油气生产论文范文
时间：2023-04-02 05:20:04
导语：如何才能写好一篇油气生产论文，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。
篇1
现代无线网络的组成主要由蓝牙、WiFi、WiMax、Mesh、RFID等。蓝牙：主要是小范围相互连接的几个装置间形成的无线网络，一般范围较小，相对开放，通信不需要电缆，成本较低。WiFi：是一种高频无线电信号，能够将移动终端通过无线方式连接起来，相对开放，通信价格低廉，便于人们生活。WiMax：是更大范围的无线信号网络，一般用于城域网的构建技术基础，也是目前3G信号技术应用标准。Mesh网络：采用网络拓扑结构，也称多跳网络，其相对于其他网络传输，可靠性更高，而且传输速率更快。RFID技术：是一种无线射频识别技术，能够通过特定的无线电通信讯号识别目标及其数据信息，在门禁、票务等系统中多有使用。
2.1自动化数据的控制与采集
在油气自动化生产过程中，信息的自动化收集与处理是整个自动化控制的重点。自动化数据采集系统采用集散型控制结构，运用两级SCADA自动化监控系统来实现对生产系统内各技术参数的实时数据收集与控制。油气自动化生产中，在联合站、计量站、油井等相关技术控制区域设置信息收集与控制基站。基站与生产系统中各离散点通过传感器与变送器进行数据信息收集，并利用各自动阀门、压力参数通过自动程序的控制进行实时的调节以实现PID闭环控制，从而构成油气生产自动化控制的一级SCADA监控。基站通过光纤、WLAN等方式将实时数据信息及时传输到工控室、自控中心，通过自控中心与工控室的调度实现数据的动态显示与数据信息异常的及时处理，从而实现对生产系统的控制。由此构成油气自动化生产控制的二级SCADA监控系统。一级单元与二级单元相互之间通过电台进行数据交互，以实现整个网络的信息实时交互联系。
2.2多媒体视频监控系统
多媒体视频监控系统一般由视频客户端、视频监控单元、视频监控中心组成，设置在厂区生产系统及其附属设施、系统的视频监控单元将实时的视频监控信息编码成数据流通过网络传输到视频监控中心，通过转码解流将视频信息反应到视频客户端上，由此实现实时的视频监控。而在整个视频监控系统中比较重要的一个部分是网络视频器，主要负责各种多媒体影像声音的采集以及该视频影像的压缩编码；同时，将网络用户以及监控中心的实际控制命令有效地往前端设备上进行传输。目前，MPEG-4网络视频编码器的压缩比例相对较高，运动补偿性方面较为优越，逐渐成为主流。由于大部分采油厂的视频监控多置于室外，所以，一般要选用能够进行360°全景扫描的恒温监控设备，实施对整个尤其生产自动化系统的全天候监视。后端的监控中心主要是由交换机、多媒体电视强以及视频服务器等等设备有机组成的。其中，视频服务器主要是用来管理源于网络视频编码中的相应的网络视频流，并运用组播技术提供相应的视频服务给相关的网络用户，真正实现多媒体数字化实时监控以及网络点播检索行为的有效运行，监控中心可以授权网络用户，这部分被授权的网络用户称作是客户端，客户端为外网用户以及本地网用户均可以。
2.3宽带Ethernet网络系统
2.3.1网络结构
各信息收集基站（联合站、计量站、油井等）收集的数据信息汇集到工区控制处理器，工区工控室通过报表生成、实时图像存储等数据处理后传送到厂部自动化控制指挥中心，以方便厂部领导及技术人员实时浏览各基站主要技术参数、主要实时信息以及异常信息的监测与处理。各基站与工控室、工控室与自控中心之间的连接一般采用光纤、数字微波、WLAN等多种传输方式，通过点到点、点到面、面到面的星状连接网络构建出油气生产系统无线通信网络。
2.3.2组网方式
各基站之间的信息传输组网一般采用可靠性较高、受干扰程度较低的光纤进行连接。从厂部局域网引出光纤连接到油田信息网，如果从厂部到工控室之间的信息连接系统如小容量微波系统不能满足宽带传输的需要，可通过在两端加装E1/RJ45网桥的方式实现微波系统扩容。在基站站点过多、涉及范围过密集、涉及地理环境过于复杂的局部区域，可采用光纤/WLAN混合的方式进行组网，以避免区域光纤连接的复杂性。
3结语
篇2
【内容提要】大企业的发展是衡量一国经济实力和国际竞争力的主要标志。进行产业结构的调整要落实到企业特别是大企业的经济行为上，以大企业的发展推动我国产业结构的调整。
现代市场经济中，企业是经济活动的主要承担者。不仅一国国民财富的增长、人民生活水平的提高要依赖于企业活力的增强，而且在经济全球化的今天，国与国之间的竞争也主要是彼此之间企业的竞争，特别是大企业之间的竞争。大型跨国公司、企业集团等日益成为世界舞台上的主角。拥有一批大型的、先进的、在国内具有支柱地位、在世界市场上占有稳定份额的具有较强国际竞争力的世界性大企业是一国经济实力的体现。而现代市场经济不仅需要微观主体——企业的参与，而且需要政府作用和功能的有效发挥。政府作为经济活动的协调和服务者，致力于解决微观经济活动主体——企业和市场机制所不能合理解决的问题。制定合理的产业政策，进行产业结构的调整，推动各产业的合理发展，从而促进国民经济的持续、快速和协调发展就是一项重要的职能。政府对经济的干预最终要落实到企业主体的行为上，通过企业行为传导其政策措施，来实现经济的良性循环。我们应将以上两项经济任务结合起来，推动大企业发展和产业结构调整实现良性互动，增强大企业在产业结构调整中的作用。
一、大企业自身优势对产业结构调整的影响
国际国内经济发展的实践都表明，在以结构调整、技术进步为主要内涵的经济发展阶段，大公司和企业集团在国民经济中发挥着特殊的重要作用。大企业具有融资、技术开发和资本经营等综合，在产业结构调整中有其他企业和政府所不具有的优势。不仅是一国经济实力和国际竞争力的体现者，而且可能并且应该成为产业结构调整的主体。
首先，大企业具有规模经济优势，资金、技术实力雄厚，可持续发展能力强，能够承担起对产业发展具有重大带动作用的资金数额大、技术含量高、建设周期长的项目的建设。这为众多的中小企业所无法企及。
其次，大企业是产业结构高级化的支撑。产业结构调整的一个重要方面是促进产业结构的不断升级和高级化，而产业结构升级的支撑在于技术进步。大企业又是产业内技术进步的策源地，拥有大量技术人员，科研开发能力强，是推动产业技术进步和科研成果转化的主体。大企业的技术创新和产业化活动不断创造出新的产业群，把产业结构日益推向更高层次。
第三，大型企业集团内形成的大企业与中小企业的共生关系可以将大企业的技术和管理优势通过产业链传递到中小企业，从而带动大批企业乃至国民经济素质的提高。因此，大企业具有促进产业结构升级的重要作用。
第四，大企业能有效地执行政府产业结构调整的政策。目前的大型企业一般以企业集团为其组织形式，集团内以大企业为骨干，集合众多的中小企业。众多中小企业的经济行为依托于大企业的发展战略和方向。大企业在政府产业政策和众多微观经济主体之间起着政策传导作用，能够协助产业政策的调整，提高结构调整的有效性，保证政策效果。
最后，大企业在其经济行为中不断进行的兼并收购活动是结构调整的巨大推动力。频繁的并购活动可以及时有效地调整和校正产业结构的扭曲现象，保证其按正常的轨道发展，而且其兼并收购活动造成的资产转移本身就是产业结构调整的有机组成部分。
二、当前我国产业发展中发挥大企业主导作用的必要性
产业间形成合理的具有动态发展能力的结构是国民经济持续、协调、稳定发展的前提条件。目前，我国产业结构中存在的问题主要有以下几个方面。
