油田开发效益范文

油田开发效益范文（精选12篇）

油田开发效益 第1篇

关键词：采油方式,油田开发,提升效益

1 油田的开采方式

一般的油田开采方式主要有人工举升和自喷采油两种不同的方法, 但是由于目前我国的油田呗开采的已经很多, 而且自喷采油队客观的条件要求比较高, 譬如首先油层要好, 而且油井的压力也要高, 这样的条件下油气才能自动喷到地面表层。而目前我们所遇见的情况大都是油层的物性很差, 而且油井的压力也很低, 地层本身的能量不足以把油气举升到地面表层, 所以我们在实际操作中采用较多的还是人工举升, 运用人工补充所需的能量。下面我们就分析一下经常用到的人工举升采油的方法:

1.1 有杆泵采油

目前国内外最普遍的采油方式就是有杆泵采油, 而在我国国内运用有杆泵采油方式的油田开采占据总数的90%左右, 因为有杆泵采油的方式不仅运用的设备简单, 而且投资也不高, 适应性很强, 并且管理起来也很方便, 因此被运用的就很广泛。无论是从二三百米的浅井还是到三千米的深井, 采油的产量从一天几吨到一二百吨等都可以应用。在设备制造方面, 无论是从井下抽油杆到抽油泵, 还是地面抽油机的应用, 我国国内的产品早已经成套化, 系统化, 能充分的满足油田的开采生产需求。但是这种开采方式的不足就是针对日产二百吨以上的油井就不是很适合。

1.2 无杆泵采油

所谓的无杆泵采油方式就是包括水力活塞泵的采油和潜油电动离心泵采油这两种。一般潜油电动离心泵主要是通过地面的电源, 电缆和控制屏, 还有变压器将电能传送给位于井下的潜油机电, 让潜油机电的运转带动多级离心泵的旋转, 最终把地在的油举升到地面上来。

2 油田开发存在的问题

在油田的采油过程中主要有以下的问题:

水井释放压力的时候, 由于内外的压力处于平衡的状态, 因此胶筒会由原来的胀大的状态缩回成原来的状态, 而且由于胶筒的经常性的收缩, 膨胀, 再加上工作条件的恶劣, 所以采油的过程中就很容易出现问题。

2.2 抽油的选择方式

目前世界上的机械才有方法中深井泵和游梁抽油机占有了很大的比重。但是针对一些高产井, 中产井, 斜井, 深井以及其他形式复杂的井, 一般多采用气举的方法。但是有些处在寒冷的沼泽地带的新油田, 譬如西伯利亚地区的原油粘度比较低, 而且稀井网单的产量又高, 所以就采用有杆泵的方式, 但是在这个方法的实施过程中不仅安装的周期长, 需要耗费一定的时间, 而且维修起来也是比较麻烦, 需要的管理人员多等诸多的问题。我国目前的采油方式选择还是比较单一, 如果继续提高生产的压力差, 就需要改变机械的采油方式。

2.3 采油中的防砂问题

在采油的过程中, 防砂问题也是很重要的一个方面。目前的防砂工作还是存在有一些问题, 譬如在钻开油层的泥浆, 射孔压井液等方面都会关系到是否破坏油层结构, 如果这些问题处理不好, 便会影响以后防砂的成功率。在打开油层的泥浆时一定要保持好油层的结构, 减少出砂是非常重要的, 因此, 要求打开油层的泥浆需要具有特低的过滤性, 如果过滤性失衡, 能稳定井壁, 以防地层的坍塌。在防砂的方面, 我们一直抓的不是很紧, 所以总会出现问题。但是后期的防砂工作和复杂性是远远要大于先期的防砂工作的, 我们更不应该放松对后期防砂的研究。如果先期的防砂要是失效, 油田在见水后就会大量的出现砂, 而且后期的油层结构也已经破坏, 甚至有的油层已坍塌, 有的夹层也会坍塌, 上述的种种原因增加了防砂的艰巨性和复杂性。

3 提升油田综合开效益的采油方式

细分为主要内容的注水结构的调整, 以不同层的不同注水方式进行分析研究, 加强井与井之间的互补关系, 对注水开展周期检测工作, 以确保注水工作的精准, 真正提高分层注水的效率。

3.2 降低用气消耗

近几年来, 我们运用的传统采油方式造成了大量的用气消耗, 因此, 我们应该改进原来的生产工艺, 转变采油的模式, 努力地把集输系统的用气降到最低。我们可以采取节能技术改变和改变集输系统结合的方法, 节约大量的天然气, 降低生产成本, 从而真正的实现提升油田综合开发的效益。

3.3 做好三个及时

在采油的过程中使用的气举、电泵等采油方式, 一般都存在有高液量、注水无效循、高含水环等问题, 而系统效率低, 能耗高等是越来越不适应油田的开发需要。因此为降低油田的能耗、提高注水开发效益、改善水的驱效果, 技术人员需要从深化油藏的认识开始, 开展低效无效注水井调查和动态的具体分析, 科学并合理的制订一套水井低效无效的治理技术方案, 并且做到及时发现、及时分析、及时治理的“三个及时”。对于注水井对应油井特高含水和超注等原因使得注入水利用率较低产生的低效注水量, 可以优先采取先关停、然后控制、最后调配等简单措施进行治理。

4 结语

油田在开发的过程中涉及的范围很广, 需要解决的问题也有很多, 本文主要是从我国油田的开采现状, 以及目前的存在问题, 尤其是分层注水的问题等, 最后提出精细做好分层注水, 降低用气消耗, 做好三个及时这些解决的措施。本文的文字有限, 所以涉及的范围有限, 只是捡其中的重点进行分析。

参考文献

[1]尹志红, 李大鹏, 巩艳芬, 鹿强.人工举升方式技术适应性组合评价[J].科技创业月刊, 2011, (08) .[1]尹志红, 李大鹏, 巩艳芬, 鹿强.人工举升方式技术适应性组合评价[J].科技创业月刊, 2011, (08) .

《油田开发管理纲要》 第2篇

第一章 总则

第一条 为了充分利用和保护油气资源，合理开发油田，加强对油田开发工作的宏观控制，规范油田开发各项工作，特制定本《纲要》。

第二条 油田开发工作必须遵守国家法律、法规和股份公司规章制度，贯彻执行股份公司的发展战略。

第三条 油田开发必须贯彻全面、协调、可持续发展的方针。坚持以经济效益为中心，强化油藏评价，加快新油田开发上产，搞好老油田调整和综合治理，不断提高油田采收率，实现原油生产稳定增长和石油资源接替的良性循环。

第四条 油田开发主要包括以油田开发地质为基础的油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、经济评价等多种专业。油田开发工作必须进行多学科综合研究，发挥各专业协同的系统优势，实现油田科学、有效地开发。

第五条 油田开发要把油藏地质研究贯穿始终，及时掌握油藏动态，根据油藏特点及所处的开发阶段，制定合理的调控措施，改善开发效果，使油田达到较高的经济采收率。

第六条 坚持科技是第一生产力，积极推进科技创新和成果共享，加大油田开发中重大核心技术的攻关和成熟技术的集成与推广应用。注重引进先进技术和装备，搞好信息化建设。

第七条 依靠科学管理，合理配置各种资源，优化投资结构，实行精细管理，控制生产成本，提高经济效益，实现油田开发效益最大化。

第八条 油田开发部门要高度重视队伍建设，注重人才培养，加强岗位培训，努力造就一批高素质的专业队伍与管理队伍，为全面完成开发任务提供保障。

第九条 牢固树立以人为本的理念，坚持“安全第一、预防为主”的方针，强化安全生产工作。油田开发建设和生产过程中的各项活动，都要有安全生产和环境保护措施，符合健康、安全、环境（HSE）体系的有关规定，积极创造能源与自然的和谐。

第十条 本《纲要》适用于股份公司及所属油（气）田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的陆上油田开发活动。控股、参股公司和国内合作的陆上油田开发活动参照执行。

第二章 油藏评价

第十一条 含油构造或圈闭经预探提交控制储量（或有重大发现），并经初步分析认为具有开采价值后，进入油藏评价阶段。油藏评价阶段的主要任务是编制油藏评价部署方案；进行油藏技术经济评价；对于具有经济开发价值的油藏，提交探明储量，编制油田开发方案。

第十二条 油藏评价项目的立项依据是油藏评价部署方案，要按照评价项目的资源吸引力、落实程度、开发价值等因素进行优选排序，达不到标准的项目不能编制油藏评价部署方案，没有编制油藏评价部署方案的项目不能立项。

第十三条 油藏评价部署方案的主要内容应包括：评价目标概况、油藏评价部署、油田开发概念方案、经济评价、风险分析、实施要求等。

1.评价目标概况应概述预探简况、已录取的基础资料、控制储量和预探阶段取得的认识及成果。

2.油藏评价部署要遵循整体部署、分批实施、及时调整的原则。不同类型油藏应有不同的侧重点。要根据油藏地质特征（构造、储层、流体性质、油藏类型、地质概念模型及探明储量估算、产能分析等）论述油藏评价部署的依据，提出油藏评价部署解决的主要问题、评价工作量及工作进度、评价投资和预期评价成果。

3.油藏评价部署的依据及工作量应根据需解决的主要地质问题确定。为了满足申报探明储量和编制开发方案的需要，应提出油藏评价工作录取资料要求和工作量，其主要内容包括：地震、评价井、取心、录井、测井、试油、试采、试井、室内实验和矿场先导试验等。投资核算要做到细化、准确、合理，预期评价成果要明确。

4.油田开发概念方案包括油藏工程初步方案、钻采工艺主体方案、地面工程框架和开发投资估算。油藏工程初步方案应根据评价目标区的地质特征和已有的初步认识，提出油井产能、开发方式及油田生产规模的预测；钻采工艺主体方案要提出钻井方式、钻井工艺、油层改造、开采技术等要求；地面工程框架要提出可能采用的地面工程初步设计；开发投资估算包括开发井投资估算和地面建设投资估算。

5.经济评价的目的是判断油藏评价部署方案的经济可行性。主要内容包括总投资估算、经济效益的初步预测和评价。

6.风险分析主要是针对评价项目中存在的不确定因素进行风险分析，提出推荐方案在储量资源、产能、技术、经济、健康、安全和环保等方面存在的问题和可能出现的主要风险，并提出应对措施。

7.实施要求应提出油藏评价部署方案实施前应做的工作、部署方案工作量安排及具体实施要求、部署方案进度安排及出现问题的应对措施。

第十四条 对于不具备整体探明条件但地下或地面又相互联系的油田或区块群，例如复杂断块油藏、复杂岩性油藏以及其他类型隐蔽油气藏，应首先编制总体油藏评价部署方案，指导分区块或油田的油藏评价部署方案的编制。

第十五条 在油藏评价部署方案实施过程中，要严格执行运行安排，分步实施，滚动评价。对经技术经济评价确有开发价值的项目要加快评价速度，加大评价工作力度。及时终止没有开发价值的项目，并编制油藏终止评价报告上报股份公司。

第十六条 凡是列入计划的油藏评价项目，油藏评价部署方案审查纪要和基础数据、工作量安排以及主要指标要报股份公司备案，依此作为考核的依据。

第十七条 油藏评价项目实施后第一年，所在油田公司必须对实施效果进行评估。评估指标包括新增探明储量、评价成本、评价井成功率、安全及环保等。

第十八条 严格履行油藏评价部署方案的管理和审批程序。预期探明储量大于2000×104t或虽预期探明储量小于2000×104t，但对股份公司具有重大意义的油藏评价项目的评价部署方案由所在油田公司预审，并报股份公司审批。其他项目由所在油田公司审批。在油藏评价部署方案审批过程中，应进行油藏评价部署方案编制水平评估。

