油氣生產論文精品(七篇)

序論：寫作是一種深度的自我表達。它要求我們深入探索自己的思想和情感，挖掘那些隱藏在內心深處的真相，好投稿為您帶來了七篇油氣生產論文范文，愿它們成為您寫作過程中的靈感催化劑，助力您的創作。

篇(1)

1功能模塊設計

油氣井生產數據管理軟件有三個功能模塊：數據采集與存儲、數據查詢與導出、系統設置。數據采集與存儲：通過ActiveX控件獲取進口DTU上傳的數據，然后根據系統設置中的數據結構對數據進行解碼和校驗。將數據存儲于數據庫對應表中，并同時將數據寫入Dun-dasChart控件，重新繪制對應井的曲線。數據查詢與導出：通過井號、起始時間、結束時間等關鍵字段，進行組合查詢，查詢的結果以報表和曲線形式呈現，可以對數據進行增加、刪除、編輯等操作，也可以導出到EXCEL報表中，方便用戶進一步使用或分析數據。系統設置：為其它模塊正常運行提供基礎參數，包括生產數據管理軟件使用的網絡IP、偵聽端口號、DTU注冊ID、DTU通訊密碼、DTU對應的井號、實時監控的范圍、告警閥值、數據結構（數據解碼與校驗）、數據庫備份與還原、用戶名和密碼以及擁有的權限。

2數據庫設計

數據庫設計遵循第三范式的規則，數據表中的每一列數據都和主鍵直接相關，使得數據冗余度較低，數據庫結構合理。數據庫包括五張數據表：生產數據、DTU參數、生產井信息、用戶信息、本系統參數。生產數據表的主要字段為：DTU注冊ID、壓力、溫度、流量、液面高度、時間等。DTU參數表的主要字段為：DTU注冊ID、電話號碼、網絡協議、網絡IP、端口號、登錄時間、更新時間、工作狀態等。生產井信息的主要字段為：井號、DTU注冊ID、生產單位、開井時間、備注等。用戶信息表的主要字段為：用戶名、密碼、所屬部門、角色、權限等。

3曲線設計（顯示沒一點的值）

采用DundasChart控件為生產數據管理軟件提供先進的數據可視化功能。利用DundasChart控件創建實時曲線和歷史曲線，兩種曲線在元素布局上保持一致，方便使用者快速獲取和理解曲線中所蘊含的信息，但在樣式設計上采用不同風格，以便使用者快速區分實時曲線和歷史曲線。另外，實時曲線是不斷向左滑動的，當有新的數據時，首先刪除最早的數據，然后添加新的數據點，始終保持最近五個數據點的曲線。歷史曲線根據查詢結果繪制曲線，同時顯示所有符合查詢條件的點。當使用者更換查詢條件或修改數據時，歷史曲線會重新繪制。生產數據管理軟件最多同時顯示六口井的實時曲線，同時監控所有井的狀態；當生產數據超過告警閥值，軟件會彈出警告提示；如果當前顯示的實時曲線不包括該異常井，軟件會用異常井的實時曲線替換當前顯示的最后一口井的實時曲線。另外，實時曲線和歷史曲線可以放大和縮小，隱藏或顯示告警閥值線，隱藏或顯示指定井的曲線。

4軟件實現

篇(2)

關鍵詞：油氣管道工程建設；管理；創新； 對策

中圖分類號： D407 文獻標識碼： A

一．引言

進入新世紀，作為繼公路、鐵路、空運、海運之外的世界第五大運輸體系，油氣管道建設迎來了大發展，也面臨著嚴峻挑戰。一是管道建設規模不斷擴大，從小規模單一管線向項目群發展；二是管輸種類多元化，從之前單一原油、天然氣、成品油輸送向多品種混輸轉變；三是管道建設隊伍多元化，呈現多行業、多兵種等特點。凡此種種，使得管道建設任務繁重，建設管理難度加大。

二．建設項目管理理念的創新

從目前來看，傳統的建設體制和管理模式已不能適應當前及今后一個時期管道建設發展的需要。特別是隨著中國石油建設綜合性國際能源公司戰略的推進，如何進一步創新管理理念，理順管理機制，優化資源配置，科學組織生產，使天然氣與管道業務成為中國石油最具成長性的效益增長點，成為中國石油管道建設需要迫切解決的新課題。

油氣管道工程因為涉及面廣所以要樹立一條基本理念“尊重環境、尊重政府、尊重群眾、尊重建設力量”，工程建設中的所有的活動都要符合這一理念的基本要求，指導領導指揮人員和建設人員的行為。首先在建設工程的規劃階段和線路選擇上，要與政府各相關部門協商并考慮到沿線群眾的生產生活條件，在保障管道暢通和工程順利進行的前提下進行線路的合理選擇和確定，例如盡量避免通過國家自然保護區和經濟發達的鄉鎮；此外還要考慮到環境的影響和污染，管道建設要慎重考慮所經之地的自然地理環境，尤其是地質災害狀況和其他對管道有較大破壞作用的地段，如煤礦采空區、滑坡泥石流易發區等，在建設工程實施之前一定要制定詳細的環境污染評價報告書，對可能造成的污染和相關解決措施都詳細研究并報有關部門審批。總之，油氣管道工程的線路選擇和工程規劃一定要落實尊重的理念，保障各方的利益，做好協調善后工作；盡量降低風險系數，減小完工后管道所要面臨的安全風險和隱患；保護自然和社會環境，減少對自然植被和經濟發達區的占地等。

三. 管理的創新

立足于發展的新起點，中國石油為充分發揮集團公司管道建設整體優勢，有效配置資源，推進管道建設與生產運營分開運行。2007年，專門成立了對管道建設項目實施集中管理和投資運營的機構——中國石油管道建設項目經理部，推動管道建設從經驗型管理向程序化管理轉變。無疑，“建管分離”的提出和實踐，書寫了管道建設史上不同尋常的一筆。

