工程技術(shù)分析材料57

1、2022/8/29大灣采氣管理區(qū)二一七年一月大灣采氣管理區(qū)2016年工程技術(shù)例會匯報材料普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)2022/8/29 中原油田普光分公司采氣廠尊敬的各位領(lǐng)導(dǎo)： 2016年，大灣采氣區(qū)緊緊圍繞采氣廠下達的安全生產(chǎn)經(jīng)營指標(biāo)，認(rèn)真組織生產(chǎn)運行、技術(shù)方案編寫等工作，著重解決現(xiàn)場影響安全平穩(wěn)生產(chǎn)的各項問題， 開展了采氣樹故障閥門維修及更換、風(fēng)險井運行情況分析、管線解堵、閥室低壓架空線路改造、UPS故障處理等工作，為區(qū)安全平穩(wěn)生產(chǎn)提供了保障。 普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)2022/8/29第一部分 典型故障技術(shù)問題分析第二部分 下步計劃開展主要技術(shù)工作匯報提綱 中原油田普光分公司大灣采氣區(qū)普

2、光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)完井時加注的環(huán)空保護液目前環(huán)空狀態(tài)第一次加注堵漏劑與環(huán)空保護液混合物，液面深度約265-100米第二次加注堵漏劑，液面約0-265米1、二次堵漏后基本情況2016年11月14日M501-1H井開展第二次堵漏實驗。16:30分啟泵對油套環(huán)空注入堵漏劑，啟泵排量0.1方/小時，泵壓3.2MPa。16：59分停泵，停泵前泵壓22MPa，共計注入堵漏劑3方。17:15分啟泵注環(huán)空保護液，17:17分油套環(huán)空內(nèi)注滿停泵，共計注入環(huán)空保護液0.2方，停泵壓力26MPa。 一、 M501-1H井二次堵漏試驗效果分析普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)2、壓力變化情況由圖可知，套壓和油壓基本保持

3、穩(wěn)定，套壓略高于油壓。后期套壓略有下降，判斷油套環(huán)空內(nèi)介質(zhì)與油管內(nèi)介質(zhì)發(fā)生交換，井筒內(nèi)呈平衡狀態(tài)。二次堵漏后壓力變化曲線普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)3、井筒內(nèi)介質(zhì)變化情況11月14日二次堵漏后，油套環(huán)空壓力27.4MPa高于油管壓力26.5MPa，因漏點直徑較?。s186um2），加注堵漏劑顆粒較大(490um2-23000um2)，即使油管漏點處油套環(huán)空壓力大于油管壓力，堵漏劑也無法通過漏點。而隨著環(huán)空保護液向油管漏失，油管內(nèi)的含硫天然氣將通過漏點進入油套環(huán)形空間與堵漏劑進行反應(yīng)，形成堵漏層，反應(yīng)后殘留的含硫天然氣將進入油套環(huán)形空間增加環(huán)空內(nèi)氣體硫化氫含量。井筒內(nèi)部示意圖普光分公司采氣廠大灣采

4、氣區(qū)4、硫化氫含量變化情況由圖可知，油套環(huán)空內(nèi)硫化氫含量出現(xiàn)小幅上漲，環(huán)空保護液向油管內(nèi)發(fā)生漏失，同時含硫天然氣進入套管，導(dǎo)致油套環(huán)空內(nèi)硫化氫含量發(fā)生小幅上升。M501-1H井油套硫化氫含量變化曲線11.14日開展二次堵漏實驗硫化氫含量小幅上漲普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)5、下一步工作及措施目前井筒內(nèi)油套環(huán)空介質(zhì)與油管內(nèi)介質(zhì)處于交換狀態(tài)，待堵漏劑和含硫天然氣發(fā)生充分反應(yīng)后（堵漏兩個月后），通過提高產(chǎn)氣量降低漏點處的流壓，進一步增大漏點處的壓差。觀察油套壓力變化情況，若套壓降低則判斷堵漏不理想，漏點未完全堵住。二、M503-2H井下安全閥不能關(guān)嚴(yán)恢復(fù)正常 問題描述2016年6月25日，西油聯(lián)合開始

