油气生产（精选10篇）
油气生产 篇1
一、研究背景与现状
油气生产属于采掘业, 从事石油资源开发。但我国大多数油田公司经过几十年的勘探开发已基本相继进入中后期开采阶段, 高投资、高成本、高消耗已成为常态。采油生产成本居高不下, 持续提高经济效益的形势与压力越来越严峻, 迫切需要采用新的成本核算和控制方法。许多油田公司积极采取各种技术和管理方法降低油气的生产成本, 开始借鉴作业标准成本法, 即把作业成本法与标准成本结合起来, 建立油气作业的标准成本体系, 这对于实现“低成本开发战略”和“精细化管理”具有重要的理论价值和现实意义。
由于油气生产成本不同开发生产阶段差异较大, 并且随油气资源的自然地质条件、开发技术条件而不同, 随条件变动而变动, 且参数复杂。因此, 简单地将适用于制造业的传统标准成本方法移植到油气开发企业, 效果会受限或失败, 需要引进油气生产作业标准成本, 分作业制定标准成本, 才能提高油气开发成本控制的效果。从现实来看, 我国大多数油气生产企业, 都积极建立作业标准成本体系, 运用作业标准成本来核算和控制成本。
自从1909年, 泰勒理论的继承者美国效率工程师哈尔顿·爱默森 (H.Emeson) 在《作为经营和工资效率》一文中, 对标准成本进行了详尽全面的介绍。20世纪20年代, 为配合泰勒制的实施, 标准成本方法开始引进到成本管理中, 成为成本会计方法的组成部分之一。
1991年突尼 (Peter B.B.Tunney) 发表了《ABC的功效:怎样成功地推进作业基础成本计算》, 论述了如何实施ABC以及作业成本法实施的功效。此时, 作业成本法作为一种成本控制与计算方法逐渐形成了较为完善的理论, 成为美国大企业成本控制的一种代表模式。
自1988年以来, 我国开始研究和使用作业成本法, 并取得了很大进展。最早的如许继电气、东风汽车等都取得了成功。王平心在“适应先进制造系统的作业会计研究”课题研究中, 在西安变压器厂、咸阳钢绳厂、西安高压开关厂、中原油田特车厂等企业开展应用研究, 取得了丰富研究成果。江苏一德集团的王志敏 (2006) 在他的论文《作业成本法运用中存在的问题及改进对策》中总结了作业成本法在我国企业的实践。刘卫京、方莉 (2014) 对作业成本管理方法在石油企业中应用进行了研究, 认为成本费用与相应的成本动因合理分配是油气生产成本控制的重要一环。代伯春 (2015) 从作业成本法的概念出发, 分析了在石油企业应用作业成本法的可行性。
但是, 从现有研究文献和研究成果看, 把作业与标准成本结合起来, 运用于油气开采企业成本管理和控制实践的研究文献、研究成果还很少。油气生产作业的成本动因选择与划分, 也由于石油企业生产成本的特殊性, 成为了成功运用作业标准成本的关键, 必须运用科学方法予以解决。因此, 本研究具有重要的理论价值和实际意义。
二、油气生产作业区划分与成本动因识别
根据油气成本发生的特性, 油气生产成本一般分为三部分, 即生产基本运行费用、生产保障费用、措施作业和专项支出等。根据生产工艺和作业环节, 油气生产作业又进一步细分为采油系统、注水系统、集输系统、井下作业系统、运输系统五大专业系统和管理费用、社会成本两个专项成本库。通过采油业务流程设立作业成本库, 建立作业成本中心。由此, 整体作业流程可划分为注水作业、采油作业、集输生产作业、井下作业和运输作业等五大作业区间, 而每个作业过程又可以具体划分为若干个明细作业过程。
成本动因识别主要是识别在油气生产过程中, 是什么因素引起了成本?即识别 (选择) 引起成本、发生成本的动因。
油气生产成本是油气生产状况的直接体现, 油气生产成本的传统分类方法是按成本要素进行分类。这样分类的弊端是只注重生产后的成本管理, 难以将成本准确分配到各生产单元, 不能清晰表明产品生产过程中的资源消耗, 难以落实各项工序和作业的成本责任, 不利于资源节约, 不利于控制成本, 也不利于建立油气生产全过程的责任制度和建立有效的激励与约束机制。因此, 必须要运用成本动因识别对油气生产的成本构成进行科学分类, 有助于合理分析油气生产成本产生的原因, 对有效控制生产成本有重要的现实意义。针对油气生产特点和作业流程划分, 成本动因的识别必须遵循尊重生产实际、代表性、同质性和独立性的原则。
三、油气生产作业成本动因的选择
通常情况下, 影响油气生产作业成本动因设计的因素有:油气产品/服务成本精确度的要求、油气产品多样化程度、批量多样化程度、作业成本库大小、部门经理行为因素等。确定油气生产成本动因时, 除了考虑成本标的有关要求和特性之外, 最主要应结合油气开采的作业流程来设计。
油气开采作业流程, 以采油作业为例, 集中的油井都直接用管线输油, 从井口输送到一般的转油点, 多口井的原油汇集到转油点后, 再加压后通过集输管线外输至转油站, 转油站再次加压外输到集输站, 再次经过沉降脱水、污水处理等工序, 最后交输油公司外输卖出。
油气开采生产作业的特征主要体现在:一是作业是投入产出因果连动的实体;二是作业贯穿于油气生产经营的全过程, 构成包容企业内部和连接企业外部的作业链;三是油气开采作业是可量化的基准。因此, 油气开采的每一项作业, 都可看作是一个典型作业成本模型中的最小成本归集单元。也可以把油气开采作业看作是由一系列更详细的任务所构成。因此, 根据油气生产实际和组织结构等情况, 对成本动因加以分析, 可分为注入作业、采出作业、集输处理作业、生产管理作业、辅助作业等五个。
1、注入作业:
是以注入适量水为前提, 以保护油层为基础, 达到保持油层压力, 实现油田稳产增产的目的, 将液体利用高压注入泵增压, 通过注入井井口注入油层, 保持油层压力, 提高采油速度和采收率的生产过程。此作业又分注水、注聚和辅助三个二级作业。由于注入作业主要资源的成本动因是注入液量和辅助作业次数, 因此可设计为一个成本动因。
2、采出作业:
是将电能转换为机械能, 通过地下装置将原油举升到地面, 汇集到计量间, 输送到转油站的生产过程。采出作业是整个油气田生产系统中的重要部分, 是作业成本的主要发生环节。采出作业分提液、捞油、监测、管理、采气、安全等六个环节。采出作业主要资源的成本动因是采出液量和辅助作业次数, 可设计为一个成本动因。
3、集输处理作业:
是油气田生产作业的另一重要环节, 油气经开采作业之后要进行集中、计量、加工、分离、外送等后续作业, 它对应着产品的最终归集和形成, 以达到商品油 (气) 的标准。集输处理作业包括油气集输和油气处理两套系统。其中, 油气集输是从油井开始经计量站到转油站, 再到油库, 由不同尺寸的管网和各种专用设备组成, 油井产出的油、气、水混合物经出油管线进入计量站, 经初级的油、气、水三项分离后, 分别计量出油井的油、气、水日产量;再经输油管线混输进集油站, 经过油、气、水三项分离和原油脱脂净化后, 再经加热和加压输向油库。
油井产出的油气产品, 经过上述过程集输处理后, 原油即成为商品油以外销或出口, 天然气则加压输往气体处理厂进行加工处理, 成为商品天然气对外供应。原油净化脱出的含油污水送往含油污水处理站进行处理, 处理合格后加压回注到油田地下。
集输处理又分转油、脱水外输、污油回收、污水处理、增压输气、反冲洗、辅助等作业。集输处理作业中, 主要资源的成本动因是处理液量。因此, 可视为一个成本动因。
4、生产管理作业:
指为维持油田正常生产所设置的管理机构和部门进行的生产管理活动。生产管理作业中心主要包括厂、矿机关, 成本重点是各级管理费用。
生产管理作业中, 主要资源的成本动因是人员数量、生产规模, 可设计为一个成本动因。
5、辅助作业:
指为油气田主要生产单位提供修井、电力维护、机泵修理等劳务的活动。辅助作业与其他作业中心密切相关, 为油田生产提供技术保障和支持。
油气生产运营是一项庞大复杂的系统工程, 涉及许多部门的参与、服务和配合, 除采油和集输等基本生产作业外, 还需要地质勘查、采油工艺、生产规划设计、检测、供应等部门的服务支撑。一级作业包括地质勘查、采油工艺、规划设计、检测、供应等五个二级作业。它们相互独立, 构成辅助生产作业的全部内容。
油气田企业的生产辅助作业由于各油气田企业的组织结构不同, 辅助作业中心也可能不相同。应根据实际情况作出处理, 一般可以设计为一个成本动因。
另外, 在选择油气生产作业成本动因时, 需要注意产品的多样化程度。多种产品按不同比例消耗某项作业时, 称为产品多样化。它可用单位产品消耗作业的不同比率来表示。显然, 比率差异越大, 产品多样化程度越高。
产品多样化程度越高, 产品成本的扭曲程度越大。这时, 需要通过增加作业动因的数量来跟踪产品成本, 才能有效提高产品成本精确度, 降低成本扭曲。
四、结论及对策
随着油气开采企业生产过程的复杂化和精细化, 作业成本动因的数目也在日趋增长。这直接导致油气生产成本核算工作量急剧增加, 使得成本管理更加繁琐和不经济。在设计油气生产作业标准成本管理体系时, 合理选择成本动因, 通过将不同产品消耗比例相同或接近的成本动因合并, 可以在降低作业成本的同时, 获得满意的计算油气生产成本精确度。
在现代化的油气生产环境下, 生产组织细分的作业层级愈来愈多, 宽度也愈来愈大。若对每种产品所消耗的作业或每项作业所消耗的资源, 都选择相应的成本动因并加以详细计量, 无疑会使成本信息的纯粹性和精确性大大加强, 但难免会人为地低估或高估成本数据的统计误差以及不同系统或层级成本动因的冲突, 所以未必能够有效地为成本决策服务。因此, 成本的动因合并, 无疑会减少成本核算的工作量, 使成本信息更好地发挥其作用。
建立油气作业的标准成本体系, 准确计算成本, 有效控制费用, 需要对油气生产的采油采气作业的成本动因进行分析。将油气生产中对采油采气生产作业影响最直接、比重最大、符合成本动因标准的影响因素作为作业资源的成本动因, 并在推行作业标准成本管理体系的过程中, 不断改进、细化、科学划分作业, 明确作业成本动因, 达到加强管理、降低成本的目标。
参考文献
[1]Brimson, J.A.Activity accounting:an activity—based costing approach[J].John Wiley&Sons, lnc, 1991.4.
[2]王平心, 靳庆鲁, 柯大钢.作业成本法在中国企业的应用探讨[J].中国会计与财务研究, 2000.2.
[3]刘卫京, 方莉.作业成本管理方法在石油企业中应用的研究[J].财经界, 2014.21.
[4]代伯春.石油钻井企业作业成本法应用浅析[J].中小企业管理与科技, 2015.6.
油气生产 篇2
针对油气生产危险源的种种特性和规律,运用HSE管理体系的核心理念和管理原则,对生产场所从高能量物质的性质和状态进行分类和确定,记录其所在地点、数量、性质、流向或扩散方向和周围环境,形成一个危险源集合;组织相关专家和机构,对该集合进行系统分析、科学评价;制定风险控制措施和风险削减措施并记录在案,适时实施以求风险最小.该方法的`一些作法已在大庆油田等诸多油气生产企业使用且行之有效.