1. “建管分離”：體制創新帶動管理創新

管道建設項目經理部成立一年來，不斷完善組織機構建設，以架構清晰、職責明確、體系完備、流程順暢為原則，以體現專業化管理，涵蓋管道建設全過程，有利于履行監督、服務、支持、保障職能為基礎，進行了扁平化矩陣式的組織架構設置，確立了一級管理的運行模式。

為促進項目群建設實現多維協調、快速反應和高效管理，按照集團公司建管分離和統一組織領導、統一工作方法、統一工作標準、統一工作程序的要求，管道建設項目經理部堅持前期籌建與項目建設、體系建設與項目群管理、機構組建與隊伍建設、項目組織實施與黨風廉政建設“四個同步”推進。一年來的實踐表明，建管分離體制下的項目管理，使人力資源、物資采辦、設計、施工等各種資源在同一個平臺上得到有效配置，推進了管道工程建設平穩進行。

2. 加強設計創新的管理

設計是工程建設的靈魂，設計應當由勘察人員與設計部門共同組建設計聯合體，運用現代項目管理軟件共同完成。設計方案應當有序完成，從初步設計到施工設計，所以這一過程中也需要加強管理，對工程的各個階段設計要確?？茖W性和可行性，保障工程項目的順利完工。此外，設計聯合體還應當對需要選用的設備、材料和相關標準和規格做出詳細報表，協助采購單位選購質量合格的工程材料，如有需要設計單位應當派專業人員參與技術、材料采購的談判，對相關問題做出說明。

3. 加強施工的有效管理

施工管理是要求具體的施工中履行開工報告程序，有成熟的施工方案，相關技術已經落實，設計圖紙經過審查可用，工程設備經過檢驗合格并記錄在案，每個工序之間有交接過程，確定了檢驗標準，最后竣工得到綜合評定。這是施工中的總體要求，具體到細節，就是在焊接、管線布置等方面都要有執行監理進行監督，保證每道工序都按照標準實施，并在施工中貫徹好監督管理，及時糾正違規操作。施工管理中可以配套相應的獎懲機制，激勵建設單位以最優的成果來完成施工這一主要環節。

四．對策。

1. 提高認識，加強領導。開展油氣管道安全生產事故防范創新體系建設，是彌補安全生產薄弱環節，防范生產安全事故發生的重要措施，對于構建該縣油氣管道安全管理長效機制，保障人民生命財產安全具有重要意義。各部門要充分認識到做好油氣管道安全管理的重要性，加強組織領導，強化宣傳動員，營造工作氛圍，切實把油氣管道安全生產事故防范創新體系建設工作擺在重要位置上來抓。

2. 制定計劃，落實責任。各有關部門要根據本方案制定油氣管道安全生產事故防范創新體系建設工作計劃，圍繞工作任務和工作重點，進行量化、細化，做到定人、定職、定責、定效，確保工作抓具體、抓深入、抓到位。

3. 加強協同，務求實效。有關部門要加強溝通和協調，強化工作聯動；要深入基層、深入企業，開展工作調研，努力掌握第一手資料，力求發掘和攻克油氣管道安全生產疑難雜癥的管理新機制、新舉措和新方法，著力提高安全管理水平，確保油氣管道安全生產事故防范創新體系建設和隱患排查治理工作取得實效。

4. 職責得以明確，管理才能到位，質量方可保障。管道建設項目經理部從源頭抓起，嚴格執行準入制度和退出機制，嚴把承包商隊伍資質關、HSE業績關、人員素質關、現場監督關、施工管理關，通過合同約束EPC承包商、施工承包商、供應承包商，在全面負責項目管理的同時，依靠監理和EPC主管業務系統進行統籌監管。

5. 統一工程管理，落實到設計、施工和監理的各環節。油氣管道工程量浩大，所以存在施工中向下發包的情況，而發包單位往往不具有大型工程建設的資質和經驗，施工質量也沒有有效的保障；監理單位和人員也存在水平有限的問題，個別監理人員執行素質不高會嚴重影響工程最后的質量。

五．結束語

雖然我國已基本建立了油氣管道的監管機制，但是還不夠完善，存在政府部門監管職能交叉、央企與地方政府利益沖突、企業責任主體不落實、應急響應水平低、協調機制不健全等問題。由于我國在管道安全技術方面起步晚、基礎薄弱，創新能力不足，關鍵技術和設備主要依靠國外。因此，應加強管道安全技術研究，建立管道基礎信息數據庫、實現關鍵技術國產化。因此我國應大力發展創新型道路，重視人才的培養，著重于油氣管道的創新，并將創新應用于實際工作中，促進管道建設的管理模式將更加科學、完善。

參考文獻

[1] 李平，劉健.大型油氣管道工程建設項目管理創新與應用.[期刊論文] 《西安石油大學學報（社會科學版）》 -2011年5期.

[2] 李平. 項目管理技術在川氣東送管道工程中的應用研究. [期刊論文] 《沈陽工程學院學報：社會科學版》 -2011年4期.

[3] 陳志龍，張明東.油氣管道工程建設項目管理創新與應用. [期刊論文] 《中國新技術新產品》 -2013年3期

篇(3)

[關鍵詞]潛山 儲集特征 遼河斷陷灘海區

[中圖分類號] P612 [文獻碼] B [文章編號] 1000-405X（2015）-9-48-1

遼河斷陷灘海區位于渤海灣盆地北部，屬遼河斷陷陸上向海域的自然延伸。其地質特點與遼河斷陷陸上相似，具有典型的陸相斷陷盆地特征。區內油氣資源豐富，構造復雜，油氣藏類型多樣，并在新生界已找到非常可觀的油氣儲量規模。在具備油源及蓋層條件下，潛山油氣藏主要受控于潛山孔縫的發育程度，所以探討潛山孔縫發育規律、尋找孔縫發育帶是潛山油氣藏研究的關鍵問題。

