油气生产论文范文

油气生产论文篇1

关键词：技术创新；石油峰值；系统动力学

一、 理论概念介绍

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

[1]傅家骥.技术创新学.北京：清华大学出版社，1998.11:1-13.

[2]李明玉，李凯，郁培丽. Hubbert曲线系统动力学模型预测能力分析.系统工程，2009.2,2:102-108.

[3]张映红，路保平，尹秀琳. 修正Hubbert模型及世界石油产量临界点预测,石油学报，2009.1,30（1）：108-112.

[4]熊倩，冯连勇，唐旭，胡燕.全球变暖认识历程对石油峰值研究的启示.学术探讨，2008.8:47-49.

[5]汪孝宗.“石油峰值”之争.中国经济周刊，2009,34：27-28.

[6]董秀成，刘炳义，高建.中国石油企业技术创新管理理论与实践.北京：中国科学技术出版社，2007.8：1-10.

[7]翟光明.关于非常规油气资源勘探开发的几点思考[J].天然气工业, 2008, 28 (12): 1-3.

[8]胡文瑞.中国石油非常规油气业务发展与展望[J].天然气工业, 2008, 28(7): 5-7.

[9]胡文瑞，翟光明，李景明.中国非常规油气的潜力和发展.中国工程科学，2010,12（5）:25-29.

[10]张杰，金之钧，张金川.中国非常规油气资源潜力及分布.当代石油石化,2004.10,12(10):17-20.

[11]李明玉，李凯，郁培丽.hubbert曲线系统动力学模型预测能力分析.系统工程,2009.2,27(2):102-108.

[12]关德范.油气勘探,从“洗脑”开始.石油科技，2000.8：48―19.

[13] Tao Z P,Li M Y.System dynamics model of Hubbert Peak for China’s oil[J]. Energy Policy,2007,35(4):2281-2286.

[14]钱伯章. 我国将在2015年迎来石油峰值产量.26(2):4.

[15]凤凰网.中国2010年天然气原油产量2.03亿吨.finance.省略/news/20110120/3263088.shtml,2011-1-20.

作者简介：

尚文龙（1987-），男，汉族，甘肃宁县人，中国石油大学（北京）在读硕士，主要研究方向:管理科学与工程。

油气生产论文篇2

关键词：柴油机，气缸套，磨损规律

 

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.

[4] 陆耀祖主编.内燃机构造与原理.

 

油气生产论文篇3

[关键词]压裂气井；试气；压差；优化模型；闭合应力

中图分类号：TG851 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）17-0026-01

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。

参考文献

[1] 王鸿勋.水力压裂原理[M].北京：石油工业出版社，1987.

油气生产论文篇4

关键词 气体影响；泵效；汽油比；抽油井

中图分类号TE3 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2012）72-0084-02

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

1）高气液比抽油井，应先考虑采油工艺防气，采用柔性金属泵、气锚、加深泵挂深度等措施，减少脱气提高泵效；2）采油管理防气，应采用缩减防冲距、控套及井口安装油嘴等措施措施，摸索合理工作制度，提高泵效；3）“油嘴+控套”法对气体影响严重油井，实际应用效果良好，具有较好推广价值。

参考文献

油气生产论文篇5

关键词：油气资源；经济贡献水平；集聚度；储采比

中图分类号：F062.9 文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2014）06-0-01

未来经济的发展将是产业的发展，产业在促进经济增长中的作用在很多国家或地区已经表现出来。资源富集区的资源型产业对区域经济的影响尤为明显，陕西的油气资源产业为当地经济增长做出了巨大贡献，研究陕西油气资源产业现状有助于了解当前陕西油气产业的发展情况，为优化陕西油气资源产业发展和促进区域经济增长提供重要的理论依据。

