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(nèi)心深處的真相，好投稿為您帶來了七篇油氣生產(chǎn)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(chuàng)作。

篇(1)

1功能模塊設(shè)計

油氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)管理軟件有三個功能模塊：數(shù)據(jù)采集與存儲、數(shù)據(jù)查詢與導出、系統(tǒng)設(shè)置。數(shù)據(jù)采集與存儲：通過ActiveX控件獲取進口DTU上傳的數(shù)據(jù)，然后根據(jù)系統(tǒng)設(shè)置中的數(shù)據(jù)結(jié)構(gòu)對數(shù)據(jù)進行解碼和校驗。將數(shù)據(jù)存儲于數(shù)據(jù)庫對應表中，并同時將數(shù)據(jù)寫入Dun-dasChart控件，重新繪制對應井的曲線。數(shù)據(jù)查詢與導出：通過井號、起始時間、結(jié)束時間等關(guān)鍵字段，進行組合查詢，查詢的結(jié)果以報表和曲線形式呈現(xiàn)，可以對數(shù)據(jù)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(shù)據(jù)。系統(tǒng)設(shè)置：為其它模塊正常運行提供基礎(chǔ)參數(shù)，包括生產(chǎn)數(shù)據(jù)管理軟件使用的網(wǎng)絡(luò)IP、偵聽端口號、DTU注冊ID、DTU通訊密碼、DTU對應的井號、實時監(jiān)控的范圍、告警閥值、數(shù)據(jù)結(jié)構(gòu)（數(shù)據(jù)解碼與校驗）、數(shù)據(jù)庫備份與還原、用戶名和密碼以及擁有的權(quán)限。

2數(shù)據(jù)庫設(shè)計

數(shù)據(jù)庫設(shè)計遵循第三范式的規(guī)則，數(shù)據(jù)表中的每一列數(shù)據(jù)都和主鍵直接相關(guān)，使得數(shù)據(jù)冗余度較低，數(shù)據(jù)庫結(jié)構(gòu)合理。數(shù)據(jù)庫包括五張數(shù)據(jù)表：生產(chǎn)數(shù)據(jù)、DTU參數(shù)、生產(chǎn)井信息、用戶信息、本系統(tǒng)參數(shù)。生產(chǎn)數(shù)據(jù)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(shù)表的主要字段為：DTU注冊ID、電話號碼、網(wǎng)絡(luò)協(xié)議、網(wǎng)絡(luò)IP、端口號、登錄時間、更新時間、工作狀態(tài)等。生產(chǎn)井信息的主要字段為：井號、DTU注冊ID、生產(chǎn)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(quán)限等。

3曲線設(shè)計（顯示沒一點的值）

采用DundasChart控件為生產(chǎn)數(shù)據(jù)管理軟件提供先進的數(shù)據(jù)可視化功能。利用DundasChart控件創(chuàng)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(shè)計上采用不同風格，以便使用者快速區(qū)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(shù)據(jù)時，首先刪除最早的數(shù)據(jù)，然后添加新的數(shù)據(jù)點，始終保持最近五個數(shù)據(jù)點的曲線。歷史曲線根據(jù)查詢結(jié)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(shù)據(jù)時，歷史曲線會重新繪制。生產(chǎn)數(shù)據(jù)管理軟件最多同時顯示六口井的實時曲線，同時監(jiān)控所有井的狀態(tài)；當生產(chǎn)數(shù)據(jù)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(xiàn)

篇(2)

關(guān)鍵詞：油氣管道工程建設(shè)；管理；創(chuàng)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(shè)迎來了大發(fā)展，也面臨著嚴峻挑戰(zhàn)。一是管道建設(shè)規(guī)模不斷擴大，從小規(guī)模單一管線向項目群發(fā)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(zhuǎn)變；三是管道建設(shè)隊伍多元化，呈現(xiàn)多行業(yè)、多兵種等特點。凡此種種，使得管道建設(shè)任務(wù)繁重，建設(shè)管理難度加大。