1潛山油氣藏勘探進展及研究現狀

潛山油氣藏由于其油源豐富、儲集條件好、圈閉容積大、單井產量高，正受到國內外石油地質學家的高度重視，而潛山油氣藏的研究是隨著其勘探開發進展而進行的。

1.1潛山油氣藏的概念和分類

潛山油氣藏是一種特殊類型的基巖油氣藏，是位于年輕沉積層底部的區域不整合面之下、地貌呈高斷塊或隆起的較老地層中的油氣藏。

1.2潛山油氣藏勘探進展及研究現狀

潛山油氣藏由于其油源豐富、儲集條件好、圈閉容積大、單井產量高，正受到國內外石油地質學家的高度重視，而潛山油氣藏的研究是隨著其勘探開發進展而進行的。

1.2.1國內潛山油氣藏勘探進展

我國最早發現的古潛山油田是1959年酒西盆地的鴨兒峽古潛山油田，儲層為志留系千枚巖、板巖及變質砂巖，潛山高度500 m，潛山項部風化殼較發育。渤海灣盆地不僅是我國東部盛產油氣的地區之一，而且以其富集高產的潛山油氣藏著稱于世。目前潛山油氣藏的勘探由尋找大型的、明顯的、簡單的高中潛山轉到尋找中小型的、隱蔽的、復雜的中低潛山，潛山油氣藏已成為我國重要的油氣勘探方向。

1.2.2潛山油氣藏研究現狀

潛山油氣藏的早期研究多為已發現油藏的坳陷或盆地的區域地質研究，其后則側重于潛山成藏條件及同類型坳陷或盆地的對比研究，以期發現新的潛山油氣藏。國外古潛山油藏注重于某一個盆地的潛山成藏條件、特點及分布規律，沒有形成一個系統理論。1960年，近年來，隨著潛山油氣勘探形勢越來越緊迫，國內外涌現了許多成型的潛山儲層研究技術和手段，如高分辨率地震勘探技術、地應力預測技術、5700測井成像技術、多地震屬性預測技三維可視化技術等，使潛山儲層預測研究日益深化、完善。這些新技術、新方法及新理論成藏動力學、含油氣系統的提出和應用，使潛山油氣藏研究提高到了一個新高度。

2變質巖儲層

2.1儲集空間類型

變質巖儲層幾乎都是裂縫型的，本區太古宇巖性是混合花崗巖，根據成因、形態，其儲集空間大致有以下幾類

（1）構造裂縫：太古宙巖石經受頻繁構造活動，形成構造裂縫創造了良好條件。特別是中、新生代劇烈的斷裂活動，為剛性較強的混合花崗巖形成構造裂縫創造了良好條件。據遼河斷陷變質巖潛山研究表明1mm，構造裂縫多受張性正斷層控制。其中高角度裂縫（與巖芯橫切面夾角大于75o）分布多與斷層走向平行，縫壁規則，開度多在l mm以上，延伸長；斜交裂縫（夾角在15o～75o之間）數量多，在構造裂縫中占70%以上，開度一般在0.01--1mm之間。這兩種裂縫是變質巖主要儲集空間。而低角度裂縫（夾角小于15o）多是在壓性應力作用下形成，開度多小于0.01mm，不發育，儲集性差。

（2）風化孔縫：太古宙巖石在漫長地史中多次處于抬升狀態，潛山頂部風化孔縫發育。多表現為裂縫錯綜，密度較大，網狀形態分布，多為溶縫式風化淋溶裂縫。

（3）溶孔：溶孔在變質巖儲層分布不普遍，發育程度差，大小不等，主要有粒間溶孔、晶內溶孔、蝕變溶孔等。

2.2儲層裂縫物性分析

2.2.1物性分析

有關資料顯示，變質巖儲層孔隙度一般都很低，約為1.7%--8%。遼河斷陷孔隙度平均值為2%--4%。通過物性的相關性分析，顯示裂縫開度與孔隙度關系不明顯，這可能是由于裂縫的隨機性及裂縫間距造成。從變質巖潛山油藏的試井資料到生產井的試采資料也都反映儲層產能與孔度關系不大，推測是因裂縫的高度連通性和巨大的總體容積空間而造成高產和較大的地質儲騷。顯示滲透率與孔喉半徑存在較為明顯的線性關系即滲透率隨著孔喉半徑的增大而增大，這就證明裂縫開度的大小是決定變質巖儲層性質的主要因素。

3碳酸鹽巖儲層

3.1儲集空間類型及物性

本區碳酸鹽巖儲集空間比較復雜，根據成因、形態，其儲集空間大致有以下幾類：

3.1.1構造裂縫：

A張裂縫：裂縫延伸較遠，鏡下寬度約0.03-0.08mm，多為方解石或泥質半充填。巖芯中可見長約8 cm、寬2～5mm的垂直層面張裂縫被方解石充填。這種高角度裂縫串通上、下層面，把各種類型的孔縫連通起來，有利于改善儲層物性。

B “X”型剪切裂縫：裂縫呈X型與層面斜交，縫面較平直，鏡下寬0.02-0.1mm?？梢姾罅验_的一組切割先裂開的另一組，為方解石半充填。巖芯中也可見有兩組X相交的，共軛剪切裂縫，其中一組傾斜裂縫.與層面約40o～45o相交，與其共軛的另一組不發育。裂縫寬約2～8mm，比較平直，延伸長約10～15 cm。

3.1.2風化孔縫及洞穴：

風化裂縫網狀分布、縫擘不規則。裂縫寬窄不一，寬度0.01-0.1mm，延伸較遠，密度也較大，多為方解石全充填或半充填。

3.1.3溶蝕孔縫及洞穴：

一般較寬，縫壁不規則，呈彎曲狀延伸，鏡下寬度為0.05～0.1mm，呈半充填，充填物為方解石和石英。該類裂縫多在原有縫隙（如X型剪切裂縫、張裂縫或縫合線）基礎上局部溶蝕擴大而成。

參考文獻

[1]李文權.劉立.焦麗娟.王麗 遼河坳陷曙北地區新生代層序地層及沉積體系發育特征[期刊論文]-地質力學學報2004，10（2）.

