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油气生产论文篇1
用的重油称为新油。
2两种不同油质重油的主要性质参数
2.1物化性质对比
物化性质对比详见表1。
2.2两种重油组分数据
两种重油组分数据详见表2，以RIPPIO方法测得。
两种不同油质的重油主要区别：
新油密度小、闪点高、粘度大、残碳高、芳烃含量较少、沥青、胶质含量高；
旧油密度大、闪点低、粘度小、残碳低、芳烃含量较多、沥青、胶质含量低。
3两种不同油质重油的生产效果
在两种不同油质重油的生产对比试验期间，我们主要以3#炉单台炉或3#、6#两台炉连续运行，并分别进行对比，表3、4为生产统计所得的数据。
从生产数据统计可见，无论是3#炉单炉或是3#、6#炉两台炉运行，在投用了新油后，气化效率均有所提高，其中3#炉单台炉运行时，气化效率可提高5.47%。3#、6#炉运行时，气化效率平均提高7.06%。
4两种不同油质的重油在3#炉单炉测试中的数据
试验期间，为验证生产数据的可靠性，我们曾在7月17日下午、8月11日上午以煤气缓冲罐来标定短时期的3#炉吨油产气量及气化效率，表5为测试中的原始数据。
可见3#炉投用新油后，气化效率可提高4.28％，与生产统计结果基本吻合。
5两种不同油质的重油生产期间制气炉炉况及煤气成分对比
在新、旧油对比试验期间，3#炉一直保证了长时问稳定运行，表6、7是试验过程中3#炉的工艺参数及洗气箱出日煤气成分的数据。
从试验期间新、旧油生产状况的对比，主要有以下几个工艺变化：
（1）新油裂解产生的煤气热值即使达到6000Kcal/M3时，焦油水沟也仅有少许浮油；而旧油投用时，煤气热值即使低至4000Kcal/M3时，焦油沟表面仍有大量浮油。从7月31日投用新油后，焦油量逐渐减少，且焦油质量出现变化，粘度明显增大，这与新油含残碳多，含油浆少有关，同时亦说明新油参与裂解反应的成份比旧油多，生成的焦油量相应要少。
（2）在催化床层及蒸上温度等工艺条件相近的条件下，新油裂解生成的煤气要比旧油裂解生成的煤气的热值高200—300Kcal/M3，其中煤气成分中重烃（CnHm）要高2—3％，且焦油产量低。这说明新油可裂解成分多，芳香烃少（见前面组分表，新油比旧油低15个百分点）。而旧油显然由于含油浆等不易裂解成分多，故有较大部分重油未经裂解既转为焦油，进入焦油水沟。
油气生产论文篇2
2.1石油天然气生产中环境保护现状
目前，我们已经逐渐认识到生态环境保护的重要性，越来越重视石油天然气生产中的环境保护问题，并取得了一定的成绩。但是，从目前实际情况来看，环境保护中还存在一些问题。具体来讲，这些问题主要表现在以下几个方面。第一，环保意识淡薄。关于环境保护问题，我国出台了一些政策，并提出了“谁污染，谁治理”的方针。但是，在现实中，石油天然气行业中的管理人员、工作人员环保意识依旧比较薄弱，对环境保护不够重视。比如，有些化工企业就没有设置环保部门，有的企业虽然成立了环保部门，但是，并没有发挥实质性的作用，形同虚设。第二，处理技术落后。在石油天然气生产中，各种废气物需要采用一定的技术处理之后才能排放。但是，与西方发达国家相比，我国废弃物处理技术和工艺还比较落后，并且处理成本比较高。因此，很多废弃物不经过处理就排放到自然界中，从而引发各种环境问题。第三，法律法规不健全。在环境保护方面，我国虽然制定了一些法律法规，但是还远远不能满足现实发展需要，尤其是在化工企业废弃物处理方面，没有系统的法律法规对其进行监督，导致废弃物处理中存在很多漏洞。
2.2加强石油天然气生产中环境保护的措施
2.2.1高度重视环境保护问题
在石油天然气化工产业生产中，很多企业领导对环境保护问题不够重视，只是一味地追求经济效益，而忽视了生态效益和社会效益。因此，今后相关管理部门要加大宣传的力度，深化化工企业领导和员工对环境保护重要性的认识，逐渐意识到石油天然气生产对环境造成的严重危害，这样才能在日常工作中高度重视环境保护问题，逐渐改善目前环境保护现状，促进化工企业的可持续发展。总之，化工企业在思想上高度重视环境保护问题是开展环境保护工作的基础和前提条件。
2.2.2加大环境保护投入
正如上文所述，石油天然气生产所制造的废弃物中含有很多的有害物质，对环境的危害很大，处理的难度也比较大。因此，化工企业在对这些废弃物进行处理的时候需要借助于一些复杂的工艺和技术，这就需要大量的资金和技术支持。但是，很多化工企业由于环境保护意识淡薄，不愿意在废气物处理中投入资金，从而导致环境保护问题没有得到有效解决。由此可见，资金和技术也是制约废弃物处理的一个重要因素。针对这个问题，一方面化工企业要通过多种手段筹集废弃物处理资金，建立环境保护专项资金，加大环境保护经费投入；另一方面，化工企业要引进一些先进的废弃物处理工艺，使石油天然气生产中的废弃物达标排放。比如，在废弃物处理中，如果废弃物没有特殊危害，我们可以使用卫生填埋的方法进行处理；如果废物物中含有较多的有害物质，我们可以借助于生物分解技术对其进行分解处理等。
2.2.3完善环境保护法律法规，强化执行
在化工企业中，完善的法律法规可以保证环境保护工作的顺利开展。受限于原有的法律规定，长期以来，中国环保部门的处罚力度、执法手段都相当有限，相对于公安甚至税务和工商部门来说，环保部门一直都是一个“软衙门”，难以震慑日益猖獗的环境违法行为。随着经济社会的发展，这些法律法规已经不能适应新时期的现实需要。2014年4月24日，十二届全国人大常委会第八次会议表决通过了《环保法修订案》，新法将于2015年1月1日起施行。新法首次将“保护公众健康”写入总则，首次明确“保护优先”的原则；提出“环境信息公开与公众参与”，提出“按日连续处罚”加大排污惩处力度；进一步完善企业污染防治责任制度，重点排污单位应按照有关标准规范安装使用检测设备，保证检测设备正常运行，及时办理排污许可证并交纳排污费；新法还突出强调了政府责任和政府监督，各级人民政府必须对本行政区域内的环境质量负责，对于违反相关规定的政府工作人员给予记过直至开除处分，其主要负责人应当引咎辞职。新法堪称史上最严环保法，但是最为关键的是如何执法。环境的日益恶化，不能简单归咎于没有一部有力的法律，而是法律能否得到有效执行，违法官员能否得到问责。因此，国家相关部门还要不断完善环境保护法律法规，建立问责机制，强化执行。使环境保护做到有法可依，有法必依，执法必严，违法必究，从而在法律法规层面上对化工企业废弃物的处理形成严厉的制约作用。
油气生产论文篇3
1.1 技术创新概念及理论
傅家骥认为技术创新是企业家抓住市场的潜在盈利机会，以获取商业利益为目标，重新组织生产条件和要素，建立起效能更强，效率更高和费用更低的生产经营系统，从而推出新的产品、新的生产工艺方法，开辟新的市场、获得新的原材料或半成品供给来源或建立企业的新的组织，它是包括科技、组织、商业和金融等一系列活动的综合过程。[1]
在这里认为所谓技术创新就是从新产品或新工艺设想的产生开始, 经过研究与发展、工程化、商业化生产, 直到市场应用, 取得良好经济效益的完整过程的一系列活动。它是技术与市场的结合, 是科学技术转化为社会生产力的具体体现, 是当今促进技术进步, 实现经济增长的主要方式。
技术创新成功指成功的技术创新必然加速推动长期盈利增长，在一定评估期限内，具体表现为在经济收益、市场状态和主体素质等方面单独或同时取得较高的期望效益。
与一般意义上的技术创新及其成功的标准不同的是，作为关乎国计民生的油气能源产业，石油工业技术创新的目标不仅在于企业所获得的经济效益，还在于企业所承担的社会效益。因此石油工业领域技术创新的投入不仅被经济效益决定，更受到社会效益的左右，在我国尤为明显。
1.2 石油峰值概念及争议
全球石油供给能力一直是人们关注的焦点问题[2]。
对石油峰值问题的研究始源于1949年，以M.K.Hubbert的论文Energy from fossil fuels为标志[3]。美国著名地质学家Hubbert在上世纪50年代成功预测了美国本土48个州的石油产量将在1970年前后达到峰值，该理论认为任何一种有限的资源都会遵循一个基础规律：生产由零开始，然后产量逐渐增长，直到一个无法超越的峰值（Hubbert peak），一旦达到峰值，产量逐渐降低，直至该资源被采尽。此外Hubbert认为地质学家对油田内石油分布的了解需要一个过程，生产者总是先生产容易得到的油，因此在油田生命周期的青年期，产量快速上升；但不久随着油田开采程度的不断提高，容易开采的石油逐渐变少，要开采剩余石油储量的难度越带越大，油田产量开始下降。
石油峰值研究协会（ASPO）创始人科林.坎贝尔关于石油峰值的定义是：由于石油是不可再生资源，任何油田、国家、地区乃至世界的石油产量在逐渐增加到最大之后都会开始递减，这个最大值就是石油峰值[4]。
当然并不是所有专家学者都认同“石油峰值”理论，世界能源巨头BP公司首席经济学家彼得.戴维斯就认为不存在绝对的资源极点。沙特阿拉伯国有企业、世界最大的石油公司沙特阿美石油公司高管表示，全世界之开采了一万亿桶原油，约占地球5.7万亿桶的总开采原油储量的18%，所以他认为石油产量即将到达峰值的理论站不住脚并且宣称全世界至少还有100多年的充足原油储量。此外不少反对“峰值论”的人士坚持认为世界石油资源是很丰富的，北极，深海以及各种非常规油气资源都存在人类可以利用的大量石油资源，不必为此忧心忡忡。美国地质调查局也乐观认为，世界石油与天然气资源量为33450亿桶，剩余石油储量可轻松满足2020年前的需求[5]。
二、 技术创新对石油工业的影响
2.1 技术创新对油气勘探开发的影响
20世纪石油工业突飞猛进，在东亚、中亚，北美、中东先后发现了一批大型和特大型油气田。这些成果基本都源于高新技术或高科技的发展，如高分辨率和四维地震技术，欠平衡钻井和完井技术、测井成像和核磁共振测井技术等。随着石油工业的发展，面对更加复杂的地质条件石油勘探开发技术必须有新的更大的发展。石油产出量增长是石油工业经济增长的第一要素，在历史上科学技术进步为石油储量增长提供了巨大动力。20世纪60-70年代世界上曾流行石油储量短缺，石油工业很快步入穷途的预言。然而1970年后，世界石油工业的发展完全否定了这种悲观的论调。1971―1996年的26年间，世界石油总产量为806.4亿吨，但新增储量达到1610亿吨。到1997年初，全球石油探明储量已由1971年的729.4亿吨上升到了1537.2亿吨，石油储采比由28.3提高到了43.1。1980―1999年的20年间，全球石油产量基本保持在30亿吨左右，期间累计采出原油600多亿吨，而世界石油剩余探明可采储量1980年仅为880亿吨，到1999年增加到了1386亿吨。2000年石油和天然气剩余探明储量分别为1409亿吨和149万亿立方米，可谓“越采越多” [6]。
世界石油工业储产量的稳步增长，离不开科学技术的进步。近年来世界石油勘探面临更加严峻的形势，勘探向深层、深水和边远地区、极地地区等地下和自然地理条件困难的地区发展。勘探成熟度越来越高，已发现油气田的勘探成熟区仍然是常规油气勘探的主战场。由寻找巨型油气藏向同时寻找中、小型油气藏的方向发展。
石油工业的未来充满了机遇和挑战，许多技术，比如仿生井、纳米机器人、千兆级网络模拟技术以及其他技术，虽然已经起步，但仍然有许多技术难题没有解决，但可以肯定的是这些技术的发展必将使油气勘探开发进入新的阶段。技术创新对于油气勘探开发至关重要。
2.2 技术创新对非常规油气资源的影响
非常规油气资源包括页岩油、超重油、油砂矿、页岩气、煤层气、致密砂岩气及让天然气水合物等。当前非常规油气资源是最为现实的接替能源，在世界能源结构中扮演着日益重要的角色[7]。国家在2008年对全国的非常规油气资源进了了初步评估，结果表明，全国煤层气可采资源量10万亿m3,页岩气资源量是26万亿m3；估计致密砂岩气资源量12万亿m3；页岩油资源量是476x108t，超重油和油砂资源量超过59.7x108t，天然气水合物70万亿m3。中国非常规油气资源有着巨大的潜力[8]。
这里简要介绍下页岩油、超重油和油砂在我国的发展情况。页岩油资源在我国十分丰富，按已探明的油页岩资源统计，全国油页岩资源储量为7199.37x108t,我国储量位居世界第四。根据最新的油页岩资源评价显示我国油页岩资源规模大、分布广、勘查程度低、含油率中等偏好。目前我国有页岩的开发已经迈出关键步伐。据悉辽宁省抚顺矿业集团2005年产页岩油约20x104t，2009年产量接近40x104t。我国油砂资源也比较丰富，其目前正处于规模化开发的前期试验阶段。此外重质油沥青资源分布广泛储量丰富，已在15个大中型含油盆地和地区发现了近百个重质油油气藏，成带分布且规模大。我国的重质油、沥青主要产于中、新生代的陆相地层。预计我国未发现的重质油资源约为250x108t，沥青资源潜力更大。
