油气开采技术

油气开采技术（精选九篇）

油气开采技术 篇1

川西气田地层构造复杂、岩性特殊[12], 国内外现有处理技术难以适用。针对这种现状, 西南油气分公司立足自身实际, 形成了独具特色的创新体系, 获得了一大批具有自主知识产权的核心技术, 综合效益显著。研究西南油气田技术创新与实践, 对于提高废弃物处理技术创新的效率和效益, 推动油气开采行业的技术进步, 实现绿色开采, 建设资源节约型、环境友好型社会[13], 更好履行作为央企的经济责任、政治责任、社会责任具有重要意义。

1 川西油气田工程概况

西南油气田天然气产量自开采以来一直保持了强劲的增长势头:“九五”期间为42亿立方米, “十五”期间为85亿立方米, “十一五”期间为131亿立方米。预计“十二五”期间产量达到215亿立方米以上, 基本建成百亿气田[14]。目前, 川西气田已有油气生产井数百口, 并形成了颇具规模的开发区, 成为了中国石化重要的天然气生产基地。

川西气田油气资源十分丰富, 近年来进行了大力勘探和开发, 取得了显著的油气成果, 带来了该地区经济的发展。但另一方面, 因川西地区人口稠密, 河网纵横交错, 湖塘星罗棋布, 城镇分布密集, 工农业发达, 土地资源十分宝贵, 区内地下水丰富, 水位较高, 农田灌溉水网密布, 生态环境较为脆弱和敏感[15], 使油气开采的环境保护问题变得异常突出。

2 川西地区油气绿色开采工程技术创新

2.1 油气绿色开采的定义与内涵

油气绿色开采是一种综合考虑资源效率与环境影响的现代开采模式, 其内涵是减少油气开采对环境的影响, 努力提高油气开采技术, 实现高利用、低排放的目标。其实质是提高油气开采的效率, 减小对生态环境的影响, 在提高企业经济效益的同时取得良好的社会效益。绿色开采与可持续发展有着密切联系, 它是可持续发展的重要的组成部分[16]。

2.2 技术创新产生的背景

(1) 油气开采废弃液处理难度大。油气开采生产过程中会产生的大量污染液对环境影响颇大, 主要包括压裂返排液、地层水、钻井液等。污染液处理难度大、费用高, 各作业类型产生污染液已达到处理极限, 因处理能力受限而影响生产的现象时有发生。西南油气分公司油气开采污染液产生量及处理能力情况详如表1所示。处理后的液体难以全部满足排放指标, 对环境造成重大的潜在危害和风险, 已经成为制约油气田正常运行的绊脚石[17]。

(2) 国家政策及法律法规要求。我国党的十八大报告中提出要加快生态文明制度建设, 建立和完善严格监管所有污染物排放的环境保护管理制度, 独立进行环境监管和行政执法。完善污染物排放许可制, 实行企事业单位污染物排放总量控制制度, 对造成生态环境损害的责任者严格实行赔偿制度, 依法追究刑事责任。新的环境保护法针对环境保护相关问题的司法解释由以往的后果入罪改成了行为入罪, 单位领导也有集体犯罪的法律责任了。法律责任处罚力度的增大, 对生产者生产行为形成了强有力的约束, 迫使生产者提高污物处理能力, 减小排污量。

(3) 民众环保意识增强。随着社会的发展及新闻媒体的宣传, 民众环保意识不断增强, 对工程所带来的环境影响的认识越来越充分, 风险识辨能力也越来越强, 这些都对工程中污染物的处理提出了更高的要求。

(4) 中国石化自身发展的需要。面对我国“十二五”期间更大发展、更高生态环保要求的需要, 中国石化提出了油气开采绿色低碳的战略思想, 以科技创新实现环保目标。

2.3 技术创新原理

(1) 需求拉动, 技术推动。随着国家经济的发展, 油气产量增加, 油气开采技术不断提升, 环境保护标准不断提高, 油气开采需要技术创新, 减少废弃污染物, 提高环境保护能力, 而新技术推广使用又会进一步推进市场更高的需求与技术更先进的发展。

(2) 绿色低碳, 降本增效。在油气开采过程中, 运用创新技术对废弃液进行有效回收利用、减少污染物的产生, 不仅对生态文明建设作出贡献, 也为企业节省了污物处理费, 降低了开采成本, 提高了开采效率。

(3) 因地制宜, 与时俱进。针对川西地区复杂的地质特征, 结合实际情况开展技术创新, 并时刻关注相关领域技术创新前沿, 积极吸取同行业技术创新经验, 加强自主创新能力, 以适应国家相关政策的调整。

(4) 制度保障, 持续创新。良好的制度是技术创新的保障, 完善施工现场管理, 加强绩效考核, 建立创新型人才激励机制和可持续创新体系, 使技术成果得到更好的推广应用。

西南油气分公司油气开采技术创新原理如图1所示。

2.4 技术创新实施策略

西南油气分公司油气绿色开采工程技术创新实行“绿色低碳, 节能减排”战略, 以企业需求和国家政策为导向, 以研发高效绿色环保自主知识产权技术为主线, 开展综合集成、系统创新, 重点加强压裂返排液、地层水、钻井液等方面的成套技术研究;加大资金投入力度, 鼓励员工探索创新, 构建完备可靠的成套环保体系, 通过不断试点吸取经验, 形成绿色高效的可持续技术创新体系, 为打造油气田的绿色开发目标提供有力的技术支撑。

3 技术创新实践

3.1 压裂液重复利用技术

针对川西地区加砂压裂产生的返排液量大、处理成本高、污染环境严重等问题, 2012年西南油气分公司开展了压裂返排液回收重复利用技术攻关研究, 攻克了处理压裂返排液的核心技术, 研制了新型的回收装置、回收工艺、处理剂、配方, 首创形成一套基于胍胶分子重构的压裂返排液重复利用技术, 研发了返排液净化处理工艺, 配套了车载移动撬装式处理装置。因对返排液利用物理和化学方法进行回收、处理、重复利用, 减少返排液处理和排放量, 减轻了气田环保压力, 降低了压裂液成本及废液处理费用。

针对多次循环利用后返排液配制压裂液性能下降 (多次循环利用的压裂液成份复杂、性能不稳定, 会影响压裂施工效果) 的问题, 开展配制钻井液的研究工作, 实现返排液的零处理和零排放, 目前已利用返排液初步调试出适合川西中浅层的压返液钻井液配方。

3.2 地层水利用技术

(1) 地层水配制压裂液技术。利用地层水配制压裂液成功研制出新型的增溶剂, 解决了地层水转换成压裂液的技术难题, 并配套形成处理流程, 研制形成了地层水压裂液体系, 开辟了气田产出地层水利用新途径。

(2) 地层水配制钻井液技术。利用地层水配制钻井液, 通过优化配制方法、优选抗离子主聚物和降滤失剂以及处理剂之间的复配, 基本解决了地层水调试钻井液的技术难点, 初步调试出川西中浅层的地层水钻井液配方。

(3) 钻井液重复利用技术。西南油气分公司2012年有1.5万立方米可重复利用钻井液被直接当做废弃物处理, 针对川西地区回收钻井液重复利用比例低的情况搭建了钻井液实时调度信息平台, 形成钻井液重复利用调度管理系统, 通过钻屑脱附技术、钻井现场管理和废弃液综合处理, 使钻井液重复利用率提高17%, 减少了废物处理和填埋量。

4 技术创新成效

西南油气分公司高效绿色工程在市场需求与技术创新综合驱动下的技术创新目前实践效果良好, 创新成果转化率高、应用效果显著、综合效应明显, 且节约企业成本, 取得了良好的经济效益, 一些创新成果填补了国内空白, 具有广泛的推广应用价值。主要体现在:

(1) 压裂返排液处理技术。采用压裂返排液重复利用工艺减排5万立方米废水, 极大地缓解了环保问题, 保证了生产的正常进行。目前共计完成压裂返排液施工49余井次, 回收液量7.2万立方米, 施工成功率100%, 产生直接经济效益1 900余万元。

(2) 地层水处理技术。1) 地层水配制压裂液。通过优选抗盐关键添加剂, 优化地层水处理流程, 研制形成了地层水压裂液体系, 分别在川西气田的两口气井进行了先导试验, 分别获产1.6×104m3/d和1.2×104m3/d, 估算获得经济效益750万元, 开辟了气田产出地层水利用新途径。2) 地层水配制钻井液。通过地层水配制钻井液技术, 减少钻井液废弃量为10万立方米, 减少废弃液处理费约500万元。

(3) 钻井液。通过钻井液重复利用调度管理系统实施钻屑脱附技术、钻井现场管理和废弃物综合治理, 使钻井液重复利用率从45%提高到62%, 每年钻井液回收量约为1.5万立方米, 获得经济效益3 000万元。

综上所述, 西南油气分公司高效绿色工程技术创新取得的总体效益合计, 每年可回收或减少废弃液40.9万立方米, 经济效益达7 986万元, 具体如表2所示。

5 结语

油气开采新工艺研究 篇2

油气开采新工艺研究

针对处于高含水、高采出程度、高采油速度的“三高”老油田出现的日益复杂的混合堵塞,在充分认识河南油田油层岩性特征和油层堵塞机理的基础上,成功研究了对无机堵塞物和有机堵塞物均有显著解除作用的.复合解堵技术,该技术不但对混合堵塞物具有显著的解堵作用,而且对出砂井还有抑制地层出砂的作用,现场应用结果表明,该技术具有投入少、见效快、增产效果显著之特点.

作 者：刘学文  作者单位：长江大学工程技术学院,湖北,荆州,434023 刊 名：现代商贸工业 英文刊名：MODERN BUSINESS TRADE INDUSTRY 年，卷(期)： 21(8) 分类号：X74 关键词：油层岩性特征   堵塞机理   二次开采  

油气开采技术 篇3

摘要：本文在认识集成化管理理念内涵与理论模式的基础上，阐述了油气开采企业经营管理集成化目标和设计原则，进而设计出油气开采企业经营管理集成化模式，并就其实施提出了相应的对策与建议，以实现油气开采企业经营管理的良性循环及其长期稳定的发展。

关键词：集成 油气开采企业 经营管理

当前，我国油公司上游企业的经营环境发生了深刻变化，面临的资源约束和开发难度也越来越大。油气开采企业作为油公司上游企业的责任主体，担负着加强油气生产和成本控制、提高经济效益的重要职责。运用先进的集成管理理念，并以计算机软件辅助，以实现油气开采企业经营管理集成化，对提高油气开采企业经营管理水平、有效实现可持续发展具有重要的现实意义。

一、集成化管理理念概述

（一）集成思想的形成与发展

在国外，最早也最能明显地体现集成思想的研究应该首推系统管理学派。这一学派的代表人物是切斯特·巴纳德。他提出，应把企业当作一个由物理的、生物的、个人的和社会的等几方面要素组成的“协作系统”。随着计算机技术的飞速发展以及在经济生活中的应用越来越广泛，1973年美国的哈灵顿博士首次提出了具有时代意义的计算机集成制造系统，从而揭开了大规模研究集成化管理的序幕。在国内，我国著名科学家钱学森是集成思想的倡导者和奠基人。他于1992年3月提出了“从定性到定量综合集成研讨体系”及总体设计方法，探讨了集成思想的方法应用问题。由于其站的高度和角度都是在哲学层次之上，因而他所提出的集成思想显然更属于一种具有普适性的管理哲理。在从定性到定量的综合集成思路基础上，关于集成现象和本质的探索引起了越来越多人的重视。国内众多学者分别从制造系统、集成管理技术、知识集成、组织集成模式、生产过程集成、价值工程等不同角度，探讨了管理集成的理念、内涵、特征、基本原理和理论框架等。

（二）集成化管理的内涵

集成化管理，亦称集成管理，其作为一种全新的管理理念与方法，核心是强调运用集成的思想和理念指导管理实践。所谓集成，从一般意义上可以理解为两个或两个以上的要素集合成为一个有机整体，这种集成不是要素之间的简单叠加，而是要素之间的有机组合，即按照某一集成规则进行的组合和构造，其目的在于提高系统的整体功能。具体到集成化管理，是指利用信息技术，以系统论为基础，以系统整体优化为目标，将特定系统的若干要素联结在一起，使之成为一个统一整体，综合性地解决管理系统问题的过程。由于集成要素会因外界环境的影响发生变化，而且集成的广度和程度也会随着外界环境的发展不断完善，因此集成化管理具有明显的动态发展性。

（三）集成化管理的理论模式

集成化管理思想实质上是经过统一规划设计、分析原单元系统的作用和相互关系，采用系统的手段将原单元系统组成一个协同工作、功能更强的新系统。该系统不仅可以消除各功能模块之间的实际边界（如物理边界、组织边界和专业边界等），而且能够将局部优化目标转变到整体优化目标上来。不同的单元系统，其管理集成的模式则不同。结合当前企业经营管理过程和集成化管理的实践，当前集成化管理的理论模式应体现在三个维度上：管理要素集成、过程集成和知识集成。

管理要素集成，管理要素集成是指从全局观点出发，以企业整体利益最大化作为目标，以成本、质量、采购、人力资源等各种专项管理的协调与整合为主要内容而开展的一种综合性管理活动。过程集成，过程集成是指按照经营管理流程对经营管理活动所进行的集成，该集成的目的主要是提高整个生产运营的效率。知识集成，知识集成着眼于在分析工作流程的基础上研究知识的流动，提炼知识，促进员工之间的知识共享，将个体知识结构化为企业共同知识，并将知识融入企业工作流程，实现知识的再次运用。其中，管理要素集成和过程集成实现企业一段时期内生产运行的集成管理，而知识集成维度则是企业经营管理循环不断提升的手段。

对于一个企业而言，要想实现集成化管理，需要一些集成条件，包括理念集成、组织集成和信息集成。理念集成实质上就是树立合作理念；组织集成实质上就是对组织结构边际进行模糊化重组，打破了传统组织系统中的边界、职能的界定；信息反映而且控制和指挥着工作流、物流和资金流，信息集成实质上是要求企业建立集成化的管理信息系统，以提高企业集成化管理的效率和效果。

二、油气开采企业经营管理集成化的目标和原则

（一）油气开采企业经营管理集成化的内涵及目标

基于对集成管理理念的认识，结合油气开采企业经营实践，油气开采企业经营管理集成就是要去除现行生产管理中条块分割、各自为政的弊端，打破生产开发、财务管理等原先分工明确的职能部门界限，将各业务单位和生产各过程视为一个相互关联的有机整体，充分利用信息、人员、流程和技术等共享资源，力图集成经营管理计划、生产运行、监督考核和效益评价，从而实现高效率、低成本协同运作，并通过经营管理优化来实现整个经营管理集成体的螺旋上升。

基于此，油气开采企业经营管理集成化的目标，就是要克服由于采油生产多系统、多环节、大范围、高隐蔽性及高分散性导致的高分散、低集成管理模式，借助于计算机网络系统，按照油气开采企业经营管理流程，实施油气开采企业经营管理流程的集成化整合，构建油气开采企业经营管理集成平台，使油气开采企业经营管理的各环节及其全过程直接处于统一监控之中，从而实现油气开采企业各项集成要素的优化匹配，不断提升油气开采企业的管理效率和经济效益，确保油气开采企业油藏开发管理战略的有效实施。