第三章 开发方案

第十九条 油田开发方案是指导油田开发的重要技术文件，是油田开发产能建设的依据。油田投入开发必须有正式批准的油田开发方案。

第二十条 油田开发方案编制的原则是确保油田开发取得好的经济效益和较高的采收率。油田开发方案的主要内容是：总论；油藏工程方案；钻井工程方案；采油工程方案；地面工程方案；项目组织及实施要求；健康、安全、环境（HSE）要求；投资估算和经济效益评价。

第二十一条 总论主要包括油田地理与自然条件概况、矿权情况、区域地质与勘探简史、开发方案结论等。

1.油田地理与自然条件应包括油田地理位置和油田所处范围内对油田开发工程建设有影响的自然地理、交通、环境、气象、海况、地震等情况。

2.矿权情况应包括该地区探矿权和采矿权审批情况、采矿许可证复印件和相应图幅（带拐点坐标）。

3.区域地质应简述油田所属油气田盆地、凹陷、构造带以及与之相邻构造单元名称和简要关系，并附区域构造位置图。勘探简史主要包括勘探历程和钻探简况。

4.开发方案结论应简述开发方案各部分结论性意见，提出开发方案主要技术经济指标。

第二十二条 油藏工程方案主要内容应包括：油田地质、开发原则、开发方式、开发层系、井网和注采系统、监测系统、指标预测、经济评价、多方案的经济比选及综合优选和实施要求。油藏工程方案应以油田或区块为单元进行编制。

1.油田地质是油藏工程方案的基础，应综合地质、地震、录井、测井、岩心分析、试油试采等多方面的资料进行。油田地质的主要研究内容是：构造特征、储层特征、储集空间、流体分布、流体性质、渗流特性、压力和温度、驱动能量和驱动类型、油藏类型、储量计算和地质建模。

2.按油藏类型（中高渗透率砂岩油藏、低渗透率砂岩油藏、稠油油藏、砾岩油藏、断块油藏等）选择合适的开发模式。对于特殊类型油藏（特低渗、超稠油、复杂岩性油藏等）要做好配套技术研究和可行性论证。

3.开发层系、布井方式和井网密度的论证必须适应油藏地质特点和流体性质，充分动用油藏储量，使油井多向受效，波及体积大，经济效益好。

4.油藏工程方案要进行压力系统、驱动方式、油井产能和采油速度的论证，合理利用天然及人工补充的能量，充分发挥油井生产能力。

5.多方案的综合优选必须包括采用水平井、分支井等开采方式的对比。要提出三个以上的候选方案，在经济比选的基础上进行综合评价，并根据评价结果对方案排序，提供钻采工程、地面工程设计和整体优化。设计动用地质储量大于1000×104t或设计产能规模大于20×104t／a的油田（或区块），必须建立地质模型，应用数值模拟方法进行预测。

6.对于大型、特殊类型油藏和开发难度大的油田要开展矿场先导试验，并将矿场先导试验成果作为油田开发方案设计的依据。

第二十三条 钻井工程方案的编制要充分了解油藏特征及油田开发对钻井工程的要求，要依据油藏类型和开采方式的不同，确定开发井的钻井、完井程序及工艺技术方法。强化钻井过程中的油层保护措施，井身结构的设计要适合整个开采阶段生产状况的变化及进行多种井下作业的需要。

第二十四条 钻井工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；采油工程要求；已钻井基本情况分析；地层孔隙压力；破裂压力及坍塌压力预测；井身结构设计；钻井装备要求；井控设计；钻井工艺要求；油气层保护要求；录井要求；固井及完井设计；健康、安全、环境要求；钻井周期设计；钻井工程投资概算。

第二十五条 采油工程方案编制应从油藏特点出发，充分利用油藏工程的研究成果，按照油藏工程方案的要求进行设计。方案编制要与油藏、钻井、地面工程相结合，在经济上进行多方案比选并综合优化，采用先进实用、安全可靠、经济可行的采油工程技术。

第二十六条 采油工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；储层保护措施；采油工程完井设计；采油方式和参数优化设计；注入工艺和参数优化设计；增产增注技术；对钻井和地面工程的要求；健康、安全、环境要求；采油工程投资概算；其他配套技术。

第二十七条 地面工程方案设计必须以经济效益为中心，以油藏工程方案为依据，应用先进适用的配套技术，按照“高效、低耗、安全、环保”的原则，对新油田地面工程及系统配套工程建设进行多方案的技术经济比选及综合优化。地面工程方案设计要注意确定合理的建设规模，以提高地面工程建设的投资效益。

第二十八条 地面工程方案的主要内容应包括：油藏工程方案要点；钻井、采油工程方案要点；地面工程建设规模和总体布局；地面工程建设工艺方案；总图运输和建筑结构方案；防腐工程、防垢工程、生产维修、组织机构和定员方案；健康、安全、环保和节能等方案；地面工程方案的主要设备选型及工程用量；地面工程总占地面积、总建筑面积；地面工程投资估算。

第二十九条 投资估算和经济效益评价必须按照费用、效益一致的原则，科学合理地进行费用与效益的估算，评价相应的经济指标，进行相关分析并得出经济评价结论。

第三十条 经济评价的主要内容包括：投资估算与资金筹措；成本费用估算；销售收入与流转税金估算；编制损益表，计算相关经济评价指标；编制现金流量与相关经济评价指标计算；不确定性分析；经济评价结论。

第三十一条 油田开发方案的优选要以油藏工程方案为基础，结合钻井工程方案、采油工程方案、地面工程方案配套形成2--3个方案，进行投资估算与经济评价。方案比选的主要指标为净现值，也可采用多指标综合比选。

第三十二条 新油田全面投入开发3年后，应根据油田实际资料，对开发方案的实施效果进行后评估。评估主要内容包括：开发方案设计指标的合理性；工艺技术和地面工程的适应性；各种经济技术指标的符合程度等。要根据评价结果修正油田开发指标，作为油田开发过程管理的依据。

第三十三条 设计动用地质储量大于1000×104t或设计产能规模大于20×104t／a的油田开发方案，或虽设计产能规模小于20×104t／a，但发展潜力较大，有望形成较大规模或对区域发展、技术发展有重要意义的油田开发方案，由油田公司预审并报股份公司审批。其他方案由所在油田公司审批并报股份公司备案。

在开发方案审批过程中，应进行开发方案编制水平评估。凡报股份公司审批的油田开发方案，都须经有关技术部门咨询。

第四章 产能建设

第三十四条 新油田开发方案或老油田调整方案经批准并列入产能建设项目计划后，进入产能建设阶段。产能建设要坚持整体建设的原则，其主要任务是按开发方案要求完成钻井、测井、完井、采油、地面建设等工程，建成开发方案设计产能并按时投产。

第三十五条 油田开发建设要按照建设资源节约型企业的要求，积极推进节约能源、原材料、水、土地等资源以及资源综合利用工作。充分运用新技术（如水平井、定向井技术），学习和借鉴国内外先进管理经验、将土地利用与工程技术有机结合。

第三十六条 钻井、测井、油藏、采油、地面建设工程以及生产协调等部门，都要按开发方案的要求制定本部门的具体实施细则，并严格执行。产能建设项目必须实行业主责任制的项目管理，加强项目的监督力度。

第三十七条 开发部门应组织有关单位对开发方案确定的井位进行勘察，井位及井场要求应符合有关标准及健康、安全、环境的要求，应考虑可能对员工、周围居民及环境的影响。

第三十八条 产能建设过程中钻井作业须依据钻井工程方案要求，编制单井钻井设计。钻井设计必须经过严格的审核和审批。钻井过程中发现钻井设计与实际情况不符确需修改时，应报主管部门组织修改、审批后方可进行调整。

第三十九条 要根据油田地质情况确定钻井次序，及时掌握钻井进度。在钻井过程中要做好跟踪分析和地层对比工作，不断加深对油藏的认识，如发现油藏地质情况有变化，应认真研究，及时提出井位调整意见和补充录取资料要求。若发现油藏地质情况有重大变化，须对原开发方案进行相应调整，履行审批程序，并提交有关部门备案。开发井钻完后应建立和完善静态地质模型。

第四十条 测井、录井资料是认识油藏的重要资料，必须取全取准。应按照先进、适用、有效、经济的原则，制订资料录取要求。测井系列应包括必测项目和选测项目。

第四十一条 钻井工程实施中应加强现场监督，按照开钻验收、工程实施、完井验收三个阶段进行规范化管理。钻井监督要依据钻井设计、合同及相关措施，监督和检查钻井工程质量、工程进度、资料录取、打开油气层技术措施以及安全环保措施等工作。

第四十二条 为保证钻井施工安全、固井质量合格和保护套管，要根据需要对相关的注水井采取短期停注或降压措施。在地层压力水平较高的地区钻井和作业要采取井控措施。

第四十三条 要根据油藏工程方案和开发井完钻后的新认识，编制射孔方案，确保油田注采系统的合理性，并按方案要求取全、取准各项资料。

第四十四条 要根据采油工程方案做好完井工作，主要内容为：储层保护、完井方式、射孔工艺和投产方式。

第四十五条 地面工程建设严格履行基本建设程序。分前期准备、工程实施、投产试运和竣工验收，实行规范化管理。

第四十六条 地面工程前期准备要依据开发方案推荐的地面工程方案，进行工程勘察和初步设计。初步设计要着重搞好工艺方案优化比选，推荐经济合理的技术方案，初步设计必须经批复后方可进入实施阶段。

第四十七条 地面工程实施包括施工图设计、工程开工、工程实施和投产试运行。严格按照施工图施工，加强施工质量监督管理、工程监理管理及施工变更的管理，着重抓好施工进度、质量、成本控制。

第四十八条 油田产能建设项目的实施，必须统一组织、以区块为单元，整体配套地进行建设施工。油田产能建设全面完成后，要根据油田开发方案中的实施要求，及时组织投产。

第四十九条 油田产能建设必须建立健全质量管理体系，实行项目全过程质量监督和监理制。生产试运行合格后，要按方案设计指标、工程质量标准和竣工验收制度进行验收，发现问题限期整改。整个建设项目竣工验收后，建设单位应尽快办理固定资产交付使用手续，做好资料归档工作第五章 开发过程管理

第五十条 油田产能建设项目建成投产后，进入生产阶段，实施油田开发过程管理，其主要任务是：

1.实现开发方案或调整方案确定的技术经济指标和油藏经营管理目标。

2.确保各种油田生产设施安全、平稳运行，搞好伴生气管理，控制原油成本，节能降耗，完成生产计划、经营指标。

3.开展油藏动态监测、油田动态跟踪分析和阶段性精细油藏描述工作，搞好油田注采调整和综合治理，实现油藏调控指标。

4.按照健康、安全、环境管理的要求，组织生产运行、增产措施及维护性生产作业。

5.根据设备管理的规定，做好开发设备及设施的配备、使用、保养、维修、更新、改造等工作。

第五十一条 油藏描述是一个动态过程，应该贯穿于油田开发的各个阶段，要充分利用已有的动静态资料，对油藏特征做出新的认识和评价，建立可视的三维地质模型，通过油藏数值模拟量化剩余油分布，为开发调整和综合治理提供可靠的地质依据。