（一）产业结构滞后。经过多年的高速发展，我国居民的消费结构已经开始从温饱型向小康型过渡，从满足需要向选择性消费转变，但产品的供给结构却不能与之适应。同时，产业结构也滞后于生产需求的发展，技术密集型和资金密集型产品仍然大量依赖进口。根据第三次工业普查资料显示，我国达到买方市场状态的工业品已占93％以上，绝大部分产品都处于供大于求或供求平衡的状态。整个经济呈现出过剩经济的特征。但这种生产能力过剩与装备、工艺水平低，达不到规模经济并存，与人民收入和消费水平受到抑制并存。由此可以看出我国供给能力的相对过剩是在人民的消费和生产需求得不到更高层次的满足的情况下出现的。产业结构相对于需求结构来说显得过于滞后和低级，成为制约我国经济向更高层次发展的障碍。
（二）产业的内在素质差。一个突出表现就是技术结构水平低，装备落后。从总量上看我国一次性能源、水泥、钢铁、粮食、棉花、油料、肉类产品等生产量都居世界前列，但国内生产总值只有近一万亿美元，我们用同样的能源、原材料生产出的价值量仅相当于发达国家的1/4甚至是1/6。产业技术落后，使对产业质量、性能以及生产过程影响较大的技术设备进口不断增加。据调查，在我国15个行业中，关键技术的掌握与应用及大中型企业的技术水平比国际先进水平落后5—10年，个别行业则落后20—30年。产业技术水平的低下造成了产品和服务的档次水平低以及对资源环境的巨大压力，不断透支着经济持续发展的资源，使我国在国际市场上只能依靠劳动密集型产品获取很小的份额，而对技术水平高、附加值高的产品又表现出巨大的需求。但是随着加入世贸组织以及其他发展中国家的崛起，我国在劳动密集型产品上的优势也将逐渐被侵蚀。
（三）各产业内部结构不合理。产业结构不仅包括三大产业间的关系，而且包括各产业内部的结构构成状况。从农业的情况来看，我们一直强调农业的基础地位，但农业仍然是国民经济发展中的薄弱环节。我国现有农业生产方式，粮食作物和其他经济作物各自所占的比例远未达到现代化大农业的要求。贸工农一体化程度不高，大量的农民依然进行着维持基本生活的粮食生产，农产品深加工程度不够。从工业来看，如前所述，结构严重失衡，低水平过剩与高技术层次产品的短缺并存。进出口结构的不合理源于工业内部结构的不合理，反过来又加剧了这种不合理状况。第三产业内部发展也不平稳。第三产业中的传统产业居于主要地位，新兴产业和要素市场发展滞后，特别是教育、金融创新和交通运输制约更为突出。
（四）地区产业结构趋同状况严重。据有关资料显示，目前我国中部和东部工业结构的相似率为93.5％，西部与中部工业结构的相似率为97.3％，分别比1981年增加了13.8％和6.9％。对全国30个省（市、区）的九五计划和2010年远景目标汇总统计后发现，各地所选的支柱产业大多集中在汽车、电子、石化、机械等工业上，而且产业内重点发展的行业和产品也极为相似。在传统计划经济时期，我国实行地区均衡化的发展战略，各地区在产业发展布局上，追求本地完整的产业结构体系。向市场经济过渡的时期，由于市场约束机制、风险机制不健全，投资主体权责利不对称，以致重复建设、盲目建设一再出现，加剧了地区结构的趋同。同时，各地方政府由于原有财政体制和国有经济的原因，也成为经济利益主体，同时也作为“政治人”追求政绩，这种双重身份导致其行为的非理性，一味追求产值和速度，加剧了产业结构的趋同现象，地区产业结构的严重趋同破坏了地区间、企业间合理的社会分工和专业化协作，无法实现集约经营和规模经济，使社会资源配置处于低效或无效状态，严重影响了国民经济的整体布局和经济持续发展。
（五）产业政策与其他政策缺乏配套。我国以往的产业结构调整主要是拉平补齐的适应性调整，这种产业结构调整政策不仅具有滞后性、低水平的特征，而且在其实施过程中与其他措施不能很好地配套，从而消解了一部分政策效果。其中最突出的问题就是与劳动就业、城市化的关系问题。在我国工业化的进程中，城市化的步伐相对滞后，大量的农业剩余劳动力无法转移。同时，产业结构升级调整，资本有机构成提高使原有企业不断积累相对富余的职工，这使就业压力不断增加。而就业问题的压力又使产业结构调整升级的目标与其发生冲突，从而阻滞产业结构的调整。就业结构的刚性固化了产业结构调整的步伐。劳动力的相对过剩，增加了社会负担，又减少了用于改进产业结构的资源。因此，政策不配套，使产业结构的政策效果偏离了目标。
另外，大企业在产业结构调整中的作用尚未得到充分发挥。现在，发达国家几乎所有重要产业都是大企业唱主角，不少经济学家说我们正处在以大企业为轴心的经济时代。发达市场经济国家的一些关键产业的集中度都非常高，例如美国在1979年汽车、平板玻璃、汽轮机与汽轮发动机、家用冰箱与冷柜、电视显像管几个行业最大五家企业的集中率分别为99％、92％、90％、85％和83％。但是，我国企业普遍竞争力不强，特别是缺少足以在国际上立足的大公司、企业集团。进入世界500强的大企业数与我国国民经济的规模不相适应。而且大企业在产业结构调整中应有的作用并未得到充分的体现。
首先，产业结构调整大多是以政府为主体来进行的，政府不仅制定产业政策，而且亲自参与到经济结构调整的过程，政府对产业发展的大量干预不仅使信息在部门和层级之间的传递发生扭曲，而且存在地方政府和企业与政府之间的“博弈”。实际效果明显低于对政策效果的预期。
其次，大企业在技术创新能力上与国际先进水平仍然差距明显，难以较好地推动我国产业结构升级。以R&D投入一项来看，世界500强的R&D投入占其销售收入的比大都在5％—10％，有的甚至更高。而我国2000年2655家企业集团中，R&D投入只占主营业务收入的0.9％，超过5％的很少。大企业技术竞争力的落后阻碍了其带动产业结构升级的能力。
再次，很多大企业所进行的兼并收购等资本经营活动单纯为“做大”而进行，不能很好地发挥其在产业结构调整中的作用。很多资本经营活动脱离其基本的生产经营活动，短期内把企业做成了“胖子”，却不能增强其内在素质，对产业内行业的发展和产业间关系的调整作用甚微。
三、积极发展大企业，推动产业结构优化升级的对策
现代市场经济体制的两个重要特征一个是大企业在国民经济体系中的主导地位，另一个是政府对经济运行所实行的宏观政策，而前者是后者产生效果的基础。因此，我们有必要把以上两项经济任务有机结合起来，增强大企业在产业结构调整中的作用，以大企业的发展来带动产业结构优化和升级。
（一）明确大企业在产业结构调整中的主体地位。在市场经济条件下，以利益为导向的企业特别是大企业应承担起产业结构优化升级的重任。大企业、企业集团的产权多元化有助于企业家的职业化，使多元投资主体有动力在全社会范围内选择优秀的经营者。而市场优胜劣汰的压力会使企业家真正做到行为长期化，狠抓技术创新，培育新的增长点，增强企业的竞争力，带动技术体系升级和产业结构的调整和升级。企业作为产业结构调整的主体不仅能够带动产业升级，而且能对产业结构的布局起到积极的作用。因此，要改变以往产业结构调整以政府为主体的不规范现象，使产业结构的调整真正依赖于微观经济活动的主体——企业来进行。
（二）通过大企业技术创新，带动产业结构升级。技术是产业关联的本源要因，技术体系的变动推动产业结构的变动，技术体系的升级推动产业结构的升级。R&D是技术创新的源泉，而R&D投入低、技术人员少—技术创新能力不足—产品市场占有率低—低利润—R&D投入水平低、高素质人员缺乏，形成恶性循环，导致产业结构的升级没有依靠。因此，增强企业的技术创新能力是培育和发展大企业、企业集团的关键。而大企业由于其本身的实力雄厚，资金、技术、人员等方面相对于小企业来说都占有优势。因此，在技术创新上也占有相对的优势，是技术创新的主体。
大企业和企业集团在一个产业中居于主导地位，中小企业围绕大企业形成竞争协作的关系，大企业的技术进步势必形成技术扩散，从而带动整个产业的技术进步。