5、對M503-2H井井下安全閥進行開關(guān)測試，現(xiàn)場共進行了2次測試，采取簡易測試法，每次測試持續(xù)2分鐘，發(fā)現(xiàn)井口油壓無變化（維持在23MPa到24MPa），初步判斷井下安全閥無法關(guān)嚴(yán)。9月5日，利用關(guān)井機會再次組織對M503-2H井井下安全閥進行開關(guān)測試，第一次測試井口油壓無明顯變化，判斷井下安全閥無法關(guān)嚴(yán)。普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)原因分析： 2016年6月25日，M503-2H井井下安全閥不能正常關(guān)閉。有以下四種原因?qū)е戮掳踩y不能正常關(guān)閉。普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)故障產(chǎn)生原因排除方法井下安全閥不能正常關(guān)閉活塞工作不正常反復(fù)多次打壓、泄壓，并測量回油量進行對比閥瓣處有異物硬卡下連續(xù)油管通徑

6、扭簧斷裂起出井下安全閥進行更換活塞與閥瓣之間的傳動機構(gòu)有問題起出井下安全閥進行更換 原因分析：2016年9月5日，通過活動井下安全閥后測試M503-2H井井下安全閥能正常關(guān)閉。說明該井井下安全閥活塞、扭簧、活塞與閥瓣之間的傳動機構(gòu)都是正常的。 通過對比該井井下安全閥先后出現(xiàn)開關(guān)異常和開關(guān)正常，在此過程未對該井下安全閥進行更換配件作業(yè)。說明M503-2H井井下安全閥先前不能正常關(guān)閉的原因為其閥瓣處有異物硬卡。普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 不能關(guān)嚴(yán)采取的措施 2016年6月25日，發(fā)現(xiàn)M503-2H井井下安全閥無法關(guān)嚴(yán)。該井在井下安全閥不能關(guān)嚴(yán)期間，調(diào)產(chǎn)頻繁對井下安全閥閥瓣硬卡解除有一定的積極作用。

7、2016年9月5日，通過多次開關(guān)籠套式節(jié)流閥，加大放空量，對油管介質(zhì)造成波動。共進行三次開關(guān)井下安全閥。最終井下安全閥能關(guān)嚴(yán)。 普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)日期關(guān)井次數(shù)調(diào)產(chǎn)次數(shù)2016年6月152016年7月272016年8月19普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 針對井下安全閥不能關(guān)嚴(yán)的井下一步措施及建議 1、當(dāng)發(fā)生井下安全閥關(guān)不嚴(yán)狀況時，可以通過活動井下安全閥，也可以頻繁調(diào)產(chǎn)，將井下安全閥閥瓣處沉積物帶出。 2、當(dāng)上述方法無效時，可以通過連續(xù)油管對井筒沉積物進行沖洗。 3、盡量避免緊急關(guān)閉井下安全閥。需要關(guān)閉井下安全閥時，需將地面安全閥關(guān)閉1小時之后，待井筒氣流穩(wěn)定后再關(guān)閉井下安全閥。普光分公司采氣

8、廠大灣采氣區(qū)三、采氣樹閥門無法開閉原因分析 1、概況描述 大灣區(qū)塊采用的采氣樹分別是FMC、CAMERON、上海神開三家公司的產(chǎn)品。其中：Cameron采氣樹應(yīng)用在405集氣站3口井、FMC采氣樹應(yīng)用在402/403/404/503/501五座集氣站的9口井、上海神開采氣樹應(yīng)用在401/502兩座集氣站2口井。部分站場出現(xiàn)閥門不能正常關(guān)閉的現(xiàn)象。如D404-1H井7#閥門，D403-1H井1#閥門，D404-2井11#閥門,M503-2井9#閥門等。普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)2、閥門無法正常開閉原因分析（1）安全剪切銷釘損壞 由于閥門在使用過程中，閥門開關(guān)用力過猛，超過安全剪切銷釘?shù)氖芰χ?，?dǎo)