作为重要的接替能源，非常规油气资源的开发利用有着非常重要的战略意义，中国油气工业中心向非常规油气资源过渡只是个时间问题[9]。但是由于我国非常规油气资源往往存在于复杂特殊的地质条件中，部分开发技术适用性差、不成熟，开发成本高；低渗透储层单井产量低，缺乏有效增产技术；综合利用率低，所以政府应尽快组织和引导跨部门、跨学科的全国性系统资源评价与研究工作，加快技术创新步伐，以推进产学研结合，为非常规油气资源的大规模开发铺平道路。
非常规油气资源的成功开发与利用,将可以弥补未来很长一个时期常规油气资源的不足,为我国经济的可持续发展提供能源保障[10]。用技术创新大力发展非常规油气资源大有可为。
三、 技术创新――石油生产系统模型建立
技术创新对石油工业的影响应该是显著的，在这里以系统的观点和方法讨论技术创新对于石油峰值的影响。
3.1 Hubbert SD模型[11]
图1是一个最简单的Hubbert曲线SD模型流程图，模型中有两个存量，分别是累计产量（cumulative-pro）和累计已探明储量（accumulative-proved-reserves），还设计了四个流量，分别是实际年生产量（actual-production），由Hubbert曲线公式算出的年生产量（Hubbert-prd），已探明储量（proved-reserves）以及每年增加的探明储量（annual-proved-reserves-addition）。模型还包括五个辅助变量，它们包含成长系数（a），历史年生产量（prd），最终可采储量（ultimate-reserves），年探明储量（actual-proved-reserves）和储量年增加量（delta-reserves）。五个辅助变量中只有储量年增加量（delta-reserves）是内生的，它取决于流量已探明储量（proved-reserves），其余四个辅助变量皆是外生变量，外生变量中历史年产量(prd)和年探明储量(actual proved reserves)是表函数。
3.2 技术创新――石油产量关系分析
石油工业是一个资金密集，技术密集型的行业，往往技术创新的影响十分显著。首先表现在技术创新所引发的重大基础理论的突破，尤其在地质勘探领域的每一次理论突破都会带来石油工业的一次进步，从历史来看一些大油田的发现总是伴随着地质理论的更新，如何保证理论紧随步伐以及理论与实践结合，需要企业对各个研究机构研究中心投入巨大的人力物力，而且不能急功近利。
理论的突破可能使最终可采储量有所增加。国外石油公司在技术基础理论研究方面投入大量的工作，取得了明显实效，相比之下我们的差距太大，所以技术创新必须从基础工作入手，从基础理论抓起，坚持不懈[12]。20世纪20―50年代石油勘探方面，由“前期地质时期”进入到背斜理论时期。重力、地震折射波和地震反射法开始使用，使人们在平原和盆地地区都能从事油气勘探活动。20世纪60―70年代，石油地质理论方面诞生了板块构造理论；地震勘探技术方面出现了叠加技术和数字记录仪；数字计算机也开始应用于石油行业。80年代以后，新的科学技术革命为石油工业的发展注入了新的活力，特别是以计算机、信息技术为特征的知识经济为石油工业的发展带来了新理论、新方法和新工艺，主要有：盆地模拟、油气藏描述和数值模拟等，同时还有水平井，分支井钻井技术、小曲率半径水平井、连续油管钻井、自动化钻井等。
技术创新引起的油气开发核心技术的发展和成果的取得往往作用于采收率，间接影响石油年生产量，或者由于新的技术是原来不易开采的储量得以开采，由此直接影响实际年生产量，比如仿生井技术。当然技术和成果不能立刻就转化为产量，期间可能需要逐步的实验逐步的普及，因此需要一定的延滞才能发挥作用。
技术创新带来的尤其勘探核心技术和成果的出现，比如地球科学物理技术的进步，以及新兴的千兆级网络模拟技术都将使探明的储量有所增加。
技术创新还能促进非常规油气资源的发展，如前文所述我国非常规油气资源往往存在于复杂特殊的地质条件下，开发技术落后，开发成本高，综合利用率差，而我国的非常规油气资源又十分丰富。因此技术创新引领下的非常规油气资源技术进步必然能够为非常规油气资源大规模开发铺平道路，立竿见影的是非常规油气资源年产量的快速增加。
总之，相关关键技术、基础理论上的重大突破，或者设备上的创造改进都间接或直接的影响到石油产量。
现考虑技术创新的对石油工业的影响后，在Hubbert曲线系统动力学流程图的基础上进行改进可建立如下所示的关系图。
图上容易看出这里新增加了若干指标，从而将技术创新对产量的影响引入了石油产量系统。结合上文分析，简单列举技术创新影响石油产量的几条因果反馈回路。
（1）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――基础理论突破――最终可采储量――年油产量――收入――技术创新资金；
（2）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――油气开发核心技术和成果――采收率――实际年生产量――年油产量――收入――技术创新资金；
（3）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――油气勘探核心技术及成果――年探明储量――已探明储量；
（4）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――非常规油气资源勘探开发技术及成果――非常规油气年产量――实际年生产量――年油产量――收入――技术创新资金。
从图中还可以清晰看到石油产量被各种技术创新及其成果所决定，而技术创新则被社会需求，企业意愿以及国家意志等多种力量所决定。可以说，正是这多种力量的存在迫使石油工业必须进行技术创新，从而保证石油工业稳定发展。
模型的程序请参见Tao的论文[13]。对图1的流图输入我国石油工业的相关参数，运行后得出下图。
从图中看出在这个模型（成长率a=0.057，最终可采储量ur=140亿吨）下我国石油峰值将在2020年左右达到，且峰值产量不超过2亿吨。
从图中所显示的关系看到在技术创新的作用下，我国石油峰值绝对不是2亿吨，应该远高于此，而且在技术进步，非常规油气等联合影响下，峰值到来时间也绝不是图3所显示的2020年。且可以预见我国的石油产量应呈现下图所示趋势。
由图4可以看到在技术创新作用下石油峰值并不是简单的钟形曲线，也不简单只是发生――发展――兴盛――衰减――消失的过程，而将是一个发生――发展――兴盛――开始衰减――再发展――再兴盛的波浪式反复过程，其形状将是类似于若干个小钟型曲线叠加在一起波浪。虽然不否认以石油为主的化石能源最终会退出历史的舞台，但是本文看法仍与传统的峰值理论有显著不同。
传统的“石油峰值”理论是用静态的片面的眼光来看待事物，忽略了事物的动态发展的规律，忽略了人类的主观能动性，忽略了技术创新技术进步所带来的生产力的飞跃，忽略了人们对事物循序渐进的认识过程。有理由相信随着技术的创新，人类对化石能源认识和理解的不断完善，石油峰值会尽可能晚的到来而且处于峰值的时间会很长而不是到达峰值后就迅速显著的下降。曾经有学者认为，中国将在2015年迎来石油峰值，峰值产量为每年 1.9x108t[14]。但是国家统计局1月20日统计数据显示，2010年，中国天然原油产量为2.03亿吨，同比增6.9%[15]。这一产量远高于所谓的“峰值产量”，而且可以预见的是产量会进一步增加。
四、 结论
诚然事物一般会经历孕育、生长、成熟、衰老及消亡的过程，本文也不否认以石油为主的化石能源最终将退出历史舞台。但是从历史角度来看，事物是不断发展变化的，人类的主观能动性是无限的，纵观世界石油工业发展，技术创新多次打破了石油储量短缺石油工业穷途末路的预言。目前石油工业所面临的困境在于技术和理论瓶颈的限制，一旦打破又是一番新的天地。
因此本文认为在技术创新的作用下石油峰值并不会很快到来，石油产量在社会需求、企业意愿、政府意志等多方力量的作用下呈波浪式的向前发展，石油峰值的到来是需要过程的。
参考文献
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油气生产论文篇4
1 油气生产安全管理的重要性
油气生产行业随着祖国的发展而发展，现在已成为我国支柱型行业，油气生产行业所涉及的化工产品与我们的生产生活都息息相关，可以说是生产线长，涉及面比较广，在我国的国民经济中占有重要的地位，然而由于油气生产企业作为一个高危险的行业，一旦出现事故就会造成巨大的人员伤亡以及对损失大量的财产，因此，在油气生产企业的日常生产中要做好安全生产，从而确保企业发展的连续性和稳定性，从而使企业得到长久的生存和发展，可见加大油气生产企业安全生产具有的现实意义。
2 油气生产企业安全生产中存在的问题
在目前油气生产企业的安全生产中还存在一些问题影响着安全生产的进行，主要包括缺乏系统的安全管理理论、安全战略方针存在缺陷以及生产技术和操作水平不到位，具体如下：
（1）缺乏系统的安全管理理论。就目前我国油气生产企业安全管理的理论来看大都是来源于西方国家，而我国在这方面的理论都比较少，这使得我国的油气生产企业在进行安全管理的时候只能依靠经验，而缺乏相应的比较系统的理论进行支持。西方的安全管理理论发展的时间比较长，可以说是经验比较丰富，总结出了很多有关事故控制的理论，比如轨迹交叉理论、风险分析理论、多米诺骨牌理论、单因素理论等，这些理论是否适合我国的油气生产生产，企业要在这些理论的基础上，总结出适合自己企业实施的安全管理办法。
（2）安全战略方针存在缺陷。如果企业的战略方针存在缺陷，那么肯定会导致安全事故的发生，主要是由于在细节上缺乏管理，从而导致事故从局域扩大到局面的情况。现在很多油气生产企业在制定战略方针的时候，以降低生产成本为出发点进行施工，不按照科学依据以及科学的管理措施进行制定，这样发生事故时必然的。一些安全设备不到位，为了减少施工成本甚至出现减少安全设备的使用。还有就是为了减少人工成本而增加员工的工作时间，使得员工在疲劳的状态下进行工作，等等这些战略方针上的缺陷必然会导致油气生产企业事故频发，造成不可挽回的损失。
（3）生产技术和操作水平不到位。油气生产企业作为一个事故频发的行业，无论是安全管理、设备以及技术上都要非常到位，设备要做到及时分更新，不断提升操作水平以及安全技术，要根据企业生产中的出现的问题对设备及操作技术进行不断的调整。如果在企业的生产过程中一直按照原有的模式进行生产运行，从而在生产过程中出现一些新问题时不能及时的解决，导致安全事故安全事故的发生，可见生产技术和操作水平的重要性。
3 如何做好油气生产企业安全生产
针对目前油气生产企业安全生产过程中存在的问题，要采取相应的措施，具体如下：
（1）建立有效的风险监控体系。油气生产企业做为风险比较高的企业，要想避免事故的发生，就需要对可能存在的风险就行有效的监控，这就需要每位员工能够认识到本行业生产过程中风险存在的特点，在日常的生产中对有可能发生的风险作处认真的分析和思考，从而为风险管理提供有效的控制措施。并将这种观念传达给每个员工，从而在全厂的范围内形成安全监控体系的覆盖。要在日常的生产过程中能够对风险正确的识别和评价，从而不断的积累经验，最后总结为制度，在以后的生产之前都要评估可能存在的风险，避免发生之前发生的事故。对于设备存在的安全隐患，要从源头上进行处理，确保设备运行过程中的安全。
（2）加强安全教育培训。要想使员工的安全意识以及安全技能得到提高，就需要不断加强安全教育培训，在生产中人是安全生产的要素，只有将每个员工的安全生产意识提上去，才能使员工能够认识到自己岗位的责任，从而做到安全生产，实现安全生产的连续。要经常开展多层次的安全教育培训，培训的重点对象是基层安全员以及特殊工种。要对新上岗以及换岗的职工在上岗前进行安全教育培训。充分的利用广播、板报等形式在企业内部开展安全教育活动，使安全生产意识深入每个员工的心中，在日常的生产中能够对安全隐患进行排查，使企业内部形成良好的安全生产氛围。
（3）增加先进生产技术的引进。随着社会的不断发展，在新的形势下，如果企业还按照原来的生产管理模式，必然会不能适应现在形势的发展。所以油气生产企业要不断的引进先进的技术才能实现企业的可持续发展、健康发展。要不断的对企业的设备进行改善，使企业的的效能得到提高，要及时的掌握先到的信息技术，运用到企业当中，实现企业的信息化与技术化共同发展，从而使企业在运行的过程中更新创新技术，在细节上进行管理，使企业在运行的过程中一直处在可控制的状态，从而对企业发生的安全问题做到有效的管理。
参考文献
[1] 王晶禹，张景林，郭艳丽.一种现代化的安全管理方法──安全管理信息系统[J].中国安全科学学报.1999（05）.