作 者：郭志伟 于顺安 GUO Zhi-wei YU Shun-an 作者单位：郭志伟,GUO Zhi-wei(大庆油田有限责任公司质量安全环保部,大庆,163458)
于顺安,YU Shun-an(大庆油田有限责任公司第一采油厂,大庆,163458)
油气生产 篇3
文章针对松散型油气田工程建设的特点，结合以往工程出现的问题，对工程的生产组织管理展开分析和思考，对生产组织管理的相关环节提出了一系列建议。
前言
油气田井多成零散分布，所处地区多为戈壁、荒漠等无人区，环境恶劣，给油气田工程的建设带来相当的难度。而松散型油气田工程建设受到的影响更大，除具备建筑工程的一般特点外，还具有一定的特殊性：
（1）建设工地成分散布局，点多、面广，各工作点对材料、设备、人员的配置要求较高；
（2）自然环境恶劣，社会依托条件差，生活设施建设投入大；
（3）交通运输条件差，部分区域仍存在信息不畅、无交通公路现象，材料、设备运输难度大，人员、机械、设备调动费用高；
（4）业余生活单调、乏味，职工工作积极性、效率呈降低趋势。
在初步进入、并参与松散型油气田工程建设的生产组织管理中，我们发现了如下几个问题：
（1）职工未掌握工程建设特点，多以以往自身经验、书面技术资料开展工作，造成工作得不到及时、有效开展；
（2）施工面广，人员、设备、机具较集中，致使工作中出现频繁调动人、机的现象，造成工作内容集中未进行有效处理；
（3）各工作点往往出现因为缺少一个阀门、螺栓或垫片，甚至汽柴油，而出现紧急运输和采购的现象，对生产造成制约；
（4）生活条件、娱乐设施差，职工工作积极性不高，部分存在消极怠工现象。
鉴于松散型油气田工程建设中出现的上述问题，我们对工程的开展进行了分析，并从以下几方面进行了讨论和总结。
1.施工准备
工程开工前的准备工作包括：组织准备、技术准备、物资准备、后勤保障准备。
1.1 组织准备
项目部是工程顺利开展的组织保障，而松散型油气田工程的组织机构将是项目部设置于现场的指挥部，直接指挥、领导、组织该工程的开展。
工程开工前，项目部应组织技术、生产、质量、安全、物资、经营、人事等部门召开专题会，初步确定主体各阶段应涉及的管理人员名单，建立工程现场组织机构，并明确各岗位应掌握的知识和技能，落实岗位职责；同时，结合图纸、工程地理特点等因素，对拟拟参与的工程队实施审查，从而初步确定参战工程队。
确定现场管理机构、工程队后，项目部应与现场负责人签订责任书（必要时，应与现场管理人员签订责任书），根据工程承包合同、费用控制要求、总体施工计划等内容，明确该工程的生产、质量、HSE、经济目标，并确定严格的检查、监督、考核机制；同时，项目部应与工程队签订责任书、安全协议等，明确工程队的生产、质量、HSE目标，并订立严格检查、监督、考核机制，明确工程队义务以及责任追究办法。
1.2 技术准备
技术准备是施工准备的核心。它不仅为工程提供相应的技术指导，还为工程预算、生产计划的开展提供强有力的依据。技术准备主要包括如下内容：
（1）熟悉、审查施工图纸和有关的设计资料即项目部应组织生产、技术、质量、物资等部门熟悉、审查施工图纸的依据、目的和内容，从而明确工作量、工程内容，收集、掌握技术规范和质量验收标准，协商、落实重要物资的采购工作，确保工程施工不得偏离业主、设计的最终目标。
（2）原始资料的调查分析即项目部不仅应组织对工程建设地点开展地理位置、土壤性质和类别、冻结深度、冬雨季期限、气候、周围环境等自然条件的调查分析，还应组织对施工地区的经济条件、物资供应能力、地方能源、交通运输状况、劳动力和技术水平状况等社会状况开展调查分析。另外，项目部应注重收集类似工程施工的先进技术、成功经验，调查、分析该区域、类似工程上作业队伍、人员的经验，以更好的指导项目部的工作。
（3）编制施工组织设计即在完成上述工作的同时，项目部应组织技术、生产、经营等部门开展施工组织设计的编制工作，以便指导施工现场的全部生产活动，同时保障项目经济目标的实现。
1.3 物资准备
材料、构 (配)件、制品、机具和设备是保证施工顺利进行的物资基础。为了保障物资的及时、顺利达到现场，项目部在组织进行展开技术准备的同时，应组织物资、技术、质量部门共同制定、审核物资采购计划，落实货源、安排运输和储备，并向现场组织管理机构提供物资到货计划，以便开展相应的施工作业。
1.4 施工现场准备
施工现场的准备工作，是为了给拟建工程的施工创造有利的施工条件和物资保证。其具体内容不仅包括场地控制网的测量、"三通一平" 、施工机具的安装与调试，还应该包括生活营区的规划、库房的建设以及消防、保安等设施的建设和安装，从而使整个现场具备开工条件，且达到油田公司规定的HSE配置标准
2.生产计划的科学制定与实施
2.1 生产计划的科学制定
生产计划是对部门、工程队、职工开展工作的时间规划，指导人员、物资、设备、资源的安排与调度，以实现合同要求、资源的有效利用以及项目的经济效益。
首先，生产计划的制定应充分考虑技术、质量方面的要求。先进的施工技术和方法，往往能极大地提高工作效率，缩短工期；而为保证工程质量开展的检验、复验以及对不合格品的处理工作，又往往制约了生产的进行，延长工期。
其次，生产计划应根据物资到货情况而调整。鉴于部分物资采购、设备制造、运输周期比较长，大型机械、设备的调运、组装、调试周期相对不稳定等因素，生产部门在制定生产计划时，必须充分结合物资到货情况，科学组织施工，以实现设备的及时安装、物资的有效利用。
再次，生产计划应与经营预算做好统筹。生产计划的调整，往往涉及工作任务的变化、机械设备的调整、作业人员的增减、生活设施的调整等内容，极大地影响项目部的费用和投资变化，给项目部的经济效益带来影响。因此，生产计划的编制应与经营预算做好统筹，以满足工程承包合同要求、保障项目经济效益。
2.2 计划执行的跟踪与调整
制定了科学的生产计划，如果工程现场未能按照该计划严格执行，如果工程队各自为营的开展工作，那么工程不仅无法实现顺利投产，还将给经济效益带来不利影响。
为了保障生产计划的严格执行，工程现场应建立严格的生产检查、监督制度，按日、周、月或季度安排专人分区域、分专业分工程队对生产计划执行情况进行跟踪，查处计划执行中不到位的问题和因素，并及时采取有效措施实施纠正，保证偏差能在规定期限内实现整改。对于因特殊原因无法及时开展的计划内容，工程现场应及时的对生产计划实施调整，并组织按照新计划开展物资、人员、设施等准备、调动工作。
3.后勤保障管理应积极支持生产
在对工程进行生产计划编制、落实的同时，项目部应根据生产进度、职工进场计划组织对生活设施进行计划、布置和安排，提前做好职工宿舍、食堂、澡堂、洗漱设施的规划和设置。鉴于松散型油气田工程多处于荒芜地区、生活条件差，项目部应对职工的饮食、住宿、娱乐等生活设施做好重点保障，稳定职工情绪，保持职工参与工作的积极性。
松散型油气田工程作业点多远离生活基地，为保证职工正常上下班，且保障物资、材料运输到位，项目部应合理、经济地配置物资运输车和职工上下班班车，并加强车辆的统一调配、协调、管理工作，逐步安排专人对车辆实施管理。
4.物资、设备管理应全面配合生产
4.1 物资的现场规范化管理
为进一步加强物资管理，保障各项物资得到有效利用，杜绝物资丢失、材料用错等现象的发生，项目部应于工程现场设置统一规范的库房，安排专人实施库房管理工作。该库房应按公司规定进行统一布置，经质量、技术、物资、安全管理部门进行联合验收，保障储备条件符合各项要求，并落实各部门的管理职责；工程现场应建立物资出入库管理制度，更新、维护库房的物资台账，并尽量做好物资用途、用处的登记管理工作。
鉴于参战工程队只负责当日作业需用物资、工机具的储存和保管工作，工程现场应避免设置过多的、零散的库房，避免因工程队对库房管理不到位而造成的材料丢失、误用、代用的现象发生，进一步保障易燃物资、可燃物资、危化物资的规范储存和保管。
4.2 机具、设备的强力保障
机具、设备是保障工程生产顺利进行的有力武器，机具、设备配置的齐全、完善将极大地支持各项工作的开展，先进机具、设备的使用更能减少人工量、提高生产效率。
工程现场应强化认真研究、分析工程进度计划，充分分析生产各阶段应配置、使用的机具、设备，并制定相应的机具、设备需求计划，明确所需机具、设备数量及规格要求，初步确定其入场时间、工作内容、退场时间，报项目部进行统一审核、实施。项目部在对工程生产计划开展审核的同时，应组织生产、技术、物资、经营等管理部门对机具、设备需求计划开展讨论、分析，衡量其在生产计划中的作用，分析其消耗费用与产生效益间的关系，从而科学地、经济地制定机具、设备配置计划，进一步落实机具、设备来源，为下一步工作的开展做好保障。
鉴于分包商在机具、设备配置方面的独立性，工程现场应加强对工程队在此方面的检查、监督力度，强化对工程队生产工作进展的分析、讨论，必要时，应将工程队机具、设备纳入项目部进行统一管理、调配，避免资源浪费或缺乏的现象发生。
4.3 掌握物资、设备状态，适时进行调控
随着物资的消耗，工程中往往出现物资漏报、设计缺陷、质量不合格等现象，为了保障生产的顺利进行，工程现场应安排专人对物资的消耗情况、使用状况进行跟踪检查，并按照物资供应计划、设计图纸于现场进行确认、验收，及时向项目部反馈相关信息，以便及时采取措施，对物资供应实施调控。
为了保障机具、设备的完好，工程现场应落实专人负责机具、设备的日常使用、维护、保养、检查等工作，对职工进行特殊机械、设备的使用指导、培训，避免因机械、机具、设备的缺陷对生产造成严重制约。
5.更大程度的调动职工的积极性与创造性
5.1 开发管理人员的潜力，拓展其管理范围
鉴于工作点分散、项目管理人员配置较少的特点，项目部应进一步加强对管理人员的培训和教育工作，从多方面加强管理人员的能力锻炼，如可从其特长出发逐步扩大其管理范围，加强对其开展工作的检查、指导，并可适当的增加对其工作的考核，激励其参与到其他专业管理中来。
5.2 强化工程队管理，在适当范围发挥队伍的自主性
在工程队管理方面，项目部在与工程队签订责任书的同时，应充分授权工程现场对工程队实施调配、考核。工程现场根据整体计划，制定工程队的日、周、月度生产任务，落实专人对其任务完成情况实施跟踪、检查，保证重要任务、关键节点的及时完成，避免各自为营的生产方式发生。
另一方面，工程现场应加强对工程队在关键工序施工中的技术、方法的指导工作，严格杜绝工程队采取不符计划要求的施工方法和技术。
工程现场在保证生产任务、经济控制指标任务完成的情况下，应充分考察并发挥工程队在其他方面的自主管理能力，努力调动队伍的自主性、创造性和积极性。
5.3 营造合作氛围，铸造团队精神
团队精神，是大局意识、协作精神和服务精神的集中体现。它不仅能增强成员的主观能动性和团队协作意识，提升团队向心力、凝聚力，还可以保障团队工作中及时沟通、有效执行，把个体利益和整体利益和谐统一。良好的团队合作能够促进成员之间更加团结起来，朝着同一目标充分发挥工作潜能，促进项目工作的高效率运转。因此，项目部在组织对工程开展管理、生产的同时，应重点在团队建设方面进行健全和改进。
工程现场应积极组织职工开展团队意识教育，加强团队内部的沟通、交流，通过组织团体协作活动，是职工在亲身参与中增强团队合作意识。另一方面，项目部应在队伍建设中，应积极开展、倡导团队文化建设，通过领导参与指导、职工积极参加，逐步铸造项目部的团队精神。
