西部原油管道是我国第一条长距离多种原油顺序输送管道，所输油品物性差异大，水力系统复杂。管道采用常温与加热处理相结合的密闭输送工艺，乌鲁木齐～鄯善原油支干线顺序输送北疆原油、哈油，鄯善～兰州原油干线管道下面是小编为大家整理的加油站季度总结【五篇】（范文推荐）,供大家参考。
加油站季度总结范文第1篇
关键词冬季 低输量 不稳定工作区 安全运行
第一章 西部原油管道冬季运行概况[1]
西部原油管道是我国第一条长距离多种原油顺序输送管道，所输油品物性差异大，水力系统复杂。管道采用常温与加热处理相结合的密闭输送工艺，乌鲁木齐～鄯善原油支干线顺序输送北疆原油、哈油，鄯善～兰州原油干线管道顺序输送塔里木油、吐哈油、哈国油以及北疆油。
塔里木原油、北疆和塔里木混合原油凝点较低，低温流动性较好，在分析计算鄯兰干线临界安全输量时，只讨论性质较差的北疆油、吐哈冬季低输量的安全运行。
北疆、吐哈油因其流动性较差，在冬季低输量情况下输送，给管道安全运行造成隐患，因此需要分析其带来的问题，并采取相应的措施，保障管道平稳运行。
第二章 西部原油管道冬季低输量运行的问题
2.1低输量运行不稳定
西部原油管道途经新、甘两省，冬季气候寒冷，地温较低；
管道沿线穿跨越河流、冲沟、边坡、塌方滑坡处管道热力环境差，突遇寒流强降温；
中间站因故障停运；
热油管道一般通过节流来调节流量，当管道输量较低时，调节不当等非正常情况下都可能使输量小于临界安全输量，管道运行进入不稳定工作区。
2.2 低输量越站运行时关键点增多
（1）低输量运行玉门～张掖段需要综合处理输送。在最高出站温度为55℃，站间距为281km，低输量运行情况下，张掖进站温度难以高于凝点4℃以上；
（2）顺序输送时，吐哈油、北疆油的水力、热力运行条件不同，运行时相互影响；
（3）总传热系数的选择对管道工艺计算影响大。在计算热油管道沿程温降、确定站间最小输量时，总传热系数选值是关键参数。
2.3冬季分输吐哈原油
冬季玉门站按照1000m3/h全分输吐哈油时，玉门站上游输量降低至1000m3/h，玉门站下游停输。分输时，增加了玉门站上游北疆油、吐哈油安全运行的难度以及填充玉门站下游管道的塔里木油的需求量。
第三章 冬季低输量运行管理
3.1 吐哈油、北疆油较长站间不稳定工作区的确定。
不稳定工作区的出现主要与油品的粘温特性、流态、出站温度、地温、管道总传热系数、管长等因素有关。
由粘温关系式推导的摩阻计算式[2]:
式(1)
由式(1)可知，在m=0.25的紊流情况下，只有当u（TR-T0）>20时，hR=f(Q)曲线才会出现极点。因此，在牛顿紊流区是不可能出现不稳定工作区的。而层流时出现极点的条件是u（TR-T0 ）>3。
依据吐哈油、北疆油比热容值的变化兼顾粘度随温度的变化情况，分段计算相应的摩阻，得出站间段的总摩阻。
以下分别计算出吐哈油、北疆油在四个较长站间摩阻随输量变化的特性曲线。
3.1.1 吐哈油不同站间管道的工作特性曲线
由吐哈油的物性可知，油温在17℃以上时，油品处于牛顿紊流区，不易进入不稳定工作区。T=12℃时，ReMRC=2219，因此12℃为非牛顿流体层流与紊流临界温度。
按照式(1)计算，吐哈油不同输量下在鄯善～四堡、河西～瓜州、玉门～张掖、山丹～西靖均不会出现不稳定工作区。
3.1.2 北疆油不同站间管道的工作特性曲线
由北疆油的物性可知，油温在20℃以上时，油品处于牛顿紊流区，不易进入不稳定工作区。T=17℃时，ReMRC=2210，17℃为非牛顿流体层流与紊流临界温度。
按照式(1)计算，北疆油在四个较长站间的水力安全临界输量为：鄯善～四堡安全临界输量为1100m3/h、河西～瓜州安全临界输量为1200m3/h、玉门～张掖安全临界输量为1500m3/h、山丹～西靖安全临界输量为1200m3/h。
3.2热力条件允许最小输量
3.2.1确定最小输量的原则[3]：
