石油与天然气（共12篇）
石油与天然气 篇1
0 引言
在石油天然气的实际开采中，石油天然气井站不可或缺，这些井站所处位置一般海拔较高且较偏僻。由于每个井站的石油天然气产量以及产水量存在着一定的差异性，因此在井站安装的工艺设备、电气以及通信设备等方面也必然有一定的差异性。近年来，随着科学技术的迅速发展，井站高科技的自动化设备和设施(如自动化微机记录仪、电子传感器、通信交换设备、超声波以及微波计量装置等)也越来越多。为了使这些设备或设施在一个较为安全的环境下运行，且保证石油天然气开采过程的安全性，对于石油天然气井站而言，做好井站的防雷措施就具有十分重要的意义。
目前，现有的石油天然气井站为了避免采输设备、电气设施遭雷击或爆炸，不仅安装了避雷针，而且还对各类设备做了接地等防雷防爆处理。特别是近两年，石油系统对天然气井站防雷设施要求越来越高，原来井站安装的自制独立式避雷针也因此被逐步改造成铁塔优化式避雷针。
本文首先对石油天然气井站的防雷设施进行了介绍，然后在此基础上提出了在实际的井站防雷设施安装过程中所出现的问题，最后针对这些问题提出了石油天然气井站防雷设施的安装方法，旨在为石油天然气井站防雷设施的实际安装及运行提供一定的借鉴与参考。
1 石油天然气井站安装的防雷设施
对于石油天然气井站而言，防雷设施的安装对井站的安全运行起到了十分重要的保障作用，它避免了不必要的损失，提高了石油天然气井站的工作效率与质量。一般而言，石油天然气井站所安装的防雷设施主要有以下3种类型：
1.1 浪涌识别式避雷器
具体而言，浪涌识别式避雷器主要包括模块型和相体型2种，它们的主要区别是：模块型避雷器一般安装在配电箱的内部;而相体型避雷器则安装在配电箱的外部，接在配电箱进线电源上，其主要功能为防止感应雷以及雷电波侵入配电箱内对配电箱造成损坏，或防止雷电的电压与电流过高而烧毁配电箱。
1.2 优化式避雷针
2001年，我国自行研发了优化式避雷针，高约0.8 m，一般安装于20～25 m左右的铁塔尖端，然后在其上接泄漏电缆、计数器及入地分流线，再与地面接地装置相连接。优化式避雷针具有传统避雷针吸引雷电并将其疏导入地的特点，它能使入地雷电电流幅度和波头陡度同时降低，从而将雷击危害程度减小到最低。另外，优化式避雷针还具有雷击通流量大、衰减分倍率高、造型美观、安装维护方便、牢固可靠、耐腐蚀、抗风能力强等优点。但是此种避雷针安装费用较高，安装难度也十分大，且要求接地电阻在10Ω以下。
1.3 独立式避雷针
独立式避雷针，又称为“自制式避雷针”，它是准150 mm、高10 m或准190 mm、高12 m的水泥电杆。其上所安装的是自制的镀锌铁管，该铁管的长度为3～5 m，有些会在尖端上安装有自制的铜尖，有的安装的就是大小不同的4节白铁管，其高度一般在15～18 m范围内。然后用一根裸体钢铝线或渡锌圆钢与埋在地下的接地装置相连，接地电阻值要求在10Ω以下。其优点是每基避雷针全套大约800～1 500元，且安装简单;缺点是避雷针渡锌铁管一般在2～3年后生锈，10年左右电杆会出现破裂现象。
2 石油天然气井站防雷设施安装过程中存在的问题及解决方法
在石油天然气井站的防雷设施安装过程中，通常会存在着各种各样的问题，这些问题严重阻碍了井站电气设备的正常运行。以下提出了3个方面的问题，并针对每个问题给出了相应的解决措施。
2.1 避雷针及避雷带材料规格不合理
对于避雷针以及避雷带而言，它们的规格是有规定限制的。很多人认为，这个因素并不重要，只要接地电阻能够达到一定的要求即可，但事实并不是这样简单。避雷针与避雷带是非常重要的接闪部分，这在很大程度上决定了它们的规格不能过小，否则将会使得材料的电阻偏大;而在电阻偏大的情况下，雷击其上时就会产生很大的热量，以致烧损相关的设备及设施，从而引起火灾，同时还会熔断避雷针和避雷带。这样的话，防雷设施非但没有起到防雷作用，反而成了引雷的导火索。同时，避雷针与避雷带规格太小还会影响其使用寿命期。因此，按照《防雷技术标准规范汇编》，避雷针的直径应符合表1规定，而避雷带至少要采用准8 mm以上的钢筋。
2.2 引下线偏少
设置引下线的主要目的是为了能够使雷电流可以更快地流散于地下，而很多石油天然气井站为了美观仅在其下部的四角处安装了引下线。一般情况下，这种做法是可行的，然而在一些比较重要的，周长、面积比较大的建筑物中，(下转第177页)尤其是一些大型的一类或二类井站中，只有4根引下线就不够了。根据《防雷技术标准规范汇编》，建筑物引下线的间距应符合表2规定。
引下线一般有2种类型的敷设方式，即明敷和暗敷。对于明敷，其安装的具体要求是直径≥8 mm。由于暗敷时维修较为棘手，因此它的要求比较高一点，直径要≥10 mm。
2.3 搭接处焊接长度不够
避雷带、引下线的搭接处焊接长度将直接影响到防雷效果。如果为了省钱或是美观而使搭接长度不够却又直接焊接，就容易导致焊接处脱焊及连接不通，从而使防雷设施无法起作用。根据《防雷技术标准规范汇编》规定，圆钢单面焊接长度应为12d (d为圆钢直径)，双面焊接长度应为6d，扁钢单接长度应为2b (b为扁钢宽度)且要三面施焊。
3 结语
综上所述，由于石油天然气井站是石油天然气开采过程中一个不可或缺的场地，而防雷设施又是确保井站正常、安全运行的一个重要保证。因此，提高石油天然气井站防雷设施的安装水平，非常有利于石油天然气井站高效、正常以及安全地运行，从而减少不必要的损失，提高石油天然气井站的工作质量及效率。
参考文献
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[7]林奕峰, 陈文泉, 林伟旺.揭阳市雷电闪电密度地理分布特征分析[J].气象研究与应用, 2008 (3)
石油与天然气 篇2
本学期石油与天然气工程学院公寓文化环境建设主要围绕“和谐之家”创建、学风建设、寝室安全、健康心理状态培养等方面开展，一学期以来工作成效显著，公寓环境得到很大程度的改善。
在“和谐之家”创建方面，我学院将所有学生寝室均列为了创建寝室，要求每个寝室填写了“和谐之家”申请表，制定了了具有学院特色的和谐之家评估标准。通过对学生寝室进行定期卫生检查、晚间巡查、上课期间抽查等多种方式促进学生树立良好的“和谐之家”创建意识，让广大同学认识到了“和谐之家”创建工作的重要性和深远意义。学院“和谐之家”活动开展主要以班级为主体，由团总支学生分会以及学生工作室对各班级进行指导，其中涌现出了油储07、资勘08等一大批优秀创建班级。
我院开展学风建设活动以来，我院公寓方面形成了以老师为核心，以学生党员与学生自律委员会干部为主体的学风建设小组。公寓学风建设主要分为两部分：一是完善学生组团内部自习室、荣誉室、心理咨询室的建设；二是由学院党总支副书记牵头，以学生党员、学生干部为主体对学生寝室进行晚间就寝纪律巡查。
我院通过对学生组团内部自习室的完善，为广大同学提供了一个安全、安静、舒适的学习区域，构建了一个良好的公寓学习环境。自我学院自习室开放以来，学院自习室人数逐月增加，学风建设成果显著。荣誉室与心理咨询室的定期开放为学风建设提供了思想上的保障，荣誉室以“红岩精神”与“石油精神”为主题，对全院学生进行爱国思想教育与红色教育。心理咨询室以心理辅导为主要方式解决部分同学的思想问题。通过学生公寓内部荣誉室与心理咨询室的完善，基本上解决了广大同学学习上的思想问题，从根本上推动了整个学院的学风建设。
学风建设活动开展后，学生党员与学生干部每天晚上坚持在熄灯后对学院全体学生寝室进行夜间巡查，自夜间巡查工作开展以来，违纪寝室数目逐月减少，从5月的25间减少到6月的9间，学生寝室晚间就寝纪律明显好转。通过夜间巡查活动的开展，学院学生纪律意识明显增强，为广大同学创造了一个良好的就寝环境，保证了广大同学足够的休息时间，为提高广大同学白天的学习效率做出了一定的贡献，为学风建设奠定了良好的基础。
在寝室安全方面，我院结合由校党委组织的安全大检查，于4月29日中午，由石油与天然气工程学院主办、资源勘查08承办的安全知识宣传活动在禾园二号大门口举行。石油与天然气工程学院书记杨敏、副书记戚志林、团总支书记邓艇、学生办公室主任曾瑜、资勘08辅导员谭先锋老师等一行观摩了此次活动。本次活动由横幅校园游、安全知识视屏播放、现场安全知识有奖竞答、安全知识小传单发放以及现场签名几个环节组成。12：10，由四辆自行车带队，签名横幅及锣鼓队随后的近四十人组成的游行队伍从禾园二号门口出发，经图书馆、教学楼、四食堂、女生寝室最后回到禾园二号寝室门口。沿途进行横幅签名和小传单的发放。
与此同时禾园二号门口进行有关安全知识视频的播放、小传单的发放、现场有奖竞答、现场签名以及现场采访系列活动。活动期间戚书记等一行来到活动现场，戚书记现场签名并参加了安全知识的回答。本次活动于当天中午1：00结束。
这次安全知识的宣传活动提高了我院师生安全意识和安全常识。通过此次活动使广大师生将安全意识根深蒂固地融入日常生活，减少了潜在的安全危机。
在寝室成员健康心理培养方面，我院在禾园二号公寓内部开展了““加强团队合作，塑造自信人生”团体心理辅导。2009年5月20日下午4点，由石油与天然气工程学院心理部举办的加强团队合作团体心理辅导在禾园二号F0006心理辅导室举行，在石油与天然气工程学院和心理专干王艳碧老师的大力支持下，邀请了西南大学心理健康研究所两名心理学博士来开展此次心理团体辅导，本次的团体辅导共进行了“叠罗汉”、“棒打薄情郎”、“信任之旅”和“盲人哑巴”等五个项目的训练。此次活动训练旨在塑造团队精神，增强合作能力，强化沟通意识，增强交流能力，同时激发学生积极主动迎接挑战的正面态度。
石油与天然气 篇3
【关键词】石油天然气管道;环境监理;重要性
1.环境监理的重要性
建设项目环境监理研究的意义在于：完善环境管理制度，强化建设项目建设过程中的环境管理，及时发现并解决项目实施过程中出现的环境问题，有效防止环境污染和生态破环，落实项目环境保护工作。环境监理的实施，使环境管理工作融入整个工程实施过程，变事后管理为过程管理，变政府强制性管理为政府监督与建设单位自律相结合，是我国环境管理的一次飞跃。开展建设项目工程环境监理工作，对于进一步完善目前的工程监理制度，确保环境保护“三同时”制度的有效落实，加强国家对建设项目的环境管理，控制施工阶段的环境污染和生态破坏，实现建设项目的经济效益、社会效益和环境效益的统一，是非常必要的，也是十分紧迫的。工程项目管理是一门应用科学，它反映了项目运作和项目管理的客观规律。工程项目管理的目的是通过对工程项目施工活动进行全过程、全方位的计划、组织、控制和协调，使工程项目在约定的时间和批准的预算内，按照要求的质量，使项目取得成功。该目标界定了环境监理在工程项目管理中的主要任务，即进行工程环境保护的三控制，那就是进度控制、质量控制、投资控制。