（三）以大企业的发展，推动地区产业结构的合理化。大企业和企业集团的发展有很多途径，主要是自身积累和外部扩张的方式，其中又以以资产为纽带的兼并重组为主要方式。企业之间的资产重组要以完善的资本市场为依托，以取得规模经济效益为目的，通过市场机制进行。企业通过资产重组组建企业集团的过程也是进行产业结构调整的过程。企业的资产重组是产权转移的过程，而产权转移又涉及生产诸要素的流动和优化组合，通过优势企业对被并购企业生产诸要素的重组，逐步实现生产组织结构和产业结构的优化组合。企业通过资产重组组成以大企业为核心的企业集团，可以通过存量资产的流动和重组来调整国有经济的产业分布结构，将生产资源进行再优化配置。同时，按市场经济原则组建企业集团，加强企业多种形式的联合、兼并、控股等活动，通过企业组建跨部门、跨地区、跨所有制甚至跨国的大型公司和企业集团，能够打破地区、部门分割，修正地方政府对资源的不合理配置，使各地区和部门原来分散的矛盾和利益变为集中和统一的利益，促使地区和部门对企业的管理真正向间接管理转化。为解决地区产业结构趋同问题提供途径。
篇3
关键词：油气管道工程建设；管理；创新； 对策
中图分类号： D407 文献标识码： A
一．引言
进入新世纪，作为继公路、铁路、空运、海运之外的世界第五大运输体系，油气管道建设迎来了大发展，也面临着严峻挑战。一是管道建设规模不断扩大，从小规模单一管线向项目群发展；二是管输种类多元化，从之前单一原油、天然气、成品油输送向多品种混输转变；三是管道建设队伍多元化，呈现多行业、多兵种等特点。凡此种种，使得管道建设任务繁重，建设管理难度加大。
二．建设项目管理理念的创新
从目前来看，传统的建设体制和管理模式已不能适应当前及今后一个时期管道建设发展的需要。特别是随着中国石油建设综合性国际能源公司战略的推进，如何进一步创新管理理念，理顺管理机制，优化资源配置，科学组织生产，使天然气与管道业务成为中国石油最具成长性的效益增长点，成为中国石油管道建设需要迫切解决的新课题。
油气管道工程因为涉及面广所以要树立一条基本理念“尊重环境、尊重政府、尊重群众、尊重建设力量”，工程建设中的所有的活动都要符合这一理念的基本要求，指导领导指挥人员和建设人员的行为。首先在建设工程的规划阶段和线路选择上，要与政府各相关部门协商并考虑到沿线群众的生产生活条件，在保障管道畅通和工程顺利进行的前提下进行线路的合理选择和确定，例如尽量避免通过国家自然保护区和经济发达的乡镇；此外还要考虑到环境的影响和污染，管道建设要慎重考虑所经之地的自然地理环境，尤其是地质灾害状况和其他对管道有较大破坏作用的地段，如煤矿采空区、滑坡泥石流易发区等，在建设工程实施之前一定要制定详细的环境污染评价报告书，对可能造成的污染和相关解决措施都详细研究并报有关部门审批。总之，油气管道工程的线路选择和工程规划一定要落实尊重的理念，保障各方的利益，做好协调善后工作；尽量降低风险系数，减小完工后管道所要面临的安全风险和隐患；保护自然和社会环境，减少对自然植被和经济发达区的占地等。
三. 管理的创新
立足于发展的新起点，中国石油为充分发挥集团公司管道建设整体优势，有效配置资源，推进管道建设与生产运营分开运行。2007年，专门成立了对管道建设项目实施集中管理和投资运营的机构——中国石油管道建设项目经理部，推动管道建设从经验型管理向程序化管理转变。无疑，“建管分离”的提出和实践，书写了管道建设史上不同寻常的一笔。
1. “建管分离”：体制创新带动管理创新
管道建设项目经理部成立一年来，不断完善组织机构建设，以架构清晰、职责明确、体系完备、流程顺畅为原则，以体现专业化管理，涵盖管道建设全过程，有利于履行监督、服务、支持、保障职能为基础，进行了扁平化矩阵式的组织架构设置，确立了一级管理的运行模式。
为促进项目群建设实现多维协调、快速反应和高效管理，按照集团公司建管分离和统一组织领导、统一工作方法、统一工作标准、统一工作程序的要求，管道建设项目经理部坚持前期筹建与项目建设、体系建设与项目群管理、机构组建与队伍建设、项目组织实施与党风廉政建设“四个同步”推进。一年来的实践表明，建管分离体制下的项目管理，使人力资源、物资采办、设计、施工等各种资源在同一个平台上得到有效配置，推进了管道工程建设平稳进行。
2. 加强设计创新的管理
设计是工程建设的灵魂，设计应当由勘察人员与设计部门共同组建设计联合体，运用现代项目管理软件共同完成。设计方案应当有序完成，从初步设计到施工设计，所以这一过程中也需要加强管理，对工程的各个阶段设计要确保科学性和可行性，保障工程项目的顺利完工。此外，设计联合体还应当对需要选用的设备、材料和相关标准和规格做出详细报表，协助采购单位选购质量合格的工程材料，如有需要设计单位应当派专业人员参与技术、材料采购的谈判，对相关问题做出说明。
3. 加强施工的有效管理
施工管理是要求具体的施工中履行开工报告程序，有成熟的施工方案，相关技术已经落实，设计图纸经过审查可用，工程设备经过检验合格并记录在案，每个工序之间有交接过程，确定了检验标准，最后竣工得到综合评定。这是施工中的总体要求，具体到细节，就是在焊接、管线布置等方面都要有执行监理进行监督，保证每道工序都按照标准实施，并在施工中贯彻好监督管理，及时纠正违规操作。施工管理中可以配套相应的奖惩机制，激励建设单位以最优的成果来完成施工这一主要环节。
四．对策。
1. 提高认识，加强领导。开展油气管道安全生产事故防范创新体系建设，是弥补安全生产薄弱环节，防范生产安全事故发生的重要措施，对于构建该县油气管道安全管理长效机制，保障人民生命财产安全具有重要意义。各部门要充分认识到做好油气管道安全管理的重要性，加强组织领导，强化宣传动员，营造工作氛围，切实把油气管道安全生产事故防范创新体系建设工作摆在重要位置上来抓。
2. 制定计划，落实责任。各有关部门要根据本方案制定油气管道安全生产事故防范创新体系建设工作计划，围绕工作任务和工作重点，进行量化、细化，做到定人、定职、定责、定效，确保工作抓具体、抓深入、抓到位。
3. 加强协同，务求实效。有关部门要加强沟通和协调，强化工作联动；要深入基层、深入企业，开展工作调研，努力掌握第一手资料，力求发掘和攻克油气管道安全生产疑难杂症的管理新机制、新举措和新方法，着力提高安全管理水平，确保油气管道安全生产事故防范创新体系建设和隐患排查治理工作取得实效。
4. 职责得以明确，管理才能到位，质量方可保障。管道建设项目经理部从源头抓起，严格执行准入制度和退出机制，严把承包商队伍资质关、HSE业绩关、人员素质关、现场监督关、施工管理关，通过合同约束EPC承包商、施工承包商、供应承包商，在全面负责项目管理的同时，依靠监理和EPC主管业务系统进行统筹监管。
5. 统一工程管理，落实到设计、施工和监理的各环节。油气管道工程量浩大，所以存在施工中向下发包的情况，而发包单位往往不具有大型工程建设的资质和经验，施工质量也没有有效的保障；监理单位和人员也存在水平有限的问题，个别监理人员执行素质不高会严重影响工程最后的质量。
五．结束语
虽然我国已基本建立了油气管道的监管机制，但是还不够完善，存在政府部门监管职能交叉、央企与地方政府利益冲突、企业责任主体不落实、应急响应水平低、协调机制不健全等问题。由于我国在管道安全技术方面起步晚、基础薄弱，创新能力不足，关键技术和设备主要依靠国外。因此，应加强管道安全技术研究，建立管道基础信息数据库、实现关键技术国产化。因此我国应大力发展创新型道路，重视人才的培养，着重于油气管道的创新，并将创新应用于实际工作中，促进管道建设的管理模式将更加科学、完善。
参考文献
[1] 李平，刘健.大型油气管道工程建设项目管理创新与应用.[期刊论文] 《西安石油大学学报（社会科学版）》 -2011年5期.
[2] 李平. 项目管理技术在川气东送管道工程中的应用研究. [期刊论文] 《沈阳工程学院学报：社会科学版》 -2011年4期.