（二）油气开采企业经营管理集成化原则

油气开采企业经营管理集成化原则，是指导油气开采企业经营管理集成化实践的一般性规定，具体包括：

1、目标一致性原则

考虑到管理集成化本身作是一项系统工程，工作量多，难度大，且油气开采企业作为知识密集型、资金密集性和技术密集型的企业，组织层次多，分布依赖于石油、天然气资源的分布，因此，要想实现油气开采企业经营管理系统的集成，就必须保证油气开采企业各级经营管理主体、管理内容和管理方法的目标一致。

2、系统性原则

在油气开采企业经营管理集成中，系统方法是最重要，也是最基本的思想方法和工作方法油气开采企业生产流程复杂，技术含量高，涉及的影响因素很多。因此，对于油气开采企业经营管理集成，应将开发油藏的整个生命期，从开发初期到开发后期的全过程的各个阶段综合起来；把生产运行的各环节有机地结合在一起，保证一切子目标、子系统、资源、信息、活动及组织单位结合起来，按照计划形成一个协调运行的综合体；将经营管理的各个职能，如生产计划管理、生产运行管理、生产监督管理和生产考核管理等综合起来，形成集成管理系统。

3、全面性原则

按照这个原则进行油气开采企业经营管理的集成，一方面要求全员管理。集成化管理是一项综合性管理，它涉及油气开采企业中各个部门、单位和班组的工作业绩，也与每个职工的切身利益有关。因此，油气开采企业推行经营管理集成，应充分调动全体职工关心生产经营、参与生产经营的积极性，做到组织上下结合，群策群力，共同确保经营管理的有效集成。另一方面则要求全过程管理，具体表现在油气开采企业注水、采油、集输和井下作业等作业流程的集成。

4、持续改进原则

持续改进是“增强满足要求的能力的循环活动”。油气开采企业经营管理过程中，经营管理计划、生产运行与成本管理、监督与考核和经济活动分析与效益评价已经形成一个有机循环体，其重点是过程管理，而过程的生命力在于持续改进。因此，要想实现整个循环体的螺旋式进步，持续改进原则必须在油气开采企业经营管理集成实践过程中加以体现和运用。

5、相容与互补原则

相容性是指各可集成单元之间有着内在的相互关系或联系；互补性是指各集成单元能充分实现各自优劣势互补，最终实现整体优势。相容性是各集成单元能否集成为一个整体的可行性条件，互补性则是集成单元相互选择的必要性条件。

三、油气开采企业经营管理集成化模式设计

依据油气开采企业集成化管理理念及其原则，油气开采企业构建了油气开采企业经营管理集成化理论模式，该理论模式包括三个维度，即时间维度、组织层次维度过程维度。

（一）组织层次维度（油藏开发维度）

组织层次维度体现了油气开采企业经营管理中信息、人与组织、物质资源与各阶段管理活动藕和。从组织层级来看，采油厂级、采油矿级和小队级（采油队、注水队等），表明油气开采企业经营管理功能在油气开采企业各组织层次中的分布。若从油藏开发维度来看，则表明油气开采企业经营管理功能在油气开采企业开发单元、区块和油藏三个层次上的分布。

（二）油田寿命周期维度

油田寿命周期维度反映了油气开采企业不同开发阶段经营管理的集成，包括开发初期、开发中期、开发后期和退出四个阶段的集成管理，体现了油气开采企业经营管理集成需依据油气开采企业不同寿命周期阶段进行相应的调整，这与油藏经营管理思想是一致的。

（三）过程维度

过程维度反映了油气开采企业经营管理流程的集成，体现在油气开采企业不同寿命周期阶段，各个组织层次在开展经营管理活动中的实施方法与程序。

四、油气开采企业经营管理集成化实施对策与建议

油气开采企业经营管理集成化将油气开采企业各业务单位和生产各过程视为一个相互关联的有机整体，充分利用信息、人员、流程和技术等共享资源，对油气开采企业经营管理系统要素进行创造性组合的过程，从而实现高效率、低成本协同运作，并通过经营管理优化来实现整个经营管理集成体的螺旋上升。在实施油气开采企业经营管理集成化改造过程中，应切实采取如下措施。

首先，遵循系统优化的原则，进行油气开采企业流程再造。长期以来，油气开采企业已形成了比较好的业务流程和管理流程，但受到计划经济体制的影响，在传统计划管理模式下形成、遗留和延续下来的企业流程，许多都是为生产而生产、为管理而管理所制定的，存在节点阻塞、成本高、效率低、效益贬值等缺点，容纳了许多低效与无效工作。为此，在经营管理集成实践过程中，油气开采企业应遵循系统优化的原则，对油气开采企业进行流程再造。一方面，应整合相关工作，尽量减化程序，减少成本，提高工作效率，如对合同管理实施集成；另一方面对油气开采企业的注水流程、提液流程、集输流程和井下作业流程进行优化，尤其是建立油气开采企业井下作业系统的流程化管理，实现作业系统从设计、到实施、到监督、作业效果评价、优化作业方法、再循环优化分析的流程管理。

其次，注重多维化管理。油气开采企业作为一个组织系统，具有“多维性”的特点。在时间经营管理集成化的过程中，油气开采企业应注重多维管理，包括过程维度、组织维度、工作/执行人员维度和时间维度。其中，组织战略目标必须通过流程来执行，流程是连接组织和工作/执行人员的桥梁，这三者的管理共同体现了企业一段时期内的集成管理，而时间维度则体现油气开采企业经营管理集成化实践必须根据不同时间进行相应的调整，以实现油气开采企业经营管理水平不断得到循环提升。油气开采企业在通过流程管理提高流程绩效的同时，应按照单位线（厂、矿、队）、油藏线（油田、区块、单元）、时间线（月度时间段、日度时间段）构建经济活动分析和效益评价系统，完善组织和工作/执行人员维度绩效管理。

再次，努力实现精细化管理。精细管理是现代管理理论在油气开采企业现有环境、结构、要素情况下产生的管理方式。 “精”和“细”是定性和定量的结合。实现精细管理细分管理对象是前提，量化考核指标是条件，管理主体责权利相统一是关键。油气开采企业应把管理对象尽可能细化到单井、单设备等最小工作单元，做到管理责任具体化，监督考核真正落实到位。在经济评价方面，油气开采企业应从行政单元延伸到油藏（区块）和单井，实现以油藏（区块）为单元、以单井为基础的精细经济技术评价，做到“一块一策”、“一井一法”，使不同的开发单元在不同的开发阶段都有相应的开发措施，对未动用储量根据油价、技术进步等变化来确定油藏开发调整的方式与时机。同时，油气开采企业的物资管理、用电管理、生产巡检管理、泵站监测管理等，都应体现精细化管理的思想，使油气开采企业的管理方式从分散化、表面化向制度化、规范化深入，目标制定从定性向定量深入。

最后，进一步完善管理信息系统，实现信息资源共享化。信息共享有助于各环节的相互协调，提高决策的效率和成功率，避免信息资源的重复建设和资源封锁现象。在油气开采企业经营管理集成实践中，信息同样起到中枢神经的作用，集成化管理只有通过对信息有效组织和管理才能实现其目的。因此，油气开采企业应建立完善的录入功能，使得数据均产生于生产过程中的各个数据源点，确保“源点唯一”，并通过提供方便灵活的接口，能够充分利用其他系统（油气开采企业核算结算系统、物资管理系统、勘探开发数据库系统、油库信息查询系统、井下作业信息系统等）的已有资源，实现数据共享，从而确保油气开采企业各职能部门、组织层次和生产流程等各个环节的高度协调。

集成管理理念在油气开采企业经营管理中的应用，将有助于实现油气开采企业经营管理全流程闭合管理，进一步规范经营管理诸多方面的信息和流程，深化油气开采企业经营管理内控制度，为不断提高油气开采企业经营管理效率和效果奠定坚实的基础。