篇(4)

論文關鍵詞： 油氣儲運；設備管理；維護工作

論文摘要： 隨著我國經濟建設及科學技術的高速增長，油氣儲運的發展規模不斷擴大，油氣儲運設備在油氣儲運上的地位也日益顯著。加強油氣儲運設備管理與維護，是改善油氣儲運工作a條件，提高儲運質量和經濟效益的保障。本文從要定期給設備進行體檢；加強壓縮機各主要部件的定期保養和維護；油氣儲運設備管理要實行“三定”制度；加強油泵日常維護與保養；管理日常化，維護保養經?；确矫婢腿绾渭訌娪蜌鈨\設備管理與維護工作進行了深入的探討，具有一定的參考價值。

引言

油氣儲運顧名思義就是油和氣的儲存與運輸。在石油工業內部它是聯接產、運、銷各環節的紐帶，包括礦場油氣集輸及處埋、油氣的長距離運輸、各轉運樞紐的儲存和裝卸、終點分配油庫（或配氣站）的營銷、煉油廠和石化廠的油氣儲運等。隨著我國經濟建設及科學技術的高速增長，油氣儲運的發展規模不斷擴大，油氣儲運設備在油氣儲運上地位也日益顯著。加強油氣儲運設備管理與維護，是改善油氣儲運工作條件，提高儲運質量和經濟效益的保障。

1 如何加強油氣儲運設備管理與維護工作

1.1 要定期給設備進行體檢

為了延長設備“壽命”，在設備管理上，我們應該實行每月定期“體檢”，增強設備的“免疫力”。以新疆油田油氣儲運公司為例，長期以來重視加強設備的安全管理工作，每個月對所有運行設備的振動情況都要進行一次檢測，檢測任務由克拉瑪依科比公司承擔，對不符合振動檢測標準的運行設備單獨核實，及時反饋給油氣儲運公司，油氣儲運公司根據檢測結果，對存在的問題認真分析原因，找出相應的解決辦法，有力的保障了設備設施的安全平穩運行。

1.2 加強壓縮機各主要部件的定期保養和維護

壓縮機是油氣儲運中的重要設備。為了使壓縮機能夠正?？煽康剡\行，保證機組的使用壽命，需制定詳細的維護計劃，執行定人操作、定期維護、定期檢查保養，使壓縮機組保持清潔、無油、無污垢。

第一，維修及更換各部件時必須確定：壓縮機系統內的壓力都已釋放，與其它壓力源已隔開，主電路上的開關已經斷開，且已做好不準合閘的安全標識；

第二，壓縮機冷卻油的更換時間取決于使用環境、濕度、塵埃和空氣中是否有酸堿性氣體。新購置的壓縮機首次運行500h須更換新油，以后按正常換油周期每4 000h更換一次，年運行不足4 000h的機器應每年更換一次；

第三，油過濾器在第一次開機運行300h~500h必須更換，第二次在使用2 000h更換，以后則按正常時間每2 000h更換；

第四，維修及更換空氣過濾器或進氣閥時切記防止任何雜物落入壓縮機主機腔內。操作時將主機入口封閉，操作完畢后，要用手按主機轉動方向旋轉數圈，確定無任何阻礙，才能開機；

第五，在機器每運行2 000h左右須檢查皮帶的松緊度，如果皮帶偏松，須調整，直至皮帶張緊為止。為了保護皮帶，在整個過程中需防止皮帶因受油污染而報廢。

1.3 油氣儲運設備管理要實行“三定”制度，維修要及時

實行“三定”制度，主要設備實行定機、定人、定崗位制。每臺設備的專門操作人員必須經過培訓和考試，獲得“操作合格證”之后才能操作相關的設備；在采用多班制作業，多人操作設備時，要執行交接班制度；對于新購或經過大修的設備，必須經過磨合期的試運轉過程，以延長使用壽命，防止機件過早磨損；此外還要嚴格實行安全交底制度，使操作人員對施工要求、場地環境、氣候等安全生產要素有詳細的了解，確保設備使用的安全。

設備在使用過程中，不可避免地會出現各種各樣的故障，必須及時采取相應的保護性或適應性維修措施，以防降低設備的使用性能，縮短使用壽命，甚至釀成事故。當設備必須送修時，絕不能允許帶病作業，但是在沒有場地、設備等必要的條件下，切勿勉強拆修，以切實保證修理質量。拆裝要按使用說明書和一定的工藝程序，使用專用工具進行，在拆裝前后，零件要擺放整齊，嚴防磕碰和日曬雨淋。按目前施工生產的特點，設備維修工作可分為故障前的預防性維修和故障后的排障性維修。預防性維修是一種為防止設備發生故障而進行的定期檢修業務，定期檢查和維修保養，以查明和消除隱患，目前普遍采用的是依據設備的大修和二、三級保養，同期對其進行定期維修的方法。故障后的排障維修是在設備出現故障后進行的有針對性的修理。

