时查究违章”，通过“五个及时”，确保监督工作的有效性。
4）、设施设备安全要求
①应急物资库配备：
站库应急物资库应急器材的配备执行《长
庆油田分公司油田应急物资库配备标准》。
②现场安全设施 100%完好。
③定期开展安全环保隐患检查，查处问题限期整改。
5、工艺技术管理要求
1）、资料录取
严格执行长油开字（2004）6 号文件《长庆油田公司油田开发处
关于油田集输系统原油脱水及污水处理暂行管理办法》资料录取
制度。
①资料录取的仪表应配备齐全，精度等级符合录取要求。
正
常情况下，每 2 小时录取生产参数；特殊情况下（启、停设备，倒换
流程，调整参数等），加密录取运行参数，填写在备注栏。
②资料完全、准确率 98%以上。
2）、完善站点基础台帐
①整理收集站点建设及历次改造的资料、图纸，并以档案史
志的形式留存；
②站内关键设备建立维护、保养、配件更换台帐；
③对于短缺的历史资料，应组织相关人员结合现场实际进行
补充完善。
3）、制定站内工艺技术参数
依据长油开字（2004）6 号文件《长庆油田公司油田开发处关于
油田集输系统原油脱水及污水处理暂行管理办法》，结合每个站的
生产运行特点，优化并确定合理的运行参数；建立集输工艺流程内
每个生产环节的工艺参数指导卡，规范员工操作，并定期修正；完
善各生产环节事故状态下的紧急工艺处置措施。
4）、完善站内质量保证体系
建立健全质量管理、检查监督机构和各级质量负责制，并严格
执行。
原油计量交接管理：
严格执行《中华人民共和国计量法》、《长庆
油田公司内部原油计量交接管理规定》及《第一采油厂计量管理办
法》。
主要控制质量指标：
外输净化油含水合格率≥99%；稳定轻烃
和液化气外交产品质量 100%合格。
稳定轻烃和液化气质量应符合
国家有关标准。
5）、建立工艺运行质量月度总结分析评价制
每月底对站点系统从工艺参数、设备运行、油气损耗、采出水
水质等方面进行全面综合分析评价，不断优化最佳工艺运行参数，
确保持续改进。
6）、储运设施定期检查评价制
对达到设计使用年限的储油罐、缓冲罐和管线，进行检测评价，
根据评价结果制定合理的对策。
对于锅炉压力容器等必须进行强
制安全检测，并对检查进行记录、分析评价，以保证生产运行安全。
7）、站库小型检维修作业，实现受控管理
对重点要害部位，加强视频监控管理，确保全过程受控管理，
并有相应的工艺紧急处理措施。
8）、工艺装置实行专业化维护
对站内加热炉、稳定塔、输油泵、压缩机、自动化设备等重要
设备设施聘用专业化队伍进行维护，并建立维护登记台帐，以确保
站库正常运行。
9）、员工培训
每月由作业区（大队）级培训师对操作员工进行压力容器操作、
危险源辨识等安全知识培训并进行应急预案演练；每季度由培训
站组织并聘请专业人员对 A 级站点的员工进行资料规范、操作技
能、工艺流程等强化培训；每年由厂人事组织科对 A 级站点员工
进行综合素质能力综合考评、评审。
（二）、B 级站点
1、B 级站管理模式
对 B 级站点采用二级管理模式，站内生产运行数据、安全生
产状态等关键参数加强安全防范监控，并建立视频的监控平台，通
过网络及时传输给生产指挥中心，实现信息共享，为二级管理提供
信息基础。
二级管理受控信息见图 2。
图 2：
B 级站点信息导向图
作业区、大队级
领导承包管理
生产运行组
B 级站点
队、井区级
领导直接管理
2、各级管理人员主要职责
1）、作业区（大队）级承包人每月进站巡回检查不少于 4 次，主
要对安全受控点，关键岗位进行全面检查，并提出整改意见；承包
人对站内安全生产具有连带责任。
2）、井区（队）长每日必须对全站进行全面细致的检查，并对检
查出的问题及时督促整改；
3）、站长每天巡回检查不少于 3 次，并负责全站生产运行。
员工素质：
站长、副站长应具备三年以上相关专业工作经验，
熟悉油田公司各项安全、生产管理制度，有较强的组织管理能力和
协调沟通能力；岗位操作人员应具有相关专业二年以上工作经验，
必须熟练掌握工艺流程、设施设备的操作规程，具有较好的风险识
别、应急处置能力。
并定期对操作层员工进行综合素质、能力测试
评价。
3、关键要害部位安全防范措施
根据分级管理要求，对 B 级站实现关健生产参数和要害部位
的进行监控，通过网络实现信息共享；同时进行风险识别，制定各
种应急处理预案，细化相关的技术标准，完善工艺技术管理制度。
1）、B 级站库要害部位、关键点参数监控
关键参数