2.环境监理与工程质量控制
2.1质量控制的原则
对工程实施过程进行全过程、全方位的检查、监督和管理。重视事前控制，及时预防和制止可能发生环境影响的各种不利因素，防患于未然；严格事中控制，随时消除可能产生环境影响的各种隐患；完善事后控制，使承包商提交的工程项目满足设计、技术规范、合同以及环评报告等方面的环保要求。
2.2开展质量控制要点
2.2.1制订环境监理实施方案和实施细则等技术文件
环境监理在施工准备阶段，在进行深入工程分析的基础上，参照环境监理大纲编制环境监理实施方案，作为此后开展环境监理工作的基础文件。环境监理应在环境监理实施方案的基础上，根据不同分项、分部以及单位工程环境保护工作的实际要求制定有针对性的环境监理实施细则，作为施工阶段环境监理工作的依据。除此以外，为了保证环境监理工作的顺利开展，环境监理单位及工程师还应根据工程实际情况编制重要环节监理方案、人员培训教材、环境污染和破坏事故应急方案等技术文件。
2.2.2建立、完善工程环境管理体系
在实施环境监理的条件下，工程环境管理体系包括政府环境保护行政主管部门的监督、建设单位的统一管理、环境监理机构的监督检查以及承包商的环境保护等诸方面。因此，督促承包商建立、完善其内部的环境保护管理体系，包括思想保证体系、组织管理体系以及工作管理体系，检查其管理体系的完备性和有效性，是搞好环境监理的重要保证。
2.2.3工程设计管理
在工程施工准备阶段，检查、会审工程设计文件是环境监理进行事前控制的重要手段之一。工程实施过程中由于地质、社会经济、投资等方面的原因需要进行施工变更。此时，环境监理应对变更的设计进行分析，并与设计、环评单位协商，以应对可能出现的环境问题。这是环境监理开展事中控制的重要环节。
3.环境监理与工程进度控制
3.1论证并分解进度目标，抓好宏观总体进度控制
要有效地进行工程进度控制，环境监理工程师必须对进度目标进行论证和分解，抓好宏观总体进度控制。因此，对于承包商提交的施工进度计划（包括年、季、月进度计划）及施工组织计划，环境监理工程师应给予足够的重视，从环境保护的角度论证进度计划的合理性，对存在的问题和环境隐患应提出调整建议，这也是监理工程师进行事前控制的重要手段之一。
3.2严格控制工程进度
进度计划涉及建设单位和承包商的经济利益，监理工程师不能代替承包商制定或执行计划，只能审查批准计划、督促承包商执行经批准并写入工程合同的计划。对于环境监理工程师，为了落实“三同时”，保证环境保护措施与工程施工的同步进行，应与工程监理密切配合，严格控制工程进度。此外，建设项目环境影响评价报告中对建设项目某些环境影响的预测也是以某些特定的条件为前提的，环境监理参照各环境影响预防措施的背景进度条件，严格控制承包商施工进度。
3.3疑难问题监理
根据工程环境保护目标的不同，不同施工段、不同环境敏感点的环境保护力度也不尽相同。对于疑难问题（如涉及动物迁徙、夜间施工），环境监理应密切监督期工程进度的进展，综合运用各种控制措施，保证其环境保护措施的有效开展。
3.4工程进度控制方法
由于影响工程进度因素的综合性和复杂性，进度控制必须采取综合方法，全过程、全方位实施有效控制。进度控制的方法，可以划分为事前（前馈）控制、事中控制、事后（反馈）控制。
4.环境监理与工程投资控制
工程项目投资控制，就是在工程项目实施过程中，通过适当的技术和管理手段对施工过程中所消耗的生产资料转移价值和活劳动消耗创造的价值以及其他费用开支和其他管理工作等进行计划、实施、监督、调节和控制，按照预先制定的目标，使施工项目成本自始至终置于有效的控制之下。这个工作始于工程项目中标、确认之时，一直到工程项目竣工后的保修期結束。在整个施工过程中，为了做好成本的控制，应该就每一个工序和每一项经济活动进行严格的成本核算，确保一切开支都控制在计划成本内，并尽可能的降低成本和消耗。
环境监理工程师进行投资控制的目的并不在于对工程整体成本的控制，而是监督承包商环境保护措施的落实情况。因为，在工程投标过程中，承包商为了中标往往将工程单价报的相对较低，而在工程实施过程中由于工程变更的原因，合同总价必然发生改变，尤其对于工程环境保护，由于其复杂性，很容易引起合同价款的变化。但工程总投资不是无限的，具有一定的限制。作为工程重要组成部分的环境保护工作，其投资控制的效果直接关系着工程总体的投资控制，这就要求环境监理工程师在工程实施过程中与监理工程师密切配合，做好工程环境保护的投资控制工作，保证工程达到预定的投资目标。环境监理进行投资控制的要点包括：
4.1工程预算的审核确认
作为投资控制事前控制的重要手段，环境监理工程师应对工程预算进行认真的审核，对其中遗漏或有误的部分进行补充和修改，保证各项环境保护措施在预算中得到正确地体现，尽量减少工程增项、漏项对工程总投资的影响。
4.2进度款核定
主要是对工程实施过程中承包商所完成施工任务中环境保护措施落实情况质与量的核实与确认。
4.3支付控制
支付控制既是投资控制也是质量控制的重要手段。环境监理参与支付控制主要是通过在核实承包商施工环境保护措施符合工程合同要求的前提下签署付款通知书来实现的。（需要与监理（下转第34页）（上接第39页）工程师协调统一之后）。
【参考文献】
［１］沈丽.关于高速公路工程环境监理的思考[J].交通标准化,2004,(12).
［２］李金海.公路建设中水土流失影响及防治措施[J].重庆环境科学,2003,(02).
石油与天然气 篇4
1 少油无气、管道设施严重滞后的能源困局
1.1 少油无气的能源困局
(1) 少油:经查国家统计局统计年鉴, 2012年广西原油产量约2.3万t, 在全国有原油产量的19个省市中排名最后一名。 (2) 无气:无论是国家统计局, 还是广西统计局, 两者均无任何关于广西的天然气数据, 也即广西天然气产量为零, 或者因为产量极少而进不了统计口径, 没有统计意义。实际上, 广西境内的北部湾涠洲岛周边的海上油气田具有一定的油气产量, 但其属于中海油进行生产管理, 产量不计入广西。
1.2 管道设施基础几乎一穷二白
(1) 此前广西缺乏原油和成品油输送管道, 直到中石油钦州炼油项目开工后, 才开始建设管道把港口接驳的原油输送到炼油厂, 建设钦州-南宁成品油管道, 实现炼油厂油品的外输。 (2) 广西没有自产天然气, 也没有相应天然气输送管道;直到2012年12月30日, 西气东输二线工程广西段建成通气, 才结束了广西建区以来没有长输管道燃气的历史。至于城市燃气管网, 2008年的数据表明广西燃气管道总长度仅有500多km[2]。因此, 无论是天然气主干管网还是城市燃气管网, 广西的基础建设都是极其落后的。
1.3 能源困局
1978年, 广西煤炭、石油在能源消费总量中所占的比重分别为61.4%、22.4%;到2007年, 煤炭、石油等化石能源的比重分别下降到58.8%、17.4%[3], 能源消费中以天然气等为主的优质能源品种从无到有, 但2011年广西发改委统计数据表明天然气只占一次能源消费比重的0.8%, 距离全国平均水平5.5%差距甚远, 仍需要大幅引进天然气资源。2010年, 广西能源消费总量大幅度上升, 达到7800万t, 而自己生产的能源总量只有1800万t, 有6000万t从区外输入, 能源自给率仅占约20%, 高达80%的能源依靠区外输入。市场调研表明广西天然气的近、中、远期市场有效需求量分别为:近期2012年3.68亿m3, 2013年16.12亿m3;中期2015年约51.53亿m3;远期2020年约86.46亿m3[4]。而2010年天然气供气总量只有1亿多m3, 2011年接近3亿m3。
2 石油天然气统筹引进技术
2.1 管道引进原油技术
原油通常要经过炼制加工后变为成品油使用。长久以来, 广西缺乏自产原油, 周边也没有产油大省会有多余的原油输送到广西炼制, 使得广西的炼油工业也长期滞后, 直到中石油在广西钦州港新建了千万吨级炼油项目, 并对原有的田东炼油厂进行升级改造, 中石化也对原有的北海炼油厂进行异地改造。因此, 广西就需要从外部输入大量的原油以供给炼油厂进行炼制, 这主要靠钦州港和北海铁山港、涠洲岛等原油码头接驳外来原油, 再经过输油管道输送到炼油厂。
(1) 广东湛江-广西北海原油管道。中石化管道储运公司投资建设湛江-北海铁山港原油输送管道, 首站为湛江港中转油库;新建输油管道主要途经湛江市和北海市铁山港区、合浦县。项目主要包括湛江港中转油库、湛江港首站、铁山港站及沿线199km的输油管道。湛江港中转油库库容80万m3。湛江港-廉江中间站管道外径813mm, 管道输油能力1500万t·a-1, 设计压力9.4MPa, 廉江中间站-铁山港站管道外径711mm, 管道输油能力1500万t·a-1, 设计压力8.0MPa。项目总投资5亿元, 已于2013年1月15日在北海市山口镇开工, 预计2015年建成投产[5]。
(2) 大榄坪港区30万t原油码头 (设计年吞吐能力2000万t) -三墩段 (海底输油管道) -保税港区输油管道已在加快建设中。2012年底, 随着钦州港30万吨级主航道竣工, 30万t级油码头水工部分建成, 钦州港成为我国海上原油过驳第一大港。目前正加快建设30万t级油码头栈桥、30万t级航道, 实现油码头全面运营[6]。
(3) 规划拟建涠洲岛30万t码头-铁山港海底输油管道。“十二五”规划建设海底管道, 将北部湾海域和南海海域油气田生产的石油天然气引入广西。
2.2 成品油管道输送技术
2.2.1 贯穿东西的西南成品油管道广西段