1.4 加強油泵日常維護與保養

油泵是一種理想的油氣循環泵或作載熱體輸送油氣泵。油泵日常維護需要注意的是：

第一，在開始運行初期有少量泄漏是正常的，在經過一定時間運行后泄漏將會減少或停止；

第二，選擇泵的安裝位置時，要使泵蓋和軸承座的熱量便于擴散，不出現任何蓄熱現象。不許用輸入管上的閘閥調節流量，避免產生氣蝕；

第三，泵不宜在低于30%設計流量下連續運轉，如果必須在該條件下運轉，則應在出口裝旁通管，且使流量達到上述最小值以上；

第四，注意泵運行時有無雜音，如發現異常狀態時，應及時處理；

第五，停機：切斷電源。將泵內液體放空，清洗且應定期把葉輪旋轉180°，以防止軸變形，直到油泵完全冷卻為止；

第六，經常檢查地腳螺栓的松緊情況，泵的泵殼溫度與入口溫度是否一致，出口壓力表的波動情況和泵的振動情況。

1.5 管理日常化，維護保養經?；?/p>

在建立機制的基礎上，我們把維護保養的內容和標準溶解到設備管理活動當中去，使維護和保養工作做到有質、有量、有形、有效的開展，做到設備維護保養工作經?；榱遂柟毯捅３衷O備維護保養的標準，我們在設備管理上嚴格執行交、接制度，做到“五交、三不交”。五交是：交生產和工作情況的同時，交設備運行和使用情況；交不安全因素，預防措施和事故的處理情況；交滴漏跑冒情況。“三不交”是：遇有設備事故沒處理完不交；設備問題不清楚不交；設備衛生不達標不交。

2 結論

油氣儲運設備管理及維護是一門綜合性的應用學科，無論是理論方面還是實際應用方面都是與時俱進的，我們只有在堅持提高經濟利益，強化管理，加大創新管理力度，才能不斷提高油氣儲運設備管理及維護的水平，才能取得較好的經濟效益和社會效益。

參考文獻

[1]于克祥.工程機械維修的現狀與設備的前期管理[J].科技資訊，2009(31)：117-119 .

[2]劉惠坤.淺談機械設備維修保養的要求與提高設備維護水平的措施[J].消費導刊，2009(5)：105-109.

[3]盧繼東.機械設備維護與管理[J].中國水運(學術版)，2007(4)：123-126.

篇(5)

關鍵詞： 相干體； 正演； 產能建設； 產能

中圖分類號： TE21 文獻標識碼： A 文章編號： 1009-8631（2011）02-0054-02

1概述

1.1文西斷裂帶基本情況

文123塊位于東濮凹陷中央隆起帶文留構造西部，是文南油田地區增加動用儲量的有利地區目標之一。文西經過近三十年的開發，共發現六套含油氣層系（Ed、ES1、ES2下、ES3上、ES3中、ES3下）,其探明程度較低。

從1996年至今，該塊曾多次進行地震資料的處理，2003年又進行了地震資料的重新采集，進行了資料的多輪挖潛和目標區的滾動評價，并相繼鉆探了多口探井，但獲工業油井由于油層單一，產能低，雖然取得了一定的鉆探效果，但沒有發現規模油藏。這一方面顯示了該區仍具有較大的勘探開潛力，另一方面也表明該區存在著一定的地質難題有待于攻關。

1.2文西斷裂帶勘探開發存在的主要問題

1.2.1斷裂體系復雜、構造落實程度低

文西地區構造活動強烈，多期次構造活動形成的西傾、東傾的兩組斷裂在不同時期、不同層位交互切割，使文西斷裂帶的構造異常破碎、復雜多樣，造成區域構造規律性把握不清，構造落實程度低[1]。

1.2.2油氣成藏規律認識難度大，勘探風險大

文西地區構造復雜，斷層發育，油藏控制因素不十分清楚，油氣成藏規律認識難度大。并且該區已探明的油氣藏含油層段分散，含油高度小，規模小，油(氣)水關系復雜，造成了該區井位部署難度大、鉆探風險高。

1.2.3油藏埋藏深，儲層物性差，油藏類型復雜，儲量豐度低

文西地區儲層埋藏深(油藏埋深3300-3800米左右)、物性差(儲層平均孔隙度14%左右，平均空氣滲透率15.0毫達西)，儲層發育不穩定，縱橫向上變化大，砂體空間展布規律難以把握，儲量豐度低，開發成本高，開發難度大。

2 研究的主要內容

2.1開展區域構造整體研究，分砂組精細評價

文西地區特殊的地質條件，造就了文西構造復雜多樣、差異巨大。把文西斷裂帶作為整體構造單元進行研究評價，研究構造的發展演化和斷裂格局，從宏觀上把握整體規律，有效地指導了局部構造的研究。

通過精細研究，精確刻畫出了斷距大于10米的斷層，幅度大于30米的圈閉。例如：文123塊通過構造精細研究，認清了文123塊地層傾向扭轉，從而發現兩個局部高點，對后續井網的部署起到了指導作用。

2.2開展儲層精細研究，搞清儲層空間展布規律

文西地區儲層整體比較發育，但連續含油層段小，儲層變化大，儲層的分布發育對油氣藏的形成和儲量的品質有重要的影響[2]。

首先通過高分辨率層序地層學研究，確定層序地層格架，進行等時地層單元的對比；以取芯井單井沉積相分析為立足點，以連井沉積相分析為橋梁，以砂巖百分含量和砂泥比值為依據，由點到線，由線到面，定量編制不同時期的沉積體系平面分布圖，進而評價有利砂體的展布位置。

其次運用地球物理方法進行儲層預測評價，文西～劉莊地區沙三一、二段的主要儲集體為三角洲前緣環境下的分流河道、河口壩、前緣席狀砂和湖泥沉積，因此，儲層的縱橫向分布相對穩定性差。

目的層段埋藏深，地球物理信息衰減大，高頻信息小，整體速度大而砂泥巖速度差異小，由于研究區三維地震數據采樣率為1ms，為儲層預測工作提供了保障。為了得到較高精度的儲層反演結果。

2.3開展油藏綜合評價，優選富集區塊

文西地區緊鄰柳屯―海通集洼陷，是油氣的主要指向地區之一。文西地壘帶又是次級的復合式背斜[3]，尤其是沙三中層系，為一完整的復合式背斜形態，背斜近南北走向，軸部位于文123井附近，該背斜帶應是文西地區油氣富集地區。

