油气田税收筹划论文范文第1篇
【摘 要】近年来，为平稳度过低油价、外部市场冲击等困难时期，有效预算、降本增效业已成为油气田企业持续挖潜的两大核心工作，特别是在 “以气补油”作为油田产量下降时期油田稳产重要途径的形势下，对采气公司的财务管控水平在“精”、“细”两方面提出了更高的要求。为此，本文以预算管控和成本核算管控作为提升精细化管理水平两大核心内容，从现状出发分析了精细化管理的原则，提出了提升精细化管理水平的措施建议。
【关键词】精细化；预算管控；核算管控
一、油气田企业财务精细化管理的原则
“管控内容细化、管控指标量化、管控工作流程化、管控考评标准化”是财务精细化管理的总体原则，具体到预算管控和成本核算管控，可将其细化为如下内涵。
1.精细化预算管控的原则
“量入为出、方便监督、高效协作”是精细化预算管控必须遵守的基础原则。坚持“量入为出”，才能确保“管控指标量化”，确保预算是真实生产经营需要，确保重点工作优先安排资金，确保做好不必要日常支出的成本控制；坚持“方便监督”原则，才能确保“管控考评标准化”，成本控制的贯彻执行，确保节能降耗、降本增效落地有声；坚持“高效协作”，才能确保“管控指标量化”和“管控工作流程化”，充分调动具体业务部门真正参与到预算管控工作，确保预算管控流程的顺畅和管控的效率。
2.精细化核算管控的原则
“核算与管理相结合”、“技术与财会相结合”、“专业部门与基层一线相结合”是精细化核算管控必须坚持的基本原则。坚持“核算与管理相结合”，才能让数据为管控决策发挥作用，为“管控内容细化”和“指标量化”提供保障，提供有效的数据支持；坚持“技术与财会相结合”，才能确保核算的细致、准确，将核算做“细”，做“精”，确保以核算为依据的成本控制能够贯彻执行；坚持“专业部门与基层一线相结合”，才能确保精细化管控的目标明确，真正做到“自上而下，全员参与”，将核算管控分解到最基础层级，将管控落实到单井，确保
二、油气田企业财务管理的现状
1.预算管控的现状
目前油气田企业预算管控方法，主要是通过上级根据下级编制上报预算下达预算指标，逐级分解，下级单位按照预算指标严格控制成本支出，优先保障员工费用、安全环保等必要生产成本，严格控制“五项费用”等非生产性期间费用。以采气公司为例，预算编制主要采用零基预算和增量预算方法，以本年度生产经营业绩为目标，以历史成本趋势为基础，以可行性分析为考量，充分考虑新变化和不可控因素的影响，对本年度基础建设、生产成本和期间费用等支出计划作出合理安排。上报上级公司，经调整下达后，将预算指标逐级分解至作业区，再至集气站，全年工作严格按照预算支出，在力保成本总额不超的基础上，对于出现的新情况确实需要增加预算的，经上级审批作出预算指标调整后，方可开展相应工作，真正做到定额支出和限额管控。
尽管如此，即便当前预算管控已经在“上下结合”这一成熟流程的管控下，在成本控制方面取得了良好的效果，但是在“精”、“细”两方面仍然存在亟待优化的内容。
一方面，从预算编制来看，一线基层部门参与不足，导致预算编制“精”度不够。仍以采气公司为例，在预算指标逐级上报过程中，主要是由“作业区”这一层级的生产部门、科研部门、物资部门等该层级各专业归口管理部门将各自支出计划在既定的预算编制模板中将费用分解填列后上报给该级财务部门，双方结合对可行性充分考量，经调整后上报至公司财务部，经汇总审核后上报给地区公司级财务部申请下达预算指标。但是在作业区级各专业归口管理部门分解费用时，实际上位于一线的最基层部门参与度较低，归口管理部门所安排的计划，往往并未完全反映一线生产实际，从而导致最终预算指标不能满足生产需求。
另一方面，从预算执行来看，预算监管力度不足，考评机制缺乏活性，导致预算执行不“细”。下达预算指标后的执行过程中，由于缺乏有效的动态监管导致事中控制时效性不强，不能对一线生产突发情况作出及时的预算调整，由于外部环境因素变化，为了保障生产，作业量经常发生不可预见的变动，由于预算动态监管不及时，造成预算外的支出增加。加之，预算考核追责力度不足，同时又缺乏激励机制，导致各项工作开展过程中的相关工作人员控制意识淡薄。
2.核算管控的现状
区块成本和损益核算是油气田企业油气生产最主要的核算内容。以采气公司为例，主要包括以材料费、职工薪酬、折旧折耗等费用为主要构成的直接费用，井下作业、测井试井、驱气物注入费等油气田生产性劳务费，以及输气、运输等其他直接支出。经过几十年的开采开发历程，无论是在提升成本管理理念，对标规范管理，费用支出控制，还是在节能降耗、修旧利废等挖潜增效，均取得了一定的成绩，建立了规范、有效的成本管控体制。
然而，目前以区块为主要核算单元的成本控制方式较为粗放，单井成本管控也仅仅处于将作業区层面核算的成本分摊到单井上，单井核算水平较低，特别是对于以单井为单位的具体详细的费用构成分析和控制管理较为匮乏，制约了单井成本管控能力，仍需将成本核算管控进一步“细化”，建立健全的单井核算精细管控体制，才能真正做到真实、准确反映生产成本，既能提升预算编制水平，又能强化成本总额控制能力。
三、油气田企业提升财务精细化管理水平的措施建议
1.？精细化预算管控的措施
首先，预算管控需要将预算进一步细化。重点细化员工费用、材料费等优先安排的必要生产性支出。员工费用，应当根据年度生产经营实际需要编制精确、细致的用工方案，最大限度降低用工数量的误差，同时做到用工工资福利有章可循、依章发放，不乱发、乱放，私设小金库，用工数量和工资水平做到精细化，也就保证了预算编制的精细程度，进而严格按照下达预算执行；材料费，应当将预算管控层级延展至基层一线，从原有的“地区公司级—分公司级（二级单位）—作业区级”三级管控延展至“地区公司级—分公司级（二级单位）—作业区级—基层单位级”四级管控，管控组织架构由原来的“作业区归口管理部门”延伸至“基层单位各相关岗位”，既能够保障预算编制的准确性，又能够从物资计划前端开始至招标采购再至物料发放使用全过程预算控制，追责到人。
其次，预算执行监督和考评体系必须细化。重点将基层一线单位难以管控的费用支出在归口主管部门加以明确，由归口主管部门采取通过工作量和价值量双向控制的方法，对此类费用进行重点管控，例如作业费、动力费、排污费等等；对于诸如运输费、燃料费、动力费等基层前线生产单位易于控制的费用，要制定明确的量化考核指标，督促基层单位加强预算指标控制，通过预算指标直接对基层一线单位进行成本限额控制，同时贯彻实施动态考核，尽可能将预算指标细化分解，到月乃至到日，按月或按日检查指标完成情况，考核追责到具体岗位。
2.？精细化核算管控的措施
进一步精细化实施单井核算管控，基层核算数据必不可少，且数据量较大，用人工采集在准确度和时效性上必然受到制约。所以，应当在现有电算化软件基础上，开发单井核算模块，建立“单井—区块—作业区—分公司”四级精细化管理网络体系：最底层为单井层级，让基层人员录取发生在单井上的直接成本，经过核对之后分别录入相对的费用成本项目，然后提交到单井核算精细管理网络系统；中间层级为区块层级和作业区层级，以区块为基础建立核算软件。通过单井基层人员录取的数据，把直接发生在单井上的费用直接录取单井直接成本，对于不能计入的间接成本，进行单井间接成本的分摊和归集得到单井的综合成本，然后提交到上级作业区层级汇总，进而将作业区层级的管理费用分摊到受益单井上，得到单井的完全成本，最终提交至分公司级财务部门。最终实现真实、准确反映生产成本，提升预算编制水平，强化成本总额控制能力。
参考文献：
[1]马新勇.胜利油田实施财务精细化管理的探索[J].会计之友，2013年02月.