西南成品油管道以千万吨级炼油基地茂名为起点、昆明为终点, 跨越广东、广西、贵州、云南4省区, 全长1740km, 总投资35亿元, 设计能力为年输油1000万t, 是目前国内距离最长、站场最多、工艺技术最复杂、施工难度最大的成品油长输管道。西南成品油管道自2003年9月开工建设, 2005年12月28日全线贯通输油。从茂名输出汽油、柴油一路畅通到达昆明, 实现了“东油西送”。至2007年6月底, 先后完成了197个批次油品的顺序输送, 完成管输量1400多万t、油品销售2200多万t[7]。目前中石化西南成品油管道广西段途径广西玉林、柳州、河池等大城市 (图1、表1) 。其中, 支线柳州-桂林成品油管道已在2010年3月27日投产成功, 从柳州把成品油输送到桂林羊角山油库。该项目于2009年开工建设, 整个工程投资4亿多元, 管道途经永福县52.7km、临桂县19.5km、桂林市区5.5km, 可以满足桂林市未来10年的用油需求[8]。
2.2.2 北海成品油外输管道
(1) 北海-南宁-百色成品油管道工程总投资概算14.7811亿元, 是北海炼油异地改造石化项目的重要配套工程, 是华南成品油管网补充西南地区成品油资源的重要组成部分。工程起于北海铁山港首站, 途经北海、钦州、南宁、百色四市, 末站在百色石油分公司田阳三雷油库 (表1) , 贯穿整个北部湾开发的四大城市群。管道顺序输送油品为93#汽油、97#汽油及0#柴油[9]。该工程自2010年5月开工建设, 2012年已建成输油, 为北海炼油厂成品油出厂通道提供了可靠保障, 源源不断为广西中西部工农业, 交通业提供汽油、柴油保证。
(2) 2012年6月28日, 百色-阳圩成品油管道项目开工建设。该项目总投资2.97亿元, 为百色-昆明成品油管道工程的起始部分, 也是北海炼油异地再扩建项目的配套工程。项目起于田阳县三雷油库, 终点位于右江区阳圩镇[10]。项目建成后, 和西南成品油管道及昆明-玉溪成品油管道, 与西南滇黔桂三省区的成品油供应形成环网, 将对加大北海炼油厂成品油外输, 补充滇黔桂地区成品油供应, 提高了地区资源供应的可靠性及资源调动的灵活性, 促进经济增长具有积极重要作用。
2.2.3 钦州成品油外输管道
(1) 中石油广西石化1000万t·a-1炼厂成品油外输管道工程 (表1) , 计划总投资约6.3亿元, 于2011年12月11日前建成投产。工程起点位于广西钦州港中石油炼厂, 终点位于南宁市青秀区屯里油库, 管道材质L415, 采用一泵到底密闭顺序输送方式输油[11]。
(2) 南宁至柳州段成品油管道起始于南宁, 自西南向东北方向, 途经来宾市, 终点为柳州。南柳成品油管道将与钦州至南宁成品油管道共同构筑贯通广西南北的能源主干线[12]。
(3) 按照广西能源发展“十二五”规划, 将于2014年建成柳州-桂林、柳州-河池的成品油管道, 形成中石油在广西油品市场新的战略布局。
2.3 管道引进天然气技术
对于自身严重缺乏天然气资源的广西, 只能靠外部输入天然气, 最为经济科学的是通过长输管道输入天然气, 陆路上槽罐车运输LNG到当地还需要经过再气化之后使用, 耗费成本相对而言最大。
(1) 西二线广南支线。该气源的源头是中亚气源 (中亚管道) 以及西气东输沿线的新疆塔里木气田、陕西长庆气田等气源。广南支线设计年输量可达100亿m3, 途径广西梧州、贵港、南宁, 并建4条下游地区支线 (表2) , 争取2015年给广西供气达到15亿m3·a-1。
(2) 中缅气管道贵贵支线。该气源的源头主要是从缅甸海上气田引进的天然气。中缅天然气干线从广西西北部进入河池、来宾, 最终到达贵港, 与西二线广南支线汇合, 并建设5条下游地区支线 (表2) , 预计2013年建成投产, 争取2015年给广西供气达到20亿m3·a-1。至此, 中石油从广西东西两面“夹击”, 极大地满足广西天然气需求。
(3) 拟建新粤浙管道广西支线。该气源是新疆等地的煤制气。该工程包括从湖南衡阳建设广西支线到桂林, 预计最大输气能力达100亿m3·a-1。届时会与同属中石化旗下的北海LNG项目外输支干线在桂林汇合, 实现管网互通和调峰互补。
2.4 海港引进液化天然气技术
广西具有天然良好的三大城市海港, 其深水航道可以停靠大吨位的LNG运输船。中石油、中石化、中海油等正大力引进来自巴布亚新几内亚、澳大利亚、印尼等海外LNG资源。 (1) 中石化北海铁山港LNG接收项目, 初期建设规模达到年接收300万t的LNG, 项目已于2012年开工建设, 预计2014年投产, 争取2015年给广西供气达到20亿m3·a-1。并配套全长1336.88km的输气管道, 为广西的10个地级市及广东省的湛江、茂名提供天然气[13]。 (2) 中石油也在规划布局钦州港LNG接收站, 初期规模也是年接收300万t LNG, 预计2013年开工建设, 2015年建成投产, 远期可达500万t, 也配套了钦州外输支干线与西二线广南线在南宁对接, 届时将对中缅天然气管道起储气及调峰作用。 (3) 中海油已经在防城港建设广西LNG储运中心, 预计2014年投产, 设计年接收量为100万t的LNG。
3 下游天然气管网发展技术
加快骨干管网建设的同时, 要大力建设完善地区管网, 实现与骨干管网的对接, 才能使气源从源头顺畅到达终端用户。到“十二五”末, 广西基本形成具有区内与区外、海上与陆地多气源渠道、与全国天然气管网联网的安全稳定供气格局, 主要城市、城镇实现由中石油、中石化两张网供气;支线以上管道总长度达到7000km。设区城市天然气管网覆盖率达到70%, 具备条件的县城管网覆盖率达到60%。2015年天然气供应量达到60亿m3以上[1]。
加快建设下游加气站并且配套完善相应的输气管道, 其优势明显:利用城市天然气管网为供气气源, 再通过站内的压缩机进行加压的加气站, 其气源不需用槽车运输到站内, 减少交通压力和运输危险的环节;管道的气源不断, 不会因天气环境或人为因素造成供应中断;减少了卸车环节, 安全可靠性提高;供气量更大, 服务半径也更大, 可为较多车辆提供加气服务。
4 管道运营维护及优化保障技术
广西石油天然气管道从无到有, 近年来得到迅猛发展, 随着运营时间的延长和管道的日益老化, 有可能会出现管道腐蚀穿孔等事故, 破坏了管道的完整性和安全, 因此要注意平时的维护保养, 加强腐蚀监控, 加强SCADA监控和GIS管理, 确保管道平稳安全顺畅运营。另外, 还要注意管网的互联互通互补, 尤其是对于天然气管道, 要加强储气和应急调峰;从管网设计开始直到管网运营都要注重管网优化, 在保障输量充足供应的同时做到节能降耗。实际上, 在2008年西南成品油管道已满负荷运行, 为了增加输量以满足市场的需求, 当年底销售华南分公司就开始着手管道增输技术改造, 通过多次论证最终采用叶轮切削、添加减阻剂、优化输送批次等手段, 有效突破了管道设计瓶颈, 输送量由设计能力为850万t·a-1增至2012年实际输送960万t[14]。
5 结语
石油与天然气 篇5
（交通部、石油工业部一九七八年五月二十三日颁发）
中国石油新闻中心
[ 2007-04-18 14:22 ]
为保证石油、天然气的正常输送和公路交通运输的安全畅通，以及公路的正常养护、维修与发展的需要，本着统筹兼顾、全面安排的方针，特制定本规定。
一、在地方党委的一元化领导下，石油部门和交通部门，都必须依靠群众，密切协商，妥善处理因敷设油、气管道或修筑公路所出现的相互干扰问题。
在现有公路两侧敷设石油或天然气管道时，石油部门应将管道走向和使用要求等，事先与有关省、市、自治区交通部门联系，在地形困难地段管道定线时，应有交通部门主管路段的人员参加。双方要从全局出发，充分协商，根据“三结合”和现场设计的原则，慎重研究排除干扰的具体措施，并在修建管道过程中切实执行。在协商中，交通部门如对现有公路有改建提高的计划时，应将该计划提供石油部门作为修建管道的参考；如有已批准的改建公路设计或有关文件，应作为管道定线时的依据，以尽量减少相互干扰。
在油、气管道附近新建公路时，交通部门应按上述原则，事先与有关石油部门联系协商。
石油部门和交通部门，在各自施工中，必须经常对施工人员进行爱护公路、管道及其附属设施的思想教育。
二、在现有公路两侧敷设油、气管道，或在现有油、气管道附近新（改）建公路时，油、气管道的中心线与公路用地范围（注）边线之间应保持一定的安全距离。
⒈ 对于石油管道，安全距离不应小于１０米。
⒉ 对于天然气管道，安全距离不应小于２０米。
⒊ 在县、社公路或受地形限制地段，上述安全距离可适当减小；在地形困难的个别地段，最小不应小于１米。
对于地形特殊困难，确实难以达到上述规定的局部地段，在对管道采取加强保护措施后，管道可埋设在公路路肩边线以外的公路用地范围内。新（改）建公路路基必要时也可填压管道两侧的防护带范围，但其填压长度不应超过１００米。
新（改）建公路需要进行爆破作业可能危及管道安全时，公路与管道间的安全距离，或一次使用的炸药量，应由公路部门同石油部门事先进行协调确定。
敷设油、气管道应避开公路采石料场，或隔有足够的安全距离，以免开山放炮影响管道安全，妨碍公路部门采运石料。公路部门新设采石料场，距离现有管道也应有必需的安全距
离。这些安全距离大小，由双方有关部门根据实际情况协商确定。公路部门不得在油、气管道防护带内取土、新植树木。
油、气管道防护带为管线中心算起，两侧各５米的范围。
三、油、气管道与公路应尽量减少交叉，如必须交叉时：
⒈ 一般采取垂直交叉,从公路路基下穿越。如必须斜交,斜交角不宜小于６０度；在特殊情况下,不应小于４５度。在山区因受地形限制的个别地段,斜交角最小不应小于３０度。
⒉ 管道在公路路基下穿越（或路基填压管道）时，管道（或套管）顶面距公路路面顶面不应小于１．０米，距公路边沟底面不宜小于０．５米。同时还应结合石油部门有关管道穿越公路的技术规定，对管道采取相应的加强或保护措施。
四、油、气管道与公路桥、涵和渡口的关系：
⒈ 油、气管道穿、跨越河流时，管道距大桥或渡口的距离，不应小于１００米；距中桥不应小于５０米。
在现有水下管线上下游新建公路桥梁时，大、中桥距水下管线不应小于１００米。
对小桥、涵洞应符合本规定第二条１、２项的规定。
⒉ 油、气管道如在公路桥梁上游附近跨越河流时，其跨越构造物的设计洪水频率标准不应低于下游公路桥梁的设计洪水频率标准；如采用支架跨越，应采取加强措施。在现有跨河管道上游附近修建公路桥梁时，交通部门也应本此原则，确定设计洪水频率和加固桥梁结构。
⒊ 石油管道如需在现有公路桥梁上跨越河流或与公路桥梁结合修建时，双方应根据桥梁和管道的结构类型、承载能力和技术状况协商确定。