(1) 取水力、热力允许最小输量中的较大值作为管道最小输量；
(2)按照较长站间最冷月份的平均地温计算站间最小输量；
(3)各站出站温度不超过55℃；
(4)各站间段下站进站温度高于油品凝点4℃以上 ；
(5)各站实际热负荷不超过加热炉最大使用热负荷。
遵循上述原则本文分别计算吐哈油、北疆油在四个较长站间的热力条件允许最小输量。（见表2、表3）
表2吐哈油各站间段热力条件允许最小输量
站间段 流量
（m3/h） 下站进站温度 （℃） 热负荷
（kW） 加热炉最大热负荷
（kW）
鄯善～四堡 1150 16.97 13878 32000
河西～瓜州 1300 17.07 24147 32000
玉门～张掖 1600 17.03 29720 48000
山丹～西靖 1300 16.93 24052 32000
吐哈油冬季最小输量由玉门～张掖段最小输量决定，即输量为1600m3/h。
表3 北疆油各站间段热力条件允许最小输量
站间段 流量
（m3/h） 下站进站温度 （℃） 热负荷
（kW） 加热炉最大热负荷
（kW）
鄯善～四堡 1200 18.3 21478 32000
河西～瓜州 1300 18.1 24827 32000
玉门～张掖 1600 18.2 30556 48000
山丹～西靖 1350 18.5 25782 32000
北疆油冬季最小输量由玉门～张掖段最小输量决定，即输量为1600m3/h。
分别综合比较吐哈油、北疆油的水力、热力条件允许最小输量，可知两种油品的最小输量均选定热力条件允许最小输量为冬季运行的最小输量。由于管道是顺序输送四种原油，并不是单输吐哈或北疆油，因此可以根据这两种油品处于不同站间段时，管道采用不同输量，便可以降低管道允许最小输量。
两种油品输量在1350～1600m3/h时，玉门～张掖段采用综合处理输送，其他各站间段加热输送；
输量在1600m3/h以上时全线采用加热输送。
第四章 冬季玉门分输
冬季吐哈油按照1000m3/h全分输时，玉门站下游停输，上游输量为1000m3/h。全分输时避免了玉门～张掖、山丹～西靖段容易进入不稳定工作区的状况；
但需考虑玉门站上游鄯善～四堡、河西～瓜州段1000m3/h能否安全运行以及玉门站下游的停输再启动。
表4吐哈油、北疆油进站温度
输量 吐哈油 北疆油
鄯善～四堡 河西～瓜州 鄯善～四堡 河西～瓜州
1000 15.2 13.3 15.9 14.0
为避免玉门站下游管段长时间停输后再启动时带来的风险，吐哈油分输前应玉门站下游管段填充低凝点原油。
冬季最冷月运行时尽量增加塔里木油的批次量，保障能满足玉门站下游管段的填充量；
选择合适的批次顺序：―塔里木油―吐哈油―塔里木油―北疆油―哈油―。
第五章 结论与建议
1、冬季低输量运行时，吐哈油不会出现不稳定工作区。通过不同站间段时，管道采用不同输量(1150～1600m3/h)。
2、冬季低输量运行时，北疆油在四个站间距较长段均会出现不稳定工作区。通过不同站间段时，管道采用不同输量(1200～1600m3/h)或采取稀油掺混输送。
3、吐哈油、北疆油输量在1350～1600m3/h时，玉门～张掖段采用综合处理输送，其他各站间段加热输送；
输量在1600 m3/h以上时全线采用加热输送。
4、冬季吐哈油批次量较大，按1000m3/h全分输时间超过30h时，应在分输前使玉门站下游段填充低凝点原油，并且密切注意上游段运行情况。
5、密切监视全线各个运行参数，如果全线压力异常升高，说明管线局部结蜡严重或原油流变性恶化，应采取提高输量或提高出站温度、点起所有保安炉的方式解决。
参考文献：
[1] 西部原油成品油管道工程原油管道输油工艺操作原理[Z]. 中国石油天然气管道工程有限公司.2006.
[2] 杨筱蘅.输油管道设计与管理[M].山东东营:中国石油大学出版社,2006.
[3] 黄春芳.原油管道输送技术[M].北京:中国石化出版社,2003.