[2]赵璐.目标成本管理在企业经济管理中的应用分析[J].宏观经济管理，2017年11月.
[3]周爱新.探究油田企业财务管理的意义及强化措施[J]. 财会学习，2016年02月.
油气田税收筹划论文范文第2篇
1集输流程设计原则
在实际应用中, 油气田集输流程并不是固定的, 众多的因素都会影响到流程设计, 例如油气田内物质的差异、地理环境的差异、运营方式的差异等。这些重要的因素将直接影响着油气田集输管网的优化和运行, 因此在规划油气田集输流程的过程中, 先通过不同因素的对比来选择性价比高的流程。
在设计集输流程的过程中, 需要重点考虑能耗损失, 需要保证技术管网满足全封闭要求。第一, 最大限度地将油气田的产出收集起来, 降低资源损耗的同时将产品加工成标准原油和天然气[1]。第二, 在资源运输过程中, 需要时刻关注油气田矿井中的压力, 必要时进行压力转换, 实现系统内部压力的可靠性扣工资, 增加输出半径后可以减少实际过程中的中转环节, 很大程度上降低生产能耗。第三, 可以在系统热量的应用过程中做好规划, 提高利用效率, 利用这些热量实现集输流程的温度控制, 尽可能降低运输过程中的能量损耗。第四, 在不改变原有条件的情况下, 需要应用最科学简便的方法实现油气运输, 提高运输效率的同时, 降低能量损耗。
2集输管网优化设计方案
从结构上看, 油气田集输管网主要包含油井、多个中间站、管道油库等, 在管网布置设计的过程中需要就结合实际油气的生产工艺, 确定中转站的数量和规模, 这就与油气田实际采用的生产工艺和生产效率有着密切的关系。针对油气田地面集输管网优化设计工作而言, 其中包含较多的技术领域, 工作内容繁多, 需要应用数学理论、经济模型和计算机技术。在优化设计过程中, 需要从以下几个层次入手。第一, 应用数学分析方法和计算机分析方法明确油气田集输管网的拓扑结构, 在理论分析的基础上选用科学的管网规划[2]。第二, 结合实际油气田工程, 选用合适的数学模型, 明确约束条件。第三, 确定目标函数, 制定具体的优化方案。第四, 应用优化数学模型进行求解, 解出最优值, 确定最终的设计方案。第五, 对解算的模型进行验证, 结合实际验证结果对已有的模型进行理论分析并进行适当的优化改善。
2.1地面集输管网进行规划
油气田地面集输管网在运行的过程中会与油库、中间站和运输管道紧密相连, 为伴生气和原油的运输提供便利。在地面集输管网规划设计时, 先明确已有油气田井的气体组成, 产量和压力。针对地面系统而言, 在规划设计时, 及时作出综合评定, 充分考虑油井、油站的连接方式, 结合中转站的规模和数量, 保证地面集输管网的整体布局更加规范。
油气田地面集输管网的优化需要及时确定出油井的位置和中转站的位置, 在此基础上选择合适的拓扑结构规划集输管网, 选择出数学模型后开展参数模拟工作, 分析管网位置和站址数据, 在整合多项数据后完善规划方案。
2.2井组的优化设计
油气田的地质环境和地理条件关系着油气田内部的集输流程, 在多种开发环节中, 针对不同的地段而言, 需要应用不同的集输流程, 考虑到油井数量的影响, 实际优化设计过程中一般将集输流程分为单井集输流程和多井集输流程。有的油气田面积较广并且含有较多的油井, 可以将这些油井分为不同的组别, 油井产出原油有再进行汇集处理, 规划集油站进行统一外运。在分组的过程中, 需要重点考虑油井的地理条件和集油站的建设规模, 为了最大限度地节省投资, 需要选用最优的分组方式。目前在分组的过程中都需要满足集输半径的约束, 需要在充分考虑集油站建设规模的基础上, 应用最优化分析的方法, 确定出多种井组和集油站之间的关系, 尽可能左端不同油井和集油站之间的间距, 降低运输费用和管道布设费用, 提高分布的合理性[3]。
2.3系统布局优化设计
在系统布局优化过程中, 需要选用最合理的管线路径图, 计算出最短连接路径, 构建出原油集输管网的基本构架, 明确不同作业单位的等级关系, 以最优设置为主要目标, 结合实际优化管线的平面布置方案, 应用科学的原油集输管网系统, 可以降低建设成本和运输成本, 另外在管理过程中也更加容易。在复杂的地形和恶劣的气候条件下, 集输管网同样适用, 在原油网络设计过程中具有较强的适应性。
2.4集中处理站的选址方案
集中处理站是油气田集输管网中的重要组成部分, 集中处理站的选址问题就成为重点, 在原油运输路线的选择和规划工作中将直接受到集中处理站位置的影响, 集中处理站的位置也间接关系着运输成本[4]。在集中处理站选址的过程中, 可以应用最短路径的矩阵算法进行优化, 获得最合理的集中处理站位置, 缩短原油的总运输距离, 降低运输成本。
3结语
油气田地面集输管网的设计工作涉及面广泛, 在设计过程中必须充分考虑路线设计需求, 明确油气田的位置, 结合实际发展状况对集输管网的分布路线进行优化, 缩短地面集输管网的长度。在分布路线设计中需要根据实际分布特点优化集中处理站和油井之间的距离。
摘要：针对油气田地面集输管网选择科学的拓扑结构后, 需要确定中转站和油井的位置, 以实现油气田地面集输管网系统的优化。本文结合集输流程的设计原则, 提出了集输管网优化设计方案, 利用最优化理论对地面集输管网进行规划, 实现井组和系统布局的优化。
关键词：油气田,集输管网,优化设计
参考文献
[1] 刘光金.油气田地面集输管网的优化设计[J].油气田地面工程, 2014, 12 (5) :74.