天然气管道不得利用公路桥梁跨越河流。
⒋ 公路渡船不得在水下管线附近抛锚。
⒌ 油、气管道不得通过公路隧道。
⒍ 在穿河管道附近新建桥梁时，施工机具不应进入管道的防护带内。
五、因敷设管道而损坏现有公路时，恢复公路所需的工料和费用，应由石油部门负担；因新（改）建公路而损及管道时，交通部门应对管道采取加强或保护措施，并负担所需的工料和费用。在实施上述工作过程中，如某一方面限于条件或技术力量不足而难以完成时，可通过协商，委托对方协助或代为办理，但所需工料和费用，均由委托单位负担。
六、在本规定颁发以前，各地已敷设的油、气管道或已建成的公路，如果存在相互干扰的不安全因素，石油部门和交通部门应按本规定的原则，认真协商，分别情况，有计划地逐步进行改建。对于有严重相互干扰地段，主要是从公路桥梁上跨越河流的或在公路用地范围内裸敷的天然气管道，以及在路肩上裸敷的各种管道等，均应迅速采取措施，在双方商定的时限内，排除干扰，保证安全。
为实施上述改建或排除干扰的工程，凡在原有公路用地范围内或桥梁上敷设的管道，应由石油部门负责；凡在原有管道附近新（改）建公路的，则由交通部门负责。
七、其他：
⒈ 因管道施工或检修，涉及到砍伐行道树、拆毁现有公路设施等问题时，应征得有关交通部门的同意，并按现行有关规定办理。管道紧急抢险来不及联系时，应事后及时通知交通部门，并按现行有关规定办理。
⒉ 管道施工机具、材料，不应堆放在公路上，以确保公路运输的安全畅通。
⒊ 管道施工确实难以避免占用公路时，石油部门应事先取得有关交通部门同意（如属紧急抢险,事先来不及协商时,应在占用的同时进行联系、协商），并采取维持公路通行的措施;如需维持公路单车道通行时,单车道通行的路段长度不应超过１５０米。管道施工完竣后,石油部门应负责将占用的公路路段按原来标准，恢复到原有状况。
⒋ 管道施工必须挖断公路时，石油部门应事先征得交通部门的同意，并修好便道或采取其它维持交通的措施，管道应尽快埋好，回填夯实，铺好路面，恢复公路原状，以保证正常交通。
⒌ 公路沥青加热场地应避开管道。施工机具不得离开现有公路进入管道防护带内，以保证管道安全。
⒍ 凡为敷设管道修筑的专用公路、桥梁、隧道，还应符合有关管道设计的技术要求。
⒎ 其它未尽事宜，或有特殊要求时，应根据本规定精神，由双方协商解决。
石油与天然气 篇6
关键词：石油天然气；管道；焊接；技术
目前，石油天然气行业蓬勃发展，石油天然气需求量的增长加快了其开采和储运，因此，为了保障石油天然气资源的安全储运，对石油天然气的管道建设质量提出更高要求，焊接作为管道建设中的重要工序，其技术水平的提高尤为重要。由于石油天然气具有易燃、易爆等特点，因此必须提高管道焊接技术水平，优化输送环境，从而为我国社会与经济的发展提供强有力的能源基础。
1 石油天然气管道焊接技术及特点
1.1 自动焊
现阶段自动焊是一种较为成熟的焊接技术，具有效率高、质量高以及受人为因素影响较小等优势，主要适用于大口径及厚壁管道的焊接作业中。自动焊接技术主要包括以下几种：
①实芯焊丝气体保护自动焊接。
此焊接方式对野外作业的管道焊接装备与控制系统及周围的环境要求较高，需设置必要的防风棚。
②药芯焊丝自动焊接。
此焊接方式相较于实芯焊丝具有管材适应性好、焊接韧性好、熔敷速度快及经济性较好等优势，其药芯材料包括钛合金、稳弧剂、还原剂、造渣剂及矿物材料等。另外，药芯焊丝自动焊接还可划分为药芯焊丝气体保护焊和自保焊两种方式。
③电阻闪光对焊。
此焊接方式是一种压力焊，通过强电流与低电压交流电的作用，使两管瞬间达到高温来保护焊接区，再通过外加顶锻压力融化管端，实现焊接作业。
1.2 手工焊条下向焊
手工焊条下向焊是一种全位置焊接方式，焊接从管道顶部中心引弧，自上而下直至管道底部中心，其具有打底时可以单面韩双面成形。焊接质量好、效率高以及劳动强度低等优点。手工焊条下向焊主要包括：
①混合型手工下向焊。
此焊接方式在长输管道的现场组焊时主要采用纤维型焊条和低氢型焊条进行焊接，纤维型焊条用于打底焊、热焊；低氢型焊条用于填充焊、盖面焊接。混合型手工下向焊接方式主要用于钢管材质级别较高、焊接接头韧性要求较高、输送介质硫含量较高以及处于严寒环境里的管道焊接。
②全纤维素手工下向焊。
此焊接方式在管道现场组焊时采用纤维型焊条进行根焊、热焊、填充焊及盖面焊，其中根焊时要求采用单面焊双面形式。全纤维素手工下向焊主要焊接材质等级较低的薄壁大口径管道，是天然气管道常用的一种焊接方法。
1.3 半自动焊焊接技术
半自动焊接技术适用于管道的填充焊和盖面焊，其焊接工艺较为简便，焊接效率和质量较高且劳动强度更低，是管道焊接中应用较为普遍的一种焊接技术。此技术主要有：
①自保护药芯焊丝半自动焊。
此焊接方式是填充焊与盖面焊广泛使用的方法之一，其具有全位置成型好、环境适应能力强、工艺性能好、合格率高以及成本较低等优点，焊接工艺简单对焊接人员要求较低，是户外场所焊接作业的首选方式。
②CO2活性气体保护焊。
传统的短路过渡CO2焊在焊接作业时焊接飞溅大、控制熔深与成型的缺陷，因此，需要一种新型的焊接技术来解决此问题。CO2活性气体保护焊中的STT半自动焊接方式通过控制精确的峰值和基值电压及电流使溶滴更易于过渡成型，焊接时的稳定性较高，能够有效解决大口径管道根部环节单面焊双面成型和飞溅问题，主要应用于全位置单面焊双面成形的打底焊。CO2活性气体保护焊降低了焊接作业过程的飞溅，焊接过程较为稳定使焊缝成形变得较为简便，具有高效、优质、劳动强度低、经济性好等优势，从而广泛应用于石油天然气管道的焊接作业中。
2 强化石油天然气管道焊接技术水平的有效策略
2.1 焊接作业前的质量控制
首先，做好焊接前的准备工作。焊接作业前的准备工作是保障焊接作业效果的基础性工作，应予以重视。石油天然气管道在进行焊接作业前由技术人员编写焊接工艺指导文件和焊接工艺评定文件，其内容要涵盖适用于不同管径和壁厚的基材的焊接方法及焊接材料的选择、焊接速度、焊接接头形式以及焊道数等。之后就编写的焊接工艺研讨与评定工作，焊接施工按照评定合格的焊接工艺进行。另外，焊接人员是焊接作业实施的主体，其专业水平和综合素质对焊接效果有直接的影响，因此，必须要求参与石油天然气管道焊接施工的焊工具有有效的资格认证书，并对其进行焊接工艺考核，检验其焊接工艺的质量，检验合格后才能参与管道的焊接施工。同时还要加强焊工职业素质的教育培训工作，将焊接质量与其薪酬待遇相挂钩，提高其工作责任心和主观积极性，进一步提高石油天然气管道焊接的效率和质量，保障管道的正常、安全运行。
其次，加强焊前检查。焊接前的检查工作主要是针对焊接所需的机械设备、材料等质量和各项参数要符合设计文件的要求。例如焊机的选择，要综合考虑管道焊接所处的环境选择环境适应性较强的焊机。同时焊机工作前要对其性能及各项参数进行详细的检查，例如其电流与电压是否处于稳定状态。对于到场后的焊条等耗材的检查主要是三证是否齐全，抽样检测是否合格，另外还要重视质量检测合格的焊接材料的储存工作，必须确保存储焊接材料的仓库的温湿度以及通风条件满足材料的存放要求，尤其是再次使用已拆包的焊条要进行烘干处理，避免焊条超声造成焊缝缺陷。
2.2 焊接施工过程中的质量控制
首先，焊接作业必须严格按照操作规范与标准进行，保障石油天然气管道焊接作业的各项参数符合焊接操作规范的详细规定以及设计文件的要求。由于焊接电流直接决定着焊条的熔化速度、母材的熔深以及焊缝成分等，因此，焊工在进行焊接作业时要根据基材的材质、厚度等合理设置焊接电流，使其处于最佳状态，有效避免电流过大导致基材坡口要变、烧穿基材与电流过小导致未焊透、夹渣等质量缺陷。
其次，注意焊接操作重点。
①确保焊接作业时焊条熔化速度与焊缝成形速度均匀变化，防止焊缝出现过宽或过厚等问题，尽可能保持焊缝整体的均匀性，提高石油天然气管道焊接的强度。
②采取科学、有效的措施防止管道产生穿堂风。管道两端未封闭时管道内部出现穿堂风会带来较快的空气流速，急剧增加焊缝的冷却速度导致管道出现冷裂纹，因此应采取必要的措施来有效避免穿堂风的产生，例如在焊接现场设置遮挡装置。
③焊接收弧交接处的处理。由于每个焊工的焊接速度不一致，就会出现先后到达交接处，此时需要先到达交接处的焊工多焊部分焊道，以便顺利完成后到交接处焊工的收弧作业。
④注意每层焊道的起弧与收弧错开间距，并确保起弧在坡口以内，多层焊接作业必须保持一定的顺序，只有上一层焊接结束后才能焊接下一层。
⑤随时观察焊条的状态，一旦出现偏吹、易粘条等问题应及时更换新焊条并修磨焊接接头后再继续进行焊接施工。
⑥焊接时在不损坏坡口形状的基础向管外表上延长焊道1-2mm，同时注意纤维素焊条的焊接要尽量降低焊条摆动幅度，有效提高焊接成型效果和质量。
2.3 焊后质量控制
焊接结束后的质量控制主要是针对焊缝的内外部进行检查，以便及时发现质量不合格的焊缝，并采取相应的措施进行解决。具体来说，焊缝外部的检查主要包括对焊缝表面的裂纹、夹渣、咬边、焊瘤、气孔以及焊缝的外观尺寸等方面，对于质量不合格或不符合设计要求的焊缝，根据具体情况进行返修或返工处理。同时焊接结束后要及时清理焊缝表面的焊渣与杂物并标记好焊口编号；焊缝内部的检查要采用超声波探伤及射线探伤等无损检测技术，遇到特殊情况经设计与技术人员同意也可采用磁粉检测或渗透检测等方法。若焊缝无损检测判定不合格要及时进行返修并再次无损检测返修后的焊缝质量。此外，还要做好焊缝的防护工作，焊缝是整个石油天然气管道强度的薄弱环节，因此，应采取必要的防护措施保障整个管道的强度。如果管道采用的是金属材质，那么就要采用焊缝处喷防锈漆、套装热缩套管等方式做好防腐处理，隔绝管道表面与外界环境的接触来防止其生锈。而针对已生锈焊缝的防腐处理要采用先打磨表面或在表面喷砂除锈再套热缩套管的方式。
3 结束语
总的来说，石油天然气管道的焊接技术水平对石油天然气行业的发展速度和效率有着直接的影响，因此，在国内外市场竞争日益激烈的现在，必须提高石油天然气管道焊接的技术水平，保障管网的安全运行，促进石油天然气行业可持续发展，进一步增强我国石油天然气资源的储运能力，从而为提升我国的综合实力及国际市场的竞争力奠定坚实的基础。
参考文献：
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[2]王颖.城市高压燃气管道在役焊接冶金行为的模拟与分析[D].天津大学，2013.
