采油工艺流程图及各分工艺流程图精.docx

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采油工艺流程图及各分工艺流程图精

管理控制

技术要领

井口憋压

单量（单量车单量

1、从井口考克泄完压力，排完残液；

2、倒好正确流程;连接好单量输油管线,丝扣不斜,对接严实,不刺不漏；

3、检查电缆是否完好无损；

4、启动离心泵时是否顺时针转动；

5、检查液位计和温度计显示是否有效;

6、准确记录单量时间和流量计底数;

7、检查加温口温度是否正常；

8、单量过程中记准瞬时流量。

1、单量前检查单量设备；

2、防止电路或液位计等出现故障而发生溢流等事故;

3、电路故障必须由专业电工维修；

4、抽油机开抽1小时后计单量数量，单量时间段必须百分之百准确，单量计算数据准确无误；

5、各单井每月定期至少完成3次以上的单量；

6、做好单量详细记录。

1、蹩压过程中应严格控制井口压力；

2、不正常井，根据情况加密憋压次数；

3、如果上冲程时油压增高而下冲程时油压稍稳定,或略有下降,说明泵工作正常，油管无渗漏;

4、如果蹩压开始时压力上升快，而后缓慢上升、待十多分钟（或更长后压力又上升，甚至达到1兆帕以上时,说明油井是间歇出油:

5、如果油压开始上升缓慢,经十多分钟时间油压的数值仍然上升,甚至又回降,则说明油管漏失，油管上部漏失的功图宽于油管下部漏失的功图

6、有详细的憋压记录（憋压日期、憋压时间、憋压井号、憋压结果;

管理控制

1、憋压时选用合适的压力表，并经校验合格;

2、采油树各部位不渗不漏，阀门灵活好用;

3、憋压时间不少于10min；

4、拆装压力表时操作要缓慢、平稳；

5、憋压压力的下限值应高于本井组回压，最高值控制在高于本井组回压2Mpa以内；

6、憋压值不得超过压力表量程的2/3；

7、读压力值时，眼睛、指针、刻度成一条垂直于表盘的直线.

日常工作单井

录取抽油机井口油、套压

1、录取油压（读压力表要使眼睛位于压力表盘正前方，眼睛、指针和刻度线在同意水平位置上;

2、检查压力表时放空或卸表要缓慢，特别是放空时要准备放空筒,防止放空时油花四溅。

1、有详细的录取记录（录取日期、井号、油套压值;

2、录取的压力值必须在量程1/3-2/3之间,否则要更换量程合适的压力表。

巡回检查

1、检查电路：

端点线杆綳绳紧固，无裸露、老化电线或电缆;变压器、控制箱完好无损，地基无塌陷，变压器无倾斜；

2、检查电动机:

风罩、风叶完好,接地完好,顶丝及紧固螺钉牢固可靠,电动机温度正常（用手指背面拭摸，声音正常,电动机皮带与键结合紧密、牢固,运转正常;

3、检查皮带:

皮带松紧适度,两轮“四点一线”;

4、检查刹车.要求：

装置灵活好用，无自锁现象,刹车片完好（抽油机停机时进行此项检查；

5、检查抽油机运转部位:

变速箱各轴承、游梁中轴承、尾轴承、曲柄销子轴承运转正常,无穿轴、磨损现象和异常响声；曲柄销各部件螺丝无松动;

6、检查“毛辫子"：

两股毛辫绳长短一致，无打纽或断股,上部不偏磨驴头槽两边；检查光杆及密封圈。

要求:

光杆无弯曲、无毛刺,光杆顶部接箍完好、紧固,光杆外露0。

8~1。

5m，悬绳器完好，下盘盖板完好，两侧销子完好；

7、检查采油树:

各闸门齐全好用,无渗漏,无缺陷配件。

观察压力,测试出油温度，分析出液是否正常。

8、检查井场：

井场无油污,无杂草，无杂物,无散失器材.