油气生产论文篇5
根据地质学的板块构造学说，地球的地壳可以分为若干的相对稳定的区域，包括太平洋板块、印度洋板块、南极洲板块、亚欧板块等板块，各版块相互连接的地带为地质活跃地带，板块之间的运动对于油气的生成有着重要的影响。根据调查发现地球几大板块中油气分布集中的板块地质结构多为地层产状平缓、形成巨大的长垣或隆起，这些地质区域内有利于油气的形成，世界上的许多大型油气储备均在这些区域内，如我国的大庆油田、美国的东德克萨斯油田、沙特阿拉伯的加瓦尔油田等。
地壳各板块之间的活动对于世界油气盆地的分布有着重要的关系，板块之间的活动如挤压、断裂、火山喷发等活动造成不同结构的岩石相互堆积，在地壳中形成岩层褶皱，在这种岩层褶皱带的前部，容易造成山体的凹陷，形成盆地，这种地质构造容易储藏油气，中东、伊朗的特大油田大多形成在这种地质结构的区域内。一定的地质结构也对世界油气资源的分布做出了限制，只有具有特殊地质构造的区域内，才会有大量油气资源的储藏，造成了世界油气资源分布的不均衡。世界各主要地区的油气剩余探明可采储量分布位居前三的分别是中东、欧洲和前苏联，其他地区如非洲、亚欧地区的油气资源储量也较为丰富。根据统计显示，在工业发达地区，油气资源使用量大，也造成了这些国家或者地区的油气资源的相对短缺。随着勘探技术的发展，对于世界剩余的油气储量勘探有了很大的增加，世界石油资源剩余储量增加56%、天然气储量增加86%，就原探明的油气资源储备以及新的资源储备区的加入，形成了世界主要油气资源的大致分布：中东、西西伯利亚地区、里海地区、非洲中部、墨西哥盐下等地区成为世界油气分布的重要地区。
我国油气资源总体储量在世界位居前列，我国石油探明可采资源储量（113.2亿吨）位居世界第九，天然气探明可采储量（2.8万亿立方米）占世界第14，在亚洲地区我国油气资源储量排名靠前，是一个油气资源大国。我国较丰富的油气资源在面对众多的人口压力时，展现出了较大的矛盾，影响我国的发展，了解油气的生成，进行有效油气资源勘探，成为我国石油人必须重视的工作。我国主要的油田有：大庆油田、渤海油田、长庆油田、克拉玛依油田。大庆油田是我国产量最高的油田，占我国原油总产量的30%左右，但大庆油田的原油产量已经进入衰减期。大庆油田的天然气产量逐步上升，有利于增加国家的天然气产量。陕甘宁盆地的长庆油田油气总产量位居我国第二，未来有着长足的发展，成为我国西部的油气资源宝库。渤海油田和克拉玛依油田显示出巨大的油气产量潜力，属于正在发展的油气资源储备。
2.油气资源形成的几大理论
油气生成有几大主要理论，最主要的为油气无机生成理论和油气有机生成理论。油气无机生成理论认为油气资源是地壳内的无机物在高温高压等物理条件下由无机物转变而成的。油气无机生成理论中的几大学说主要是碳化说、宇宙说、岩浆说、变质说等，其理论代表人物主要有：门捷列夫、索洛夫等。
目前被世界普遍接受的是油气的有机生成理论，下面介绍一下油气的有机生成理论。油气的有机生成理论主要观点是：石油气资源是地球上的生物，包括动植物、微生物等死亡后在特殊的地质环境中进行了一系列的演变而形成的。这种理论的几大依据主要是：1 绝大多数发现的油气田都是在沉积盆地的岩层中。2 油气资源中的化学元素炭、氢、氧等也是构成生气的主要化学元素。3 目前在油气资源中发现了生物中才有的血红素和叶绿素等动植物特有的有机物，说明了油气资源与有机物的存在着必然的联系。以上几点证明了油气有机生成理论的正确性。
油气生成需要两大条件，分别是物质条件和环境条件。在油气形成的物质条件储备阶段，需要有大量有机质的的沉积，这些有机质要在一定的地理环境、地质条件和物理化学条件下才能生成油气资源。油气资源形成的地理、地质条件有：沉积的有机质要长期被水体淹没，水体稳定、靠近岸边、地区内的地壳活动较为稳定，只有同时具备这些地理、地质条件才有可能促使油气资源的生成。有机质在合适的地理、地质环境中沉积还要有一定的物理化学条件的支持，有机质需要在地壳沉积层中挤压，接受地壳中放射性物质的辐射，地层中的一些细菌发生酶促作用，在一定的温度下经过长期的时间才可以形成油气资源。油气资源的形成伴随着沉积盆地的发育，这也是绝大多数油田都在沉积盆地内发现的原因。有机质与其他远古矿物质伴随着沉积盆地的发育，埋藏深度不断增加，有机质所处环境温度不断增加，氧气逐渐减少，发生化学反应，而不同的有机质埋藏深度生成的油气类型也有着明显的特点，研究不同深度的油气资源特点，有利于有效利用油气资源，促进油气资源的可持续利用。
总结：油气资源的生成需要严苛的地理、物理条件，需要经过漫长的时间，我国的油气资源的勘探、开发还有待进一步的提高。了解油气资源的形成条件，有利于油气资源的有效勘探。对于油气资源形成过程中不同沉积深度的油气特点还有利于对油气资源的分层利用，保证国家油气资源的可持续利用，发挥油气资源对国家经济进步的最大效用。
参考文献
[1]尹亚辉. 石油大学承担国家重点基础研究发展规划（973）项目“中国典型叠合盆地油气形成富集与分布预测”[J]. 石油大学学报（自然科学版）. 2000（02）
[2]庞雄奇，罗晓容，姜振学，林畅松，张水昌，钟宁宁，李忠. 中国西部复杂叠合盆地油气成藏研究进展与问题[J]. 地球科学进展. 2007（09）
[3]赵孟军，张水昌，赵陵，刘培初. 南盘江盆地主要烃源岩热演化史及油气生成史[J]. 石油实验地质. 2006（03）
[4]金之钧. 中国典型叠合盆地及其油气成藏研究新进展（之一）――叠合盆地划分与研究方法[J]. 石油与天然气地质. 2005（05）
油气生产论文篇6
0.引言
由于活塞气体压力及惯性力对气缸套产生的侧压力，使得当活塞与气缸壁发生相对运动时产生摩擦对气缸套内壁造成磨损，此外柴油、机油燃烧后所产生的固体微粒，金属件表面摩擦而擦落下的金属粉末以及随空气带入气缸内的灰尘等，都会造成气缸套磨损，同时柴油和机油中含有腐蚀性物质，对气缸套产生化学腐蚀作用，特别是柴油机长期在低温下（指水温低于70~80℃）工作时，废气中的二氧化碳和水汽容易凝结成碳酸，燃油中的硫燃烧后生成的硫化物，与水汽化合成硫酸及亚硫酸，低温时对机件腐蚀很严重。
1.气缸套磨损规律
柴油机在不同的外界环境和不同工况下，会处于不同的工作条件。在每种工作条件下都有一种因素主导着气缸套的磨损。
图1-1 不同工作条件下的气缸套磨损情况
正常情况下，气缸套最大磨损位置在活塞处于上止点时第一道气环附近，因为在这里做功及压缩行程时，活塞对缸壁压力最大，温度又高，金属抗磨性差，磨料积存也较多。气缸中部由于润滑条件较好，因而磨损较小而均匀。下止点位置处，运动速度逐渐为零，由于速度太低时油膜也不易形成，因而磨损略大于中部。免费论文。正常情况下的气缸套磨损状况，如图1-1中a所示。
若柴油机吸入尘土较多，或严重积炭（压缩压力过小，气缸内温度不够，燃烧不完全而引起），尘土随空气从上部吸入粘附于缸壁上部，积炭也在上部产生，使缸套上部磨损严重，此时的气缸套磨损状况，见图1-2中的b。
若机油污染而含有大量硬颗粒，由于机油是从下向上送到缸套内壁，且硬质颗粒较重，多附着于气缸套下部，使缸套下部磨损严重。如图1-1中b，c两种磨损为磨料磨损。柴油机在高负荷运转条件下，在高温润滑不良的情况下气缸套与活塞环相对滑动，产生局部金属直接接触、摩擦，形成局部高热，发生熔融粘着、脱落，并逐步扩大，即产生粘附磨损。免费论文。这是一种破坏性极大的磨损。一旦产生，活塞与气缸套很快报废。通常所说的“抱缸”多指这种情况。免费论文。如图1-2中的d，靠第一道活塞环上止点附近磨损严重。由于低温启动频繁或柴油含硫量过高造成的腐蚀磨损，见图1-2中的e。第一环上止点处由于受到强烈的酸蚀，磨损量比正常大1~2倍。由于腐蚀作用，剥落的金属颗粒在中部造成磨料磨损，使中部磨损量增加4~6倍。腐蚀磨损可由缸套上部疏松的细小孔来识别。低温下长期运行的磨损状况，见图1-2中的f。冷却水温太低，使最大磨损位置下移。沿轴线方向磨损因素是同时存在又相互影响的，其共同的规律是磨损后在沿气缸轴线方向磨损量不均匀，而气缸上部与活塞环不接触的部位磨损很小，磨损严重时总可用手在气缸上部摸到“缸肩”。沿圆周方向的磨损也是不均匀的，这是由于工作冲程和压缩冲程侧面压力不一致造成的。在正常情况下，磨损量以低温起动和低温工作是最为严重。因为低温时，机油变厚，难以进入摩擦表面之间，柴油雾化不好，凝结在气缸壁上，破坏了油膜，而燃烧产物低温时对缸壁又有酸蚀作用。
综上所述，气缸套的磨损规律大致是气缸套上部内壁，磨损较严重，而下部较少。沿着气缸套轴向呈现一个上大下小的锥形体，而沿着气缸套径向的任何截面都呈椭圆形，这是因为与曲轴中心线平行方向的磨损量比垂直曲轴中心线方向的磨损量来得少，其原因是在与曲轴垂直的方向上受到活塞的侧压力作用。
2.减少气缸套磨损的措施
根据气缸套的磨损规律，为了减少气缸套的磨损，应采取以下措施：① 尽量使柴油机保持在正常温度范围内工作（一般水温应为65~75℃）；② 按规定选用机油，注意保持存放机油的清洁，经常检查油位和油质，及时清洗滤清器；③ 定期清扫或更换柴油机空气滤芯；④ 使用新缸套或更换活塞环时，一定要按磨合规范进行磨合，不要一开始就进入高转速、大负荷工况。
3.结语
本文通过对气缸套的磨损原因的规律进行分析，提出了减少气缸套磨损的几项措施，对内燃机检修及运用人员有一定的借鉴意义，
参考文献:
[1] 王连森.内燃机车检修.中国铁道出版社，2000.