9、致閥門安全剪切銷釘損壞，最終使閥門產(chǎn)生“空轉(zhuǎn)”現(xiàn)象。2016年大灣區(qū)塊共出現(xiàn)3臺次，為避免安全剪切銷釘損壞，出現(xiàn)閥活動困難時，叮囑職工不要強行開關(guān)閥門，及時組織閘板軸承注脂。普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)（2）提升螺母變形或者螺紋磨平，直接導(dǎo)致閥門開關(guān)失效 提升螺母螺紋變型后，閥門開關(guān)不靈活，當(dāng)提升螺母螺紋嚴(yán)重變型后，閥門開關(guān)“不動作。提升螺母螺紋被磨平以后，閥門開關(guān)失效。即：開關(guān)閥門時會產(chǎn)生空轉(zhuǎn)現(xiàn)象。大灣投產(chǎn)至今，出現(xiàn)兩臺FMC采氣樹閥門提升螺母損壞的問題。M503-2井9號閥門嚴(yán)重變形D404-2井11號閥門普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) FMC采氣樹閥門提升螺母材質(zhì)為鈹銅合金，此金屬材質(zhì)抗腐蝕能

10、力弱。隨著閥門在高腐蝕環(huán)境下生產(chǎn)運行，其提升螺母螺紋很容易腐蝕磨平，或腐蝕變形。目前普光區(qū)塊針對提升螺母更換成鎳基825材質(zhì)，正在做實驗，正在驗證實驗效果。D404-2井11號閥門螺紋磨平加工的鎳基825提升螺母 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 五、集輸系統(tǒng)運行情況分析 2016年，大灣區(qū)塊集輸系統(tǒng)運行參數(shù)平穩(wěn)，年累計產(chǎn)氣22.32108m3 ，年累計產(chǎn)水13487m3。 1、運行壓力分析全年，4號線進集氣總站集輸管線運行壓力平穩(wěn)，處于7.5 8.2MPa之間，運行壓力在設(shè)計范圍內(nèi)。大灣區(qū)塊4號線運行壓力曲線2、運行溫度分析2016年，大灣集輸系統(tǒng)運行溫度相對平穩(wěn)，4#線進

11、總站溫度主要處于27.2 30.9之間，運行溫度在設(shè)計范圍內(nèi)。大灣區(qū)塊4號線運行溫度曲線 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 六、D404集氣站自動排液管線堵塞原因分析及處置 1、情況描述 12月8日，D404集氣站值班人員對計量分離器進行排液時發(fā)現(xiàn)，計量分離器液位無變化，流量計無流量顯示，無法正常排液，判斷為計量分離器自動排液管線堵塞。計量分離器自動排液管線自動排液管線 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 2、原因分析計量分離器主要用于集氣站單井氣液的分離計量，用于核算該井的液氣比。計量分離器自動排液管線上控制閥門多，管線彎頭多且管徑變化幅度大。造成排液管線堵

12、塞的原因主要有：（1）產(chǎn)液中攜帶的單質(zhì)硫等雜質(zhì)在排液管線中沉積板結(jié)；（2）排液管線中存在積液，在高壓低溫作用下形成水合物造成堵塞；根據(jù)該站以往的排液情況及目前的氣候條件總結(jié)分析，造成自動排液管線堵塞的原因為溫度過低造成的冰堵。 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 3、現(xiàn)場處置 （1）將計量分離器切出流程，關(guān)閉自動排液管線進外輸處控制球閥，關(guān)閉排液匯管處調(diào)節(jié)閥上下游控制球閥，拆卸自動排液管線保溫層及電伴熱帶，使用鍋爐車對堵塞管段進行蒸氣加熱解堵，解堵已完成，目前自動排液運行正常。管線加熱解堵 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) （2）結(jié)合現(xiàn)場實際情況對電伴熱帶進行