二．建設(shè)項目管理理念的創(chuàng)新

從目前來看，傳統(tǒng)的建設(shè)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(shè)發(fā)展的需要。特別是隨著中國石油建設(shè)綜合性國際能源公司戰(zhàn)略的推進，如何進一步創(chuàng)新管理理念，理順管理機制，優(yōu)化資源配置，科學組織生產(chǎn)，使天然氣與管道業(yè)務(wù)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(shè)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(huán)境、尊重政府、尊重群眾、尊重建設(shè)力量”，工程建設(shè)中的所有的活動都要符合這一理念的基本要求，指導領(lǐng)導指揮人員和建設(shè)人員的行為。首先在建設(shè)工程的規(guī)劃階段和線路選擇上，要與政府各相關(guān)部門協(xié)商并考慮到沿線群眾的生產(chǎn)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(qū)和經(jīng)濟發(fā)達的鄉(xiāng)鎮(zhèn)；此外還要考慮到環(huán)境的影響和污染，管道建設(shè)要慎重考慮所經(jīng)之地的自然地理環(huán)境，尤其是地質(zhì)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(qū)、滑坡泥石流易發(fā)區(qū)等，在建設(shè)工程實施之前一定要制定詳細的環(huán)境污染評價報告書，對可能造成的污染和相關(guān)解決措施都詳細研究并報有關(guān)部門審批。總之，油氣管道工程的線路選擇和工程規(guī)劃一定要落實尊重的理念，保障各方的利益，做好協(xié)調(diào)善后工作；盡量降低風險系數(shù)，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(huán)境，減少對自然植被和經(jīng)濟發(fā)達區(qū)的占地等。

三. 管理的創(chuàng)新

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

1. “建管分離”：體制創(chuàng)新帶動管理創(chuàng)新

管道建設(shè)項目經(jīng)理部成立一年來，不斷完善組織機構(gòu)建設(shè)，以架構(gòu)清晰、職責明確、體系完備、流程順暢為原則，以體現(xiàn)專業(yè)化管理，涵蓋管道建設(shè)全過程，有利于履行監(jiān)督、服務(wù)、支持、保障職能為基礎(chǔ)，進行了扁平化矩陣式的組織架構(gòu)設(shè)置，確立了一級管理的運行模式。

為促進項目群建設(shè)實現(xiàn)多維協(xié)調(diào)、快速反應和高效管理，按照集團公司建管分離和統(tǒng)一組織領(lǐng)導、統(tǒng)一工作方法、統(tǒng)一工作標準、統(tǒng)一工作程序的要求，管道建設(shè)項目經(jīng)理部堅持前期籌建與項目建設(shè)、體系建設(shè)與項目群管理、機構(gòu)組建與隊伍建設(shè)、項目組織實施與黨風廉政建設(shè)“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(shè)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(shè)平穩(wěn)進行。

2. 加強設(shè)計創(chuàng)新的管理

設(shè)計是工程建設(shè)的靈魂，設(shè)計應當由勘察人員與設(shè)計部門共同組建設(shè)計聯(lián)合體，運用現(xiàn)代項目管理軟件共同完成。設(shè)計方案應當有序完成，從初步設(shè)計到施工設(shè)計，所以這一過程中也需要加強管理，對工程的各個階段設(shè)計要確保科學性和可行性，保障工程項目的順利完工。此外，設(shè)計聯(lián)合體還應當對需要選用的設(shè)備、材料和相關(guān)標準和規(guī)格做出詳細報表，協(xié)助采購單位選購質(zhì)量合格的工程材料，如有需要設(shè)計單位應當派專業(yè)人員參與技術(shù)、材料采購的談判，對相關(guān)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(guān)技術(shù)已經(jīng)落實，設(shè)計圖紙經(jīng)過審查可用，工程設(shè)備經(jīng)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(jié)，就是在焊接、管線布置等方面都要有執(zhí)行監(jiān)理進行監(jiān)督，保證每道工序都按照標準實施，并在施工中貫徹好監(jiān)督管理，及時糾正違規(guī)操作。施工管理中可以配套相應的獎懲機制，激勵建設(shè)單位以最優(yōu)的成果來完成施工這一主要環(huán)節(jié)。