第五十二条 按照股份公司规定，做好动态监测资料的录取和质量监督工作。各测试单位必须全面执行各项质量技术标准。动态监测工作要纳入油田公司的生产经营计划，用于油田动态监测的总费用应为原油操作成本的3％－5％。

第五十三条 根据油藏特点、开发阶段及井网部署情况，建立油藏动态监测系统。不同开发阶段动态监测内容和工作量要有所侧重，做到井点部署有代表性、监测时间有连续性、监测结果有可对比性、录取资料有针对性。选定的监测井其井口设备和井下技术状况要符合测试要求。

第五十四条 在生产过程中应根据不同管理层次的需要，进行月（季）度生产动态、油藏动态和阶段油田开发分析，编制分析报告，并结合分析结果和油田生产要求，编制综合治理方案（综合调整方案）、开发调整方案和开发规划等方案。

1.月（季）度生产动态分析的目的是为完成全年原油生产任务和实现开发调控指标提供技术支撑。分析的主要内容包括：原油生产计划完成情况以及开发调控指标执行情况；油田产量变化以及开发指标（含水上升率、地层压力等）变化情况及原因；技术措施的效果。

2.油藏动态分析的目的是对油藏一年来的开发状况进行评估，为下油田的配产、配注方案编制提供依据。分析的主要内容应包括：油田产液量、产油量、注水量、采油速度、综合含水、注采比、油层压力、注采对应率、递减率等主要指标的变化趋势；油层能量保持与利用状况；储量动用状况。

3.阶段油田开发分析的主要目的是为编制五年开发规划和油田开发调整方案提供依据。分析的主要内容应包括：油藏地质特点的再认识；层系、井网、注水方式适应性；剩余油分布状况及油田生产潜力；油田可采储量及采收率；油田开发经济效益。

第五十五条 中长期油田开发业务发展规划是指导中长期油田开发和业务发展的指导性文件。规划编制要以股份公司总体发展战略为指导，结合实际情况，深入研究各种影响因素和问题，通过广泛、周密、细致的工作，提出下阶段油田发展战略、工作目标、发展重点和重大举措。油田开发各专业（油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程等）要结合本专业的特点，制定相应的规划。

第五十六条 综合治理方案（综合调整方案）的目的是落实油田生产任务和调控指标。针对影响油田开发的主要矛盾，确定相应的调整措施，将油田原油生产和注水任务合理分配到各开发区块、层系、落实到单井。方案的主要工作内容是调整油水井的工作制度、对油水井进行增产增注措施（包括油层改造、堵水、补孔、大修等）以及动态监测取资料要求等。

第五十七条 要研究不同类型油藏在不同开发阶段的开发规律，确定油田合理开发技术经济指标，用来科学地指导油田开发。水驱油田开发过程中要通过有效的调整和控制，不断改善开发效果。水驱油田调控指标主要包括：

1.含水上升率。应根据有代表性的相渗透率曲线或水驱曲线来确定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。

2.自然递减率和综合递减率。根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控制指标。

3.剩余可采储量采油速度。一般控制在8％－11％左右。

4.油藏压力系统。水驱油田高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上；低渗、低压油藏地层压力一般保持在原始地层压力以上；注水压力不超过油层破裂压力；油井井底流动压力要满足抽油泵有较高的泵效；适合转蒸汽驱的稠油油藏，地层压力要降到合适水平。

5.注采比。水驱开发油田原则上保持注采平衡；中高渗透油田年注采比要达到1.0左右；低渗透油田年注采比要控制在1－1.5左右；稠油蒸汽吞吐油藏累积采注比要大于

1、周期油汽比大于0.15。

第五十八条 油田开发生产过程中采油工程管理的主要工作内容是：开展以实施油田开发方案、油田生产维护为主要内容的井下作业（投产投注、大修、侧钻、维护性作业、增产增注措施）和采油生产技术管理；做好井下作业措施效果的经济评价工作。

第五十九条 采油工程主要技术指标包括开井率、生产时率、泵效、检泵周期、免修期、吨液耗电、方案分注率、分注合格率、注水合格率、注汽干度、作业一次合格率、措施有效率、有效期、热采油汽比、措施增油量等。要按照股份公司要求和油田实际情况制定相应技术指标，作为考核的依据。

第六十条 油田开发必须兼顾伴生气的管理工作，建设必要的伴生气地面集输工程，做好伴生气计量工作，建立伴生气管理制度，尽量减少伴生气放空，防止资源浪费和污染环境，提高伴生气商品率。

第六十一条 效益评价是分析和掌握已开发油田生产经营状况、降低成本、增加效益的依据。效益评价工作的重点是分析操作成本构成及其主要影响因素，提出治理措施。应按对油田、区块、单井生产成本及效益指标进行分析，并针对影响成本的主要因素，采取相应措施有效控制操作成本。

第六十二条 不断提高生产运行过程现代化管理水平，使生产过程中的信息收集、处理、决策及时准确，为日常生产管理和调控提供先进手段。

1.要逐步实现日常生产的全程监控，包括对油气生产、集输、供水、供电系统及原油储运实行全程监控。

2.建立各生产环节的预警系统，及时发现事故隐患，并对突发事件提供各种可能的处理措施。

3.通过日常生产信息处理，提出近期生产组织方案，保证生产管理的科学性。

第六十三条 要大力提高油田开发队伍的技术素质，做好人才培训工作。对操作技术人员应按岗位需求实施岗位培训和相关技能培训；对专业技术人员定期开展技术更新培训；对采油厂厂长、经理等中高级管理人员进行经营管理和相关技能培训。

第六十四条 要根据股份公司有关档案管理规定制定相应管理办法，做好各种开发动态监测资料、开发数据、方案、报告、图件和岩心等资料的归档管理工作。特别要做好涉及国家和股份公司商业秘密的规划计划、开发部署、科技成果、储量和财务数据等资料的保密工作。

第六章 开发调整与提高采收率

第六十五条 油田开发调整与提高原油采收率是油田开发中后期改善开发效果的重要措施。油田开发调整主要内容为井网、层系和注采系统调整。提高原油采收率技术包括改善二次采油和三次采油，其目的是通过一系列的技术措施，不断改善开发效果，增加可采储量，进一步提高资源的利用率。

第六十六条 要研究不同类型油藏在不同开发阶段的开发特点，确定油田开发技术调控指标。水驱油田开发的阶段调控指标主要包括：

1.水驱储量控制程度。中高渗透油藏（空气渗透率大于50×10－3μm2）一般要达到80％，特高含水期达到90％以上；低渗透油藏（空气渗透率小于于50×10－3μm2）达到70％以上；断块油藏达到60％以上。

2.水驱储量动用程度。中高渗透油藏一般要达到70％，特高含水期达到80％以上；低渗透油藏达到60％以上；断块油藏达到50％以上。

3.可采储量采出程度。中高渗透油藏低含水期末达到15%－20%；中含水期末达到30%－40%；高含水期末达到70%左右；特高含水期再采出可采储量30%左右。

低渗透油藏低含水期末达到20%－30%；中含水期末达到50%－60%；高含水期末达到80%以上。

4.采收率。注水开发中高渗透率砂岩油藏采收率不低于35％；砾岩油藏采收率不低于30％；低渗透率、断块油藏采收率不低于25％；特低渗透率油藏（空气渗透率小于10×10－3μm2）采收率不低于20％。厚层普通稠油油藏吞吐采收率不低于25%；其他稠油油藏吞吐采收率不低于20%。

第六十七条 注水开发的油藏在不同的开发阶段由于暴露的矛盾不完全相同，因此采取的开发调整原则和达到的调控目的也应有所不同。

1.低含水期（0＜含水率＜20%）：该阶段是注水受效、主力油层充分发挥作用、油田上产阶段。要根据油层发育状况，开展早期分层注水，保持油层能量开采。要采取各种增产增注措施，提高产油能力，以达到阶段开发指标要求。

2.中含水期（20%≤含水率＜60%）：该阶段主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，主力油层产量递减。在这一阶段要控制含水上升，做好平面调整，层间接替工作。开展层系、井网和注水方式的适应性研究，对于注采系统不适应和非主力油层动用状况差的区块开展注采系统和井网加密调整，提高非主力油层的动用程度，实现油田的稳产。

3.高含水期（60%≤含水率＜90%）：该阶段是重要的开发阶段，要在精细油藏描述和搞清剩余油分布的基础上，积极采用改善二次采油技术和三次采油技术，进一步完善注采井网，扩大注水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。

4.特高含水期（含水率≥90%）：该阶段剩余油高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。要积极开展精细挖潜调整，采取细分层注水、细分层压裂、细分层堵水、调剖等措施，控制注入水量和产液量的增长速度。要积极推广和应用成熟的三次采油技术，不断增加可采储量，延长油田的生命期，努力控制成本上升，争取获得较好的经济效益。

第六十八条 在进行油田开发动态分析及阶段开发效果评价时，如发现由于原开发方案设计不符合油藏实际情况，或当前油田开发系统已不适应开发阶段变化的需要等原因，导致井网对储量控制程度低，注采系统不协调，开发指标明显变差并与原开发方案设计指标存在较大差距时，应及时对油田开发系统进行调整。

第六十九条 油田开发调整方案的编制原则是确保调整取得好的经济效益，提高储量动用程度，增加可采储量，地面工程和采油工艺进一步得到完善配套。

油田开发调整方案的主要内容可参照开发方案，管理和审核程序与开发方案相同。

第七十条 编制油田开发调整方案应对调整区进行精细地质研究和开发效果分析评价，找出影响油田开发效果的主要问题，搞清剩余油分布和调整潜力。吸取国内外同类油田的开发调整经验，并有矿场先导性试验成果作依据，确定调整方向和主要技术措施。

第七十一条 配合油田开发调整而进行的老油田地面工程改造，应满足调整方案的要求，在总体规划指导下进行，认真做好前期研究，依托已建工程，做好优化、简化工作。

第七十二条 老油田地面工程改造要本着优先解决危及安全生产、解决制约生产瓶颈及节能降耗、控制生产成本的原则，搞好地下、地上的结合和整体优化，解决地面工程对原油生产的适应性问题。

第七十三条 必须设计出不少于三个技术上合理、可行的油田开发调整对比方案。要应用数值模拟等方法对不同方案的开发指标进行测算、分析和对比。方案的主要技术指标不低于同类油田水平；经济效益指标不低于股份公司标准；油田经过调整应达到增加水驱控制储量、增加可采储量以及采油工艺、地面系统完善配套的目的。最终优选出最佳方案作为推荐方案。

第七十四条 必须严格按油田开发调整方案设计要求实施。油田开发调整方案实施后，要按要求取全取准各项动态监测资料，及时分析调整后的动态变化，并进行数值模拟跟踪拟合预测。要对调整效果进行全面分析评价，发现动态变化与原方案预测结果差异较大时，应尽快搞清原因，提出进一步整改调整意见。

第七十五条 改善二次采油技术是注水开发油田中后期提高采收率的主要手段，其主要技术是：利用精细油藏描述技术建立高精度的三维地质模型，搞清剩余油分布，完善注采系统，改变液流方向，尽可能扩大注入水波及体积；采用先进的堵水、调驱技术，减少低效和无效水循环，提高注水利用率；采用水平井、侧钻井等复杂结构井技术，在剩余油富集区打“高效调整井”，提高水驱采收率。