[2] 华道生主编.柴油机.
[3] 蒋德明主编.内燃机燃烧与排放学.
油气生产论文篇7
0.引言
由于活塞气体压力及惯性力对气缸套产生的侧压力，使得当活塞与气缸壁发生相对运动时产生摩擦对气缸套内壁造成磨损，此外柴油、机油燃烧后所产生的固体微粒，金属件表面摩擦而擦落下的金属粉末以及随空气带入气缸内的灰尘等，都会造成气缸套磨损，同时柴油和机油中含有腐蚀性物质，对气缸套产生化学腐蚀作用，特别是柴油机长期在低温下（指水温低于70~80℃）工作时，废气中的二氧化碳和水汽容易凝结成碳酸，燃油中的硫燃烧后生成的硫化物，与水汽化合成硫酸及亚硫酸，低温时对机件腐蚀很严重。
1.气缸套磨损规律
柴油机在不同的外界环境和不同工况下，会处于不同的工作条件。在每种工作条件下都有一种因素主导着气缸套的磨损。
图1-1 不同工作条件下的气缸套磨损情况
正常情况下，气缸套最大磨损位置在活塞处于上止点时第一道气环附近，因为在这里做功及压缩行程时，活塞对缸壁压力最大，温度又高，金属抗磨性差，磨料积存也较多。气缸中部由于润滑条件较好，因而磨损较小而均匀。下止点位置处，运动速度逐渐为零，由于速度太低时油膜也不易形成，因而磨损略大于中部。免费论文。正常情况下的气缸套磨损状况，如图1-1中a所示。
若柴油机吸入尘土较多，或严重积炭（压缩压力过小，气缸内温度不够，燃烧不完全而引起），尘土随空气从上部吸入粘附于缸壁上部，积炭也在上部产生，使缸套上部磨损严重，此时的气缸套磨损状况，见图1-2中的b。
若机油污染而含有大量硬颗粒，由于机油是从下向上送到缸套内壁，且硬质颗粒较重，多附着于气缸套下部，使缸套下部磨损严重。如图1-1中b，c两种磨损为磨料磨损。柴油机在高负荷运转条件下，在高温润滑不良的情况下气缸套与活塞环相对滑动，产生局部金属直接接触、摩擦，形成局部高热，发生熔融粘着、脱落，并逐步扩大，即产生粘附磨损。免费论文。这是一种破坏性极大的磨损。一旦产生，活塞与气缸套很快报废。通常所说的“抱缸”多指这种情况。免费论文。如图1-2中的d，靠第一道活塞环上止点附近磨损严重。由于低温启动频繁或柴油含硫量过高造成的腐蚀磨损，见图1-2中的e。第一环上止点处由于受到强烈的酸蚀，磨损量比正常大1~2倍。由于腐蚀作用，剥落的金属颗粒在中部造成磨料磨损，使中部磨损量增加4~6倍。腐蚀磨损可由缸套上部疏松的细小孔来识别。低温下长期运行的磨损状况，见图1-2中的f。冷却水温太低，使最大磨损位置下移。沿轴线方向磨损因素是同时存在又相互影响的，其共同的规律是磨损后在沿气缸轴线方向磨损量不均匀，而气缸上部与活塞环不接触的部位磨损很小，磨损严重时总可用手在气缸上部摸到“缸肩”。沿圆周方向的磨损也是不均匀的，这是由于工作冲程和压缩冲程侧面压力不一致造成的。在正常情况下，磨损量以低温起动和低温工作是最为严重。因为低温时，机油变厚，难以进入摩擦表面之间，柴油雾化不好，凝结在气缸壁上，破坏了油膜，而燃烧产物低温时对缸壁又有酸蚀作用。
综上所述，气缸套的磨损规律大致是气缸套上部内壁，磨损较严重，而下部较少。沿着气缸套轴向呈现一个上大下小的锥形体，而沿着气缸套径向的任何截面都呈椭圆形，这是因为与曲轴中心线平行方向的磨损量比垂直曲轴中心线方向的磨损量来得少，其原因是在与曲轴垂直的方向上受到活塞的侧压力作用。
2.减少气缸套磨损的措施
根据气缸套的磨损规律，为了减少气缸套的磨损，应采取以下措施：① 尽量使柴油机保持在正常温度范围内工作（一般水温应为65~75℃）；② 按规定选用机油，注意保持存放机油的清洁，经常检查油位和油质，及时清洗滤清器；③ 定期清扫或更换柴油机空气滤芯；④ 使用新缸套或更换活塞环时，一定要按磨合规范进行磨合，不要一开始就进入高转速、大负荷工况。
3.结语
本文通过对气缸套的磨损原因的规律进行分析，提出了减少气缸套磨损的几项措施，对内燃机检修及运用人员有一定的借鉴意义，
参考文献:
[1] 王连森.内燃机车检修.中国铁道出版社，2000.
[2] 华道生主编.柴油机.
[3] 蒋德明主编.内燃机燃烧与排放学.
油气生产论文篇8
一、变压器在线监测研究现状
（一）变压器局部放电（PD）在线监测
1．原理：变压器故障的主要原因是绝缘损坏，在故障前有局部放电产生，且伴随下列信号：电流脉冲，电波、超声波，C2H2，C2H4，C2H6，CH4，H2，CO等气体，光信号，超高频电磁波。对上述五种信号进行测量，可以确定变压器内部局部放电的严重程度。因此五种信号的监测都有人研究。在这些检测方法中，电流脉冲法是最灵敏的。但是变电站现场电信号的干扰也是比较大的，因此采用常规的电流脉冲法，很难进行测量。超声波法及油中气体分析法现场干扰较少，但超声波法灵敏度低，对于那些深藏在绝缘内部的放电往往检测不到。同时超声波信号的传播时延大多是用电流脉冲信号触发计时器来获得。在现场使用时，局部放电产生的脉冲电流信号，往往淹没于高的干扰脉冲之中而无法分辨，难以触发计时器工作，从而导致监测系统作出错误的判断。
2．方法：（1）差动平衡法：比较进入测量系统的两个信号，一个来自中性点传感器，另一个来自变压器铁芯接地传感器。当变压器内部产生局部放电信号，它在变压器中性点及铁芯接地传感器上，产生两个方向相反的电流脉冲。而当变压器外部存在干扰信号时，他在这两个传感器上产生的电流脉冲方向相同，适当选择频率，对这两个电信号进行比较，就可以对电晕干扰加以抑制。（2）超声波检测法：利用超声波传感器，在变压器外壳上检测局部放电产生的声信号。一方面当变压器内部发生局部放电时，所产生的电流脉冲信号就被检测到，另一方面分布在油箱壁上的几个超声波传感器也会检测到声波信号。但它要比电脉冲延迟某个时间，根据这个延迟时间，就能确定传感器和放电发生点之间的距离，从而确定放电点的位置。（3）电气定位法：利用超声波传播的方向和时间以及放电脉冲在绕组中的传输过程来确定放电位置的定位方法。
（二）变压器油中溶解气体（DGA）在线监测
用油中溶解气体气相色谱分析判断变压器内部故障：
1．原理：油浸电力变压器中主要绝缘材料是变压器油和绝缘油纸。这两种材料在放电和热作用下，会分解产生各种气体。而变压器内部故障都伴随着局部过热和局部放电的现象，使油或纸或油和纸分解产生C2H2，C2H4，C2H6，CH4，H2，CO和CO2等气体。当故障不太严重，产气量较少时，所产生的气体大部分溶解于绝缘油中。此外，发热和放电的严重程度不同，所产生的气体种类、油中溶解气体的浓度、各种气体的比例关系也不相同。因此，对油中溶解的气体进行气相色谱分析便可发现变压器内部的发热和放电性故障。
2．方法及其发展
（1）一般采用常规气相色谱仪进行变压器油率溶解气体的定期检侧，即试验人员到变电站抽取部分脱出气体注入气相色谱仪的进样口，用气相色谱仪检测，输出结果，最后将结果与标准进行比较判断。
（2）为了克服常规油色谱分析法的繁琐而复杂的作业程序，人们研制出了油中气体自动分析装置，即将常规色谱分析仪的脱气和气体浓度检测两部分置于变压器安装现场，在技术上实现自动化分析，显然，这种油色谱自动化分析装置的功能与常规色谱分析法相仿，结构上未发生根本变革，仅是作业程序上实现了自动，从技术经济上限制了它的推广应用前景。
（3）人们不得不研究在原理结构上有所变革创新的在线监测装置。在变压器油中溶解气体在线监测装置的研究中，人们首先想到的是在油气分离上作变革，为此采用由仅使气体分子通过的高分子透气膜组成油气分离单元，从而不仅大大简化了油中气体自动分析装置的结构，而且实现了在线监测。
（4）气体检测单元上作出变革，不用复杂的色谱仪，而用气敏传感器对分离气体检测。由于气敏传感器的敏感度与所添加的贵重金属有关，工艺上还很难做到一种气敏传感器对多种气体都具有相同的敏感度，因此，人们最先研究成功的在线监测装置是监测变压器油中的氢气量。由于不论变压器内部故障种类如何，氢气是故障产生气体的主要成份之一，在线监测油中的氢气量就能判断变压器有无异常，然后通过常规色谱分析法来进一步判断故障种类和程度，因此，虽然这种只能判定有无异常而不能诊断故障种类的在线监测装置功能有限，但因其比常规色谱法进了一步而得到了广泛应用。
二、变压器在线监测研究发展趋势及研究方向
1．仪器上：发展了光学器件如分红气体分析器，红外气体分析器的特点是能测量多种气体含量。测量范围宽，灵敏度高精度高，响应快，选择性良好可靠性高，寿命长，可以实现连续分析和自动控制。红外气体分析器的工作原理基于吸光度定律（I．amhert-Beer定律），从物理特征上可以划分为不分光型、分光型、傅立叶红外（FTIR，Fourier Transform InfraRed）型以及基于微机电系统（MEMS Micro-Electro-Mechanical System）技术的微型红外气体分析器。分光型红外气体分析器是利用分光系统从光源发出的连续红外谱中分出单色光，使通过介质层的红外线波长与被测组分的特征吸收光谱相吻合而进行测定的。不分光型红外气体分析器（NDIR）指光源发出的连续红外谱全部通过固定厚度的含有被测混合气体的气体层。由于被测气体的含量不同，吸收固定红外线的能量就不同。
2．理论工具上：模糊理论，人工神经网络，专家系统及灰色理论在DGA的分析中都有应用。
三、结语
变压器作为发变电系统中重要设备，安装在线监测系统的必要性已渐渐成为电力行业的共识，电力变压器的工作效率代表了电力部门的财政收益，变压器的在线监测提高了运行的可靠性，延缓了维护费用的投入，延长了检修周期和变压器寿命，由此带来的经济效益是非常可观的。电力设备的在线监测技术是今后的发展方向，具有广阔的前景。
参考文献
[1]徐杰．浅谈电力变压器故障的在线监测 ．技术与市场（上半月）[J]．TECHNOLOGY AND MARKET，2006，（6）．
油气生产论文篇9
引言
我国大多数气藏都属于低渗透率气藏，这类气藏具有低孔、低渗、渗流时存在启动压力、自然产能极低、开发效果不理想和经济效益差等特征，在常规完井后不能产生工业性油气流，只能依靠水力压裂改造来实现经济开采。多年来油田开发试油现场实践表明，合理的试油工作制度可以有效缩短试油周期。在试油过程中，如果选取的试油压差过大，在弱胶结地层中可能会造成井筒附近大量出砂[，影响油气井的正常生产，给试油解释带来误差；而在不易出砂的储层可能会引起微粒运移，从而堵塞孔隙喉道；则在裂缝性储层和压裂井中可能会引起裂缝闭合和支撑剂回流，从而降低油气井的产能，也可能造成凝析气层中凝析油析出而严重影响气相流动。如果选取的试油压差过小，就难以把压裂气井近井地带因钻完井和压裂等施工的侵入液排出，从而影响压裂气井的投产和气井产能，降低开采经济价值。因此，合理试油压差的优选研究是十分迫切和必要。
1 储层动态渗透率计算
气藏在开采期间，储层岩石的渗透率等物性参数会随着应力条件的变化而变化。气藏储层中岩石所受的应力十分复杂，通常情况下，它同时受到外部应力和内部应力的共同作用。在气藏开采过程中，通常认为油气藏所受的外部应力是一常数，当从气藏岩石的孔隙中采出气体时，地层孔隙流体压力降低，岩石的骨架颗粒和孔隙均被一定程度压缩，从而岩石的渗透率等相关物性参数也随着发生变化，一般情况下，采用有效应力来计算岩石物性参数随应力的变化特性，Terzaghi有效应力计算公式为：
（1）
式中：α为有效应力系数，0< α