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[4]孔德军，马永超.石油天然气管道的焊接工艺概述及其发展分析[J].中国石油和化工标准与质量，2013（14）：229.
[5]曹永利，黄福祥，王勤.我国长输管道焊接技术进展及发展方向[J].石油科技论坛，2012（01）：7-11+68.
石油与天然气 篇7
1石油天然气钻井工程风险的识别
1.1风险特征
基于石油天然气钻井工程项目下,相应风险所呈现出的特征如下。
第一,风险差异性。指的是在实际施工过程中,基于施工阶段与所采用工艺的不同,加上施工作业环境的影响,致使相应风险因素存在很大的差异性。
第二,严重性。指的是在实际进行施工作业过程中,因操作方法落实不规范或是工艺技术落实不标准,致使相应风险随之发生,一旦发生井喷事故,轻则会带来一定的经济损失,阻碍施工作业的顺利开展,重则会带来严重的人员伤亡。
第三,多样性。在钻井工程作业中,存在的风险隐患类型较多,比如火灾风险、中毒风险、设备风险等。
第四,隐蔽性与可转化性。隐蔽性指的是在钻井作业中,风险事故的发生是由多方面因素造成的,除了人为因素外,还存在诸多不确定因素,进而也就使得风险具备了一定的隐蔽性特征;而可转化性指的是在实际作业中,因操作不当等问题的存在而引起其它安全事故随之发生,很多时候使得风险系数随之提升,这一转化性使得相应石油天然气开发项目在实际施工作业中,需要提高对这一风险问题的重视程度。
1.2风险的识别
在针对这一作业风险进行识别的过程中,可以风险分类的方法进行划分,具体而言:通常情况下,在作业中井喷失控风险的发生将会带来严重的影响,是导致人员伤亡的最大风险隐患,因此,这一事故风险被认定为四级风险;而在作业中,绝大部分安全事故是因物体打击、高空坠物或是机械伤害等引起的,占据总事故量的近80%,此类风险被认定为三级风险;而自然灾害、火灾等这些风险所引发的安全事故所占比例较小,发生的频率整体并不高,隶属于边缘事件,因此被归类为二级风险。如上风险需要拟定相应的应对措施来实现对风险的控制与规避。
2石油天然气钻井工程的风险评估方法
2.1安全检查表法
在针对钻井作业风险进行评估的过程中,常用的评估方法之一为安全检查表法,基于这一方法下,在实际践行的过程中,则是相应工作人员借助安全理论知识,按照施工安全标准的要求,结合目前相关事故资料信息,对实际作业所选用的作业工艺与操作技术等进行检测,以定性检测的方法来进行安全判断。而为了确保安全检查方法能够切实服务于风险的评估,则需要将检测项目制作成相应的表格,按照这一检查表的内容进行判断。该种方法在运用的过程中,简单方面,而且能够直观的将所存在的问题进行反应,在明确不合格项目时进行深入分析,进而为实现对已存在风险类型的有效识别与评估奠定了基础。
2.2预先危险性分析法
基于该风险评估方法下,要求要基于现有钻井工程项目下,结合功臣项目的实际,组建相应的风险分析小组,一般需要将技术人员、管理人员及操作人员全方位融入其中,确保这一分析小组能够从多角度来实现对风险的有效识别与评估。在分析过程中,需要对钻井施工作业所涉及到的设备、工艺、流程等内容进行全方位分析,进而来识别风险产生的原因,并对风险所带来的影响与危害进行预测,在此基础上,制定完善的风险防控措施。
2.3故障树分析法
基于这一分析法,借助逻辑推导法来实现事件发生概率的逐步推导预测,在此过程中,明确风险发生的原因,以实现防范措施的有效落实,实现对风险的有效规避。
在实际践行的过程中,首先实现对基本事故的识别,明确事故发生线索;其次,以逻辑推导法,对引发风险事故的各种因素进行推断预测,并实现对问题的全面描述,在此基础上,实现对显性风险因素的识别,进而为各项工作在实际开展中落实有针对性应对措施奠定基础;最后,提炼事故危险点并对事故结果进行模拟。在此过程中,相关人员能够实现对所存在风险隐患因素进行全面了解,进而抓住防风险工作的重点,实现对事故的定性预定量分析,给出系统性评价,为实现对风险的有效防范奠定基础(图1为井喷故障树分析法示范图)。
3总结
综上,针对石油天然气钻井工程,为了实现对风险的有效规避与控制,就需要实现对风险的全面且科学的识别与评估。在实际践行的过程中,结合风险的特征,实现对风险的分类识别,并运用安全检查表法、预先危险性分析法以及故障树分析法来实现对风险因素的识别与评估,进而为实现针对风险防范控制措施的制定奠定基础。
摘要：在我国石油天然气工程开发项目不断增加的背景下,相应钻井工程风险隐患问题随之凸显,一系列危险因素的存在不仅威胁到了人们的生命财产安全,同时也阻碍了行业发展步伐。因此,如何实现对石油天然气钻井工程所存在风险的有效识别与评估,以提高该项工程的安全系数,亟待解决。本文就石油天然气钻井工程风险识别与评估工作的具体开展进行了探讨,并提出了一系列对策,以供参考。
关键词：石油天然气,钻井工程,风险是被,评估,研究
参考文献
[1]张洪梅,李俊荣,尹立华,张涛,宁立伟,张庆华.石油天然气钻井工程风险量化技术[J].中国安全生产科学技术,2012,08:127~131.
[2]李鹏,赵兴华.试论石油天然气钻井工程风险识别与评价方法[J].化工管理,2016,12:76.
