油气生产论文例1

二、长输油气管道安全运行管理强化的有效对策

（一）防腐技术的加强

考虑到输油气管道一般都存于较为复杂的土壤环境当中，并且需要输送的介质也存在较强的腐蚀。所以，无论是管道的外壁还是管道的内壁都有可能遭受腐蚀，一旦腐蚀穿孔，就会导致油、气的大量泄漏，如此不仅会中断油气的输送，更多的是会引起环境的污染，严重的时候可引发火灾。假设我们不采取任何的防腐的措施，平均每一年按照10%的腐蚀，而钢铁的年托运量就会达到两千万吨之上，而这个造成的直接损失是非常巨大的，并且我们还无法估计间接造成的损失。因此，在管道工程当中，油气长输管道腐蚀的腐蚀性损坏如何才能够进行有效的防止就显得尤其的重要。在这里我们可以采用阴极保护的技术。所谓的印记保护技术主要是通过阴极电流从而实现极化金属的阴极。一般来说采用的是外加电流或者是将阳极牺牲的方式。而系统在进行检测的时候主要是通过密间隔测量管道阴极保护的数据来对于管道的阴极保护状态数据进行准确的分析以及判断。

通过对于阴极保护原理的了解，我们能够知道，才进行阴极保护防腐的时候，需要具备以下的几种条件才能完成：首先，并需有导电的介质存在于被保护的金属的表面周围，导电介质可以是潮湿的土壤也可以是电解质溶液等等。其次，需要将被保护的金属结构完全的浸没在导电介质当中，才能够让电流均匀的分布在金属表面以及确保阴极保护效率的提高。最后，需要保护的金属结构不能够存在过于复杂的几何形状。

（二）严格定期检测，加强隐患排查

在我国，长输油气的管道大多都是穿越山川河流、架空抑或是买地，加上检测的手段相对落后，制定的检验法规也有待完善等等，造成定期检测管道的频率非常低，埋下了很多的安全事故隐患。及时发现并成功消除安全事故隐患离不开定期检测工作的开展，它能够确保压力管道的运行保持为一个安全的状态。所以我们建议我国的有关部门依法严格执行适用于定期检测长输油气管道的制度，尤其是要将工作的重点放在用长输油气管道检测开展的在线检测、埋地管道检测、寿命预测以及防护研究、远程监控等方面，促使压力管道的检验达到更加可靠且科学的水平。要重点针对易腐蚀穿孔、悬空以及穿越的管道进行巡回检测，强化监控并及时改造威胁管输；要针对管道的应急抢修工程进一步建设应急体系，致力于提高抢修的水平，促使管道事故的发生率降到最低。

譬如中石油旗下的某公司，它的宗旨是加强管理长输管道，确保生产安全。考虑在辖区之内的油区距离王窑水库最近并且分布面积较为广，其中跨越的管线较多等问题，从而让全体员工树立防范与警惕的意识，从而做好管道的安全管理工作，从而确保能够有序的进行生产。

为了深层次强化管理油区的管道，该公司将厂属单位的主要领导、机关科室张以及厂领导班子全部召集在一起召开了专题为“加强长输管道应急管理工作”的大会，对油区管理管道的具体工作做出了安排和部署，制定了相应的防范措施以及保护措施。其中，尤其考虑到应急库当中物质数量与品种的完善，各种防污染措施的使用以及各种应急手段等等进行了精心的部署与演练，从而能够确保长输管道的管理工作能够正常、有序、安全的运行下去。

（三）明确责任，加强管道保护力度

油气生产论文例2

根据巴克莱投资银行对全球387家石油公司的最新调查结果，2009年世界油气勘探和生产（E&P）投资大幅下降15%至3950亿美元，其中北美地区下降了30%以上，北美以外地区下降了6%。2010年世界E&P投资预计将回升至4390亿美元，比2009年增长11.3%。2010年国际大石油公司E&P投资预计将与2009年持平，而国家石油公司E&P投资将大幅增长20%以上；独立石油公司将引领北美地区E&P投资增长。 一、2010年世界E&P投资将大幅回升 受金融危机影响，2009年世界油气E&P投资为3950亿美元，比上一年下降15%左右，其中美国下降了31%，加拿大减少了33%，北美以外其他地区下滑了6%。随着的世界经济复苏，2010年全球E&P投资预计将回升至4390亿美元，比2009年增长11%。 根据巴克莱预测，2010年北美地区E&P投资将增长14%至1023亿美元（美国增长11.7%至790亿美元，加拿大增长23%至230亿美元），北美以外地区增长10.5%至3370亿美元。其中，中东和非洲地区增长15%，俄罗斯（2009年大幅减少30%）增长20%，亚洲和澳大利亚增长18%，拉美等其他地区与2009年持平。 二、2010年国际大石油公司E&P投资预计与上年持平，而国家石油公司E&P投资将大幅增长 调查显示，2010年国际大石油公司在北美E&P投资将有所下降，但在北美以外地区的投资将有小幅度增长。预计全球6大国际石油公司在全球E&P投资将减少0.1%（表1），其中BP、雪佛龙和道达尔与2009年基本持平，康菲和壳牌分别下降5.8%和6.7%，而埃埃克森美孚则增长11.1%。 根据调查结果，2010年投资额在10亿美元以上的24家国家石油公司油气E&P投资大约1892亿美元（表2），同比增长14%。2010年，阿尔及利亚、挪威和委内瑞拉等3家国家石油公司E&P投资将与2009年基本持平；泰国PTT、沙特阿美、印度石油天然气公司和卡塔尔、墨西哥与越南等6家国家石油公司E&P投资同比将下降5-10%，其中泰国PTT公司下降幅度将高达39.6%；亚洲、非洲、俄罗斯及其他地区的15家国家石油公司E&P投资增幅均在两位数以上，其中，印尼国家石油公司投资增幅最高，达77.3%，中石油、阿布扎比国家石油公司、中石化、利比亚国家石油公司和俄气石油公司的投资增幅将分别达到42.9%、38.2%、32.4%、31.7%和30.4%。三、独立石油公司将引领2010年北美地区E&P投资增长，其投资重点开始向北美以外地区转移 据巴克莱调查结果，受非常规天然气和非常规石油资源勘探开发热潮的影响，2010年北美地区的独立石油公司在该地区的E&P投资将继续大幅增加，预计同比增长23%至736亿美元。因此，在国际石油公司削减对该地区投资的情况下，独立石油公司将成为引领该地区投资增长的生力军。其中一些主要独立石油公司2010年的E&P投资增幅均在50%以上，如加拿大自然资源公司增长67%、赫斯公司增长55%、帝国石油公司增长53%、墨菲石油公司增长50%。另外，北美独立石油公司近几年开始将投资重点向北美以外地区转移，预计这些公司2010年在北美以外地区的E&P投资增幅将在13%以上。其中，诺贝尔能源公司同比增长155%至11亿美元，马拉松石油公司增长27%至22亿美元，Nexen能源公司增长27%至14亿美元,

油气生产论文例3

一、 理论概念介绍

1.1 技术创新概念及理论

傅家骥认为技术创新是企业家抓住市场的潜在盈利机会，以获取商业利益为目标，重新组织生产条件和要素，建立起效能更强，效率更高和费用更低的生产经营系统，从而推出新的产品、新的生产工艺方法，开辟新的市场、获得新的原材料或半成品供给来源或建立企业的新的组织，它是包括科技、组织、商业和金融等一系列活动的综合过程。[1]

在这里认为所谓技术创新就是从新产品或新工艺设想的产生开始, 经过研究与发展、工程化、商业化生产, 直到市场应用, 取得良好经济效益的完整过程的一系列活动。它是技术与市场的结合, 是科学技术转化为社会生产力的具体体现, 是当今促进技术进步, 实现经济增长的主要方式。

技术创新成功指成功的技术创新必然加速推动长期盈利增长，在一定评估期限内，具体表现为在经济收益、市场状态和主体素质等方面单独或同时取得较高的期望效益。

与一般意义上的技术创新及其成功的标准不同的是，作为关乎国计民生的油气能源产业，石油工业技术创新的目标不仅在于企业所获得的经济效益，还在于企业所承担的社会效益。因此石油工业领域技术创新的投入不仅被经济效益决定，更受到社会效益的左右，在我国尤为明显。