1、发现问题及时处理,无法处理的及时汇报;

2、检查时采用听、看、摸、闻等方法，进行综合判断；

3、有巡回检查记录。

井口取样1、取样一定要有防雨措施;

2、取样桶清洁无渗漏；

3、将死油放净,然后将新鲜油样放入油桶中；

4、取样时分三次取,每次取总样的1/3左右，

取样间隔五分钟,总取样不少于500ml（标准筒

的80%。

1、新投、复产、措施作业后油井生产，每天连

续取样,直至含水平稳；

2、低含水井（20％以下，含水变化超过±3％;

中含水井（21～60％，含水变化超过±5%；高

含水井（61~90％以上，含水变化超过±10％；

特高含水井（90％以上，含水变化超过±3%;

应加密取样;直至含水稳定;

3、取样时注意风向,人站在上风口操作,防止

油气中毒

测抽油机井示功图1、依据示功图判断泵、固定凡尔、游动凡尔和

双凡尔是否漏失;

2、依据示功图判断抽油杆是否断脱及深度

3、依据示功图判断油井结蜡情况;

4、依据示功图判断深井泵是否受气体影响；

5、依据示功图判断油井是否供液不足;

6、依据示功图判断油管是否漏失;

7、依据示功图判断油井是否出砂；依据示功图

判断抽油机平衡情况.

1、有详细的测示功图的记录（测示功图日期和

时间、示功图

2、分析示功图和动液面,对油井管理决策提出

依据

3、正常出油井的示功图2月一次,作业完井三天

后需加密监测一次;出液不正常井，根据情况加

密监测

采

油作业区单

井

扫线

1、扫线时，对于井组严禁在一条管线未洗通的

情况下停井扫另一条管线;

2、对于扫线时出现的堵管线情况,要连续、分

段解堵

1、对于回压高于3Mpa的油井要及时扫线；

2、要有详细的扫线记录,建立扫线台账。

井口加药

1、清蜡剂CX-2的加药浓度规定为100-150PPm浓

度;单井日产液小于等于5m3,每三天从套管环

形空间倒入3天的药剂量;若单井日产液大于

5m3，每天从套管环形空间加药面；

2、清蜡剂CX-3的加药浓度为100-120PPm浓度,

单井日产液小于等于10m3,每天从套管环形空

间倒入的药剂量1Kg；若单井日产液大于10m3,

每天从套管环形空间以规定的浓度加药；

3、阻垢剂LSB—3的加药浓度为100PPm浓度，单

井日产液小于等于10m3，每天从套管环形空间

倒入的药剂量1Kg；若单井日产液大于10m3,每

天从套管环形空间以规定的浓度加药，若单井

日产液大于20m3,每次加药15Kg;

4、缓蚀剂MH-46的加药方法为：

首次加药或修

井后加药150Kg,以后每隔5天加药一次。

若单

井日产液小于等于10m3，每次加药5Kg;若若单

井日产液介于10—20m3，每次加药10Kg;若单井

日产液大于20m3,每次加药15Kg。

1、按作业区制定的《加药规定》进行加药;

2、根据油井结蜡情况可适时调整加药数量和加

药周期;

3、从套管加入药品,油管返出;

4、日加药量计算方法如下:

日加药量（Kg=日产水量（m3*投加浓度

（ppm

5、加药时必须用10-15倍的清水稀释后投加；

6、有详细的加药记录（日期、时间、加药名称、

数量、加药人等。

热洗

1、套压控制井放套管气时应平稳缓慢；

2、热洗时不能停抽油机，以防套管内的死油堵

死通道;

3、为防止压力过高而造成井底污染，入口压力

应控制在2MPa；

4、热洗时排量应保持平稳,而热洗温度由低到

高，首先温度控制在40～50度,在打入热洗总

液量1/4后,温度应逐渐提到80度。

1、必须按照热洗规定倒好热洗流程，确保热洗

流程畅通,以免局部憋压刺漏；

2、热洗前仔细检查各连接法兰盘连接处是否牢

固;3、热洗中以防刺漏伤人；

4、热洗过程中其他人员远离热洗现场30米以外；

5、热洗作业过程中密切观察热洗压力；

6、热洗时井口连接管线必须为高压管线;

7、热洗压力突变,立即停止热洗并查明原因

8、有详细的记录，建立热洗台账

4、取样交之化验必须填写井号、取样日期、取样层位与井段、取样地点、取样人;

测抽油机井动液面1、将气瓶高压气线接头接到气室尾部接头上，

上紧，不许有漏气现象;

2、接好信号连接线,打开套管测试阀门；

3、将气瓶上的旋钮开关缓慢打开,观察气压读

数,开到能够测试的气压，关闭气瓶阀门；

4、打开测试的电源开关,输入井号和日期,然

后按回车键,进入测液面的界面；轻敲击微音

器看有无反应，检查信号线是否工作正常，调

整仪器灵敏度，看不清楚时调亮度;