四．對策。

1. 提高認識，加強領(lǐng)導。開展油氣管道安全生產(chǎn)事故防范創(chuàng)新體系建設(shè)，是彌補安全生產(chǎn)薄弱環(huán)節(jié)，防范生產(chǎn)安全事故發(fā)生的重要措施，對于構(gòu)建該縣油氣管道安全管理長效機制，保障人民生命財產(chǎn)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(lǐng)導，強化宣傳動員，營造工作氛圍，切實把油氣管道安全生產(chǎn)事故防范創(chuàng)新體系建設(shè)工作擺在重要位置上來抓。

2. 制定計劃，落實責任。各有關(guān)部門要根據(jù)本方案制定油氣管道安全生產(chǎn)事故防范創(chuàng)新體系建設(shè)工作計劃，圍繞工作任務(wù)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(xié)同，務(wù)求實效。有關(guān)部門要加強溝通和協(xié)調(diào)，強化工作聯(lián)動；要深入基層、深入企業(yè)，開展工作調(diào)研，努力掌握第一手資料，力求發(fā)掘和攻克油氣管道安全生產(chǎn)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(chǎn)事故防范創(chuàng)新體系建設(shè)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(zhì)量方可保障。管道建設(shè)項目經(jīng)理部從源頭抓起，嚴格執(zhí)行準入制度和退出機制，嚴把承包商隊伍資質(zhì)關(guān)、HSE業(yè)績關(guān)、人員素質(zhì)關(guān)、現(xiàn)場監(jiān)督關(guān)、施工管理關(guān)，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(jiān)理和EPC主管業(yè)務(wù)系統(tǒng)進行統(tǒng)籌監(jiān)管。

5. 統(tǒng)一工程管理，落實到設(shè)計、施工和監(jiān)理的各環(huán)節(jié)。油氣管道工程量浩大，所以存在施工中向下發(fā)包的情況，而發(fā)包單位往往不具有大型工程建設(shè)的資質(zhì)和經(jīng)驗，施工質(zhì)量也沒有有效的保障；監(jiān)理單位和人員也存在水平有限的問題，個別監(jiān)理人員執(zhí)行素質(zhì)不高會嚴重影響工程最后的質(zhì)量。

五．結(jié)束語

雖然我國已基本建立了油氣管道的監(jiān)管機制，但是還不夠完善，存在政府部門監(jiān)管職能交叉、央企與地方政府利益沖突、企業(yè)責任主體不落實、應急響應水平低、協(xié)調(diào)機制不健全等問題。由于我國在管道安全技術(shù)方面起步晚、基礎(chǔ)薄弱，創(chuàng)新能力不足，關(guān)鍵技術(shù)和設(shè)備主要依靠國外。因此，應加強管道安全技術(shù)研究，建立管道基礎(chǔ)信息數(shù)據(jù)庫、實現(xiàn)關(guān)鍵技術(shù)國產(chǎn)化。因此我國應大力發(fā)展創(chuàng)新型道路，重視人才的培養(yǎng)，著重于油氣管道的創(chuàng)新，并將創(chuàng)新應用于實際工作中，促進管道建設(shè)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(shè)項目管理創(chuàng)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(shù)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(shè)項目管理創(chuàng)新與應用. [期刊論文] 《中國新技術(shù)新產(chǎn)品》 -2013年3期

篇(3)

[關(guān)鍵詞]潛山 儲集特征 遼河斷陷灘海區(qū)

[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(qū)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(zhì)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(qū)內(nèi)油氣資源豐富，構(gòu)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(guī)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(fā)育程度，所以探討潛山孔縫發(fā)育規(guī)律、尋找孔縫發(fā)育帶是潛山油氣藏研究的關(guān)鍵問題。

1潛山油氣藏勘探進展及研究現(xiàn)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(chǎn)量高，正受到國內(nèi)外石油地質(zhì)學家的高度重視，而潛山油氣藏的研究是隨著其勘探開發(fā)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(qū)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(xiàn)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(chǎn)量高，正受到國內(nèi)外石油地質(zhì)學家的高度重視，而潛山油氣藏的研究是隨著其勘探開發(fā)進展而進行的。

1.2.1國內(nèi)潛山油氣藏勘探進展

我國最早發(fā)現(xiàn)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(zhì)砂巖，潛山高度500 m，潛山項部風化殼較發(fā)育。渤海灣盆地不僅是我國東部盛產(chǎn)油氣的地區(qū)之一，而且以其富集高產(chǎn)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(zhuǎn)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(xiàn)狀