结束语
针对松散型油气田工程建设，项目部应充分发挥项目基地的统一组织、协调能力，积极开发现场组织的管理、执行能力，在团队合作的氛围中，全面调动职工的积极性、创造性、工作能力，才能使工程的得到顺利开展，才能完成目标，并使生产组织管理水平得到更大的提高。
参考文献：
现代生产管理中国人民大学出版社汪星明/施礼明 编著
油气生产成本影响因素实证研究 篇4
一、研究设计
(一)研究假设
油气生产成本是指在一定时期内为生产一定数量的商品产品所发生的各种耗费及支出,包括将石油和天然气提升至地面,然后进行集输、处理、加工、储存以及组织生产等开采活动所发生的成本,以及各种固定资产折旧、油气资产折耗等。油气生产成本构成项目包括油气提升费、驱油物注入费、井下作业费、测井试井费、轻烃回收费、稠油热采费、油气处理费、输油输气费、油区维护费、制造费用以及其他支出等。油气单位生产成本是油气生产总成本与油气总产量之比,反映了单位产出的成本消耗量,是决定油气生产效益的关键指标。在技术和管理水平相当的条件下,油气田的资源条件以及开发生产特性会对油气单位生产成本产生重要的影响。
产量。规模效益在任何行业的生产中都能得到体现,油气生产也不例外。在其他因素不变的前提下,油田产量越高,单位生产成本越低。
假设1:油气田产量与单位生产成本负相关。
含水率。随着油田的不断开发,油层中流体的分布状况及性质也随着改变,主要改变因素之一是综合含水上升、产油量下降。随着含水率的上升,油田单位生产成本通常会不断增加。
假设2:含水率与单位生产成本正相关。
油藏类型。根据圈闭的成因类型,油气藏可分为构造油气藏、地层油气藏、岩性油气藏三大类。构造油气藏是构造运动使储油层发生皱褶、断裂等形变,从而形成了圈闭条件的油气藏;地层油气藏主要是由沉积间断以后新沉积的不渗透地层形成的油气藏;岩性油气藏是由于储油层本身的岩石性质变化形成的油气藏。油气藏的类型会对油气开采难度产生影响。江苏油田的油气藏可以划分为两类,一类是构造油气藏,另一类是岩性油气藏。江苏油田的构造油气藏具有复杂断块油气藏的特点,开采难度比较大。
假设3:复杂断块油气藏生产成本高于岩性油气藏生产成本。
驱动方式。驱油能量是指推动原油流入井底的动力。对于一个具体油藏来讲,可以同时具有几种驱油能量。人们依据起主导作用的驱油能量的不同,将油藏划分为水压驱动、弹性驱动、溶解气驱动等不同驱动方式。水压驱动是靠油藏的边水、底水或注入水的压力作用把原油推向井底的;如果驱油流向井内的动力主要依靠液体(油和水)及岩石的弹性能,则这种方式称为弹性驱动方式;溶解气驱是依靠原油中溶解气分离后所产生的膨胀能量推动原油流向井底。在这几种驱动方式中,以水压驱动方式开发效果最好,原油产量高、采收率高、采油成本低。而溶解气驱方式是纯消耗能量的开采方式,油层的采收率很低,相对而言,这种驱动方式导致较高的单位生产成本。
假设4:水压驱动的油田单位生产成本低于溶解气驱或弹性驱的单位生产成本。
开发方式。开发方式是指依靠天然能量开发还是依靠注水等方式开发。由于注水开发通常需要增加注水井,注水过程同样需要各种消耗,因此在各种条件相当的情况下,天然能量开发与注水开发相比成本应该是比较低的。
假设5:注水开发的单位生产成本高于天然能量开发。
开发阶段。油田的开发生产通常都会经历产量上升、稳定、递减几个阶段,因此把开发阶段划分为上升期、稳产期和递减期。油气单位生产成本在不同的开发阶段是不同的。通常油田的单位生产成本会随着油田开发程度的加深而加大。由于江苏油田处于上升期的油田个数极少,因此我们把油田所处的开发阶段划分为稳产和递减两个阶段。
假设6:处于递减期的油田的单位生产成本高于稳产期的单位生产成本。
(二)变量设计
回归方程的变量定义如下:因变量:单位生产成本(C)。自变量:原油产量(Q)、含水率(WC)。哑变量的设置:(1)油藏类型哑变量:复杂断块油气藏(FB)为1,岩性油气藏为0。(2)驱动方式哑变量:水压驱动(WD)为1,溶解气驱和弹性驱为0。(3)开发方式哑变量:注水开发(WI)为1,天然能量开发为0。(4)开发阶段哑变量:递减期(DP)为1,稳产期为0。
二、实证结果及分析
(一)描述性统计
研究样本采用的是江苏油田分公司2001年至2005年期间各油田的相关数据。到2005年底江苏油田分公司共有油气田32个,剔除气田以及基本处于停产状况的油田数据,共得到142个数据样本。表1是样本的描述性统计。
从表1中可以看到,不同油田之间的单位生产成本相差悬殊。成本最高超过了3000元/吨,最低不到300元/吨。油气成本的差异是多种因素综合影响的结果,油气田的油藏及开发生产特性可能在其中起了决定性作用。
(二)回归分析
利用多元回归模型对这些因素进行量化分析。研究中采用的统计分析软件是SPSS13.0。回归结果见表2。
C=1184.34-39.84Q+5.87WC+203.38FB-779.84WD+545.40WI+312.72DP
回归结果显示变量的回归系数符号与假设完全一致,而且都在10%水平上显著。这表明产量、含水率、油藏类型、驱动方式、开发方式以及开发阶段等因素对油气单位生产成本存在显著影响,从而验证了我们对油气单位生产成本影响因素的假设。D-W检验和方差膨胀因子也反映出模型不存在自相关和多重共线性问题。回归模型如下:
利用回归模型可以较好地解释在同一企业中不同油田之间存在成本差异的原因。如油田A的年产量是6万吨,含水率60%,岩性油藏,水压驱动,注水开发方式,处于稳产期。油田B的年产量为12万吨,含水率为90%,复杂断块油藏,水压驱动,注水开发方式,处于递减期。根据这些信息可以测算出油田A的单位生产成本约为1063元/吨,油田B的单位生产成本约为1516万元。油田B的单位生产成本高于油田A的单位生产成本453元/吨,其原因在于:虽然油田B比油田A的年产量高6万吨,每吨产量可以降低成本约40元,但是油田B的含水率比油田A高30%,含水率每增加1%,单位生产成本会增加约6元。同时由于油田B是复杂断块油藏,因此增加成本203元;油田B处于递减期,所以成本又高出313元。此外,该模型在油气田企业确定各油田目标生产成本时也能发挥很好的作用。
参考文献
[1]王信周:《油田开发企业目标成本预测方法探讨》,《石油天然气学报》2006年第28期。
[2]谢家平,孔今丞,田亚明等:《油气生产成本系统分析及对策研究》,《地质技术经济管理》2002年第24期。
油气生产 篇5
1、总则 1．1编制目的
为规范企业安全生产应急管理和应急响应程序，迅速、有序地控制和处置可能发生的事故并最大限度的减少人员伤亡和财产损失，把事故伤害降到最低点，维护我单位的安全稳定，特制定本预案。1．2编制依据
本预案依据《北京市安全生产条例》、《北京市消防条例》、《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》编制此预案。1．3适用范围
本预案适用于本公司卸车台、贮罐区、充装气瓶发放及输送管道的安全生产事故，火灾隐患事故和应急保障。1．4应急预案体系
本预案体系是以液化石油气泄漏及火灾事故为应急的综合与专项相结合的应急预案体系。1．5应急工作原则
快速反应，统一指挥，单位自救与专业应急救援相结合。
2、危险性分析 2．1单位概况
单位地址：北京市朝阳区***位于朝南乡朝北村甲1号；固定资产：200万元；占地面积：800m2；职工人数：15人；主要产品：液化石油气分装。主要危险物品：液化石油气
设备设施：100m3液化石油气储罐3个、20m3液化石油气储罐1个、压力管道300m、液化石油气储罐最高工作压力1.6MPa。
站内储罐区、灌装间、压缩机房安装有可燃气体报警器，报警传至传达室，灌装间、压缩机房等处均安装避雷装置，消防水池200m2，水深3m。
最大储存量：130吨液化石油气，PV值512MPa﹒m3。经辨识本站属重大危险源。
周边情况：东侧300m为华石小学有师生600人 西侧、南侧为空地，500m以内为无人区。北侧距马路100m左右，距加油站200左右。2．2危险性分析 2．2．1液化石油气特性
（1）液化石油气组成：民用液化石油气主要成分有：丙烷、正丁烷及异丁烷，液化石油气为无色气体或黄柠色油状液体有特殊臭味。（2）理化特性：液化石油气常压下为气态，具有气体的性质，经降温和加压处理后密度增大成为液态。闪点为-74℃，引燃温度为426─537℃，爆炸极限范围约为2─10%，在浓度相当低的情况下就有发生爆炸的危险。液态的液化石油气挥发性较强，液态挥发成气态时，其体积扩大250倍，同时吸收大量的热、其热值大，最高燃烧温度可达1900℃。相对密度为空气的1.56倍，低洼处沉积。（3）燃烧特点：气相燃烧时，呈明显的黄色火焰。当压力高气流量大时，火焰高度可达50m，并发出喷燃的哨声；液相燃烧时，呈鲜艳的橙黄包火焰，烟雾较浓；气液相混合区燃烧时，火焰高度呈周期性变化，颜色呈黄、橙、黄交替变化火焰低时是灭火的良好时机；流散液化气燃烧时，火焰高度比燃烧面积直径大2─2.5倍。
（4）爆炸特点：液化气的爆炸极限范围约为2%～10%。1kg液化气全部气化后，体积近500L，若以2%浓度计算，可组成25m3的爆炸性气体。液化气的爆炸威力大，爆速2000～3000m/s，1kg液化气的爆炸威力约等于40kgTNT炸药的当量。液化气爆炸易形成大面积燃烧，爆炸时形成的强大气浪不仅会使建筑物倒塌，而且瞬间形成大体积空间火焰，造成重大破坏和人员伤亡。
盛装液化石油的钢瓶，储罐受热后，压力迅速增加，当超过其设计压力时，容器破裂使压力突然下降，液化石油气迅速沸腾气化而爆沸，气体大量泄出，可形成二次爆炸并形成大面积燃烧。2．2．2危险源及危害
根据液化石油气充装的工艺和主要生产设备、设施情况。确定危险源及危害为：
（1）液化石油气储罐、输送管道、各类阀门、连接法兰及相应设施的破裂损坏。
（2）设备、设施的操作和维修时的违章作业。（3）雷电侵害。以上危险源的问题可造成设备破裂爆炸，液化油气泄漏扩散与空气形成爆炸性混合物，遇明火燃烧爆炸造成人员伤亡，财产损失，环境破坏。
3、应急组织机构与职责 3．1指挥部组成人员和职责 3．1．1指挥部主要职责：
（1）执行国家有关事故应急工作的法规和政策。
（2）分析灾情，确定事故应急方案，制定各阶段的应急对策。（3）发生事故时，负责工作的组织、指挥，向各应急小组发出行动指令。
（4）确定各应急小组的职责，协调各应急小组之间的关系。（5）为应急提供物质保障及其他保障条件。
（6）内、外信息的接收和发布、向上一级救援机构汇报事故抢救情况，向有关新闻机构发布信息。
（7）组织预案的学习、演练、改进。