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加油站季度总结范文第2篇
【关键词】节约能源；
合理运行；
精细管理；
生产运行；
参数最优化
0.前言
自2007年北十五脱水转油站改造及北三西地区产能增加以来，北十五联的来液量增加及综合含水率的上升，使来液量大大超过了预热炉的额定流量值，预热炉热负荷增加，造成了油水混合液通过预热炉后温升不够明显。为此，应积极采取有效的措施予以解决。
1.加热设备耗能现状
1.1预热炉
北十五现有预热炉两台，单台热功率2.5MW，额定流量210m3/h，效率85.72%，设计入口30℃，出口40℃，另有一台2.0MW预热兼脱水炉。
以上两种用预热炉情况都是按来液量28000m3/d，炉的设计热效率计算的结果，而实际生产中，情况比较复杂。因来液量时刻变化，当来液量增加时，在不提火情况下，温升还要下降。另外，炉运行的实际热效率一般要比设计热效率低一点，因而温升还要下降。
1.2外输炉
外输炉是真空相变炉，热功率1.5MW，额定流量160m3/h，效率90%，设计入口35℃，出口55℃。2008年11月投入使用，目前北十五联净化油量约在166-200m3/h，炉进口温度一般在48-54℃，有时还要高一点。因炉自控系统设定的出口油温在65℃，加之脱水炉出口油温一般情况在51-57℃，经站内地面管线和容器后温降在1-3℃（冬季），到外输炉进口处油温也有48-54℃，再经外输炉加热后，出站油温一般在56-63℃，经站外地下管线温降3-6℃，到达北二一的终点油温在53-57℃。这个终点油温有些偏高，地下热能损失偏多，浪费热能。
1.3站外埋地Φ273×7mm输油管线运行参数及散热损失
对于埋地热油输油管线来说，在某一个季节，当输油量和输油温度变化不大的情况下，管线周围的土壤温度即地温，相对来说基本不变或者变化不太大，这就是基本的稳定温度场。
通过录取、实测和计算得到的参数可看出，在输油排量相同，但出站油温不相同时，地温、总传热系数K值、地下管线向土壤的散热量也是各不相同的。这就是在排量相同时，出站油温越高，地下管线散失的热量越多。
2.各种加热设备及站外埋地热油管线比较适宜的运行参数
2.1预热炉出口温度
预热炉所起的作用是给转油站来的混合液进行预热，设计出口温度为40℃。由游离水脱除器的工作温度和预热炉的出口温升结合起来看，根据近年来北十五预热炉的生产运行和停炉测试的情况可知，预热炉适宜的运行出口温度在38-40℃范围内。
2.2外输炉出口温度
外输炉所起的作用是给净化原油加热到既安全又比较合理的温度范围之内。根据目前北十五生产实际情况，输油量波动范围在140-210m3/h，但正常范围在170-190m3/h，站外埋地输油管线在冬季的温降一般在3-6℃。如从安全和节能两方面来考虑，油流到达北二一终点油温要在结蜡高峰区以上的温度区间选择，即在45℃或略高一点为佳。北十五联外输炉出站比较适宜的油温在51℃或略高一点。
2.3站外地下热油输送管线的运行参数
下面根据北十五在冬春季时的平均地温、平均K值，利用求终点温度公式，经计算后得到在各排量、各出站油温下的到北二一终点油温。
2009年12月15日某时录取的参数，用公式法计算到北二一的终点油温。参数为：外输排量160m3/h，出口油温是50.8℃、平均地温为33℃、平均K值为11.11 kcal/m2.h.℃。
Φ273×7mm管线外径为0.273m，管线总长度1650m、原油比热容取0.5kcal/℃.kg，热原油相对密度取860kg/m3，圆周率取3.14，e=2.718。
根据以上公式算法，下面三个表例举的是2009年、2010年、2011年冬春季录取的部分参数，并由求终点公式算出的到北二一终点油温值。为了验证计算的准确性，每次录取完各项参数后，又用电话询问了到北二一现场实际终点油温，并通过对比可知，计算的终点油温与现场的实际终点油温误差较小，一般在1℃之内。
3.预热炉节能措施的探讨
3.1预热炉条件停炉
在转油站来液温度已达到38-40℃时，即可停掉预热炉。因此温度范围完全可以进入游离水脱除器，进行重力沉降分离出粒径较大的水滴游离水。