潛山油氣藏的早期研究多為已發(fā)現(xiàn)油藏的坳陷或盆地的區(qū)域地質(zhì)研究，其后則側(cè)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(fā)現(xiàn)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(guī)律，沒有形成一個系統(tǒng)理論。1960年，近年來，隨著潛山油氣勘探形勢越來越緊迫，國內(nèi)外涌現(xiàn)了許多成型的潛山儲層研究技術(shù)和手段，如高分辨率地震勘探技術(shù)、地應力預測技術(shù)、5700測井成像技術(shù)、多地震屬性預測技三維可視化技術(shù)等，使?jié)撋絻宇A測研究日益深化、完善。這些新技術(shù)、新方法及新理論成藏動力學、含油氣系統(tǒng)的提出和應用，使?jié)撋接蜌獠匮芯刻岣叩搅艘粋€新高度。

2變質(zhì)巖儲層

2.1儲集空間類型

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

（1）構(gòu)造裂縫：太古宙巖石經(jīng)受頻繁構(gòu)造活動，形成構(gòu)造裂縫創(chuàng)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(gòu)造裂縫創(chuàng)造了良好條件。據(jù)遼河斷陷變質(zhì)巖潛山研究表明1mm，構(gòu)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(guī)則，開度多在l mm以上，延伸長；斜交裂縫（夾角在15o～75o之間）數(shù)量多，在構(gòu)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(zhì)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(fā)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(tài)，潛山頂部風化孔縫發(fā)育。多表現(xiàn)為裂縫錯綜，密度較大，網(wǎng)狀形態(tài)分布，多為溶縫式風化淋溶裂縫。

（3）溶孔：溶孔在變質(zhì)巖儲層分布不普遍，發(fā)育程度差，大小不等，主要有粒間溶孔、晶內(nèi)溶孔、蝕變?nèi)芸椎取?/p>

2.2儲層裂縫物性分析

2.2.1物性分析

有關(guān)資料顯示，變質(zhì)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(guān)性分析，顯示裂縫開度與孔隙度關(guān)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(zhì)巖潛山油藏的試井資料到生產(chǎn)井的試采資料也都反映儲層產(chǎn)能與孔度關(guān)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(chǎn)和較大的地質(zhì)儲騷。顯示滲透率與孔喉半徑存在較為明顯的線性關(guān)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(zhì)巖儲層性質(zhì)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(qū)碳酸鹽巖儲集空間比較復雜，根據(jù)成因、形態(tài)，其儲集空間大致有以下幾類：

3.1.1構(gòu)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(zhì)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。可見后裂開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(fā)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(wǎng)狀分布、縫擘不規(guī)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(guī)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(chǔ)上局部溶蝕擴大而成。

參考文獻

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

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論文關(guān)鍵詞： 油氣儲運；設(shè)備管理；維護工作

論文摘要： 隨著我國經(jīng)濟建設(shè)及科學技術(shù)的高速增長，油氣儲運的發(fā)展規(guī)模不斷擴大，油氣儲運設(shè)備在油氣儲運上的地位也日益顯著。加強油氣儲運設(shè)備管理與維護，是改善油氣儲運工作a條件，提高儲運質(zhì)量和經(jīng)濟效益的保障。本文從要定期給設(shè)備進行體檢；加強壓縮機各主要部件的定期保養(yǎng)和維護；油氣儲運設(shè)備管理要實行“三定”制度；加強油泵日常維護與保養(yǎng)；管理日常化，維護保養(yǎng)經(jīng)常化等方面就如何加強油氣儲運設(shè)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(yè)內(nèi)部它是聯(lián)接產(chǎn)、運、銷各環(huán)節(jié)的紐帶，包括礦場油氣集輸及處埋、油氣的長距離運輸、各轉(zhuǎn)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(jīng)濟建設(shè)及科學技術(shù)的高速增長，油氣儲運的發(fā)展規(guī)模不斷擴大，油氣儲運設(shè)備在油氣儲運上地位也日益顯著。加強油氣儲運設(shè)備管理與維護，是改善油氣儲運工作條件，提高儲運質(zhì)量和經(jīng)濟效益的保障。