文西沙二上段和沙一段以及沙三段鹽巖蓋層厚度大，分布穩定，封堵能力強，決定了沙二下上部，和沙三中上部油氣富集段。

綜觀前述油氣藏控制因素可以看出，在平面上文西復合式背斜北部的高點，是油氣成藏的理想場所；縱向上儲蓋層的組合決定油藏體系，沙二下頂部和文9鹽下沙三中2是成藏的最有利目的層。

2.4文123塊勘探開發一體化的主要做法及效果

以“探、評、建”一體化模式為指導，強化勘探開發的緊密結合，按照“整體部署、分批實施、跟蹤研究、及時調整”的原則，加快探明儲量向產能的快速轉化，提高勘探開發總體經濟效益。

2.4.1開展整體方案概念設計，指導一體化滾動勘探開發

按照“探、評、建”一體化的思路，根據文123塊構造特點和油氣富集規律研究結果，對文123塊沙三中1-2鹽間油藏進行滾動勘探開發方案整體概念部署。

方案初步估算區塊含油面積0.8km2，油層厚度15m，估算石油地質儲量70×104t左右，采用200-230m的不規則三角井網進行部署，初步部署新井10口，其中油井6口，水井4口。

2.4.2進行井別分類后分步實施，早期配套，實現區塊快速建產

根據文123塊沙三中2油藏的概念設計，按照滾動評價井鉆探構造高部位揭示油藏、油藏評價井落實產能和儲量、開發井進行產能建設的思路，對方案部署的新井進行井別分級后分批實施。

2.4.2.1優選實施滾動評價井，降低鉆探風險

為降低鉆探風險，減少投資，根據文123塊沙三中2油藏的概念設計，結合文123塊油藏油氣富集特點，首先選取區塊內的地質報廢井文123井側鉆為第一口滾動評價井，鉆探文123塊南部小斷塊構造高點，以揭示該區塊沙三中2的含油氣情況。

該井完鉆后在沙三上、沙三中鉆遇油層22.1m/10n、差油層13.1m/9n，油水同層8.9m/4n。其中沙三中2砂組電測解釋油層2.8m/1層，干層9.4m/6層。對該井沙三中2單獨試油，壓裂沙三中2砂組油、干層4.9m/4層，4mm油嘴，初期日產液95.7t，日產油42t，6mm油嘴試油8小時產油37.6t，折算日產油112.8t，沙三中2鹽間油藏取得突破。

2.4.2.2進行油藏評價，落實儲量規模

文123塊取得突破后，為進一步落實該區塊的儲量規模和產能情況，按原設計方案，又選取了北塊的文123-9井和南塊的123-13井做為評價井進行實施。文123-9鉆遇沙三中油層15m/4n，投產沙三中2砂組7層12.4m，初期日產油31.4t，日產氣7958m3；文123-13鉆遇油層19.2m/8n，油水同層8.9m/2n，投產沙三中2砂組1層6m，4mm油嘴生產，初期日產油36.2t，日產氣7945m3。

2.4.3實施整體部署、早期配套保持地層能量，快速建成產能

根據文南油田文123斷塊區油藏地質特征、試油試采情況，在開發時應遵循的原則：一是整體部署，分批實施，跟蹤分析，及時調整；二是早期注水，保持地層壓力開發。

根據儲層發育較穩定及含油層段集中的特點，區塊采用一套層系進行開發；并根據鄰區相似油田文266塊已有注水開發經驗，以及油藏構造形態，在區塊選用井距在200-230m左右的不規則三角形井網進行整體部署。方案整體部署油水井10口，其中利用老井3口，新鉆井7口，按整體部署，分批實施的原則進行實施。

按照早期配套的原則，區塊從2008年9月開始先后轉注了文123-14和文123-11，其對應油井文123-13和文123-12-10井陸續見到注水效果，初期日增油能力24.6t，當年累增油1445t。

在對區塊進行整體認識的基礎上，按照‘滾動評價、油藏評價、產能建設、早期配套’四位一體的工作思路，重點對文123塊沙三中進行產建一體部署，當年完成了區塊的“評、建”和注采配套工作。

3 取得的主要成果

3.1新井鉆探符合程度高，方案實施符合率高，油藏地質認識準確到位

從完鉆情況來看，部署井位均達到設計目的，實鉆油層厚度與設計相比，吻合度高達92%。如：評價井文123-9井，位于文123塊北部復雜帶，所處斷階帶東西寬約100m，經過精細井眼軌跡設計，鉆遇目的層12.4m/7n，初期日產油39.4t。

3.2滾、評、建一體化，快速建產能

文123塊經過勘探開發一體化的實施，形成了有效的產能接替區，勘探效果顯著。共實施評價井3口，單井平均鉆遇油層14.9m/6.3n，投產初期平均單井日產油47.9t。新增含油面積0.7km2，新增石油地質儲量60.24×104t，溶解氣地質儲量700×104m3。

3.3區塊實現當年配套、當年見效，保持高效穩產

區塊實現了“當年發現、當年配套完善、當年見效”，增加水驅控制儲量52.1×104t，增加水驅動用儲量35.5×104t，確保區塊的持續穩定開發。2008年區塊產量一直保持在120t左右，采油速度保持在4.5%左右。

4 認識與建議

在區帶整體評價的指導下，開展局部目標區塊精細研究，能夠深化對油氣藏規律性的認識，有效提高勘探成功率。

通過實行“探、評、建”一體化模式，加快勘探開發節奏，縮短勘探開發周期，能大幅度提高勘探開發效益。

優化綜合配套措施，精細生產管理，確保偏遠高含鹽油藏持續高效開發。

參考文獻：

[1] 李存貴，薛國剛等.文西斷裂帶高分辨率層序地層學特征[J].斷塊油氣田，2005.