3.2外输炉季节停炉
因外输炉是真空相变炉，炉内有中间介质水，在冬季时不能长期停炉。在夏季，只要脱水炉的出口温度能达到52-54℃时，就可把外输炉停炉。
3.3间歇启停预热炉、外输炉
对于预热炉，在冬季只要来液温度相对比较高一些时，如在37-39℃之间时，来液进入预热炉内，可点小火。当来液温度在37℃以下时，可把火开大，以保证油水混合液的适当温度。对于外输炉，在冬季运行时采取白天停炉，夜间启运的措施。并把炉自控系统的设定出口温度值适当降低一些，保持炉出口油温不致于过高。
4.结论及认识
（1）预热炉出口温升不够明显的原因较多，它与混合液的含水率、炉实际运行热效率、混合液的比热容、炉的运行台数、炉膛内火焰的大小、来液的平均温度以及来液量的多少等因素有关，来液量增多是预热炉出口温升不够明显的主要原因。
（2）输油管线终点温度偏高，热能损失大，长时间输油时，可适当降低出站油温。
加油站季度总结范文第3篇
【关键词】油田 集油环 低温
1 低温集油环成因分析
一是集油环管线运行时间长，管线内部结蜡、结垢严重、局部管线水利通过截面积变小，水利摩阻增大，致使集油环回油压力低，集输困难。以芳深2转油站5号间4环为例。该站总掺水温度59℃掺水压力1.5Mpa，5号间总掺水温度为52℃总掺水压力1.2Mpa。4号集油环辖井4口产液5.3t/d环长3.63km集油环管径为DN50。计算得回油压力应为0.7Mpa，回油温度为47℃，技术指标符合集输条件，但该环实际回油温度为41℃，回油压力0.4Mpa。根据理论值与生产实际值的对比此集油环设计管径不存在问题，造成集油环回油困难的原因应是总掺水温度低及集油环内部结蜡严重所致。
二是集油环所辖井数多，集油环路长，掺水量控制难度大。若掺水量过小，易造成集油温度低，堵环、集油环内部介质流速低、油井开井困难等现象，若掺水量过大，易造成管线沿程压损高，回油压力低的现象，且至使转油站能耗增大。以徐一10号间1环、2环为例，该站总掺水温度66℃，压力1.5Mpa，10号间总掺温度为60℃，压力为1.5Mpa。1号集油环辖井7口，开井4口，产液12.6t/d，环长4.47km，集油环管径为DN60，2号集油环辖井4口，开井3口，产液15.3t/d，环长4.40km，集油环管径为DN60。计算得1环回油压力应为0.9Mpa，温度为46.6℃，但该环实际温度为52℃，压力0.6Mpa，2环回油压力应为1.0Mpa，温度为45.8℃，但该环实际温度为49℃，压力0.8Mpa。通过计算结果分析可知徐一10号间1环平均单井掺水量为1.75m3/h，2环平均单井掺水量为2.25m3/h，远高于老井0.8 m3/h，新井0.4 m3/h的设计要求。
三是季节性温度变化对老化集油环路的影响。以芳6站12号间3环为例，该环总长度2.72km，于1993年投产，管线部分外保温层脱落，该环夏季运行正常，冬季运行时受受温度影响，只能将3口产量低的井开启，日影响产液量14.7t/d，而进入夏季，该环5口油井全部开启。
2 改造思路及现场运行情况
一是通过化学除垢、机械除蜡等方法解决因集油环管线运行时间长，内壁结蜡、结垢严重的问题。2010年10月对芳深2站5号间4环进行化学除垢处理，处理后1周内，4环起井数2口运行稳定，回油压力达到0.5Mpa，回油温度为43℃，但一周后实际回油温度回落至41℃，回油压力降为0.4Mpa，分析原因为化学除垢后，Ca、Mg化合物得到了有效处理，但管道内的挂壁石蜡、死油等杂质并未被处理，故考虑采用机械除蜡的方式处理，处理后，经现场勘察发现，回油管线扫线阀门后至阀组间内横管弯头处温度要低于此环立管温度，分析结果为机械除蜡时因现场条件限制无法清除死油及石蜡，造成局部堵塞，致使管道内部局部横截面缩小，导致回油压力低，介质流速慢。人工清理后，此环集油温度达到45℃，回油压力达到0.6Mpa。综上所述化学除垢、机械除蜡相结合的方法对因内部结蜡、结垢的低温集油环有着一定效果。