[3] 陈志龙，张明东.油气管道工程建设项目管理创新与应用. [期刊论文] 《中国新技术新产品》 -2013年3期
篇4
[关键词]潜山 储集特征 辽河断陷滩海区
[中图分类号] P612 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2015）-9-48-1
辽河断陷滩海区位于渤海湾盆地北部，属辽河断陷陆上向海域的自然延伸。其地质特点与辽河断陷陆上相似，具有典型的陆相断陷盆地特征。区内油气资源丰富，构造复杂，油气藏类型多样，并在新生界已找到非常可观的油气储量规模。在具备油源及盖层条件下，潜山油气藏主要受控于潜山孔缝的发育程度，所以探讨潜山孔缝发育规律、寻找孔缝发育带是潜山油气藏研究的关键问题。
1潜山油气藏勘探进展及研究现状
潜山油气藏由于其油源丰富、储集条件好、圈闭容积大、单井产量高，正受到国内外石油地质学家的高度重视，而潜山油气藏的研究是随着其勘探开发进展而进行的。
1.1潜山油气藏的概念和分类
潜山油气藏是一种特殊类型的基岩油气藏，是位于年轻沉积层底部的区域不整合面之下、地貌呈高断块或隆起的较老地层中的油气藏。
1.2潜山油气藏勘探进展及研究现状
潜山油气藏由于其油源丰富、储集条件好、圈闭容积大、单井产量高，正受到国内外石油地质学家的高度重视，而潜山油气藏的研究是随着其勘探开发进展而进行的。
1.2.1国内潜山油气藏勘探进展
我国最早发现的古潜山油田是1959年酒西盆地的鸭儿峡古潜山油田，储层为志留系千枚岩、板岩及变质砂岩，潜山高度500 m，潜山项部风化壳较发育。渤海湾盆地不仅是我国东部盛产油气的地区之一，而且以其富集高产的潜山油气藏著称于世。目前潜山油气藏的勘探由寻找大型的、明显的、简单的高中潜山转到寻找中小型的、隐蔽的、复杂的中低潜山，潜山油气藏已成为我国重要的油气勘探方向。
1.2.2潜山油气藏研究现状
潜山油气藏的早期研究多为已发现油藏的坳陷或盆地的区域地质研究，其后则侧重于潜山成藏条件及同类型坳陷或盆地的对比研究，以期发现新的潜山油气藏。国外古潜山油藏注重于某一个盆地的潜山成藏条件、特点及分布规律，没有形成一个系统理论。1960年，近年来，随着潜山油气勘探形势越来越紧迫，国内外涌现了许多成型的潜山储层研究技术和手段，如高分辨率地震勘探技术、地应力预测技术、5700测井成像技术、多地震属性预测技三维可视化技术等，使潜山储层预测研究日益深化、完善。这些新技术、新方法及新理论成藏动力学、含油气系统的提出和应用，使潜山油气藏研究提高到了一个新高度。
2变质岩储层
2.1储集空间类型
变质岩储层几乎都是裂缝型的，本区太古宇岩性是混合花岗岩，根据成因、形态，其储集空间大致有以下几类
（1）构造裂缝：太古宙岩石经受频繁构造活动，形成构造裂缝创造了良好条件。特别是中、新生代剧烈的断裂活动，为刚性较强的混合花岗岩形成构造裂缝创造了良好条件。据辽河断陷变质岩潜山研究表明1mm，构造裂缝多受张性正断层控制。其中高角度裂缝（与岩芯横切面夹角大于75o）分布多与断层走向平行，缝壁规则，开度多在l mm以上，延伸长；斜交裂缝（夹角在15o～75o之间）数量多，在构造裂缝中占70%以上，开度一般在0.01--1mm之间。这两种裂缝是变质岩主要储集空间。而低角度裂缝（夹角小于15o）多是在压性应力作用下形成，开度多小于0.01mm，不发育，储集性差。
（2）风化孔缝：太古宙岩石在漫长地史中多次处于抬升状态，潜山顶部风化孔缝发育。多表现为裂缝错综，密度较大，网状形态分布，多为溶缝式风化淋溶裂缝。
（3）溶孔：溶孔在变质岩储层分布不普遍，发育程度差，大小不等，主要有粒间溶孔、晶内溶孔、蚀变溶孔等。
2.2储层裂缝物性分析
2.2.1物性分析
有关资料显示，变质岩储层孔隙度一般都很低，约为1.7%--8%。辽河断陷孔隙度平均值为2%--4%。通过物性的相关性分析，显示裂缝开度与孔隙度关系不明显，这可能是由于裂缝的随机性及裂缝间距造成。从变质岩潜山油藏的试井资料到生产井的试采资料也都反映储层产能与孔度关系不大，推测是因裂缝的高度连通性和巨大的总体容积空间而造成高产和较大的地质储骚。显示渗透率与孔喉半径存在较为明显的线性关系即渗透率随着孔喉半径的增大而增大，这就证明裂缝开度的大小是决定变质岩储层性质的主要因素。
3碳酸盐岩储层
3.1储集空间类型及物性
本区碳酸盐岩储集空间比较复杂，根据成因、形态，其储集空间大致有以下几类：
3.1.1构造裂缝：
A张裂缝：裂缝延伸较远，镜下宽度约0.03-0.08mm，多为方解石或泥质半充填。岩芯中可见长约8 cm、宽2～5mm的垂直层面张裂缝被方解石充填。这种高角度裂缝串通上、下层面，把各种类型的孔缝连通起来，有利于改善储层物性。
B “X”型剪切裂缝：裂缝呈X型与层面斜交，缝面较平直，镜下宽0.02-0.1mm。可见后裂开的一组切割先裂开的另一组，为方解石半充填。岩芯中也可见有两组X相交的，共轭剪切裂缝，其中一组倾斜裂缝.与层面约40o～45o相交，与其共轭的另一组不发育。裂缝宽约2～8mm，比较平直，延伸长约10～15 cm。
3.1.2风化孔缝及洞穴：
风化裂缝网状分布、缝擘不规则。裂缝宽窄不一，宽度0.01-0.1mm，延伸较远，密度也较大，多为方解石全充填或半充填。
3.1.3溶蚀孔缝及洞穴：
一般较宽，缝壁不规则，呈弯曲状延伸，镜下宽度为0.05～0.1mm，呈半充填，充填物为方解石和石英。该类裂缝多在原有缝隙（如X型剪切裂缝、张裂缝或缝合线）基础上局部溶蚀扩大而成。
参考文献
[1]李文权.刘立.焦丽娟.王丽 辽河坳陷曙北地区新生代层序地层及沉积体系发育特征[期刊论文]-地质力学学报2004，10（2）.
篇5
论文关键词： 油气储运；设备管理；维护工作
论文摘要： 随着我国经济建设及科学技术的高速增长，油气储运的发展规模不断扩大，油气储运设备在油气储运上的地位也日益显著。加强油气储运设备管理与维护，是改善油气储运工作a条件，提高储运质量和经济效益的保障。本文从要定期给设备进行体检；加强压缩机各主要部件的定期保养和维护；油气储运设备管理要实行“三定”制度；加强油泵日常维护与保养；管理日常化，维护保养经常化等方面就如何加强油气储运设备管理与维护工作进行了深入的探讨，具有一定的参考价值。
引言
油气储运顾名思义就是油和气的储存与运输。在石油工业内部它是联接产、运、销各环节的纽带，包括矿场油气集输及处埋、油气的长距离运输、各转运枢纽的储存和装卸、终点分配油库（或配气站）的营销、炼油厂和石化厂的油气储运等。随着我国经济建设及科学技术的高速增长，油气储运的发展规模不断扩大，油气储运设备在油气储运上地位也日益显著。加强油气储运设备管理与维护，是改善油气储运工作条件，提高储运质量和经济效益的保障。
1 如何加强油气储运设备管理与维护工作
1.1 要定期给设备进行体检
为了延长设备“寿命”，在设备管理上，我们应该实行每月定期“体检”，增强设备的“免疫力”。以新疆油田油气储运公司为例，长期以来重视加强设备的安全管理工作，每个月对所有运行设备的振动情况都要进行一次检测，检测任务由克拉玛依科比公司承担，对不符合振动检测标准的运行设备单独核实，及时反馈给油气储运公司，油气储运公司根据检测结果，对存在的问题认真分析原因，找出相应的解决办法，有力的保障了设备设施的安全平稳运行。
1.2 加强压缩机各主要部件的定期保养和维护
压缩机是油气储运中的重要设备。为了使压缩机能够正常可靠地运行，保证机组的使用寿命，需制定详细的维护计划，执行定人操作、定期维护、定期检查保养，使压缩机组保持清洁、无油、无污垢。
第一，维修及更换各部件时必须确定：压缩机系统内的压力都已释放，与其它压力源已隔开，主电路上的开关已经断开，且已做好不准合闸的安全标识；
第二，压缩机冷却油的更换时间取决于使用环境、湿度、尘埃和空气中是否有酸碱性气体。新购置的压缩机首次运行500h须更换新油，以后按正常换油周期每4 000h更换一次，年运行不足4 000h的机器应每年更换一次；
第三，油过滤器在第一次开机运行300h~500h必须更换，第二次在使用2 000h更换，以后则按正常时间每2 000h更换；