1.2 石油峰值概念及争议

全球石油供给能力一直是人们关注的焦点问题[2]。

对石油峰值问题的研究始源于1949年，以M.K.Hubbert的论文Energy from fossil fuels为标志[3]。美国著名地质学家Hubbert在上世纪50年代成功预测了美国本土48个州的石油产量将在1970年前后达到峰值，该理论认为任何一种有限的资源都会遵循一个基础规律：生产由零开始，然后产量逐渐增长，直到一个无法超越的峰值（Hubbert peak），一旦达到峰值，产量逐渐降低，直至该资源被采尽。此外Hubbert认为地质学家对油田内石油分布的了解需要一个过程，生产者总是先生产容易得到的油，因此在油田生命周期的青年期，产量快速上升；但不久随着油田开采程度的不断提高，容易开采的石油逐渐变少，要开采剩余石油储量的难度越带越大，油田产量开始下降。

石油峰值研究协会（ASPO）创始人科林.坎贝尔关于石油峰值的定义是：由于石油是不可再生资源，任何油田、国家、地区乃至世界的石油产量在逐渐增加到最大之后都会开始递减，这个最大值就是石油峰值[4]。

当然并不是所有专家学者都认同“石油峰值”理论，世界能源巨头BP公司首席经济学家彼得.戴维斯就认为不存在绝对的资源极点。沙特阿拉伯国有企业、世界最大的石油公司沙特阿美石油公司高管表示，全世界之开采了一万亿桶原油，约占地球5.7万亿桶的总开采原油储量的18%，所以他认为石油产量即将到达峰值的理论站不住脚并且宣称全世界至少还有100多年的充足原油储量。此外不少反对“峰值论”的人士坚持认为世界石油资源是很丰富的，北极，深海以及各种非常规油气资源都存在人类可以利用的大量石油资源，不必为此忧心忡忡。美国地质调查局也乐观认为，世界石油与天然气资源量为33450亿桶，剩余石油储量可轻松满足2020年前的需求[5]。

二、 技术创新对石油工业的影响

2.1 技术创新对油气勘探开发的影响

20世纪石油工业突飞猛进，在东亚、中亚，北美、中东先后发现了一批大型和特大型油气田。这些成果基本都源于高新技术或高科技的发展，如高分辨率和四维地震技术，欠平衡钻井和完井技术、测井成像和核磁共振测井技术等。随着石油工业的发展，面对更加复杂的地质条件石油勘探开发技术必须有新的更大的发展。石油产出量增长是石油工业经济增长的第一要素，在历史上科学技术进步为石油储量增长提供了巨大动力。20世纪60-70年代世界上曾流行石油储量短缺，石油工业很快步入穷途的预言。然而1970年后，世界石油工业的发展完全否定了这种悲观的论调。1971―1996年的26年间，世界石油总产量为806.4亿吨，但新增储量达到1610亿吨。到1997年初，全球石油探明储量已由1971年的729.4亿吨上升到了1537.2亿吨，石油储采比由28.3提高到了43.1。1980―1999年的20年间，全球石油产量基本保持在30亿吨左右，期间累计采出原油600多亿吨，而世界石油剩余探明可采储量1980年仅为880亿吨，到1999年增加到了1386亿吨。2000年石油和天然气剩余探明储量分别为1409亿吨和149万亿立方米，可谓“越采越多” [6]。

世界石油工业储产量的稳步增长，离不开科学技术的进步。近年来世界石油勘探面临更加严峻的形势，勘探向深层、深水和边远地区、极地地区等地下和自然地理条件困难的地区发展。勘探成熟度越来越高，已发现油气田的勘探成熟区仍然是常规油气勘探的主战场。由寻找巨型油气藏向同时寻找中、小型油气藏的方向发展。

石油工业的未来充满了机遇和挑战，许多技术，比如仿生井、纳米机器人、千兆级网络模拟技术以及其他技术，虽然已经起步，但仍然有许多技术难题没有解决，但可以肯定的是这些技术的发展必将使油气勘探开发进入新的阶段。技术创新对于油气勘探开发至关重要。

2.2 技术创新对非常规油气资源的影响

非常规油气资源包括页岩油、超重油、油砂矿、页岩气、煤层气、致密砂岩气及让天然气水合物等。当前非常规油气资源是最为现实的接替能源，在世界能源结构中扮演着日益重要的角色[7]。国家在2008年对全国的非常规油气资源进了了初步评估，结果表明，全国煤层气可采资源量10万亿m3,页岩气资源量是26万亿m3；估计致密砂岩气资源量12万亿m3；页岩油资源量是476x108t，超重油和油砂资源量超过59.7x108t，天然气水合物70万亿m3。中国非常规油气资源有着巨大的潜力[8]。

这里简要介绍下页岩油、超重油和油砂在我国的发展情况。页岩油资源在我国十分丰富，按已探明的油页岩资源统计，全国油页岩资源储量为7199.37x108t,我国储量位居世界第四。根据最新的油页岩资源评价显示我国油页岩资源规模大、分布广、勘查程度低、含油率中等偏好。目前我国有页岩的开发已经迈出关键步伐。据悉辽宁省抚顺矿业集团2005年产页岩油约20x104t，2009年产量接近40x104t。我国油砂资源也比较丰富，其目前正处于规模化开发的前期试验阶段。此外重质油沥青资源分布广泛储量丰富，已在15个大中型含油盆地和地区发现了近百个重质油油气藏，成带分布且规模大。我国的重质油、沥青主要产于中、新生代的陆相地层。预计我国未发现的重质油资源约为250x108t，沥青资源潜力更大。

作为重要的接替能源，非常规油气资源的开发利用有着非常重要的战略意义，中国油气工业中心向非常规油气资源过渡只是个时间问题[9]。但是由于我国非常规油气资源往往存在于复杂特殊的地质条件中，部分开发技术适用性差、不成熟，开发成本高；低渗透储层单井产量低，缺乏有效增产技术；综合利用率低，所以政府应尽快组织和引导跨部门、跨学科的全国性系统资源评价与研究工作，加快技术创新步伐，以推进产学研结合，为非常规油气资源的大规模开发铺平道路。

非常规油气资源的成功开发与利用,将可以弥补未来很长一个时期常规油气资源的不足,为我国经济的可持续发展提供能源保障[10]。用技术创新大力发展非常规油气资源大有可为。

三、 技术创新――石油生产系统模型建立

技术创新对石油工业的影响应该是显著的，在这里以系统的观点和方法讨论技术创新对于石油峰值的影响。

3.1 Hubbert SD模型[11]

图1是一个最简单的Hubbert曲线SD模型流程图，模型中有两个存量，分别是累计产量（cumulative-pro）和累计已探明储量（accumulative-proved-reserves），还设计了四个流量，分别是实际年生产量（actual-production），由Hubbert曲线公式算出的年生产量（Hubbert-prd），已探明储量（proved-reserves）以及每年增加的探明储量（annual-proved-reserves-addition）。模型还包括五个辅助变量，它们包含成长系数（a），历史年生产量（prd），最终可采储量（ultimate-reserves），年探明储量（actual-proved-reserves）和储量年增加量（delta-reserves）。五个辅助变量中只有储量年增加量（delta-reserves）是内生的，它取决于流量已探明储量（proved-reserves），其余四个辅助变量皆是外生变量，外生变量中历史年产量(prd)和年探明储量(actual proved reserves)是表函数。

3.2 技术创新――石油产量关系分析

石油工业是一个资金密集，技术密集型的行业，往往技术创新的影响十分显著。首先表现在技术创新所引发的重大基础理论的突破，尤其在地质勘探领域的每一次理论突破都会带来石油工业的一次进步，从历史来看一些大油田的发现总是伴随着地质理论的更新，如何保证理论紧随步伐以及理论与实践结合，需要企业对各个研究机构研究中心投入巨大的人力物力，而且不能急功近利。

理论的突破可能使最终可采储量有所增加。国外石油公司在技术基础理论研究方面投入大量的工作，取得了明显实效，相比之下我们的差距太大，所以技术创新必须从基础工作入手，从基础理论抓起，坚持不懈[12]。20世纪20―50年代石油勘探方面，由“前期地质时期”进入到背斜理论时期。重力、地震折射波和地震反射法开始使用，使人们在平原和盆地地区都能从事油气勘探活动。20世纪60―70年代，石油地质理论方面诞生了板块构造理论；地震勘探技术方面出现了叠加技术和数字记录仪；数字计算机也开始应用于石油行业。80年代以后，新的科学技术革命为石油工业的发展注入了新的活力，特别是以计算机、信息技术为特征的知识经济为石油工业的发展带来了新理论、新方法和新工艺，主要有：盆地模拟、油气藏描述和数值模拟等，同时还有水平井，分支井钻井技术、小曲率半径水平井、连续油管钻井、自动化钻井等。