第七十六条 三次采油是大幅度提高原油采收率，实现油田可持续生产的重要措施。三次采油技术主要包括：聚合物驱、化学复合驱、气体混相驱、蒸汽驱、微生物驱等。

第七十七条 各油田要按照股份公司三次采油业务发展规划和油田公司业务发展计划，优先选择有明显商业价值及具有良好应用前景的三次采油新技术、新方法，开展试验和应用。

第七十八条 三次采油技术的推广应用，应按照提高采收率方法筛选、室内实验、先导性矿场试验、工业化矿场试验和工业化推广应用的程序，循序渐进。

三次采油工业化推广应用方案的编制，应进行不同方案的对比。经济评价应遵循“有无对比法”的原则进行经济效益分析，以确保方案的技术经济合理性。项目实施两年后要进行实施效果评估。

第七十九条 凡是列入股份公司生产及科研项目管理的三次采油先导性矿场试验、工业化矿场试验和工业化推广应用项目均应按有关要求编制方案，由所在油田公司预审并报股份公司审批。

第七章 储量与矿权管理

第八十条 要建立以经济可采储量为核心，探明地质储量和技术可采储量为基础的储量管理体系。满足国家、股份公司和资本市场等不同层面的需要，遵循相关储量规范，严格油田开发中的储量管理，逐步实现与国际接轨。

第八十一条 油田开发中的储量管理主要内容应包括：在油藏评价、产能建设和开发生产各阶段对石油和溶解气探明地质储量进行新增、复算、核算、结算；已开发可采储量标定；已探明未动用储量分类评价；上市储量资产评估和储量动态管理等工作。

第八十二条 油藏评价阶段结束应计算新增石油和溶解气探明储量。新增石油探明储量要与油田（区块）开发方案设计近期动用（已动用和明后年计划动用）的储量相一致。采收率应与开发方案设计的开发方式及井网条件相匹配。

第八十三条 油田投入开发后，应结合开发生产过程对探明地质储量实施动态计算。当独立开发单元或油田主体部位开发方案全面实施三年后或储量计算参数发生明显变化时，必须对探明地质储量进行复算。生产过程中应根据开发调整情况及时进行探明地质储量的核算，储量核算工作应充分利用已有的开发生产动态资料。油田或区块在废弃前，应编制储量结算报告。

第八十四条 油田或区块开发调整措施实施二年后及生产动态资料表明可采储量与产量有明显矛盾时，必须对可采储量进行标定。已开发油田或区块的可采储量标定每年一次，系统的阶段标定每五年进行一次。要加强可采储量标定方法的研究，提高可采储量计算的准确性。

第八十五条 对探明未开发储量应依据资料条件、认识程度和技术经济状况实施分类评价，分类评价结果作为进一步评价筛选产能建设有利区块的依据，对于具有商业价值的区块要尽快投入开发。

第八十六条 为满足股份公司在资本市场和国际化经营的需要，要加强储量资产价值管理。严格按有关证券监管机构储量披露要求和评估准则，做好上市储量资产评估管理工作。

第八十七条 探明地质储量的新增、复算、核算和结算报告及可采储量标定和已探明未动用储量分类评价等储量报告，均需经油田公司储量管理委员会审查报股份公司审定，按有关规定和程序逐级申报。

第八十八条 矿权是资源型企业生存和发展的基础，要积极做好矿权申请、登记及管理工作，高度重视陆上重点地区、新领域、油砂矿、油页岩及滩海地区的矿权申请、登记及管理。

第八十九条 矿权管理实行两级管理工作，股份公司负责申请依据、登记方案、申报意见的审查和上报，油田公司负责登记方案、申请项目论证和材料的准备，负责开采范围内地质成果汇交。油田开发必须获得国家矿产资源主管部门颁发的采矿许可证。

第九十条 进一步完善矿权管理工作，建立完善矿权保护制度，积极妥善应对侵犯公司矿权的行为，维护股份公司合法权益，依法积极做好矿权使用费减免工作。建立维护良好的企业与地方关系，妥善处理油田公司在排污、通行、用地等方面与地方的矛盾与纠纷，协助有关部门制止各种针对油田财产和生产的违法犯罪行为，做好生产秩序治理工作，保障生产的正常进行。

第八章 技术创新与应用

第九十一条 技术创新与应用是提高油田开发水平和经济效益的重要手段。

要注重研发储备技术、攻关瓶颈技术、推广成熟技术、引进先进技术，把技术创新与技术进步作为油田开发技术管理的重要内容。

第九十二条 要做好油田开发科技规划和计划工作。按照“研发、攻关、推广、引进”四个层次，研究制定科技发展规划和计划，落实人员和专项资金，明确具体保障措施。按照“先进适用、经济有效、系统集成、规模应用”的原则搞好科技管理工作。

第九十三条 要针对油田开发中制约发展的瓶颈技术进行攻关，集中资金和力量，明确目标、落实责任，严格搞好项目管理，采用开放式的研发机制，充分发挥股份公司优势，搞好技术攻关。加强成熟适用新技术推广力度，努力缩短科研成果转化周期，尽快形成生产能力。

第九十四条 有计划地组织技术研讨和技术交流，促进科技成果共享，开展国际合作，引进先进技术和装备。特别要注意做好工程技术的研发、推广、引进工作。对引进的先进技术、装备、软件，要充分做好消化、吸收工作，避免重复引进。

第九十五条 按照“统一规划、统一标准、统一建设、统一管理、分步实施”的原则，加强油田开发生产过程中数据采集、传输、存储、分析应用与共享工作，建好用好勘探开发数据库，实现网络化、信息化、可视化管理，促进油田开发管理的现代化。

第九章 健康、安全、环境

第九十六条 油田开发全过程必须实行健康、安全、环境体系（HSE）管理。贯彻“安全第一、预防为主”的安全生产方针，从源头控制健康、安全、环境的风险，做到健康、安全、环境保护设施与主体工程同时设计，同时施工，同时投产。

第九十七条 油田开发应贯彻执行《安全生产法》、《职业病防治法》、《消防法》、《道路交通安全法》、《环境保护法》、《海洋环境保护法》等法律。预防、控制和消除职业危害，保护员工健康。落实安全生产责任制和环境保护责任制，杜绝重特大事故的发生。针对可能影响社会公共安全的项目，制定切实可行的安全预防措施，加强与地方政府的沟通，并对公众进行必要的宣传教育。

第九十八条 按照国家职业卫生法规、标准的要求，定期监测工作场所职业危害因素。按规定对劳动卫生防护设施效果进行鉴定和评价。对从事接触职业危害作业的岗位和员工，要配备符合国家卫生标准的防护设备或防护措施，定期进行职业健康监护，建立《职业卫生档案》。

第九十九条 按照国家规定开展劳动安全卫生评价和环境影响评价，实行全员安全生产合同和承包商安全生产合同管理。严格执行安全生产操作规程；对工业动火、动土、高空作业和进入有限空间等施工作业，必须严格执行有关作业安全许可制度。在海域的施工作业必须遵守海上石油安全作业法规，按规定办理作业许可证书。

第一百条 新技术推广和重大技术改造项目必须考虑健康、安全、环境因素，要事先进行论证及实验。对于有可能造成较大危害的项目，要有针对性地制定风险削减措施和事故预防措施，严格控制使用范围。

第一百零一条 对危险化学品（民用爆炸品、易燃物品、有毒物品、腐蚀物品等）、放射性物品和微生物制品的采购、运输、储存、使用和废弃，必须按国家有关规定进行，并办理审批手续。

第一百零二条 针对可能的安全生产事故、环境污染事故、自然灾害和恐怖破坏须制定应急处理预案，定期训练演习。应急预案应该保证能够有准备、有步骤、合理有序地处理事故，有效地控制损失。

第一百零三条 健全环境保护制度，完善环境监测体系。油田开发要推行“清洁生产”，做到污染物达标排放，防止破坏生态环境。油田废弃要妥善处理可能的隐患，恢复地貌。凡在国务院和省、自治区、直辖市政府划定的风景名胜区、自然保护区、水源地进行施工作业，必须预先征得有关政府主管部门同意，并开展环境影响和消减措施研究。

第十章 考核与奖惩

第一百零四条 为了提高油田开发的科学化管理水平，激励开发部门各级技术人员和管理人员的创新精神。对高效开发油田、优秀管理项目、新技术应用和大幅度增加可采储量等项目应予以奖励，该项工作每两年组织一次，具体评审标准和奖励办法由各级考核委员会制定，奖金可从总裁奖励基金或公司奖励基金中列支。

第一百零五条 股份公司对认真贯彻执行本《纲要》，在油田开发工作中，作出显著成绩的主要贡献者及突出成果给予奖励；对于违反《纲要》或决策失误并造成不良后果者，视情节予以惩处。各油田公司要根据《纲要》的要求结合本单位实际情况，制定考核标准，对本部门的开发工作定期进行考核。

第十一章 附则

第一百零六条 本《纲要》自发布之日起执行。本《纲要》发布之前执行的有关规定与本《纲要》有冲突时，以本《纲要》为准。

第一百零七条 股份公司勘探与生产分公司应依据本《纲要》制定、修订有关规章制度，管理规定和实施细则，完善油田开发规章制度体系。

油田开发效益 第3篇

关键词：油田企业；党建工作；效益

党建工作在油田企业发展占据着重要的位置，其不仅是贯彻落实“三个代表”重要思想的主要途径，而且还是带领职工解放思想，加快企业发展的重要手段。在新形势的促进下，对企业党建工作进行创新也成为了企业发展过程中的一项重要工作，只有确保党建工作的开展与时俱进，才能够不断增强企业党建工作的生机与活力，促进油田企业健康稳定的发展。

一、明确一个方向

任何一项工作的开展首先都要明确一个方向，油田企业党建工作的开展也不例外。就目前油田企业的发展现状来看，其根本目的就是提升企业市场竞争力，提高企业整体经济效益。因此，党建工作的开展也需要围绕此目标充分展开，然后结合企业实际情况思考如何加强党组织建设。新形势下，油田企业如果想要从根本上提高企业经济效益，增强员工凝聚力，支部书记就应该带领身边的党员干部开发好区属各断块的油井。只有确保了企业的经济效益，才能够更好的满足员工的需求，从而提高员工对工作的积极性和主动性，使员工对企业有归属感和责任心，更好的为企业创造价值。

二、抓住一个关键

领导干部在企业政治路线贯彻落实工作中，不仅要对政治路线的内容以及企业自身的实际情况全面了解和掌握，将政治思想有效融入到企业发展中，而且还要从自身做起，为员工树立榜样。由此可见，油田企业提高党建工作的关键就是提高领导干部的综合素质，使其更好的发挥带头作用。那么，领导干部要具备怎样的素质才算达到标准呢？我觉得应该做到以下几点：首先，要对党组织生活制度、管理制度以及油田企业的经营指标和管理模式等进行全面了解，并且主动适应。同时结合实际情况，建立“双目标”管理制度，并对其进行不断完善且确保其能够得到有效落实，以此来促进企业党建工作逐步走上规范化和制度化的轨道。其次，要确保党员的带头作用能够在党建工作开展过程中充分发挥出来，无论是在政策和科技的学习方面，还是企业活动的参与方面，都确保企业党员能够积极参与其中，为群众树立榜样，这样不仅能够带动员工的积极性和主动性，而且对党员和干部行为的规范也具有重要意义。最后，要对党员的活动方式进行不断完善，不仅需要为其提供特定的活动场所，而且还要对相关的内容和制度进行进一步创新和规范，力求通过这些活动的参与，能够进一步提高党员的综合素质。