一、陕西油气资源概述

陕西省地处我国西部，拥有丰富的石油天然气资源。油气资源储量巨大，据陕西省统计年鉴记载：2011年石油储量2.98亿吨，居全国第五，西部第二；天然气储量5478亿立方米，位居全国第四，西部第四 。随着石油勘探成果的不断增加，油气储量也随之增加。2011年陕西省全年开采石油3225.42万吨，天然气272.21亿立方米，在石油和天然气开采业中，年主营业务收入在2000万元以上工业企业有5个，创造价值1541.59亿元人民币，占比陕西省国民生产总值的10%以上。

二、陕西油气资源产业发展现状分析

1.集聚度分析

为了比较陕西省油气产业的集聚程度，本文基于区位熵方法，选择石油和天然气开采业、石油加工、炼焦及核燃料加工业和化学原料及化学制品制造业作为油气产业的细分行业，根据陕西与全国各省2012年统计年鉴整理计算各省油气产业产值及全国油气产业产值，然后再计算各省区位熵数值，为了便于观察比较，本文仅展示富有油气资源的16省份计算数据，其他省份由于资源极少，可以忽略不计。计算结果如下表1：

表1 全国主要省份油气资源产业产值区位熵

注：数据摘自2012年全国各省统计年鉴整理计算所得

从上表可以看出，陕西省油气资源产业产值区位熵大于1，说明陕西油气资源产业集聚程度高于全国平均水平，已经形成油气资源产业集群，具有较高的专业化。与其他省份比较，陕西油气资源产业产值区位熵仅低于新疆、甘肃、山东、天津、黑龙江、辽宁共六个省市，但高于全国其他省市。

2.产量分析

2011年我国石油生产量为20255.37万吨，天然气开采量1028.08亿立方米 ，其中陕西省全年开采石油3225.42万吨，开采天然气272.21亿立方米，分别占全国油气开采量的15.92%、26.48%，在全国各省份排名中石油产量全国排名第二，天然气产量全国排名第一，为我国油气资源需求提供了有力的保障。在历年的生产中，陕西油气资源产量一直高速增长，石油产量已经接近黑龙江省份，成为我国第二个大庆石油生产基地。陕西省原油加工量1962.57万吨，占全国原油加工量的4.39%，全国省份排名第8，原油本地加工率为60.84%，明显陕西油气资源产业集群发展下，油气资源本地加工率较低，高附加值的炼化生产链环节流向省外。

3.储采比分析

陕西油气资源储量巨大，2011年石油可开采储量29844.34万吨，天然气可开采储量5478亿立方米。作为我国油气资源重要省份，陕西油气产量逐年增加，2011年全年开采石油3225.42万吨，天然气272.21亿立方米，储采比分别为9.25、20.12即在油气可开采储量不变，且按照2011年的开采速度下去，陕西石油仅够开采不到10年，天然气也就只够开采21年。而全国石油储量323967.94万吨，天然气40206.41亿立方米，2011年油气开采量分别为石油20255.37万吨、天然气1028.08亿立方米，石油天然气的储采比分别为15.99、39.11，明显陕西油气资源开采枯竭早于全国平均水平，而且储采比过小，也就是说陕西油气资源产业面临严峻的油气资源耗尽的威胁。

4.经济贡献水平分析

陕西油气资源产业不但为国家提供了油气资源，而且为陕西经济发展做出了巨大贡献。2011年陕西油气资源产业的开采业总产值1541.50亿元，占全省GDP的12.32%；石油加工、炼焦及核燃料加工业总产值1658.38亿元，占全省GDP的13.25；化学原料和化学制品制造业总产值473.74，占全省GDP的3.79%；总共合计3673.61亿元，占全省GDP的29.36%。全国油气资源产业2011年产值472115亿元，占全国GDP的23.43%，其中油气开采业产值占全国GDP的2.73%，石油加工、炼焦及核燃料加工业产值占全国GDP的7.81%，化学原料和化学制品制造业产值占全国GDP的12.88%。陕西的油气资源产业经济贡献水平高于全国平均水平，上游开采业明显高于全国开采业经济贡献水平，石油加工、炼焦及核燃料加工业是全国对应行业经济贡献水平的快两倍，化学原料和化学制品制造业明显低于全国水平，而且与全国平均水平差距较大。