二是优化集油管网，改善集输系统水利条件，解决集油环所辖井多，环路长，掺水控制难度大的问题。针对徐1站10号间1、2环集输困难的现状，通过计算将产量高的徐60-平71、徐58-72从原集油环分离出去，组成新集油环，原有集油环水利集输半径变小，流量因所辖井数的减少而变小。改造后原1环长度由4.47km减少为3.98km，回油温度为47℃，回油压力为0.6Mpa，原2环长度由4.4km减少为2.9km，回油温度为46℃，回油压力0.55Mpa，新4环长度1.82km，回油温度44℃，回油压力为0.6Mpa。改造后1环、2环、新4环所辖井开井数由7口升为11口，产液量由27.95t/d上升为39.8t/d，可以看出，针对管路长、所辖井数多的油井，合理的改造管网，达到优化水利条件的目的，是治理低温集油环的一种手段。
三是通过提高集油环热力条件，解决低温集油环冬季运行困难的现状。2010年芳6转油站改造中将原有的“三合一”流程改为更加高效节能的“四合一”流程，加热炉改为四合一组合装置，使得全站总掺水温度得到提升，总掺水温度由64℃提高到80℃左右，到12号间处掺水温度为由55℃上升为72℃，考虑在12号间距离芳6站较远，沿程压降较大。在间内安装排量15m3/h，P=70m的管道泵一台，改造后该环回油温度能保持在47℃左右。
3 结论
（1）通过化学除垢、机械除蜡，优化集油管网、改善系统水利条件，提高集油环热力条件等方法来解决我厂低温集油环是一种有效手段。
（2）经过结合理论计算与实际生产参数的对比，建立有效数学模型，有效地诊断出构成问题环的问题所在，这一方法对今后广泛运用新建集油管网的能力运算及问题环的治理起到良好的作用
（3）对于我厂集油环运行时间长、内壁结蜡、结垢严重的管线可制定相应的清洗方案，管线改造数据及时更新，方便日后设计、生产及管理。
加油站季度总结范文第4篇
检查由党群工作科组织，机关13个部门共43名同志分别对12个基层站队、98个班组、562个现场进行了专业专项检查，共检查活动设备90台、油水泵54台、油水炉23台、抽油机145台，检查翻阅各项制度文件、基础资料、档案1800本。共发现问题568处，考核520处。
检查中，检查人员吃住在前线，白天检查，晚上汇总。机关车队千方百计确保车辆，办公室妥善解决了检查人员的食宿问题，后勤保障有力，特此对两个单位提出表扬。期间有三天是顶风冒雨、踏着泥泞进行，车辆进不去的地方，就走着检查，没有因天气而耽误进度，特此对全体检查人员提出表扬。检查人员严格遵循《岗检方案》，认真执行计划安排，采用现场检查、现场打分的方式，依据检查细则，并有现场签字确认，做到了公平、公正、公开。
检查结束后，各部门做了认真的总结，对检查的基本情况做了评价，对好的做法、主要问题、重点检查的项目做了描述，对改进基础管理工作提出了建议，明确提出了下一步工作设想。机关各部门检查态度端正、考核严格，这里特别对安全科、装备站、财务科在检查中表现出来的严细作风提出表扬。
检查表明，基层单位十分重视基层基础管理工作，公司和厂的各项管理要求得到很好的贯彻和落实，经营业绩指标完成得积极主动，员工队伍精神状态良好，能够紧紧围绕基层建设实施细则和方案开展各项工作，充分发挥了基层基础工作在生产经营中的重要作用。
下面，将二季度检查整体情况和下步基层建设工作思路，向各位领导和同志们进行汇报。
一、二季度检查整体情况
（一）好的方面
各站队严格执行公司和采气厂各项管理规定基础，结合自身实际多渠道开展活动，通过管理创新提高基层建设管理水平。
1、狠抓基础管理，领导班子对基层建设的重视程度普遍提高
基层班子高度重视基层基础工作，处处以身作则。在安全管理中，各单位普遍做到安全教育到位，安全监督考核真实具体，员工对《hse管理原则》和《六条禁令》的掌握有所加强。机关车队、捞油队均能定期开展车辆专项检查，油气处理站、采油测试队、长岭采气队的安全风险识别工作做的很好，切合实际。
采油二队围绕原油产量采取各项有效措施，精细管理到每口井，夺取原油超产主动权，5月份超产原油46吨，6月份超产原油154吨，目前日产水平保持在110吨以上运行。
各单位普遍重视现场规格化建设，积极开展环保治理活动，加强对作业现场的监督管理，清洁生产工作逐步改善，设备清洁，井场规范，标识齐全醒目，阀门保养到位。