三、突出两个重点

一是要建设坚强有力的党支部班子，在油田企业党建工作的开展中，领导班子占据着重要的位置，其不仅关系着企业对党的政策、方针的执行，而且对企业经济效益的提升也具有重要意义，因此，企业必须提高对党支部班子建设的重视程度，每位党支部成员都要经过实践考验之后才可以胜任工作；二是抓教育，切实提高油田党员干部的思想觉悟及带领职工群众创效益型采油区的能力。要加强对党员的教育，充实培训教育的内容，多渠道、多形式搞好党员干部岗位实用技术培训工作。

四、在不断创新中寻求发展

通常情况下，企业党建工作都是紧紧围绕生产经营和未来发展开展的，无论是从思想、制度，还是从内容、形式，都要以企业的可持续发展为核心。然而，随着我国市场经济体制的不断深入，油田企业发展对党建工作的要求也不断提高，在新形势下，企业如果想要做好党建工作，就必须对其制度、内容、形式和方法进行全面系统的分析和研究，从而确保工作的开展能够适应时代的发展需要，立足继承，着眼创新，探索党建工作的新途径和新方法，在不断创新中寻求发展。

为了能够完成企业党建工作的创新任务，油田企业工作人员首先要对当下形势做好研究调查工作，了解新形势对企业党建工作的要求，从而根据企业的实际情况合理组织建设和党员队伍的管理，同时要在工作中不断总结经验，只有这样，才能够达到继承与创新的深度。其次，要处理好继承与创新的关系，对有利于企业发展的制度和方法应该给予大力推广，扬长避短，使企业的党建工作能够紧随时代发展的脚步，继承和创新才会具有一定的深度和广度。最后，企业还要确保党建工作能够与时俱进，在现有工作的基础上进行不断创新，积极开拓党建工作的新思路，从而确保油田企业的党建工作能够在创新中发展，在发展中提高，为企业更多的创造经济效益。

结语：综上所述，随着我国经济体制改革的不断深入，油田企业在未来的发展中，必须重视对党建工作的创新，无论是在思想观念上，还是活动的形式上，都要确保其能够与时俱进，适应时代的发展脚步。只有这样，才能够从根本上促进企业的可持续发展。

参考文献：

[1]陈长明.切实加强油田企业党建工作提高油田效益[J].《价值工程》.2012（18）

[2]徐永红，姜红，李山青，沈智峰.浅析如何加强党建管理提升油田发展质量和效益[J].《企业导报》.2013（16）

油田开发效益 第4篇

如何加强新形势下油田企业基层党组织的建设,是油田企业党支部需要认真解决的一个重大问题。结合我们七区实际,我认为作为一名区支部书记,主要应从以下几个方面抓好党建工作。

1 明确一个方向

紧紧围绕油田企业稳定高效开发抓党建生产建设与党的基层组织建设,从根本上说是统一的、相辅相成的。只有这样,才能促进油田生产力的解放和提高,促进油田社会的全面进步,增强油田企业的生机与活力,不断巩固和完善石化企业上市效益制度。提高油田企业效益是广大油田职工群众的最大愿望和根本利益所在,油田职工群众最现实的问题就是让自己穿好、吃好、用好,然后才能去思考如何加强党组织建设。让一个整天为贫困而四处奔波的党员去学习,去为原油上产拚搏是不现实也是不可取的。在新的历史时期,只有紧紧围绕油田企业稳定高效开发来抓党建,油田企业基层党建才有着力点,才能赢得广大职工群众的拥护。为了提高本单位效益,增强凝聚职工群众的物质基础,提高为职工群众办事的能力,支部书记就得要带领身边党员干部开发好区属各断块的油井。有了单位效益,区党支部为职工群众办事的能力大大增强,就能解决本单位的实际问题和困难。单位效益的提高就能带动党员职工群众的积极性,为群众办事能力的提高就会增强党组织的凝聚力,召集党员职工群众开会、开展生产活动和党务工作活动业就能召集能来,来之心安。

2 抓住一个关键

毛泽东同志曾经说过:“政治路线确定之后,干部就是决定的因素。”很清楚:路线是要靠人(特别是干部)去执行的。

笔者认为须做到以下主要的三点:(1)必须坚持党组织生活和管理制度。要主动适应油田企业现实形势和队伍思想构成趋势的现状、原油经营指标等体制和管理模式,建立和完善“双目标”管理、支委会议事和民主决策、民主评议党员和干部、区务公开和民主管理、党员联包有问题群众、干部带头讲党课和党员学习培训等制度,增强针对性和实效性,支部工作就会逐步走上制度化、规范化的轨道。(2)必须建立党组织的新工作机制。建立党员“八带头”活动机制,要求党员带头学政策、学党史、学科技;带头执行支部和区委会决定;带头进行岗位工作创效和创新;带头勤廉从业端行风;带头参加油田内公益事业的活动;带头移风易俗;带头尊纪守法端形象;带头维护油田企业政治稳定。以“八带头”活动机制,促使党员在各个方面努力发挥模范带头作用。同时还要深入开展党组织和党员有关信仰、廉洁、安全、戒赌承诺等活动。规范好党员和干部的行为。(3)改进党员活动方式。应有一定的活动场所,并按照一定的制度,有规划,重实效的开展开展活动。按照有一间活动室、一套电教设备、一组书柜、一套党报党刊的“四有”标准来建设油田企业党支部的“党员之家”,按照建设学习型党组织的要求开展创新示范、科技讲座、典型宣讲等学习活动。通过这些活动,使支部生活形式丰富多彩,内容生动实用。

3 突出五个重点

基层党建工作有效的联结点:一是建设坚强有力的党支部班子。笔者认为,抓好领导班子建设才是加强区支部建设的关键所在。我们应按照德才兼备的原则,选准认真贯彻党的路线方针政策、公正廉洁、年富力强、敢想会干、敢于吃苦、乐于奉献、能带领职工群众帅先垂范的人担任油田企业党支部书记,给他交任务、定目标、压担子。对于经过实践考验,胜任工作,能够改变面貌,职工群众拥护的现任油田企业党支部书记,要给予支持,保持相对稳定。对于长期改变不了面貌,确实难胜任的,要及时进行调整,避免贻误工作。要配强区班子。遵循智能互补的原则,尽量使班子做到团结协作、克己奉公。要把个别专搞内耗,不干实事的人调出班子,纯洁队伍,使班子成员齐心协力,团结奋斗,提高整个班子的战斗力。带领广大职工群众一心一意力奔效益型采油区是油田采油业党支部的中心工作。党支部只有充分发挥战斗堡垒作用,成为油田企业稳定高效开发的领导者、组织者和推动者,才能凝聚人心,成为职工群众的主心骨。要积极向厂党委推荐本身边党员中的德才兼备的能人,进入油田企业党支部班子。同时积极提高新党员,为党组织输送新鲜血液。二是抓教育,切实提高油田党员干部的思想觉悟及带领职工群众创效益型采油区的能力。要加强对党员的教育,充实培训教育的内容,多渠道、多形式搞好党员干部岗位实用技术培训工作。党员和其他职工群众一样公务繁重,忙于生产,学习时间不多。为了解决党员教育管理的问题,要采取忙时重点学,闲时穿插学的灵活机动学习法。在学习内容上,不光有党史的政治教育,还有油田形势任务教育,不光有思想教育,还有法律法规、市场效益知识和本行业先进适用技术培训,帮助党员干部不断提高思想素质和工作水平,提高带领职工群众创新创效、提高油田企业效益的能力,掌握新形势下做好职工群众工作的本领和方法。三是抓机制,全面规范油田企业基层党员干部的行为。根据油田企业工作的特点,结合党员教育活动,建立一套比较齐全、实用、可操作性强的企业规章,使全区工作有章可循。四是抓作风,切实保证油田企业基层党的建设健康提高。笔者认为,油田企业基层党组织的作风建设能否搞好,与上级党组织的导向紧密相关。在抓党建过程中,我们要充分发挥导向作用,保证党的路线、方针、政策得到贯彻落实,保证落实过程中始终不走样。五是抓载

关于功能性饮料的新型特色渠道设计方案

———以R蛋白饮料公司为例

Functional Beverage's Channel Design Scheme with New Characteristics:

Taking R Protein Beverage Company as an Examples

胡明溥Hu Mingpu

(华南理工大学工商管理学院,广州510640)

(School of Business Administration,South China University of Technology,Guangzhou 510640,China)

摘要:俗话说“品牌为王,渠道王中王,得渠道者,得天下”。营销渠道是一种长期的、复杂的人际管理,在如今“渠道为王”的市场环境下,如何通过营销渠道管理取得竞争优势,是每一个公司管理者必须面对的难题。渠道创新以及高效利用渠道资源为企业增强核心竞争力已成为不争事实,所以本文以功能饮料行业为大背景以R公司为例设计了一套新型特色渠道方案。

Abstract:As the saying goes,"Brand is the king,and channel is the king of kings.The person that get channel gets the world".Marketing channel is a long and complicated interpersonal management.Under the current marketing conditions,how to gain a competitive advantage through the channel management is the problem that each company manager must face.Channel innovation and efficiency of making use of channel resources can improve enterprise's core competiveness.The article designs a set of channel scheme for functional drinks with new characteristics taking the R company for

关键词:功能性饮料;渠道创新;免费装机;So Mo模式

中图分类号:F273文献标识码:A

1功能性饮料行业现状

根据国际饮料行业协会的新规定,功能性饮料是指具有保健作用的软饮料。与世界发达国家相比,目前我国功能饮料的人均消费量每年仅为0.5公斤,距离全世界人均7公斤的消费量尚有较大空间,另外由于人们对营养、健康、保健意识的增强,对这部分需求的人群也随之扩大,而且在今后选择饮用营养、健康、保健等功能的饮料的人群也在不断增长,中国的功能饮料市场的发展前景令人期待。

面对一个如此诱人的市场,中国众多饮料企业都开始尝试进行产品研发与推广。功能性饮料的销售额从2000年的8.4亿元激增

作者简介:胡明溥(1990-),男,广东广州人,就读于华南理工大学工商管理

学院,研究方向为市场营销。

体,为党员发挥作用提供广阔空间。我们要结合实际,积极开展结合和服务于油田企业效益的一系列主题实践活动,发挥好这些载体,为党建工作不断注入新的活力。如开展“党组织和党员承诺”、“双建工程”、“结对帮扶”、“无职党员设岗定责”等。实践证明,这些活动无论对于加强基层党组织建设,还是对油田稳定高效开发,都会产生极其重要的推动作用。

4 牢固树立“三心”

忠心、信心、恒心。“抓党建,促提高,保稳定”是我们开展党建工作的出发点,也是我们开展党建工作的落脚点。新时期油田企业基层党建工作作为加强执政党的领导地位和稳步推进油田企业各项事业提高的有益补充,其重要性不言而喻,怎样结合工作和社会实际,用联系和提高的观点创造性地开展和加强新时期油田企业基层党建工作,就成为党建工作部门的重要任务,这也是时代提高和进步的要求。

第一、要树立忠心,消除错误认识。各党支部书记必须树立忠心,充分认识到新形势下做好油田企业基层党建工作的重要性。当前油田企业基层党建工作面临许多新的情况和问题,如:困难党员缺乏企业高技能水平,党员宗旨意识淡化、组织观念淡薄、理想信念弱化等。我们要坚持不懈地做好“抓基层、夯基础”工作,既立足于做好经常性工作,又抓紧解决存在的突出问题,努力提高油田企业基层党建制度化、规范化水平。

第二、要树立信心,确立服务理念。随着效益体制改革的深入、社会结构的变迁以及人们思想观念的多样化,油田企业基层党建工作也遇到了一些难题。面对这些难题,我们必须树立信心,确立服务理念。要把服务的理念引入油田企业基层党建工作。增强党的基层组织的凝聚力和战斗力,必须对广大党员进行理想信念教育和党章