13、整改，將原有的平行敷設(shè)改為纏繞式敷設(shè)，加大管線與電伴熱的接觸面，確保加熱保溫效果。在改進電伴熱敷設(shè)方式后，對排液管線溫度進行檢測，管線整體溫度在30以上，能有效的避免水合物的形成。電伴熱敷設(shè)方式及效果驗證 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 4、下步措施及建議 （1）對各個集氣站自動排液管線運行情況進行統(tǒng)計分析，對易堵塞部位電伴熱加熱及保溫效果進行現(xiàn)場驗證并整改。 （2）定期對各站電伴熱運行情況進行檢查，并做好記錄，如有異常及時處理，避免因加熱保溫不到位造成管線堵塞。 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)七、M502外輸ESDV故障維修及原因分析1、情況描述 崗位

14、員工在手動開關(guān)M502外輸ESDV時，發(fā)現(xiàn)M502外輸ESDV無法手動開關(guān)。立即組織技術(shù)人員進行現(xiàn)場檢查，分析原因。 M502外輸ESDV 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 2、原因分析 （1）拆卸ESDV手輪執(zhí)行機構(gòu)，發(fā)現(xiàn)固定銅套螺釘固定處損壞，銅套無法固定在執(zhí)行機構(gòu)上，導(dǎo)致手動開關(guān)閥門時出現(xiàn)絲桿空轉(zhuǎn)的現(xiàn)象。厚度增加 現(xiàn)場拆卸執(zhí)行機構(gòu)照片銅套螺釘固定處全部損壞固定銅套氣缸密封板 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 3、現(xiàn)場處置 重新加工銅套，原銅套螺釘固定處厚度為2mm，新加工的銅套螺釘固定處厚度為5mm，盡量保證銅套不容易被損壞。更換ESDV銅套，ESDV

15、手動開關(guān)恢復(fù)正常。 2、原因分析 （2）在開閥門的過程中，操作人員用力過猛，導(dǎo)致銅套螺釘固定處受力不均勻，從而導(dǎo)致銅套螺釘固定處損壞。 （3）連軸桿上附著雜質(zhì)、缺乏潤滑導(dǎo)致開關(guān)困難，出現(xiàn)操作人員在開關(guān)閥門的過程中力度不好掌握。 （4）銅套螺釘固定處厚度太薄，在用力不當(dāng)?shù)那闆r下很容易將銅套損壞。 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)新加工的銅套螺釘固定處厚度增加到5mm新加工的銅套及現(xiàn)場使用情況4、下步措施及建議 （1）規(guī)范ESDV手動開關(guān)操作，在進行手動操作是用力平穩(wěn)，速度適中，當(dāng)出現(xiàn)開不動或關(guān)不動的情況下，不要強行操作。 （2）在安裝ESDV連動軸桿時，對連動軸桿清洗及加潤滑脂

16、保養(yǎng)。 （3）新加工的銅套螺釘固定處的厚度增加到5mm，盡量保證銅套不容易被損壞。 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠 1、閥室UPS電路板深度防護意義 為預(yù)防因潮濕、環(huán)境溫度變化大而造成閥室UPS電路板失靈、腐蝕、霉菌侵蝕甚至損壞等危害，確保UPS主機安全平穩(wěn)運行，達到“防潮濕、防水汽、防腐蝕和防霉菌”目的，本月完成對UPS主機電路板進行深度防護工作。普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)工前講話作業(yè)工具 八、閥室UPS深度防護期間發(fā)現(xiàn)線路板故障的原因分析 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)2、閥室UPS電路板深度防護步驟 （1）將BV打到就地狀