技术创新引起的油气开发核心技术的发展和成果的取得往往作用于采收率，间接影响石油年生产量，或者由于新的技术是原来不易开采的储量得以开采，由此直接影响实际年生产量，比如仿生井技术。当然技术和成果不能立刻就转化为产量，期间可能需要逐步的实验逐步的普及，因此需要一定的延滞才能发挥作用。

技术创新带来的尤其勘探核心技术和成果的出现，比如地球科学物理技术的进步，以及新兴的千兆级网络模拟技术都将使探明的储量有所增加。

技术创新还能促进非常规油气资源的发展，如前文所述我国非常规油气资源往往存在于复杂特殊的地质条件下，开发技术落后，开发成本高，综合利用率差，而我国的非常规油气资源又十分丰富。因此技术创新引领下的非常规油气资源技术进步必然能够为非常规油气资源大规模开发铺平道路，立竿见影的是非常规油气资源年产量的快速增加。

总之，相关关键技术、基础理论上的重大突破，或者设备上的创造改进都间接或直接的影响到石油产量。

现考虑技术创新的对石油工业的影响后，在Hubbert曲线系统动力学流程图的基础上进行改进可建立如下所示的关系图。

图上容易看出这里新增加了若干指标，从而将技术创新对产量的影响引入了石油产量系统。结合上文分析，简单列举技术创新影响石油产量的几条因果反馈回路。

（1）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――基础理论突破――最终可采储量――年油产量――收入――技术创新资金；

（2）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――油气开发核心技术和成果――采收率――实际年生产量――年油产量――收入――技术创新资金；

（3）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――油气勘探核心技术及成果――年探明储量――已探明储量；

（4）技术创新资金――各类科研机构、研究中心、高校研究院科研强度――非常规油气资源勘探开发技术及成果――非常规油气年产量――实际年生产量――年油产量――收入――技术创新资金。

从图中还可以清晰看到石油产量被各种技术创新及其成果所决定，而技术创新则被社会需求，企业意愿以及国家意志等多种力量所决定。可以说，正是这多种力量的存在迫使石油工业必须进行技术创新，从而保证石油工业稳定发展。

模型的程序请参见Tao的论文[13]。对图1的流图输入我国石油工业的相关参数，运行后得出下图。

从图中看出在这个模型（成长率a=0.057，最终可采储量ur=140亿吨）下我国石油峰值将在2020年左右达到，且峰值产量不超过2亿吨。

从图中所显示的关系看到在技术创新的作用下，我国石油峰值绝对不是2亿吨，应该远高于此，而且在技术进步，非常规油气等联合影响下，峰值到来时间也绝不是图3所显示的2020年。且可以预见我国的石油产量应呈现下图所示趋势。

由图4可以看到在技术创新作用下石油峰值并不是简单的钟形曲线，也不简单只是发生――发展――兴盛――衰减――消失的过程，而将是一个发生――发展――兴盛――开始衰减――再发展――再兴盛的波浪式反复过程，其形状将是类似于若干个小钟型曲线叠加在一起波浪。虽然不否认以石油为主的化石能源最终会退出历史的舞台，但是本文看法仍与传统的峰值理论有显著不同。

传统的“石油峰值”理论是用静态的片面的眼光来看待事物，忽略了事物的动态发展的规律，忽略了人类的主观能动性，忽略了技术创新技术进步所带来的生产力的飞跃，忽略了人们对事物循序渐进的认识过程。有理由相信随着技术的创新，人类对化石能源认识和理解的不断完善，石油峰值会尽可能晚的到来而且处于峰值的时间会很长而不是到达峰值后就迅速显著的下降。曾经有学者认为，中国将在2015年迎来石油峰值，峰值产量为每年 1.9x108t[14]。但是国家统计局1月20日统计数据显示，2010年，中国天然原油产量为2.03亿吨，同比增6.9%[15]。这一产量远高于所谓的“峰值产量”，而且可以预见的是产量会进一步增加。

四、 结论

诚然事物一般会经历孕育、生长、成熟、衰老及消亡的过程，本文也不否认以石油为主的化石能源最终将退出历史舞台。但是从历史角度来看，事物是不断发展变化的，人类的主观能动性是无限的，纵观世界石油工业发展，技术创新多次打破了石油储量短缺石油工业穷途末路的预言。目前石油工业所面临的困境在于技术和理论瓶颈的限制，一旦打破又是一番新的天地。

因此本文认为在技术创新的作用下石油峰值并不会很快到来，石油产量在社会需求、企业意愿、政府意志等多方力量的作用下呈波浪式的向前发展，石油峰值的到来是需要过程的。

参考文献

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

[14]钱伯章. 我国将在2015年迎来石油峰值产量.26(2):4.

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

油气生产论文例4

我厂6台10万m3/日·台重油催化裂解炉自 1991年投产以来，一直使用广州市石化总厂重油作为生产原料。但从 1999年初后，提供给我们的重油油质发生变化，影响了油制气生产，主要表现为吨油产气量低。气化效率低、除灰水含渣少和焦油水沟产生较大量的浮油等。为对比不同油质重油对煤气生产的影响，我厂从 1999年 7月下旬开始，购入一批重油进行生产试验对比。经过近一个月的运行，发现吨油产气量和气化效率等主要工艺指标明显提高，证实了油质对生产效果有较大的影响。为便于比较，以下将 1999年年初以来的一直使用的重油称为旧油，以7月下旬试验所

用的重油称为新油。

2 两种不同油质重油的主要性质参数

2.1 物化性质对比

物化性质对比详见表1。

2.2两种重油组分数据

两种重油组分数据详见表2，以RIPPIO方法测得。

两种不同油质的重油主要区别：

新油密度小、闪点高、粘度大、残碳高、芳烃含量较少、沥青、胶质含量高；

旧油密度大、闪点低、粘度小、残碳低、芳烃含量较多、沥青、胶质含量低。

3 两种不同油质重油的生产效果

在两种不同油质重油的生产对比试验期间，我们主要以3#炉单台炉或3#、6#两台炉连续运行，并分别进行对比，表3、4为生产统计所得的数据。

从生产数据统计可见，无论是3# 炉单炉或是3#、6#炉两台炉运行，在投用了新油后，气化效率均有所提高，其中3# 炉单台炉运行时，气化效率可提高5.47%。3#、6# 炉运行时，气化效率平均提高7.06%。

4 两种不同油质的重油在3#炉单炉测试中的数据

试验期间，为验证生产数据的可靠性，我们曾在7月17日下午、8月11日上午以煤气缓冲罐来标定短时期的3#炉吨油产气量及气化效率，表5为测试中的原始数据。

可见3#炉投用新油后，气化效率可提高4.28％，与生产统计结果基本吻合。

5 两种不同油质的重油生产期间制气炉炉况及煤气成分对比

在新、旧油对比试验期间，3#炉一直保证了长时问稳定运行，表6、7是试验过程中3#炉的工艺参数及洗气箱出日煤气成分的数据。

从试验期间新、旧油生产状况的对比，主要有以下几个工艺变化：

（1）新油裂解产生的煤气热值即使达到6000Kcal/M3时，焦油水沟也仅有少许浮油；而旧油投用时，煤气热值即使低至4000Kcal/M3时，焦油沟表面仍有大量浮油。从7月31日投用新油后，焦油量逐渐减少，且焦油质量出现变化，粘度明显增大，这与新油含残碳多，含油浆少有关，同时亦说明新油参与裂解反应的成份比旧油多，生成的焦油量相应要少。

油气生产论文例5

引言：油茶属山茶科山茶属植物，木本食用油料植物，为我国14个油茶种群之一。油茶树全身都是宝，特别是茶油，不饱和脂肪酸、亚麻酸和维生素E含量高于橄榄油，而且其油富含维生素E、胡萝卜素和其它抗氧化成分等人体所必须的氨基酸以及锌、硒等微量元素，具有降低胆固醇和血脂、软化血管、改善心脑血管，防治高血压等功效，对人体健康极为有益；同时，油茶又是常绿阔叶树种，具有固根稳土、吸收二氧化碳净化空气、防止水土流失、保护生态环境的作用，生态效益著显，它是集食用、药用、观赏绿化等综合利用价值较高的植物。它的建设与发展将对国家食用油安全发展战略，农村产业结构的调整，提升民生幸福指数，建设生态文明的新农村都具有现实的意义。