三、结论

本文通过对陕西油气资源产业现状的分析，发现陕西油气资源产业集聚度高，拥有高于全国水平的油气资源专业化水平；在产量上，陕西油气资源产业原油和天然气产量巨大，排在全国第一、二位置，但原油本地加工率较低，高附加值的石油加工业快一半依赖于省外，没能完全发挥油气产业的资源优势为本地经济发展做出贡献；陕西油气资源虽然丰富，但每年高额的开采量，加速了陕西油气资源的枯竭，明显陕西油气资源开采业的后续发展受到了严重的制约；在经济贡献水平方面，陕西油气产业对经济的贡献水平高于全国平均水平，但主要在于上游产业对经济的拉动，下游炼化产业与全国水平具有较大的差距。

参考文献：

[1]陕西省统计局.陕西统计年鉴[M].北京：中国统计出版社，2012.

[2]中国统计局.中国统计年鉴[M].北京：中国统计出版社，2012.

油气生产论文篇6

论文关键词：国外地质勘探会计，法律，借鉴

 

19世纪中叶，西方近代地质学传入中国，少数外国地质学者开启了我国地质调查工作，中国却没有设立自己的地质机构。1912年1月，孙中山在南京组建临时政府，当时在实业部矿务司下设立了地质科，成为我国第一个正式的地质工作机构。1913年2月，实业部矿务司地质科改为工商部矿务司地质科，同年6月，地质科改为地质调查所和地质研究所毕业论文ppt毕业论文模板，职责是既培养地质人才、研究人员和学生，又从事地质调查工作。

1922年1月27日，中国地质工作者成立中国地质学会，1923年我国第一个地方办的地质调查所――河南省地质调查所成立。以后，中央的地质调查所和地质研究所又曾隶属实业部、经济部。1928年地质研究所归入中央研究院。抗日战争期间，1940年前后，经济部设西南矿产勘测处和矿冶研究所。湖南、福建、广东、广西、江西、四川、西康等也先后设立了省级地质调查所。

以上是解放前，我国地质工作的概况和机构设置情况免费论文下载论文的格式。这时中国的矿产勘查取得了一定的成果，但总体上仍较薄弱。由于旧中国的经济社会发展水平低下，地质工作和矿产勘查工作发展缓慢，到新中国成立前37年，累计钻探进尺仅17万米，探明储量的矿产只有18种。另外，解放前地质工作者也发现了一些矿产基地，特别是延安的延长石油的勘查与开发，边区政府作出了重要贡献。尽管矿产勘查工作取得了一定成绩，但由于旧中国政治、经济、社会落后，矿产勘查工作受到了约束。

相比而言，国外的地质矿产勘查与开发工作取得了飞速的发展，各项事业成效显著毕业论文ppt毕业论文模板，而且法律法规也较为完善、成熟。由于地质矿产勘查与开发行业是发现和利用位于地表或地下的石油天然气等递耗性矿产资源的行业，该行业具有高风险、长跨度、资金密集、会计业务复杂等特点，这些特点主要体现在其上游活动，即勘探、开发、开采直到矿区废弃的活动。而其中的会计业务作为行业的基础除要考虑会计的专业性外，还应考虑地质矿产的高风险、资源稀缺性、收益波动性、开发专业性和行业高危性等特点。因此该行业的会计业务便显得尤为重要。鉴于矿产资源勘查开发行业的上述特点，国际上许多国家都制定了各自的石油天然气等采掘行业会计准则或相关指南。

美国是国际上最早对地质矿产勘查开发中会计问题进行研究的国家，其研究的成果也较为成熟、系统和深入，相关会计准则的制定也最早、较完善，对世界其他国家和地区的地质勘探行为中会计制度的制定以及相关准则的产生，有巨大而深远的影响作用。