油气开采技术 篇4

1 含硫油气井开采技术的原则

对于含硫油气井开采的整个阶段, 一定不要让硫化氢进入井眼。要想做到这一点, 就必须在油气开采的过程中, 保持钻井所受压力的平衡性能。为了确保在井喷发生第一时间做到及时关井, 来阻止井喷的持续进行, 就应该坚持以下的开采技术原则:

1.1 杜绝井喷失控现象的发生

作为重大油井安全事故的重要因素之一, 井喷失控就很容易导致钻井平台和井架的损毁, 因而引发从业人员伤亡, 最终使得整个含硫油气井报废, 给职工、企业、社会带来难以估量的损失;促使地层陷落, 对周边环境造成油气污染, 进而制约着周边农业、牧业、林业等领域的生产建设;对地下油气层造成侵蚀, 以致降低我国油气资源储备。这就需要工作人员在开采含硫油气井的过程中, 采取有效措施来预防井喷失控现象的出现。

1.2 规避油井井喷

如果在含硫油气井开采过程中并不能有效控制硫化氢溢流, 就很容易出现井喷问题, 这样硫化氢在溢流作用下从井层中涌出井场, 在超过人体所能承受的最大范围时, 使得人员中毒, 出现伤亡, 还会造成环境污染;或者受到外在空气和温度的作用引起爆炸。坚持规避含硫油气井井喷现象开采技术原则, 就可以确保有害气体不会涌入地表, 有效预防人员中毒和爆炸事故。

1.3 全面控制硫化氢气体溢流

如果在含硫油气井中出现溢流现象, 硫化氢就会由井眼扩散到井筒, 对钻具和套管产生强烈的腐蚀作用, 同时还会降低泥浆的比重, 这样井内压力就会比地表正常大气压要低, 处在负压状态, 进而促使更多的有害气体进入井筒, 从而导致恶性循环的形成。对溢流现象加强控制, 就是不让硫化氢等有害气体混入井筒。

2 含硫油气井开采技术安全指标分析

为了能够真正做到预防油井井喷失控, 就应该在含硫油气井井口配设有井控装置、防喷器、节流压井管道, 并且应增设不同的“关卡”, 便于含硫油气井开采技术的安全管理。其所包含的主要安全指标如下:

2.1 对于井场起火爆炸的安全指标

在遇到井喷问题时, 对其进行的控制工作都是在保证井口完整性的基础上开展的, 一旦其完成程度受到损害, 就很难开展井控工作。在地层气体扩散到钻井平台, 根据其可能溢流的渠道, 装设对应火点的防有害气体爆炸装置。

充分检测钻机平台容易出现高温火点的位置, 追究相关人员应付安全检查经济责任, 严格检查发电机、电动机、火炬系统、供电体系、生活区等存在的安全隐患。定期检测井场应用的防爆防火装置、智能化扑灭火源装置等设施使用性能的良好状况, 确保硫化氢等有害气体不会出现向地表泄露。

2.2 确保防喷装置的可靠性能

在含硫油气井井口各项设施中, 能够有效对井喷现象加以控制的装置就是防喷器, 因此, 防喷器开关状态的好坏关系着井喷控制效果, 在确保井口完整性的基础上, 确保防喷器能够灵活运转。对于不同规格的防喷器, 其所能承受的压力也存在很大的差异, 这就要求工作人员应该调查含硫油气井的具体情况, 使得防喷器所能承受的压力应该高于井喷作用带来的压力, 确保能够顺利地关闭防喷器。

2.3 调整节流放喷有关装置

如果在含硫油气井井场忽视对节流放喷装置的应用, 未对其进行相关的试压、检查工作, 就有可能使得井喷过程中需要节流循环时, 其节流功能不良而引发装置的运转不灵, 从而造成井喷失控问题的产生;这项装置所具备的承压能力和抗流体冲蚀程度普遍较弱, 遇到溢流、井喷现象需要开展关井时, 如果压差过大, 就有可能因装置所受到的腐蚀作用严重而运转不善, 很难进行持续回压作用, 导致井喷失控。

这就需要从业人员应该对试压节流放喷管汇做好定期的检查工作, 使得装置能够在节流循环以及油气放喷过程中保持良好的运行状态;对装置的承压能力以及抗流体冲蚀强度做好对应的调查工作, 采取有效措施进行调整, 使得能够满足含硫油气井开采技术标准。

2.4 保证压井以及有关装置的安全性能指标

压井以及有关装置对立压大小有着决定作用, 其对立压的决定构件主要是泵和钻杆。泵能力强弱应该根据多个不同参数来确定, 即使同种规格由不同厂家生产的泵在运行参数上面仍然存有一些差异。如果在出现井喷时, 很难凭借着钻柱或者压井管汇向井底施加压力, 那么很容易使得压井以及有关装置的运转不善, 从而诱发井喷失控事故。

可以通过改进压井以及相关装置的配套、安装、调试工作, 来增强其通用可换性以及抗流体冲蚀强度, 对装置的各项运转参数开展科学有效的评估, 确保其在含硫油气井开采全过程持续可靠地运转。

2.5 维持含硫油气井井眼力学方面的完整程度

井眼力学的不完整就是钻井在规划时结构本身存在的不合理性, 其主要体现在套管抗内压、钻杆抗外压、套管底部破裂压力对井眼产生的地层压力不一致。关于正常压力的地层, 要按照井身结构以及所估算的地层压力大小, 采取对应的套管和钻具;在处理不正常压力地层时, 在充分了解相邻油井受力情况以及开采技术资料的基础上, 选用套管和钻具。

3 结束语

通过对含硫油气井井喷失控所带来的重大危害分析, 我们得知其开采技术安全指标的重要性。为了能够有效预防井喷失控事故以及控制硫化氢等有害气体的溢流作用, 就需要从防火装置、防喷器、节流装置、压井装置以及井眼受力等多个开采技术设施来调整完善, 确保油气开采工作的顺利进行。

参考文献

[1]邹汉杰, 李和焱.川东北地区高含硫油气井钻井安全管理[J].价值工程, 2012 (18) [1]邹汉杰, 李和焱.川东北地区高含硫油气井钻井安全管理[J].价值工程, 2012 (18)

[2]隋秀香, 尹邦堂.含硫油气井井控技术及管理方法[J].中国安全生产科学技术, 2011 (10) [2]隋秀香, 尹邦堂.含硫油气井井控技术及管理方法[J].中国安全生产科学技术, 2011 (10)

[3]崔文霞, 王瑞娥.含硫油气井中的硫化氢气体检测和防护应急程序[J].企业技术开发, 2010 (1) [3]崔文霞, 王瑞娥.含硫油气井中的硫化氢气体检测和防护应急程序[J].企业技术开发, 2010 (1)

油气开采技术 篇5

油气开采技术专业人才培养方案中规定顶岗实习37周, 学生在大学三年级下厂实习。教学计划中把顶岗实习作为一门课程来安排, 学分37, 但最终的考核评价只是以实习总结的形式来体现。这种单一的教学模式和考核评价方式使得顶岗实习存在不少问题。主要表现在以下三个方面:

1.实习地点不集中与管理之间的矛盾

一般学校采用“2+1”模式, 最后1年在企业顶岗, 学生分散在很多实习单位, 实习单位存在人少、点多、面广的问题。针对学生顶岗实习时间长、地点分散的情况来说, 在实习过程中学生管理难度大, 容易出现“放羊”现象, 造成实习地点不集中与管理之间的矛盾。

2.实习内容与专业目标不一致之间的矛盾

通常企业提供什么岗位, 我们就让学生在什么岗位实习。由于企业的原因, 学生在实习期间不能进行轮岗, 缺乏明确的教学目标, 尽管我们也制定了专业顶岗实习大纲, 而企业行业的专兼职对学校教学方面的了解又比较少, 在这种情况下, 实习内容与专业目标之间不对应, 其顶岗实习就必然带有一定的盲目性, 质量难以保证。