5、拉动发音拉环进行测试，在测试过程中观察

灵敏度调式是否合理,如不合理在下一次测试

时进行调整;测试完后进行保存；

6、关套管测试阀门，打开放空旋塞放空（如果

需要重新测试时把枪膛拉上,开氮气瓶阀门充

气,进行下一次测试

1、动液面测定和计算准确准确无误；

2、收拾现场工具、仪器,保证工具仪器不丢失；

并擦洗干净

3、正常出油井的液面每月监测一次，作业完井

三天后需加密监测一次；出液不正常井,根据情

况加密监测

调整参数（泵挂深度、冲程、冲次、换泵1、根据油井液面及沉没度情况适时调整泵挂深

度；2、根据油井生产动态数据改变冲程的大小

和调整冲速的快慢,最大冲程精确到0。

1m，冲

次测3min取平均值，四舍五入取整数。

3、依据油井动态分析决定改变泵径大小

1、确定合理的工作制度;

2、调参的成本最低,收效最大。

单井日报表井号、日期、层位、井段、厚度、层数、投产

日期、泵深、生产时间、工作制度、日（月

产液、日（月产油、日（月产气、日产水、

含水、拉油情况、油气水分析、电流、动液面、

功图、停井原因等内容

及时上报资料，数据全准（油压套压全准、动液

面全准、静液面井压全准、示功图全准、产油量

全准、产气量全准、原油含水数据全准、基础资

料数据全准

单井资料归档采油原始日报表、压力测试卡片、井史资料、

综合记录、采油曲线、区块开发数据、井下管

柱结构、作业情况等资料要按时、按规定项目

和要求填写并及时录入相关台帐或数据库。

要求做到资料填写及时准确、无缺项、字迹整洁

无差错

抽油机井井底压力测试（井底流压和油层静压1、下入压力计,在井内停留1—3d后,起出压力

计，压力变化不超过0。

1mpa/d为合格

2、下压力计测静止压力点，压力变化不超过

0。

1mpa/d为合格。

1、利用抽油井检泵时，将井内抽油管柱全部起

出后，在套管内进行压力测试；

2、根据作业需要进行压力测试

抽油机保养1、例保时要达到“紧固、润滑、调整、清洗、

防腐”；

2、一级保养:

检查清洗呼吸器应卸开清洗；机

油上液面不高于2/3位置,下液面不低于1/3位置，

即齿轮齿刚浸没为宜；打黄油时应一直将旧黄油

排出泄油孔并挤出新油时才能算是加满；平衡率

应大于85％以上；关键部门必须紧固并划好新的

安全检查线;刹车销锁死压块应卡在刹车槽的

1/3—2/3之间，不应太少或太多；电机轮与减速

器轮端面应在一条直线上,距离适当，皮带的松

紧应一致

1、每天进行例保；

2、抽油机运转720小时，进行一级保养作业;

3、高空作业时必须系好安全带。

储油

1、倒好单量单井的单量流程,使单量井的产液

量进入单量罐;其他井产液量进入混进罐;

2、罐内液面不能高于2.2米。

由经警队协同作业区经理共同对增压点储油罐安

全口、排水阀打铅封，经警队、采油作业区、单

井负责人分别签字,做好备案记录

工作内容技术要领管理控制

工作内容技术要领管理控制

采

油作业区

作业区

车

拉

转

油

增

压

点增压点

车拉转油

加温1、点炉要按照“三不点”进行（操作时做到不

检查不点炉,天然气无控制不点炉,火嘴和气

管线漏气，炉膛有余气不点炉;

2、水套炉水位控制在1/2-2/3之间;

3、水套炉压力应控制在0。

2-0.3MPa之间；

4、水套炉温度一般控制在75-85℃之间.

1、提前压火将炉膛温度下降后在停炉；

2、停炉后,待炉温下降到80℃、水温50℃，再

改过油流程为旁通流程；

3、长期停炉时，应将炉膛内水排放干净,并用

生石灰进行干燥处理。

单量（检尺计量法1、测油标尺与罐底成垂直状态

2、测油标尺尺码清晰

3、严格按规定时间上罐量油,每次检尺重复三

次，读数精确到1mm;三次测量结果静液面误差

小于2mm;

4、量油操作时，确定罐内无死油、无凝块、无

泡沫等；

5、选择量油尺时要检查量油尺的刻度是否清晰，

重锤是否牢固;

6、动液面量油时要稳定半小时以上才能量油;

7、折合日产液量=1440×（量油后尺寸-量油前

1、有详细的单量记录（单量日期、单量小时、

单量井号、单量结果,值班员、井长签字确认,

留档备查;

2、如果单量产量超过误差范围（超过2方，必

须加密单量;

3、单量时间不得低于8小时.