1 如何加強油氣儲運設(shè)備管理與維護工作

1.1 要定期給設(shè)備進行體檢

為了延長設(shè)備“壽命”，在設(shè)備管理上，我們應該實行每月定期“體檢”，增強設(shè)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(shè)備的安全管理工作，每個月對所有運行設(shè)備的振動情況都要進行一次檢測，檢測任務(wù)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(shè)備單獨核實，及時反饋給油氣儲運公司，油氣儲運公司根據(jù)檢測結(jié)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(shè)備設(shè)施的安全平穩(wěn)運行。

1.2 加強壓縮機各主要部件的定期保養(yǎng)和維護

壓縮機是油氣儲運中的重要設(shè)備。為了使壓縮機能夠正常可靠地運行，保證機組的使用壽命，需制定詳細的維護計劃，執(zhí)行定人操作、定期維護、定期檢查保養(yǎng)，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(tǒng)內(nèi)的壓力都已釋放，與其它壓力源已隔開，主電路上的開關(guān)已經(jīng)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(huán)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(nèi)。操作時將主機入口封閉，操作完畢后，要用手按主機轉(zhuǎn)動方向旋轉(zhuǎn)數(shù)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(diào)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(shè)備管理要實行“三定”制度，維修要及時

實行“三定”制度，主要設(shè)備實行定機、定人、定崗位制。每臺設(shè)備的專門操作人員必須經(jīng)過培訓和考試，獲得“操作合格證”之后才能操作相關(guān)的設(shè)備；在采用多班制作業(yè)，多人操作設(shè)備時，要執(zhí)行交接班制度；對于新購或經(jīng)過大修的設(shè)備，必須經(jīng)過磨合期的試運轉(zhuǎn)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(huán)境、氣候等安全生產(chǎn)要素有詳細的了解，確保設(shè)備使用的安全。

設(shè)備在使用過程中，不可避免地會出現(xiàn)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(shè)備的使用性能，縮短使用壽命，甚至釀成事故。當設(shè)備必須送修時，絕不能允許帶病作業(yè)，但是在沒有場地、設(shè)備等必要的條件下，切勿勉強拆修，以切實保證修理質(zhì)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(chǎn)的特點，設(shè)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(shè)備發(fā)生故障而進行的定期檢修業(yè)務(wù)，定期檢查和維修保養(yǎng)，以查明和消除隱患，目前普遍采用的是依據(jù)設(shè)備的大修和二、三級保養(yǎng)，同期對其進行定期維修的方法。故障后的排障維修是在設(shè)備出現(xiàn)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(yǎng)

油泵是一種理想的油氣循環(huán)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(jīng)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(xiàn)任何蓄熱現(xiàn)象。不許用輸入管上的閘閥調(diào)節(jié)流量，避免產(chǎn)生氣蝕；

第三，泵不宜在低于30%設(shè)計流量下連續(xù)運轉(zhuǎn)，如果必須在該條件下運轉(zhuǎn)，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(fā)現(xiàn)異常狀態(tài)時，應及時處理；

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

第六，經(jīng)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(yǎng)經(jīng)常化

在建立機制的基礎(chǔ)上，我們把維護保養(yǎng)的內(nèi)容和標準溶解到設(shè)備管理活動當中去，使維護和保養(yǎng)工作做到有質(zhì)、有量、有形、有效的開展，做到設(shè)備維護保養(yǎng)工作經(jīng)常化。為了鞏固和保持設(shè)備維護保養(yǎng)的標準，我們在設(shè)備管理上嚴格執(zhí)行交、接制度，做到“五交、三不交”。五交是：交生產(chǎn)和工作情況的同時，交設(shè)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(shè)備事故沒處理完不交；設(shè)備問題不清楚不交；設(shè)備衛(wèi)生不達標不交。

2 結(jié)論

油氣儲運設(shè)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(jīng)濟利益，強化管理，加大創(chuàng)新管理力度，才能不斷提高油氣儲運設(shè)備管理及維護的水平，才能取得較好的經(jīng)濟效益和社會效益。

參考文獻

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

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

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

篇(5)