文章编号:1006-4311(2012)18-0129-02

到2010年的300亿人民币,实现了每年两位数的高速增长。但是新产品上市,炒热市场之前必然要先教育市场,因此,这些年的功能饮料市场不温不火,面临着很多的挑战。

(1)功能饮料的目标客户群狭窄。相对于饮用水、碳酸饮料、果汁等大众性饮料,功能饮料的客户群就显得较为狭窄。功能饮料是针对特定的顾客需求,在饮料中添加了一定的功能因子,它并不适合所有人群。(2)品牌忠诚度低。中国功能饮料市场品牌种类繁多,既有本土品牌也有洋品牌。除了中国消费者接触较早的红牛外,其他不管是本土的还是舶来的洋品牌,对全国消费者来说或多或少都有些陌生,很难谈得上对某个品牌的绝对忠诚。(3)产品同质化严重。从产品档次上看,功能饮料主要集中在3~5元的价格区间。从功能上看,功能饮料的功能单一,基本上就是补充水分,缓解疲劳。从口味上来党纪教育,充分发挥党员的先锋模范作用。但在新的形势下,基层党建工作不但要强调党员对党组织的责任和义务,还应强调党组织对党员的关怀和服务。社会是进步变化的,党员的需要也是进步变化的,这就要求我们根据服务对象具体要求的变化,不断更新服务内容。以感情、信念、形象来凝聚党员、开展工作,在抓好党员思想教育的同时,为岗位技能不强的党员排忧解难,为生活困难的党员提供创业机会。党员得到了党组织的关怀,又主动地去帮助职工群众,就能形成一个上级党组织为下级党组织服务、基层党组织为党员服务、党员为职工群众服务的工作链条,我们的基层党建工作才能开展得有声有色,取得好的效果。

第三、要树立恒心,细化职工群众工作。只要我们树立恒心,锲而不舍地细化职工群众工作,就一定能把党的基层组织建设得坚强有力,就一定能密切党同职工群众的联系,扎实推进党的事业。要改进职工群众工作的方式方法,必须改进党员干部的作风,时刻牢记“科学发展观”内含中的“民生工程”,大力提倡脚踏实地、埋头苦干的良好风气,坚持重实际、说实话、办实事、求实效,想职工群众之所想,急职工群众之所急,帮职工群众之所需,做职工群众的贴心人。基层党组织要加强对职工群众组织的领导,充分发挥他们的作用,团结和组织党内外的干部和职工群众,充分调动职工群众的积极性和创造性,汲取职工群众的智慧和力量,要把职工群众拥护不拥护、满意不满意作为油田企业基层党组织各项工作的出发点和归宿。

油田开发节能降耗探讨论文 第5篇

摘要：通过实地测算油田的各种设备工具，运用物理学中有关热学的相关知识，计算油田开发后期，加热炉热效率偏低、原油外输泵等系统运行效率低等促使联合站能耗过大的因素。通过对能耗过高原因的挖掘，在此基础上提出改进原脱水工艺等措施来达到节能减耗的目的。

关键词：油田开发;联合站;油气处理;节能

当今社会科技不断进步，经济日益发展，同时也需要依赖更大规模的能源。但是，很多能源属于不可再生资源，能源在开采和利用过程中存在诸多浪费现象。联合站是油田开采的一个重要环节，也是浪费率较高的一个环节。如何在油田开发的晚期阶段，利用某些措施和设备降低联合站的能耗，才能将油田的开采和利用效率得到最大化，实现经济效益的最大化。油田开发有多种方式，注水是其中一种，通过此种方式开发油田的最大特点是，当开发进入到高含水阶段时，原油含水量大规模提升，液量被开采的数量也随之大规模提升。某些联合站早期建造按开采的低、中水期设计，在油田开发的高含水阶段，联合站已经不能满足集中输出的要求。联合站的传统加热原油脱水工艺不合理，使得设备处理负担增大，输出能耗增加，生产损耗也同样增加。因此，必须将一般油田采用的原油脱水工艺进行改进和完善，变成常温脱水，才能在集中输出方面大幅度的降低能耗率，促使油田正常生产。这不能仅仅依靠提高个体能耗设备的利用效率。

1原有工艺存在的问题

一般油田在含水开发的阶段所建造的联合站，通常情况下采取的都是两段脱水工艺。此工艺就是指第一段脱水采用热化学沉降的原理，通常包括加热井排来液和沉降脱水两个方面;二段采取电化学的原理，就是再加热已经通过一段脱水的原油并且再进行电脱水。一段脱水在加热炉中被加热到60℃左右后，再对其进行油气分离、大罐重力等等方式以致沉降脱水。这样的做法有利于提高原油的脱气、脱水速度及效率，而且质量较重、粘度较高的原油更适合采取这种方法。虽然两段脱水工艺的方法行之有效，但能耗损失相当之大。当原油开采初期采用此种方法比较合适，但在进入到后期时，一段加热脱水工艺能耗大非常不适合后期脱水。进站原油的液态含量本就偏大大、含水率较高，所有的原油投入到加热炉中加热，加热炉将无法承受突然迅猛增长的能耗与符合，同时在污水的加热上回浪费相当多规模的能耗浪费，热能的利用率的有效性会大大缩减，造成很不必要的浪费。

2开采联合站的能耗状况

联合站在整个集输系统中所扮演的角色非常关键，为了完成整个石油开采的全过程和所有生产任务，必然会消耗诸多材料和能源，比如水、电、作为燃料使用的油、天然气、成品油等等。在所有的原材料中，水和燃料油作为燃料，占据总能耗的八成以上，耗费量最大。排在第二位的是电能，在总能耗中将近17%。剩下的几种能源所占的比重最小。加工原油的数量越多，联合站的能耗就越大。通过比例可知，要减少原油开采中过程中的生产能耗和技术成本，就必须改进先进设备或完善加工工艺来降低联合站运作过程中的各种能耗损失。

3改进后脱水工艺及节能潜力

如何改进和完善联合站的脱水工艺，放在首要地位，第一步要做的就是降低将热炉的燃料消耗。要使能耗降低，其一是就要使脱水时的温度降低，其二要把加热炉高含水原油的含量也要同时降低。通常情况下，原油的含水量超过70%时，其乳状液的连续相为水。一定量的油滴上浮的速度一般与水的粘稠度有关，但同时水的粘度受温度的影响很小。通过这些原因对比可以得知，油水重力沉降分离与温度变化的关系不大。这是常温游离水脱除所采取的基本原理。原油开发的后期可以在原有工艺基础上增加常温脱水工艺，这是在容易在实践上操作的原油开采改进方法。这种方法的具体操作方式就是在井排来液中加入经计算适量的破乳剂，这样井排来液中就有大量的游离水，在温度相对较低的情况下进入分水器。在快速沉降的这个过程中可以使大部分的水分从原油中脱离出来，本来原油是高含水的，此时通过这个过程就可以变成中含水油，甚至是低含水油。原油当中的含水量变低，再通过其他方式进行二次脱水，这时脱出的污水就可以直接排到污水处理站，使资源得到有效利用。这样整套的脱水工艺完全在密闭空间中处理，可以有效减少能耗的损失和浪费。这套脱水工艺所采用的设备还安装有排沙装置，可以在脱水的同时拍出井排来液中的一部分沙质，可以有效延长设备的使用寿命。因为在日后的工作中还要进行大罐排沙这一环节，排沙装置可以有效为日后操作减轻工作强度，节约成本。采用改进后的脱水工艺，比较不容易让人接受的缺点是投资较大，整套工艺加上完善的配套设施花费约160万元。但这些投资都是一次性的，一次性投资后每年即可解约近50万元的燃料花销，两年内即可收回一次性投资成本。而且每台设备的平均使用期限约为，总体的成本与投资核算计算下来非常有效。

4开采过程中的节能降耗

通常联合站的原油处理设备主要包括加热炉、沉降罐、油水泵等，提升饿这些设备运行效率、加大设备的工作能力即可降低能耗。通常情况下，联合站加热炉的运行效率在一般在75%左右，可以查询到目前国内先进水平加热炉运行效率高出将近十个百分点。作为世界先进工艺，代表世界先进水平，美国CE公司和OLMAN公司生产的`高效加热炉，其热效率可高达90%。因此通过这些数据可以看出，在提高加热炉的效率方面仍有很大的提升空间。通常情况下，加热炉的效率偏低主要有以下几种原因：第一是加热炉铭牌热效率低;其二是工作过程中操作不当，过剩空气系数偏高，最高使可达3.0以上，这样会导致排烟温度较高、损失较大。为了提升加热炉的工作效率，可以采取一些措施弥补，比如：采用高效加热炉;使用自动空气调节器，也就是说在加热炉的工作过程中，根据排出的烟气中含氧量的高低，适时地调节进风挡板，将过剩空气系数在稳定在1.2~1.4之间，避免不必要的浪费。这样的做法可以使燃料的效用达到最大化，同时排烟的温度也能降下来，一举两得。除此之外，在排烟管内加翅片管、紊流带或循环水管等等措施都是行之有效的降排方式。降低燃料消耗只是改进工艺的一部分，降低电能消耗也是至关重要的部分。这个部分所采取的主要方式是提高油水泵系统的运行效率。泵系统耗电量一般都是因为泵的铭牌效率低，工作效率恒很多时候都无法达到70%。泵的实际排量远远低于原本的额定排量，运行效率低，造成极大地浪费。很多时候在实际运行中，为提高泵的运行效率，主要采取的方式是改变泵出口阀门的开启度。通常所使用的降低泵系统耗电量的方法有：根据联合站生产规模的大小及时作出改变和调整，避免开采的动力设备的浪费和排量过大;采用目前高效新型能耗小的油水泵;采用调速技术，使油水泵在工作过程中转速与排量相适应，节约电能，实现效率运行的最大化，并同时起到保护设备的功能;还可采取变频调速装置，大大提高泵运行效率。

5结语

联合站在油田开采的较晚阶段，其综合能耗的大小会与原油综合含水率高低成正比。在所有的原料中，燃料消耗量，所占比重最大，其次为电能。因此联合站内原油处理系统要节能降耗，必须要降低水、燃油等燃料的消耗，同时也要降低电能消耗，改进脱水工艺。有效的节能措施可以使联合站泵系统的运行效率明显提升。经济的快速发展对能源的需求量也日益增大，但能源本身又存在不可再生性和不可逆性，开发的过程又必然会造成诸多浪费，这两者之间存在矛盾日趋明显。如何在联合站开采脱水等环节中节能减耗，有助于节约资源，使经济效益最大化。本文探测和分析联合站运作过程中能耗过大的基本原因，提出降耗策略，运用到开采的实际工作环节中，实现经济效益和社会效益的平衡和最优。

作者:秦雷 单位:大庆油田有限责任公司第三采油厂

参考文献：

[1]倪仓贵.油田联合站节能优化降耗探讨[J].中国石油和化工标准与质量,(1):253-253.