加温脱水1、按万分之三的比例加入破乳剂;

2、改好流程打循环;

3、排水时时刻观察出水口,不能将油排出

1、含水不能超过1%;

2、温度不能低于30度;

装油1、各井站点严格按调度室计划车辆装油;

2、检查罐内是否有水,如有必须放净罐内水再

装油；

3、装油前先量储油罐的油量,装完后再量储油

罐的底油,决不允许边进边装车,防止量油不准；

4、装油前应认真检尺，计算准确所装油量，必

须一次装满,严禁反复补装油，确保油品质量；

5、雷雨、五级以上大风天气禁止装油。

1、检查油罐车是否配带好防火帽；

2、装油前核对罐车号和铅封号,并登记罐车号

和铅封号;

3、装好后必须关紧油罐车上装油口罐盖，装油

口罐盖和放油闸门打好铅封；

4、当班员工如实填写好原油拉运台账，记录好

外输罐号装油前后,尺寸，油量、脱水量、拉水

量、装油时间、装油人、锁封号、并且台账内容

与拉油票据内容相符。

过磅、卸油1、经警队值班人必须在过磅单上签字确认；

2、经警队值班人检查罐口、铅封、车辆是否佩

戴防火帽、司机是否劳保上岗;

3、卸油前必须夹好接地线，不符合安全规定，

拒绝卸油;

4、注意观察监控仪表和泵运转情况，发现异常，

及时停泵，防止空泵运转。

1、检查铅封是否完好、铅封号是否与单井所封

铅封号相符,并做好登记记录;

2、明确折损范围,若超出范围必须做好记录并

及时电话告知站长、值班经理、经警队长,做好

记录;3、必须现场测验含水,与单井含水对照，

并由化验员做好记录；

4、值班员根据池内浮标准确计算卸油数量，并

填写凭证。

主要是通过加药罐、搅拌泵、单柱塞计量泵等设备对各单井或增压的过来的原油进行加药、搅拌,原油破乳剂通过正向吸附、反向破乳、反离子、湿润和渗透作用使之达到原油脱水的目的，以保证原油外输符合含水标准.1、加药过程应与输油过程同步，不得中断也不得过量加药；

2、加药点罐温温度:

应控制在40—45℃;

3、1小时进行一次巡回检查；泵压、排量是否符合要求;

4、设备是否一个月保养一次。

控制各单井和增压点来油的主要流程，起断开和接通、改倒流程作用

1、阀门定期进行保养、检查各阀门是否灵活可靠,有无渗漏现象;

2、混进与单量流程是否正确。

主要是通过双容积量油分离器和快开式盲板收球筒来计量单井的产量

1、检查各部件法兰有无松动现象，法兰、阀门盘根有无渗漏，附件,压力表、安全阀、是否灵活好用;

2、工作压力不超过0。

3兆帕,温度不超过50℃,保持室内通风。

1、水和破乳剂的配液比例为3:

1

2、人的皮肤和身体严禁接触药品,防止皮肤受到伤害;

3、加药量、配药的比例要严格按标准执行;

4、要按时取样核实加药后见到的效果;

5、进入加药间要戴好防毒面具。

详细记录单井控制阀门的工作状态

在收球筒收球前,必须打开旁通,关闭进出阀门,同时打开电加热器的开关,收球筒内部的温度达到40℃—50℃时关闭电源。

打开收球设备阀门放空,卸掉压力，打开收球筒、盲扳，上提提篮,取出清蜡球。

螺杆泵

1、电压控制在380~410V之间,以防电源电压过底或过高导致电机损坏；

2、若螺杆泵采用双曲线油，油位静止状态应在视窗1/3～1/2之间,运动状态1/3~1/2之间，变质时应及时更换,采用黄油润滑时，油量不能过多或过少，过多易引起轴承发热,过少起不到润滑作用；

3、长期停用的机泵或新安装的电机启用时测量电机绝缘程度，380V电机绝缘电阻最低不小于0。

5兆欧;