17、態(tài)，斷開電池組開關(guān)、配電箱中UPS供電開關(guān)。 （2）檢查并記錄UPS顯示面板、RTU顯示面板所有功能數(shù)據(jù)。逐一拆下UPS主機通訊線纜、電源線纜。 （3）打開機箱、拆除附件。拆卸電池端子連線拆卸機箱兩側(cè)邊蓋 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)充電板防護噴涂保護劑 （4）逐一拆卸充電板、功率板、控制板、濾波板，按規(guī)定工序清理防護。 （5）用表面阻抗儀測試檢驗已防護電路板防護效果，阻抗值小于1*1010為合格。 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) （6）組裝復(fù)位UPS電路板、功率板、控制板、濾波板。 （7）UPS內(nèi)部組裝完成后測試電池電壓是否

18、正常。 （8）UPS主機恢復(fù)完成后，安裝UPS主機供電線路和通訊線路，確認(rèn)UPS主機參數(shù)運行正常并完成并機。 （9）閥室與中控室對UPS狀態(tài)進行雙方確認(rèn)，確認(rèn)無報警信息后，BV打到遠程狀態(tài)。 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)3、作業(yè)過程中發(fā)現(xiàn)的UPS線路板故障分析處理 （1）情況描述 在拆卸下UPS充電板、功率板深度防護過程中，發(fā)現(xiàn)5號閥室1號主機500W充電板左上角電容燒焦，1號閥室1號主機濾波板電解液溢出凝固的現(xiàn)象，這些電容沒有完全損壞，UPS主機沒有告警信息。 充電板電容燒焦 濾波板電容電解液溢出 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)（2）電容損壞的原因分

19、析 正常工作的UPS出現(xiàn)線路板電容損壞有以下幾個方面的原因。 輸入線路的相序錯誤，輸入電壓不正確； 改造線路沒有檢查調(diào)整UPS的輸入，可能造成高壓輸入，電容損壞； 輸出負(fù)載過高，負(fù)載設(shè)備增加或者瞬間啟動電流較大； UPS電源長時間處于運行狀態(tài)會造成電容高溫從而損壞電容； 周圍有火災(zāi)對UPS電源電容造成高溫導(dǎo)致電容損壞。 針對大灣閥室UPS主機的運行現(xiàn)狀分析，UPS主機沒有進行線路改造，閥室也沒有增加負(fù)荷。大灣UPS已經(jīng)運行5年多，UPS主機電容損壞的原因為UPS電源長時間處理運行狀態(tài)，電容高溫從而導(dǎo)致?lián)p壞。 中原油田普光分公司采氣廠 4、故障處理及下步工作安排 備好新的500W充電板和濾波板，

20、將故障的線路板進行更換，確保UPS主機處于正常的工作狀態(tài)。下步針對UPS將加強開展以下幾個方面的工作：做好現(xiàn)場每季度電力巡檢工作，確保UPS線路板故障后能及時發(fā)現(xiàn)；針對換下來的故障線路板，購買相關(guān)小配件進行維修。跟蹤UPS線路板物資采購進度，備好備件，確保UPS主機故障后能及時處理。做好每季度對電路板進行清潔、維護工作。 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 1、情況描述 12月5日，2#氣田水處理站在完成污水提升過濾后，按照操作規(guī)程要求對陶瓷膜過濾器各儲罐進行排污，在啟運排污泵時，發(fā)現(xiàn)排污泵電機在運轉(zhuǎn)時聲音異常，隨即停泵。 九、2#氣田水處理站陶瓷膜過

21、濾器排污泵電機異響原因分析及處置陶瓷膜過濾器排污泵電機 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 2、電機異響原因分析 在現(xiàn)場生產(chǎn)運行過程中電機如異響應(yīng)及時停泵，分析電機異響原因并及時作出相應(yīng)處理，避免造成電機惡性損傷。三相電機異響的主要原因有：（1）電機軸承損壞或軸承節(jié)松動（2）電機電源缺相或三相電流不平衡（3）電機冷卻扇內(nèi)有異物或與保護罩產(chǎn)生刮碰在電機出現(xiàn)異響后及時停運，并組織維護人員對電機故障進行排查，確認(rèn)為泵軸承損壞導(dǎo)致電機異響。 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)軸承損壞原因分析在對電機軸承進行拆卸更換的過