培训工作水平有较大的提高，组织严密、制度健全、计划合理。采油二队培训计划和培训项目设置详细，实用性强；
采油测试队培训总结详实具体，并能对问题进行剖析和采取有效整改措施。培训形式多样，采油一队采取多媒体教学，形象直观易于接受，效果良好；
采油四队建立实操训练场，促进特殊工种员工操作水平的提高。
“三级”培训上，长岭采气队、油气处理站教案内容涉及面广，实用性强，学习内容与实际生产相符。万宝采气队为每个员工设立培训档案，培训情况一目了然。长岭采气队在培训过程中采取重奖重罚的措施，极大促进和调动了的员工培训学习的积极性，学习型班组建设情较一季度有很大进步。
各队均能按照要求及时、工整填写各种资料。长岭采气队报表填写非常工整，报表填写较为规范。
测试队建立了问题井测调试的档案，提高了测试资料的准确性；
水嘴活动周期和层间轮注井的调试执行较好；
新井跟踪测试和老井方案落实及时到位；
有效注水合格率达到85.7%，连续三年保持公司考核指标85%以上，行业领先优势明显。
万宝采气队队干部全程跟踪气井各项工艺措施，确保工作质量、措施效果及现场安全。
长岭采气队各项工作严格执行标准化管理，工作推进有条不紊。
维修队每月召开一次考核会议制度，研究全月考核情况，分析解决存在问题，同时部署下一步工作重点，在把握关键业绩指标、实施细节考核上更规范、更有效。
治安防范工作整体情况良好。采油一队定期对员工进行治安工作审查，掌握员工状况，及时把不适合的人员从重点岗位上调整下去，二季度调整1人，避免发生治安事件。长岭采气队突出重点要害部位的管理，主动与施工单位联系，签定治安责任书，把外来施工人员逐一登记，进行治安教育，规定出入行走路线和施工区域，做到了严格管理。
2、采取有效措施，员工队伍综合素质显著增强
各单位对基层建设重要性和“六好”站队、“五型班组”创建活动的认识大为提高，从领导到员工普遍提高了加强基层基础建设的认知程度和积极性，各单位的《基层建设实施方案》详实具体，“保示范、争标杆”的目标明确、措施具体、考核清晰，六好共建、五型同创的氛围逐步形成。
以学习实践科学发展观为核心的党的建设和班子建设在各单位扎实开展，支部活动开展合理有序，充分利用党员岗位承诺和立功竞赛活动，突出发挥党员的先锋模范作用，用龙头建设带动整体发展，精神面貌焕然一新。
采油二队、采油测试队和采油一队的“六好站队”、“五型班组”建设方案深入人心，员工熟知基层建设的基本概念和应知应会，对岗位职责、操作规程和基层建设实施细则掌握透彻。油气处理站积极探索“五型班组”创建的新途径，从实施方案、单台设备运行消耗、岗位创新等13个方面为每个班组建立了“五型班组”建设档案，做法值得推广。采油测试队全体员工以争创公司“标杆站队”为目标，已打造第一测试队为己任，努力创建和谐氛围，加强现场管理和岗位练兵，通过员工提素和规范管理，队伍建设扎实推进。
【1】
长岭采气队结合天然气生产实际制定的突发事故应急预案，针对性强，容易操作，通过不定期开展应急演练，员工应急处置能力和快速反应能力得到极大提高，从根本上保证了天然气生产安全。
各站队岗位员工能立足本岗实际，工作积极主动，熟知本岗工艺流程，工艺参数控制合理，对提出的问题对答如流。
各站队资料员能熟练掌握资料录取标准，并按照标准进行资料录取。采油二队24#资料员标准掌握非常清楚，资料录取规范。
各站队员工的安全操作技能明显提高。万宝采气队从队干部到普通员工都能讲解典型案例，来警醒与指导生产实践。
（二）存在问题
各单位在整体水平上升的同时，由于传统观念的束缚、规章制度的粗放和体系建设的不健全，导致一些共性问题依然存在，制约了基层建设的快速整体推进，主要体现在：
1、工作标准化程度不高
机关职能部门对公司“六好站队”和“五型班组”的检查细则还没有结合采气厂实际最终修订完善，这是目前急需解决的最大的标准化问题，直接导致个别部门，在这次班组检查中没有从严从细，打分分差较小，好差区别不明显。
设备运转记录和技术档案还有填写不齐全和不标准的现象。个别抽油机清洁不彻底，轻微渗漏的还有50台左右。电机维护保养较差。电机接线盒损坏和抽油机底座悬空现象还有存在。