4、严禁空转运行。

将大梁湾作业区各单井原油集中脱水处理后通过管线输送至邵梁计量拉油注水站

1、含水不得超过0。

5%,温度不得低于25℃;

2、流量不得超过25m3/小时;

3、若电脑显示的含水与手工样相差超过±0。

2%时,以手工样化验为准；

4、若高含水持续15分钟以上（﹥0。

5％将按交油协议处罚规定结算油量。

1、巡线:

由经警队做好巡线记录（巡线时间、巡线路线、巡线结果,巡线员、队长签字确认备案；

2、含水分析仪:

每隔2小时由化验员化验一次,与含水分析仪进行对比，并做好对照记录，若不符合合同对含水要求标准，立即告知停输,并记录好停输日期、停输时间，主管领导签字确认,备案；

3、末端流量计：

定期进行校验，做好校验时的数据登记，并由校验员签字、站长签字确认;值班人员每隔2小时检查一次,观察流量计是否正常,并做好登记记录，由值班员、站长签字确认，

1、入口压力0.02-0。

1Mpa，出口压力不超过3.7Mpa；

2、泵、电机温度小于85℃,润滑油温度不超过75℃；

3、密封泄漏量小于30滴每分钟；

4、连续工作时间≤2小时;

5、泵效:

≥70％。

工作内容原油集输流程技术要领管理控制

计量拉油注水站总机关

计量

加药

计量接转站

输油

1、倒好输油流程;

2、联系接油点，确保输油流程畅通；

3、输油前泵房应通风5-10分钟;

4、起泵前应盘泵3-5圈。

起泵前记录好罐内液位高度,停泵后记录好罐内液位高度,并通过两个数据之差,计算出输油方量,做好记录。

天然气进口进入容器中,借助于油气比重差异,在旋转离心力的作用下使油气充分分离。

立式气液分离器初步分离出天然气中携带油滴，经过分离伞几次改变方向,将水油滴粘浮在分离伞上,聚集滑下,从分离气底部排

1、定期检查、保养安全阀、浮球液位计、压力表,做好检查、保养记录；

2、油气分离器正常运行中每30分钟进行一次巡回检查

主要是通过缓冲罐将真空加热炉输送过来的原油进行油水初步分离和缓冲原油流速

1、随时检查安全阀、温度表、浮球液位计、压力表、排污阀门、放空阀门；

2、缓冲罐上下浮球每半年维修保养一次，检查是否灵活可靠，腐蚀程度;

3、每年检测一次罐壁厚度，半年标定效验一次安全阀,额定压力为0.3MPa;

4、出气管线下游压力缸或气液分离器定期排放轻质油;

5、每半年检查缓冲罐控制仪器是否灵敏可靠，上下液位灯是否完好,上下液位灯是否完好,报警响铃是否清洁完好。

主要是通过真空加热炉（全自动燃烧机、炉体、盘管、流程管线等组成对各单井和增压点来油加温、外输原油加热,将油、水、气进行初步分离

1、随时监测水位、压力、温度、风量、气量;

2、随时观察火焰长度，火焰颜色（为蓝色,火焰形状（是否合拢,火嘴（有无焦渣;

3、检查加热炉内水位不低于锅炉的下线标定值2/3。

目的,以保证原油外输符合含水标准。

4、设备是否一个月保养一次。

1、压力控制在0。

15—0.4Mpa；液位控制在0.3m;

2、定期排放污油、污水和杂质。

1、原油缓冲的罐内压力必须保持在0.1—0.2Mpa；

2、缓冲罐温度不得低于30℃

3、液位控制在0.4-1。

2m;

1、燃气压力,控制在0。

2-0.6Kpa；

2、锅炉内的水烧到标定的温度（95度时开始沸腾就可以将炉壳内的空气排放（5—8分钟，而后关闭阀门;

3、锅炉燃烧器功率大于400千瓦、3#锅炉燃烧器功率大于630千瓦时，要进行火焰监控；

4、加热炉内水位不低于锅炉的下线标定值2/3.

5、进入加药间要戴好防毒面具.