3.考核评价单一与实习质量之间的矛盾

实习考核评价不尽合理, 考核过程不严格, 量化考核难以实施。先由企业指导人员对实习过程进行定性考核, 最后由校内指导教师临近实习结束时进行综合评定。从表面上看这种考核似乎十分合理, 但由于校内指导教师与企业指导人员沟通不够, 这种结果式量化考核实施起来难度较大, 大部分教师考虑到学生即将毕业, 只要学生实习鉴定上有实习单位盖章证明和评语, 一般都给予通过。长此以往, 不利于顶岗实习质量的提高。

二、实施油气开采技术专业顶岗实习质量监控的有效途径

(一) 建立顶岗实习质量监控和实习指导的组织结构

为了保证油气开采专业顶岗实习的质量, 必须建立以企业为主体的由企业、学校、专业观察员三方组成的培养学生实践能力的质量监控组织结构, 从而完成顶岗实习的质量监控及实习指导工作。

1. 设立实习指导中心

学校作为一个桥梁, 在对外输送顶岗实习学生时, 应完善高校管理和服务体系, 成立专门的顶岗实习管理机构。建立质量监控及评价的整套体系, 设立实习指导中心, 切实为学生提供必要的职业发展指导、心理辅导及相关的政策咨询, 为学生进行实习维权服务。

2. 建立实习学习小组

小组组长可以由班委或优秀学生组成, 小组可按实习单位、地区划分, 成员不超过10人为宜。顶岗实习期间, 组长定期向校内指导教师反馈小组成员的实习情况及联系方式的变更情况, 以便校内指导教师对学生的顶岗实习进行及时指导, 发现问题及时处理、及时上报。

3. 设立专业观察员

专业观察员做为顶岗实习质量监控及评价体系的信息员和检查员, 建立学生顶岗实习记录, 采用不同方式对顶岗实习的学生实行监控信息的采集、评价结果的分析。专业观察员采取现场管理、巡回走访、电话跟踪、在线服务等管理方式, 收集学生顶岗实习期间的考勤、业务考核、实习鉴定等资料, 做好每个学生的跟踪及联系记录工作。

(二) 把顶岗实习作为一门课程管理

作为课程管理, 就应该有教材、课程标准、授课计划、专人上课、结业考试。我们可以针对学生就业面向的岗位, 编写采油、作业、测试、集输、采气五个项目内容, 针对这几个岗位技术员基本职责, 选取一些设计类内容小课题比如单井动态分析、单井调参、作业方案设计等, 在进入企业前, 给学生布置一系列学习任务, 以培养学生的综合职业岗位能力。让学生根据自己的岗位选择不同的内容。让学生带着小课题去顶岗实习, 使学生有了实习目标, 而不会在实习期间出现无所事事的懒散状态。专任老师也可以根据自己的专长定期下现场去辅导, 掌握学生在企业实习的状况等信息资料, 全程追踪学生顶岗实习的情况, 保证顶岗实习运作流程的完整性, 实现顶岗实习过程的精细化管理。学校还把顶岗实习教师的指导任务折合成课时计入教师工作量, 学期末对教师进行考核, 确保指导工作得到落实。通过这样的做法, 遇到不清楚的地方可以和现场技术人员结合, 老师实践能力得到锻炼, 学生专业能力得到提升。当老师不去现场时, 定期在网上公布学习内容, 学生按着进度来学习, 老师定期检查学生作业, 现场技术人员辅导。学生考核时, 有学生实习周记、实习总结、实习课题设计。本科生有毕业论文, 对于专科生没有此要求, 但是要求他们根据自己在的岗位, 最后要写一个2000字专项实习课题设计, 如某井单井分析, 某井作业方案设计等。学生在下厂之前, 给学生一些参考题目, 等实习回来, 按照要求做幻灯片, 进行实习答辩, 给出评定成绩, 答辩组成员是学校和企业人员共同组成。

(三) 建立实时监控的顶岗实习网络管理平台

因为顶岗实习的学生比较分散, 为了快速、及时地对学生顶岗实习的工作状态及工作效果等情况进行监控管理, 可以依托校园数据网平台, 设计基于web方式的顶岗实习信息管理平台, 供学生、企业、学校管理部门及时地了解顶岗实习过程信息。学生可以通过这个平台查看消息、新闻、提交实习资料、毕业实习设计文件, 与同学交流沟通;实习指导教师可以查看消息、新闻, 监控学生实习情况, 下载学生提交的资料, 给学生发送消息或回复信息, 与学生交流沟通。学校相关部门可以实时查询、统计各种数据, 掌握学生实习和就业情况, 统计对口就业率、指导教师和学生的沟通情况等, 以保证学生顶岗实习的质量。

在实习结束时, 学院、系部应根据学生、老师 (学校、现场) 、管理人员进行评优活动, 选出优秀实习学生, 在就业时优先选择就业企业等, 选出优秀指导老师 (转、兼职老师) , 优秀管理人员。总结实习中好的做法和不足, 以便下次改进。

(四) 督导室参与顶岗实习日常监控

督导室派专人对顶岗实习进行电话抽检, 根据教务管理系统中顶岗实习学生信息, 对各分院的顶岗实习学生的实习企业指导教师或企业的部门负责人进行电话沟通, 了解学生在岗的工作能力、工作责任心、专业能力、是否满足企业用人要求等信息, 同时征集企业对学校人才培养的意见和建议, 以便为学校人才培养方案修订提供真实材料。查到的问题及时反馈给二级分院, 并继续跟踪检查, 抽检情况每月通报一次, 并且把顶岗实习的检查情况作为对二级分院进行期末考核的依据, 以确保二级分院顶岗实习工作的质量。由于加强了顶岗实习的过程管理和监控, 顶岗实习教学质量有了保证。

参考文献

[1]万平.提高高职顶岗实习质量的策略.洛阳工业高等专科学校学报, 2006, (12) .

[2]黄令.示范性高职院校顶岗实习管理与质量监控探究.职教论坛.

油气开采新工艺研究 篇6

针对老区采出程度高、综合含水高、产量递减快、稳产难度大等诸多困难, 河南油田采油工艺研究所完善配套钻采工艺新技术, 改善油田老区开发效果, 提高科技投入产出比, 使科技发挥了显著的增效作用。

(1) 配套应用改善注水结构的新技术, 减少无效注水, 增加低渗层的注水量, 提高注水效益。在这方面, 该所开展了“区块整体深度调剖技术”、超细水泥封堵技术等科研项目的研究。这几项配套技术主要是通过调整地层剖面, 控制无效注水, 提高注水的利用率, 日前河南油田已开展现场试验12口井。从现场应用效果看, 都取得了重大进展。其中“区块整体深度调剖”工艺技术在5口井整体实施, 累计注入调剖剂2万立方米, 该区块产量自然递减由22%下降到12%, 折算增油4200吨, 降水1.7万立方米。

(2) 加大机械采油技术的精细研究力度, 配套改善产液结构的工艺技术, 降低油井无效产水。针对油田生产单位需要, 该所开展了机械找堵水技术、分抽混出泵采油技术等6项技术的科研攻关, 很好地解决了机械采油工艺技术方面的难题。

其中, 机械找堵水技术能解决地质技术人员掌握油层能量时作业量大、占产时间长的问题, 能对任意层进行调换找水、堵水, 大大减少作业工作量和油井占产时间, 避免了油层的自身干扰, 且操作简单, 经济可靠, 现场试验9口井, 降水7000立方米, 减少作业16井次, 深受生产单位技术人员欢迎。