在处理异常井测调试方面，采油队和测试队配合上还需进一步加强。
部分单位日报填写不规范，不写仿宋字，日期不填写，本岗资料放在其它岗，岗位流程图没有及时更新，不能与现场保持一致。各岗位普遍没有建立阀门、设备维护保养清检记录等。
一些员工连厂报警电话都不知道，员工对本岗位的相关法制常识了解甚少。
培训设施缺乏是整体现象，造成培训方法单一，制约员工多样化培训工作的开展。厂内兼职教师的自身素质与授课能力有待进一步提高。
采油四队、双坨子采气队班组现场检查表流于形式，不能起到检查的作用，现场问题不能充分体现。
班组对上级文件精神及会议精神落实不好，如“十防”工作安排，采油一队部分员工掌握不清楚。
还有部分抽油机刹车、配电箱、电缆等不够规范，
2、工作效率较低
报表台帐还存在勾抹、填错、漏填、不及时、不对扣的情况，如油气处理站化验岗生产日报内生产记事存在填写不详、捞油队捞油周期与计划不对扣。
节能节水统计分析太笼统，不具体，没有实用性。各单位对节水工作重视不够，表现在水表不齐全，用水量单凭估算。
物资交旧的意识和积极性需要提高。
个别站队未签订保密协议，卫生存在一些死角，所有站队建立的保密组织职责分工不明确，文件丢失问题严重。
单元资产核算工作的主要不足是季度分析需要认真对待、细心剖析、科学分解、全面总结，不能停留在对费用金额的分析上，这项工作急需得到基层队领导的高度重视。
采油队的跑冒滴漏情况仍然存在，泥浆无害化治理现场问题较为突出。
公伤事故较同期有所增加，反映出管理存在薄弱环节。
二、基层建设下步重点工作
针对我厂基层基础管理现状，下一步要集中精力，以创建“六好站队”和“五型班组”活动为核心，夯实基础管理，建立健全体制，突出重点工作，完善标准体系，实现我厂基层建设工作整体快速推进的目标。
1、深刻领会公司领导关于基层建设的讲话精神
按照公司领导的部署和要求，下一步我厂的基层建设工作首先要从加强领导、提高认识入手，狠抓机关部门和基层领导对基层建设的认识和重视程度，对意识模糊、敏感度差的进行培训和谈话，并组织学习进行提高。二是强化专业部门的督导与管理职能。机关各部门要把夯实基层基础管理工作当成头等大事，重点思考，经常性深入基层，切实发挥专业科室的服务、指导作用。三是继续修订、完善已有的各项规章制度和岗位职责，尤其是六好站队和五型班组检查考核细则，减轻基层站队负担，规范各项工作流程和操作规程，使检查和考核更多地用来指导员工和服务员工。四是持续规范专业管理工作，各专业要继续深入基层积极开展调研、指导，以班组建设为重点，落实专业管理内容，明确专业管理要求、统一专业管理标准，狠抓资料打假活动，保证基层基础资料的真实、准确，切实提高基层站队管理水平。五是各站队要大力开展富有本单位生产和生活特色的基层文化建设活动，要立足实际、多动脑筋，通过各种活动鼓舞员工工作士气，丰富员工业余生活。
2、严格落实我厂基层建设实施方案
《松原采气厂2010年基层建设实施方案》目标明确，指导清晰，措施具体，考核全面，但从目前各部门、各单位方案的落实情况来看，一些部门和单位在工作上还存在着很大偏差。有的单位落实工作敷衍了事，很多有效的措施和手段根本没有实施；
个别单位方案没有进行层层传递，班组和员工不清楚如何开展工作、更谈不上深入开展各项创建活动，一套很好的方案被束之高阁。下步工作中，各单位要深入认真学习方案，强化方案的执行力度，层层分解方案目标、层层落实方案内容，确保基层建设工作按照总体规划正点运行。在三季度岗检中，对于没有得到有效落实的方案，将视为假资料处理，按照公司领导的讲话要求，“资料打假”活动一定在“真功实效”上下功夫，绝不搞姑息迁就，出现假资料的“六好”站队首先在厂内摘牌。个别部门的服务基层和指导基层作用不力，在五型班组和六好站队创建上热情不高，方法欠缺，思想疲软，行动迟缓，严重影响机关形象，影响我厂基层建设水平的快速提升。对这样的部门，如果在今后工作中没有较大的改变、不投入更多的精力，基层建设委员会将予以严肃的考核。
（2）
3、保质保量，加快典型示范区建设