（8）了解、检查各应急小组的工作，及时提出指导或改进意见。（9）适时调整各应急小组人员组成，保证应急组织正常工作。（10）对预案的执行或演练情况进行总结、评审。（11）向上级部门做事故报告。3．1．2总指挥 站长：*** 主要职责：负责应急指挥工作，启动应急预案，对特殊情况进行紧急决断。协调副总指挥及各应急小组工作向上级领导汇报事故及处理情况，对应急工作全面负责。3．1．3副总指挥 副站长：*** 主要职责：负责指挥技术人员及应急救援专业队，对抢险、抢修作业依据技术规范和工艺情况，提供准确可行的抢险方案，并随时向总指挥汇报情况，负责义务消防及警戒人员的安排和现场保卫及周边警戒工作，布置善后现场保护、维护工作秩序防止意外破坏情况发生。3．1．4联络员 安全员：*** 主要职责：抢险队的组织及现场抢救、指挥，随时向总指挥、副总指挥汇报，负责按指挥部命令进行上、下级的联系，做好抢险工作的记录，协助检查预案执行情况，根据技术人员的意见，随时向指挥部汇报。3．2抢险组： 组长：*** 成员：***、*** 主要职责：抢险破损的管线和截门及泄漏点的堵漏，具体实施抢救方案，防止事态扩大。3．3消防组 组长：*** 成员：***、*** 主要职责：负责消防器材、消防栓、消防泵、按指挥部命令投入消防灭火。3．4保卫组 组长：*** 成员：*** 主要职责：负责站区安全保卫、布置警戒线，限制人员车辆进入 3．5后勤保障组 组长：*** 成员：*** 主要职责：负责一切后勤事务，工具材料及抢救物资的供应
4、预防与预警 4．1预防
4．1．1液化石油气储罐属压力容器，按《特种设备安全监察条例》要求在区质量技术监督局注册登记并取得使用许可证，按《条例》要求按期检测，在检测有效期内安全级别为三级，其他全部附件按期进行校验，且在有效期内。
4．1．2压力管道在质量技术监督局登记
4．1．3建立安全管理制度，安全检查制度、维修保养制度，巡回检查制度等。4．2危险源监控
4．2．1在储罐区、充装间、压缩机房、卸车台装有可燃气体报警器并可上传至传达室，液化石油气达到报警浓度可报警。
4．2．2液化石油气储罐装有安全阀，储罐的监测有压力、液位和温度，可随时监测储罐的情况，数据可现场读取，夏季温度高时可用喷淋给储罐降温。
4．2．3气瓶充装，建有安全操作规程，严格执行验瓶，空瓶称重、充装、复验等制度，严控气瓶超装，并有充装记录。4．2．4消防器材有专人负责，定期检查，定期更换确保完好。4．3预警
4．3．1站内人员随时对设备、设施运行情况进行检查，遇有超温、超压，超装泄漏时，可及时上报预警处理。
4．3．2因意外发生火灾，爆炸事故，现场灾情特殊或事故严重，可断电、关断相应阀门，保护事故现场，对受伤人员采取救治措施，同时拨打119报警或拨打120求救。
5、应急响应 5．1事故报警
5．1．1发生液化石油气泄漏事故时，现场人员立即报警，向值班人员说明事故情况，应急处理情况及需要提供的抢救帮助等。
5．1．2消防值班人员根据事故灾情严重程度，决策是否需要外部援助。如需要外援，拨打119，请求外援。
5．1．3报警后，消防值班人员立即通过电话向应急领导小组组长报告事故情况。安排有关人员到路口迎接消防车，指引到事故发生地点。5．1．4事故应急指挥部接到报警电话后，立即通知事故应急指挥部和事故抢险组所有人员到达事故现场。5．2事故应急抢救 5．2．1事故抢救程序
当出现重大液化石油气泄漏、火灾时，按下列抢救程序进行：（1）报警电话 119、110，非本公司人员迅速撤离现场；（2）切断除消防水泵外的一切电源，熄灭一切火种；（3）紧急起动消防水泵，对贮罐进行喷淋降温；
（4）设立警戒区，在贮灌站围墙外范围内，禁止各种机动和非机动车辆、行人通行，并在下风方向设立大范围警戒区；
（5）急报当地街道（地区）办事处和区安监局、区质监局、区环保局、局燃气办等相关职能部门和上级公司主要领导；
（6）如有漏气未燃，立即查明原因，采取各种有效措施处理，疏散站内拉气车辆，车辆疏散时所采取的方法必须保证不会由此而引起着火爆炸；
（7）如漏气已燃，立即查明起火原因，用灭火器材进行扑救，防止贮罐内压力因周围温度而急剧升压产生爆炸，必要时打开贮罐泄压阀门进行泄压。将人员和物资疏散到安全地带；
（8）如遇到操作、灌装、卸车时发生液化石油气大量泄漏、燃烧、爆炸时，立关闭各控制阀门，防止事态扩大。
（9）当贮罐发生爆炸时，立即将人员和物资疏散到安全地带，以免引起人员伤亡和财产损失。
（10）注意保护事故现场，便于事故调查。5.2.2紧急事故应急抢救：
（1）贮罐超压、超液位、冒顶的应急抢救：
在运行中，当贮罐发生超压、超液位现象时，应采取贮罐串气、倒罐方法处理，如因液温升高造成压力升时，可采取喷淋降温方法降压。当发生冒顶事故时，应根据具体情况处理。①及时发现冒顶事故时应： a、立即关闭冒顶罐进液阀，将液改进其它罐，然后及时报告领导； b、停止卸液，检查管路是否损坏、泄漏、安全阀是否正常开启； c、检查压缩机是否进液(由气相管引入)如压缩机正在运行，应立即停车，防止发生撞缸事故，关闭通向贮罐的气相管阀门，采取排液措施； d、待情况稳定后，将冒顶罐的液倒入其它罐；
e、全面检查贮罐、管路、设备等情况，对于已经发生和可能发生的问题，应认真检查分析，并对损坏设备部位进行检修。②未及时发现冒顶事故时：
由于未及时发现冒顶，液化石油气已大量泄漏外出，在空间已形成爆炸性混合气体，情况十分危险。在报告领导的同时，一般应采取下述措施： a、立即停止生产，停止机动车辆行驶，疏散无关人员； b、立即关闭进液总阀； c、停止卸液；
d、在现场外设警戒结，禁止无关人员进入现场，做好消防、抢救准备工作；
e、在各种准备工作完成后，派罐区运行工或熟悉工艺管路的机修人员，从上风或侧风向进入现场检查。关闭关键性阀门或抢修堵漏； f、待液化石油气浓度降至安全范围时，全面检查冒顶情况； g、情况稳定后，将冒顶罐的液倒入其它罐； h、查明原因，根据冒顶造成的后果，做好善后工作。
（２）贮罐根部与液相阀门间大量液化石油气泄漏的处理方法： ①迅速倒罐，其方法如下：通过用烃泵抽泄漏罐中的液体，倒向备用罐。②用棉被或止漏夹包住泄漏处，并用消防水枪冲稀。③准备好灭火器材。④严禁用压缩机加压倒罐。
⑤等到事故罐中液化石油气抽空后，周围浓度降至爆炸下限安全范围后，查明原因，进行换垫抢修。
（３）槽车卸液高压胶管爆裂的应急抢救：
当槽车在卸液时。出现高压胶管爆裂，会产生大量液化石油气泄漏，在场的槽车押运员、运行工，一般应采取下述措施：
①槽车押运员立即打开槽车上紧急切断阀油压开关，卸掉紧急切断阀油泵压力（压力卸掉后紧急切断阀自动关闭），关闭槽车上液相阀门，切断液化石油气气源。
②同一时间，运行工也卸掉卸液台上紧急切断阀油泵压力（压力卸掉后紧急切断阀自动关闭），关闭卸液台管道上液相阀门，切断液化石油气气源。
③关闭压缩机，关闭工艺管线上气相阀门。
④迅速报告公司领导，并保护好事故现场，等待公司处理。⑤等到浓度降至爆炸下限安全范围后，方可进入事故现场。（４）灌装间起火的紧急抢救；
①立即切断液化石油气气源，关闭进充装间液相总阀，关闭烃泵和贮罐各进出口阀门，用灭火器和消防水控制火势、进行扑救，对钢瓶进行降温或转移。②无关人员立即撤离现场，周围设立警戒线，严密监视火势情况，保护周围建筑和罐区安全，及时向消防部门、公司领导报警。③等到安全后，查明事故原因。
（５）液化石油气钢瓶角阀破裂应急抢救： ①停止一切操作，禁止机动车辆启动。②把角阀破裂的气瓶，拎到无人的空旷处。
③准备灭火器材，设置外围警戒，周围禁止使用明火。④等到浓度降至爆炸下限安全范围后，迅速报告公司领导。（６）液化石油气钢瓶起火应急抢救：
①因角阀漏气起火时，用湿布包住手，去关闭角阀即可，无法关闭的，则用灭火器扑救，然后迅速将钢瓶拎至空旷处排放，周围50米范围严禁烟火；
②钢瓶破口并引起火灾的用灭火控制火势，消防水对钢瓶进行降温，并视火情，对周围建筑、设备等进行喷水保护，周围放警戒线，及时向消防部门和公司领导报警。5.3应急结束
事故得到控制，事故再次发生的隐患消除后，应急结束后，消防工作办公室负责对事故进行总结，对值班记录等资料进行汇总、归档，并起草上报材料。按照有关规定向地方政府有关部门上报。
6、后期处置
经事故调查报告批复后应根据事故调查报告对事故责任人的处理和事故防范措施积极落实，立即进行生产秩序恢复前的污染物处理、必要设备设施的抢修、人员情绪的安抚及抢险过程应急能力评估和应急预案的修订工作。7．保障措施 7．1通信与信息保障
7．1．1站内办公室实行24小值班，站长、安全员和关键岗位人员手机保障24小时畅通。
7．1．2紧急事故处理电话： 公安：110 火警：119 医疗急救：120 区安监局：XXXX 区质监局：XXXX 区环保局：XXXX 法人电话：XXXX 技术负责人电话：XXXX 应急物资保障 7．2应急物资保障
７.2.1照明器材：备有二只以上防爆电筒或24伏以下电源照明灯； 7.2.2堵漏器材：防爆工具（铜质扳手、铜质榔头、木质榔头）、DN50、DN80金属绕缠垫片、三角木枕、堵漏夹、铅皮、棉布等； 7.2.3防护用品：防冻服或雨衣、防毒面罩、长统雨靴；
8、培训与演练 8．1培训：年初制定生产计划时，同时制定安全生产事故培训计划。培训方式包括：防火知识辅导、防火有奖知识问答、灭火器的使用等。要求每名职工有自我保护意识；会正确使用灭火器。有关液化石油气泄漏及火灾事故抢救知识。
8．2演练：各岗位每季度由企业安全生产第一责任人组织至少开展一次事故应急演练。必须做到有方案、有记录、有总评、有考核。演练结束后对演练进行评估及总结，并上报安全负责人。
全站每年由安全生产第一责任人组织一次全站范围的综合模拟消防安全应急演练，检验指挥系统现场指挥能力；检验疏散、抢救组是否在规定时间内将全厂员工撤离、疏散到指定位置；是否在规定时间内上报人数；检验应急抢救组是否熟练操作抢救器材（如：堵漏和消防工具）；是否能正确使用灭火器；是否分为多个抢救梯队有组织的灭火；是否能迅速准确的切断电源；是否进行自我保护。检验后勤保障组是否在不同险情的情况下，对抢险救灾所必需的物资供给保障工作及事故现场的警戒和保卫工作。
各抢救小组成员必须熟悉各自的职责，做到动作快、技术精、作风硬。根据实际演练情况，查找不足，总结经验，不断完善事故应急救援预案。结束后对演练进行评估及总结，及时修正及弥补安全生产事故应急预案制定的缺陷。
9、应急组织机构的纪律和奖惩规定
9.1应急组织机构的全体成员，应树立“接到报警就是命令”的观点。9.2应当树立“以人为本”的思想。9.3在抢救组织机构内，当正职休假，开会等外出时，副职必须承担起正职应当承担的责任。
9.4在抢救过程中，应当勇敢，科学、冷静（而不能盲目、蛮干）。遇到有毒有害物质或有其它潜在危险时，必须有防范措施或请专业队伍进行抢险工作。
9.5在抢救过程中，必须听从指挥。
9.6对于在抢救过程中，无故不到位或迟到及临阵逃脱者，将给予处罚。液化石油气充装站安全生产事故应急预案（仅供参考请结合本单位实际情况编写）
1、总则 1．1编制目的
为规范企业安全生产应急管理和应急响应程序，迅速、有序地控制和处置可能发生的事故并最大限度的减少人员伤亡和财产损失，把事故伤害降到最低点，维护我单位的安全稳定，特制定本预案。1．2编制依据
本预案依据《北京市安全生产条例》、《北京市消防条例》、《生产经营单位安全生产事故应急预案编制导则》编制此预案。1．3适用范围
本预案适用于本公司卸车台、贮罐区、充装气瓶发放及输送管道的安全生产事故，火灾隐患事故和应急保障。1．4应急预案体系 本预案体系是以液化石油气泄漏及火灾事故为应急的综合与专项相结合的应急预案体系。1．5应急工作原则
快速反应，统一指挥，单位自救与专业应急救援相结合。
2、危险性分析 2．1单位概况
单位地址：北京市朝阳区***位于朝南乡朝北村甲1号；固定资产：200万元；占地面积：800m2；职工人数：15人；主要产品：液化石油气分装。
主要危险物品：液化石油气