在气藏开采过程中，有效应力对储层物性具有重要影响，储层渗透率与有效应力存在着良好的指数关系，可得到相应的渗透率表达式为：
（2）
式中：a，b为常数，可基于室内实验拟合得到。
2 试油过程中的裂缝导流能力变化
试油过程中受储层流体压力降低的影响，水力裂缝受到的有效闭合应力越来越大，支撑裂缝的导流能力不断下降，这时由于随着地层流体压力的降低，有效闭合压力不断增加，支撑剂的受力不断增大，当闭合压力增加一定程度时，支撑剂就会发生破碎，进而发生支撑剂微粒运移而充填或楔入颗粒孔隙，从而引起裂缝渗透率和导流能力的下降。
因此在试油过程中压裂井压后产量计算中应考虑到水力裂缝导流能力的动态变化效应，基于室内长期裂缝导流能力实验数据，可采用以下表达式拟合得到动态渗透率随有效应力关系为：
（3）
式中：frcd为动态裂缝导流能力，D？cm；Pclose为有效闭合应力，MPa；c，d为实验拟合系数。
3 计算结果分析
基于以上建立的数学模型，以大庆油田海拉尔盆地的一口预探井为例，对该井的试气压差进行优选。基于室内评价、压裂施工参数拟合可得到该井的基本参数见表1所示。
基于室内流体流动实验，测得该储层有效应力与渗透率的相关关系如图1所示，可见，随着有效应力的增加，储层岩石的渗透率不断下降，拟合得到储层渗透率与有效应力的关系为：
（4）
采用室内导流能力测试装置，得到裂缝导流能力与闭合应力关系如图2所示，随着有效闭合应力的增加，裂缝导流能力不断降低，拟合得到裂缝导流能力与有效闭合应力的关系为：
（5）
以表1储层基本数据为基础，分别考虑储层物性和裂缝导流能力为静态值或如式（17）和式（18）的动态值，对压裂气井试油过程中井产量随压差的变化进行了数值模拟计算，结果如图3所示（井产量为1天的产量），可见，试气过程中考虑储层和裂缝参数为静态值情况下压裂气井产量与生产压差具有较好的正相关性，随着压差的增大井产量不断增加；而考虑储层和裂缝参数为动态值情况下压裂气井井产量随生产压差增加具有先增加后减小的变化特征；存在一个井产量峰值。该井在实际试气过程中发现，分别采用2mm-8mm油嘴放喷，气井产量并不是一直增加，而是先增加到约15×104m3/d后开始降低，与理论分析的峰值16.4×104m3/d基本接近，相对误差约为9.3%，证实了文中理论分析的可靠性和正确性。理论分析表明该井在试气过程中生产压差在13-14MPa时井产量达到最大，为此建议该井试气采用该压差范围对应的油嘴进行试气测试为最优。
4 结论与认识
（1）文章基于储层物性应力敏感性和水力裂缝导流能力受闭合应力变化的作用和影响，建立了压裂气井试气压差的优化模型，并提出了相应的数值求解方法。文中建立的模型为压裂气井矿场试气选择合理的生产压差提供了理论基础，对提高现场压裂气井试气制度的科学性和合理性具有重要的理论价值和现实意义。
（2）由于试气过程中受储层流体压力降低的影响，压裂气井的储层物性和裂缝参数都会发生改变，考虑储层和裂缝参数为动态值的模拟计算更符合实际试气过程中的井产量变化规律，这时井产量为峰值对应的生产压差范围为矿场试气测试最优值。
油气生产论文篇10
关键词：
非常规油气；油气地质理论；成藏条件；聚集机制；赋存状态；分布模式；油气资源
0引言
人类认识和利用油气的历史由来已久，早在1835年中国四川盆地就钻成了世界上第一口超千米的深井，但是国外石油界都把德雷克于1859年8月27日钻成的一口油井看作世界石油工业的开端［1－2］。20世纪以来，石油工业飞快发展，1900年起，西方石油公司纷纷成立地质研究机构，开始用油气地质理论来指导找油。在寻找油气的过程中，石油地质学家围绕油气勘探开发阶段［3－11］，在油气的勘探实践中相继提出了背斜学说［12］、圈闭理论［2］、干酪根热降解生烃理论［13］和含油气系统理论［14］等石油地质理论，这些理论与学说极大地促进了石油工业的发展。与此同时，中国石油地质学家根据中国特殊的地质特征，提出了陆相生油理论［15］、源控论［16］、陆相盆地复式油气聚集带理论［17］、富油气凹陷满凹含油理论［18］和岩性地层油气藏理论［11，19－21］等具有中国特色的石油地质理论，为石油地质学的发展做出了巨大贡献。随着地质理论的发展和科技进步，石油工业发展将会经历常规油气、常规与非常规油气、非常规油气三大阶段［22－25］。21世纪以来，美国页岩气迅猛发展，特别是2008年后页岩油产量也快速上升，引起了全球油气界的巨大关注［26－30］。页岩气的发展源于同属非常规的致密油气，人们将开发中采用的以水平井和压裂为主体的技术系列引入到岩性更加致密的暗色页岩中，逐步完善后就促成了页岩油气的巨大发展，而页岩油气的技术进步和对传统油气地质理论的重新认识又反过来推动着非常规油气特别是煤层气的勘探开发。与此同时，非常规油砂、重油的经济开发也取得重大进展，特别是纵贯加拿大和美国西部的油砂带和横贯委内瑞拉的奥利诺科重油带都形成大—超大型油田群［31］。作为非常规气潜力巨大的天然气水合物也被列入积极探索的目标［32］。就近期的勘探开发来说，非常规油气已达到与常规油气同等重要的地位；而就未来的供应来看，前者却似乎更为重要。页岩油气的成功开发使人们对非常规油气的认识更加深化和系统化，促使其完成了向理性认识的飞跃，促成了传统油气地质理论的突破和创新。本文首先从传统油气地质理论的六大地质要素“生、储、盖、圈、运、保”出发，探讨了油气成藏条件理论观念如何从常规向非常规转变，然后对比了常规与非常规油气的成藏机理与模式，最后对非常规油气的资源潜力进行了分析，并提出了几点对今后油气勘探的启示。
1油气成藏理论观念的转变
传统油气地质理论认为油气藏的形成和分布是烃源岩、储集层、盖层、圈闭、运移和保存条件综合作用的结果，这6个地质要素可以概括为“生、储、盖、圈、运、保”［2］。常规“油气藏”定义是在“单一圈闭中”，“单一”主要是指受单一地质要素所控制，在单一的储集层中具有统一的压力系统及统一的油、气、水边界。油气在烃源岩中生成后，经过运移进入圈闭形成油气藏，而且地质历史中形成的油气藏只有在一定条件下才能保存下来。根据传统油气地质理论，烃源岩内无法排出的残余油气不能形成有经济价值的油气藏；如果地层致密，不能形成有效储层，也不适宜作为勘探开发对象；如果油气藏后期被破坏，天然气首先逸散，石油的轻质组分散失而形成流动性差的重油（稠油），甚至形成沥青砂。直到20世纪七八十年代，这3类油气在当时的“常规”技术下也很难被经济利用。然而近些年来，以页岩气革命为代表的非常规油气正在颠覆传统油气地质理论的认识。非常规油气主要是指其形成条件、聚集机制、油气赋存状态和分布规律不同于常规油气，使用传统技术无法获得自然工业产量，需用新技术改善储集层渗透率或流体黏度等才能经济开采的连续或准连续型聚集的油气资源，包括致密油、致密气、页岩油、页岩气、煤层气、可燃冰、油砂和油页岩等［9］。非常规油气藏与常规油气藏的地质特征有诸多不同（表1）。
1．1油气成藏条件理论观念的转变
1．1．1烃源岩与泥页岩储层
在传统油气地质理论中，泥页岩只被当作烃源岩或盖层，从泥页岩中生成的油气伴随成岩作用的致密化而与水一起被排出，遇到合适的圈闭条件发生聚集形成常规油气藏。但近些年来，北美的石油企业将暗色泥页岩作为储集层进行勘探开发，取得了巨大成功［33－37］。从地质角度分析，这是由于泥页岩生成的油气一部分运移至圈闭聚集形成常规油气藏，但大部分没有排出而是滞留下来形成页岩油气藏。从图1的实例可以看出，济阳坳陷古近系不同层位泥页岩的生烃量远大于排烃量，生成的油气大部分滞留于源岩中。传统油气地质理论认为，若烃源岩单层厚度过大，不利于地层中部的油气顺利排出，是一种“无效烃源岩”；但页岩油气理论认为，这却是难得的有利条件，单层厚度越大，不仅保留的油气量大，而且越容易进行水平井和压裂施工，往往是首选的勘探对象［38－41］。中国近年来也开始进行页岩油气的勘探开发，并取得一系列重大突破，2012年中国石化发现涪陵焦石坝页岩气田，产气层段为上奥陶统—下志留统的五峰组—龙马溪组，优质页岩厚度大，总有机碳（TOC）高，镜质体反射率（Ro）适中，含气量与单井产量高。
1．1．2高孔渗储集层与低孔渗储集层
在传统油气地质理论中，储集层一般都是保留较多孔隙且连通性较好的地层，油气勘探首先关注孔隙度、渗透率等物性条件好且油气充满程度高的好储层。在好储层油气勘探开发程度越来越高的情况下，为了满足日趋增长的消费需求量，油气工业便不断向孔渗性能较差的储集层进军，从低孔渗储集层延伸至致密储集层［42－45］。常规油气的孔喉直径下限为1000nm，以达西渗流为主；而对于致密油气，孔喉直径下限为50nm，以扩散－滑脱流、低速非达西流为主；页岩油气的孔喉直径下限可以达到5nm，以解析和扩散为主［7］。鄂尔多斯盆地中部大面积展布的延长组长7段致密砂岩储集体与油页岩、暗色泥岩互邻共生，在异常高压的持续作用下，石油就近持续充注形成大型致密油藏［46－48］。塔里木盆地库车坳陷侏罗系和白垩系致密气储层的含气层孔隙度基本上分布在2％～12％［49］，天然气排入到储层中不受浮力作用，气体排驱储层空间中的水而富集成藏，孔隙度更高的地层由于气体受浮力作用向更高部位运移反而不含气，只有运移到圈闭中的天然气才能富集成藏（图2）。这是由于“连续型”致密砂岩气藏的形成是天然气持续不断的供给和散失达到动态平衡的过程，气藏边界本质上是由成藏时期致密储层临界孔喉半径所决定的［50］。当储层孔喉半径大于临界孔喉半径时，气体散失，不能聚集成藏。
1．1．3上覆盖层与储层自封闭
在传统油气地质理论中，烃源岩中生成的油气运移到储集层中，如果上方没有盖层的遮挡，将会逐渐散失殆尽。而在非常规油气地质理论中，由于储集层物性本身比较致密，致密储集层本身就具有一定的自封闭能力，如厚度较大的页岩一般是靠近页岩顶面和底面的、距离渗透性地层较近的部分生成油气易于排出，而对于页岩中部的烃类由于距离渗透性地层较远一般残留较多。常规油气理论一般只对储层上覆的直接盖层或区域性盖层进行研究，而对于页岩气来说，需要研究页岩层系顶、底板的封闭能力。烃源岩生成油气后，其动力不能突破页岩孔喉毛细管力而残留于页岩储层中，受到源储压差动力的作用进入致密储层中的油气也基本不受浮力作用而残留在致密储层中。若在上覆地层中存在更致密的盖层，则对油气保存更为有利。例如，塔里木盆地库车坳陷迪西1气藏位于致密储层构造斜坡部位，具有下气上水的特征，靠储层自身毛细管力对天然气进行了封堵（图3）。
1．1．4圈闭油气成藏与连续或准连续油气聚集
传统油气地质理论认为，油气都是在圈闭中聚集成藏，受构造（构造圈闭）、不整合（地层圈闭）、岩性（岩性圈闭）等控制，界线明显，没有圈闭则无法形成有效的油气藏。与常规油气藏不同，非常规油气无明显圈闭界线，呈连续或准连续聚集［1］。对于常规油气而言，浮力是最主要的运聚动力［51］，而对于非常规油气，浮力在油气运聚中的作用受到局限，以扩散作用等非达西渗流为主［52－53］。源内油气主要是滞留聚集，源外油气运聚动力为源储压差，受生烃增压、欠压实和构造应力等影响，运聚阻力为毛细管力，两者耦合控制油气边界或范围，多表现为油、气、水层共存，呈连续相，分布较复杂，无明显油气水界线，含油气饱和度差异较大。对连续型页岩油气、煤层气等烃源岩内油气聚集特征的研究表明，这类油气聚集基本上不受圈闭控制，但构造圈闭的存在往往会对这类油气藏的局部富集具有一定乃至重要的控制作用，这时构造圈闭实际上起了“甜点”的作用。另外，对有些连续型油气聚集（如煤层气藏）而言，水动力条件也会对油气富集产生重要的控制作用，但其可能并不完全充当圈闭（即水动力圈闭）的作用，而类似于“甜点”性质。与连续型聚集不同，作为准连续型聚集的致密油气受到圈闭的一定控制，只不过控制其油气聚集的圈闭不是背斜圈闭，而主要是岩性等非背斜圈闭［54］。