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關鍵詞：故障，判斷，處理

 

赤天化股份公司合成氨生產裝置是70年代末,由美國凱洛格公司引進,年產30萬噸的大型合成氨裝置。事故冰機是在大冰機故障或裝置停車期間，為液氨貯罐提供冷量和保護其安全而設置的專用運行設備,隨著投用年限的增加，各種問題逐漸增多，特別是1992年新增小液氨貯罐后，機組能力明顯不足，高壓缸后冷卻器壓力長期處在高限狀態，安全排空閥啟跳頻繁。每年大修期間的20多天里，平均只能運行4、5天，大部分時間是開液氨貯罐頂部放空閥來維持貯灌壓力，這樣對環境即造成污染又對其設備的安全運行帶來威脅，也給公司造成了極大的經濟損失。因此2003年我們對機組進行徹底的改造，取得了滿意的效果。

1 事故冰機工藝說明及工藝流程圖(見圖1)

來自液氨貯罐氣氨，首先進入低壓缸氣體飽和器V1，與冷卻器E1來的致冷劑(液氨經減壓閥S1后，變為氣氨，壓力由1.5MPa減壓至0.005MPa,溫度由30℃降至-33℃)，進行混合使干氣體得到致冷,并使溫度降至-23℃,然后進入低壓缸C1進行壓縮，壓力由0.0033MPa升至0.5MPa ,從C1出來的氣氨首先進入油氣分離器V2，將氣體中夾帶的油分離出來,并通過返回閥Q1返回低壓缸油箱，分離后的氣體進入高壓缸C2進行壓縮，壓力由0.5MPa升至1.5MPa,然后進入油氣分離器V3,分離出來的油通過返回閥Q2返回油箱，出來的氣體由冷卻器E1上部進入，氣氨被冷凝成液氨后返回液氨貯罐。

2 改造內容

2．1低壓缸出口氣體溫度高

運行中低壓缸出口氣體溫度高達180℃，造成高溫停車連鎖動作（設計值156℃），至使機組無法正常運行。根據運行記錄，發現低壓缸進口飽和器，長期已來都沒有起液位，說明冷卻器來的致冷劑根本沒有進入飽和器，使干氨氣在飽和器中沒有得充分的致冷和降溫,就進入低壓缸,造成低壓缸負荷加重,出口溫度超高。通過分析確認我們發現，造成致冷劑沒有進入飽和器的根本原因,就是減壓閥S1（電磁閥）沒有動作,高壓缸后冷卻器來的冷凍劑（1.5MPa高壓液氨減壓至0.005MPa后,溫度由45℃降至-23℃）,沒有進入飽和器,是造成低壓缸出口超溫,而使超溫連鎖動作的根本原因。

在檢查減壓閥S1時，發現電磁閥線圈盒因密封變差，線圈被環境中的氨氣腐蝕而燒壞，使

減壓閥不能動作。該閥動作的好壞將直接關系到機組安全運行，因此在改造中對其進行了國產化改造，并將連鎖觸點由現場水銀開關，改為總控室DCS順控開關控制，使連鎖系統的安全系數得到大大的提高。

2．2高壓缸曲軸斷軸多次

高壓缸曲軸在1997年至2002年中，曾發生三次斷軸事故，通過事故原因分析，大家認為造成曲軸斷裂的主要原因，是高壓缸油箱油位過低，而引起曲軸箱斷油所至。因此，對引起油位低的問題進行了分析確認，并對曲軸箱相關的所有油路系統進行解體檢查，發現高壓缸氣、液分離器返回閥Q2失靈，返回閥動作不正常，是導至油跑油，造成油箱油位過低,而使曲軸箱斷油，是造成曲軸斷裂的根本原因,返回閥內部結構見高壓缸返回閥局部流程簡圖2。

圖2高壓缸返回閥局部流程簡圖

因此，2003年對高壓缸氣液分離器返回閥進行解體檢修，發現返回閥閥芯與浮球已脫落，進入貯油室的油，因造成閥芯不能離開閥體，而無法返回高壓缸油箱,并使油隨壓縮氣體一起進入冷卻器，然后隨液氨帶入液氨貯罐。由于浮球與閥芯的連接是采取螺紋連接的，經過長時間的使用和平繁動作，閥桿和螺帽上的螺紋，已磨損的非常嚴重，至使閥芯與浮球脫落，使氣液分離器分離出來的油無法返回油箱，造成油箱油位低，曲軸嚴重缺油而斷軸。畢業論文，故障。畢業論文，故障。因機組已投用多年，所有的機械備件都沒有現成備件，因此采取了點焊的辦法進行了修復，投用后較果非常好，這一關鍵問題得到了解決，疏通了分離器至油箱的通道，解決了機組最棘手的問題，徹底解決了曲軸斷裂的根本問題，使機組的安全穩定運行得到了保障。畢業論文，故障。

2．3高壓缸后冷卻器長期超壓安全閥平繁起跳

機組在運行中，針對高壓缸后冷卻器安全排空閥啟跳頻繁的問題，我們對機組的運行進行了全面檢查，發現高、低壓缸及相關設備并沒有超壓的問題發生，而只有冷卻器超壓，因此對后冷卻器進行了理論分析和工藝核算，認為冷卻器原設計換熱能力為450.0Kg/hr，而合成氨裝置生產能力經過技術大改造后，合成氨由原來1000噸/日,增產至現在的1250噸/日，為了保證液氨貯罐有足夠的庫容,因此在92年新建一個2000噸的新液氨貯罐, 新液氨貯罐理論閃蒸量180Kg/hr,這樣冷卻器總的處理量比原來增加40%以上，冷卻器換熱能力嚴重不足，是造成高壓缸后冷卻器超壓的根本原因。畢業論文，故障。針對液氨貯罐閃蒸量比原設計增加較多的事實,對冷卻器的換熱面積進行增容50%的改造，2003年8月安裝到位。通過兩年的運行,較果非常理想，高壓缸后冷卻器出口壓力由原來的1.7MPa降至現在的1.2～1.5MPa之間,完全滿足了生產的需要。

