油气生产论文精品(七篇)

序论：写作是一种深度的自我表达。它要求我们深入探索自己的思想和情感，挖掘那些隐藏在内心深处的真相，好投稿为您带来了七篇油气生产论文范文，愿它们成为您写作过程中的灵感催化剂，助力您的创作。

篇(1)

1功能模块设计

油气井生产数据管理软件有三个功能模块：数据采集与存储、数据查询与导出、系统设置。数据采集与存储：通过ActiveX控件获取进口DTU上传的数据，然后根据系统设置中的数据结构对数据进行解码和校验。将数据存储于数据库对应表中，并同时将数据写入Dun-dasChart控件，重新绘制对应井的曲线。数据查询与导出：通过井号、起始时间、结束时间等关键字段，进行组合查询，查询的结果以报表和曲线形式呈现，可以对数据进行增加、删除、编辑等操作，也可以导出到EXCEL报表中，方便用户进一步使用或分析数据。系统设置：为其它模块正常运行提供基础参数，包括生产数据管理软件使用的网络IP、侦听端口号、DTU注册ID、DTU通讯密码、DTU对应的井号、实时监控的范围、告警阀值、数据结构（数据解码与校验）、数据库备份与还原、用户名和密码以及拥有的权限。

2数据库设计

数据库设计遵循第三范式的规则，数据表中的每一列数据都和主键直接相关，使得数据冗余度较低，数据库结构合理。数据库包括五张数据表：生产数据、DTU参数、生产井信息、用户信息、本系统参数。生产数据表的主要字段为：DTU注册ID、压力、温度、流量、液面高度、时间等。DTU参数表的主要字段为：DTU注册ID、电话号码、网络协议、网络IP、端口号、登录时间、更新时间、工作状态等。生产井信息的主要字段为：井号、DTU注册ID、生产单位、开井时间、备注等。用户信息表的主要字段为：用户名、密码、所属部门、角色、权限等。

3曲线设计（显示没一点的值）

采用DundasChart控件为生产数据管理软件提供先进的数据可视化功能。利用DundasChart控件创建实时曲线和历史曲线，两种曲线在元素布局上保持一致，方便使用者快速获取和理解曲线中所蕴含的信息，但在样式设计上采用不同风格，以便使用者快速区分实时曲线和历史曲线。另外，实时曲线是不断向左滑动的，当有新的数据时，首先删除最早的数据，然后添加新的数据点，始终保持最近五个数据点的曲线。历史曲线根据查询结果绘制曲线，同时显示所有符合查询条件的点。当使用者更换查询条件或修改数据时，历史曲线会重新绘制。生产数据管理软件最多同时显示六口井的实时曲线，同时监控所有井的状态；当生产数据超过告警阀值，软件会弹出警告提示；如果当前显示的实时曲线不包括该异常井，软件会用异常井的实时曲线替换当前显示的最后一口井的实时曲线。另外，实时曲线和历史曲线可以放大和缩小，隐藏或显示告警阀值线，隐藏或显示指定井的曲线。

4软件实现

篇(2)

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(3)

[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(4)

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(5)

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(6)

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(7)

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