石油与天然气 篇8
随着我国人民生活水平的提高, 对石油与天然气的需求量越来越大, 几乎在生活中的方方面面都离不开, 并且极大的影响着我国国民经济和国防事业的发展。石油与天然气管道承载着我国油气集输的重要责任, 对石油与天然气管道工程进行管理优化以及质量评价研究显得尤为重要。历经40多年的发展历程, 石油天然气管道工程建设伴随着几代人的不懈努力, 才得以蓬勃发展, 承担起我国石油天然气集输的重要任务, 现如今, 油气管道铺设的总里程已超过50000km, 埋设在地下的管道一直连接着我国的千家万户, 形成了一套供给一体化网络[1]。石油天然气具有易燃易爆等特点, 油气中含有的有毒有害物质, 对油气管道容易造成腐蚀、腐烂等安全隐患[2]。基于此, 对油气管道工程的管理以及质量评价十分必要, 直接影响着油气管道工程的建设。
1 油气管道安装与施工管理
1.1 安装流程
油与天然气管道承载着我国油气集输的重要责任, 管道的安装主要从前期技术准备、中期施工和后期系统维护等三个方面进行展开研究。前期技术准备:实地测量、放线、管道勘察、设计、作业带清理、挖槽、布管等。中期施工:管道焊接、无损检验、补口补、试压。后期系统维护:阴极保护、构筑物的安装、联合试运。详细的油气管道安装工程流程图见图1所示。
1.2 施工管理
在油气管道安装的过程中, 要加强施工管理, 特别是安装质量的管理。一般是从影响管道安装因素进行综合考量、调配各部分技术环节, 做到协调施工, 安全推进。同时, 针对作业过程中存在的潜在质量安全问题, 要进行精细的排查、分析、预评估, 及时制定应急预案, 减小危害带来的影响, 以至于消除隐患带来的安全威胁。下文将从3个方面来研究施工管理。
1.2.1 原材料质量把关
管道原材料是管道建设的物质基础, 一切工程的质量问题首先是原材料的问题, 加强管道原材料的监控与质量管理是保证管道质量的物质前提, 同时在建设的过程中要加强施工管理。对原材料质量把关, 首先应该从管道原材料进货渠道、运输、保存、卸载、抽查、检核实等方面开展工作。原材料从出厂到工地施工, 应该处于质量监管状态下, 严格把关管道质量问题, 做到无任一次品进入作业区, 才能保证管道建设过程中所有原材料质量的可靠性、安全性[3]。
1.2.2 风险评估
施工过程中, 管道的质量以及工作人员的安全作业意识直接影响着管道建设的质量好坏, 对施工环节进行风险评估十分重要。风险评估这项工作, 需要有一支专业风险评估人员对影响工程建设的各个环节进行检测、评估, 评估的对象包括:作业安全级别、工作人员技能、设备质量、经济投入、事故发生概率、事故波及程度、以及事故处理等方面。健全的管道施工风险评估体系, 可以帮助施工管理人员清晰认识到各个环节的影响程度, 把控整个工程的运行, 以及掌握可能出现问题的应对方式, 将安全隐患降低[4]。
1.2.3 施工进度
任何一项工程的开展, 都需要制定详细的施工建设进度, 针对实际管道建设的地理位置以及风险, 施工人员会据此制定相应的工程建设周期、规划安排。首先, 合理的工程实际的具体施工方案是基础, 施工设备仪器材料准备到位, 针对各工序配备相关技术人员;然后, 根据项目方案, 工程部门与作业人员相互协调、积极配合, 稳步推进工程实施建设工作。根据施工流程以及建设进度安排下, 严格把控作业进度, 做到不懈怠、不急功、防冒失、不浪费、控质量, 严格按照工程进度安排推进, 保质保量的完成施工项目[3]。
2 油气管道工程质量评价
2.1 事前质量评价
管道工程建设事前质量评价, 是开展管道安装与施工之前一项重要的基础性质量评价工作。主要从以下几个方面进行事前质量评价工作:
(1) 相关负责人。对施工图纸与施工方案的解读是每一环节负责人必备的工作, 严格按照国家标准、行业相关规范来进行事前施工质量评价, 针对不符合相应规范的部分, 应该及时修改完善, 做到精确、精准, 为后续工作开展提供质量保证。
(2) 各项工作审核。施工前着重审核方面有:技术人员技能、原材料质量、设备仪器状态, 例如, 考核考量作业人员仪器使用技能、熟练程度, 以及考核对相关管道规范的认识程度, 抽查作业人员培训记录、抽查作业人员日常作业记录, 检查施工配套设备合格率、以及设备的相关参数是否满足本次工程作业要求。审核管道施工作业单位的资格, 是否持有国家质监局颁发的各类证书和作业许可, 确保施工作业单位资历[5]。
(3) 施工中各项材料核查。相关负责人日常基础性工作, 主要是对各项申报表、审批表的核查, 包括有管材管件质量合格报告、相关资料表格, 对上述表格报告填写完整、清晰, 核查准确无误, 以及相关责任人标注清晰、明确, 做好各项工程记录
(4) 焊接材料。管材型号、规格、质量应该要经过严格的审查与实验, 根据工程设计对管材的质量要求, 对原材料筛选与试验, 管道相关材料繁多, 特别是管道阀门, 这关系到管道输送安全, 要严格遵循选材原则, 进行抽检以及实验, 并将实验报告记录完整。
2.2 事中质量评价
事中质量评价是整个施工项目的核心阶段, 主要是对施工重点部位进行全程监控, 保障项目工程的安全平稳推进。根据施工工序, 每一道工序都要认真做好每一环节的报告, 才能进行下一步施工。
(1) 严格检查管件的质量问题, 确保管件材料防腐防锈能力, 符合工程质量要求。首先, 管件生产商必须具有相应的产品合格证明和质量检测报告书;施工单位相关技术人员, 定期对管件进行抽检以及实验, 合格的管件材料才能投入工程。针对储运特殊流体, 检测的对象包括管材脱脂效果、保护质量。施工方应重新更换管件, 检验合格的管件, 才能投入使用。
(2) 抽查检验管材规格型号、质量。评定与审核管件材料主要包括几个方面, 分别是外观完整性、尺寸、直径、壁厚、管材缩孔气孔以及裂缝等铸造工艺[6]。对施工作业进行监控, 确保管件质量是完成管道工程的基础。
(3) 监控施工各项工序。以焊接工序为例, 施工责任人要严格根据行业标准, 来开展接缝质量评价工作, 在监控管道焊接工序过程中, 进行质量把关[5,6]。
(4) 管道组装完毕之后, 施工人员严格按照国家标准, 对管道预运行进行测试, 主要包括试压、冲洗工作, 监测评价面漆施工过程。确保涂层颜色、厚度不存在掉漆, 确保针孔不存在缺陷。
2.3 事后质量评价
事后质量评价是在整个油气管道安装工作完成后, 施工负责人员对所有的施工人员、原材料以及各道工序作业进行的一次综合性评价, 是对整个管道工程建设质量评价的总结阶段。主要包括对所有施工过程中的报告、报表、清单进行复查、整理、入库;统计工程总投入施工经费等, 来对整个工程进行一次详细的经济评价, 并作出完整性的报告, 最后召开施工质量评价会, 主要是将工程施工过程中, 出现的一些问题和解决方案进行总结性汇报, 总结施工过程中好技术和方法, 以后加以利用, 避免犯同样的错误, 形成各阶段质量评价报告, 完成该工程质量评价工作。
3 结语
(1) 油气管道安装工程是一项复杂的工程, 涉及面广, 工序繁多。根据国家的相关规范, 在整个工程施工过程中, 原材料质量、施工人员技能、施工技术等方面会出现不同的问题, 对各个施工环节监控, 及时做出相应的处理方案。严格按照施工方案推进, 确保工程施工质量。
(2) 油气管道的质量评价通过事前、事中、事后三个评价环节, 对整个管道工程进行完整性的质量评价工作, 是保障工程质量的重要手段, 是管道施工安全推进的基础性工作, 确保了管道工程施工的可靠性。
摘要：石油与天然气管道承载着我国油气集输的重要责任, 对石油与天然气管道工程进行管理优化以及质量评价研究显得尤为重要。油气管道铺设、施工、安装管理是油气管道储运工程过程中重要的环节, 管道的安装工程主要从前期技术准备、中期施工和后期系统维护等三个方面进行了详细分析。油气管道的质量评价主要通过事前、事中、事后三个评价环节展开, 对整个管道工程进行完整性的质量评价工作, 是保障工程质量的重要手段, 是管道施工安全推进的基础性工作, 确保了管道工程施工的可靠性。
关键词：油气管道,安装工程,施工管理,质量评价
参考文献
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[4]张强.石油化工管道安装常见问题分析及质量控制探讨[J].中国石油和化工标准与质量, 2013, (7) :53.
[5]张永利, 郑新兵.工业管道安装过程中的焊接缺陷及预防措施[J].石油和化工设备, 2009, (12) :41-43.
石油与天然气 篇9
要想使质量目标真正地符合工作的实际情况, 以便更好的在工作中开展质量管理工作, 使质量管理真正的起到作用, 就需要对质量目标涉及到的问题进行综合考虑。那么, 我们首先要明确采油采气日常质量管理中存在什么问题, 针对目前存在的问题制定质量目标。
第一、找出日常管理中目前的弱项和存在问题。从而找出所要解决的包括不合格、缺陷、不足和与先进的差距等问题, 以不断激励员工的积极性和创造性, 实现其增值效果。
第二、对这些问题进行分析, 确定问题的范围。从而, 将那些对工作影响大的问题找出来制定质量目标。
第三、由所存在的问题引导出细节质量目标。依据日常管理中存在的问题制定的质量目标才具有针对性和挑战性, 才能在实施过程中具有可操作性。
第四、为了使制定的质量目标便于实施并真正起到作用, 我们制定的质量目标应当不低于法律法规规定的质量要求;质量目标应是可测量的, 以便于对质量目标完成的好坏进行考核。其次, 质量目标要有挑战性。这样才能使质量目标成为促进持续改进的动力, 才能实现其“增值”作用。
第五、如果已经建立了质量管理体系, 并进行了管理评审, 那么, 就需要在管理评审的过程中发现问题, 经过对质量目标适宜性、充分性和有效性进行评审, 提出纠正措施, 以改进质量目标, 使更有针对性, 更好地发挥作用。
那么, 我们来简要分析一下有关于采油采气日常生产质量管理的内容和方法。
1 针对设备方面的质量管理
油田在采油采气设备方面的投入往往都是比较大的, 设备的质量监管更成为了重中之重。加强设备的质量管理可以延长设备的使用寿命, 减少设备的维修率。在油田生产过程中, 设备的故障会严重影响油气开采的时间及产量, 若故障出现在重点井或者高产油产气井, 那么损失是比较大的, 而且设备的维修费用也是每年一笔不小的数目。在设备投产初期, 严把质量这一关是至关重要的, 而设备也如同人类一样, 一定期限内会不可避免的老化损坏, 所以, 在日常生产与检查的过程中, 从细小做起, 早发现早整改, 减少设备故障率和返修率, 从而减少停井时间以及因停井造成的损失。另一方面, 从安全角度来分析, 及早的发现和整改老化损坏的设备, 就会从根本上减少生产上的安全隐患, 减少因设备老化而引起的人员伤亡事故。
2 针对计量方面的质量管理
计量是利用科学技术和监督管理手段实现测量统一和准确的重要手段, 计量工作的好坏直接关系到油田的经济发展。如此重要的生产环节, 更离不开严格的质量管理。油田所有计量的根本都来源于计量数据, 而计量器具的质量直接关系到计量数据的准确性与可靠性。在油田生产过程中的计量数据和计量器具种类繁多, 选择适用的计量器具的同时, 加强计量器具的质量管理, 不仅可以减少计量数据的缺失性、不准确性, 而且还可以降低因计量器具故障而引起计量器具维修及校验的费用, 对油田的正常生产起到了关键性的作用。