2.4對自控儀表和停車保護連鎖進行改造

事故冰機原始設計時，是做為一套非常獨立的裝置來考慮的，因此它所有的自控和連鎖系統都是現場基地式控制儀表，為機組的安全運行，自控系統和安全連鎖系統，自動化程度非常高，光是停車保護連鎖就有14套之多見表1。

圖1 改造前機組停車保護連鎖

篇(7)

關鍵詞：天然氣　產能建設　輸送能力

一、輸氣管道概況

澀仙敦輸氣管道于1998年建成并正式投產運行，全長346公里，設計壓力6.4Mpa。仙花輸氣管道由仙翼段、南花段兩部分組成，仙翼段于2001年建成并正式投產運行，全長256.37公里，設計壓力6.4MPa，設計輸量為2×108Nm3/a。南花段于1996年建成并正式投產運行，全線長104公里，設計壓力4.5MPa，設計輸量40-60×104Nm3/d。線路所經地段為高原干旱荒漠，主要為鹽堿地，全線自然交通條件差，沿線地貌形態大致為鹽湖平原、湖積沖積平原。

二、影響輸氣能力的影響因素

1.壓力分布

由于天然氣的可壓縮性，壓力直接影響工況下的氣體體積，而壓力分布是由輸入壓力、輸出氣量和管道輸送中的能量損失等諸多因素決定的，合理的壓力分布，對提高輸氣能力起著重要作用。

2.管道摩阻

管道磨阻是直接造成能量損失的因素。天然氣在輸送過程中，其壓力能的消耗主要是起終點高差影響輸氣管道的輸送能力，并且沿線地形起伏也會影響輸氣能力。這是由于氣體在管道沿線的壓力變化，引起氣體密度發生變化，故消耗于克服上坡管段的能量損失不能被下坡管段中氣體所獲得的位能補償所致。

3.高差

高差也是影響管道輸送能力的因素之一，雖然相比液體輸送高差的影響要小的多，但也是不容忽視的。

三、 輸氣規模

自南八仙聯合站投產以來，年生產天然氣保持在1.2×108m3以上，2012年南八仙油氣田天然氣快速上產，半年產量已接近2011年年產水平。目前南八仙油氣田氣井開井40口，日產氣70.46×104m3左右；年累計產氣量1.4349×108m3。

1.氣源概況

1.1馬仙區塊

根據青海油田公司的天然氣勘探開發總體規劃，至2014年南八仙、馬北地區的天然氣產量將達到10×108Nm3/a。其中馬北地區2012年將新建天然氣產能2.5×108Nm3/a，天然氣產量為0.7×108Nm3，同時周邊氣區逐步勘探開發，2012年～2014年馬北地區天然氣將新建產能5×108Nm3。

1.2 東坪區塊

2011年，青海油田實施鉆探第一口探井(東坪1井)獲得重要突破，深層日產氣11萬方。2012年相繼部署了8口氣井。預計2012年年底東坪區塊天然氣產量將達到2.4×108Nm3/a。

2.管線運行情況

一般情況下南八仙外輸壓力應控制在3.8～4.2Mpa之間，而隨著天然氣產能的提高，目前南八仙外輸壓力已經達到4.5Mpa。而澀北五號站的壓力主要由澀寧蘭管線的壓力決定。

下游用氣量是隨時間變化的，今年在下游用氣量逐漸減少的情況下，為了解決剩余的天然氣，提出了將南八仙氣田多余的天然氣反輸往澀北。在天然氣反輸過程中，由于澀北五號站壓力與南八仙外輸相當，以至于南八仙油氣田一部分氣井壓力過低未能正常進站生產。為了保障管道的安全運行，必須采取一定的措施，降低外輸壓力到設計運行壓力以下來提高外輸量。

3.存在的問題

目前南八仙的天然氣主要由仙翼管線和仙敦管線輸往花土溝和敦煌地區。隨著天氣的轉暖下游用氣量減少，南八仙氣田將多余的天然氣反輸到澀北。下一步花土溝地區將由英東油氣田供氣，馬仙地區的天然氣除用于保證敦煌地區的供氣外，多余的天然氣輸往澀北。而敦煌地區的年用氣量在1×10Nm3/a左右，澀-仙-敦輸氣管道設計輸氣能力為3×108Nm3/a，無法滿足南八仙地區往澀北的輸氣要求。并且隨著馬北和東坪地區的開發，坪一輸氣管線和馬仙輸氣管線目前也正在建設中，這兩條管線投產后，東坪地區的天然氣將通過坪一管線反輸往澀北，馬北地區的天然氣將輸送到南八仙清管站匯總反輸往澀北。

根據上述的輸氣規模，對輸氣管道的調整有方案一、方案二共兩種方案。

方案一：利用已建輸氣管線，提高起輸壓力

南八仙油氣田由于地層能量下降，一部分氣井未能進站正常生產，而且高壓氣井外輸量每天只有20萬方。為了提高南八仙首站外輸壓力和外輸量，本論文提出更換壓縮機設備。隨著南八仙油氣田的開采，地層能量將會逐漸下降，以后馬仙地區還主要以中壓氣和伴生氣為主，但是外輸壓力降低，勢必影響馬仙地區的產氣量。在這里主要提出新進壓縮機設備并對南八仙流程進行改造。

方案二：新建一條輸氣管道復線，增加輸氣量

目前澀仙敦管線設計壓力為6.4Mpa，設計輸氣量為3×10Nm3/a。在年底馬仙區塊和東坪區塊的天然氣產量將達到12.4×10Nm3/a。為了增加天然氣外輸量且輸氣管線安全平穩運行，根據管線的設計優化，需要新建一條至澀北的輸氣管道。就當前的產能建設只要采取一定的措施增加首站壓力就可以正常輸送，但隨著產能建設的提高，尤其在下游用戶低峰期管線所需壓力將大大提高。因此，方案一將不能滿足已建聯合站的壓力機制，如果采用方案一需要對已建聯合站首站的流程進行全面壓力機制的升級改造，同時影響生產。

四、結論