第四，维修及更换空气过滤器或进气阀时切记防止任何杂物落入压缩机主机腔内。操作时将主机入口封闭，操作完毕后，要用手按主机转动方向旋转数圈，确定无任何阻碍，才能开机；
第五，在机器每运行2 000h左右须检查皮带的松紧度，如果皮带偏松，须调整，直至皮带张紧为止。为了保护皮带，在整个过程中需防止皮带因受油污染而报废。
1.3 油气储运设备管理要实行“三定”制度，维修要及时
实行“三定”制度，主要设备实行定机、定人、定岗位制。每台设备的专门操作人员必须经过培训和考试，获得“操作合格证”之后才能操作相关的设备；在采用多班制作业，多人操作设备时，要执行交接班制度；对于新购或经过大修的设备，必须经过磨合期的试运转过程，以延长使用寿命，防止机件过早磨损；此外还要严格实行安全交底制度，使操作人员对施工要求、场地环境、气候等安全生产要素有详细的了解，确保设备使用的安全。
设备在使用过程中，不可避免地会出现各种各样的故障，必须及时采取相应的保护性或适应性维修措施，以防降低设备的使用性能，缩短使用寿命，甚至酿成事故。当设备必须送修时，绝不能允许带病作业，但是在没有场地、设备等必要的条件下，切勿勉强拆修，以切实保证修理质量。拆装要按使用说明书和一定的工艺程序，使用专用工具进行，在拆装前后，零件要摆放整齐，严防磕碰和日晒雨淋。按目前施工生产的特点，设备维修工作可分为故障前的预防性维修和故障后的排障性维修。预防性维修是一种为防止设备发生故障而进行的定期检修业务，定期检查和维修保养，以查明和消除隐患，目前普遍采用的是依据设备的大修和二、三级保养，同期对其进行定期维修的方法。故障后的排障维修是在设备出现故障后进行的有针对性的修理。
1.4 加强油泵日常维护与保养
油泵是一种理想的油气循环泵或作载热体输送油气泵。油泵日常维护需要注意的是：
第一，在开始运行初期有少量泄漏是正常的，在经过一定时间运行后泄漏将会减少或停止；
第二，选择泵的安装位置时，要使泵盖和轴承座的热量便于扩散，不出现任何蓄热现象。不许用输入管上的闸阀调节流量，避免产生气蚀；
第三，泵不宜在低于30%设计流量下连续运转，如果必须在该条件下运转，则应在出口装旁通管，且使流量达到上述最小值以上；
第四，注意泵运行时有无杂音，如发现异常状态时，应及时处理；
第五，停机：切断电源。将泵内液体放空，清洗且应定期把叶轮旋转180°，以防止轴变形，直到油泵完全冷却为止；
第六，经常检查地脚螺栓的松紧情况，泵的泵壳温度与入口温度是否一致，出口压力表的波动情况和泵的振动情况。
1.5 管理日常化，维护保养经常化
在建立机制的基础上，我们把维护保养的内容和标准溶解到设备管理活动当中去，使维护和保养工作做到有质、有量、有形、有效的开展，做到设备维护保养工作经常化。为了巩固和保持设备维护保养的标准，我们在设备管理上严格执行交、接制度，做到“五交、三不交”。五交是：交生产和工作情况的同时，交设备运行和使用情况；交不安全因素，预防措施和事故的处理情况；交滴漏跑冒情况。“三不交”是：遇有设备事故没处理完不交；设备问题不清楚不交；设备卫生不达标不交。
2 结论
油气储运设备管理及维护是一门综合性的应用学科，无论是理论方面还是实际应用方面都是与时俱进的，我们只有在坚持提高经济利益，强化管理，加大创新管理力度，才能不断提高油气储运设备管理及维护的水平，才能取得较好的经济效益和社会效益。
参考文献
[1]于克祥.工程机械维修的现状与设备的前期管理[J].科技资讯，2009(31)：117-119 .
[2]刘惠坤.浅谈机械设备维修保养的要求与提高设备维护水平的措施[J].消费导刊，2009(5)：105-109.
[3]卢继东.机械设备维护与管理[J].中国水运(学术版)，2007(4)：123-126.
篇6
关键词： 相干体； 正演； 产能建设； 产能
中图分类号： TE21 文献标识码： A 文章编号： 1009-8631（2011）02-0054-02
1概述
1.1文西断裂带基本情况
文123块位于东濮凹陷中央隆起带文留构造西部，是文南油田地区增加动用储量的有利地区目标之一。文西经过近三十年的开发，共发现六套含油气层系（Ed、ES1、ES2下、ES3上、ES3中、ES3下）,其探明程度较低。
从1996年至今，该块曾多次进行地震资料的处理，2003年又进行了地震资料的重新采集，进行了资料的多轮挖潜和目标区的滚动评价，并相继钻探了多口探井，但获工业油井由于油层单一，产能低，虽然取得了一定的钻探效果，但没有发现规模油藏。这一方面显示了该区仍具有较大的勘探开潜力，另一方面也表明该区存在着一定的地质难题有待于攻关。
1.2文西断裂带勘探开发存在的主要问题
1.2.1断裂体系复杂、构造落实程度低
文西地区构造活动强烈，多期次构造活动形成的西倾、东倾的两组断裂在不同时期、不同层位交互切割，使文西断裂带的构造异常破碎、复杂多样，造成区域构造规律性把握不清，构造落实程度低[1]。
1.2.2油气成藏规律认识难度大，勘探风险大
文西地区构造复杂，断层发育，油藏控制因素不十分清楚，油气成藏规律认识难度大。并且该区已探明的油气藏含油层段分散，含油高度小，规模小，油(气)水关系复杂，造成了该区井位部署难度大、钻探风险高。
1.2.3油藏埋藏深，储层物性差，油藏类型复杂，储量丰度低
文西地区储层埋藏深(油藏埋深3300-3800米左右)、物性差(储层平均孔隙度14%左右，平均空气渗透率15.0毫达西)，储层发育不稳定，纵横向上变化大，砂体空间展布规律难以把握，储量丰度低，开发成本高，开发难度大。
2 研究的主要内容
2.1开展区域构造整体研究，分砂组精细评价
文西地区特殊的地质条件，造就了文西构造复杂多样、差异巨大。把文西断裂带作为整体构造单元进行研究评价，研究构造的发展演化和断裂格局，从宏观上把握整体规律，有效地指导了局部构造的研究。
通过精细研究，精确刻画出了断距大于10米的断层，幅度大于30米的圈闭。例如：文123块通过构造精细研究，认清了文123块地层倾向扭转，从而发现两个局部高点，对后续井网的部署起到了指导作用。
2.2开展储层精细研究，搞清储层空间展布规律
文西地区储层整体比较发育，但连续含油层段小，储层变化大，储层的分布发育对油气藏的形成和储量的品质有重要的影响[2]。
首先通过高分辨率层序地层学研究，确定层序地层格架，进行等时地层单元的对比；以取芯井单井沉积相分析为立足点，以连井沉积相分析为桥梁，以砂岩百分含量和砂泥比值为依据，由点到线，由线到面，定量编制不同时期的沉积体系平面分布图，进而评价有利砂体的展布位置。
其次运用地球物理方法进行储层预测评价，文西～刘庄地区沙三一、二段的主要储集体为三角洲前缘环境下的分流河道、河口坝、前缘席状砂和湖泥沉积，因此，储层的纵横向分布相对稳定性差。
目的层段埋藏深，地球物理信息衰减大，高频信息小，整体速度大而砂泥岩速度差异小，由于研究区三维地震数据采样率为1ms，为储层预测工作提供了保障。为了得到较高精度的储层反演结果。
2.3开展油藏综合评价，优选富集区块
文西地区紧邻柳屯―海通集洼陷，是油气的主要指向地区之一。文西地垒带又是次级的复合式背斜[3]，尤其是沙三中层系，为一完整的复合式背斜形态，背斜近南北走向，轴部位于文123井附近，该背斜带应是文西地区油气富集地区。
文西沙二上段和沙一段以及沙三段盐岩盖层厚度大，分布稳定，封堵能力强，决定了沙二下上部，和沙三中上部油气富集段。
综观前述油气藏控制因素可以看出，在平面上文西复合式背斜北部的高点，是油气成藏的理想场所；纵向上储盖层的组合决定油藏体系，沙二下顶部和文9盐下沙三中2是成藏的最有利目的层。
2.4文123块勘探开发一体化的主要做法及效果
以“探、评、建”一体化模式为指导，强化勘探开发的紧密结合，按照“整体部署、分批实施、跟踪研究、及时调整”的原则，加快探明储量向产能的快速转化，提高勘探开发总体经济效益。
2.4.1开展整体方案概念设计，指导一体化滚动勘探开发
按照“探、评、建”一体化的思路，根据文123块构造特点和油气富集规律研究结果，对文123块沙三中1-2盐间油藏进行滚动勘探开发方案整体概念部署。