[2] 张燃, 秦林, 雷宇等.川渝地区天然气集输管网系统的完整性管理[J].四川工程大学, 2010, 29 (1) :57.
[3] 徐源, 艾慕阳, 刘武等.基于天然气处理厂气质指标的集输管网调度优化[J].油气储运, 2013, 32 (8) :81.
油气田税收筹划论文范文第3篇
1 油气田集输系统能量损耗情况分析
原油含水率较高, 脱水加热时原油耗能较大, 直接影响了脱水加热设备的运行效率, 并且油气处理过程中的损耗和挥发量也较高, 这使得整个油气田集输系统运行过程中的油气损耗和能耗都非常高。关键原因在于当前油田开采和相关技术设备不匹配, 很多集输设备无法适应现在的油水比例, 使得油气田集输系统运行效率较低, 严重影响了油田开采效益。同时, 油气田集输系统设备损坏或者老化, 没有及时进行管理维护, 一旦发生运行故障, 反复进行升级和检验, 大大降低了集输效率。油气田集输系统中大量的能量消耗主要集中在脱水站和转油站、油井到转油井的集输管线上。通过分析和计算集输管线进口和出口之间的能量差可以得出脱水站到转油站集输管线的能耗;通过测量集输管线出口和进口之间的压力和温度差可得出油井到转油井集输管线的能耗。并且油气田集输系统还有一部分能耗主要来自采暖炉和加热炉能量损耗, 在正常的转油站运行中, 往往需要应用掺水泵、传输泵等电能消耗较多的泵。而脱水站的主要能量损耗集中在泵和加热锅炉的运行。为了降低油气田集输系统的能耗, 应从油田实际开采生产条件出发, 加强对中间传输、脱水站、转油站的运行管理, 采取有效的节能减耗技术或者措施, 降低油气田集输系统运行过程中的能耗。
2 油气田集输系统的节能降耗技术应用
近年来, 我国科学家对于油气田集输系统的节能降耗研究越来越多, 也取得了显著的成果, 其主要集中在局部性能改善、工艺流程简化、提高设备效率等, 但是这些还远远达不到降低油气田集输系统能耗的要求。近年来, 石油需求量大幅度上涨, 石油企业越来越重视油气田集输系统的节能问题, 结合油气田集输系统的实际运行情况, 可以采取以下节能降耗技术:
2.1 油水泵变频技术
在开采石油时, 含水量不断增加, 这需要多台原油机泵, 无形中又增加了油气田集输系统的电耗量。针对这个问题, 很多油田开采中应用了油水泵变频技术, 这种技术不仅降低了耗电量, 而且有效提高了泵设备的运行效率。并且变频调速和自动化监测系统的有效结合, 实现了对油气田集输系统的自动化闭环控制, 有效降低能量损耗。同时, 结合油气田集输系统的运行要求, 积极改造油水泵, 选择合适型号的泵, 合理配置油气田集输系统运行参数, 提升油水泵的运行效率。
2.2 信息技术
随着现代化信息技术的快速发展, 油田开采生产的信息化要求越来越高, 为了实现信息化管理, 可以在油气田集输系统中积极运用信息技术, 做好相关数据的传输、分析和采集, 为管理人员的操作控制提供准确、全面的数据依据, 优化进站原油和油气水的计量系统, 合理控制机泵变频闭环, 实现高效加热, 实时监控燃料油气分离计量、加热炉、用电量、储罐、污水、管线等情况, 改进运行程序, 降低油气田集输系统的运行能耗, 提高运行效率。
2.3 无功补偿技术
近年来, 油田开采生产技术发生较大变化, 实际开采产量和油气田集输系统处理能力存在很大差距, 很多设备运行能耗较, 效率很低, 导致机泵始终不能在高效区稳定运行, 大大降低了油气田集输系统的运行效率。根据油田开采配电室的实际用电负荷, 结合具体的生产需求, 运用无功补偿技术, 对油气田集输系统进行动态补偿应用实验, 实验结果表明这种技术的应用节能效果非常明显, 不仅提高了整个油田电网的功率因素, 减少了油气田集输系统中无功功率的长距离输送, 而且提高了电能的利用率, 节能降耗效果比较好。
2.4 热泵回收技术
油气田集输系统应用过程中会产生大量污水, 而这些污水往往温度较高, 含有大量热量, 通过运用热泵回收技术, 可以将这部分热量回收再利用, 减少能源浪费。热泵主要是利用载热装置吸收污水中的热量, 然后将热量输送到热回收装置中, 其实现了高温位热能和低温位热能的转换, 减少了能源浪费。
2.5 低温集油技术
油气田集输系统中的加热环节需要消耗很多的能量, 通过运用低温集油技术, 采用掺低温水或者掺常温水, 不进行集油加热, 有效降低油气田集输系统的能耗。
3结语
油气田集输系统的能耗对于油田开采生产经济效益有着直接影响, 所以新时代背景下油气田集输系统的节能降耗势在必行, 结合油气田集输系统的能耗情况, 采用多种先进的科学技术, 引进高效率的机械设备, 提高油气田集输系统的运行效率, 降低集输成本。
摘要：油气田集输系统在油田生产中发挥着非常关键的作用, 随着石油开采量的不断增多, 油气田集输系统运行能耗引起人们的广泛关注, 为了进一步提高油田生产经济效益, 降低油气田集输系统运行成本, 应积极采取有效的节能减耗技术, 最大程度地降低能耗。本文分析了油气田集输系统能量损耗情况, 阐述了油气田集输系统的节能降耗技术应用, 以供参考。
关键词：油气田,集输系统,节能降耗技术
参考文献
[1] 王康.探讨油气田集输系统的节能降耗技术[J].化工管理, 2014, 23:224.