总机关
加热炉 缓冲罐
事故罐
外输泵
计量间
来
油
压
力
扫
线
压
力
来
气
压
力
温
度
压
力
缓
冲
罐
压
储
量
液
位
储
油
量
进
出
口
压
电
机
温
度
来
气
压
力
温
度
压
力
力
力
2）、关键参数管理要求
①总机关来油压力和扫线压力≤2.5MPa，流程切换前严格检
查流程标识，保证流程正确，闸门开关灵活，法兰无刺漏。
②加热炉燃气压力保持平稳，运行压力严格控制在工作压力
范围内，水位计灵活完好，与炉体连通性良好，控制加热炉水位计
在满量程的 1/～2/3 之间，安全附件必须定期校验。
③缓冲罐高液位≤0.8H，低液位≥0.1H，运行压力≤0.3Mpa，任
何情况下压力不得超过 0.6Mpa，每两小时观测记录一次缓冲罐液
位、压力数据；在高库或低库运行期间，每一小时录取一次缓冲罐
液位，如液位超高或过低，应及时采取措施，进行流程切换，严禁
缓冲罐排空状态。
④计量间进站温度不得低于原油凝固点以上 3℃，外输出站
油温不得高于原油初馏点以下 10℃，外输压力波动不得大于
0.2MPa，过滤器前后压差不得大于 0.15MPa。
正常情况下，每两小
时录取一次温度、压力、排量、过滤器前后压力，异常情况应加密
数据录取。
⑤外输泵电流电压应平稳，电机温度不得高于 70℃，润滑油
液位应在 1/2～2/3。
正常情况下，每两小时录取电压、电流、电机
温度、外输压力，特殊情况应加密进行。
泵运行过程中，发现管压、流量突变应及时查明原因并向生
产运行组汇报。
生产运行组每两小时与各单位联系一次，收集外输
管线运行参数，管线首末站当班员工每小时联系输油参数一次，并
建立联系记录。
冬季停输时间一般不允许超过 6 个小时。
⑥正常生产时，原油不得进入事故罐内。
特殊情况下待事故
处理结束后，必须及时将事故罐内原油输出，保持低库运行状态。
⑦B 级站点具有沉降罐、除油罐、采出水过滤器等重要岗位
管理办法执行 A 级站点管理要求。
4、安全管理要求
1）、门卫管理
由当班员工执行门岗制度，严格进站前的安全要求、检查、登
记，落实好定期巡查职责，巡查的范围要涉及站内各重点要害部位。
岗位员工的巡回检查必须严格落实，检查应全面、仔细，确保及时
发现、消除隐患；加强储罐、压力容器、输油泵等重点设施设备的
安全管理，使其处于有效的受控状态；安排专人加强站库排水设施
的检查，确保雨季站库安全。
2）、加强站库施工作业的安全管理
严格施工人员管理，所有进站的施工人员必须确认身份、进站
作业挂胸牌管理；施工人员只能在划定的施工区域内活动；加强施
工作业人员的安全教育，增强安全意识。
加强施工作业过程监控，严禁超区域施工；施工全过程必须有
专职人员现场进行监督，严查“三违”行为；严格落实特殊作业的监
控，杜绝无作业票、超时、超级别、超范围作业；加强施工作业工器
具的检查，杜绝不符合安全要求工器具进入施工现场。
3）、安全监督做到“五个及时”
各级安全监督部门和人员在开展各项安全监督检查时，要做
到“及时监督检查、及时信息反馈、及时采取措施、及时隐患复查、
及时查究违章”，通过“五个及时”，确保监督工作的有效性。
4）、设施设备安全要求
①应急物资库配备：
站库应急物资库应急器材的配备执行《长
庆油田分公司油田应急物资库配备标准》。
②现场安全设施 100%完好。
③定期开展安全环保隐患检查，查处问题限期整改。
5、工艺技术管理要求
1）、资料录取
正常情况下，每 2 小时录取一次生产参数；特殊情况下（启、停
设备，倒换流程，调整参数等），加密录取运行参数，填写在备注栏。
2）、完善站点基础台帐
整理收集站点建设及历次改造的资料、图纸，并以档案史志的
形式留存。
3）、制定站内工艺技术参数
建立集输工艺流程内每个生产环节的工艺参数指导卡，规范
员工操作，并定期修正；制定各生产环节事故状态下紧急工艺处置
措施。
4）、站内小型检维修作业，实现受控管理
对重点要害部位，强化视频监控管理，保证全过程受控，并有
相应的工艺紧急处理措施。
5）、员工培训
每月由作业区（大队）技术组或聘请专业人员对 B 级站点的员
工进行资料规范、操作技能、工艺流程等强化培训；每月由作业区
（大队）安全员对员工进行压力容器操作、危险源辨识等安全知识
培训；每年由厂组织对 B 级员工进行综合素质能力综合考评、评审。
C 级站点管理C 级站点执行现有的生产、工艺、安全等运
行模式，实行班站级管理。
升级会员 