22、場中發(fā)現(xiàn)電機下部軸承損壞嚴(yán)重，結(jié)合其損壞程度進行判斷，該電機下部軸承損壞的主要原因為軸承滾珠固定保護套破裂，碎片進入滾珠縫隙之間，電機啟運時高速運轉(zhuǎn)，導(dǎo)致軸承磨蝕損壞。電機損壞軸承 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 3、故障處置 對損壞軸承進行更換，電機運行平穩(wěn)正常。4、下步預(yù)防措施在啟動電機時，如有異響，及時停運并報修，避免造成電機惡性損壞。 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)1、情況描述 12月23日夜間，D404集氣站現(xiàn)場值班人員發(fā)現(xiàn)站門口路燈不亮。2、原因分析 路燈供電為交流220V，路燈不亮有以下幾

23、個方面的原因： 供電線路故障； 燈泡損壞； 燈座接觸不良； 十、D404集氣站路燈不亮的原因分析及處理D404集氣站門口路燈 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)2、原因分析 整流器故障； 觸發(fā)器故障； 電容器故障； 排查路燈不亮的原因電容器觸發(fā)器整流器 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)3、故障處理 路燈斷電之后，首先打開路燈防爆接線箱，檢查整流器、觸發(fā)器、電容器是否正常工作。檢查發(fā)現(xiàn)，電容為40F與電容器標(biāo)注的規(guī)格一致。送電之后，測量觸發(fā)器出口電壓為0V，初步判斷為觸發(fā)器故障。測量電壓路燈接線圖 中原油田普光

24、分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)3、故障處理 拆下觸發(fā)器，測量LP與B兩端的電阻， LP與B兩端為開路，測試完好的觸發(fā)器兩端的電阻為0.15-0.18，確認(rèn)觸發(fā)器故障。更換新觸發(fā)器之后，路燈送電，觸發(fā)器輸出電壓為220V，路燈運行正常。測量觸發(fā)器電阻值 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)4、分析觸發(fā)器故障的原因 拆下觸發(fā)器，外觀沒有明顯的異?，F(xiàn)象，通過查閱相關(guān)技術(shù)資料，觸發(fā)器由多個電容、電阻、二極管、電感元件組合而成，用于激勵電感元件產(chǎn)生高壓，擊穿鈉燈內(nèi)部氣體發(fā)光。觸發(fā)器進出口兩端為開路，很有可能是某個電阻或二極管損壞。

25、觸發(fā)器內(nèi)部電路圖拆開的觸發(fā)器 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 1、情況描述 12月18日，大灣調(diào)度室不能正常顯示毛開1井回注站的監(jiān)控畫面，而毛開1井現(xiàn)場能正常顯示，值班人員像往常一樣在固定的網(wǎng)站重新登錄毛開1井視頻監(jiān)控系統(tǒng)，外網(wǎng)正常連接的情況下，顯示網(wǎng)路異常，系統(tǒng)無法登錄（賬戶：admin,密碼：a12345678）。十一、毛開1井視頻監(jiān)控不能在調(diào)度室正常顯示的原因分析及故障處理 2、原因分析 毛開1井的視頻監(jiān)控與集氣站的CCTV系統(tǒng)不是同一個網(wǎng)絡(luò)平臺，毛開1井監(jiān)控在調(diào)度室不能正常登錄顯示有以下幾方面的原因。 毛開1井監(jiān)控主機至路由器之間網(wǎng)線異?；?/p>

26、端口異常； 路由器損壞或參數(shù)設(shè)置異常； 中國電信客戶端損壞或參數(shù)設(shè)置異常； 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 3、故障處理 （1）毛開1井外網(wǎng)連接正常，排除中國電信客戶端和路由器故障； （2）檢查毛開1井監(jiān)控主機至路由器之間的網(wǎng)線及端口正常； （3）檢查路由器參數(shù)設(shè)置；登錄192.168.0.1，檢查發(fā)現(xiàn)監(jiān)控主機的網(wǎng)址為192.168.1.103，與路由器不在同一子網(wǎng)段，這是數(shù)據(jù)不能上傳的根本原因； （4）修改路由器IP地址192.168.1.5，結(jié)果顯示與電信客戶端192.168.1.1網(wǎng)段沖突，因為路由器和電信客戶端規(guī)定不能在同一網(wǎng)段； （5）咨