早在20世纪初，美国就开始了对地质矿产勘查开发行业会计问题进行研究，但当时的研究范围还仅限于流体矿产资源开发会计――石油天然气会计的一些具体操作性问题，其研究的主要内容是以历史成本为基础的成果法 (Successfuleffortsmethod，简称SE)和完全成本法 (FullCostmethod，简称FC)的运用方式和使用范围的选择。60年代末，美国注册会计师协会(AICPA)了第11号《会计研究报告》(ARSNO.11)，建议基本上支持成果法。70年代初，AICPA下属的会计原则委员会(APB)了题为“石油工业会计报告实务”的专题报告，也基本支持成果法。直到以FASB于1975年的第9号财务会计准则公告(StatementsofFinaneialAeeountingstandards，简称SFAS)《所得税会计―石油和天然气生产公司(对APB第11号和第23号意见书的修正)》为标志。美国财务会计准则委员会(FASB)于20世纪70至90年代毕业论文ppt毕业论文模板，先后了六份与石油天然气会计有关的《财务会计公告》，其中最重要的两份准则，一是1977年12月的 SFASNo.19“石油天然气生产公司的财务会计与报告”，二是1982年的SFASNO.69“有关石油天然气生产活动的揭示”。

澳大利亚没有单独的地质勘探会计准则，但存在着管制采掘行业和石油天然气行业的联合准则。1989年澳大利亚会计准则理事会(AustralianAeeountingstandardsBoard)了《澳大利亚会计准则第1022号――采掘行业会计》和《澳大利亚会计准则第7号――采掘行业会计》，都称为《采掘行业会计》，且在技术上十分一致，不过，前者应用于公司企业，而后者应用于非公司报告主体。其主要涉及勘探开发成本的确认、计量、废弃成本的处置、摊销和收入确认等免费论文下载论文的格式。2004年，澳大利亚会计准则理事会为了使其准则与IFRS6趋同，在认SBIFRS6的同时也了与IFRS6对等的《澳大利亚会计准则第6号――矿产资源的勘探与评价》，取代了《澳大利亚会计准则第1022号――采掘行业会计》，但保留了澳大利亚采掘行业会计原有的一些特色。

加拿大没有一个独立的地质勘探行业上游活动会计准则。但是，1988年加拿大特许会计师协会(CICA)了一份可以看作是地质勘探行业会计指南的研究报告――《小型矿业公司(JimiorMiningcompanies)的财务会计与报告》，论述了小型矿业公司的财务会计与报告问题，主要涉及了矿产的资源勘探，而较少涉及开发。研究报告探讨了勘探和开发成本的资本化问题、矿产权益部分销售的利得和损失的确认问题、矿产权益的取得、矿产权益的放弃和销售、披露以及管理费用和股份发行成本等。1990年加拿大特许会计师协会(CICA)了名为“石油天然气行业完全成本会计”，主要涉及完全成本法在石油天然气勘探、开发和开采活动中的应用以及“油气资产”折旧、减值和转让利得、损失的确认等问题。

英国的石油天然气会计实务尽管受美国的影响较大，但亦有自己的特色。2001年6月7日由OLAC了一个实务建议公告《石油天然气勘探、开发、生产和废弃活动会计》毕业论文ppt毕业论文模板，该公告取代了1956年至1995年间的四个相关建议实务公告，目的是在英国一般公认会计原则框架下增进从事石油天然气勘探、开发与生产活动的公司财务报告的一致性。公告认为，全部成本法和成果法都是可接受的方法，并规定了两种方法下费用资本化的原则和上限减值测试的要求，还对风险分担协议、石油天然气开采活动、清理与废弃和其他权益变动等方面的会计处理，以及财务报表列报和披露作了规定。