3 针对QC小组方面的质量管理
在这个石油资源紧张、科技飞速发展的时代, 人们为了继续生存需要不断的去开拓创新来寻求生存空间, 而QC小组则能为人们提供良好的氛围及环境, 使人们不断孕育出新方法新思路。近年来, 高学历高素质的青年员工不断的加入到油田这个大家庭当中来。而初到工作岗位的他们也许还不了解QC小组的真正意义, 所以加强QC小组方面的质量管理, 是油田未来发展重中之重。QC小组人员年龄的老龄化、活动的形式化, 组员更新较慢, 小组集中活动较少等等一系列问题, 都在严重影响着QC小组的良好发展。在QC小组管理方面, 首先要利用新颖的培训形式使新员工了解QC小组的深刻意义, 提高广大青年员工的兴趣。另外, 小组组合方面可以采取以老带新的组合形式, 利用老前辈的经验和新员工扎实的理论基础不断开拓新思路新想法。给更多的青年员工搭建一个发现自己、突破自己以及展示自己真正实力的坚实平台, 从而不断促进油田的前进与发展。
4 针对日常生产监督方面的质量管理
油田的日常生产多种多样, 比如洗井质量监督、注汽质量监督、注水质量监督以及作业质量监督等等, 每一项都有自身的一个质量监督标准, 质量监督员要严格按照监督标准进行现场监督或指导。看似简单的一想工作, 但也许就在疏忽之间, 只是一个温度或者一个压力的不达标, 就会造成油气井无法正常生产, 甚至会对员工人身造成伤害, 从而使油田经济效益受到损失。
在油田日常生产过程中, 质量是影响产量的一个关键因素。它不仅保证油田持续稳产, 而且还将加快油田的快速发展, 节约生产成本。高质量的日常是提高油田经济效益的一个关键变量。在油田各个单位建立健全的质量管理体系, 可充分发动企业人员的积极性和创造性, 质量观和责任感, 自觉地以工作质量确保项目质量, 促使质量管理规范化、科学化、制度化, 促使质量管理工作向纵深发展。
摘要：本文根据油田采油采气日常管理的特点, 分别针对不同方面提出加强生产过程中日常质量管理的内容和方法, 使日常生产在质量方面获得显著的收益。
关键词：油田,采油采气,质量目标,日常管理,质量管理
参考文献
[1]陈卫军, 何有世.试论面向产品创新的质量成本控制[J].商业研究, 2003, 264[1]陈卫军, 何有世.试论面向产品创新的质量成本控制[J].商业研究, 2003, 264
[2]许庆瑞, 陈重.企业经营管理基本规律与模式[M].杭州:浙江大学出版社, 2001[2]许庆瑞, 陈重.企业经营管理基本规律与模式[M].杭州:浙江大学出版社, 2001
石油与天然气 篇10
关键词：矿区权益,会计,税法
一、矿区权益的初始计量
《企业会计准则第27号——石油天然气开采》中规定, 为取得矿区权益而发生的成本应当在发生时予以资本化。在取得矿区权益过程中会涉及申请取得矿区权益的成本 (包括探矿权使用费、采矿权使用费、土地或海域使用权支出、中介费以及可直接归属于矿区权益的其他申请取得支出) 和购买取得矿区权益的成本 (包括购买价款、中介费以及可直接归属于矿区权益的其他购买取得支出) 。根据《财政部、国家税务总局关于开采油 (气) 资源企业费用和有关固定资产折耗摊销折旧税务处理问题的通知》, 油气企业在开始商业性生产前发生的矿区权益支出, 可在发生的当期, 从本企业其他油 (气) 田收入中扣除;或者自对应的油 (气) 田开始商业性生产月份的次月起, 分3年按直线法计提的折耗准予扣除。其中矿区权益支出, 是指油气企业为了取得在矿区内的探矿权、采矿权、土地或海域使用权等所发生的各项支出, 包括有偿取得各类矿区权益的使用费、相关中介费或其他可直接归属于矿区权益的合理支出。因此, 对于矿区权益的会计初始计量和税法是一致的。
例1:某石油公司在申请某矿区权益时支付探矿权使用费10万元, 中介费5万元, 购买矿区权益价格为200万元, 其他相关费用10万元, 以银行存款的方式进行支付。其相应的会计与税法处理如下:
此项业务不会产生所得税差异。
二、矿区权益的后续计量
(一) 矿区权益计提折耗
企业应当采用产量法或年限平均法对探明矿区权益计提折耗。计提的矿区权益折耗需计入相关损益科目。企业所得税法实施条例并未对矿区权益计提折耗的相关处理给予具体规定。从理论上讲, 矿区权益计提折耗的税务处理是按直线法进行摊销。所以, 对于矿区权益的计提折耗和税法处理是一致的。
例2:某石油公司2012年年初探明矿区权益的账面价值为300万元, 该项探明矿区权益的折耗率为5%。其相应的会计与税法处理如下:
2012年探明矿区权益折耗额=探明矿区权益账面价值×探明矿区权益折耗率, 即2012年探明矿区权益折耗额=3000000×5%=150000元。
此项业务不会产生所得税差异。
(二) 矿区权益减值
1.探明矿区权益减值。对于探明矿区权益的减值, 按照《企业会计准则第8号——资产减值》处理。企业会计准则规定, 有迹象表明探明矿区权益可能发生减值时, 需要对其可变现净值或可收回金额低于账面价值的差额, 计提减值准备, 并计入当期损益。而《企业所得税法实施条例》第五十六条第三款规定, 企业持有各项资产期间资产增值或者减值, 除国务院财政、税务主管部门规定可以确认损益外, 不得调整该资产的计税基础。
例3:2012年11月, 某石油公司对探明矿区权益进行检查时发现其可能发生减值。该探明矿区权益的公允价值为200000元, 其中归属于该探明矿区权益的处置费用为30000元, 预计未来现金流量的现值为250000元。假设2011年该公司利润总额为400000元, 该公司的所得税税率为25%。其相应的会计与税法处理如下:
由于探明矿区权益的未来现金流量现值大于公允价值减去处置费用后的金额, 所以该探明矿区权益的可收回金额为250000元。假定该探明矿区权益的账面价值为300000元, 而且之前公司并未对其计提减值准备。此时, 该探明矿区权益需计提减值准备金额为300000-250000=50000元。但是税法规定不允许对其计提减值准备, 因此该探明矿区权益的计税基础为300000。
2.未探明矿区权益减值。未探明石油天然气矿区权益的减值, 适用《企业会计准则第27号——石油天然气开采》。该准则规定, 对于未探明矿区权益, 应当至少每年进行一次减值测试。未探明矿区权益公允价值低于账面价值的差额, 应当确认为减值损失, 计入当期损益。未探明矿区权益减值损失一经确认, 不得转回。但根据税法的相关规定, 对于未探明矿区权益公允价值低于账面价值的差额, 可以特殊考虑改变其计税基础。此时, 未探明石油天然气矿区权益减值与税法处理无差异。
例4:2012年, 某石油公司发现其未探明矿区权益的公允价值为180000元, 而该未探明矿区权益经过过去累计折耗后账面价值为150000。其相应的会计与税法处理如下:
此项业务不会产生所得税差异。
(三) 矿区权益转让
1.转让探明矿区权益。企业会计准则规定, 转让全部探明矿区权益的, 将转让所得与矿区权益账面价值的差额计入当期损益。转让部分探明矿区权益的, 按照转让权益和保留权益的公允价值比例, 计算确定已转让部分矿区权益账面价值, 转让所得与已转让矿区权益账面价值的差额计入当期损益。根据税法相关规定, 得知转让探明矿区权益的, 需将转让所得计入当期应纳税所得额。
例5:某石油公司转让了其拥有的部分探明矿区, 转让部分探明矿区的公允价值为20万元, 转让所得25万元。该探明矿区的整体账面原值为90万元, 已计提减值准备20万元, 目前账面价值为60万元, 公允价值为80万元。假设2012年该公司利润总额为30万元, 该公司的所得税税率为25%。
已转让部分探明矿区权益账面价值=20÷80×60=15万元, 已转让部分探明矿区权益计提资产减值准备=20÷80×20=5万元
按会计处理计算的处置资产应当计入当期损益的金额为15万元, 但由于税法规定不允许对探明矿区权益计提减值准备, 所以转让该部分探明矿区权益的计税基础金额为10万元。
2.转让单独计提减值准备的全部未探明矿区权益。转让单独计提减值准备的全部未探明矿区权益的, 转让所得与未探明矿区权益账面价值的差额, 计入当期损益。根据税法相关规定, 得知转让探明矿区权益的, 需将转让所得计入当期应纳税所得额。
例6:某石油公司拥有未探明矿区权益, 已知该未探明矿区权益的原值为100万元, 已计提减值准备20万元, 以120万元的价格转让给另一石油公司。相关会计与税务处理如下:
此业务不会产生所得税差异。
3.转让以矿区组计提减值准备的未探明矿区权益。企业会计准则规定, 转让以矿区组为基础计提减值准备的未探明矿区权益的, 如果转让所得大于矿区权益账面原值, 将其差额计入当期损益;如果转让所得小于矿区权益账面原值, 以转让所得冲减矿区权益账面原值, 不确认损益。根据税法相关规定, 转让以矿区组为基础计提减值准备的未探明矿区权益的, 将其转让所得纳入当期应纳税所得额;将其转让损失在计算应纳税所得额时予以扣除。
例7:某石油公司拥有未探明矿区A1和A2, 其中A1未探明矿区权益账面原值为100万元, A2未探明矿区权益账面原值为80万元, 未探明矿区组已计提减值准备20万元 (其中A1计提减值准备为12万元, A2计提减值准备为8万元) , 目前未探明矿区组账面价值为160万元。现在该石油公司转让未探明矿区A1, 转让所得120万元。2012年该公司利润总额为100万元, 其所得税税率为25%。
由于转让所得大于未探明A1矿区权益的账面原值, 该石油公司应将其差额确认为收益。相关账务处理如下:
按会计处理计算的A1未探明矿区应当计入当期损益的金额为20万元, 但由于税法规定允许对未探明矿区权益计提减值准备, 所以转让该部分探明矿区权益的计税基础金额为32万元。
例8:假如转让所得为80万元, 则转让所得小于未探明矿区A1的账面原值, X公司应将转让所得冲减矿区组权益的账面价值。相关账务处理如下:
此时由于转让所得小于矿区权益账面原值, 不确认损益。而税法的处理是把转让损失在应纳税所得中扣除, 所以会产生所得税差异。此业务会计上确认的损失为0元, 而从税法处理上讲, 转让该部分探明矿区权益导致8万元的财产转让损失。
参考文献
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石油与天然气 篇11
【关键词】长输管道；地下工程；钻爆法；盾构法；顶管法；水平定向穿越
引言
随着大批边远气田的发现与开发及经济的发展对能源需求的不断增长，石油天然气管道工程建设也蓬勃发展起来。自上世纪七十年代以来，长输管道技术水平在世界石油天然气的迅速发展过程中得到了很大的提高。近20年来，国内石油天然气管道建设可谓是得到了跨越式的发展，长输管道技术水平也取得了长足的进步，有的已逐步达到了世界先进水平。对于石油天然气管道工程建设，其管道地下工程施工是整个工程的重点控制项目。