油田开发效益 第6篇

关键词：质量；效益；模式

随着国企改革的持续深化，如何建立油田物业管理企业可持续发展运行机制，助力国企深化改革，成为一项重要课题。胜利油田興河物业公司在企业转型期质量效益运行模式上，进行了有益的探索和嘗试。

一、全方位物业服务质量运行模式

（一）办公物管质量运行

将能够反映办公室设备、设施完好，保洁工具统一配备、保洁流程统一规范、保洁质量统一考核的“两完好、三统一” 管理要求的四幅图片制成看板，办公桌面的物品、橱柜、茶柜、沙发等办公家具，全部按照看板图片中的样式定置摆放。对公共卫生间实行无积尘、无蛛网、无污渍、无异味；便池净、器具净；保洁时间固定的“四无、两净、一固定”管理。

（二）住宅物管质量运行

小区树木分树种制作标牌并悬挂；按照“设施管理数字化、管道管理可视化、四保服务标识化”的思路，对小区路灯、雨污排、检查井、道路以及健身器材等设施，实行统一编号，绘制电子平面分布图，管理责任落实到人的数字化管理。对所有雨排、污排管道的走向，分颜色标注箭头，实现管道和道路的可视化管理。实现了管理服务工作的形象化、可视化，标示化。按照“乔木树形一致，灌木高度一致，绿篱修剪一致，松土深浅一致”的标准，形成了从局部到整体、从平面到立体的花园式美化效果。同时，推行“四色标识”服务：“蓝油布”保修，“红牌子”保洁，“绿旗子”保绿，“黄袖标”全员公共秩序维护。

（三）客服中心质量运行

严格落实“微笑服务、细节服务、亲情服务”的服务标准。在客服中心设置了服务咨询区、温馨等候区、便民服务区，为居民提供缴费、问询、帮助等服务，工作人员实行微笑服务，挂牌上岗接受居民监督，推行礼貌多一点、说话轻一点、行动快一点、效率高一点的“四点”接待规范，实施收费服务零距离、联动配合零障碍、服务受理零推诿、窗口形象零瑕疵的“四零”服务标准。

（四）保安管理质量运行

保安队伍实行“上岗执勤统一着装，防护装备统一摆放，小区巡逻统一指挥，车辆登记统一程序”的准军事化管理。在严格落实小区车辆出入证、一车一杆、夜查三证、交接班记录等标准化管理制度的同时。执行“门卫、巡逻一体化”管理，严格落实户外立岗执勤，加强门卫与巡逻队员的配合联动，进一步发挥小区门岗“第一防范关口”的重要作用。监控操作人员严格按“指挥监巡法”流程操作，指挥巡逻，通报情况，认真记录报点时间和次数。使监控系统真正发挥了“千里眼”作用。

二、市场化物业服务效益运行模式

（一）建立规范的内部服务市场模式

一是坚持以市场化思维构建市场化机制。物业公司秉承“服务与效益并重”理念，以经济效益最大化为目标，从市场主体的角度出发，对自身的服务优势和主营单位的服务需求，进行客观冷静的梳理和分析。发现了主营单位的垃圾清运、绿化养护、住宿服务等六项服务需求，在精心测算自身服务运营成本的基础上，认为与主营单位之间存在构建服务市场的客观条件。二是坚持以规范化理念构建市场化机制。在油田矿区服务市场化机制的构建过程中，市场主体双方——主营单位（甲方）与物业公司（乙方）约定，严格遵循中石化集团公司上市公司与存续单位关联交易的相关规定，履行各种服务合同的审批、签订、验收、结算程序。有效保证了矿区服务市场化机制的规范运作。三是坚持以双赢的原则构建市场化机制。物业公司始终把发挥“保障生产、服务生活、维护稳定、促进和谐”职能，作为构建油田矿区服务市场化机制的根本出发点。在追求自身效益最大化的同时，把服务对象从居民向主营单位扩展，将服务范围从小区“四保”向生产矿区服务延伸。切实满足主营单位油气上产的服务需求，把“双赢互利”的原则贯彻到矿区服务市场化机制的构建过程中。

（二）拓展差异化外部服务市场模式

通过扩大经营范围，增加服务项目，以满足居民的差异化生活需求，是物业公司从油田以外的服务市场获取效益的有效途径。

一是拓展中介服务市场。依托居民对物业公司的信任优势，开展房屋买卖、租赁中介服务。居民可在物业公司登记房屋租售信息，物业公司通过小区媒体发布交易信息，交易达成后，物业公司收取中介费用。二是拓展物流配送市场。依托物业公司的业务优势，与农业、水产等种养殖公司合作，开展农产品、水产品配送业务；与快递公司合作推出快递代收、小区内配送等服务。三是拓展租赁服务市场。与园林公司合作推出绿植租赁，提供上门养护服务。结合婚庆习俗，开展彩灯、炊具、桌椅等婚庆用品租赁服务。四是拓展老龄服务市场。与医院合作为小区老年居民组团查体开设绿色通道，满足了老龄居民的健康需求。为老龄居民提供家政服务，满足了老龄居民的生活需求。

三、结语

随着国企改革的不断深化，油田的物业管理等办社会职能的剥离已势在必行。物业公司必须通过提高服务质量，打造服务品牌，拓展内外部两个市场，扩大经营范围，增强自身造血能力，实现自负盈亏，自我发展。

参考文献：

[1]周佳.浅析在油田企业中节能减排运营管理模式的应用[J].中国石油和化工标准与质量，2011，31（12）：207+216.

油田勘探钻井投资效益评价分析 第7篇

关键词：勘探钻井,效益分析

随着我国油田企业面临的形势越来越复杂, 我国油田企业必须要适应市场发展的内在要求, 又必须保证国家能源的安全。在这样的情况下, 唯有提高油田勘探投资的效益, 才能适应市场的发展, 才能在复杂的形势下站稳脚跟。

自从上世纪末, 随着中油股份为代表的三大石油公司的组建, 给我国油气田企业带来了很大的变化, 油田企业进行这样的转变, 是经济发展的必然需求, 但是油田企业并未从根本上做出改变。部分企业重产量, 轻效益的错误思想仍然占据着主要位置。我们必须要尽早解决这样的问题, 才能保证我国油田企业健康的发展。这些问题具体表现在以下几个方面:

1 油气资源分类评价体系不完善

对于油气勘探而言, 油气资源的分类评价必须要受到一定的重视。油气资源的分类评价也就是在油气储量的分类上设置多重的、复合性的评价指标。对所辖区块的油气资源类型和资源的可转化比例进行科学、系统的评价, 从而根据评价的内容制定近期及未来的开发方案, 以实现油气资源的有效接替。我国一直以来只注重油气探明储量, 对油气资源分类评价体系的重视程度不够。

由于我国对油气资源的分配评价体系的不完善, 导致许多国内油气田企业对资源转化条件的分析不够, 从而导致难以保证寻找到优质的油气资源的基础上, 并且要通过新技术、新工艺来提高油气资源的转化比例, 从而达到缓解油气探明储量猥琐的态势。在油气资源的工作中, 我们要从长远利益着手, 要保证油气储量后备资源的充足, 从而保证油气田企业长期稳定的发展的根基。

2 各个油区勘探资金投入不合理

油气田企业属于典型的资源采掘型企业, 要想使油气田企业长期保持良好稳定性发展, 必须增加油气储量。这也是油气田企业的发展的战略重点。而提高资源勘探的投资对于增加油气储量有着非常重要的意义。目前国际上的许多大型石油公司, 它们都根据自身企业的实际情况, 制定了符合本企业特点的油气勘探评价体系。在该体系的指导下, 它们建立了科学、合理的油气勘探投资体系, 并且与油气储量间建立了线性正比关系。造成我国油田勘探资金投入不合理的因素主要有两个:首先, 我国油气资源的分布具有多样性和复杂性, 以及由于资源分布、油质分布、地面环境分布等因素的影响, 导致勘探资源储量的转化升级能力不同, 这就给勘探评价带来了很大的难度, 使得勘探资金不能合理的安排。其次, 我国油气田企业目前正在处于过渡阶段或者刚刚过度完成, 还并未建立起科学完善的油气资源分类评价体系, 从而使得很多企业在投资时存在这一定的盲目性。

以某海上埕岛油田Y井组开发项目为例, 开发方案动用地质储量550×104t, 建井组采油平台1座, 设计单井产能45t/d, 评价期内原油不含税价格取1040元/t (18美元/桶) , 计算项目的主要财务评价指标见表1所示。

从表1的计算结果可看出, Y井组产能项目的主要财务评价指标均高于行业基准要求, 说明Y井组按可研报告设计的开发方实施, 项目在经济上是可行的。

3 勘探开发没有实现一体化

根据国际大石油公司的一些实际经验, 开发“一体化”的思路对于油气田企业非常重要。开发“一体化”的思路, 首先我们要对油气的储量做一个准确的了解, 然后运用科学、完善的经济评价方法对这些储量的未来价值进行一个准确的评估, 并且做出一个系统的报告——《油气资源储量报告》。通过这个报告, 投资者可以清楚的了解到油气田企业的长远投资价值, 企业的管理也可以明确开发的技术格局。目前, 我国还未实现勘探与开发的“一体化”, 对油气勘探的工作量过于重视, 从而忽视了投资的效益, 这些都严重影响着我国油气田企业。

4 勘探内工作量资金投入比例存在问题

油气勘探这项工作是一个非常复杂的系统工程, 它主要涉及了物化探、钻井、测井、录井等多个方面。这项工作的内部构成是多元化和复杂化的。勘探内工作量资金的合理使用对于整个工程起着非常重要的作用。但是, 同油区勘探资金一样, 由于我国缺乏科学的、完善的油田勘探钻井投资效益评价体系, 从而使某些勘探内的工作量上出现问题, 比如, 重复投入、无效投入等。这严重阻碍了我国油气勘探整体水平的提高, 影响到了我国油气勘探的发展。在不确定的因素中, 基准平衡分析是研究不确定性因素与项目盈亏的关系, 以判断项目承担风险的能力。

5 小结

面对我国目前油气勘探钻井经济效益评价所出现的问题, 我们必须建立起一个科学的、完善的油田钻井经济效益评价体系, 才能使我国油田企业得到很好的发展。建立科学的油田勘探钻井投资效益体系时, 首先, 我们要遵循资源指标序列作为勘探成果的原则、建立可采储量作为勘探最终成果的原则、多目标综合评价原则、勘探开发相结合的原则;其次, 我们要对评价指标体系做系统的论述, 对系统中的各个指标的计算公式用数学建模的方式进行表述;第三, 在提出勘探投资综合效益综合指数评价法的基础上, 建立相应的数学模型;最后, 我们要对综合评价方法进行验证, 并且对未来勘探评价领域做出前瞻性的预测, 以使我国处于国际上较为领先的地位, 使我国勘探评价领域得到很好的发展。

参考文献

[1]王屿涛, 蒋少斌.新疆油田10年石油勘探投资效益及影响因素分析[J].石油科技论坛, 2012 (1) [1]王屿涛, 蒋少斌.新疆油田10年石油勘探投资效益及影响因素分析[J].石油科技论坛, 2012 (1)

油田质量监督与经济效益 第8篇

一、油田质量监督的现状

不同于一般的施工作业, 油田开采的难度大, 需要井下作业, 且开采人员面临一定的危险。质量监督是要对油田开采的每一个环节都要进行的监督管理, 涉及到的工作量众多。由于我国石油资源稀缺的现状, 使得很多企业都将眼光放在开采技术上, 忽视了监督的重要意义。目前, 我国油田在质量监督过程中还存在很多不足, 企业的经济效益也随之受到了巨大的影响。