一、油茶生长生物学特征

油茶生长年平均温度15-21℃，能抗40℃的高温，或在-10℃的低温，无霜期260Td以上，各生长生育期对温度的敏感性不明显，年平均总日照时数在1200-2000h。

二、油茶生长生育期适宜气候条件

油茶属一种喜温润气候，避强光喜弱光树种，在遮荫度适当的生态环境下生长的食用油料植物。油茶生长生育周期长，从开花到果实成熟约一年的时间，花期少阴雨，年平均温度15—21℃，极端气温在许可范围内对温度的要求不很明显，降水量1000～2500㎜，年平均相对湿度75-85%，光照时间长，怕渍涝。

三、油茶种植区气候与地理环境

（一）油茶种植区的气候

该县地处中低纬度的亚热带季风温润气候区，四季分明，降水充沛，光照充足，年均气温17.5℃，年均降水量1908㎜，是江西省暴雨中心区之一，年均相对湿度80-82%，无霜期长，为265Td。年均日照总时数为1740h。

（二）油茶种植区的地理环境

该县位于江西省东北部，鄱阳湖生态经济开放区东南岸的丘陵山区，面积1140.76平方公里，其中6分为丘陵山地，平均海拔200-300m，大部海拔

（三）油茶生长土壤条件

油茶，又名“茶子树”，是茶属中的常绿小乔木和喜酸性的油料植物，具有抗旱耐寒耐贫瘠特点。它适生于地势开阔的低山或高山下部的丘陵地带，要求土层深厚、土壤肥沃、温暖湿润、排水良好、带微酸性的壤土，pH值在5-6.5的土壤中生长最佳。

四、油茶种植地气候区划

利用该县30年的气象资料和1：5万地形数据与河流、居民点分布数据为基础，选取≥10℃的年活动积温、极端最低气温、降水量作为区划的主导因子，运用GIS技术，结合传统气候区划方法，对油茶种植地进行气候区划，区划结果分为三个等级即：适宜区、次适宜区和不适宜区。

（一）适宜区

海拔在50-100m，坡度

（二）次适宜区

海拔在100-200m，坡度200m，坡度>50度，不宜发展油茶生产。原因易造成水土流失和管理不便等。

（三）不适宜区

海拔>200m，≥10℃年活动积温

五、油茶种植技术与管理

（一）油茶种植地选择方法

1.油茶种植地选择

根据油茶的生物学和生态学特性，油茶种植地应选择在背风向阳、地势开阔的丘陵山地（荒山坡地），或高山下部土层深厚、土壤肥沃、温暖湿润、排水良好、光照时间长的缓坡地带；同时油茶又是一种喜光喜温，喜酸性树种植物，宜在pH值5-6.5的土壤中生长，在自然环境下，有铁芒箕、野生茶树、杉木、茶树、松树、映山红、乌饭树等植物生长的地方，它们对土壤酸性的具有指示性作用，凡上述植物生长茂盛的丘陵山地均可作为油茶的种植地，忌在碱性土壤地上进行油茶种植。

2.油茶种植方式

油茶种植地有全垦，人工梯田，洞穴三种方法。凡坡度1050度的山地必须采用洞穴方法种植。

（二）油茶苗的培育

1.油茶苗床地选择

根据油茶生长特性，苗床地应选择在土壤肥沃、光照充足、排水性好、PH值5—6.5的微酸土地育苗为宜，碱性土壤和地下水位高的地方不宜选择；整地方法，将育苗的地块施足基肥，灌好底墒后，筑成1.2m宽畦地（便于操作），长度自然，畦两侧沟深20-30cm，沟底宽30～40cm，不积水且排水顺畅。

2.油茶种苗培育

种苗的好坏，直接影响油茶的长势和产量，种苗培育方法有：一是种子优选法，经过对油茶生长期观察，优选树形好、颗粒大、无病虫害、产量高10年生以上的成熟果实，直接播种育苗；二是扦插育苗法；根据5.1.1苗床地选择要求，将10年生以上无病虫害、生长健壮、结果多的优良单株春梢进行扦插育苗作为种苗选择；三是嫁接育苗法：根据油茶生长生育期适应性条件，种苗应选择树形好，生长健壮、无病虫害，果实大、产量高，丰产10年生以上的油茶树枝条做接穗，砧木可采用白花油茶或红花油茶实生苗或桔壳，枝接或芽接均可，嫁接苗发嫩芽后，应有防遮阳和防涝措施。

3.油茶树苗的移栽

油茶树苗移栽应选择树形好，生长健壮、无病虫害，生长枝或嫩芽经嫁接成活后的一类、二类苗；树苗的质量直接影响成活率，移栽时间最好选择在春季的阴或小雨天气，随起即栽，移栽时将已整理的地块挖好洞穴，把根系完整、无病虫害二年生长树苗浆根后再进行移栽，定植时按以下步骤，将移栽苗摆正放入穴内、回土、轻提、压实、浇上定根水，嫁接苗的砧木处与地面高度平齐等措施；有条件的地方可用生根粉浆根或用营养袋二次育苗移栽，此方法可以提高成活率。

4.油茶种植密度

根据油茶种植特点，密度应根据种植地的实际情况而定，平缓的适当稀些，徒陡的可密些，纵横株间可采用错位排列进行移栽，原则上亩栽60-80株，株行距3×3.5m；另外，林间可适度套种果树等经济作物。

（三）油茶成年树水肥管理与病虫害防治

1.油茶水肥管理

油茶幼树成活后，应浇水保苗。5月中下旬后，气温逐渐升高，嫁接苗将会长出大量的新根，小芽萌发需要大量的养份供给；对于冬花型油茶终年花果不离枝，开花结果越多消耗水肥越多。为此，要根据油茶树生长的实际情况合理施肥，针对幼树以氮肥为主，坚持薄施粪水或尿素，配合磷钾肥；成年树春季以氮肥为主，夏秋以磷钾肥为主，冬季施用磷钾肥。施肥量应根据油茶的树龄或需保果肥而定。油茶结果有大小年之分，大年以磷钾肥为主，小年增施氮肥或复合肥，秋冬以有机肥为主，春夏可施速效肥。

2.油茶花果期管理

花期：油茶为主根发达的深根性树种，油茶花期很长，每年10-12月开花，盛花期在11月前后，也有的常年开花。实生油茶5年后有少量的开花并结果，10年进入盛果期；嫁接油茶3年后有少量的开花并结果，6年进入盛果期。盛果期可维持40-50年或更长。8～9月是油茶生长发育的关键时期，花芽分化、果实膨大、油脂转化需要大量的水分供应，但秋风秋雨过多，会影响蜜蜂传授花粉的活动能力影响产量。故有“七月落金八月落银”的说法。油茶花芽分化是在春梢基本结束生长后开始，由于各地的气候差异，油茶花芽分化盛期为6月上旬至7月上旬，7月中旬至10初逐渐在减少。油茶花为两性花，10月中旬开始开花，11月为盛花期，12月下旬开花基本结束，少数延至翌年2月。

果实：油茶花授粉受精以后，子房略有膨大，12月中旬后基本停止增长，3月后气温回升，幼果继续生长，4-8月果实体积增长较快，7-8月为果实迅速增长期，10月中、下旬成熟。但油茶具有秋未冬初开花，一年四季花果不断的生物学特性，秋旱、强寒潮等灾害性天气对花果生长发育和产量影响较大。

3.油茶病虫害防治

针对油茶成年树在生长过程中的病虫害有炭疽病、软腐病、烟煤病、茶毒蛾、油茶毛虫、油茶尺蠖等。防治方法；有生物防治、药物防治和林业技术防治三种，它们各有所长，前二者是根据不同的病虫害对症下药，效果显著，此文不予介绍；林业技术防治法是目前采用最多的方法，成本低，简单易用，就是清洁林内环境，保持林内透光通风透气，减低林内湿度，发病期间不宜施氮肥，应增施磷肥、钾肥，提高植株抗病性。油茶相对病虫害较少，应根据病虫害发生情况，可针对性用药剂防治或采用夏铲冬垦灭蛹、灭幼虫，人工捕捉和灯光诱蛾，招引益鸟捕食害虫，施用白僵菌、苏云金杆菌，让害虫感病死亡等生物防治，它是油茶类病虫害防治的方向。

（四）油茶林地扶育与修剪管理

1.油茶林地扶育

油茶为常绿阔叶树种，幼树主根长而侧根少，幼树阶段主要是以耕代抚管理，解决幼树与杂草争光、水、肥问题；成年树是从初果到大量结果的时期，是油茶经营最有价值的时期，要中耕抚育，每年至少铲山除草一次，每隔3年，冬季要清理林地，深挖垦复，及时清除林地杂灌（草）木和病老残枝一次。