1．1．5油气长距离运移与原地滞留或短距离运移
在传统油气地质理论中，油气一般会经过较长距离的运移到达圈闭中聚集成藏，浮力为油气运移的主要动力，普遍存在优势油气运移通道。而非常规油气运移距离一般较短，为原地滞留、初次运移或短距离二次运移，尤其是煤层气、页岩油气，具有“生－储－盖”三位一体的特征，基本上生烃后就地存储，一般不发生显著运移，也缺乏优势运移通道；致密砂岩油气为近源成藏，大面积弥漫式充注，初次运移直接成藏或短距离二次运移成藏，渗滤扩散作用是油气运移的主要方式，导致油气水分异差［7］，如四川盆地三叠系须家河组及鄂尔多斯盆地上古生界大面积含气，呈气水共存的特征。生产实践证实，致密油气中流体渗流以非达西渗流为主，存在启动压力，需附加驱替力才可使流体开始流动，形成油气生产能力。
1．1．6油气保存
常规油气和非常规油气都需要有较好的保存条件，如常规油气需要有良好的区域性盖层、相对稳定的大地构造环境和相对稳定的水动力条件，页岩气的保存条件需要从构造条件、页岩顶板和底板及自封闭能力和水动力条件等进行评价。但在较好的保存条件下，不同气藏所对应的地层压力不同，如常规气藏一般表现为常压，致密气藏既有异常高压也有异常低压，页岩气藏一般表现为异常高压。在传统油气地质理论中，原来的油气藏被破坏后，一部分油气运移至新的圈闭，再次聚集形成新的油气藏，即次生油气藏，还有一部分油气运移至地表，在地表形成各种各样的油气显示，在某些情况下可以形成非常规油气藏。如在南里海盆地中，断裂作用先于烃源岩成熟或者与烃源岩成熟同时发生，油气主要沿着断裂带运移至地表浅层，遭受氧化、生物降解等作用形成油砂（图4）［55］。
1．2常规与非常规油气成藏机理和模式对比
1．2．1浮力成藏与非浮力成藏模式
传统油气地质理论认为，油气二次运移的主要动力为连续油气柱在地层水中产生的浮力和地层水流动产生的水动力。在这几种力（或以一种力为主）的作用下，油气在储层内发生运移、聚集。对于常规储层，浮力和水动力足以驱使油气发生运移。但在以纳米级孔喉占储集空间主体的致密储层中，由于孔喉尺寸过小，其产生的毛细管阻力大，仅靠这两种动力无法使油气突破细小的喉道进行运移［51］。陶士振等通过对四川盆地中北部蓬莱10井侏罗系自流井组大安寨段烃源岩进行热模拟试验，认为排烃后源岩剩余异常高压为2．8MPa，可突破孔喉半径26nm，增压瞬时最高值可达38MPa，可突破孔喉半径117nm，揭示了生烃增压取代浮力成为致密油的主要运聚动力（图5）［56］。Jiang等依据成藏期烃源岩排气期与储层致密演化关系及充注到储层的天然气是否受到浮力作用，将砂岩气藏划分为常规气藏、致密常规气藏、复合型致密气藏和致密深盆气藏4种类型（图6）［57］。
1．2．2单一赋存相态与多种赋存相态
在传统油气地质理论中，油气主要是以单一的游离态形式赋存；而非常规油气是以游离态、吸附态和溶解态等多种相态共存。页岩气的赋存状态主要有吸附气、游离气和溶解气［58－60］，生成的页岩气首先满足有机质和岩石颗粒表面吸附的需要，当吸附气量与溶解气量达到饱和时，富余的天然气才以游离态进行运移和聚集［33，61－62］；页岩油在源岩中的赋存形态主要有两种，即干酪根表面的吸附态及基质孔隙、纹层与水平层面间、微裂缝中的游离态［63］；致密油主要存在两种赋存形态———油膜与油珠，油膜主要赋存于粒间孔和微裂缝，油珠主要赋存于粒内孔［64］。
1．2．3高点富集与满盆含油气
在传统油气地质理论中，油气严格受圈闭控制，包括单体型和集群型。单体型主要为构造油气藏，油气聚集于构造高点，平面上呈孤立的单体式分布；集群型主要为岩性油气藏和地层油气藏，油气聚集于较难识别的岩性圈闭和地层圈闭中，平面上呈较大范围的集群式分布。非常规油气分布在盆地中心、向斜或斜坡区，大范围“连续”分布，局部富集，突破了传统二级构造带控制油气分布的概念，有效勘探范围可扩展至全盆地。油气具有大面积分布、丰度不均一的特征［7］，易形成大油气区。如致密砂岩气是典型的非常规油气聚集，空间上连续分布，砂岩地层普遍含气，但含气饱和度不均，缺乏明显气水界面与边底水，油气聚集边界不明确。
2非常规油气资源潜力及启示
2．1非常规油气资源潜力
2．1．1全球
虽然目前全球剩余常规油气资源还比较丰富［9，65－66］，但随着勘探开发技术进步和成本降低以及地区油气供需不平衡矛盾的加剧，非常规油气资源的勘探开发价值凸显。据美国地质调查局（USGS）、国际能源署（IEA）等有关机构的研究结果，全球油气资源总量约为50600×108t油当量，重油、天然沥青、致密油、油页岩油和页岩油等非常规石油资源量约为6200×108t，与常规石油资源量（4878×108t）相差不多，全球致密气、煤层气、页岩气和天然气水合物等非常规天然气资源量近3922×1012m3，大约是常规天然气资源量（471×1012m3）的8．3倍［9，67－70］（图7）。
2．1．2中国
与常规油气资源相比，中国非常规油气资源更为丰富（图7）。中国油气资源总量约为1520×108t油当量。非常规石油资源量约为240×108t，与常规石油资源量（200×108t）大致相当。非常规天然气资源量约为100×1012m3，是常规天然气资源量（20×1012m3）的5倍，发展潜力很大［71－74］。中国非常规油气勘探开发已在多个盆地取得重大突破。2014年，鄂尔多斯盆地苏里格气田致密气年产量为235×108m3；川中须家河组致密气年产量为30×108m3；鄂尔多斯盆地长7段致密油年产量为83×104t；鄂尔多斯盆地沁水地区煤层气年产量为36×108m3；四川盆地海相页岩气年产量为13×108m3。
2．2启示
随着全球非常规油气勘探开发的迅猛发展，传统油气地质理论中的观念也逐渐发生了改变。从以前认为的由于单层厚度过大而不利于排烃的烃源岩层，转变为页岩油气勘探中较好的目的层，而且非常规油气生、储、盖合为一体，突破了圈闭的限制。传统油气地质理论不但不把泥页岩作为勘探目的层系，而且把其他孔隙度低、渗透性差的致密岩层也置之度外，不予考虑。这样能作为有效储层的岩层就相当少了。非常规油气地质理论使人们打破了这种“画地为牢”的储层概念，打破围绕烃源岩找圈闭的局限，突破传统上寻找经过二次运移、圈闭油气聚集的“源外找油”方法，使找油气的领域更为宽广，找油气资源的潜力更大。页岩气革命使原来未放在找油气目标内的页岩层系成为油气勘探的目的层系、生产层系，在21世纪中期将成为重要的开采对象。这一重大创新和突破在油气开发中产生了深远的影响，并引起不断扩大的连锁反应，开始改变全球和主要油气生产国、消费国的能源构成，引导着新世纪能源发展的方向。
3结语
（1）油气地质理论从常规油气发展到非常规油气，成藏条件的观念也在发生变化。传统油气地质理论认为只能作为烃源岩和盖层的泥页岩，在非常规油气地质理论中当作储集层；由于孔渗过低而在以前认为是无效储层的致密砂岩和致密碳酸盐岩现在也可作为勘探目的层；非常规油气盖层的评价方法与常规油气不同；由于可以是大面积连续成藏，非常规油气的聚集无圈闭限制，但会受到构造样式的影响；非常规油气以原地滞留、初次运移和短距离二次运移为主，与常规油气可以进行长距离二次运移不同；常规油气与非常规油气都需要较好的保存条件，在某些情况下被破坏的常规油气藏也可形成非常规油气藏。
（2）油气成藏机制方面，非常规油气的运聚主要受生烃增压、毛细管力和扩散作用力的影响；赋存状态方面，与常规油气一般只有游离态不同，非常规油气有游离态、吸附态和溶解态等方式；常规油气一般富集于构造高点，而非常规油气大面积连续成藏。
（3）无论是全球范围内还是在中国，非常规油气资源潜力都远大于常规油气，北美非常规油气革命正推动世界石油行业从常规油气向非常规油气转移。要敢于突破传统的思维模式，不断重新认识寻找油气资源的新理论和新方法，这必将为中国未来油气勘探的持续发展提供重要的指导与借鉴。
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油气生产论文篇11
一．引言
油气管道工程涉及了其企业的各个部门，也与社会经济的发展离不开，油气管道企业精细化管理是一个核心的工程，主要是让油气管道企业的战略规划能够有效的贯彻到每一个环节，从而在一定程度上提升其企业的整体执行能力，来实现企业运营绩效的目的。 因此，企业要高效运转，就必须推行有效的精细化管理。
二．精细化管理概念
精细化管理则是一种理念，一种文化。它是企业对各类要素进行合理有效配置，通过程序化、制度化、标准化和精细化的现代化管理方式，达到在企业内部各组织间的高效和协调运转，以实现企业的最终目的。可以说，作为企业最前沿的生产现场，最急需推行精细化管理。立足专业，关注细节，科学量化是精细化管理应遵循的基本原则。
精细化管理发源于西方发达国家，由泰勒――科学管理之父首先提出。二战后，由于企业生产规模不断扩大，产品生命周期逐步缩短，技术水平日益提高，很多管理理论（如决策学、系统工程理论等）在企业的生产管理中被广泛应用。日本于20世纪50年代对精细化管理思想的内涵又加以丰富，创造出“5S”这种独特的管理方法（具体包括整理、整顿、清洁、清扫、素养）。它们将人员、机器、材料、制度、环节等生产要素进行合理有效的配置，甚至具体到要求企业每位员工的日常行为规范。通过对“5S”理论的推广，以求在生产现场创造出一种干净整洁、清新舒适、分工合理的工作环境和氛围。对工作环境进行全面治理，可以实现提升企业整体管理水平的目标。现代企业所推崇的“6S管理”由“5S”发展而来，在“5S”概念之上添加了“安全”这个项目，有的企业则根据实际需要除了增加“安全”，同时也用“规范”代替“清扫”。6S管理方法目前在国内很多大中型企业中得到广泛应用。
油气工程的精细化管理就是将油气田工程造价管理细化到勘探、开发、净化、储运等项目的建设过程和环节，并在精细化的基础上对每一作业过程进行优化配置，从组织与人力资源、技术与经济、定额与合同等方面去深入挖潜。主要从设计阶段、招标投标阶段、施工阶段、竣工结算阶段等实行精细化管理，降低油气工程造价，提高投资回报率。
三. 油气管道施工企业精细化管理的必要性
一个企业尤其是大型国有企业要健康稳定地发展，在对员工的个人素质、团体意识、专业技术能力等方面必须提出更高的要求外，其采用的管理工具是不是有力和有效，对于生产现场的精细化管理制度的顺利推行也极其关键。
1. 管理机制问题
目前,石油企业的大部分油气资产为国家所有,企业只有使用权,没有报废权,因此,导致资产管理制度不健全,亟待完善、资产管理的手段及管理方式落后,仍然处于静态管理阶段。
2. 管理责任不够明确
油气资产现行管理方法出现管理职能模糊,各职能部门越过资产管理部门,各施其责,直接代替或者取代了资产管理的职能,资产管理部门有责无权的状况在某种程度上还存在,其资产管理职能没有得到完整的发挥。
3. 油气资产存量管理力度不足