从以上发达国家地质勘探行业中会计制度的制定，可以为我国相关行业会计制度提供借鉴，制定一份统一的地质矿产勘查开发行业会计准则是有必要的。该准则可采用历史成本原则下的成果法对勘探成本进行会计处理，而不是以估计的矿产资源资产价值为基础;充分考虑生产前成本的费用化或资本化;与矿物相关的成本的资本化与折旧;管理成本在不同经营阶段的归属;矿产资源资产资本化成本的折旧应使用产量单位法计提;矿产资源资产资本化成本的减值测试;矿物成本的确认与计量；动态销售收入如何确认等因素，充分考虑地质矿产行业的专业因素和行业经济因素，为行业发展提供科学、合理的会计准则。

参考文献：

[1]程江涛，司竹君.国土资源大调查中的地质调查项目的预算编制与会计核算.山东地质，2003（1）.

[2]王忠海.采掘行业上游活动会计准则问题研究.东北林业大学学位论文.2007.

[3]董杰.中国工业遗产保护及其非物质成分分析.内蒙古师范大学学报（自然科学版），2009（4）.

[4]李佳平,廖西蒙,彭友云.论会计工作组织形式在地质调查管理中的运用中国国土资源经济，2009（8）.

 

油气生产论文篇7

“油气增产技术与应用”是重庆科技学院石油与天然气工程领域专业学位硕士研究生培养方案中的一门专业学位课，针对国内外目前低渗油气藏、非常规油气藏，通过全面掌握国内外油气增产技术领域的新技术与新工艺及其成功案例，使学生对目前我国石油工业面临的油气增产技术领域的挑战有深刻的认识，准确把握油气增产技术领域的最新研究方向，帮助学生树立强烈的科研意识和创新思想，为寻找专业研究方向、确立课题切入点提供指导。本文首先分析了该课程及教学过程中存在的问题，然后从教学组织方式、教学资源、教学环境、师资队伍建设、课程考核方式等方面的改革展开探讨。

一、目前存在的问题

1.发展历程及改革目标。“油气增产技术与应用”在重庆科技学院一直为本科生的重要课程内容（课程名称为采油工程II），由教学团队进行集体协同教学。2014年，学校招收硕士研究生以后，结合重庆科技学院研究生培养的目标和特色，将本门课程作为专业学位课开设。通过课程改革，进一步探索完善学校工程硕士研究生“2461”人才培养模式，加强与校内外专家的合作与交流，不断提高教学团队的工程实践能力；把油气增产技术领域的最新发展成果引入教学实践，强化实践教学；组建学生学习团队，改进教学方法和教学体系，着力培养学生的科研意识、团队意识，积极思考，乐于实践；加强教材或者电子读物的建设，跟踪技术前沿，适时更新教材内容。

2.目前存在的主要问题。（1）缺乏专业教材。专业学位硕士是我国研究生教育的一种形式，是从2009年开始，由教育部提出的实行全日制培养的硕士类型[1，2]。目前工程应用型硕士（专业学位硕士）研究生仍处于起步和探索阶段，特别是石油与天然气类专业缺乏相关专业教材，可借鉴的系统专著也较少。传统教材注重基本原理和方法，主要针对学术型硕士的培养，而缺少应用方面的教学内容。即便传统教材中出现了应用实例，也基本与现场实际应用情况出现较大的脱节，无法达到培养国家亟需应用型人才的目的。“油气增产技术与应用”课程是一门工程性极强的应用课程，目前研究生教材极少，而且仍然注重水力压裂、酸化的基本原理，对于各种新工艺的介绍、优化过程较少，也极少涉及目前国内外现场应用的典型案例。（2）校企联合培养机制不健全。专业学位硕士研究生培养的目的在于直接应用于企业，培养结果是否合格的最终标准在于是否适合企业的需求。因此，专业学位硕士研究生培养的关键之一在于实行校企联合培养，而校企联合培养机制是否健全是衡量联合培养成效的一大标准。目前重庆科技学院乃至国内其他石油类高校均不同程度地与石油企业开展了研究生联合培养合作，但由于起步较晚，联合培养机制均不健全。例如，研究生实践基地、研究生联合培养工作站、企业导师等合作培养不够深入，缺乏专门的制度进行规范管理。（3）现场实践应用要求高，校内理论教师教学难度大。校内教师主要擅长理论教学，而“油气增产技术与应用”课程重在让研究生掌握与现场最为贴近的实际应用、较新的工艺技术，师资结构将影响本门课程教学效果。随着油田企业对复合型专业技术人才要求的不断提高，单一的学校导师教学缺乏与现场生产交流互动，缺乏对现场生产难题的把握，课程方案与生产实际存在较大的偏差。（4）教学模式需适应专业学位硕士培养要求。随着油田企业对复合型专业技术人才要求的不断提高，单一的学校导师教学缺乏与现场生产交流互动，缺乏对现场生产难题把握，课程方案设计与生产实际存在较大偏差，不利于学生解决增产工程技术问题的能力和科研创新能力的培养。