2.油茶树冠修剪

整枝修剪，优化树形是提高油茶产量和品质的重要环节，修剪强度可分修剪和重剪，幼树期不用修剪.长至1.5m时剪顶即可。成年树去弱留强.剪密留疏，剪弱和病枯枝乱枝，使树体枝条均匀分布，结构紧凑，多留营养枝，促发新枝，为来年丰产奠定基础。

六、结语

通过区划，为该县科学布局油茶种植，优化种植结构，避免气候风险，将会起到积极的作用。

[参考文献]

[1]周淑贞，张如一.张超主编《气象学与气候学》高等师范院校教材

[2]陆时万，徐祥生.沈敏健主编《植物学》高等师范院校教材

[3]庄瑞林.中国油茶[M].北京.中国林业出版社.1988

[4]陈永忠，王德斌.油茶综合利用浅析[J]1997（04）

[5]李家丽.浅谈油茶种植技术及病虫害防治[期刊论文].科海故事博览 科技探索2010（11）

[6]李果青.浅谈油茶的种植技术[期刊论文].林业建设.2009（1）

[7]龙忠于，王玉娟，陈永忠等江西省油茶产业发展综述[期刊论文].湖南林业科技.2008（3）

[8]罗崇彬.油茶种植研究[期刊论文].科学之友.2009（36）

[9]李远发，胡灵，王凌晖油茶资源研究利用现状及其展望[期刊论文]广西农业科学2009（4）

[10]雷小林，刘丽婷，文娟等油茶分子有种研究进展[期刊论文].经济林研究.2006（4）

油气生产论文例6

 

0.引言

由于活塞气体压力及惯性力对气缸套产生的侧压力，使得当活塞与气缸壁发生相对运动时产生摩擦对气缸套内壁造成磨损，此外柴油、机油燃烧后所产生的固体微粒，金属件表面摩擦而擦落下的金属粉末以及随空气带入气缸内的灰尘等，都会造成气缸套磨损，同时柴油和机油中含有腐蚀性物质，对气缸套产生化学腐蚀作用，特别是柴油机长期在低温下（指水温低于70~80℃）工作时，废气中的二氧化碳和水汽容易凝结成碳酸，燃油中的硫燃烧后生成的硫化物，与水汽化合成硫酸及亚硫酸，低温时对机件腐蚀很严重。

1.气缸套磨损规律

柴油机在不同的外界环境和不同工况下，会处于不同的工作条件。在每种工作条件下都有一种因素主导着气缸套的磨损。

图1-1 不同工作条件下的气缸套磨损情况

正常情况下，气缸套最大磨损位置在活塞处于上止点时第一道气环附近，因为在这里做功及压缩行程时，活塞对缸壁压力最大，温度又高，金属抗磨性差，磨料积存也较多。气缸中部由于润滑条件较好，因而磨损较小而均匀。下止点位置处，运动速度逐渐为零，由于速度太低时油膜也不易形成，因而磨损略大于中部。免费论文。正常情况下的气缸套磨损状况，如图1-1中a所示。

若柴油机吸入尘土较多，或严重积炭（压缩压力过小，气缸内温度不够，燃烧不完全而引起），尘土随空气从上部吸入粘附于缸壁上部，积炭也在上部产生，使缸套上部磨损严重，此时的气缸套磨损状况，见图1-2中的b。

若机油污染而含有大量硬颗粒，由于机油是从下向上送到缸套内壁，且硬质颗粒较重，多附着于气缸套下部，使缸套下部磨损严重。如图1-1中b，c两种磨损为磨料磨损。柴油机在高负荷运转条件下，在高温润滑不良的情况下气缸套与活塞环相对滑动，产生局部金属直接接触、摩擦，形成局部高热，发生熔融粘着、脱落，并逐步扩大，即产生粘附磨损。免费论文。这是一种破坏性极大的磨损。一旦产生，活塞与气缸套很快报废。通常所说的“抱缸”多指这种情况。免费论文。如图1-2中的d，靠第一道活塞环上止点附近磨损严重。由于低温启动频繁或柴油含硫量过高造成的腐蚀磨损，见图1-2中的e。第一环上止点处由于受到强烈的酸蚀，磨损量比正常大1~2倍。由于腐蚀作用，剥落的金属颗粒在中部造成磨料磨损，使中部磨损量增加4~6倍。腐蚀磨损可由缸套上部疏松的细小孔来识别。低温下长期运行的磨损状况，见图1-2中的f。冷却水温太低，使最大磨损位置下移。沿轴线方向磨损因素是同时存在又相互影响的，其共同的规律是磨损后在沿气缸轴线方向磨损量不均匀，而气缸上部与活塞环不接触的部位磨损很小，磨损严重时总可用手在气缸上部摸到“缸肩”。沿圆周方向的磨损也是不均匀的，这是由于工作冲程和压缩冲程侧面压力不一致造成的。在正常情况下，磨损量以低温起动和低温工作是最为严重。因为低温时，机油变厚，难以进入摩擦表面之间，柴油雾化不好，凝结在气缸壁上，破坏了油膜，而燃烧产物低温时对缸壁又有酸蚀作用。

综上所述，气缸套的磨损规律大致是气缸套上部内壁，磨损较严重，而下部较少。沿着气缸套轴向呈现一个上大下小的锥形体，而沿着气缸套径向的任何截面都呈椭圆形，这是因为与曲轴中心线平行方向的磨损量比垂直曲轴中心线方向的磨损量来得少，其原因是在与曲轴垂直的方向上受到活塞的侧压力作用。

2.减少气缸套磨损的措施

根据气缸套的磨损规律，为了减少气缸套的磨损，应采取以下措施：① 尽量使柴油机保持在正常温度范围内工作（一般水温应为65~75℃）；② 按规定选用机油，注意保持存放机油的清洁，经常检查油位和油质，及时清洗滤清器；③ 定期清扫或更换柴油机空气滤芯；④ 使用新缸套或更换活塞环时，一定要按磨合规范进行磨合，不要一开始就进入高转速、大负荷工况。

3.结语

本文通过对气缸套的磨损原因的规律进行分析，提出了减少气缸套磨损的几项措施，对内燃机检修及运用人员有一定的借鉴意义，

参考文献:

[1] 王连森.内燃机车检修.中国铁道出版社，2000.

[2] 华道生主编.柴油机.

[3] 蒋德明主编.内燃机燃烧与排放学.

油气生产论文例7

一、我国制定油气行业会计准则的意义

石油天然气行业是一个较特殊的领域，它的主要特点是高风险与高投资，油气行业的会计处理也具有显著的行业特征。然而我国在很长一段时间内都没有一套完整的适应油气行业的会计准则规范，与国外的油气行业相比较，我国油气行业所使用的会计规范不适应油气行业的生产特点，这对我国油气行业的发展与壮大是没有好处的。

财政部于2006年颁布了《企业会计准则第27号——石油天然气开采》，使油气这一特殊行业有了基础准则体系，该准则在很多地方都体现出了与国际油气行业会计准则的一致性，这对我国油气行业的发展、完善具有十分重要的意义，为我国油气企业能够实现“走出去”——融入国际竞争环境创造了坚实的会计基础。

二、我国油气会计准则存在的问题

1　对自然资源会计理论的研究不足

准则将油气资源定义为油气开采企业所拥有或控制的井及相关设施和矿区权益，认为递耗资产是通过开采、采伐、利用而逐渐耗竭，以致无法恢复或难以恢复、更新或按原样重置的自然资源，同时还指出油气资产属于递耗资产。根据以上定义可以得到如下推论，即设施和矿区权益是一种自然资源，这明显是不成立的。这主要是由于自然资源本身的价值并没有被纳入到现行的石油天然气会计核算体系中，核算的只是人类劳动价值。所以需要进一步加强对自然资源会计理论的研究，考虑如何将自然资源的价值纳入会计核算体系，然后再重新明确油气资源与递耗资产各自的含义。

2　有关油气资产减值的规定尚不明确

我国对于油气资产减值的规定类似于美国的油气准则，但是关于油气资产减值迹象的判断和资产组的认定都和其他行业不同，不能简单地规定按资产减值准则处理。资产减值准则对特殊资产并未进行特殊考虑，企业无法直接按其规定的减值迹象判断油气资产减值与否。而且准则未详细规定井及相关设备和设施的减值问题，仅规定了矿区权益的减值问题。