主要是利用沉降罐将缓冲罐来油进行沉降,通过原油中携带的破乳剂在罐内起到化学反应，破坏油水分子结构,再通过热水循环给罐壁和底部加热,使罐内温度达到45度，进而使罐内原油含水降低,再次达到油水分离

1、沉降罐在正常运行时,不准用闸门调节液位；

2、每天早晨8:

00时探测沉降罐油水界面、乳化层厚度、溢油含水变化超出正常范围时，应加密取样监测；

3、罐区防止油气泄露、防静电、不得随意开关手灯；

4、上罐前系好安全带,并释放静电时间达到3秒；

5、上罐后注意观察风向,站在上风处;

6、每次上罐不得超过5人,雷雨天气禁止上罐.

1、卸油台来油要平稳转入沉降罐,转油泵排量控制在25m3/h以内;

2、底部油水界面必须保持在6.6米左右，上下波动不超过0.1米，不能用出水直通闸门人为调节油水界面;

3、溢流口原油含水低于0。

5%，乳化层厚度不超过0。

5米，污水含油低于50mg/L，沉降罐溢流、脱水正常;

4、每五天一次的盘库,对溢流沉降罐进行一次剖面样含水分析;

5、沉降罐内温度达到45摄氏度。

主要是对净化罐对原油进行储存,使原油沉淀后达到外输含水标准

1、检查机械呼吸阀、液压安全阀、温度表、烟雾自动灭火器、阻火器、雷达液位计等设备仪器是否正常;

2、罐区防止油气泄露、防静电、不得随意开关手灯；

3、上罐前系好安全带,并释放静电时间达到3秒；

4、上罐后注意观察风向,站在上风处；

5、每次上罐不得超过5人，雷雨天气禁止上罐。

1、罐内温度必须保持在45摄氏度左右

净化完毕达到输送标准的原油,通过外输离心泵输向收油单位（姬一联1、外输含水不得高于0。

5%，外输油含水每2h化验一次；

2、定期标定流量计，做好流量记录，值班人员、负责人签字确认;

3、详细记录外输原油流量记录,定期同接收方进行沟通对比；

4、详细记录原油外输班报表,值班人员、站内领导签字；

1、外输原油温度必须达到45—60摄氏度;

2、泵压不得低于3.8MPa,（针对邵梁陇一计

作业区

真空加热

缓冲

气液分离

原油沉降

原油净化

外输

5、检查原油外输班报表不得有涂改现象.

主要是通过真空加热炉对达到外输要求的原油进行加温、加热

1、随时监测水位、压力、温度、风量、气量;

2、随时观察火焰长度，火焰颜色，（为蓝色,火焰形状,（是否合拢，火嘴（有无焦渣；

3、检查加热炉内水位不低于锅炉的下线标定值2/3。

温度控制在45-60摄氏度之间（针对邵梁陇一计

1、详细准确登记末端流量计显示的外输油量;

2、定期观察含水分析仪；

3、定期观察原油外输旁通是否关闭;

4、做好值班记录

1、含水分析仪:

随时观察含水分析仪数值,一旦含水超标，及时联系邵梁拉油注水站,做到联系记录;

2、外输流量计:

定期进行校验,做好校验时的数据登记，并由校验员签字、站长签字确认；值班人员每隔2小时检查一次,观察流量计是否正常,并做好登记记录,由值班员、站长签字确认，同时做好交接班登记记录;

3、旁通铅封：

旁通铅封必须由二项目部、长陇石化公司各一只,详细记录上铅封日期、铅封号等内容,并记录备案；

4、原油结算单：

原油结算单最终签字必须由二项目部派驻负责人和银川市长陇石化公司派驻负责人一并签字方可有效；

5、管输折损：

确定合理的折损范围。

每天必须由姬一联负责人和邵梁拉油注水计量站管理人员核对双方流量计数据，并做好每日的核报登记,由站长签字确认。

1、含水不得超过0.5％,温度不得低于25℃；

2、流量不得超过35m3/小时；

3、若电脑显示的含水与手工样相差超过±0.2%时，以手工样化验为准;

4、若高含水持续15分钟以上（﹥0。

5%将按交油协议处罚规定结算油量。

1、污水中硫化物含量应小于2.0mg/l；

2、水的PH值应控制在7土0。

5为宜；

3、含铁不得超过0.5mg/l。

测定悬浮物含量、颗粒直径、含铁、腐蚀率、游离二氧化碳含量、硫化物含量、溶解氧含量、腐生菌及硫酸盐还原菌和铁细菌含量对加油处理后的污水取样化验

1、电压控制在380—410V之间，以防电源电压过低或过高导致电机损坏；

工作内容注污水工艺流程技术要领管理控制

外输加温

交油

沉降罐

污水化验