二、课程教学改革思路

1.教学组织方式改革。该课程教学的组织方式包括四大部分：基本理论课、现场实践、协同学习、撰写课程论文。基本理论课将综合运用现代教育技术，制作涵盖课程全部教学内容的多媒体课件。现场实践包括现场新技术新工艺施工学习、技术研讨、专题调研、施工方案编制。协同学习除了平时课堂的提问、抽查、讨论以外，还可组建学习团队开展协同学习（专题讨论、专题调研等），目的是通过学生的自主学习，培养学生的自学能力，促进个性化的能力发展。撰写课程论文注重学生加深对知识的应用，同时采取团队协同教学，即教学团队由校内外专家组成，校内完成教学量的80%，20%由校外?＜彝瓿桑?均根据自身专长作专题讲授，以强化学生的工程实践能力的培养。

2.实时更新教学资料来源，编写校内教材。《国外油气田工程》、国内外年度十大科技进展、国内外的年度科技发展公告以及国内外各类期刊资料，保证教学内容的系统性、传承性和先进性。同时，组织课程组教师（包括校外指导教师），收集当前油田使用的最新增产工艺技术，在不涉密的情况下，将现场最新资料重新整合编写进校内教材。教材中，增加现场应用技术案例比例，重点体现新工艺、新方法的适用条件、优化方法、效果评价方法；同时，给出现场实施过程中存在的问题和解决方法，设定可能出现的问题供学生交流讨论。

3.充分利用好学校在培养工程应用型人才领域培养的工程环境和条件。（1）重庆科技学院与中国石油共建石油与天然气工程实践教学基地，真实地教学环境和条件能够直观讲述新工艺、新技术的应用，但本科教学期间更多地注重展示，实操和问题解决的环节较少。为了将现有条件更加充分地应用，可增加实操和解决问题环节，去掉流程展示环节的实训。（2）目前石油科技馆已基本建成，馆内以虚拟仿真教学科研实验设备为主。其中，酸化压裂实训仿真操作平台、井下工具教学实训设备均可以实现虚拟仿真模拟，可以模拟酸化压裂过程中的工具、工艺操作，设置故障。（3）校外研究生工作站。目前企业与重庆科技学院共建研究生工作站8个，为了进一步用好校外工作站，学校与相关企业进一步签定合作协议，制定了更加详细的工作站管理制度。每年向校外工作站派出研究生开展校外实习，特别是油田企业研究院，让研究生参与研究院的研究工作，直接参与现场应用和科学研究，提高硕士研究生的工程应用能力，着力打造应用型研究人才。

4.进一步加强教师队伍的建设。通过培养、进修、引进等方式建设一支年龄结构、知识结构合理的、学术水平高、教学能力强、团队精神好的具有较强工程实践能力的教师队伍。既要真正实现既学习知识，又为学生寻求深化专业研究方向、确立课题切入点提供指导的目的，同时也促进了教师与企业生产现场的结合，促进了教师工程实践能力不断提升。