设备设施：100m3液化石油气储罐3个、20m3液化石油气储罐1个、压力管道300m、液化石油气储罐最高工作压力1.6MPa。
站内储罐区、灌装间、压缩机房安装有可燃气体报警器，报警传至传达室，灌装间、压缩机房等处均安装避雷装置，消防水池200m2，水深3m。
最大储存量：130吨液化石油气，PV值512MPa﹒m3。经辨识本站属重大危险源。
周边情况：东侧300m为华石小学有师生600人 西侧、南侧为空地，500m以内为无人区。北侧距马路100m左右，距加油站200左右。2．2危险性分析 2．2．1液化石油气特性（1）液化石油气组成：民用液化石油气主要成分有：丙烷、正丁烷及异丁烷，液化石油气为无色气体或黄柠色油状液体有特殊臭味。（2）理化特性：液化石油气常压下为气态，具有气体的性质，经降温和加压处理后密度增大成为液态。闪点为-74℃，引燃温度为426─537℃，爆炸极限范围约为2─10%，在浓度相当低的情况下就有发生爆炸的危险。液态的液化石油气挥发性较强，液态挥发成气态时，其体积扩大250倍，同时吸收大量的热、其热值大，最高燃烧温度可达1900℃。相对密度为空气的1.56倍，低洼处沉积。
（3）燃烧特点：气相燃烧时，呈明显的黄色火焰。当压力高气流量大时，火焰高度可达50m，并发出喷燃的哨声；液相燃烧时，呈鲜艳的橙黄包火焰，烟雾较浓；气液相混合区燃烧时，火焰高度呈周期性变化，颜色呈黄、橙、黄交替变化火焰低时是灭火的良好时机；流散液化气燃烧时，火焰高度比燃烧面积直径大2─2.5倍。
（4）爆炸特点：液化气的爆炸极限范围约为2%～10%。1kg液化气全部气化后，体积近500L，若以2%浓度计算，可组成25m3的爆炸性气体。液化气的爆炸威力大，爆速2000～3000m/s，1kg液化气的爆炸威力约等于40kgTNT炸药的当量。液化气爆炸易形成大面积燃烧，爆炸时形成的强大气浪不仅会使建筑物倒塌，而且瞬间形成大体积空间火焰，造成重大破坏和人员伤亡。
盛装液化石油的钢瓶，储罐受热后，压力迅速增加，当超过其设计压力时，容器破裂使压力突然下降，液化石油气迅速沸腾气化而爆沸，气体大量泄出，可形成二次爆炸并形成大面积燃烧。2．2．2危险源及危害
根据液化石油气充装的工艺和主要生产设备、设施情况。确定危险源及危害为：
（1）液化石油气储罐、输送管道、各类阀门、连接法兰及相应设施的破裂损坏。
（2）设备、设施的操作和维修时的违章作业。（3）雷电侵害。
以上危险源的问题可造成设备破裂爆炸，液化油气泄漏扩散与空气形成爆炸性混合物，遇明火燃烧爆炸造成人员伤亡，财产损失，环境破坏。
3、应急组织机构与职责 3．1指挥部组成人员和职责 3．1．1指挥部主要职责：
（1）执行国家有关事故应急工作的法规和政策。
（2）分析灾情，确定事故应急方案，制定各阶段的应急对策。（3）发生事故时，负责工作的组织、指挥，向各应急小组发出行动指令。
（4）确定各应急小组的职责，协调各应急小组之间的关系。（5）为应急提供物质保障及其他保障条件。
（6）内、外信息的接收和发布、向上一级救援机构汇报事故抢救情况，向有关新闻机构发布信息。（7）组织预案的学习、演练、改进。（8）了解、检查各应急小组的工作，及时提出指导或改进意见。（9）适时调整各应急小组人员组成，保证应急组织正常工作。（10）对预案的执行或演练情况进行总结、评审。（11）向上级部门做事故报告。3．1．2总指挥 站长：*** 主要职责：负责应急指挥工作，启动应急预案，对特殊情况进行紧急决断。协调副总指挥及各应急小组工作向上级领导汇报事故及处理情况，对应急工作全面负责。3．1．3副总指挥 副站长：*** 主要职责：负责指挥技术人员及应急救援专业队，对抢险、抢修作业依据技术规范和工艺情况，提供准确可行的抢险方案，并随时向总指挥汇报情况，负责义务消防及警戒人员的安排和现场保卫及周边警戒工作，布置善后现场保护、维护工作秩序防止意外破坏情况发生。3．1．4联络员 安全员：*** 主要职责：抢险队的组织及现场抢救、指挥，随时向总指挥、副总指挥汇报，负责按指挥部命令进行上、下级的联系，做好抢险工作的记录，协助检查预案执行情况，根据技术人员的意见，随时向指挥部汇报。
3．2抢险组： 组长：*** 成员：***、*** 主要职责：抢险破损的管线和截门及泄漏点的堵漏，具体实施抢救方案，防止事态扩大。3．3消防组 组长：*** 成员：***、*** 主要职责：负责消防器材、消防栓、消防泵、按指挥部命令投入消防灭火。3．4保卫组 组长：*** 成员：*** 主要职责：负责站区安全保卫、布置警戒线，限制人员车辆进入 3．5后勤保障组 组长：*** 成员：*** 主要职责：负责一切后勤事务，工具材料及抢救物资的供应
4、预防与预警 4．1预防
4．1．1液化石油气储罐属压力容器，按《特种设备安全监察条例》要求在区质量技术监督局注册登记并取得使用许可证，按《条例》要求按期检测，在检测有效期内安全级别为三级，其他全部附件按期进行校验，且在有效期内。
4．1．2压力管道在质量技术监督局登记 4．1．3建立安全管理制度，安全检查制度、维修保养制度，巡回检查制度等。4．2危险源监控
4．2．1在储罐区、充装间、压缩机房、卸车台装有可燃气体报警器并可上传至传达室，液化石油气达到报警浓度可报警。
4．2．2液化石油气储罐装有安全阀，储罐的监测有压力、液位和温度，可随时监测储罐的情况，数据可现场读取，夏季温度高时可用喷淋给储罐降温。
4．2．3气瓶充装，建有安全操作规程，严格执行验瓶，空瓶称重、充装、复验等制度，严控气瓶超装，并有充装记录。
4．2．4消防器材有专人负责，定期检查，定期更换确保完好。4．3预警
4．3．1站内人员随时对设备、设施运行情况进行检查，遇有超温、超压，超装泄漏时，可及时上报预警处理。
4．3．2因意外发生火灾，爆炸事故，现场灾情特殊或事故严重，可断电、关断相应阀门，保护事故现场，对受伤人员采取救治措施，同时拨打119报警或拨打120求救。
5、应急响应 5．1事故报警
5．1．1发生液化石油气泄漏事故时，现场人员立即报警，向值班人员说明事故情况，应急处理情况及需要提供的抢救帮助等。5．1．2消防值班人员根据事故灾情严重程度，决策是否需要外部援助。如需要外援，拨打119，请求外援。
5．1．3报警后，消防值班人员立即通过电话向应急领导小组组长报告事故情况。安排有关人员到路口迎接消防车，指引到事故发生地点。5．1．4事故应急指挥部接到报警电话后，立即通知事故应急指挥部和事故抢险组所有人员到达事故现场。5．2事故应急抢救 5．2．1事故抢救程序
当出现重大液化石油气泄漏、火灾时，按下列抢救程序进行：（1）报警电话 119、110，非本公司人员迅速撤离现场；（2）切断除消防水泵外的一切电源，熄灭一切火种；（3）紧急起动消防水泵，对贮罐进行喷淋降温；
（4）设立警戒区，在贮灌站围墙外范围内，禁止各种机动和非机动车辆、行人通行，并在下风方向设立大范围警戒区；
（5）急报当地街道（地区）办事处和区安监局、区质监局、区环保局、局燃气办等相关职能部门和上级公司主要领导；
（6）如有漏气未燃，立即查明原因，采取各种有效措施处理，疏散站内拉气车辆，车辆疏散时所采取的方法必须保证不会由此而引起着火爆炸；
（7）如漏气已燃，立即查明起火原因，用灭火器材进行扑救，防止贮罐内压力因周围温度而急剧升压产生爆炸，必要时打开贮罐泄压阀门进行泄压。将人员和物资疏散到安全地带；（8）如遇到操作、灌装、卸车时发生液化石油气大量泄漏、燃烧、爆炸时，立关闭各控制阀门，防止事态扩大。
（9）当贮罐发生爆炸时，立即将人员和物资疏散到安全地带，以免引起人员伤亡和财产损失。
（10）注意保护事故现场，便于事故调查。5.2.2紧急事故应急抢救：
（1）贮罐超压、超液位、冒顶的应急抢救：
在运行中，当贮罐发生超压、超液位现象时，应采取贮罐串气、倒罐方法处理，如因液温升高造成压力升时，可采取喷淋降温方法降压。当发生冒顶事故时，应根据具体情况处理。①及时发现冒顶事故时应：
a、立即关闭冒顶罐进液阀，将液改进其它罐，然后及时报告领导； b、停止卸液，检查管路是否损坏、泄漏、安全阀是否正常开启； c、检查压缩机是否进液(由气相管引入)如压缩机正在运行，应立即停车，防止发生撞缸事故，关闭通向贮罐的气相管阀门，采取排液措施； d、待情况稳定后，将冒顶罐的液倒入其它罐；
e、全面检查贮罐、管路、设备等情况，对于已经发生和可能发生的问题，应认真检查分析，并对损坏设备部位进行检修。②未及时发现冒顶事故时：
由于未及时发现冒顶，液化石油气已大量泄漏外出，在空间已形成爆炸性混合气体，情况十分危险。在报告领导的同时，一般应采取下述措施： a、立即停止生产，停止机动车辆行驶，疏散无关人员； b、立即关闭进液总阀； c、停止卸液；
d、在现场外设警戒结，禁止无关人员进入现场，做好消防、抢救准备工作；
e、在各种准备工作完成后，派罐区运行工或熟悉工艺管路的机修人员，从上风或侧风向进入现场检查。关闭关键性阀门或抢修堵漏； f、待液化石油气浓度降至安全范围时，全面检查冒顶情况； g、情况稳定后，将冒顶罐的液倒入其它罐； h、查明原因，根据冒顶造成的后果，做好善后工作。
（２）贮罐根部与液相阀门间大量液化石油气泄漏的处理方法： ①迅速倒罐，其方法如下：通过用烃泵抽泄漏罐中的液体，倒向备用罐。
②用棉被或止漏夹包住泄漏处，并用消防水枪冲稀。③准备好灭火器材。④严禁用压缩机加压倒罐。
⑤等到事故罐中液化石油气抽空后，周围浓度降至爆炸下限安全范围后，查明原因，进行换垫抢修。
（３）槽车卸液高压胶管爆裂的应急抢救：
当槽车在卸液时。出现高压胶管爆裂，会产生大量液化石油气泄漏，在场的槽车押运员、运行工，一般应采取下述措施： ①槽车押运员立即打开槽车上紧急切断阀油压开关，卸掉紧急切断阀油泵压力（压力卸掉后紧急切断阀自动关闭），关闭槽车上液相阀门，切断液化石油气气源。
②同一时间，运行工也卸掉卸液台上紧急切断阀油泵压力（压力卸掉后紧急切断阀自动关闭），关闭卸液台管道上液相阀门，切断液化石油气气源。
③关闭压缩机，关闭工艺管线上气相阀门。
④迅速报告公司领导，并保护好事故现场，等待公司处理。⑤等到浓度降至爆炸下限安全范围后，方可进入事故现场。（４）灌装间起火的紧急抢救；
①立即切断液化石油气气源，关闭进充装间液相总阀，关闭烃泵和贮罐各进出口阀门，用灭火器和消防水控制火势、进行扑救，对钢瓶进行降温或转移。
②无关人员立即撤离现场，周围设立警戒线，严密监视火势情况，保护周围建筑和罐区安全，及时向消防部门、公司领导报警。③等到安全后，查明事故原因。
（５）液化石油气钢瓶角阀破裂应急抢救： ①停止一切操作，禁止机动车辆启动。②把角阀破裂的气瓶，拎到无人的空旷处。
③准备灭火器材，设置外围警戒，周围禁止使用明火。④等到浓度降至爆炸下限安全范围后，迅速报告公司领导。（６）液化石油气钢瓶起火应急抢救： ①因角阀漏气起火时，用湿布包住手，去关闭角阀即可，无法关闭的，则用灭火器扑救，然后迅速将钢瓶拎至空旷处排放，周围50米范围严禁烟火；
②钢瓶破口并引起火灾的用灭火控制火势，消防水对钢瓶进行降温，并视火情，对周围建筑、设备等进行喷水保护，周围放警戒线，及时向消防部门和公司领导报警。5.3应急结束
事故得到控制，事故再次发生的隐患消除后，应急结束后，消防工作办公室负责对事故进行总结，对值班记录等资料进行汇总、归档，并起草上报材料。按照有关规定向地方政府有关部门上报。