方案初步估算区块含油面积0.8km2，油层厚度15m，估算石油地质储量70×104t左右，采用200-230m的不规则三角井网进行部署，初步部署新井10口，其中油井6口，水井4口。
2.4.2进行井别分类后分步实施，早期配套，实现区块快速建产
根据文123块沙三中2油藏的概念设计，按照滚动评价井钻探构造高部位揭示油藏、油藏评价井落实产能和储量、开发井进行产能建设的思路，对方案部署的新井进行井别分级后分批实施。
2.4.2.1优选实施滚动评价井，降低钻探风险
为降低钻探风险，减少投资，根据文123块沙三中2油藏的概念设计，结合文123块油藏油气富集特点，首先选取区块内的地质报废井文123井侧钻为第一口滚动评价井，钻探文123块南部小断块构造高点，以揭示该区块沙三中2的含油气情况。
该井完钻后在沙三上、沙三中钻遇油层22.1m/10n、差油层13.1m/9n，油水同层8.9m/4n。其中沙三中2砂组电测解释油层2.8m/1层，干层9.4m/6层。对该井沙三中2单独试油，压裂沙三中2砂组油、干层4.9m/4层，4mm油嘴，初期日产液95.7t，日产油42t，6mm油嘴试油8小时产油37.6t，折算日产油112.8t，沙三中2盐间油藏取得突破。
2.4.2.2进行油藏评价，落实储量规模
文123块取得突破后，为进一步落实该区块的储量规模和产能情况，按原设计方案，又选取了北块的文123-9井和南块的123-13井做为评价井进行实施。文123-9钻遇沙三中油层15m/4n，投产沙三中2砂组7层12.4m，初期日产油31.4t，日产气7958m3；文123-13钻遇油层19.2m/8n，油水同层8.9m/2n，投产沙三中2砂组1层6m，4mm油嘴生产，初期日产油36.2t，日产气7945m3。
2.4.3实施整体部署、早期配套保持地层能量，快速建成产能
根据文南油田文123断块区油藏地质特征、试油试采情况，在开发时应遵循的原则：一是整体部署，分批实施，跟踪分析，及时调整；二是早期注水，保持地层压力开发。
根据储层发育较稳定及含油层段集中的特点，区块采用一套层系进行开发；并根据邻区相似油田文266块已有注水开发经验，以及油藏构造形态，在区块选用井距在200-230m左右的不规则三角形井网进行整体部署。方案整体部署油水井10口，其中利用老井3口，新钻井7口，按整体部署，分批实施的原则进行实施。
按照早期配套的原则，区块从2008年9月开始先后转注了文123-14和文123-11，其对应油井文123-13和文123-12-10井陆续见到注水效果，初期日增油能力24.6t，当年累增油1445t。
在对区块进行整体认识的基础上，按照‘滚动评价、油藏评价、产能建设、早期配套’四位一体的工作思路，重点对文123块沙三中进行产建一体部署，当年完成了区块的“评、建”和注采配套工作。
3 取得的主要成果
3.1新井钻探符合程度高，方案实施符合率高，油藏地质认识准确到位
从完钻情况来看，部署井位均达到设计目的，实钻油层厚度与设计相比，吻合度高达92%。如：评价井文123-9井，位于文123块北部复杂带，所处断阶带东西宽约100m，经过精细井眼轨迹设计，钻遇目的层12.4m/7n，初期日产油39.4t。
3.2滚、评、建一体化，快速建产能
文123块经过勘探开发一体化的实施，形成了有效的产能接替区，勘探效果显著。共实施评价井3口，单井平均钻遇油层14.9m/6.3n，投产初期平均单井日产油47.9t。新增含油面积0.7km2，新增石油地质储量60.24×104t，溶解气地质储量700×104m3。
3.3区块实现当年配套、当年见效，保持高效稳产
区块实现了“当年发现、当年配套完善、当年见效”，增加水驱控制储量52.1×104t，增加水驱动用储量35.5×104t，确保区块的持续稳定开发。2008年区块产量一直保持在120t左右，采油速度保持在4.5%左右。
4 认识与建议
在区带整体评价的指导下，开展局部目标区块精细研究，能够深化对油气藏规律性的认识，有效提高勘探成功率。
通过实行“探、评、建”一体化模式，加快勘探开发节奏，缩短勘探开发周期，能大幅度提高勘探开发效益。
优化综合配套措施，精细生产管理，确保偏远高含盐油藏持续高效开发。
参考文献：
[1] 李存贵，薛国刚等.文西断裂带高分辨率层序地层学特征[J].断块油气田，2005.
篇7
关键词：故障，判断，处理
赤天化股份公司合成氨生产装置是70年代末,由美国凯洛格公司引进,年产30万吨的大型合成氨装置。事故冰机是在大冰机故障或装置停车期间，为液氨贮罐提供冷量和保护其安全而设置的专用运行设备,随着投用年限的增加，各种问题逐渐增多，特别是1992年新增小液氨贮罐后，机组能力明显不足，高压缸后冷却器压力长期处在高限状态，安全排空阀启跳频繁。每年大修期间的20多天里，平均只能运行4、5天，大部分时间是开液氨贮罐顶部放空阀来维持贮灌压力，这样对环境即造成污染又对其设备的安全运行带来威胁，也给公司造成了极大的经济损失。因此2003年我们对机组进行彻底的改造，取得了满意的效果。
1 事故冰机工艺说明及工艺流程图(见图1)
来自液氨贮罐气氨，首先进入低压缸气体饱和器V1，与冷却器E1来的致冷剂(液氨经减压阀S1后，变为气氨，压力由1.5MPa减压至0.005MPa,温度由30℃降至-33℃)，进行混合使干气体得到致冷,并使温度降至-23℃,然后进入低压缸C1进行压缩，压力由0.0033MPa升至0.5MPa ,从C1出来的气氨首先进入油气分离器V2，将气体中夹带的油分离出来,并通过返回阀Q1返回低压缸油箱，分离后的气体进入高压缸C2进行压缩，压力由0.5MPa升至1.5MPa,然后进入油气分离器V3,分离出来的油通过返回阀Q2返回油箱，出来的气体由冷却器E1上部进入，气氨被冷凝成液氨后返回液氨贮罐。
2 改造内容
2．1低压缸出口气体温度高
运行中低压缸出口气体温度高达180℃，造成高温停车连锁动作（设计值156℃），至使机组无法正常运行。根据运行记录，发现低压缸进口饱和器，长期已来都没有起液位，说明冷却器来的致冷剂根本没有进入饱和器，使干氨气在饱和器中没有得充分的致冷和降温,就进入低压缸,造成低压缸负荷加重,出口温度超高。通过分析确认我们发现，造成致冷剂没有进入饱和器的根本原因,就是减压阀S1（电磁阀）没有动作,高压缸后冷却器来的冷冻剂（1.5MPa高压液氨减压至0.005MPa后,温度由45℃降至-23℃）,没有进入饱和器,是造成低压缸出口超温,而使超温连锁动作的根本原因。
在检查减压阀S1时，发现电磁阀线圈盒因密封变差，线圈被环境中的氨气腐蚀而烧坏，使
减压阀不能动作。该阀动作的好坏将直接关系到机组安全运行，因此在改造中对其进行了国产化改造，并将连锁触点由现场水银开关，改为总控室DCS顺控开关控制，使连锁系统的安全系数得到大大的提高。
2．2高压缸曲轴断轴多次
高压缸曲轴在1997年至2002年中，曾发生三次断轴事故，通过事故原因分析，大家认为造成曲轴断裂的主要原因，是高压缸油箱油位过低，而引起曲轴箱断油所至。因此，对引起油位低的问题进行了分析确认，并对曲轴箱相关的所有油路系统进行解体检查，发现高压缸气、液分离器返回阀Q2失灵，返回阀动作不正常，是导至油跑油，造成油箱油位过低,而使曲轴箱断油，是造成曲轴断裂的根本原因,返回阀内部结构见高压缸返回阀局部流程简图2。
图2高压缸返回阀局部流程简图
因此，2003年对高压缸气液分离器返回阀进行解体检修，发现返回阀阀芯与浮球已脱落，进入贮油室的油，因造成阀芯不能离开阀体，而无法返回高压缸油箱,并使油随压缩气体一起进入冷却器，然后随液氨带入液氨贮罐。由于浮球与阀芯的连接是采取螺纹连接的，经过长时间的使用和平繁动作，阀杆和螺帽上的螺纹，已磨损的非常严重，至使阀芯与浮球脱落，使气液分离器分离出来的油无法返回油箱，造成油箱油位低，曲轴严重缺油而断轴。毕业论文，故障。毕业论文，故障。因机组已投用多年，所有的机械备件都没有现成备件，因此采取了点焊的办法进行了修复，投用后较果非常好，这一关键问题得到了解决，疏通了分离器至油箱的通道，解决了机组最棘手的问题，彻底解决了曲轴断裂的根本问题，使机组的安全稳定运行得到了保障。毕业论文，故障。