27、詢電信工程師，電信客戶端需要做橋接（設(shè)置客戶端），路由器才能設(shè)置IP地址為192.168.1.5，才能保證監(jiān)控主機和路由器在同一子網(wǎng)段。 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 3、故障處理 （6）在路由器中進行相應(yīng)設(shè)置，調(diào)度室隨后能成功監(jiān)控毛開1井監(jiān)控畫面。在路由器上設(shè)置攝像頭的通訊地址在路由器上設(shè)置監(jiān)控主機的通訊地址在路由器上轉(zhuǎn)發(fā)規(guī)則中Upnp設(shè)置為關(guān)閉狀態(tài) 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 3、故障處理 （7）監(jiān)控系統(tǒng)在運行過程中為什么會出現(xiàn)路由器IP地址發(fā)生改變？ 與電信工程師了解到：12月17日，毛開1

28、井值班人員反應(yīng)不能聯(lián)網(wǎng)，電信工程師前去維修，將電信客戶端進行了回復(fù)出廠設(shè)置，沒有對客戶端進行設(shè)置橋接。直接將路由器的IP地址改為192.168.0.1，與監(jiān)控主機IP地址192.168.1.103不在同一個子網(wǎng)段，導(dǎo)致調(diào)度室不能遠程監(jiān)控毛開1井監(jiān)控畫面。 4、下步預(yù)防措施 毛開1井再出現(xiàn)不能上網(wǎng)的現(xiàn)象，告知區(qū)部技術(shù)人員，由技術(shù)人員前去處理。 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 1、情況描述 11月22日凌晨3：00，毛開1井回注站全站停電，發(fā)現(xiàn)A相、B相高壓零克脫落。當(dāng)日9：00服務(wù)中心去現(xiàn)場送電時，聽到2#泵外墻旁邊傳來爆鳴聲，并伴有煙霧。 挖開線纜

29、檢查，發(fā)現(xiàn)爆鳴處銅線損壞嚴(yán)重，將整條電纜開挖出來檢查，發(fā)現(xiàn)此電纜共有9處絕緣層破損燒焦的現(xiàn)象。十二、毛開1井2#泵電纜線絕緣層破損處置及原因分析電纜爆鳴處開挖出來的電纜 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 2、電纜線絕緣層破損原因分析 （1）電纜爆鳴處的銅芯線損壞嚴(yán)重。 （2）拆開其它絕緣層損壞的位置，鋼鎧出現(xiàn)銹蝕現(xiàn)象，但銅芯線完好。 （3）線纜爆鳴的位置，可能原線纜絕緣層有缺陷，也有可能是線纜埋地后石塊硬物頂傷絕緣層產(chǎn)生的缺陷，導(dǎo)致線纜漏電。電竄至外層鋼鎧發(fā)熱，將其它位置的絕緣層燒焦，日積月累鋼鎧出現(xiàn)銹蝕現(xiàn)象。 （4）線纜爆鳴處，絕緣層有缺陷后，漏電現(xiàn)象越來越嚴(yán)重，當(dāng)天正好下雨，土壤潮濕，出現(xiàn)線路短路現(xiàn)象。 （5）線路出現(xiàn)短路后，高壓零克下游空開沒有啟跳，經(jīng)檢查此空開損壞，最終導(dǎo)致高壓零克脫扣。 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū)關(guān)于毛開1井2#泵電纜線絕緣層破損的原因分析鋼鎧損壞位置檢查銅芯線鋼鎧損壞位置 中原油田普光分公司采氣廠 中原油田普光分公司采氣廠普光分公司采氣廠大灣采氣區(qū) 3、 整改措施： （1）更換變壓器