6、后期处置
经事故调查报告批复后应根据事故调查报告对事故责任人的处理和事故防范措施积极落实，立即进行生产秩序恢复前的污染物处理、必要设备设施的抢修、人员情绪的安抚及抢险过程应急能力评估和应急预案的修订工作。7．保障措施 7．1通信与信息保障
7．1．1站内办公室实行24小值班，站长、安全员和关键岗位人员手机保障24小时畅通。7．1．2紧急事故处理电话： 公安：110 火警：119 医疗急救：120 区安监局：XXXX 区质监局：XXXX 区环保局：XXXX 法人电话：XXXX 技术负责人电话：XXXX 应急物资保障 7．2应急物资保障
７.2.1照明器材：备有二只以上防爆电筒或24伏以下电源照明灯； 7.2.2堵漏器材：防爆工具（铜质扳手、铜质榔头、木质榔头）、DN50、DN80金属绕缠垫片、三角木枕、堵漏夹、铅皮、棉布等； 7.2.3防护用品：防冻服或雨衣、防毒面罩、长统雨靴；
8、培训与演练
8．1培训：年初制定生产计划时，同时制定安全生产事故培训计划。培训方式包括：防火知识辅导、防火有奖知识问答、灭火器的使用等。要求每名职工有自我保护意识；会正确使用灭火器。有关液化石油气泄漏及火灾事故抢救知识。
8．2演练：各岗位每季度由企业安全生产第一责任人组织至少开展一次事故应急演练。必须做到有方案、有记录、有总评、有考核。演练结束后对演练进行评估及总结，并上报安全负责人。
全站每年由安全生产第一责任人组织一次全站范围的综合模拟消防安全应急演练，检验指挥系统现场指挥能力；检验疏散、抢救组是否在规定时间内将全厂员工撤离、疏散到指定位置；是否在规定时间内上报人数；检验应急抢救组是否熟练操作抢救器材（如：堵漏和消防工具）；是否能正确使用灭火器；是否分为多个抢救梯队有组织的灭火；是否能迅速准确的切断电源；是否进行自我保护。检验后勤保障组是否在不同险情的情况下，对抢险救灾所必需的物资供给保障工作及事故现场的警戒和保卫工作。
各抢救小组成员必须熟悉各自的职责，做到动作快、技术精、作风硬。根据实际演练情况，查找不足，总结经验，不断完善事故应急救援预案。
结束后对演练进行评估及总结，及时修正及弥补安全生产事故应急预案制定的缺陷。
9、应急组织机构的纪律和奖惩规定
9.1应急组织机构的全体成员，应树立“接到报警就是命令”的观点。9.2应当树立“以人为本”的思想。
9.3在抢救组织机构内，当正职休假，开会等外出时，副职必须承担起正职应当承担的责任。
9.4在抢救过程中，应当勇敢，科学、冷静（而不能盲目、蛮干）。遇到有毒有害物质或有其它潜在危险时，必须有防范措施或请专业队伍进行抢险工作。
9.5在抢救过程中，必须听从指挥。
9.6对于在抢救过程中，无故不到位或迟到及临阵逃脱者，将给予处罚。9.7在抢救过程中，不服命令的，将给予处罚。
9.8在抢救过程中，表现勇敢、机智、成绩突出人员应给予表扬或奖励。
9.9在抢险救灾中，受到伤害的员工，按照工伤条例处理。
9.10.事故处理完成后，主管部门写出报告（总结）：事故经过、事故发生原因、处理过程、经验教训、人员伤亡、损失大小情况、事故直接损失、间接经济损失、奖罚人员名单等上报上级有关部门，并在本企业存档备案。
10、应急预案备案：本预案报总经理（法人）审阅批准实施，留安全负责人或主管科室备案。并报当地街道（地区）办事处备案。
11、维护和更新：每次演练结束或根据国家有关安全生产法规的颁布及人员设置变动情况及时修改、补充预案。
12、制定与解释：本预案由 制定，由 部门解释。
抓好计量管理为油气生产服务 篇6
1 抓好计量精细化管理, 积极做好油气稳产基础工作
近年来, 胜利油田技术监督部门深入贯彻中国石化集团公司质量工作会议的有关精神和要求, 认真组织实施中石化《油田企业计量管理与考核规范》, 按照中国石化集团公司12项计量工作考核项目, 结合油田开展的“建标、对标、追标、创标”活动, 对照《油田企业计量管理与考核规范》的要求, 及时制定了考核标准的实施细则, 认真开展好各项自检自查工作, 狠抓内部计量管理, 极大地提升了油田整体计量工作水平, 为油气稳产工作提供了强有力地计量技术保障。
2 强化计量检测机构和人员的管理, 提升油田综合计量检测能力
目前胜利油田共有计量检测机构66个, 现从事计量工作的人员有3 998人。为确保计量和检测数据的准确性与可靠性, 胜利油田计量管理部门切实做好对计量检定和计量检验检测等机构的计量考核和计量认可工作, 加强对从事计量检定检测、计量操作、计量管理等计量人员的培训工作, 做到各类计量检测人员按规定持证上岗。同时, 技术监督部门还通过定期组织对油田内外油气计量交接点和各所属二级单位原油计量化验室的计量器具维护、计量标准实施、计量人员持证等情况进行检查, 并对证件到期计量人员及时进行复审考核, 有效确保油田综合计量检测能力的不断提高。
3 强化计量器具管理监督检查, 确保计量数据准确
胜利油田按照国家《计量法》的要求, 加强了对油田各类计量标准装置和能源、安全、环保、贸易交接等重点计量器具的配备、使用、维护等情况的监督检查。油田所属各二级单位按照GB 17167《用能单位能源计量器具配备和管理通则》和《油田基本用能单元计量器具配备与管理规范》的要求, 加强了能源计量器具的配备、维护和管理, 建立健全了对能源计量数据的考核和确认制度。同时, 他们还加强了对石油勘探开发、钻井作业等方面的专用计量器具的校准、日常维护和管理工作;加强对油田在用重点计量器具的准确性、稳定性抽检工作以及对在用计量器具的检定情况进行监督检查;在油田各类计量器具的采购、配备等工作中, 他们严格执行《胜利油田计量器具使用许可管理办法》的规定, 对计量器具使用、维护和管理中的有关问题及时进行分析和信息反馈, 确保计量数据准确可靠。
4 突出重点, 开展油气计量专项整顿
为提高油田天然气商品化率, 针对油田天然气计量工作中存在的问题, 在前期调研的基础上, 开展天然气计量专项整顿, 通过开展天然气计量专项整顿, 规范了油田天然气计量仪器仪表的优选选型、准确度等级要求、仪表现场安装、使用维护、计量器具计量检定等工程程序, 进一步完善计量检测能力和手段, 优化天然气计量溯源和量值传递体系, 进一步健全油气生产和经营考核计量措施, 使油田天然气商品化率由原来的39%提高到目前的45%, 天然气商品化率提高了6%;对新、扩、改建油田工程项目和进入油田市场的技术检测服务队伍进行计量资质审查, 从源头上消除工程项目中计量系统的缺陷。同时, 加强油气单井计量、分队计量、贸易计量等方面新技术、新方法的跟踪调查与分析研究, 及时组织交流学习和推广应用, 推进了油水井的精细化管理, 为油田高效开发提供了准确的计量数据。
自2009年6月以来, 一套建立在单井量油基础上的分队计量系统在胜利油田基层采油队得到推广应用, 有效解决了因基层采油队之间集油流程交叉、单井计量困难、油区治安复杂以及油井原油人工取样化验等因素造成的原油输差大的问题, 使原本模糊的生产管理过程变得透明, 考核管理更加合理, 既有利于调动基层的生产积极性, 又有利于管理层及时正确决策。该系统主要是通过实施油田计量工艺技术改造, 在梳理集油进站流程、消除采油队之间的流程交叉后, 各基层采油队全部实现独立进站、单独计量。各采油队进站来液单独设立了高效三相分离器, 对油、水、气实行分相计量。计量仪表通过采集实时数据实现就地显示、同步上传, 以供生产数据查询和生产分析应用。同时计量仪表的设置还兼顾了油气管道泄漏监控系统的需求, 一旦发生油气管道泄漏事故, 管理人员就能够迅速准确地发现油气泄漏点。
油田分队计量系统的实施, 使厂、矿、队三级可以对油气产量实时监控, 及时掌握生产动态, 实现了真正意义上的产量预警和生产控制。同时为应对复杂的油区环境提供了有效的监控手段, 为生产经营考核提供了准确可靠的依据, 促进了集输系统的精细化管理。
5 树立计量先进典型, 开展计量示范区的建设
油气生产企业节能对标管理 篇7
一、节能对标管理的内容
充分掌握本企业各类能效指标客观、详实的基本情况;在此基础上结合企业能审计报告、企业发展计划, 确定需要通过节能对标活动提高的具体分类单位和具体工艺。
选定标杆及管理方案的制定, 根据确定的能效水平对标活动内容, 初步选取若干个潜在标杆单位, 对潜在标杆单位进行研究分析, 并结合长庆油田总体实际, 选定分类标杆单位, 制定对标指标目标值。同时通过与行业和国家有关部门等渠道取得国内一流标杆, 辅以数据库等手段, 参照国际大石油公司的对标指标及其管理。
突出制度保障, 构建良性循环体制, 总结标杆单位在指标管理上先进的管理方法、措施手段及最佳实践;进行全面比较分析, 研究标杆单位产生优秀绩效的过程, 结合油田实际制定出切实可行的对标指标管理办法, 在研究期间对样本单位进行实践、改进, 修订完善节能对标管理办法, 以此为载体构建起良性循环节能对标管理体制。
通过建立企业节能对标管理体系、确定节能对标指标, 认清企业重点耗能设备、重点工序、主要产品单位能耗与标杆单位的差距, 查找企业能源消耗方面存在的问题, 以便采取有效措施降低重点耗能设备、重点工序、主要产品单位能耗, 促进能源动态循环发展, 实现“以对标促达标、以对标强管理、以对标增效益、以对标求发展”的战略目标。
二、油气生产企业单位分类方法及其节能对标指标
1. 单位分类及节能对标指标体系建立的原则。
(1) 全面性原则。节能统计指标体系必须能够全面、系统地反映企业能源使用方面的状况, 为决策部门和领导提供全面的信息。
(2) 相关性原则。节能统计指标体系不是节能指标的简单集合, 它与生产、销售、运输等统计指标存在着互相制约的逻辑关系, 因此, 节能统计指标体系要充分考虑与其他统计指标体系的相关性。
(3) 指导性原则。节能统计指标体系要建立在科学且操作性强的基础上, 能正确反映各企业能源的使用情况, 对企业现代化管理要有切实的指导意义。
(4) 动态比较原则。节能统计指标体系要能科学合理地反映企业与企业间的纵向、横向比较的结果, 因此指标的设置要符合可比性原则;并且按动态比较的管理模式, 不断确定企业系统最优指标, 确立新的标杆, 确保标杆的先进性。
(5) 一致性原则。节能统计指标的设置应与《国家能源统计报表制度》中相关统计指标保持一致, 并适当补充指标以满足集团公司管理需要;能源折标煤系数统一按照《国家能源统计报表制度》的要求, 具备自测条件的企业采用自测系数, 不具备自测条件的企业采用统一的参考系数。
(6) 指标与管理兼备原则。实施完善、科学、有效、规范的管理, 保证各项指标的先进性。通过企业内部同业比较, 明确指标先进性与管理有效性、科学性上的差距, 确定改进方向, 完善各项措施和标准, 不断提高能效水平和节能管理水平。
(7) 持续改进原则。不断完善改进指标体系和管理标准, 突出技术进步、流程管理、过程控制和管理手段的不断创新, 以实现能效对标工作的闭环管理。有条件的情况下, 应扩大对标范围, 不断确定新的标杆、评估差异、检验各项保障手段和管理措施的适应性和有效性, 以达到不断完善、改进和提高企业能效水平。
2. 单位分类方法及其节能对标指标。
根据油气生产地面工艺服从地下, 在不同的地质条件和开采阶段的用能单位之间开展能效对标缺乏可比性的特点, 企业应立足于以过程指标管理为主, 以终端指标管理为辅的原则。