由于石油企业的油气资产报废执行国际公认的按区块报废标准,油气资产报废按整个区块进行报废处理。
4. 管理人员的素质有待进一步的提高
石油企业资产管理有着特殊的专业性要求,一个好的资产管理人员必须经过长期的生产、经营管理及现场实践学习才能满足业务工作的需要。另外,管理人员的资产营运观念还不够先进,加之资产管理力度的弱化,致使油气资产无法得到合理配置和有效利用。
5. 资产考核机制不健全,经营机制未建立
固定资产提取的折旧和折耗没有纳入有限公司的考核范围,经营性资产不收取资产占用费;同时,也没有相应的奖惩机制促使各单位开展闲置资产的调剂和低效、无效资产的处置。
油气资产在石油企业中占据重要的地位,其管理的好坏直接影响到石油企业的经济效益。它为油田企业的持续经营提供了保证,是油气资源勘探、开发、开采的主要生产物资,而且油气资产质量、技术的好坏直接影响石油天然气的提升、收集、处理和储存,进而影响石油天然气的采油率、生产量、产品质量、销售额以及生产成本。
四．精细化管理对油气管道施工企业经营管理水平的影响
1. 科学组织、合理安排施工，加强现场的全方位管里；节约材料，杜绝浪费；在保证工程质量的前提下，积极推广和应用新工艺、新技术、新材料、新设备，从而达到利用科技进步的手段来降低工程成本。
2. 为提高工程结算效率、规范结算资料、统一结算标准，应从基础资料、计算依据、详细签证、统一装订以及严格操作流程等5个方面加强重点工程结算，与各项目的责任单位进行对接，按照工程实际开展情况，及时编制出工程结算计划，统一部署全年结算工作，确保竣工决算工作的全面完成。
3. 针对项目施工设备缺乏必要的日常保养,我们设立了设备整修基金(即按设备原值一定比率向使用单位提取设备维修费用),由公司专业管理部门利用该项基金对设备进行统一的整修维护,使费用承担与维修管理脱离,从而彻底解决了过去维修工作做的越多承担费用越多的“瓶颈”问题。
4. 优化资金收支两条线管理流程。我们在满足管道局对资金管理要求的前提下,结合施工企业的特点,利用网络手段,自行开发适用的小软件,从细节入手,简化资金计划编制、操作环节,提高了工作效率。
5.标准化管理是复杂大系统工程管理的发展趋势。油气田工程造价管理标准化精细化的方法体现在：建立一套标准工程、标准化的工程造价项目、标准化的工程造价计算方法和模式。如一套单项工程从工程预算到结算的工程造价管理方法，一套勘探开发项目中油气田公司从投资估算到决算的工程造价管理方法，企业发展规划和年度计划编制的工程造价管理方法。
6. 合理编制年资金收支计划。从宏观上控制和指导公司全年的资金流入流出量。资金收支计划按照公司当年经营规模、债权债务情况、上年实际发生收支事项对比分析和局政策规定等预测编制。若资金来源不能满足支付需要时,必须提出资金缺口解决方法加以解决。
五．结束语
精细化管理的本质意义就在于它是一种对战略和目标分解细化和落实的过程，是让企业的战略规划能有效贯彻到每个环节并发挥作用的过程，同时也是提升企业整体执行能力的一个重要途径。将精细化管理运用到油气管道施工项目中能起到加强控制和提高油气企业经营质量的作用，同时也促进了油气企业施工单位规范化施工管理，也为建立更为科学合理的工程项目的管理，为企业核心竞争力的提高和油气工程项目的经营管理水平打下了良好的基础。
参考文献
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油气生产论文篇12
Abstract approximately?2-3?jidong?oilfield?platform?natural?energy?weaker?reservoir，?stratigraphic?full?pressure?difference?is?small，?the?production?of?gas?to?liquid?ratio?is?high，?degassing?serious?cause?oil?well?pump?efficiency?low?phenomenon?common.?Combined?with?the?block?reservoir?production?conditions，?separately?from?the?optimizing?process?and?technology?management，?combining?for?the?"nozzle?+?control?set?of"?methods?improve?pump?efficiency?and?achieves?goodeffects.
Keywords gas?influence，?pump?efficiency，?gasoline?than，?for?oil?well
0 引言
据相关地质资料显示，南堡2-3区块地层压力系数为0.98～1.18，油藏天然能量较弱，地饱压差小，依靠天然能量开发地层压力下降快，脱气较严重，产量递减较大。
南堡2-3平台现有油井80口，目前生产气液比469m3/t，累计采出地下体积138.4万方；累计注入水59.7万方，累计亏空达78.7万方。地层亏空较大，能量下降快，地层压力下降快，脱气严重生产气液比高，气体影响导致油井生产异常，严重影响油井生产。
1 气体影响理论分析及思路探索
1.1 理论分析
油层能量低、供液不足或气油比高的井当泵吸入口处的压力低于饱和压力时，脱出的自由气和液体一起进泵，气体挤占了泵内空间，减少了进泵的液体，降低了泵效[1]。而气体影响程度用充满系数β表示，见图1和公式1：
（公式1）
式中，为抽油泵内液体体积，mm3；
为抽油泵活塞一个冲程让出的泵筒体积，mm3；
β为为泵内气体影响程度，无量纲。
泵的充满系数β表示了泵在工作过程中被液体充满的程度，其值越高，泵效越高。泵的充满系数与泵内气液比和泵的结构有关。如图1所示，其中Vs表示余隙容积，V1表示活塞在上死点时泵内的液体体积，Vg表示泵内气体的体积。这里，令R为泵内气液比，K为余隙容积比。其表达式见公式3和公式4。
R = Vg/ V1 （公式3）
K= Vs/Vp （公式4）
图1中，=V1-VS。将表达式、公式3和公式4代入公式1得：
（公式5）
由公式5得出以下结论：
1）R越小，β值就越大，要提高泵效，应尽量减少进泵的气体；2）K值越小，β值就越大。而减小余隙容积Vs和增大活塞冲程以增大Vp都可以减小K值。因此，在生产中使用长冲程和在保证活塞不碰固定阀的前提下，应尽量减小防冲距以减小余隙。
1.2 采油工艺防气措施优化
减少抽油泵气体影响，工艺技术方面一是加深泵挂深度提高抽油泵吸入口压力，当高于饱和压力时减少脱气。二是选择防气性能优良的新型抽油泵，如防气防砂性能优良的柔性金属泵等，并在泵吸入口加气锚，使气、液提前分离，减少气体影响。
如表1所示，NP2-3井优化工艺后，泵挂深度由1 998.2m加深至2 397.6m，抽油泵由泵径Φ44mmAOC防砂泵换为Φ38mm新型防砂防气性能优良的柔性金属泵，并在泵吸入口添加微型多级气砂锚。
1.3 采油管理措施防气优化
在优化井下采油工艺下，生产中对高气油比抽油井一般做法是控套，即提高泵吸入口压力。同时，尽可能增大冲程、减小防冲距缩小泵筒底部余隙体积，继而提高泵效。
油井生产中，自下向上随着压力的逐渐下降，混合液中气体将不断地脱出，导致油管中混合液流态不断变化。若能人为提高油压，有利于减缓产出液的脱气速度，改变油管中混合物流态。在合适油压时，混合液流态处于相对稳定状态，脱气减少提高抽油泵泵效。
2 现场应用效果
基于以上思路，在井口加装油嘴提高油压，配合控套双管齐下，摸索合理油井工作制度。控套目的在于提高泵吸入口压力减少脱气，促进抽油泵固定凡尔打开，增大举升动力。加装油嘴提高油压，稳定了油管内液体流态，促进抽油泵游动凡尔向下关闭，减少漏失提高泵效。
经现场摸索， NP2-3井口安装5mm油嘴，在油压1.5MPa、套压4.5MPa时，生产正常，示功图恢复正常（如图2所示）。产量恢复至12t，泵效由15%提高至31%，取得较好效果。
3 结论
油气生产论文篇13
一、美国油气会计准则的历史考察
(一)50年代中期之前的成果法时期
成果法的基本特点是，(1)以地质区块或油田为成本中心；(2)假如寻找、取得和开发油气储量的费用支出结果直接找到储量，这些费用支出就应该资本化;假如这些活动的费用支出结果没有找到或取得一定的储量，它们就应该作为费用列入当期损益；(3)符合"资产是一种期望提供未来收益的经济资源"的定义；(4)把没有直接发现油气的勘探支出作为当期费用，成功勘探成本作为资本性支出，符合稳健性原则；(5)强调收入与费用的配比。
1955年之前的60年里，美国几乎所有的抽气生产公司都采用成果法，但是，在成果法概念的运用上出现了许多差别，他们并不遵循相同的会计原则，因此，各公司之间的会计信息完全缺乏可比性。造成这种状况的原因可能是由于孔年代经济危机以后，注册会计师忙于建立会计基础规范，尚无法顾及或并没注意到油气行业的会计方法问题。
(二)全部成本法的产生
在50年代中期，油气会计中出现了一种全新的方法即"全部成本法"。其主要特点是，(1)以国家或政治地理区域为成本中心；(2)把一个成本中心的勘探、取得和开发成本全部资本化，无论这些活动的结果成功与否；（3）理论依据是，石油天然气公司的一切勘探开发活动都是为了寻找地下的石油天然气储量，发生在该活动中的成功成本和非成功成本都是发现石油天然气的成本的一个必要组成部分，非成功成本是不可避免的，发生的成本和发现的储量之间没有必要有直接的联系。因此，末我到探明储量的一切支出都应由探明储量来承担，予以资本化，以正确反映获得探明储量所花费的代价；(4)注重良好的财务状况和经营成果；(5)强调权责发生制原则。在实务中，不同的企业采用不同的方法，而成果法和全部成本法中又有多种变异方法。这样各公司提供的会计信息就更不可比了。
(三)会计方法的规范时期--油气会计准则的产生
l．APB的初步尝试。到60年代中期，已有许多会计师和财务分析人士开始关心油气生产公司采用的各种会计方法。1964年会计原则委员会(APB)委托Price Waterhouse & Co.合伙人Robert E. HeId对采掘工业的财务会计和报告进行调查研究。结果Field建议，应该取消全部成本法，采用成果法。该建议在第11号会计研究论文集(ARS511)中被接受，但遭到了来自全部成本法支持者和成果法支持者的双方反对。尽管如此，APB的初步尝试还是为油气会计准则的制定打下了基础。
2．能源政策和保护法案对FAS19的催生。1973年的阿拉伯石油禁运引起美国公众和国会对油气工业的强烈关注。这种关注在何975年能源政策和保护法案》(EPCA)中得到充分体现。该法案要求建立包括财务资料在内的国家能源数据库，制定油气生产公司向能源部递交报告时都能使用的会计准则。法案规定，这些会计准则应该由证券交易委员会(SEC)负责制定，或者允许SEC依据FASB开发的会计准则进行研究。1975年末，FASB在其议事日程上增加了"石油工业的财务会计和报告"项目。