關(guān)鍵詞： 相干體； 正演； 產(chǎn)能建設(shè)； 產(chǎn)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(gòu)造西部，是文南油田地區(qū)增加動用儲量的有利地區(qū)目標之一。文西經(jīng)過近三十年的開發(fā)，共發(fā)現(xiàn)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(qū)的滾動評價，并相繼鉆探了多口探井，但獲工業(yè)油井由于油層單一，產(chǎn)能低，雖然取得了一定的鉆探效果，但沒有發(fā)現(xiàn)規(guī)模油藏。這一方面顯示了該區(qū)仍具有較大的勘探開潛力，另一方面也表明該區(qū)存在著一定的地質(zhì)難題有待于攻關(guān)。

1.2文西斷裂帶勘探開發(fā)存在的主要問題

1.2.1斷裂體系復雜、構(gòu)造落實程度低

文西地區(qū)構(gòu)造活動強烈，多期次構(gòu)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(gòu)造異常破碎、復雜多樣，造成區(qū)域構(gòu)造規(guī)律性把握不清，構(gòu)造落實程度低[1]。

1.2.2油氣成藏規(guī)律認識難度大，勘探風險大

文西地區(qū)構(gòu)造復雜，斷層發(fā)育，油藏控制因素不十分清楚，油氣成藏規(guī)律認識難度大。并且該區(qū)已探明的油氣藏含油層段分散，含油高度小，規(guī)模小，油(氣)水關(guān)系復雜，造成了該區(qū)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(qū)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(fā)育不穩(wěn)定，縱橫向上變化大，砂體空間展布規(guī)律難以把握，儲量豐度低，開發(fā)成本高，開發(fā)難度大。

2 研究的主要內(nèi)容

2.1開展區(qū)域構(gòu)造整體研究，分砂組精細評價

文西地區(qū)特殊的地質(zhì)條件，造就了文西構(gòu)造復雜多樣、差異巨大。把文西斷裂帶作為整體構(gòu)造單元進行研究評價，研究構(gòu)造的發(fā)展演化和斷裂格局，從宏觀上把握整體規(guī)律，有效地指導了局部構(gòu)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(gòu)造精細研究，認清了文123塊地層傾向扭轉(zhuǎn)，從而發(fā)現(xiàn)兩個局部高點，對后續(xù)井網(wǎng)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(guī)律

文西地區(qū)儲層整體比較發(fā)育，但連續(xù)含油層段小，儲層變化大，儲層的分布發(fā)育對油氣藏的形成和儲量的品質(zhì)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(jù)，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(qū)沙三一、二段的主要儲集體為三角洲前緣環(huán)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(wěn)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(qū)三維地震數(shù)據(jù)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(jié)果。

2.3開展油藏綜合評價，優(yōu)選富集區(qū)塊

文西地區(qū)緊鄰柳屯―海通集洼陷，是油氣的主要指向地區(qū)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(tài)，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(qū)油氣富集地區(qū)。

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(wěn)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(fā)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(fā)的緊密結(jié)合，按照“整體部署、分批實施、跟蹤研究、及時調(diào)整”的原則，加快探明儲量向產(chǎn)能的快速轉(zhuǎn)化，提高勘探開發(fā)總體經(jīng)濟效益。

2.4.1開展整體方案概念設(shè)計，指導一體化滾動勘探開發(fā)

按照“探、評、建”一體化的思路，根據(jù)文123塊構(gòu)造特點和油氣富集規(guī)律研究結(jié)果，對文123塊沙三中1-2鹽間油藏進行滾動勘探開發(fā)方案整體概念部署。

方案初步估算區(qū)塊含油面積0.8km2，油層厚度15m，估算石油地質(zhì)儲量70×104t左右，采用200-230m的不規(guī)則三角井網(wǎng)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(xiàn)區(qū)塊快速建產(chǎn)

根據(jù)文123塊沙三中2油藏的概念設(shè)計，按照滾動評價井鉆探構(gòu)造高部位揭示油藏、油藏評價井落實產(chǎn)能和儲量、開發(fā)井進行產(chǎn)能建設(shè)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(yōu)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(jù)文123塊沙三中2油藏的概念設(shè)計，結(jié)合文123塊油藏油氣富集特點，首先選取區(qū)塊內(nèi)的地質(zhì)報廢井文123井側(cè)鉆為第一口滾動評價井，鉆探文123塊南部小斷塊構(gòu)造高點，以揭示該區(qū)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(chǎn)液95.7t，日產(chǎn)油42t，6mm油嘴試油8小時產(chǎn)油37.6t，折算日產(chǎn)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(guī)模