(1) 过程指标。过程指标既根据各工艺、工序、工段的情况, 设计出产品能效对标指标体系和设备指标体系框架。油田生产企业的能效对标指标体系可直接针对采油井站、油田水回注站、联合站等用能单元;天然气生产企业的能效对标指标体系可直接针对采气站、脱水站、集输气站、增压站、配气站、气田水回注站、CNG站、天然气净化厂等用能单元。且指标体系内容可包括人均综合能耗、产品综合能耗、产品各能种单耗、工序能源利用效率、设备效率等指标。
(2) 终端指标。终端指标既考虑产值与能耗的关联度、产量与能耗的关联度、产量与主要能耗 (电耗) 的关联度, 既由万元工业总产值综合能耗、单位油气综合能耗、单位油 (气) 综合电耗三个指标构成。 (1) 万元工业总产值综合能耗:指企业的生产经营活动在统计报告期内每产生一万元的产值所消耗能源数量。它是评价企业生产经营活动在一定时期内的耗能水平指标, 是计算企业节能量的基础。计量单位统一使用“吨标煤/万元”。 (2) 单位油气综合能耗:指油田企业在统计报告期内, 每生产一千克油气当量消耗各种能源能量总和的平均水平。计量单位统一使用“千克标煤/吨”。 (3) 单位油 (气) 综合电耗:指油田企业生产一吨油气当量消耗的电量。计量单位:千瓦时/吨。
三、节能对标管理的保障
1. 内部能耗需求预测。
(1) 确定预测任务和目的。不同的预测目的或任务, 决定了参加预测的人员、组织的预测机构、要搜集的预测信息、投入的预测费用等都是不同的。所以, 在预测工作一开始就要明确为什么要预测、预测什么、任务有多大、应达到什么目标。
(2) 搜集和整理资料。在搜集资料中, 应本着重要原则, 有计划、有目的地进行, 以满足预测的要求。将调查收集来的资料进行整理, 将资料中有关部分收集一起, 去除无关部有必要应绘制图表, 形象易懂。与此同时, 应对采用的资料, 一一进行核实。
(3) 选择预测之法。企业内部各种能耗需求的预测指标是不相同的, 要适当选取指标来选择适当的预测方法。预测方法的好坏直接影响需求预测的结果和效果。
(4) 预测运算。选择好适当的预测方法并进行运算, 但需注意, 一次测算的结果不能作为预测的最终结果, 应有必要参照当前已经出现的各种征兆, 进行调整到最后确定预测值。
(5) 评价预测结果。对初步预测结果的可信度要进行评价, 检验其精确性、可信性。如果通过检验发现预测结果的精确性、可信性较差, 就应考虑重新测算或调整预测方法;如果是因数据不全导致预测结果的精确性可信性差的, 应补充数据。
(6) 将预测结果交计划工作人员或决策者。
2. 内部能源审计。
内部能源审计的基本方法是依据能量和物质守恒原理、能源成本分析原理、工程经济与环境分析原理以及能源利用系统优化配置原理, 以油气生产、加工以及其它经营活动中能源的投入、产出账目和反映企业内部能源消费状况的台账、报表、资料、记录及有关内部管理制度为基础, 以国家的能源政策、法规、法令、各种能源标准、技术评价指标、国内外先进水平为依据, 必要时结合现场监测, 对油田的能源使用状况系统地审计、分析和评价。
(1) 能源管理状况审计。能源管理是油田企业管理的一项重要内容, 建立和完善能源管理系统, 制定并严格落实各项管理制度, 对企业节能降耗、提高效益起着重要的作用。
(2) 能源计量和统计状况审计。能源计量和统计是节能降耗的基础性工作, 是进行油田企业能耗分析和能源审计的基础。对长庆油田各单位审计时, 在查看能源计量网路图、计量器具档案、统计计量的各项管理制度和原始记录的基础上, 通过现场核查, 询问相关人员等方式, 审计能源计量范围、计量器具的配备、计量器具的管理、能源统计的内容和数据汇总计算等是否符合相关要求。
(3) 核算综合能耗指标。油田的电、原油、天然气是能源消耗的主要部分, 审计时应以油气生产消耗的电、原油、天然气作为能源审计重点, 计算各单位综合能耗、单位产量综合能耗指标。油气田生产能耗指标主要包含:万元工业总产值综合能耗、单位油 (气) 综合能耗、单位油 (气) 综合电耗等。
(4) 能量平衡分析。通过对能量平衡表 (或能源实物量平衡表) 的分析, 审查各项损失的数量及原因, 对不合理或者损失大的部位进行原因分析, 挖掘节能潜力。
(5) 能源成本分析。根据消耗能源的种类、数量、热值和价格, 计算油田各用能单位的能源成本。能源费用应根据能源消耗收支平衡表和能源消耗量表计算, 只计算各单位自身消费的部分。能源审计所使用的能源价格与用能单位财务往来账目的能源价格相一致, 在一种能源多种价格的情况下产品能源成本用加权平均价格计算。
(6) 潜力的分析。节能潜力分析是预测或评价一定时期油田企业在采取技术上可行、经济上合理以及调整经济结构、优化资源配置等社会上能接受的措施后, 可取得的节能量和节能效益的过程。
3. 节能改进及评价。
油气生产 篇8
社会生活中越来越离不开科技, 近期网络、计算机、传感器等方面的技术被快速的应用到人们的生活和工作之中。其中物联网就是它们中的活跃者, 它代表着企业的战略性因素, 是新兴产业链中重要的一环。不但可以降低成本, 节省资源, 还能让社会经济获得快速发展, 从而优化经济发展结构。
一、何为油气生产管理系统
它是一种融合采油工程、通信和数据统计及传感器、完善的计算机等技术, 并借助通讯、射频、传感等, 对生产对象, 包括油气站、油气水井、计量间等做出整体感知, 从而达到生产、设备有机统一。可以统筹管理, 组建一个科学的数据平台, 进行油气生产全面管理, 可以提升油气田生产的效率和相关政策的执行效率。
二、油气生产管理系统的组成
这个管理系统大致分成三层:
一是应用, 把网络层传递的资料数据做出统计、保存、研究、管理, 利用各类软件和设备达到人和科技设备的交流, 从而实现油气生产工作的管理。
二是感知层。它是应用的基础, 它的功能是利用各种传感设备进行自动采集和辨认油气工作环节里的种种信息资料, 把重要数据信息传递给生产管理者。其中, 为了实现数据收集工作, 一般利用的设备有无线电量变送器、无线示工仪、无线温度或压力传感器, 如果要提高工作的安全性还会安装摄像头、GPS对工作过程进行现全面监督。
三是网络层, 其主要功能是把油气现场收集的各类数据资料利用网络的形式达成数据接入和传输, 是信息的流通和数据传达的桥梁。现在企业采用无线方式进行传输, 还有一部分使用移动GPRS或电台进行传导, 速度效率相对较低, 如果要达到高速快捷通常运用无线网桥和wifi。
三、应用中的一些实际例子
油水井计量站分析系统就是其中一个典型事例, 改系统可以自动控制监测。还可以进行压力、温度、电等方面的资料收集反馈, 远距离实施产液量统计、工作状况诊断、效率方案完善等。这个系统有油水井故障诊断及产能分析和生产监控两部分构成。
1. 油水井的生产计量和监控
(1) 计量控制
本系统的职责是依靠计量控制自动实现各站分离器的气体液位流量、压力温度的测量以及泵、两通阀和多通阀的管理。在此基础上实现产井的气量、液量、油量资料的统计和传递, 在整个过程中如果发生错误尽早提示。通过本系统能够达成实时监测的目的, 不经过实地操作就能实现工作目标, 让油田现场工作方式产生本质性的改革。因为该系统的自动化比较高, 可以很大程度上降低工人的工作量, 也能让现场员工减少工作时间, 从而实现劳动效率的提升, 不但降低成本, 还可以让油田计量站获得高效的管理技术。
(2) 水井的监控
这个系统依托对注水井温度压力等方面信息统计和远距离传递, 大部分企业利用高压流量的控制来实现自己的管理目标。这种自控仪可以把调节阀、温度压力传感器、流量计、无线通讯模块、智能控制器有机结合在一起。这种设备的工作理论是通过仪器设定的流量和实际检测的数值进行对比, 如果发现两者之间存在偏差, 控制设备就会自动传出信息。这样管理机构就会开启调节阀, 让流量和自身设定的标准相同或相近。这一切的数据传递和接受都是依靠无线通讯模块达成, 这样管理人员能够实现远程管理, 实现现场的自动监察。
(3) 油井的视频监控
基于油井的各类特点, 可能因为面积大, 之间的距离较远, 仅仅让人力去巡视监督是不够的。如果发生偷盗现象或者出现故障停井, 如果不能及时发觉就有可能影响油井生产, 甚至出现安全危机, 让原油生产无法获得稳定的环境。所以油井监控还要有视频功能, 它关系到生产的安全, 可以对高危井、重点井和站库周围的环境做出直观快速的反馈, 可以观察机器的工作状态, 对安全事故的预防有着很大的作用。
(4) 油水井的监控
本系统依靠工作场地的示工仪、无线压力、流量计、温度传感器等的安装以及电量收集设备进行油井的压力、功图、温度和电动机的电压电流、有无功率电度等数据。油井管理端把这些数据进行加工处理、统计计算, 来帮助油井排除故障保证生产的安全。这种系统还可以利用电台、GPRS/CDMA等模块把信息反馈给监控室, 这样就可以按照信息对各井工作现场做出监控, 根据实际情况远距离决定抽油机的开关。
(5) 智能巡检
如果发生盗窃事件或设备出现老化等就有可能造成原油泄漏, 不但是一种经济损失, 还有可能引发环境污染甚至诱发各种危险事件。为了防止这类事件的发生, 避免财产的损失。在工作之中一般使用人工现场巡查的方法, 但是这种方法不但消耗大量人力物力, 而且在危险的发现方面具有滞后性。智能巡检就能够完善的处理这个难题。现在的物联网技术采用无线传感方式, 可以把管道的各类信息准确准时统计。并且能够依靠终端设备快速、直观的掌握各个井的生产状态。如果出现问题可以在最短的时间内获知, 尽快想出对策, 以避免不必要的经济损失, 从而达到安全生产的目的。如果一些场地还没有普及控制器或传感器, 那么, 智能巡检仪就可以达到精细检查的目的, 可以协助相关人员按时完成工作任务。一些资料可在当场录入, 然后将其归纳存库, 为以后的管理打下基础。
2. 产能分析和故障诊断
这一系统是把监控系统统计的地面功图作为前提, 和生产动态静态资料相结合, 得出泵功图并归纳特点, 因地制宜算出单井产量。完成油井工作动态和视频的监控和故障诊断以及功图求产。系统会把各个含水期和各类产量状态及油田不同时期进行计算分析, 可以把计量度提升, 从而扩大应用范围, 以便为我国的地质研究和油田开发打下理论基础。系统把油井监控的各种数值作为核心, 根据以往的数据库利用扩展功能设备来实现各类要求。这样就能随时随地进行监控, 大大提升油井产量, 也让计量工作更加科学可信。为油井自动化和科学运转提供力量, 达到简化流程增加油井效益的目标。
四、物联网在未来的发展
油气物联网是现在新兴产品, 在以往的发展中起着重要作用, 它会促进整个石油业的发展壮大, 实现油田的科学管理。可见, 物联网的未来必将不可限量, 但是它牵扯到网络技术, 所以在网络安全方面将会出现一些新问题。相关的技术标准也有待完善。不过, 通过各行业的团结互助, 社会力量的关注协作, 相信物联网会一路披荆斩棘, 节节提升。
摘要：油气生产管理系统是物联网的一部分, 但是在油气工作管理中有着举足轻重的作用。各种管理系统有着不同的特点和作用, 利用好这些高科技手段可以降低成本, 提高生产的安全性, 还可以提高管理效率, 让企业走向集约化管理。
关键词：油气井,管理,科技,物联网
参考文献
[1]通讯员许翡翠王翠波;监护精中细计量细中精[N];中国石油报;2010年.