3　披露要求过于简单

我国油气准则对油气资产减值的披露比较简单，仅规定披露其减值金额，对于资产减值准备的累计金额、分部的减值损失、资产组的情况、可收回金额的计算方法等内容没有考虑： 另外，对油气储量的披露也比较简单，仅规定了企业应分别披露在国内和国外拥有的油气储量的年初年末数据，对于储量在年内的变化原因和影响因素，以及储量的价值则没要求披露。而美国油气准则对披露的规定详细而且全面，几乎涉及到了油气生产的所有方面，尤其是要求对油气储量及其变动进行标准化计量并作为补充信息的重要内容之一，这对我国油气准则披露方面的完善具有重要的借鉴意义。

4　油气准则内容尚不全面

我国虽然在很大程度上借鉴了美国的油气会计准则，但是在未探明矿区的评估和重新分类、勘探井和勘探参数井完钻时的会计处理、石油天然气混合产量的成本摊销、所得税的会计处理、成本风险的分担安排等方面，我国的油气准则罕有或没有规定，而这些问题恰是油气行业的重要问题。此外，准则也未涉及石油企业涉外活动的会计处理问题。

三、完善我国石油天然气行业会计准则的建议

1　加强自然资源会计理论研究

准则的制定需要进行大量的理论研究和准备工作，这样才能更好地保证准则的准确性、适用性和逻辑性。在研究油气会计准则时应该发动理论界的力量，深入研究我国石油企业的特点、所处的会计环境和国外的成功经验及失败教训，规范研究和实证研究相结合，从而制定出与国际惯例相协调又符合中国国情的油气会计准则。

2　针对油气资产减值进行规定

我国应借鉴FRS6和AASB6的做法，对石油天然气资产减值迹象的判断和资产组的确定做出专门规定，而对其减值测试、确认和计量则按资产减值准则进行。

3　完善披露处理

我国油气准则与美国油气准则在披露处理方面差距最大。美国油气准则对披露的规定详细且全面，几乎涉及油气生产的所有方面，尤其是要求对油气储量及其变动进行标准化计量并作为补充信息的重要内容之一；而我国的油气准则在披露方面则显得较为单薄，亟需尽快完善。

4　增加涉外活动的会计处理

随着国内各大油田产量的下降，我国的许多石油企业纷纷开始实施“走出去”的战略，积极开拓国际市场。但在油气准则中，却罕见石油企业涉外活

油气生产论文例8

中图分类号：G646 文献标志码：A 文章编号：1674-9324（2015）40-0227-02

生产实习是石油与天然气工程学院石油工程系油气开采技术专业的一门重要实践课，是最重要的教学环节之一。本文从实习的重要性、实习内容、实习方式、考核方式和质量保证等方面对油气开采专业的生产实习进行积极的思考。

一、实习的重要性

油气开采技术专业的培养目标是培养适应社会发展需要，德智体美全面发展，掌握油气开采的基本理论、专业知识和基本技能，能从事石油与天然气开采生产、管理和应用技术研究工作，获得工程师初步训练的高级技术应用型的专门人才。只有通过油田现场的生产实习，才能不断强化学生对基本理论和专业知识的掌握能力，了解现场先进的油气生产设施的工作原理和操作方法，为工作后尽快上手打下一定的基础。同时，通过生产实习，了解油气生产现场存在的技术问题，在毕业设计中有针对性地开展工作，在一定程度上解决了理论与实践、学校与现场脱节的问题。

二、实习内容

油气开采技术专业的实习内容包括油气田开发知识、采油采气技术、油气集输技术及生产组织管理知识。油气田开发知识主要包括油气田概况、油气藏驱动类型、油气层物性、油气田开发动态等。采油采气技术主要包括机械采油工艺、油气处理技术、注水工艺、储层改造技术、气井采气工艺、排水采气技术、稠油热采技术等。油气集输技术涉及集气站、脱硫厂的工艺流程等。生产组织管理知识主要包括基层生产管理、工程技术人员的工作职责与工作方法等。油气开采技术专业的主要就业单位为采油气公司、试油公司、井下作业公司等基层作业单位，还有极少数毕业生到采油工艺研究所、地质所等研究单位，因此，实习内容应依据实际情况提高采油采气技术部分的比重。同时，结合油田生产实际，适当增加采气工艺、储层改造以及井下作业部分的实习时间。

三、实习方式

生产实习的方式有三种：顶岗实习、听报告和参观。

对于采油采气技术中的机械采油工艺、油气地面处理技术、注水工艺、储层改造技术以及油气集输技术中油气水分离、原油处理和污水处理等内容，利用采油队和联合站的便利条件，采用收获最大的“顶岗”方式，让学生以助理技术员的身份和现场工人、技术员一起劳动，现场熟悉采油采气技术以及集输技术的原理、主要设备的工艺原理以及井场工艺等。对简单的日常工作，如取油气水样等学生可在获许的情况下直接操作。同时，也可随作业队参与储层改造、油井低压测试等施工以及后期的资料解释工作。通过顶岗实习，学生不但可以进一步熟悉理论知识在现场的应用情况，还会了解现场面临的问题和技术瓶颈，可为结合现场进行科技创新和毕业设计选题。同时，在采油队和联合站“顶岗”实习期间，学生需要学习课堂中并不涉及的基层生产组织管理知识。

对于实习场所开发的油气藏概况、油气藏驱动类型、油气层物性、油气田开发动态、整个采油厂的采油工程技术现状和技术工艺现状，则采用“听报告”的形式来学习。依托采油一厂的培训中心，邀请河南油田专家、首席技师和一线专家面向实习生举行学术讲座，主题侧重于油气藏开发特别是稠油油藏开发理论、采油工程技术研发及应用和专有集输工艺等。

由于时间和条件所限，对于稠油油藏开发井场工艺部分，则采用现场参观的实习方式。组织学生到河南油田采油二厂井场、蒸汽站参观，了解稠油热采井场流程、蒸汽站流程和设备以及稠油井采出液处理工艺等。作为油气开采技术专业的学生，应全面了解石油工程的各个环节。对于开发方向的学生，实习时教师应根据具体情况，组织学生到钻井现场进行认知实习，重点了解钻机等井场设备的组成、工作原理以及常规钻井工艺流程等。

四、考核方式

生产实习一般放在学生学完主干专业课后进行，因此考核的重点为理论知识与现场的结合。考核方式包括口试、笔试、实习报告、实习笔记以及实习纪律。口试一般安排两次，一次在实习中期，另一次在实习末期。口试主要考查学生对现场工艺的掌握情况。笔试在实习末或返回学校后安排，重点考核学生对采油采气基础理论的掌握程度和井场工艺的熟悉程度。实习报告和实习笔记一般检查2～3次，重点关注学生实习内容的完整性并对理论与现场的结合情况进行考查。实习纪律主要考核学生的学习态度，主要手段为考勤和岗位抽查。最终成绩由以下几部分组成：实习报告占20%，笔试占20%，口试占40%，实习笔记10%，实习纪律占10%，以五级记分制给出。考核时，指导教师可根据生源的变化灵活调整各部分的比例，但笔试和口试均实行否决制，即两者有一项不及格则总成绩不及格。

五、质量保障

为保证油气开采技术专业生产实习的质量，应建立完善的质量保障体系。整个体系包括健全的制度、切实可行的实习方案、稳定的实习基地、强干的指导队伍、合理的实习质量评价指标、完备的实习质量评价方法以及完善的校企合作机制。保障生产实习的质量，首先应建立健全相关的实习工作规范和管理办法，包括实习教学与管理工作规范、实习教学工作流程、实习教学质量评估办法以及实习教学学生评教办法等。在健全实习工作规范和管理办法的基础上，依照教学规范的具体要求，制订可行的实习方案。方案主要包括指导教师队伍、实习地点、实习内容、实习方式、时间安排、考核方法以及后勤保障等。结合校内外现有的实习场所，制订操作性较强的实习方案是保证实习质量的前提。在有限的时间内，合理安排实习内容和实习方式，保证关键工艺技术的实习时间。如果实习时每次去的地方不一样，指导教师对实习场所的工艺流程以及现场技术与管理人员并不熟悉，这会影响到实习质量。因此，学校应利用多方资源，建立与现场生产环境相同的校内石油工程实践教学基地。