[2] 马文明, 杜永成, 熊红武, 赵延平, 杨永欣.油气田油气集输系统的节能降耗技术研究[J].化工管理, 2014, 20:216.
油气田税收筹划论文范文第4篇
[关键词] 油气生产;物联网;现状;规划;展望
doi ： 10 . 3969 / j . issn . 1673 - 0194 . 2020. 03. 042
1 油气生产物联网架构
“油气生产物联网系统”就是利用物联网技术，实现油气田井区、计量间、集输站、联合站、处理厂生产数据、设备状态信息在采油采气厂生产指挥中心及生产控制中心集中管理和控制的系统。物联网网络架构由感知层、网络层和应用层组成。系统架构图如图1所示。
感知层实现对物理世界的智能感知识别、信息采集处理和自动控制，并通过通信模块将物理实体连接到网络层和应用层。
网络层主要实现信息的传递、路由器和控制，包括延伸网、接入网和核心网，网络层可依托公众电信网和互联网，也可以实现依托行业专用通信资源。
应用层包括应用基础设施/中间件和各种物联网应用。应用基础设施/中间件为物联网应用提供信息处理、计算等通用基础服务设施、能力及资源调用接口，以此为基础实现物联网在众多领域的各种应用。
2 物联网建设现状
A集团公司下辖十数家油气田生产企业，油气生产企业主要是通过产能建设中配套、集团公司集中建设和自筹资金这几种方式来进行物联网系统建设。通过多年的建设，物联网系统建设在减少一线用工需求、节能降耗和提高生产时率等方面效果显著，也创造了良好的经济效益，其中更是有多家油气田公司实现了油气生产物联网系统全覆盖。下面将从几个方面分析物联网系统建设的现状。
2.1 生产现场监控系统
这是应用层中的重要组成部分，提供物联网信息的处理、显示和控制并为其他应用提供基础数据。这一系统是成熟的独立的软件系统，在A集团公司有多种软件在现场使用，主要包括：国外公司GE公司iFIX组态软件、霍尼韦尔SCAN 3000和DCISYSTEM SIX组态软件等，国内的三维力控公司的eForceCon组态软件和组态王等。
2.2 传输网络
油田矿权区域里地形复杂，沙漠沙丘起伏，雅丹地形沟壑纵横，戈壁平坦一望无际，山区隔山向望;网络技术几十年来发展迅速，迅速演化;不同的年代有不同的需求，油气田公司根据这些因素，选择最适宜的网络架构，”有线+无线，长距离+短距离”。
长距离数据传输：大数量、高速度、高带宽、费用高昂，主要是光纤网络。
短距离数据传输：布设便捷、使用灵活、易于扩展、经济节约，主要有数传电台、ZigBee、4G、WIFI和网桥，同事还有正在普及的有LORAWAN和NB-IOT，以及5G等。
2.3 信息安全
国家对涉及网络安全的单位强制要求进行保护，等级保护制度已经提升到了法律层面，按照等保2.0的规定，油田的工业控制网络按照等保全三级进行保护。按照国家的法规和标准，大部分采油气厂尚未建成完整和独立的油气生产网络。
2.4 运维现状
总体来看，油气生产物联网的运维管理工作主要还是自行选择外部运维队伍对本单位的系统进行维护。许多油田企业还没有建立统一和高效的运维体系。
2.5 环境、安全现状
油气田企业拥有数量众多的稀油、稠油和天然气井，开发条件多样，开采工艺复杂，生产过程中面临着高温高压和有毒气体的风险，还存在跑冒滴漏的风险。
大部分的油区工作现场距市区生活基地有着较远的距离，上下班需要送班，存在行车安全，运行费用高昂，现场员工生活保障也很有难度。
很多油区分布在农业生产区和牧场草原中，有很大的综治难度和环境污染风险。
2.6 应用系统现状
从2009年起，新疆油田就开始了智能油田的建设，油气生产物联网、单井诊断与优化等多个项目已获得应用，并取得良好应用效果、创造经济效益。目前正在开展产量变动分析和预测系统 、智能仓储信息系统的建设以及智能油田平台开发和大数据分析应用工作。
2.7 人员现状
按照油公司改革和三项制度改革，人数将有大幅的人员减少，人均管井数将大幅上升。
2.8 生产管理模式
管理模式一：部分采油气厂的生产作业区实现了“远程监控、按需巡检、中小站场无人值守”的生产运行模式和“监控中心—现场班组”的两级生产管理模式。
管理模式二：大部分采油气厂的生产作业区以人工巡检为主、员工手工抄录数据和“采油气厂—采油气站队—现场班组”的三级生产管理模式。
2.9 物联网的覆盖率不足，且建设成本高昂
在油气开发程度处于后期的油气企业，油井眾多，产量很低，总体物联网建设程度较低;由于油气水井和站场数量巨大，A集团公司的油气生产物联网系统建设总费用巨大。
3 物联网作用分析
油气生产物联网在油气生产企业的生产和管理中起到了很好的作用，物联网技术也已经渗透到了勘探、开发与生产的各个环节中。在勘探与评价、开发工作中、生产过程中都有大量的应用，将推进油田信息化的转型，实现数字油田到智能油田的飞跃。
物联网的作用主要体现在以下几个方面。
3.1 改变生产运行模式
油气水井：“定时巡检、现场抄表”转变为“远程监控、按需巡检”;
中小型站场：“驻点值守”转变为“无人值守”;
大型站场：“多人值守”转变为“少人值守”;
生产现场：“事后人工排障”转变为“提前预测”。
3.2 生产运行模式的转变促进生产管理模式转变
大量一线工人后撤集中;
生产流程优化和再造，多种岗位整合，班组结构发生变化;