[2]杨哲坤;综合固井施工监测与指挥系统研究[D];大庆石油学院;2005年.
油气生产 篇9
1 主观因素
周转材料(文中指各种油管、抽油杆)入库、装卸、维护保管、质检、发放、回收是一个循环作业过程,都需要人来操作,其中任何一项作业都与周转材料的使用周期有着密切的联系。根据日常生产管理实际情况调查显示,人为因素导致管、杆损伤占有一定比例。
1.1 施工作业人员保护周转材料意识差
对外雇清洗、倒运、施工、作业人员进行考查,对其工作中的保护措施随机抽检,看是否达到及格线标准。对上述人员抽查7次,仅有2次符合要求,达不到及格标准。具体不符合要求如:倒运中装卸管、杆趟桥过高,导致机械碰撞过重,并有随意扔管、杆现象;清洗中航吊捆绑过多挤压;作业施工中,作业队管、杆有落地现象,有不加滑车,下管、杆时井口不对中等情况。这些现象至使周转材料本体腐蚀、损坏,两端螺纹处损伤等[1]。
1.2 施工作业现场监督不力
各相关单位虽然职、权、责等方面划分明确,但各单位工作人员都存在不同程度的监督不力。在我们对倒运管杆、作业施工中存在的违规操作行为进行现场监督抽查时发现,违规操作存在情况为3人次,共抽检5人次。违规操作行为有:图省事不按指定垛位装卸管杆;野蛮操作硬拉硬拽硬敲硬撬;不按规定要求执行丝扣保护措施等。因此,作业现场监督不力也成为降低周转材料使用周期的主要原因。
井热注作业的重要物资,其性能水平的高低,直接影响热注井作业质量。因此,我们结合有关标准和本队实际情况,制定并执行隔热管轮次周期,以此作为本队的执行标准(即隔热管的使用采用跟踪制度,使用达到30轮次,便以待修管材对待)。其中存在2个问题:一是找补垛使用周期问题。很多找补隔热管未达到规定轮次,由于倒运误差,进入待修垛,因此,增加了修理量,降低了使用寿命。二是到30轮次的隔热管,其中有部分性能符合要求,经视导热系数监测仪检测后,各项指标均符合标准,仍可以继续使用。通过质检员按照管杆使用标准进行检测,从到轮次的隔热管中挑选符合性能要求的,其比率达到9%,高于参考标准。因此隔热管使用轮次偏低是影响使用周期的主要因素。
2 客观因素
电化学腐蚀(盐水、硫化氢、二氧化碳、有机酸等的腐蚀),是油井生产中不可避免的,我们在这里暂且不提。那么粘着油管内壁磨损,即“偏磨”,以及油管自重引起的油套管螺纹变形损伤、乱扣现象和场地条件局现的自然因素,就是我们要进行研究的主要因素。
2.1 油井井斜偏磨对周转材料使用周期的影响
抽油杆在油管内壁做往复运动,使用长度在1 000m以上,由于深井同心度的问题,再加上油管内孔较小,管柱直线度累计偏差等原因,势必造成抽油杆周期性的冲击和粘着摩擦油管内壁(即“偏磨”)。如此,管、杆的偏磨使管、杆偏磨表面产生热能,从而使管、杆表面铁分子活化,而产出液具有强腐蚀性,使偏磨处优先被腐蚀。那么偏磨和腐蚀相互作用相互促进,使管、杆偏磨表面更粗糙,从而磨损更严重,破坏了管杆的整体结构。我们曾对3口偏磨较严重的油井洼34428井、海1642井、海16K38井做了调查,平均每口油井下抽油杆160根,作业提出后平均偏磨损坏根数为141根。
2.2 管体自重及材质对周转材料使用周期的影响
作业井下周转管、杆通常达到150多根,由于管、杆本体自重,造成管、杆承重加载,在使用中,对螺纹及本体均有损伤。而管、杆材质及表涂层的强度和耐蚀性的不同,使得管、杆的耐腐蚀性和寿命也不一样。如此,由于生产油井产出液含水较高,并有极用,与产出液的腐蚀性共同冲蚀,使油管螺纹快速老化,加之上面提到的偏磨腐蚀,综合作用,便在该处产生断脱、刺漏。
2.3 自然因素对周转材料使用周期的影响
由于场地条件的局限性,周转材料通常露天放置,经受雨、雪、风沙、尘暴的侵蚀。这些自然因素腐蚀并降低了周转材料的使用寿命,经现场检查,存在的弊端是大量减少了油管和抽油杆的日周转量,使生产正常运行受到一定的影响,并使部分管、杆打入待修或闲置报废。
3 结论与建议
(1)影响周转材料使用周期的主要因素有主观因素和客观因素,主观因素主要包括施工作业人员保护周转材料意识差、施工作业现场监督不利和注汽隔热管质检轮次定位低,客观因素包括油井井斜偏磨、管体自重及材质和自然因素。
(2)主观因素上,要加强对相关人员的教育,加大作业施工监督工作力度,长期实施定期与不定期检查监督,严格按照制定的奖惩机制执行。同时,按照ISO 9001质量管理体系的要求,《周转材料管理办法》等进行严格管理,使各个生产环节都在受控状态下进行。对于隔热管问题,继续实施隔热管跟踪制度,采用隔热系数检测手段进行检测。客观因素上,针对油井的不同情况采取相应的措施,加防腐剂、使用抽油杆扶正器、油管扶正器,对自然条件影响采取涂抹黄油、塑料布包裹、铺垫水泥面,以此减少周转材料的损伤、腐蚀,达到良好效果。
参考文献
油气生产 篇10
(一) 油气生产物联网系统的体系架构。
油气生产物联网的构建可以从三个层面来实现, 即感知层、传送层、应用层, 其中感知层由感知装置、控制装置等物联网终端设备组成, 负责感知生产信息、控制生产设备;传送层负责物联网信息的交换和共享;应用层负责监控生产动态、统计生产信息、诊断生产工况、管理设备资产等。以长庆油田采油一厂的数字化建设为例, 在系统架构方面, 划分为井场及站内两大部分。井场部分包括井口、配水间、视频监控及主控四大模块;站内部分包括视频监控、增压站RTU/PLC、中控监控三大模块。井场与站内之间借助无线网络来交换和共享信息。从整体结构来讲, 该物联网主要包含: (1) 井口及配水间RTU。 (2) 井场视频监控。 (3) 井场主RTU。 (4) 站内视频监控。 (5) 增压站RTU/PLC。 (6) 中控室监控。 (7) 无线网络。
(二) 油气生产物联网系统的实施方案。
1. 井场数据采集部分。
(1) 功图法量油。通过井场RTU与载荷、位移传感器等装置配套使用, 搭建数据采集及功图遥测平台, 不间断采集油井功图, 诊断油泵状况, 并预测油气产量。各终端RTU与主RTU之间以无线方式进行数据交换, 无线网络运用短距、低耗、高容错的Zig Bee协议, 有2.14G、868MHz、915MHz三个工作频率, 可以满足油气生产现场短距离、低速率、周期性、间歇性的电子数据传送。 (2) 电参数及压力参数采集。在抽油机控制柜安装仪用变压器, 对抽油机上下冲程的电流、电压、电量等数据进行监测。 (3) 注水阀组。井场主RTU借助Mod Bus RTU通讯协议与注水阀组交换数据, 动态监测井口压力、流量等参数变化, 同时借助遥控调度, 灵活、有计划的执行注水任务。
2. 数据传输部分。
对场站和井口的数字化装备进行改造升级, 使之实现数据实时采集、传送、环境监控、遥控操作等功能, 同时将有关数据传送到后台管理中心, 实现信息的即时交换和管理。通过有线网线解决高带宽、高稳定性要求的信号传送问题;通过无线网桥组建无线网络, 解决增压站与井场之间的数据交换问题。无线传送网络由Mc Will、GPRS、Wi MAX等混合组网, 这些无线数据首先被发送到中心基站, 然后经中心基站及与其相连的有线网络输送到后台调度中心。
3. 站控系统部分。
站控系统包括RTU/PLC控制单元、操控站、局域网、数据库、操作系统、SCADA软件平台等, 具有井组导航、流程监控、电子巡井、功图分析、生产曲线、运行报表、单元报警等功能。井组导航部分可以显示停井数、混输压力等重要参数;流程监控可以反映工艺流程, 检测油压、液位、温度、电压、电流等参数, 对异常参数进行示警。
二、油气生产物联网系统需解决的关键问题
(一) 延长元件寿命。
在油气生产物联网中遍布温度、压力传感装置, 这些终端传感设备一般自备电力, 由此带来传感器功耗、使用寿命等方面的问题。此外, 各终端传感器的制造工艺复杂, 单个定制成本高, 不利于大规模油田部署。
(二) 提高信息安全。
油气生产物联网的分布范围广泛, 若统一采用有线布网, 将带来投资成本高、铺设时间长、实施难度大、升级改造困难等一系列问题, 因此在组建油气生产物联网时通常大量部署无线网络。
(三) 统一行业标准。
油气生产物联网的涉及面广、专业性强, 其项目组建和实施过程比较复杂, 而目前国家尚未针对该领域制定统一的行业标准, 各厂商采用的设备解决方案不尽相同, 导致行业标准极为分散。要想降低油气生产物联网组建成本, 必须尽快出台统一的行业建设标准, 打造互联互通的油气生产物联网设备平台。
总结
油气生产物联网的组建改变了传统油气产业的劳务用工方式, 缓解了油田企业劳动用工紧张的局面, 推动了油气生产的信息化、智能化、高效化。大力发展油气生产物联网技术, 将深刻影响国内乃至世界油气产业格局, 建立人与石油世界的现代化互动关系, 为油气产业迎来崭新的发展机遇和美好的发展前景。
摘要：对于油气开采行业, 物联网技术受到业内的热议与追捧, 促使油气生产工作不断迈向信息化、数字化, 这大大提高了油气生产的效率和安全性, 提升了油田经济效益。本文以长庆油田第一采油厂为例探讨了油气生产物联网系统的构建策略, 最后提出了油气生产物联网系统需解决的关键问题。
关键词：油气生产,油田,物联网,构建策略
参考文献
[1]李颖.油气田物联网系统单井数字化建设[J].油气田地面工程, 2013, 32 (12) :145.