文123塊取得突破后，為進一步落實該區(qū)塊的儲量規(guī)模和產(chǎn)能情況，按原設(shè)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(chǎn)沙三中2砂組7層12.4m，初期日產(chǎn)油31.4t，日產(chǎn)氣7958m3；文123-13鉆遇油層19.2m/8n，油水同層8.9m/2n，投產(chǎn)沙三中2砂組1層6m，4mm油嘴生產(chǎn)，初期日產(chǎn)油36.2t，日產(chǎn)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(chǎn)能

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

根據(jù)儲層發(fā)育較穩(wěn)定及含油層段集中的特點，區(qū)塊采用一套層系進行開發(fā)；并根據(jù)鄰區(qū)相似油田文266塊已有注水開發(fā)經(jīng)驗，以及油藏構(gòu)造形態(tài)，在區(qū)塊選用井距在200-230m左右的不規(guī)則三角形井網(wǎng)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(qū)塊從2008年9月開始先后轉(zhuǎn)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(xù)見到注水效果，初期日增油能力24.6t，當年累增油1445t。

在對區(qū)塊進行整體認識的基礎(chǔ)上，按照‘滾動評價、油藏評價、產(chǎn)能建設(shè)、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(chǎn)建一體部署，當年完成了區(qū)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(zhì)認識準確到位

從完鉆情況來看，部署井位均達到設(shè)計目的，實鉆油層厚度與設(shè)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(jīng)過精細井眼軌跡設(shè)計，鉆遇目的層12.4m/7n，初期日產(chǎn)油39.4t。

3.2滾、評、建一體化，快速建產(chǎn)能

文123塊經(jīng)過勘探開發(fā)一體化的實施，形成了有效的產(chǎn)能接替區(qū)，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(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油47.9t。新增含油面積0.7km2，新增石油地質(zhì)儲量60.24×104t，溶解氣地質(zhì)儲量700×104m3。

3.3區(qū)塊實現(xiàn)當年配套、當年見效，保持高效穩(wěn)產(chǎn)

區(qū)塊實現(xiàn)了“當年發(fā)現(xiàn)、當年配套完善、當年見效”，增加水驅(qū)控制儲量52.1×104t，增加水驅(qū)動用儲量35.5×104t，確保區(qū)塊的持續(xù)穩(wěn)定開發(fā)。2008年區(qū)塊產(chǎn)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(qū)帶整體評價的指導下，開展局部目標區(qū)塊精細研究，能夠深化對油氣藏規(guī)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(fā)節(jié)奏，縮短勘探開發(fā)周期，能大幅度提高勘探開發(fā)效益。

優(yōu)化綜合配套措施，精細生產(chǎn)管理，確保偏遠高含鹽油藏持續(xù)高效開發(fā)。

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.

篇(6)

關(guān)鍵詞：故障，判斷，處理

 