5.探索“双语教学”。本课程的显著特点是紧跟国内外油气开采技术前沿，资料来源多为英文文献。但目前，研究生的外语水平总体情况不高，采用“双语教学”时会带来一些语言上的困难，因此要在实践中摸索一条适合于重庆科技学院研究生实际情况的“双语教学”的路子。

三、结语

油气生产论文篇8

关键词：粗苯回收率；温度；影响

中图分类号：S220.8 文献标识码：A 文章编号：

前言：影响粗苯回收率的因素很多，如：吸收操作温度、洗苯塔前煤气中苯含量、吸油含苯量、循环洗油分子量、塔器构造及煤气流速、化验误差等，本文通过近期粗苯回收率波动，对各个因素进行了综合分析，说明在生产实践中，环境温度对粗苯回收率也产生影响。

1.吸收操作温度给吸苯带来的影响。

按照粗苯吸收理论，煤气在常温下（ 22-26℃），循环洗油温度在28-30℃，即循环洗油温度略高于煤气温度3-5℃时，吸苯推动力不但最高而且能防止煤气中的水分进入循环洗油，防止洗油含水过高降低洗苯效率。回收率是评价吸苯操作的重要指标，先看3月份粗苯的回收率明细表可以得出一些结论：

表1-1

从表1-1中表红色为当天回收率最高的班次，共16次，其中在夜班有10次，早班有4次，中班有2次。故回收率最高的班次依次为：夜班62.5%，早班25%，中班12.5%。

2.洗苯塔前煤气中的苯含量给洗苯带来的影响。

洗苯塔前煤气中的苯含量一般在25-45g/m3,而我厂的洗苯塔前煤气中苯含量约为23.14 g/m3，相对较低。一般说配合煤的挥发份越高，煤气中化产品的量越大。这与我焦化厂配合煤的高挥发份（35%左右）背道而驰。这种情况下只能说明存在三类因素降低了煤气中的苯含量：1）各单种煤本身高温干馏后产生焦油、氨、硫化物等较多，产生苯含量较少；2）装入炭化室煤饼的高度不够，使得荒煤气在炉顶空间停留时间过长，煤气中苯族烃发生裂解；3）调火工作欠佳，使得焦炉出现高温号，导致炉顶空间温度过高（超过850℃），煤气中苯族烃发生裂解。鉴于此，2月份技术科进行了排查，发现煤饼高度在5.2-5.3m（合适）,在三分之二结焦时间的时候炉顶空间温度在740℃左右（满足工艺要求），就只剩下单种煤的质量了，故推断与我炼焦一、二线生产的焦炭种类及配合煤更换过频有关。当然这是一个必然因素，不是这段时间粗苯回收率出现波动的主要因素。

3.洗油含苯量对粗苯回收率的影响。表1-2

按粗苯回收理论，循环洗油中粗苯的含量超过0.5%时，洗苯效率就会下降。结合表1-2和表1-1发现循环洗油中苯含量过高时对当班和下一班影响较大。

4.洗油循环量及分子量对粗苯回收率的影响。

根据上述第一条结论，到了白天在冷却水量不变的条件下，要降低循环洗油的温度势必降低循环洗油的流量，使得洗油在洗苯塔内喷淋密度降低，进而导致中班洗苯效率效率下降。

在2月12号左右新洗油基本用完，采购部不能及时将洗油送到我化产车间，使得循环洗油坚持使用，使得洗苯塔阻力上升至1.1kpa左右，3月初用热贫油洗涤调节，但效果不明显，这也是近期导致洗苯效率下降的主要原因。

5.洗苯塔的构造和煤气流速及流量。

不是近期粗苯回收率波动的主要原因。

化验数据 ― 必然误差带来的影响。