三级生产管理模式向“监控中心—现场班组”的两级生产管理模式转变。
3.3 生产管理模式的转变促进人力资源配置优化
管理层级压缩，三级生产管理模式向“监控中心—现场班组”生产管理模式转变，对经营管理也提出新的要求;
生产流程优化、再造、多种岗位整合及班组结构变化，对专业技术队伍有很强的需求。
以上的变化会造成人员需求下降，岗位的整合和班组结构的变化，对操作技能队伍就提出新的需求，技能要求提高，需要一专多能，多专多能。这些新的需求的产生，正好契合了油公司模式和三支队伍的岗位序列的改革的需要，能够有力的推进经营管理、专业技术、操作技能三支队伍岗位体系建设。
3.4 促进组织机构体系创新改革
通过生产运行模式的转变、生产管理模式转型、人力资源配置优化，从而奠定了组织机构体系创新改革的基础，建立“新型油气田作业区”，逐步实现管理层次控制在两级，为A集团公司深化人事劳动分配制度(“三项制度”)改革起到促进作用，为集团公司推进“油公司”模式打下坚实基础。
4 物联网建设规划
A集团公司根据油气生产物联网系统的现状和作用，提出了深入推进数字化、可视化、自动化、智能化发展，实现生产运行从人工值守向人机结合和无人值守转变;对老油气田采用低成本的物联网技术和设备开展物联网建设，在若干年的时间内分期分批实现油气生产物联网全覆盖的战略规划。
同时，按照战略规划，做好顶层设计，实现A集团公司的物联网数据统一接入，采用统一的技术平台，基于统一的技术构建通用应用，采用集中监控指挥调度系统，建成生产监控与调度中心、应急指挥中心和信息集成与展示中心。
5 物联网研究方向
油气生产物联网系统需要在多方面进行研究以降低建设成本和拓展物联网数据的应用。
5.1 减少现场设备配置及数量，降低设备采购成本
温压一体变送器：两个传感器集成为一个传感器，降低了传感器的费用。
三合一智能RTU：集合RTU、4G通讯、电参三种设备功能为一体。
5.2 数据透传技术研究(减少RTU、CPE/网桥)
LORAWAN和NB-IOT都可以实现无线仪表数据通过网关透传至集中监控平台。在监控平台端配置仪表，无须现场操作，组网灵活，运维简单，取消RTU、CPE/网桥，简化传输链路，降低单井建设成本。
5.3 新型数据采集设备
新型无源无线传感技术：以声表面波核心技术为基础，通过自主芯片的研究与设计，开发针对油田生产数据的新型无线无源采集系统。
自主控制技术中继网关：研究具备自主控制技术能力的智能网关，网关智能自主判断、自主控制和优化链路资源。
5.4 巡检机器人研究
利用巡检机器人替代人工完成大中型站场巡检中遇到的急、难、险、重和重复性工作。
5.5 三维场站和数字孪生
利用新型的真三维数据分析平台，构建可视化工厂，融合海量的繁杂、冗余、零散的数据，实现决策效率和准确度的大幅度提升。
数字孪生技术：对油机井油气举升系统，井口采油树，计量及运输管道，各种阀门及增压泵，三相分离、脱水、净化等工艺流程，进行三维建模和数据采集，实现数字孪生。
5.6 电网监测
通过研究配网抢修中快速研判故障的方法对于能够快速准确定位各种故障问题，节省人力物力，缩短故障的停电时间。
6 油气生产物联网展望
目前，A集团公司油气生产物联网系统建设情况如下：
(1)最好的油气田生产单位整体实现设备联网、数据采集→数据接收、数据存储、云平台→数据处理;
(2)中等的油气田生产单位整体实现设备联网、数据采集→数据接收、数据存储、云平台;
(3)较差的油气田生产单位，部分采油厂有物联网系统，整体来看还差得较远。
由此可以看出，还处在物联网系统的早期阶段，物联网的建设还有较长的路要走。
中期规划，在未来的七八年的时间内，A集团公司将在油气生产物联网方面做好以下工作。
(1)实现油气生产物联网系统全覆盖。集团公司的油气田生产企业全部实现油气生产物联网系统有效覆盖：满足要求的油气水井数字化，中小型站场无人值守，大型站场少人值守;生产运行模式从“定时巡检”变成“故障巡检 ”。
生产管理流程扁平化：生产管理中心?圮现场班组，采油厂一线员工数量明显减少，工作效率有明显提高。
(2)实现设备管理和资产管理。开始从传感器实时采集设备及站场获得的温度、压力、流量、振动等海量数据中，通过挖掘分析、处理、应用，创造新的价值。故障预测、远程诊断、生产流程优化、能耗优化等诸多方面开始有了初步的应用成果。
远期愿景，在前面的物联网系统的建设基础上，更精细地控制生产模式，更进一步针对生产过程的每个环节获得更细致的能见度，更好地优化生产周期，优化能源分配，结合AI技术、VR技术等新进的技术基本实现智能化和可视化的油田，借此促进生产、销售等不同环节和部门员工之间的密切合作，全面提升整体效率。
开始将数据用于预测性分析指导企业行动。利用数据驱动管理的各个层次业务的流程改善，分析生产什么样的产品和提供什么样的服务可能带来怎样的收入，什么样的物联网应用能开拓新的市场。
主要参考文献
[1]贺耀宜，王海波.基于物聯网的可融合性煤矿监控系统研究[J/OL].工矿自动化，2019(8)：13-18.
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[3]刘辉席，杨祯，朱珠，等.基于LoRa物联网技术的实验室安全监测系统的设计与实现[J/OL].实验技术与管理，2019(7)：243-247.