2．3高压缸后冷却器长期超压安全阀平繁起跳
机组在运行中，针对高压缸后冷却器安全排空阀启跳频繁的问题，我们对机组的运行进行了全面检查，发现高、低压缸及相关设备并没有超压的问题发生，而只有冷却器超压，因此对后冷却器进行了理论分析和工艺核算，认为冷却器原设计换热能力为450.0Kg/hr，而合成氨装置生产能力经过技术大改造后，合成氨由原来1000吨/日,增产至现在的1250吨/日，为了保证液氨贮罐有足够的库容,因此在92年新建一个2000吨的新液氨贮罐, 新液氨贮罐理论闪蒸量180Kg/hr,这样冷却器总的处理量比原来增加40%以上，冷却器换热能力严重不足，是造成高压缸后冷却器超压的根本原因。毕业论文，故障。针对液氨贮罐闪蒸量比原设计增加较多的事实,对冷却器的换热面积进行增容50%的改造，2003年8月安装到位。通过两年的运行,较果非常理想，高压缸后冷却器出口压力由原来的1.7MPa降至现在的1.2～1.5MPa之间,完全满足了生产的需要。
2.4对自控仪表和停车保护连锁进行改造
事故冰机原始设计时，是做为一套非常独立的装置来考虑的，因此它所有的自控和连锁系统都是现场基地式控制仪表，为机组的安全运行，自控系统和安全连锁系统，自动化程度非常高，光是停车保护连锁就有14套之多见表1。
图1 改造前机组停车保护连锁
篇8
关键词：天然气 产能建设 输送能力
一、输气管道概况
涩仙敦输气管道于1998年建成并正式投产运行，全长346公里，设计压力6.4Mpa。仙花输气管道由仙翼段、南花段两部分组成，仙翼段于2001年建成并正式投产运行，全长256.37公里，设计压力6.4MPa，设计输量为2×108Nm3/a。南花段于1996年建成并正式投产运行，全线长104公里，设计压力4.5MPa，设计输量40-60×104Nm3/d。线路所经地段为高原干旱荒漠，主要为盐碱地，全线自然交通条件差，沿线地貌形态大致为盐湖平原、湖积冲积平原。
二、影响输气能力的影响因素
1.压力分布
由于天然气的可压缩性，压力直接影响工况下的气体体积，而压力分布是由输入压力、输出气量和管道输送中的能量损失等诸多因素决定的，合理的压力分布，对提高输气能力起着重要作用。
2.管道摩阻
管道磨阻是直接造成能量损失的因素。天然气在输送过程中，其压力能的消耗主要是起终点高差影响输气管道的输送能力，并且沿线地形起伏也会影响输气能力。这是由于气体在管道沿线的压力变化，引起气体密度发生变化，故消耗于克服上坡管段的能量损失不能被下坡管段中气体所获得的位能补偿所致。
3.高差
高差也是影响管道输送能力的因素之一，虽然相比液体输送高差的影响要小的多，但也是不容忽视的。
三、 输气规模
自南八仙联合站投产以来，年生产天然气保持在1.2×108m3以上，2012年南八仙油气田天然气快速上产，半年产量已接近2011年年产水平。目前南八仙油气田气井开井40口，日产气70.46×104m3左右；年累计产气量1.4349×108m3。
1.气源概况
1.1马仙区块
根据青海油田公司的天然气勘探开发总体规划，至2014年南八仙、马北地区的天然气产量将达到10×108Nm3/a。其中马北地区2012年将新建天然气产能2.5×108Nm3/a，天然气产量为0.7×108Nm3，同时周边气区逐步勘探开发，2012年～2014年马北地区天然气将新建产能5×108Nm3。
1.2 东坪区块
2011年，青海油田实施钻探第一口探井(东坪1井)获得重要突破，深层日产气11万方。2012年相继部署了8口气井。预计2012年年底东坪区块天然气产量将达到2.4×108Nm3/a。
2.管线运行情况
一般情况下南八仙外输压力应控制在3.8～4.2Mpa之间，而随着天然气产能的提高，目前南八仙外输压力已经达到4.5Mpa。而涩北五号站的压力主要由涩宁兰管线的压力决定。
下游用气量是随时间变化的，今年在下游用气量逐渐减少的情况下，为了解决剩余的天然气，提出了将南八仙气田多余的天然气反输往涩北。在天然气反输过程中，由于涩北五号站压力与南八仙外输相当，以至于南八仙油气田一部分气井压力过低未能正常进站生产。为了保障管道的安全运行，必须采取一定的措施，降低外输压力到设计运行压力以下来提高外输量。
3.存在的问题
目前南八仙的天然气主要由仙翼管线和仙敦管线输往花土沟和敦煌地区。随着天气的转暖下游用气量减少，南八仙气田将多余的天然气反输到涩北。下一步花土沟地区将由英东油气田供气，马仙地区的天然气除用于保证敦煌地区的供气外，多余的天然气输往涩北。而敦煌地区的年用气量在1×10Nm3/a左右，涩-仙-敦输气管道设计输气能力为3×108Nm3/a，无法满足南八仙地区往涩北的输气要求。并且随着马北和东坪地区的开发，坪一输气管线和马仙输气管线目前也正在建设中，这两条管线投产后，东坪地区的天然气将通过坪一管线反输往涩北，马北地区的天然气将输送到南八仙清管站汇总反输往涩北。
根据上述的输气规模，对输气管道的调整有方案一、方案二共两种方案。
方案一：利用已建输气管线，提高起输压力
南八仙油气田由于地层能量下降，一部分气井未能进站正常生产，而且高压气井外输量每天只有20万方。为了提高南八仙首站外输压力和外输量，本论文提出更换压缩机设备。随着南八仙油气田的开采，地层能量将会逐渐下降，以后马仙地区还主要以中压气和伴生气为主，但是外输压力降低，势必影响马仙地区的产气量。在这里主要提出新进压缩机设备并对南八仙流程进行改造。
方案二：新建一条输气管道复线，增加输气量
目前涩仙敦管线设计压力为6.4Mpa，设计输气量为3×10Nm3/a。在年底马仙区块和东坪区块的天然气产量将达到12.4×10Nm3/a。为了增加天然气外输量且输气管线安全平稳运行，根据管线的设计优化，需要新建一条至涩北的输气管道。就当前的产能建设只要采取一定的措施增加首站压力就可以正常输送，但随着产能建设的提高，尤其在下游用户低峰期管线所需压力将大大提高。因此，方案一将不能满足已建联合站的压力机制，如果采用方案一需要对已建联合站首站的流程进行全面压力机制的升级改造，同时影响生产。
四、结论
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关键词：油藏经营管理，运行机制，经济效益
0.引言
油田从发现、开发、采油后期管理到终结，大约需要几十年，针对宝贵的地下石油资源没有精打细算、合理的开采，老油田进入开发后期管理阶段。近年来，随着新区储量增长困难、油田勘探开发技术难度大，老区稳产上产措施投入加大，吨油成本逐年上升情况，推行“降低成本、加强油藏经营管理、实现勘探开发一体化”经营管理策略，是上游油田企业高效开发油气田，提高油气田开发技术水平和管理水平，获取最佳经济效益的主要经营管理模式。
近几年，国内油田企业在油藏经营管理方面，吸收了国外油藏经营管理的经营理念和模式，并结合我国陆上油藏复杂性的特点，在理论和实践上进行了许多创新，确定了总体思路应是：以对油藏的评价和价值评估为基础，以油藏单元的成本核算为关键，以新区产能建设为切入点，以勘探开发一体化为重要组织模式，努力实现管理单元由油田或区块转向油藏单元、管理目标由产量转向经济效益两个转变，分步实施，整体推进，把油藏经营管理推向一个新阶段。
油藏经营管理，从油藏发现、开发建设、开发生产直到油藏开发退出全过程的经营管理，是用集成的思维和理念经营管理油藏，即有效地利用各种资源(人力.技术.财力等)，制定和实施油藏经营策略的进程，寻求最佳的经营方案，把油田开发技术和经营管理策略相结合，实现油气田开发的工程优化和经济效益最大化。
现代油藏经营管理的主要特点：一是以提高和改善采收率的配套技术为重点各种先进技术的集成，二是数据库技术和管理技术运用，建立开放的生产综合数据库是数据共享的有效形式。
1.科学划分油藏经营管理单元，构建油藏经营管理运行机制