3．FASB的巨大努力。1975年FASB指派了一个来自油气行业、公共会计师行业、银行业、证券业和学术界的人士组成的专门小组，以协助FASB解决有关的问题。同时，来自联邦机构和国会的观察员也出席了专门小组会议，如成本会计准则委员会、联邦能源署、联邦动力委员会、SEC、美国会计总署和众议院州际对外商务委员会的监督和调查分会等。RU3几乎评述了1969年以后公开出版的所有关于采掘行业的会计与报告文献。FASB于1977年12月了第19号财务会计准则公告(FAS19)"油气生产公司的财务会计和报告，要求从1978年12月15日以后开始的财政年度实施。FASB选择了成果法的一种形式作为油气资产计价与报告的基础。该份文件在美国会计准则历史上第一次就油气行业特殊资产的计价、矿区权益转让中的收益决定及揭示等问题作了全面、系统的阐述，是研究制定我国特殊行业会计规范的重要参考文本之一。然而，FASB 19遭到了许多有关人士的反对。
(四)储量认可法的产生及FAS25对FAS519的修改
1978年5记在第253号会计系列文告(ASR253)中认为：成果法和全部成本法都是以历史成本为基础的，都没有认可已发现的石油和天然气储量的价值，也没有反映发现活动的真实收入，因而都不能提供有意义的财务报表。必须开发一种以探明油气储量价值为基础的、新的、被称为"储量认可法"(Reserve Recognition Accounting)的会计核算方法，来消除全部成本法和成果法的局限。储量认可法将赋予油气探明储量一种"价值"，并将在收人中按照实际发生的变化情况反映油气探明储量价值的变化。探明油气储量的未来估计价值应该作为资产，折现率为10%。在储量认可法的试用期内，各石油公司可以遵循FASB在FAS19中规定的成果法，或SEC规定的全部成本法，储量认可法的报表将作为补充资料。其目的是要为储量认可法制定出令人满意的程序和方法，以确保其能取代全部成本法和成果法，最终成为油气生产公司编制主要财务报表的准则。1978年SEC分别在ASR258、ASR257中了对全部成本法和成果法的终审规则，对遵循成果法的公司规定的规则基本与FAS519约有关规定相同。
1979年FASSB了FAS25，规定不定期暂停执行FASl9中的大部分会计核算规定。因此，在SEC管辖之下的石油公司可以遵循SEC规定的全部成本法，或FAS19规定的成果法。对于其他公司则没有规定采用何种会计核算方法。但是，其中多数公司采用了SEC所规定的成果法或全部成本法。负责油气生产公司审计的大多数执业会计师也要求他们的当事人按照SEC的规定，采用全部成本法或者成果法。FAS525的颁布，宣告了FASB试图为油气资产的计价建立统一方法的努力的失败。
(五)"历史成本十储量价值"模式的确立
自SEC要求进行储量认可法补充揭示以来，引起会计理论界和实务界的广泛争议，对之进行规范研究和实证研究的文章大量出现。人们发现储量认可法是有缺陷的，因为储量认可法是以现行的油气价格、现行的生产成本、现行的法定税率、管理当局对未来开发、开采时间分布的估计和10%的折现率为假设前提，是一种以折现价值为基础的计量模式，其中这些假设的过分主观估计带有很大的不确定性。可靠性是财务会计信息的基础和核心，以历史成本为基础的财务报告模式不能动摇。然而，油气资产的一个重要特性是其历史成本与其未来现金流量的巨大差异，因而油气储量的未来现金流量(价值)也必须予以揭示，才能体现相关性，否则，历史成本模式提供的会计信息不能充分满足使用者的决策需求。必须在可靠性和相关性之间寻找到一个平衡点。
1982年FASB了FAS69，规定了关于油气生产活动的揭示要求。FAS69要求有重要油气生产活动的股票上市公司，在其年度财务报告中揭示有关下列项目的补充资料：(1)历史基础：(a)探明储量数量资料、(b)有关油气生产活动的资本化成本、(c)发生在矿区取得、勘探和开发活动的成本、(d)油气生产活动的经营成果；(2)价值基础：(a)有关探明油气储量的未来净现金流量现值的标准化计量(Standardized Measuvement of Oil and Gas,简称SMSMOG)\\(b)SMOG的变化；(3)要求公开上市或非公开上市的公司揭示：(a)油气生产活动的核算方法、(b)资本化成本的处理方式。
FAS69基本上采纳了储量认可法的程序，只是SMOG的计算考虑了未来所得税，而储量认可法的计算则不考虑，因而SEC撤消了1978年要求的价值揭示，以支持新的FASB准则。这种在以历史成本为基础、以折现价值为补充的信息揭示方法，我们称之为"历史成本十储量价值"模式。这种模式在美国一直延续至今。这是可靠性和相关性之间相互妥协的结果。
(六)90年代以后的发展变化
1995年FASB颁布了有关长期资产减损的FASl21，要求对长期资产诸如资本化的油气矿区的取得、勘探和开发成本进行减损测试。如果有关的预期末来现金流量少于资产的账面净值，则认为资产发生了减损。减损损失通过把减损资产的账面净值减少到公平市价予以确认。SEC要求在成果法下必须进行减损测试并予以报告，在全部成本法下则不必报告。
目前，小型的、渐成立的油气公司基本上都采用全部成本法，美国20家最大的上市石油公司几乎都采用了成果法，紧随其后的200家大石油公司中采用成果法的公司和采用全部成本法的公司数几乎各占一半。
二、启示与借鉴
通过对美国油气会计准则发展历程的考察，我们得到以下启示：
(一)必须建立我国油气会计准则，规范石油行业会计实务
和美国相比，我国石油企业使用的会计规范，历史上看，一直都不适应油气行业的生产特点，且各石油企业会计信息不可比、不完整、不真实：
1．1993年以前陆上石油企业的"三套账"时期。这个时期由于投资体制的原因，人为地将油气的勘探、开发与开采活动这个整体概念割裂开来，使用三种不同的会计制度(勘探活动适用事业单位会计制度，开发活动采用基本建设会计制度，而开采活动则使用工业企业会计制度)，编制三套不同的会计报表。结果是石油天然气生产活动被支解，相应的会计信息被分散。
2．1993年以后陆上石油企业的"三账合一"时期。该时期油气勘探、开发与开采活动作为油气生产活动整体的概念得以建立且实行了三账的合一。但是，仍保留了传统计划体制和改革过度时期形成的油气勘探开发投资财务制度，因而，1993年的会计改革没有也不可能从根本上解决油气会计方面存在的许多问题，油气生产活动的特点在会计核算上仍未得到体现，各企业仍采用工业企业会计制度进行油气生产活动的核算。主要问题是，(1)矿区取得成本与油气储量资产的缺位；(2)勘探开发成本处理不规范，油气生产成本构成不完整，相当一部分勘探成本不形成资产，也不计人费用；(3)国家对企业的投资不增加"国家资本金"；(4)勘探开发基金提取上的主观性与人为调节，使油气生产成本不真实；(5)油气井等主要固定资产按使用年限法计提折旧，油田维护费投入形成的固定资产不计提折旧等。这种状况直到2000年CNPC的PetroChina在美国和香港上市才得以改变。
3．重组前海上石油企业的会计处理。由于成立相对较晚、投资体制较先迸、中外合作业务量较大等原因，中国海洋石油公司(CNOOC)的会计核算制度相对较先进、科学，和国际惯例比较靠近，其会计方法类似美国的成果法。但CNOOC在其会计制度中末明确地提及"成果法"一词。其会计处理方法是，(1)不反映取得成本；(2)勘探成本分别在"合作勘探投资"、"自营勘探投资"中暂时资本化，其中成功的勘探投资分期摊人油气生产成本，不成功的则计入当期损益；(3)开发成本分别在"合作开发投资"、"自营开发投资"中资本化，在完井并投入生产时分期摊大油气生产成本。
4．2000年以后的开始规范时期。2000年我国石油企业的上市推动了油气会计方法的改革，使之进一步与国际惯例靠拢。目前，油气企业可以说是三足鼎立，即CNC、中国石油化工集团公司(SlNOPEC)和CNOOC，它们的主业执行的都是工业企业会计制度或是股份有限公司会计制度和共同业务会计准则，但对具有特殊性的油气生产活动，则在对国内股东的报告方面各行其事，没有统一的规范。PetroChina最早改革了其油气生产成本会计核算方法，采用了国际通行的"成果法"。其对国内90%股份股东的报告使用的是《股份有限公司会计制度》和已颁布的具体会计准则，对香港和国外10%股份股东的报告则按IASC的准则或美国油气准则的要求对现有资料进行调整。最近，刚在香港和美国上市的"中国石化"也存在类似的做法。于是，便出现了这样的现象对上市的股份执行的准则是统一的，即IASC或FASB的有关规定，对非上市的股份则执行各自内部会计制度，在国内没有统一的油气生产活动信息披露规范。
虽然从总体上说，与美国的差距在缩小，但仍存在以下主要差距或问题：
(1)油气资产的折旧、折耗与摊销采用直线法，不能真正体现配比原则；
(2)对油气资产不进行减损测试，石油企业的高风险性揭示不充分；
(3)对未来废弃成本预提"油气资产弃置资金"形成长期负债，同时计人期间费用。其金额按摊销额的5%计提有待商榷(此种长期负债的计量可否考虑现值门
(4)揭示的信息仍不完整，没有要求揭示储量数量、各环节的资本化成本和油气储量的标准化计量；
(5)油气矿产基本上不转让，转让收益确定问题基本不存在；
(6)最重要的是没有石油企业共同遵守的油气会计准则，影响会计信息的可比性。
上述差异或问题的存在，使我国石油企业提供信息的成本大大增加，各企业的会计信息可比性差，不利于国家对石油行业的管理。因此必须制定相关会计准则，对我国油气企业的会计核算加以规范。同时，制定油气会计准则，对完善我国会计准则体系，促进国际间的协调，丰富我国会计理论，推动现值会计、环境会计的研究，规范我国石油企业会计实务，提高会计人员素质，提高会计信息质量，促进现代企业制度的完善，都具有十分重要的意义。再者油气会计准则的制定对其他采掘行业的会计核算具有一定的参考价值。
(二)选择成果法作为勘探开发成本的核算方法
由于会计准则的结果会涉及到各方的经济利益，是一种利益分配工具，各利益主体会借助各种政治力量干涉会计准则的制定，使其具有浓厚的政治色彩。在美国，由于抽气企业的雄厚资本和巨大的组织规模，便其借助政治势力干预会计准则制定的能力较大，因而会计准则制定的政治过程在油气会计准则制定过程中体现的最为明显。FASl9是美国历史上第一个最为完备的油气会计准则，就油气资产的计量、收益的确定和会计报告问题作了比较全面的要求。然而，这份准则公告的出台却几经波折，美国国会、能源部、联邦动力委员会、司法部、证交会等大量牵涉其中。由于各种政治力量的干预，FAS19所确定的油气资产会计方法不得不在FAS25中宣布停止(龚光明，1999)。我国在制定抽气会计准则时，应注意我国油气企业是国家控股的大型企业，应选择有利于国家又兼顾其他少数股东利益的会计政策和会计方法。笔者认为我国企业选择成果法较为恰当。
(三)应加强对油气会计理论的研究
FAS3在制定各具体会计准则时十分注意会计理论的研究成果，在制定FAS19过程中，它几乎评价了所有公开出版的有关油气会计的文献。不仅是FASBB作为准则制定机构进行会计理论和会计实务问题研究，各利益组织和团体也拿起理论武器来阐述各自的观点。从1975年准则立项到1982年上船19的完成花了大约两年多的时间。但是，由于FAS 19在处理相关性与可靠性，表内揭示与表外揭示、历史成本计量及其缺陷的弥补、实现原则、稳健主义等一系列的问题上，没有为SEC完全接受，不得不被FAS 69所取代。尽管FASB十分注重理论研究，但是，还是满足不了制定会计准则的需要，使准则的制定出现了许多波折。