近年来，我国着力与国内经济建设的发展，各项基础设施的建设发展迅猛。为促进区域经济发展，实现调整国家经济战略结构的目的，国家提出了建设高钢级、大直径、耐高压的长输管道的要求。石油天然气管道工程建设具有工期紧、施工质量要求高、工程复杂、不确定因素多的特点，但工程的预定工期长短及能否按时交付使用都直接影响项目的投资效益，备受业主重视。本文就管道地下工程建设施工工艺进行了讨论，分析了其优劣，以便为建设者选择时提供参考。
1.施工工艺概述
1.1钻爆施工工艺
在基建设施如公路、铁路的发展历程中，曾有受到地下掘进技术条件的严重研制的经历。直到19世纪中期硝化甘油和黄色炸药的出现，促成了第一台风洞凿岩机的制成，才打开了解决这个难题的缺口，世界各国也随之掀起了修筑隧道的高潮。最初时，施工方法一律都是钻爆法，如今经历了一个半世纪的发展，钻爆法已有了多种施工技术，包括喷锚支护、控制爆破、新奥法等多种。钻爆法是目前最为成熟的隧道施工方法，适用于多种地质条件和地下水条件。目前，钻爆法的发展已经使得隧道施工向全断面、大断面、高效率方向迈进了一大步。
根据围岩自稳条件的好坏，钻爆法的开挖循环顺序略有不同，而钻爆法的施工程序对于每一个开挖循环的时间起决定作用。其施工要点为在有可能的情况下，尽量采用全断面或大断面分部的开挖方法；必须采用先墙后拱的施工顺序，以保证二次衬砌的整体性。钻爆法在施工时要遵循尽量减少对围岩的破坏和扰动，保持围岩原有特性，充分发挥围岩承载作用的原则。
钻爆法施工工藝技术比较成熟，具有适合各种断面形式和各种地质条件及地下水条件、能有效控制地表下沉、经济效益好的优点，但也有许多的缺点。钻爆法本身局限性大，有许多无法克服的缺点，比如工序复杂、作业环境差、工人劳动强度大、开挖长度受限、安全性差等。如今，在追求高速、高效施工，文明、安全作业的要求下，钻爆法已经显得有点力不从心，所以建设者还在不断的探索，寻求新的掘进方法，以从根本上克服钻爆法的缺点，适应新时代的要求。
1.2盾构施工技术
盾构技术出现于十八世纪初，并在1834年成功应用于泰晤士河底隧道的修建。此后，盾构技术相继在一些工程项目上应用并且其施工工艺得到不断改进，在1887年的南伦敦铁路隧道工程中，建设者将盾构和气压施工法组合应用于施工，这也是现代盾构技术的基础。随后，从19世纪末开始，盾构技术陆续传入美国、德国、日本、前苏联等国家，使得这项技术广泛应用于各种不同的工程中并得到了不同程度的发展。到20世纪60年代中期后的20年间，盾构技术再次得到飞跃性的发展，在已有的气压式、手掘式、半机械和机械式盾构的技术基础上，出现了能应用于软粘土的挤压式盾构技术，后来，在此基础上发展出的封闭式盾构形成了现代盾构技术的主流方向。
封闭式盾构的原理是利用泥水压力或土舱压力，平衡开挖面上的土压力，以达到安全和快速施工的目的。现今世界上大部分都采用封闭式的泥水式或土压平衡式盾构技术。盾构法的施工技术特点主要有以下四点：（1）对周围环境影响很小；盾构法施工在隧道沿线除盾构竖井处需要占一定场地外，基本不需要其它施工场地，因而也无需拆迁，所以尤其适用于城市地下工程的施工。并且，盾构法施工时一般都不需要对地下水进行处理，施工时基本无噪声和振动等施工污染；（2）盾构机的专用性强；一般盾构机都是根据每个施工隧道的条件专门设计，一台盾构机只适用于一个区间的隧道施工，也就是说是隧道某一区间的专用设备。当要将盾构机用于其它区段或隧道时，因为其断面大小、埋深条件、围岩等级等基本条件的不同，一般都需要将盾构机作相应改造，才能使用；（3）盾构法对施工的精度要求高；（4）盾构法施工时不可后退。
1.3顶管施工技术
继盾构法施工技术之后，又发展了一种新的管道施工方法——顶管法。与盾构法相比，顶管法掘进不需要衬砌，节约材料，出渣也少，并且工期短，更安全，适用于在土质较软地区、交通干线附近的管道工程施工。
1.4水平定向钻穿越施工技术
这是一种新型的管道非开挖施工方法，适用于通过大型河流的大跨度、大直径管道穿越工程。该技术对地面建筑物和设施不会有任何干扰或损坏，施工精度高，有良好的社会效益，但是动用的机械设备和配套设施也多，工程量一般很大，工序复杂。
2.工程概况
忠武输气管道工程连接川渝气区和湖北、湖南两省的一条能源大动脉。它包括重庆忠县至湖北武汉的干线管道以及荆州至襄樊、潜江至湘潭、武汉至黄石三条支线，管道总长度为1347.3公里。管道沿途经重庆市、湖北省的16个县级以上行政区。忠县长江穿越是忠县—武汉输气管道工程穿越之一。忠县为重庆市下辖县，年平均气温为18.2摄氏度，年平均降雨172.1mm。穿越处河谷为宽谷型横向谷，北陡南缓的不对称U形，水深由北向南，由深至泓区紧靠河床北侧，深泓区最大水深约15m。枯水期水面宽约360m，洪水期宽度可达900据万县水文站资料记载，该江段最大流400m3/s，最小流690m3/s，年平均流121m3/s。三峡水库防洪限制水位调幅带为175m，随着三峡工程的兴建和建成后投入运峡水库的水位将逐渐抬升至吴淞高程175m。
管道工程测区属单倾斜构造，岩层产状倾向280°—310°，倾角4°—8°，未见断裂，仅砂岩中存在几组裂隙。第四系冲击层主要分布于长江两岸漫滩、阶地。此外，在山间洼地、斜坡及陡崖前缘地带分布有大量的残积物、坡积物及崩坡积物。
3.穿越方案比选
根据忠县长江穿越的具体地质条件，定向钻穿越管道整体过江的方案因无组焊场地而无法实施。顶管法隧道穿越一次要顶管近1700m的硬质河床，困难多，风险性较大，也不予考虑。
通过分析筛选，制定的管道过江的两个预选方案中选择：钻爆隧道法和盾构隧道法。钻爆隧道方案工期相对较长，但因在国内施工，施工前期准备工作好开展，能尽早开始施工，盾构隧道方案受盾构机的定购、制造、供货等诸多环节的影响，需半年甚至一年后方可开工。从工期考虑，钻爆隧道方案较具优势。综合分析，忠县长江穿越决定采用钻爆隧道方案。
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石油与天然气 篇12
财政部国家税务总局《关于全国实施增值税转型改革若干问题的通知》 (财税 (2008) 170号) 2009年1月1日实施, 允许纳税人抵扣固定资产进项税额, 而在2009年1月1日前固定资产进项税不允许抵扣, 只是部分地方作为试点。那么在此项政策变化前后, 关于混合销售的税收筹划方案也截然不同。
一、固定资产进项税不允许抵扣期间的混合销售的税收筹划方案
该公司从中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司购进经过净化的天然气, 经过该公司铺设的管道输送至全省各主要城市。这项业务涉及两方面, 一是天然气销售, 二是天然气管道输送。2007年9月之前, 该公司向下游各城市天然气用户销售天然气开具发票方式为:销售天然气开具增值税发票, 管道运输开具管道运输发票, 相应缴纳增值税和营业税。
其一, 作为混合销售行为的依据。《中华人民共和国增值税暂行条例实施细则》第五条规定, “一项销售行为如果既涉及货物又涉及非增值税应税劳务, 为混合销售行为。除本细则第六条的规定外, 从事货物的生产、批发或者零售的企业、企业性单位和个体工商户的混合销售行为, 视为销售货物, 应当缴纳增值税”, “所称从事货物的生产、批发或者零售的企业、企业性单位和个体工商户, 包括以从事货物的生产、批发或者零售为主, 并兼营非增值税应税劳务的单位和个体工商户在内”。根据这一规定, 该公司天然气销售与管道运输不符合《中华人民共和国增值税暂行条例实施细则》第五条“一项销售行为如果既涉及货物又涉及非增值税应税劳务, 为混合销售行为”, 应视同销售天然气行为, 缴纳增值税。
其二, 作为兼营行为的依据。同时税法规定营业税的纳税人兼营应税劳务与货物或非应税劳务行为的, 应分别核算应税劳务的营业额与货物或非应税劳务的销售额。该公司的主要经营范围是天然气输送, 根据这一规定, 天然气管道输送应属于营业税应税劳务, 而天然气销售行为应该被确认为上述兼营行为, 可以将天然气销售与天然气管输收入在账务中分开核算, 分别以营业税、增值税进行申报缴纳。该公司为此请示西安市地方税务局, 并得到西安市市地税字【1998】10文件批复, 内容大致:经电话请示陕西省地方税务局答复, 根据国税发【1994】245号下发给辽、冀、苏省国税局的文件规定, 可参照执行中石油天然气关于原油销售与管道运输分别缴纳增值税与营业税。该公司据此批文将天然气销售与天然气管道输送作为兼营行为, 分别以增值税、营业税进行核算申报。
上文所述的西安市地方税务局市地税字【1998】10号文件的签发存有疑问。首先, 税法明确规定:纳税人的销售行为是否属于混合销售行为由国家税务总局确定。而该文件是由西安市地方税务局签发, 电话请示陕西省地方税务局, 没有通过西安市国家税务局及陕西省国家税务局, 不符合税法规定程序;其次, 国税发【1994】245号是下发给辽宁、河北、江苏省国税局, 陕西省国家税务局没有请示国家税务总局是否可以参照执行, 参照执行理由不充分。
在2009年1月1日前解决这一问题可以进行的税收筹划方案是独立于该公司成立天然气销售公司, 由销售公司向各下游用户销售天然气, 开具增值税发票;该公司成为独立的管道运输企业, 各下游企业委托其管道输送所购天然气, 该公司向下游用户开具管道输送发票, 从而回避混合销售行为的出现。天然气销售适用的增值税税率为13%, 管道运输适用营业税税率为3%, 如果对管输收入征收增值税, 则要多征10%的税款, 按2005年完成的管输收入46537万元计算, 则比营业税多缴纳4 654万元的增值税款。相应的城建税、教育费附加多缴465万元。本项税收筹划方案在这一时期的税收政策下是可行的。
二、固定资产进项税允许抵扣期间的混合销售的税收筹划方案
该公司天然气长输管道基本建设与天然气销售经营并行, 自2003年靖西二线基本建设以来, 该公司历年一直持续进行较大规模的固定资产投资。独立成立天然气销售公司回避混合销售的纳税筹划方案在2009年1月1日前固定资产进项税不允许抵扣政策情况下比较适宜。
2009年1月1日起财税 (2008) 170号文件执行固定资产进项税允许抵扣之后, 情况就发生了实质变化。适逢该公司“气化陕西”工程的实施, 该公司固定资产投资金额大、工期长, 大量的固定资产采购会带来巨额的符合抵扣条件的增值税进项税额, 在这种背景下, 原先采用的单独成立天然气销售公司的税收筹划方案就不再适合。这个时期采取混合销售政策, 使固定资产投资带来的增值税进项税充分抵减天然气销售产生的销项税, 从而为公司合理避税, 并可以为企业节约与税款相当的流动资金运用于企业经营与建设中, 带来额外的经济效益。
事实上, 该公司2008年8月13日上市前, 西安市经济技术开发区、国家税务局于2007年9月就已界定该公司天然气销售与管道运输为混合销售, 并开始缴纳增值税。这一改变, 为后来的固定资产采购增值税进项税抵扣反而带来益处。
综上案例, 税收筹划不能一蹴而就, 应根据税收政策的变化及纳税人的实际经营情况及时调整, 甚至是前瞻性的预测与调整。
摘要：税收筹划是指在税收政策允许的条件下, 事前选择税收利益最大化的纳税方案。以陕西省天然气股份有限公司为例, 分析固定资产进项税允许抵扣政策公布前后, 采取不同纳税筹划方案对企业的影响, 从而阐述税收筹划应根据税收政策的变化而调整。