1.1确定以地面集输系统为油藏经营管理单元，将油田193个油气藏开发单元归集划分为54个油气藏经营管理单元，通过地面流程归集便于独立计量、独立核算，投入产出清晰，为确立目标，实施方案、落实责任，考核评价体系确定前提条件,实现地下油藏分布与地面系统配置的统一协调。
1.2从运行体制上,采取三级油藏经营管理体制，调整采油厂管理体制，解体采油矿“小而全”机构，成立47个油气藏经营管理区，将油气集输、作业、测试、维修、生产运输等辅助业务单位剥离，实行专业化管理，对科研单位和厂机关科室进行统一规范。。形成以分公司为模拟利润中心、油藏经营管理区为直接管理层、以科研单位为技术支撑层、以生产辅助单位为协作支持层的三级油藏经营管理体制，提高了组织运行效率。
1.3从运行机制上,建立了技术分析决策高度集成，经营预算和决策优化，生产运行、日常管理、综合治理，激励约束与监督管理机制。。充分发挥地质、工程技术管理部门的技术集成作用，保障开发技术方案、地面工程改造方案经济有效、切实可行，技术决策和方案优化，体现多学科协调作用，促进了技术、资金、资产、资源等各种要素优化配置，实现了从总体上监控和监督运作过程，为油藏经营管理奠定了基础，提高了油气藏经营决策水平，。
1.4从运作体系上，建立了采油作业一体化管理运作体系、建立以内部利润为核心、兼顾可持续发展的经营绩效考核运作体系及技术、生产、经营一体化油藏经营管理水平评价体系。油藏经营管理区和井下作业施工队伍一体化的采油作业管理体系，研究制定《油气藏经营管理水平评价规范》、《油气藏经营分析试运行规范》等制度，提高了井下作业质量，改善了作业施工效果。通过经营绩效考核机制调动了员工的经营意识、效益意思增强。。一体化油藏经营管理水平评价体系主要包括储量经营水平评价、开发管理水平评价、生产管理水平评价、财务管理水平评价、和综合经营管理水平评价。建立“油藏经营方案编制到油藏经营分析调控到油藏经营效果评价”的循环经营管理程序，形成跨系统跨行业协同合作的团队管理模式，加强油气藏剩余储量价值管理和调整挖潜措施效益管理。
2.实施油藏经营管理，提高了油田经济效益
通过几年来的不断摸索实践，油藏经营管理体制和机制逐渐应用实际生产中，促进了各种资源优化配置，取得了较好的经济效益。2008年与2005年对比：探明油气地质储量由1089万吨上升到1220吨，探明储量可动用率由75%提高到91%，新区新建产能有4.09万吨上升到20.1万吨，新区新井产量比例由1.22%提高到5.93%，新区注采配套率达到75%，老井自然递减油20.61%减缓到17.2%，综合含水有89.66%下降到89.31%；油气剩余经济可采储量价值年增值4.18亿元，储量保值增值率3.33%。
油藏经营管理工作是一项基础性，长期性工程，下步工作进一步推行基层油藏经营管理新模式，推进采油作业一体化管理，继续深化油藏经营管理，提高油田开发管理水平，实现利益最大化，完成油田稳产上产目标。
【参考文献】
[1]屈耀明.油田企业推行油藏经营管理的思路探讨[J].当代石油石化,2005,13(2).
[2]陈月明.油藏经营管理[M].中国石油大学出版社,2007.
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关键词：经营管理 经济效益 固井行业
一、立足市场开拓保效创效
巩固油田内部市场。积极探索实践非常规油气水平井固井技术，形成非常规油气藏长水平段水平井配套工艺技术，抢占非常规井固井施工主动权。要借助生产整体提速提效有利契机，抓好全过程生产监管，重点抓好特殊天气、特殊时段、重点工序的生产运行，强化生产过程监控，确保生产高效运行。要以服务油田保油上产为己任，以“提高市场占有率，增长工作总量”为目标，全力以赴争取重点区块和优势项目的施工权。
大力开拓国内市场。要坚持“质量求生存、服务闯市觥崩砟睿继续推行区域化固井施工模式，力求实现新的、更大的突破。围绕油田勘探开发的总体部署和新的产能区块建设，加强与采油厂、钻井公司的沟通交流，积极捕捉市场信息，密切关注市场动态，先入为主，争取市场主动权。要切实提高认识、统一思想，坚定“走出去”的信心和决心，加强市场前期考察，准确把握市场动态，向市场广度、深度进军，大力开拓规模大、连续性强、盈利能力高的外部市场。
积极竞技国际市场。要加大海外市场的开发力度和管理，不断强化“外部市场无小事”的市场理念，在人员、设备和后勤保障工作中给予全力支持，切实做好与各方的交流，及时了解掌握市场信息和动态，做强中亚固井市场，实现规模与效益、总量与质量的同步增长，使海外市场成为公司经济效益增长点。
二、立足经营管理提质提效
要严格成本控制和考核，加强成本预算管理，突出抓好各种入井材料管理，务求实效提升大宗材料管控力度。要坚持做好日常经营分析，及时协调解决生产经营中出现的矛盾和问题，精打细算，大力压缩非生产性开支，努力提高经济运行质量。要强化过程分析与控制，健全完善无缝的全员、全过程、全方位的成本控制网络。要完善“责权利险”对等的激励约束机制，规范经营行为，堵塞管理漏洞。
要强化技术质量监督管理，加大技术监控力度，切实把质量管理融入生产经营全过程，进行及时跟踪监控，配套监督考核奖惩制度，形成质量缺陷预防机制。要与固井现场施工技术人员签定固井质量风险抵押金合同，让质量与现场技术人员的收入挂钩，提升技术人员技术管理的主观能动性。要不断完善《固井技术管理规定》、《固井质量考核办法》等技术管理制度，每月定期召开质量考评会，根据固井质量最终评定结果，对现场施工情况和固井质量情况进行分析，推广优秀的工作方法，总结经验，查找不足，对存在的质量问题制定改进措施，提高全体职工的质量意识和技术水平。
要加强基础管理工作，加强制度建设，不断修订各项规章制度，建立工作流程和标准，严格落实固井公司标准化现场月度考核管理办法，形成固井公司层面的检查考核标准，全面提高“标准化现场、标准化岗位、标准化操作”水平。要强化设备管理，特别是新投产设备管理力度，继续完善管理措施，加强设备定期动态检测，严格操作规程，降低设备运行维护成本，提高设备完好率和利用率。
三、立足科技创新发挥技术优势
加大科研立项和科研攻关力度。要发挥人才优势和区域优势，精攻特色技术，创出品牌技术；加大科研投入，提高科研能力，走科技创新促发展，技术进步创效益的路子。结合市场实际需求，认真完成各项科技攻关项目，通过开展专项课题研究，在提高二界面固井质量技术的推广应用、在深井、超深井以及高温、大温差水泥浆体系的研究、在特殊工具研发等课题项目上加大力度，突破制约公司固井技术发展的瓶颈难题。
努力实现重点领域关键技术的突破。要结合区域固井实际和外部市场需求，做好油田重点区块的固井技术研究，通过建立不同地区的地层压力预测模型和地温梯度变化模型，提高固井设计和施工的科学化水平。加大新技术新工艺推广应用的力度，使专业技术总体保持国内先进水平，在固井难度越来越大、质量要求越来越高的情况下，保持固井质量较好水平。不断加快固井技术管理与国际标准的接轨，强化施工过程的标准化监控，严格执行设计标准，保证技术措施准确到位，最大限度地减少工程事故，坚决杜绝重大工程事故，确保技术管理工作水平稳中有升。
发挥差异化战略独有优势。要集中力量打好非常规油气藏开发进攻仗，紧紧围绕油田非常规和西部增储上产“三个100万”目标要求，成立非常规油气藏开发项目工作领导小组，加强针对性技术研究，完善泥页岩、致密砂岩以及煤层气开发所需的长水平段水平井固井施工技术，提高仪器测量精确率，全力提高固井质量。
四、立足素质提升提供人才支撑
落实公司人才培养规划。要以“努力打造文明高效具有较高知名度的专业化固井公司”为愿景，注重后备人才培养，努力实现人才梯次成长和良性循环。要进一步规范、完善专业技术岗位序列，狠抓管理人员、技术人员、操作人员的培训工作，培养和造就规模适度、结构合理、素质优良的人才队伍。要加大对青年人才的培养力度，通过给机会、交任务、压担子，让他们在一些重点井、高难度井上得到实践锻炼，在创新实践中去想、去干、去学、去悟，让不同层次的干部在不同的任务中锻炼组织谋划能力，培养独当一面、能参善谋的综合能力。