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油气田税收筹划论文范文第5篇
【摘要】随着国家经济快速发展，生态环境越来越受到社会的广泛关注，如何处理好经济发展与环境保护的关系，由经济发展与环境保护的“两难”，向两者协调发展的“双赢”转变，成为全社会共同关注的焦点问题。黄河流域构成我国重要生态屏障，也是国家重要的经济发展地带，又被称为“能源流域”，煤、石油、天然气和有色金属资源丰富，黄河生态文化传播，对指导黄河流域能源行业可持续发展具有重要意义。
【关键词】黄河文化;生态文明;能源流域;可持续;水资源
黄河发源于青海，流经甘肃、内蒙古、陕西、山西等9省区，是中华民族的母亲河，黄河流域在我国经济社会发展和生态安全方面具有十分重要的地位，是我国重要“能源流域”和经济地带。其中，被黄河环抱的鄂尔多斯盆地，煤炭、石油、天然气储量位居全国第一。新中国成立70多年来，党和国家领导人高度重视黄河的治理和生态保护，习近平总书记将黄河生态文化建设上升到国家战略层面，通过黄河生态文化传播，引导黄河流域的能源开发行业坚持以科学发展观为统领，贯彻落实好环保优先政策，走科学先导型、资源节约型、环境友好型发展之路，推动可持续高质量发展具有十分重要的意义。
一、黄河生态文化传播对油气行业的影响
（一）新中国成立初期黄河生态保护处于“被动”状态
黄河生态文化的保护和传播，与国家生态文明建设发展紧密相连。新中国成立后，1952年10月，毛泽东同志第一次来到郑州邙山，察看黄河防汛形势，反复嘱咐“要把黄河的事情办好”。这显示了毛泽东同志明确的黄河生态保护意识。但是，饱经沧桑的中华民族百废待兴，人民生活生产物资匮乏，农业生产水平低，人们对黄河的保护意识较为淡薄，当年的首要任务是战胜粮荒、让人民填饱肚子，黄河中下游地区又是我国的粮食生产区，为了扩大粮食生产，水土资源的利用超出了黄河的承受能力。
黄河中上游的煤炭及石油开发，同样处于较低的水平，因受当年的技术水平及思想观念的限制，祖国又急需能源支撑经济发展，大干快上，产量创新高是工作的重心。石油开发过程中，基本上没有采取任何防护性措施，石油钻井队伍搬到哪里，就在原地挖个池子用来盛放钻井液，施工结束后，就地填埋，区域生态遭到破坏，废弃物产生了二次污染，资源破坏和浪费现象严重，对土壤、地下水都产生了不同程度的污染，出现“开发一片，污染一片、破坏一片”的局面，留下环保隐患。由于人们长期以来一味向黄河索取生活、生产资料及化石能源，黄河生态保护面临严峻挑战。
（二）“科学发展观”尊重人与自然和谐发展
20世纪80年代前后，国际和国内环境的变化促使我国环境保护意识不断增强。国际环境中，因发展中国家工业发展迅速，生态环境问题也暴露得非常突出，1984年12月3日，美国联合碳化公司在印度博帕尔市的农药厂发生爆炸事件，该事件导致45吨毒气外泄，近两万人死亡。在国际社会引起极大关注与恐慌，联合国多次召开会议，将碳排放、大气污染作为头等大事提出。在国内，国民经济进入快速发展期，经济发展与环境保护不够协调，部分企业缺少环境意识和社会责任感，不愿意在环境保护设备方面增加投资和加强管理，出现经常性偷偷排污现象，以牺牲和破坏环境谋求企业经济效益最大化。
针对越来越突出的生态环境问题，党和国家顺应历史潮流，吸取发达国家的经验与教训，坚决避免走西方国家“先污染、后治理”的老路。先后出台了《中华人民共和国环境保护法》以及《森林法》《草原法》等多部法律法规，大力倡导人与自然和谐发展的生态文明思想，将生态环境保护推向法制建设轨道，使黄河生态保护真正做到了有章可循，有法可依。
2003年7月，胡锦涛同志提出科学发展观思想，核心内容是“坚持以人为本，树立全面、协调、可持续的发展观，促进经济社会和人的全面发展”，按照“统筹城乡发展、统筹区域发展、统筹经济社会发展、统筹人与自然和谐发展”的要求，推进各项事业的改革和发展。胡锦涛同志就黄河治理和生态保护指示：“必须认真贯彻落实科学发展观，坚持人与自然和谐相处。”党和各级政府对生态环境的高度重视以及科学发展观的提出，使我国生态保护向着规范化、系统化、法制化、国际化迈进。
这期间，我国对重大环保事件加大打击整治力度，依法合规和环境保护意识在能源企业不断增强，更加清醒地认识到，只有走绿色发展之路，企业才能可持续发展。随着科技不断发展以及先进技术的运用，油气开发作业中采取了多项环保措施，给盛放钻井液的池子铺垫防渗布，降低污染土壤的风险，钻井过程中，对地表500米深下入表层套管，彻底與地层水隔离开来，避免污染地下水的可能。
（三）“五位一体”生态保护理念更加深入人心
党的十八大提出经济建设、政治建设、文化建设、社会建设、生态文明建设“五位一体”的总体布局，是科学发展观的进一步升华，生态文明建设纳入中国特色社会主义总体布局，将建设“美丽中国”作为奋斗目标，加大自然生态系统和环境保护力度，努力走向社会主义生态文明新时代，并于2018年3月11日将生态文明写入我国《宪法》，形成以《宪法》为纲领，以《环境保护法》为核心的总格局。
习近平总书记一直很关心黄河流域的生态保护和高质量发展，多次实地考察黄河流域生态保护和发展情况，就三江源、祁连山、秦岭等重点区域生态保护建设提出要求，2014年3月到河南兰考县调研，专程前往焦裕禄当年防治风沙取得成功的东坝头乡考察。2019年先后到甘肃、河南专门调研黄河流域生态保护和经济发展等相关工作。黄河生态保护进入了黄河生态文明建设的新时代，为黄河生态文化建设与传播指明了方向。
黄河生态文明建设以及不断完善的《环境保护法》的出台，对能源行业造成较大冲击，中国石化作为央企，肩负保护环境的重任。为了进一步加强绿色环保，成立了碧水蓝天计划。2013年至2015年，中国石化投入228.7亿元，实施了包含803个环保综合整治项目的“碧水蓝天”计划，这是中国石化史上规模最大的环保治理行动。