同时，为了使生产实习的场所保持稳定，学校与中石油西南油气分公司重庆气矿、中石化河南油田分公司合作，分别建立了部级的校外实践教育基地，作为主要的实习场所，利用实习基地的油气生产现场、训练场所保证实习教学的质量。实习场所一般建在远离都市、交通不便、经济相对落后的农村和偏远乡镇，生活条件差，承担的风险较大，这就导致指导经验丰富的老教师不太愿意担任指导教师，使得大部分指导教师是年轻教师，特别是刚来校的具有硕博学位的年轻教师博，其自身没有现场工作经历，教学经验不足，这在一定程度上影响了实习教学的质量。

为了保证生产实习质量，学校和学院采取各种措施促进实践教师队伍建设，开展现场锻炼、出国留学、国内进修等多种形式提高青年教师的工程实践能力，通过讲课比赛和实验技能比武丰富青年教师的实践教学经验，同时在评职和晋升等方面向生产实习等实践教学一线的教师倾斜，调动生产实习指导教师的积极性。

为了切实评估生产实习教学质量，学校应建立比较合理的实习质量评价指标体系，包括实习基地情况、教学文件、指导教师情况、实施情况、实习效果、教学改革和实习管理，这些指导体系能较为客观地反映实习教学的质量。评价方式主要有两种：资料检查和问卷调查。资料检查主要是指检查指导教师的实纲、实习计划和实习指导书以及学生的成果资料（实习笔记、实习报告）；问卷调查主要是通过问卷的形式反映学生对实习的满意程度。随着社会的发展，行业高校与企业逐渐分离，再加上石油企业生产任务重、安全风险大，它们不太愿意接受学生开展生产实习，因此，学校要依托大学生校外实践教育基地和部级工程实践教育中心等项目，与河南油田和重庆气矿建立“国家主导、企业为主、学校参与”的实习基地，形成校企协同的新型合作机制，保证生产实习的顺利进行。

六、结语

生产实习是油气开采技术专业最重要的实践教学环节，需要学校、学院、石油工程系、指导教师、实习学生和实习基地的有机衔接和相互配合，需要学校和学院更多地去协调与企业的关系，为学生创造和谐的实习环境。

目前石油行业的严峻形势导致就业环境艰难，这对学生学习的积极性产生了一定的负面影响，导致学生不愿学、不想学，因此，需要各方共同努力营造良好的学习环境，形成优良的教风、学风，从而提高生产实习质量。

生产实习是人才培养的一个重要环节，和人才培养质量一样，良好的生产实习效果需要专业教师前仆后继地努力。

油气生产论文例9

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

引言

我国大多数气藏都属于低渗透率气藏，这类气藏具有低孔、低渗、渗流时存在启动压力、自然产能极低、开发效果不理想和经济效益差等特征，在常规完井后不能产生工业性油气流，只能依靠水力压裂改造来实现经济开采。多年来油田开发试油现场实践表明，合理的试油工作制度可以有效缩短试油周期。在试油过程中，如果选取的试油压差过大，在弱胶结地层中可能会造成井筒附近大量出砂[，影响油气井的正常生产，给试油解释带来误差；而在不易出砂的储层可能会引起微粒运移，从而堵塞孔隙喉道；则在裂缝性储层和压裂井中可能会引起裂缝闭合和支撑剂回流，从而降低油气井的产能，也可能造成凝析气层中凝析油析出而严重影响气相流动。如果选取的试油压差过小，就难以把压裂气井近井地带因钻完井和压裂等施工的侵入液排出，从而影响压裂气井的投产和气井产能，降低开采经济价值。因此，合理试油压差的优选研究是十分迫切和必要。

1 储层动态渗透率计算

气藏在开采期间，储层岩石的渗透率等物性参数会随着应力条件的变化而变化。气藏储层中岩石所受的应力十分复杂，通常情况下，它同时受到外部应力和内部应力的共同作用。在气藏开采过程中，通常认为油气藏所受的外部应力是一常数，当从气藏岩石的孔隙中采出气体时，地层孔隙流体压力降低，岩石的骨架颗粒和孔隙均被一定程度压缩，从而岩石的渗透率等相关物性参数也随着发生变化，一般情况下，采用有效应力来计算岩石物性参数随应力的变化特性，Terzaghi有效应力计算公式为：

（1）

式中：α为有效应力系数，0< α

在气藏开采过程中，有效应力对储层物性具有重要影响，储层渗透率与有效应力存在着良好的指数关系，可得到相应的渗透率表达式为：

（2）

式中：a，b为常数，可基于室内实验拟合得到。

2 试油过程中的裂缝导流能力变化

试油过程中受储层流体压力降低的影响，水力裂缝受到的有效闭合应力越来越大，支撑裂缝的导流能力不断下降，这时由于随着地层流体压力的降低，有效闭合压力不断增加，支撑剂的受力不断增大，当闭合压力增加一定程度时，支撑剂就会发生破碎，进而发生支撑剂微粒运移而充填或楔入颗粒孔隙，从而引起裂缝渗透率和导流能力的下降。

因此在试油过程中压裂井压后产量计算中应考虑到水力裂缝导流能力的动态变化效应，基于室内长期裂缝导流能力实验数据，可采用以下表达式拟合得到动态渗透率随有效应力关系为：

（3）

式中：frcd为动态裂缝导流能力，D？cm；Pclose为有效闭合应力，MPa；c，d为实验拟合系数。

3 计算结果分析

基于以上建立的数学模型，以大庆油田海拉尔盆地的一口预探井为例，对该井的试气压差进行优选。基于室内评价、压裂施工参数拟合可得到该井的基本参数见表1所示。

基于室内流体流动实验，测得该储层有效应力与渗透率的相关关系如图1所示，可见，随着有效应力的增加，储层岩石的渗透率不断下降，拟合得到储层渗透率与有效应力的关系为：

（4）

采用室内导流能力测试装置，得到裂缝导流能力与闭合应力关系如图2所示，随着有效闭合应力的增加，裂缝导流能力不断降低，拟合得到裂缝导流能力与有效闭合应力的关系为：

（5）

以表1储层基本数据为基础，分别考虑储层物性和裂缝导流能力为静态值或如式（17）和式（18）的动态值，对压裂气井试油过程中井产量随压差的变化进行了数值模拟计算，结果如图3所示（井产量为1天的产量），可见，试气过程中考虑储层和裂缝参数为静态值情况下压裂气井产量与生产压差具有较好的正相关性，随着压差的增大井产量不断增加；而考虑储层和裂缝参数为动态值情况下压裂气井井产量随生产压差增加具有先增加后减小的变化特征；存在一个井产量峰值。该井在实际试气过程中发现，分别采用2mm-8mm油嘴放喷，气井产量并不是一直增加，而是先增加到约15×104m3/d后开始降低，与理论分析的峰值16.4×104m3/d基本接近，相对误差约为9.3%，证实了文中理论分析的可靠性和正确性。理论分析表明该井在试气过程中生产压差在13-14MPa时井产量达到最大，为此建议该井试气采用该压差范围对应的油嘴进行试气测试为最优。

4 结论与认识

（1）文章基于储层物性应力敏感性和水力裂缝导流能力受闭合应力变化的作用和影响，建立了压裂气井试气压差的优化模型，并提出了相应的数值求解方法。文中建立的模型为压裂气井矿场试气选择合理的生产压差提供了理论基础，对提高现场压裂气井试气制度的科学性和合理性具有重要的理论价值和现实意义。

（2）由于试气过程中受储层流体压力降低的影响，压裂气井的储层物性和裂缝参数都会发生改变，考虑储层和裂缝参数为动态值的模拟计算更符合实际试气过程中的井产量变化规律，这时井产量为峰值对应的生产压差范围为矿场试气测试最优值。

油气生产论文例10

王先彬研究员（以下简称王）：关于石油的非生物成因问题，已经争论了一百多年了。到目前为止，可以这么说，人类所发掘的油气多跟有机成因论有关。从人类开发利用能源资源的发展史来看，人类最原始的能源资源是木柴，这是人类的第一个能源时代。随着科学技术发展和蒸汽机的出现，需要有更大的能量供给，于是人类就开始使用煤，这是人类的第二个能源时代。随着内燃机的出现，需要液体燃料，人类又开始使用石油，从而进入了第三个能源时代。当然，一直到现在，人类的能源结构始终不是单一的。边远贫穷的农村、山区里边照样烧木柴。

按照现在的说法，以目前的石油勘探技术、理论、观念，在本世纪后期，常规石油就走到顶了，没了。但这个“没了”，也不是个绝对的概念。为什么呢？因为有些地方按照原来的勘探技术还没有去找，随着勘探程度的增加，又有可能会发掘新的石油资源。但不管怎样，似乎现在大家都认可，常规石油已经快走到尽头了。那么下面怎么办？石油完了以后，怎么办？在这种背景下，既然常规有机成因说快走到头了，那么无机成因说的观点自然会引起人们的强烈关注。