以六好站队和五型班组创建达标为基础，着力完善13个类别的典型示范站队（涉及站队8个）、48个类别的典型示范班组（涉及班组40个）的创建工作，突出专业化管理，突出自身特色，将创建工作做细做精。同时，按照公司要求突出抓好厂、站队、班组三级“企业文化示范区”创建工作。各部门各单位要严格按照《基层建设实施方案》中的时间安排和标准要求，保质保量地完成。要从制定标准、量化内容、重点指导逐步入手，脚踏实地开展好创建工作。在培育过程中，要注重挖掘那些能够充分展示专业特点和队伍整体形象的典型，着力选树基础工作扎实、典型作法突出、工作成效显著、管理经验值得推广的站队、班组。要关心爱护典型，坚持不懈地加强指导和帮助，使典型不断有新提高，必要时在政策上对典型的站队、班组给予倾斜。9月末将组织召开典型示范区建设经验交流会，由建设部门和先进单位做经验介绍。通过交流学习，检验示范区建设成果，发挥典型拉动作用，促进基层站队、班组和现场管理水平同步提高。
4、突出考核力度，完善检查机制
充分发挥职能部门在基层建设中的作用，加强对基层的日常检查指导。各部门要在所辖专业检查标准依据内，加大考核力度，加宽评分尺度，奖优罚劣，掌握好考核权限。同时，各职能部门从9月份开始，每月对基层站队抽查考核3-5个，查找问题，整改不足，快速提高管理水平，检查结果报基层建设办公室，采取日常分散检查与季度统一检查相结合的方法对站队、班组进行季度综合评价，日常考核比重占40%，季度检查比重占60%。
加油站季度总结范文第5篇
一、制定和完善了本站全年的岗位目标
根据局里的要求，结合本站的实际情况，本着强化责任，科学安排的原则，年初制定了2006年粮油站岗位职责及目标考核办法，为全面高质量地完成粮油站2006年的工作奠定了基础。
二、制定了我县全年粮油生产计划
年初我站制定了《××县2006年粮油生产计划》，下达了《2006年各乡镇粮食油菜播种面积计划任务》，为全县2006年粮油生产提供了指导性的意见。
三、指导全县春季油菜和早稻生产
去冬我县大力发展免耕直播油菜，油菜面积达到了45000亩，为了确保油菜获得高产，我站加强了对春季油菜田间管理的技术指导，油每年产量达到了115kg。今年旱稻实际播种面积92.25万亩，比去年增加1.2万亩，主要原因是大力推广无盘抛秧，晚稻专用秧田面积大量减少，同时一季稻面积减少。而实际面积大于计税面积的主要原因是存在大量计税外面积，如打折田、库区田，漏报田和新开田等。今年早稻由于受4月中旬灾害性天气的影响，造成部分秧苗青枯死苗，秧苗素质差，移栽期普遍延迟了5—7天，抛插后大田基本苗显著不足，返青时间延长，为了减轻不利气候条件造成的影响，我站采取了果断的措施，一是对全县秧苗受害情况进行全面的检查，及时向领导汇报，争取领导重视，二是指导乡镇采取有效的措施，减轻低温造成的危害。通过加强田间管理，目前早稻生长情况较好，亩平有效穗比较足，预计只要加强后期田间管理，搞好病虫防治，不遇不良气候条件，仍可望获得较高产量。在搞好早稻生产的同时，我站还认真抓好了早稻良种补贴面积的申报工作。
四、及时编发技术资料和《农情信息》
上半年我站编写了大量技术资料。如《高档优质稻栽培技术》、《衡晚香三号品种简介》、《水稻直播技术》等，同时根据生产时节编发了《农情信息》5期，指导全县春季油菜和早稻生产及晚稻浸种育秧。
五、开展生产情况调查，编写上报材料
根据省市的要求及时调查并编写了我县粮油生产有关的汇报材料并上报，如《××县2006年春耕备耕情况》、《××县水稻杂交种子销售情况及原因分析》、《当前早稻生长情况及粮食价格情况汇报》、原创：《大力发展优质稻、提高种粮效益》、《发展免耕直播油菜，促进农民收入增加》等。
六、编写项目材料，争取项目资金投入
编写了《××县5000亩高档优质稻推广项目》、《××县2006—2010年高档优质稻产业化开发工程》、《××县优质粮食产业化开发项目》、《××县三十万亩无公害高档优质稻基地建设》等项目材料。
七、办点示范
今年我站根据省厅和局里的要求在石潭镇办点，办点内容有：万亩高档优质稻生产示范、优质高产双季晚稻品种展示（24个品种）和湖南省第六届优质稻品种评选（一季稻品种18个，晚稻品种83个）。为了办好这个点，局里安排了精干力量，由粮油站牵头驻扎在石潭镇托下村，目前各项工作进展顺利。