环保不达标绝不能生产，中国石化员工的环保理念发生了质的跨越。随着科技的飞速发展，中国石化华北石油局加快淘汰落后产能，使用更加节能环保的设备，运用架设的网电，使用电动机取代传统的柴油发动机;运用天然气发动机替代燃油发动机，起到了较好的节能减排效果。在油气井钻井施工过程中，运用“钻井液不落地”技术，让钻井液循环利用，钻井岩屑全部外运再利用，施工结束后还要种上植被，恢复地形原貌。
二、黄河流域生态保护与经济发展协调统一
黄河流域是我国重要的“能源流域”，煤炭占全国的一半以上，仅鄂尔多斯煤炭和天然气探明储量就分别占全国的1/6和1/3。鄂尔多斯盆地内石油资源量为85.88亿吨，已探明储量达15亿吨。目前，盆地年产油气当量超过7000多万吨油当量，远远超过大庆油田，成为我国名副其实的“油气老大”。
黄河流域生态保护与高质量发展已经上升到国家战略层面。如何做到既保护生态環境，又实现高质量发展，盆地内能源行业持续进行不断探索，按照“谁开发、谁保护，谁破坏、谁治理”的原则，明确矿山地质环境保护与土地复垦目标、任务、措施责任和计划等，保护草原地质环境，恢复生态环境及保护生物多样性，使被损坏的和拟损坏的土地达到综合效益最佳状态。努力实现社会经济和生态环境的可持续发展。
（一）煤炭行业边开采边复垦
2016年，在全国矿产资源规划中划定的162个国家煤矿矿区中，有58个位于鄂尔多斯盆地黄土高原，这一区域也是黄河泥沙的主要来源区。新中国成立70多年来，内蒙古头道水文站的年输沙量多年均值达到1亿吨，而潼关水文站的年均值高达9.8亿吨，黄河流域的煤矿环境治理直接影响黄河生态。
鄂尔多斯准格尔能源集团联合科研院所展开课题攻关，采取边开采、边复垦的模式，就是把开采区域的岩石、黄土，转移到已经完成开采的区域，像农民犁地一样一层层翻过去，修复过程中尊重原始地质结构，最大限度减少挖煤的破坏。同时他们还通过对多年开采后留下的露天煤矿进行了复垦，截至2018年，共完成复垦总面积达2740公顷，种植各类乔灌木6500多万株，地表植被17平方公里，植被覆盖率达85%以上，矿区复垦率达到100%。
经过多年生态建设，露天矿区生态景观焕然一新，原来沟壑纵横的地貌不见了，大部分地貌看上去和草原没啥区别。通过不断探索生态改善方法，也让煤矿企业找到了“采—复—牧—园”多元协同发展的方向，对开采后的矿区进行修复后，发展了现代农牧业，饲养了1700多头牛。2017年，准格尔能源集团申报了准格尔国家矿山公园。通过改善生态环境，带动农牧产业发展，逐步形成良性生态循环。
（二）天然气开发与大自然和谐共生
鄂尔多斯盆地蕴藏着丰富的油气资源，有着“满盆气、半盆油”说法，盆地北部丰产天然气，国内第一大气田苏里格气田，以及中国石化的大牛地、东胜气田，均处在黄河流域的环抱之中。其中，大牛地气田位于鄂尔多斯盆地毛乌素沙漠腹地，气田的开发，极易造成植被破坏、沙丘流动，给生态环境带来损失。
毛乌素沙漠距离北京较近，沙漠植被极为稀少，这里常常受到沙尘暴侵袭，直接将沙尘席卷至北京，给大气环境带来严重污染。2003年，大牛地气田正式进入规模开发后，中国石化华北石油局坚持环保优先原则，在开发过程中，力争做到“开发一片，恢复一片”，确保水土保持与植被修复。
气田钻井作业中，每年要产生几十万吨的钻井岩屑，这一直是气田开发行业最为难办的问题，2017年，中国石化华北石油局与当地政府联合，用钻井岩屑烧制城市用的环保透水砖，为气田钻井岩屑找到了最好去处，实现了企业与地方双赢。气田在开发过程中会产生大量的地层水，通过生物净化，用于钻井、压裂等施工作业，做到了循环再利用，降低了气田开发成本，每年可节省水资源50万立方米。
每年4月份，中国石化采气员工还参与当地政府组织的义务植树活动，为大面积沙漠种上绿色植被，并承包700多亩的树林。在中国石化与当地政府的共同努力下，沙漠中的植被逐年增多，种植的沙柳、樟子松等植物覆盖了沙漠。植被的增多，每年的降雨量也逐年增加，雨量增多，又帮助了植被的生长，野生动物也在增多，珍稀动物遗鸥、沙鸡经常在沙漠积水池面戏水，野兔、狐狸常常横穿气田马路。
2017年，中国石化大牛地气田累计产气300亿立方米，同年跨入国内十大气田之列。毛乌素沙漠变成了绿洲，实现了大气田开发与植被生长和谐共生。
三、弘扬黄河文化助力打赢脱贫攻坚战
黄河流域是多民族聚居地区，少数民族人口占10%左右，由于历史、自然等原因，经济发展相对落后，是我国贫困人口相对集中的区域。
习近平总书记强调：积极支持黄河流域省区打赢脱贫攻坚战，解决好流域内人民群众特别是少数民族群众关心的防洪安全、饮水安全、生态安全等问题，对维护社会稳定、助力民族团结具有重要意义。
（一）天然气开发助力当地精准脱贫
气田开发惠及当地民生是中国石化的政治责任和社会责任，秉承这一宗旨，首先让当地享受到气田开发成果，得到当地政府和人民的支持。同时也为打赢脱贫攻坚战、污染防治攻坚战做出贡献，在全国年产超过30亿立方米的十大气田中，黄河流域鄂尔多斯盆地内有4个。2015年进入规模开发的中国石化华北石油局东胜气田，位于鄂尔多斯市杭锦旗境内，2018年底至今，日产气400万立方米，基本全部在杭锦旗消化，除满足了4个液化天然气（LNG）加工生产企业外，还向当地制砖厂和玻纤厂稳定供气，并保障当地10000多户高度分散的农牧民生活用气，极大提高了农牧民生活品质。这些企业每年向当地政府上缴税款1亿余元。企业的用工基本都是当地人，有力创造了就业机会。中国石化华北石油局以及系统内施工单位，每年共计上缴给当地税收近1亿元，气田开发队伍入住当地后，给当地的酒店、餐饮及相关服务业注入极大活力。2019年，杭锦旗天然气产业给地方带来的财政收入占该旗总收入的10%以上。2012年之前，杭锦旗是国家级贫困县及内蒙古自治区贫困县。东胜气田的开发，为地方经济腾飞做出了重要贡献，2018年8月，杭锦旗全面退出了贫困县行列。
（二）为黄河流域经济带输入清洁能源
中国石化华北石油局开发的大牛地气田位于陕西与内蒙古交界处的毛乌素沙漠，2005年实现了向北京供气，为绿色奥运做出了贡献。2007年5月，大牛地气田成功向郑州供气，日供气量逐年增加到70万立方米，截至2020年3月初，累计向河南郑州供气14亿立方米。满足了民用及加气站消费，支持了郑州“煤改气”工程，为改善河南空气质量做出了贡献。