分抽混出泵采油技术是利用分抽混出泵进行采油, 能够使两个不同能量层位的液体在不被干扰的情况下被采出, 提高了采油速度, 增加了单井产量。该技术2007年在河南油田现场应用15井次, 增产原油4500吨。该模式促进了科技成果向生产力转化, 形成了该所与生产单位的“双向互动、利益共享”的新型关系, 生产单位高度重视科技成果的有偿推广应用, 成立了相应的协调机构, 为加快科技成果转化推广铺平了道路。

(3) 完善低渗透油藏和稀油老区压裂改造配套技术, 进一步提高压裂工艺水平和有效率, 拓宽老区压裂改造范围, 为增产增效提供技术支持。针对老油区地层状况, 该所科研人员开展了4项压裂工艺技术研究, 形成了适合高含水开发后期压裂配套技术, 拓宽了压裂技术的改造范围, 同时完善配套了压裂现场质量控制体系, 提高了压裂施工质量, 压裂技术增产效果进一步提高。如在安66井压裂后自喷, 日产油38.6吨。该所研究的压裂新技术现场实施29口井, 有效率由原来的83%提高到92%, 累计增产原油6900吨。

2 采油新技术研究

近几年来, 河南油田油气勘探开发实施的是稳定老区、开拓外部新区之策。老区勘探不断有新发现, 取得了老区稳产的物质基础, 然而, 老区新探明的油气储量, 大多是复杂小断块的稠油油藏, 上产困难重重。

(1) 稠油新区隔热注采工艺技术。

河南油田采油工艺研究所针对新区上产开发需要, 积极开展采油工艺新技术研究, 为新区上产提供了强有力的技术支撑。首先, 新庄油田是河南油田增油的新战场。该油田属于复杂小断块稠油油藏, 由于地层胶结疏松, 开发时急需解决隔热注汽的难题。该所集中精兵强将, 组成了跨专业、跨部门的联合攻关组, 在科研管理、经费和技术人员配备上给予充分保障。经过半年的联合攻关, 突破了“稠油新区隔热注采工艺技术”重大技术难题, 从根本上解决了困扰新庄油田高温高压注汽管柱的密封问题, 使新庄、杨楼油田1250万吨的储量得到有效动用。截至目前, 新庄、杨楼油田已经生产原油2.1万吨。利用预应力固井工艺新技术, 在新庄、杨楼等地区现场施工88口, 创直接经济效益1730万元。

(2) 低孔低渗特殊油气藏增注技术。

针对张店、宝中等新区油田地层压力保持水平低、注水困难、油井自然递减快的难题, 该所开展了“低孔低渗特殊油气藏增注技术”研究。经过科研人员一年来的努力攻关, 该技术取得较大突破, 现场试验6口井, 增注水量7800立方米, 为扭转新区块疑难区块欠注严重的被动局面, 提高整体开发效果奠定了基础。

3 优化工程设计方案, 从源头降低原油生产成本

科技对油气开发生产的有力支持, 既要表现在原油产量的稳定和增加上, 也要表现在生产成本的节约上, 是综合效益的体现。

河南油田采油工艺研究所承担着油田钻井、采油工程、压裂、调剖施工等方案的设计和编制工作。 按照战略成本管理的理念和成本源头节约的思路, 该所在方案设计中贯彻降本减费原则, 充分利用新技术、新方法、新观念, 优化方案设计, 避免了无效支出, 降低了原油生产成本。首先, 在新庄油田开发的设计方案中, 采用该所研究的普通油管隔热注采工艺技术, 与采用其他油管注采工艺管柱相比, 成本低、投资小、经济适用, 每口井可节约21.4万元的隔热油管及配套工具投资。目前在现场应用的49口井中, 节约投资1050万元。其次, 在钻井工程设计方面, 通过对钻机优选, 将稠油井一般钻机改用小型钻机, 使钻井单位成本平均下降300元/米。2007年, 按钻井总进尺12.2万米计算, 可节约成本3660万元。第三, 在压裂施工设计过程中, 结合井网布局, 优化工艺参数, 设计压裂施工方案, 提高了措施有效率。2007年, 在安棚油田压裂过程中, 该所通过参数优化, 节约投资460余万元。

4 结语

二次开发是老油田在一次开发达到极限状态或已达到弃置条件时, 采用全新理念, 应用二次采油技术, 重新构建老油田新的开发体系, 大幅度提高老油田最终采收率, 最大限度地获取地下石油资源的一种高效开发方式。从动用储量和年产油量来看, 老油田仍是油田开发的主体, 老油田高含水期仍蕴藏着很大的开发潜力, 应用二次采油等新技术对老油田进行二次开发, 老油田的价值将得到不断提升。

从河南油田的开发状况来看, 不论是油田开发的认识、观念、技术、管理, 还是开发年限、生产指标及产生的经济效益, 老油田二次开发确实是一个新的重大课题, 要着力推进这项系统工程, 进一步深化对老油田剩余油分布的精细认识, 以提高采收率为目标, 转变经济增长方式, 实现石油资源的高效开发和最优化利用。

参考文献

[1]刘富强, 姚鹏翔, 张礼刚, 刘泽民, 倪江权.氟硼酸深部酸化技术在石南油田中的应用研究[J].石油与天然气化工, 2007.

[2]李丽, 纪振云, 迟成亮.低渗透油田选择性酸化解堵剂研制[J].钻井液与完井液, 2007.

[3]谢菲菲.玉门老君庙油田二次开发先导试验成功[N].中国石油报, 2008.

[4]丁建国.创新带来油田风光无限[N].中国石油报, 2007.

[5]聂锐利.大庆油田动态测井地面数字化技术研究与应用[D].中国地质大学 (北京) , 2006.

论油气开采过程中的安全管理 篇7

随着近年来我国经济实力的迅速增强, 我国的油气开采企业也得到了迅速的发展。但在其迅猛的发展的同时, 我们同样需要加大对其安全管理的重视程度。油气开采由于经常需要地下作业, 相较于其它行业是一门高危险性的行业, 其相关的安全管理工作更是一门技术性与实践性并存的管理工作。如果在油气开采的过程中, 未能加大对整个安全管理工作的重视, 往往会给企业造成巨大的经济损失。现阶段, 不同行业对于油气的需求也越来越大, 这就对油气开采企业的安全管理工作提出了更高的要求, 在这样的背景条件, 安全管理工作作为油气开采过程中的重要一环, 开始彰显其应用价值。

一、油气开采过程中安全管理工作的内容

油气开采过程中的安全管理内容较多, 其内容包括对工作规定的工作地段、危险点、控制措施、开采范围、工作任务以及安全措施等进行监察与管理, 以保证开采过程中规定的各项指标都与企业中的安全生产的要求相符。同时, 相关的安全管理人员也需要对油气开采企业的开采现场的安全措施进行检查, 考虑到油气开采的特殊性, 在开采现场可采取放置围栏、安排监护人、悬挂标示牌等措施, 避免造成人员伤亡。除此之外, 油气开采中安全管理工作还需要对开采过程中存在的危险点、安全设施以及注意事项等进行监察, 并确保每一个工作人员都能够熟知安全生产的管理规范, 而对于开采过程中的大型作业, 则需要进行逐级的审批, 做好大型作业开工前的准备, 对大型作业中的技术和设备运行情况、安全措施等进行检查, 以确保大型作业的安全进行。

二、油气开采过程中的安全管理所存在的弊端

1. 相关安全管理人员的自身的专业素质存在一定缺陷

油气开采的安全管理工作实际上是一门技术与实践共存的管理工作, 近几年来, 随着油气开采行业的迅速发展, 这门工作更是对从事的安全管理人员提出了更高的挑战。相关的管理人员不仅需要拥有相关的专业技能理论, 并且还要有其它管理方面的工作经验。但在油气开采企业的安全管理过程中, 很多管理人员的管理方式方法多是凭借日常的工作经验, 这一方面是由于多数管理者是从基层逐步走来, 他们自认为对基层的管理比较了解, 自我感觉凭多年的经验足以胜任管理层的工作, 一方面则是由于这些安全管理人员自身缺乏对新知识、新理念、新方法的学习, 自身的专业素质还存在一定缺陷, 难以做到客观和有效的安全管理。这就导致了相关的管理人员往往不熟悉油气开采安全管理的相关流程和工作环境, 进而降低了安全管理工作的工作效率。