要我来看，人对能源的问题，不是没有出路的。随着的科学技术发展、观念的转变，人类必然会找到未来所需要的能源资源。但是这个转变，是个漫长而艰辛的过程。上世纪二、三十年代，西方学者认为中国是贫油的。为什么贫油？因为国外大量的石油出在中、新生代海相碳酸盐岩地层中，但中国以古生代为主的海相地层，时代老、有机质含量低、热演化程度高，难以形成巨型油藏。我国老一辈科学家们，从玉门开始，经过长期艰苦卓绝的努力，提出了“陆相生油理论”。指出，不仅海相地层可以生油，陆相地层也可以生油。大庆油田的发现，更表明陆相地层不仅能形成油田，还能形成大油田。经几代人不懈努力奋斗，提出和发展的“中国陆相生油理论”，指引了中国石油工业勘探开发的前进方向。陆相石油理论打破了“中国贫油”的谬论，支撑了中国石油工业五十多年的飞跃发展。

回过头来，我们再看看中国古生代海相油气问题。如果说，中国海相地层难以形成大油田，哪么能否形成大气田呢？

中国海相碳酸盐岩的油气资源前景，一直是人们普遍关注的热点和难点问题。它直接影响着我国油气勘探的战略部署和勘探投入。迄今我国油气资源开发主要集中在埋藏较浅的陆相地层中。后备资源严重不足。世界范围内，诸多大油气田均产于中、新生代的海相碳酸盐岩中。但问题在于中、新生代时期，中国大陆经受了强烈的构造运动，形成了极为复杂的地质格局，对油气的形成、演化和分布产生了巨大的影响。

天然气的特殊物理化学性质、多种成因类型和来源，使得它与石油既有一定的联系，但其生、运、聚、保又与石油存在巨大的差异。从天然气的特殊性质的角度，研究海相碳酸盐岩的成气机制（而不是成油机制）和运移、聚集特征，或许会使我们对我国碳酸盐岩有新的认识。中国高演化的海相碳酸盐岩地区，应以寻找天然气为主要勘探方向。普光和塔河大气田的发现，为此提供了强有力的证据。由于观念、理念的转变，我们的天然气产量提高了，占的比重越来越大，大家都在用啊！

我们再来谈谈非常规油气资源。应该说“常规”和“非常规”是一个相对的概念。按现行理论、勘探开发技术和工艺，可大规模生产的就是常规。非常规油气则是指，尚缺乏坚实的理论基础，或缺乏成熟的勘探技术和工艺途径，尚不能大规模生产，但又显示了巨大资源前景的油气资源。比如，深层天然气、煤层气、致密岩气、水溶气、天然气水合物，以及非生物成因天然气等。当前，被世人称之为“页岩气革命”的页岩气勘探开发问题，也引起广泛的关注和兴趣。页岩气开采的确使美国能源结构发生了巨变。但是，能否在世界其他地区复制，尚存在很大疑问。中国页岩气赋存的地质条件与美国大相径庭。现行资源潜力调查和评价精准度改善，开发工艺技术水平效率的提高，以及减少大量水资源消耗、相应的环境安全和开采成本等，均是需冷静思考和认真研究、解决的关键科学技术问题。

人们常谈到氢气是清洁、高效、无污染的能源（氢气燃烧释放大量能量，仅产生水）。就此而言，氢气可作为能源。但在自然界能否形成独立的能源资源，却又是另一回事。自然界氢气含量极低，不可能聚集成为资源。如果认为自然界存在巨量的水就是氢气资源，这在概念上是非常错误的。因为从水制氢必须消耗大量的其它能源，比如，太阳能、核能、电能、天然气等能源。因此，确切地说氢气不是能源资源，而仅仅是能量载体。现今，氢气用做能源必然以消耗其它能源为代价，人类进入氢能源时代尚为时过早。“氢燃料电池”出现固然可减小城市大气污染，但不能减少制氢所消耗的能源和可能污物排放问题。世界上从来就没有免费午餐。

记：那您觉得氢动力汽车有可能成为一代产品吗？

王：氢动力是可以的，问题是怎么制氢。城市里面开出几辆氢动力汽车很时髦，看起来也挺好的。但这种情况下，你就得消耗别的地方的能源资源，消耗别的地方的环境质量，来得到你所谓的城市发展、清洁。

记：我觉得您有很强的怀疑精神，您的学问做得有点老子说的“恍兮惚兮”的感觉，不确定性非常大。

王：人类认知自然过程本来就是从无知到有知，由不确定趋向于较确定。

记：从科学原理、科学实验上讲，您对石油无机成油论是持赞成态度呢还是否定态度？

王：早在20世纪70年代初期，我就开始关注、思考“非生物成因烷烃理论”，相继开展了有关非生物成因天然气的野外考察、实验室分析测试和理论研究，积累了较丰富的基础资料，至今已40多年了。

记：对非生物成因油气这一重大科学问题，您是如何开展科学研究工作的呢？

王：根据对“原始非生物成因烷烃理论”的基本认识和理解，以及由此而拓展的相关地球科学问题开展了大量的研究工作。比如，太阳系形成演化和地球原始（前生命）有机质的特征、丰度和演化；地球深部甲烷等烃类的热力学稳定性；地幔流体（气体）的化学组成和氧化-还原特征；地球内部高温、高压和不同氧逸度条件下C-H-O流体体系的组成与演化；地幔脱气作用与地壳烷烃的赋存状态、运移和聚集特征等诸多科学问题。

记：您这项研究至少可以证明有一部分天然气是无机成因的？

王：是的。世界众多地区的观察结果（包括我们的结果）表明，非生物成因烷烃气体广泛存在于众多地质环境中，但能否形成有商业价值的天然气藏，是广泛关注和引发争论的焦点。我们同大庆油田的郭占谦教授自上世纪90年代开始，并持续至今的合作研究成果，表明非生物成因烷烃能够聚集形成商业天然气藏。可以说，中国松辽盆地非生物成因天然气藏的发现和确证，为研究和寻找非生物成因天然气资源，提供了一个典型实例。

记：天然气的无机成因说我看学术界好像基本上达成共识了。

王：非生物成因石油和天然气能否成为油气资源，这是世界学术界和油气勘探部门争论逾百年的科学难题。要达成“共识”，尚为时过早，也许会永远如此。不过虽争论不休，但也不断取得了诸多重要进展，对此理论的关注已波及诸多学科领域。

记：您觉得什么原因导致在勘探开发这个实践中，对非生物成因油气学说重视不够？

王：事实上对有机成因论的不断深入研究亦重视不够。如，我们前面所谈及的非常规天然气（深层天然气、煤层气、致密岩气、水溶气、天然气水合物等）。

记：您在中科院兰州地质所工作，这个所原来的主要研究方向是什么？

王：早年主要研究陆相生油理论及其在勘探实践中的应用，上个世纪60年代至今主要研究天然气成因理论及其在勘探实践中的应用。

记：那你们跟油田联系应该非常紧密了？

王：是的。通过与油田合作，承担他们的科研和勘探任务，我们与诸多油田建立了长期密切的合作关系。

记：我看过您的简历，您当过这个所的所长，在您当所长期间，在您力所能及的范围之内，对改变科学研究方向、目的和风气能起多大作用？

王：可以说是无能为力。因为涉及传统观念和理论的强有力约束，也涉及科研任务、科研经费、甚至科研人员升职、工资、就业等社会环境因素的制约。

就非生物成因气研究而言，探索性太强、争论太大，让学生介入的风险自然就很大，因此，我基本不让他们参与其中。仅让他们知道我在干什么，或参与野外考察采样，做些实验分析等。

我的学生进来后，我首先要考虑的是他们自身的兴趣和爱好，特别是毕业后的就业问题。在这种背景下，帮助他们选择和确定研究方向和选题，通常是给他们半年左右的时间查阅国内外文献，根据选题写出综合评述报告和研究方案。要求他们不要罗列文献，而是要有自己的观点，凝练出学位论文要解决的科学问题。这样一来他们对自己如何完成学位论文已心中有数，他们所了解和掌握的相关知识已远胜于我。在完成学位论文中，他们既有兴趣又有信心，我也乐得轻松、省事。

记：那您的学生当中有人接受您的无机成因气的理论吗？