赤天化股份公司合成氨生產(chǎn)裝置是70年代末,由美國凱洛格公司引進,年產(chǎn)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(shè)置的專用運行設(shè)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(tài)，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(huán)境即造成污染又對其設(shè)備的安全運行帶來威脅，也給公司造成了極大的經(jīng)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(jīng)減壓閥S1后，變?yōu)闅獍保瑝毫τ?.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(nèi)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(shè)計值156℃），至使機組無法正常運行。根據(jù)運行記錄，發(fā)現(xiàn)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(fā)現(xiàn)，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(fā)現(xiàn)電磁閥線圈盒因密封變差，線圈被環(huán)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(guān)系到機組安全運行，因此在改造中對其進行了國產(chǎn)化改造，并將連鎖觸點由現(xiàn)場水銀開關(guān)，改為總控室DCS順控開關(guān)控制，使連鎖系統(tǒng)的安全系數(shù)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(fā)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(guān)的所有油路系統(tǒng)進行解體檢查，發(fā)現(xiàn)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(nèi)部結(jié)構(gòu)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(fā)現(xiàn)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(jīng)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(yè)論文，故障。畢業(yè)論文，故障。因機組已投用多年，所有的機械備件都沒有現(xiàn)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(guān)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(wěn)定運行得到了保障。畢業(yè)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(fā)現(xiàn)高、低壓缸及相關(guān)設(shè)備并沒有超壓的問題發(fā)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(shè)計換熱能力為450.0Kg/hr，而合成氨裝置生產(chǎn)能力經(jīng)過技術(shù)大改造后，合成氨由原來1000噸/日,增產(chǎn)至現(xiàn)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(yè)論文，故障。針對液氨貯罐閃蒸量比原設(shè)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(xiàn)在的1.2～1.5MPa之間,完全滿足了生產(chǎn)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(shè)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(tǒng)都是現(xiàn)場基地式控制儀表，為機組的安全運行，自控系統(tǒng)和安全連鎖系統(tǒng)，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(guān)鍵詞：天然氣　產(chǎn)能建設(shè)　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(chǎn)運行，全長346公里，設(shè)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(chǎn)運行，全長256.37公里，設(shè)計壓力6.4MPa，設(shè)計輸量為2×108Nm3/a。南花段于1996年建成并正式投產(chǎn)運行，全線長104公里，設(shè)計壓力4.5MPa，設(shè)計輸量40-60×104Nm3/d。線路所經(jīng)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(tài)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(fā)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(guī)模

自南八仙聯(lián)合站投產(chǎn)以來，年生產(chǎn)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(chǎn)，半年產(chǎn)量已接近2011年年產(chǎn)水平。目前南八仙油氣田氣井開井40口，日產(chǎn)氣70.46×104m3左右；年累計產(chǎn)氣量1.4349×108m3。

1.氣源概況

1.1馬仙區(qū)塊

根據(jù)青海油田公司的天然氣勘探開發(fā)總體規(guī)劃，至2014年南八仙、馬北地區(qū)的天然氣產(chǎn)量將達到10×108Nm3/a。其中馬北地區(qū)2012年將新建天然氣產(chǎn)能2.5×108Nm3/a，天然氣產(chǎn)量為0.7×108Nm3，同時周邊氣區(qū)逐步勘探開發(fā)，2012年～2014年馬北地區(qū)天然氣將新建產(chǎn)能5×108Nm3。

1.2 東坪區(qū)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(chǎn)氣11萬方。2012年相繼部署了8口氣井。預計2012年年底東坪區(qū)塊天然氣產(chǎn)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(chǎn)能的提高，目前南八仙外輸壓力已經(jīng)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(chǎn)。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(shè)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(qū)。隨著天氣的轉(zhuǎn)暖下游用氣量減少，南八仙氣田將多余的天然氣反輸?shù)綕薄Ｏ乱徊交ㄍ翜系貐^(qū)將由英東油氣田供氣，馬仙地區(qū)的天然氣除用于保證敦煌地區(qū)的供氣外，多余的天然氣輸往澀北。而敦煌地區(qū)的年用氣量在1×10Nm3/a左右，澀-仙-敦輸氣管道設(shè)計輸氣能力為3×108Nm3/a，無法滿足南八仙地區(qū)往澀北的輸氣要求。并且隨著馬北和東坪地區(qū)的開發(fā)，坪一輸氣管線和馬仙輸氣管線目前也正在建設(shè)中，這兩條管線投產(chǎn)后，東坪地區(qū)的天然氣將通過坪一管線反輸往澀北，馬北地區(qū)的天然氣將輸送到南八仙清管站匯總反輸往澀北。

根據(jù)上述的輸氣規(guī)模，對輸氣管道的調(diào)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(chǎn)，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(shè)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(qū)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(qū)的產(chǎn)氣量。在這里主要提出新進壓縮機設(shè)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(shè)計壓力為6.4Mpa，設(shè)計輸氣量為3×10Nm3/a。在年底馬仙區(qū)塊和東坪區(qū)塊的天然氣產(chǎn)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(wěn)運行，根據(jù)管線的設(shè)計優(yōu)化，需要新建一條至澀北的輸氣管道。就當前的產(chǎn)能建設(shè)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(chǎn)能建設(shè)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(lián)合站的壓力機制，如果采用方案一需要對已建聯(lián)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(chǎn)。

四、結(jié)論