2. 安全管理工作未能规范化, 开采过程中仍存在安全隐患

俗话说:“法令行则国治国兴, 法令弛则国乱国衰”, 油气开采过程中的安全管理制度就犹如法律, 可让工作有章可依, 有法可循。基于此, 不难看出建立科学化的安全管理制度是油气开采企业完善安全管理工作的重要保证。但在实际的生产过程中, 相关的安全管理工作仍然存在随意化、主观化等一系列弊端。例如部分监管人员碍于人情关系, 对于开采过程中存在的一些不符合安全管理规划的行为未能及时制止, 或是自己本身难以做到严格遵守安全操作规范, 难以起到带头作用等。这就使得开采过程中出现的安全问题因多方面原因不能够及时得到整改, 进而使得油气的开采过程仍然存在大量的安全隐患

三、提高油气开采过程中安全管理的有效措施

1. 安全管理工作人员需要严格履行自身职责

油气开采企业的安全管理工作人员在日常工作的过程中, 需要将油气开采企业的安全情况定期进行汇报, 同时也要根据相关的规章制度, 将安全生产责任落实到企业中的各级人员身上, 并对安全生产相关规章制度执行情况进行监察。在开采现场一旦发现违规行为, 要对其进行有效的制止, 并对其进行处罚, 对于油气开采过程中存在的不安全隐患, 安全管理工作人员需责令其进行整改。在危险性高的作业现场, 安全管理工作人员可以要求开采人员停止作业甚至是退出作业现场。只有安全管理的工作人员严格履行了自身的职责, 才能够为企业各级人员的安全生产工作起到表率作用, 从而提高油气开采的安全性。

2. 做好生产工作中的安全教育工作

由于一部分油气开采作业人员在生产过程中缺乏一定的安全生产意识。对于这种情况, 相关领导层需要进一步做好开采过程中的安全宣传和教育工作, 可考虑对做出显著成绩的单位和个人进行表彰, 对违反安全管理规章制度的单位和个人进行批评和处理, 从而让生产人员对安全生产工作有着更高层次的重视。也只有通过各种途径来提高油气开采操作人员的安全生产意识, 才能确保油气开采的安全运行。

3. 定期组织安全监察人员的业务技能培训

相关的油气开采企业应当进一步结合油气开采过程中安全管理工作的特点, 完善相应的管理措施, 进而保障企业的安全作业。同时, 相关的管理部门必须提高安全管理人员的业务技能水平, 定期组织安全管理的业务技能培训, 使得企业自上而下形成一个严密的安全管理体系, 最终保证油气开采的良好运行。

结束语

安全管理工作作为油气开采工程中不可或缺的重要一环, 在21世纪已经有了崭新的发展方向。我国需要进一步对安全管理工作在油气开采系统各种具体生产环节的应用与落实进行详细的探讨与拓展, 以期望真正加强企业的安全生产。同时, 油气开采企业也需要坚持以人为本, 坚持以科学的发展观作为核心, 坚持采取科学有效的管理办法, 进一步提升自身的安全管理工作水平, 从而多方面开创油气开采市场的新局面。

油气并举在石油开采中的作业分析 篇8

随着社会生活的飞速发展, 人们对于清洁能源的需求量大幅度提升, 而天然气作为一种混合气态化石燃料, 主要存在于油田、气田、煤层以及页岩层中, 而且天然气燃烧后不会产生大量的废渣、废水等, 跟煤炭、石油等相比具有使用安全、热值高、价格便宜而且洁净的优势, 所以, 在石油开采中加强对天然气的勘探开发力度具有十分重要的现实意义。为了充分满足市场对于能源多样化的需求, 石油开发公司在原油产量不能大幅度增产的前提下, 为了实现油气勘探开发的总目标, 只能实行油气并举的开发模式, 来完成油田向油气田的转变, 以便有效缓解居民用气和油田生产用气紧张的局面。

加上过去几年来, 全球的油气资源出现了储量及产量的持续增长, 导致了世界能源供求格局出现了一系列的变化, 油气供应西移、需求东移的发展趋势将天然气的发展带入了黄金期, 地缘政治格局、国际油价走势、页岩气开发, 甚至主要资源国和消费国的政策取向出现了新的调整。

天然气作为传统化石能源中的绿色能源, 受到了世界各国的广泛重视, 从而呈现出快速发展之势。而天然气的消费量增大和资源存储量的充足的特点, 势必会导致未来的几十年中, 石油在一次能源消费中的比重会有所下降, 但是油气的总消费量仍然会有大幅度的增加, 油气并举会出现良好的发展态势。

二、MGG工艺技术在油气并举作业中的应用

随着天然气的发展日益进入黄金期, 油气并举必将成为未来的主旋律, 那么为了顺应这一发展变化, 各个油田企业必将切实改进油气开发作业的工艺技术, 以满足油气并举在日常作业中的发展。石油公司在原有石油开采中的作业工艺技术的基础上, 充分利用成熟的技术手段, 加快发展油气资源的开采开发。

比如MGG工艺技术的利用, 此工艺技术是以重质油为原料, 使用具有特殊反应性能的RMG系列的催化剂并配合相应的工艺条件, 通过提升管或床层反应器, 来大量生产出富含低碳烯烃的液化气和高辛烷值的汽油, 此工艺技术的主要特点是: (1) 油气兼顾, 既能大量生产富含低碳烯烃的液化气, 又能大量生产出高品质的汽油。 (2) RMG系列的催化剂具有活性高、选择性好、抗重金属污染能力强及具有特殊反应性能的优点。 (3) 操作方式灵活, 且反应温度较高、剂油比较大、雾化蒸汽较多等。 (4) 原料广泛, 可以充分利用掺渣油、常压渣油及原油等重质原料, 利用率广, 很好地减少了材料的浪费。 (5) 高价值产品的产率高, 产品灵活。比如, 液化气加油品的产率在80-90%, 而液化气加汽油的产率在70-80%, 所以可以根据需要而在一定范围内调整气体和油品的产率。 (6) 工艺技术较成熟, 可以采用催化裂化流态化技术或者相似的装置。

在油气并举的作业方式中, MGG技术除了能够大量生产高辛烷值的汽油, 而且达到了油气结合、油化并举的石油化学工业, 很好地实现了油气的共同生产。而且此项技术可以借助成熟的催化裂化技术和装置, 比如可以利用现有的FCC装置进行适当的改造就可以实现油气的共同生产, 可以说是“投资少, 见效快”, 而且具有一定的经济效益和社会效益, 值得在油气并举的石油开采事业中大力推广应用。

三、数字压力检测仪器仪表在油气并举作业方式中的应用

在油气开采开发的事业中, 为了更好地实现油气并举的勘探开发思路, 数字压力检测仪器仪表的应用起到了很好地技术支持作用。数字压力检测仪器仪表是一种对压力物理信号进行测量的仪表, 其中压力测量是通过将传感器采集的物理信号转换成电信号, 然后通过外部电路对压力传感器的输出信号进行放大、滤波等的处理之后, 送入A、D转换器, 进而转换成数字信号, 最后由微处理器处理后可以实现其压力测量的功能。这种数字压力检测仪器仪表主要用做对气田监测点的压力的测量和监控, 一般情况下, 其准确度在0.2%-0.05%范围内的压力表可以满足气田开发的应用。比如, 一个产气量为100亿立方米的气田, 大概有2000多个压力测点, 可以根据具体情况来配置数量不等的压力表。测点少的可以配置一块压力表, 测点较多的则需要配置5-6块压力表, 平均下来每个测点要配置2块压力表。由此来看, 随着中国炼油工业的大发展及油气田规模的不断扩大, 必然会带动数字压力检测仪器仪表行业的发展。