2010年，中国石化建成了榆林至山东济南的输气管道，源源不断向黄河流域沿岸输入清洁能源，截至2019年底，累计输入气量300多亿立方米。满足了鲁、豫、蒙等大华北地区上亿户居民的生活用气，成为中国石化重要的资源战略阵地之一，为能源清洁使用，建设“美丽中国”做出了积极贡献。
2018年，大牛地至东胜气田建成联通两大气田的输气管道，实现了两气田的互通互输，并通过地方企业建成的输气管道，向宁夏银川一大型发电企业供气，改变了长期使用煤炭发电的历史，对保护大气环境发挥了积极作用。
2018年11月15日，中国石化鄂尔多斯—安平—沧州输气管道一期工程正式投用，日输气能力可达1000万立方米。鄂安沧输气管道工程是国家“十三五”规划的大型能源项目，全长2293公里，设计年输气能力达到300亿立方米，最大日输气量9000多万立方米。这条管道西起陕西神木，东至河北沧州，途经内蒙古、陕西、山西、河北、河南，主供资源为中石化华北石油局常规天然气、陕晋两省煤层气等。项目建设对沿途所经省市的经济发展有积极的带动作用，是落实国家发展低碳经济、治理大气污染、调整能源结构相关政策的重大举措。
（作者为《中国石化报》驻华北石油局记者站副站长）
编校：王 谦
油气田税收筹划论文范文第6篇
吐哈丘东凝析气田位于吐哈盆地台北凹陷中部, 气田构造为一完整的短轴背斜, 主力储层为西山窑上、下气组;温八气藏为一短轴断背斜, 主力储层为西山窑上气组。吐哈丘东气田于1998年10月正式投入衰竭式开发, 设计产能100×104m3/d±20%。目前丘东、温八15口气井进高压系统生产, 日产气90～100×104m3, 另有4口井由于油压低于7.5MPa而关井。
2 吐哈丘东气田降压开采的原因
应吐哈油气田开发生产及下游用户用气的需求, 在寻找到新的储量接替之前, 吐哈丘东、温八必须实现100×104m3/d硬稳产, 而上半年根据弹性产率预测, 在目前7.5MPa系统压力下, 丘东65×104m3单井稳产期为1.2年, 温八35×104m3单井稳产期为2.9年;同时吐哈丘东区块部分单井 (米139、丘东27、丘东24、温2-1) 因井口压力低于7.5MPa, 无法进入吐哈丘东集气站处理, 致使该部分井关井停产, 要实现100×104m3/d稳产, 吐哈丘东气田降压开采已成为当务之急。
3 吐哈丘东气田降压开采实施方案
分阶段降压开采方案:即降压开采增压集输分阶段进行实施, 对低压井进行降压开采, 单井进站压力降至2.5MPa, 对降压后的原料气进行增压外输。压缩机设计入口压力2.5MPa, 出口压力7.2MPa。进站压力可以达到7.2MPa的高压单井, 进站后进集气站内原有的生产处理系统进行初步分离后与增压后的天然气混合进入已建脱水装置进行脱水处理后外输。新增低压生产汇管和计量汇管:生产汇管为φ273可满足低压1 0 0×1 0 4m 3运行, 计量汇管为φ219mm实现高低压井分别计量。按上述配置方法可以最大程度地利用地层的压力能, 延缓上压缩机的时间, 降低压缩机的能耗, 同时可以实现高压井与低压井并存生产和计量, 低压分流生产, 能充分利用集气站内原有生产设备, 操作灵活, 易实施, 投资省。
4 地面工艺的改造
地面增压集输工程主要是对丘东集气站生产装置进行改造, 工艺部分主要改造如下。
4.1 压缩及凝析油增压工艺
新建1具压缩机入口分离器, 3台30×104m3/d的原料气压缩机, 运行2台, 预留1台压缩机位置, 新建三台凝析油增压泵。增加了一具低压分离器, 在4MPa压力下处理量为60×104m3/d, 温八生产分离器和丘东生产分离器在8 M P a压力下处理量为1 2 0×104m3/d, 当压力下降全部实行降压开采后两个生产分离器的处理量为60×104m3/d, 因此增加一具低压分离器是有必要的, 保证了装置的处理能力, 同时有利于压缩机的平稳运行。本流程简洁、实用。
4.2 对已有分离系统和单井进站阀组进行改造
流程改造后主要有以下优点: (1) 新增低压生产汇管和计量汇管:生产汇管为φ273可满足低压100×104m3运行, 计量汇管为φ219mm实现高低压井分别计量。这样无论哪一口井因地层压力降低, 都可以不必关井, 可以直接进入低压生产汇管进行增压和高压气汇合后进塔分离器。避免了因关井而带来的损失, 同时避免了因二次施工连头导致停厂的损失, 减少了施工费用。 (2) 丘东区块和温八区块计量汇管连通, 丘东计量分离器改造成低压计量分离器。这样可以使两区块的任何一口高压单井都可以进温八计量分离器进行计量, 同时可以保证任何低压单井的计量工作, 又减少了因高低压井进同一计量分离器而导致的切换工作量, 保证单井的计量工作, 便于生产操作和管理。 (3) 生产分离器气相出口和液相出口的改造, 气相出口连到压缩机进口, 液相连到压缩机入口分离器, 同时原有的流程保持不变。这样做主要是考虑到随着生产连续性的增长, 随着地层压力的下降, 生产分离器都可以作为低压分离器进行使用。充分利用现有设备, 降低投资成本。
5 地面增压集输工程建设的实施
在保证生产平稳、安全供气的前提下, 丘东气田降压开采地面增压集输工程从设计、现场施工组织等方面入手, 边生产, 边施工, 严把安全措施, 严格现场监督, 克服诸多不利因素条件, 顺利通过竣工验收。
6 结语
丘东气田降压开采地面增压集输工程的成功实施, 满足了开发与生产相配套, 最大程度满足下游用气需要, 保证丘东-温八区块所有单井均能进行降压生产, 使降压开采工程一次到位, 不仅减少施工费用, 而且减少了因施工造成的停产损失, 有着巨大的经济效益和社会效益。
摘要：本文就吐哈丘东气田目前生产现状、丘东气田降压开采实施原因、实施方案及工艺进行论述, 大量采用新工艺、新技术、新设备, 充分考虑与集气站内原有设备的关系, 实现丘东气田降压开采的目标, 高质量完成地面工程的建设。
关键词：降压开采,地面工艺,分析,实施
参考文献
[1] 苏建华, 等.天然气矿场集输与处理[M].北京:石油工业出版社, 2004.