四、油气并举作业的发展趋势

为了更好地适应油气并举的发展形势, 首先需要我们把技术创新作为重要的发展因素, 因为技术创新是石油工业的生命力, 能够带动全球能源格局的调整变化;其次应该树立“全球能源安全链”的理念, 因为在当今世界, 能源安全已经不仅仅是单纯的一个国家或一个地区的事情, 而是关系到供应安全与需求安全的大事, 只有各能源国、进口国和石油公司相互协作, 相互依赖, 才能形成一个紧密的安全链条, 不让任何一个影响到全局的环节出现问题, 从而很好地保证能源安全以及社会稳定。

另外, 随着原油市场化程度的逐步提高, 市场竞争越来越激烈, 油气勘探开发对象的地质条件日益复杂, 开发难度逐渐加大, 而现有的技术水平已不能完全满足油气勘探开发形势的需要和企业现状, 所以需要各油田公司加大对于科技创新项目的经费投资力度, 以便保障科技创新项目的顺利开展。

五、总结

综上所述, 全球能源系统的发展变化, 是天然气的发展速度加快, 油气并举的作为未来几十年石油开采中的主要作业方式, 需要各油田企业继续加大油气资源的开发开采力度, 积极探索有利效的工艺技术手段, 进而提高油气资源的开采效率, 为中国甚至社会的能源供应作出应有的贡献。

参考文献

[1]、克拉玛依油田油气并举应对能源多样化需求, 机械在线首页, 国际动态。

[2]、能源消费朝油气并举方向发展, 百度文库, 能源/化工。

[3]、霍永清、王亚民、方纪才等, 多产液化气和高辛烷值汽油MGG工艺技术, 中国乡镇企业信息, 1994年第19期。

油气开采技术 篇9

一、我国油气开采企业行业价值链分析

1. 油气开采企业产业价值链分析

段我国油气开采企业的产业价值链可以描为下图:

图中所示的地质勘探、钻井、油气开采和油气集输分别对应油气开采企业的四大价值活动, 这四大作业活动可以通过矩阵来表示:A=[a11 a12 a13 a14], 其中a11代表单位油气当量所产生的地质勘探作业量, a12代表单位油气当量所产生的钻井作业, a13表示油气开采作业量, a14表示油气集输作业量。这四大作业活动都是建立在一定的资源消耗基础上的, 所以在进行相关的企业成本核算的时候可以结合这四大作业活动将作业成本分为水电费、人工费、材料费、折旧费和其他支出这五大类。

2. 油气开采企业产业价值链数量模型的建立

通常情况下, 影响企业生产成本的因素除了企业内部的生产结构和管理因素, 企业外部的某些影响因素更加重要。如企业与产品供应商、客户与供应商以及客户与企业之间的关系等都会影响到企业的成本管理。企业的行业价值链就是用来表示企业与上下游之间的联系, 也就是企业与供应商以及客户三者之间的垂直关系。目前, 在我国的油气开采企业的工艺流程中, 地质勘探和开挖钻井两大作业活动都是由相应的工程技术服务公司负责完成的。但是, 由于技术和经济相联系, 使得这些作业活动所消耗的成本和产生的价值最终又都转移到价值链上。

通过对产业价值链的分析只能揭示各个价值环节的关系, 并不能实现各价值环节的优化。油气开采企业的产品一般有天然气和原油两种, 其中天然气占总产量的比例较小, 所以在成本油气产品成本核算时一般都将天然气产量折算成原油计量计算。也正是由于这个原因, 在建立油气开采企业内部价值链和产业价值链之间的数量模型的最终目的并不是为了核算油气产品的成本, 而是通过分析各个价值链之间的成本数据, 寻找各个价值活动之间的可优化项目。

3. 油气开采企业内部价值链分析

按照《竞争优势》中所提出的价值链理论, 联系油气开采企业的生产工艺和生产流程, 油气开采企业内部主要的价值活动有注水、油气加工、液化处理和井下勘探。油气开采企业内部的价值活动除了上述几个主要的开采工艺, 还包括成本管理、基础管理和人力资源开发与管理等辅助性价值活动。

企业的价值链是一个互相联系并影响的整体, 每条价值链都不可能实现在价值链系统中独立活动。所以企业内部的价值链分析的关键在于调节价值链各环节之间的关系, 要想降低产品成本提高产品价值, 就必须改善各个价值活动的量。根据油气开采企业内部四大价值活动可以建立一个新的矩阵:

根据这四大作业活动消耗的水电费、人工费、材料费、折旧费和其他支出这五大支出可建立以下矩阵:

其中的R的向量r11r12...r15分别表示各作业活动所消耗的资源数量, C矩阵表示其他支出的价格。因此单位

油气产量在各个作业活动所消耗的成本总和就可以用B, R, C三个矩阵的乘积表示。

二、我国的油气开采价值链数量模型实证分析

1. 企业产业价值链数量实证分析

地质勘探、钻井、油气开采和油气集输分别对应油气开采企业的四大价值活动, 其中油气集输由于是在地面上作业, 所以与其他三种价值活动之间的差异较大。以下主要分析地质勘探、钻井开挖和油气开采对企业生产成本的影响。

(1) 地质勘探与钻井开挖之间的关系

地质勘探是钻井开挖的前提, 地质勘探的结果对后期钻井开发和井下作业都有着重要影响。通过分析两者的成本数据并根据函数关系推导, 可以建立地质勘探和钻井开发之间的价值链数量模型。根据数量模型的计算显示, 在地质勘探和钻井开发这两个价值活动环节中还存在着巨大的优化空间。通过对该价值环节的优化可以实现降低油气生产总成本的目标, 将计算得出的最优解转化为地质勘探的作业量可以降低总的生产成本1.48元/吨原油, 换算成百分比下降比例为0.4%。

(2) 钻井开发和油气开采之间的关系

钻井开发是油气开采的基础, 钻井的开发质量将直接影响油气开采中的注水、液化和井下作业等活动有着重要影响。通过建立价值链数量模型, 钻井开发和油气开采环节存在着较大的优化空间, 通过将最优解转化为钻井开发的作用量和单位作业消耗的资源, 可以实现降低油气生产总成本的4.7%, 每吨原油价格可以降低大约20元。

2. 企业内部价值链数量模型实证分析

在注水、油气加工、液化处理和井下勘探这四个价值活动中, 各个价值链中都存在一定的联系。由于油气加工属于地面上作业, 对其他三项活动的影响较小, 所以下面主要探讨注水、液化和井下作业之间的关系。

(1) 注水和液化之间的关系

通过建立价值链数量模型, 根据计算结果得出油气开采企业的注水与液化作业环节存在着优化空间。通过将最优解转化为对注水作业的成本资源控制, 可以实现降低总生产成本的0.8%, 每吨原油价格降低约2.02元。

(2) 井下作业与液化之间的关系

井下作业的主要目的是维护油井的基础功能, 保证油井能够稳定运转, 井下作业的质量和效率对于油井生产有着重要的影响。通过建立价值链数量模型, 优化两者之间的成本关系, 可以降低油气生产成本4.01元/吨原油, 下降比例为1.7%。

结束语

通过上述的分析可以看出, 通过建立价值链数量模型可以优化油气开采企业产业价值链和内部价值环节之间的联系, 达到降低生产成本的目的。当然, 价值链数量模型所得到的最优解只是理论值, 如何实现最优解还需要通过充分考虑现实因素及进行系统分析。

参考文献

[1]严绪朝, 杨景民.为二十一世纪加油——中国石油工业提升国际竞争力报告[M].北京:企业管理出版社, 1999.