一方面, 油田开采特征的影响。由于石油开采属于井下作业的一种, 它的工程量较多, 连续性强, 复杂度高, 对质量的监督人员也提出了更高的要求。他们必须掌握最先进的专业知识, 具有较强的素质能力, 且思想灵活, 工作认真负责。一旦监督工作出现纰漏, 就会导致管理不严, 影响工程的施工水平。另外, 石油开采的复杂性, 也需要多个部门共同实施监督, 单单依靠一个部门, 无法对整个石油开采过程进行全面的监督, 还会影响工程开采顺序的正确性。然而, 目前大多数监督部门都没有与其他机构联合作业, 导致监督工作不到位, 互相衔接的不恰当, 严重影响了监督的质量。

另一方面, 监督能力不强。不同于其他的施工项目, 石油开采需要在地下进行, 投资风险大, 对技术水平要求高, 且存在较大的风险性, 对开采质量的要求也相对较高。但是, 很多企业却没有认识到这一点, 过于注重开采技术, 却忽视了监督能力, 在监管中的控制不到位。随着行业竞争力的加剧, 监督工作更是面临着巨大的问题。

二、加强油田质量监督, 提高企业经济效益

由于油田开采质量的影响, 我国很多石油行业的经济效益都无法实现, 不能获取相应的利润, 使得我国油田企业竞争力不强, 落后于国外发达国家。对此, 我们一定要找到有效的对策加强监督, 实现高效管理。

1. 井下作业质量监督

油田井下作业具有隐蔽性的特点, 施工难度大, 监督常常遇到困难。

首先, 要建立井下作业监督网络, 推行三级责任制, 转变过去的监督方式, 运用网络发挥作用。具体而言, 要实现各部门的协调配合, 完善作业区, 在每个开采点都配备专业的监督人员。

其次, 采用多种方法实施监督, 提高监管人员的素质。企业可以根据开采的难度, 将监督者也划分为几个等级, 调遣有能力的人员深入井下监督。另外, 企业还要对相关人员开展培训, 通过组织教学、学习和活动的方式, 提高监督者的综合素质, 实现多个部门的通力合作, 共同解决质量监督问题, 提高企业的经济效益。

2. 石油化工工程质量监督

工程质量标准严格石化工程涉及的专业广泛, 建成后的生产装置大多处于苛刻的工作条件, 属于高危险行业之一。现如今, 大量新材料、新设备、新技术应用于工程实践之中, 涉及土建、电气、自动化仪表等专业, 在对其实施质量监督的过程中必须严格规范监督程序, 转变传统的监督理念, 尊重建设方的主体地位, 对各方主体资质进行审查, 切实达到有效监督的目的。

3. 油田产品质量监督检验

一般情况下, 油田产品质量监督检验机构包括油田产品质量监督检验所、机械产品质量监督检验站和建材产品质量监督检验站。在监督过程中必须强化全面管理, 从基础工作着手, 实施制度化管理, 利用益计算机技术和现代化技术实施监督, 采用先进的仪器设备和方法实施监管, 从而更好的保证油田质量, 提升企业的经济效益。

三、结束语

总而言之, 油田质量直接关系到石油的开采情况, 和我国相关企业的竞争力。传统的质量监督能力较弱, 企业领导对其的重视度也较低, 无法严格控制石油的开采, 制度规范也不够明确, 阻碍了企业经济效益的提高。针对这样的现象, 我国油田企业一定要完善管理和监督, 在石油开采的任何环节都进行质量监控, 并逐步提高监督者的技术水平, 从而促进企业经济效益的提升。

摘要：油田建设施工是我国能源资源建设的重点, 随着世界能源短缺现象的出现, 石油已经成为了各个国家追逐的焦点, 有些国家甚至不惜发动战争。我国石油资源相对短缺, 可供开采的油田数量较少, 且质量很难得到保证, 无法实现企业的经济效益。质量监督是油田开采的重要环节之一, 通过对质量的管理, 能够保证开采出的石油使用的时间更加持久, 并保证企业立于不败之地, 在经济上占有优势地位。本文就结合我国油田质量监督的现状, 简单谈谈如何做好监督工作, 通过质量管理促进企业经济效益的提升。

关键词：油田,质量监督,经济效益

参考文献

[1]陈志光, 张庆美, 刘玉科.谈中原油田产品质量监测经验[J].石油工业技术监督, 2009, (1) :63-64.

[2]向浩.健全体系促管理强化监督提效益——胜利油田质量技术监督工作创新实践篇[J].石油工业技术监督, 2009, (12) :28-32.

[3]向浩.走质量效益型道路创质量效益型企业——胜利油田质量技术监督工作深化发展篇[J].石油工业技术监督, 2010, (1) :49-51.

油田开发效益 第9篇

将海上平台油田伴生气用作燃料, 可缓解能源紧张, 降低原油燃料消耗。本文将主要针对当油田伴生气用作燃料时, 如何根据项目具体条件, 合理利用伴生气资源, 提高能源利用的综合经济效益进行分析探讨。

1 优化方案是合理利用的前提

1.1 集中利用与本地利用的比选

1.1.1 影响方案经济性的几方面因素

海上油田开发的工程设施往往由1个或多个井口平台与至少1个中心平台组成, 井口平台并不配置工艺处理设施, 生产物流将输送到中心平台进行处理。这时, 油田伴生气在中心平台集中处理、回收利用, 在一般情况下, 无疑是更为经济的方案选择。这是由于, 如果油田伴生气在井口平台就地利用, 将会对平台设施、平台规模等产生较大影响, 这些影响表现在以下几方面: (1) 工艺、水处理流程的变化; (2) 相应设备投资的变化; (3) 配电系统的变化; (4) 平台总体布置的变化; (5) 平台结构 (组块和导管架) 及吊装方案的变化; (6) 燃料操作费用的变化。

以某油田开发为例, 工程设施由1座钻采生产平台 (DPP) 与1条浮式生产储油装置 (FPSO) 组成, 生产物流在DPP经初步脱水后, 经海底管道及单点输送至FPSO进行工艺处理。生产物流中含有少量油田伴生气, 伴生气利用利用方式有2种: (1) 在DPP平台分离, 经处理后用作天然气发电机燃料; (2) 输送至FPSO, 处理。在2种利用方案在技术上均可行的前提下, 分别对方案投资和燃料操作费用进行经济对比, 投资的变化见表1。

(万元RMB)

注:油田伴生气中含有CO2, 方案2的海底管道腐蚀裕量较方案1增加1cm.

当油田伴生气用作热介质加热炉燃料时, 节约的是热炉燃用原油的消耗;而油田伴生气供天然气发电机组发电时, 使FPSO上原油发电机组的原油耗用量降低。这2个方案节约的燃油费用比较参见表2。

(万元RMB)

油田伴生气在DPP利用, 使DPP平台增加较多设备, 对平台结构、总体布置及配电系统等均有较大影响, 投资增加20, 890万元RMB, 燃料操作费用比在FPSO上利用多了550万元RMB, 综合经济效益较差。

1.1.2 技术因素对经济性的影响

实际上, 在许多情况下, 油田伴生气利用方案的比选结果, 还要受到项目本身条件的影响, 主要考虑的因素有: (1) 工艺处理方案; (2) 输送距离; (3) 供电、供热方式; (4) 油田伴生气气质组分。由于油田伴生气利用方案的研究内容涉及到工程开发的许多方面, 有时候, 还会影响到工程开发方案的确定。仍以上述油田开发为例, 油田二期开发将在距FPSO约15km处再新建1座钻采平台 (DPP2) , 油田伴生气中CO2含量较高, 在此输送距离下, 经测算, 如果CO2含量大于5%, 为防止对海底管道的腐蚀, 管道就需采用SS316内衬, 导致海底管道费用将增加约3亿人民币, 大大增加了项目工程投资。经济比较后, 得到了与上述案例完全相反的结论。

1.2 有选择地利用油田伴生气

当油田伴生气来源复杂, 选择适当的气源作为燃料气是一项重要的研究工作。例如, 某油田群开发, 3个油田生产物流分别进入综合平台B进行处理。油田伴生气来源及综合平台燃料气用户参数见表3。

合理地选择油田伴生气作为燃料气源, 可以简化工艺流程及燃料气处理流程, 减少能源损失, 使油田伴生气利用的效益最大化。研究时应考虑油田伴生气压力与燃料气需求压力的匹配、油田伴生气供应量与燃料气需求量的匹配、伴生气组分、低热值等条件对机组的适应性以及对相关工艺流程、工艺设备选型的影响等等诸多因素。

本案例中, 油田伴生气量充足, 除用作燃料气外, 多余气体将输往与B平台栈桥相连的已建平台A, 并经A平台上压缩机增压后外输至陆上终端。其中油田C的伴生气中含有少量H2S。在确定燃料气中含有少量H2S, 主电站的透平发电机组及热介质加热炉、燃料气压缩机等均可适应, 对投资影响也较小的前提下, 经反复研究论证, 优化后的伴生气处理流程示意图见图1, 燃料气处理流程示意图见图2。

此利用方案的优势体现在: (1) 避免了高压气节流, 能量损失最小, 达到了节能的目的; (2) 有利于压缩机选型; (3) 尽量采用含有H2S的气源作为燃料气, 减少H2S外输量, 尽可能减轻H2S对下游的腐蚀影响。

2 合理分配燃料气, 提高能源利用效率

2.1 热效率的比较

海上平台的主电站机组及热介质加热炉是2类主要的耗能用户。这2类用户的机组热效率并不相同, 轻型燃气轮机机组的热效率控制在27%以上, 往复式燃气机组的热效率控制在40%以上[1]。以天然气为燃料热介质加热炉的效率与加热炉容量 (热负荷) 有关, 参见表4。机组的热效率实际反映的是燃料的热能在转换成发电功率或加热功率时, 机组对燃料热能的利用程度, 没有被有效利用的其余热能通过排烟浪费掉。很显然, 无论是透平发电机组或是往复式发电机组, 其热效率都远远低于热介质加热炉。

2.2 能源消耗比较

为便于说明问题, 以往复式发电机组和为例。以天然气为燃料时, 机组热耗R按8100kJ/kW.h计, 燃气热炉热效率η按85%计, 每1 Sm3同样低热值LHV按38000 kJ/m3取值的天然气可发电功率或加热功率为:P电=Q*LHV/R=38000/8100=4.69kW

当平台上电、热负荷比为1:1.9时, 发电机组与热介质加热炉所需要的燃料气量是相等的。不同项目的主电站电负荷、热站加热负荷差别很大, 选取不同电、热负荷比值, 推算出电站、热站所需燃料气量的比值, 参见表5。

发电机组与热介质加热炉燃料气量的比值随平台电、热负荷的比值线性变化, 发电机组每发1kW功率的燃料用量是加热炉每发1kW功率的燃料用量的1.9倍, 这实际上也是发电机组热效率与热炉热效率的比值。只有当发电功率是发热功率的0.53倍以下时, 加热炉的燃料用量才会大于发电机组的燃料用量。

2.3 油田伴生气作为燃料的优先利用顺序分析

虽然油田伴生气的低热值与原油低热值会有差别, 但无疑, 油田伴生气做为燃料的耗用量越大, 节省的原油量也就越多。如果油田伴生气条件允许, 采用以天然气为主要燃料的燃气发电机组, 并将其高温烟气回收, 作为余热热油锅炉的热源, 实现热电联供, 可最大限度的减少能源消耗, 降低污染物排放, 所以, 热电联供方案应优先考虑。这也与国家将天然气热电联产, 作为天然气利用的优先用户的有关政策要求相符合[3]。在油田伴生气量不充足的情况下, 作为燃料如何对其分配, 与实际的电、热负荷情况有关。上述例子中, 电、热负荷比的0.53是分界点, 大于此值, 油田伴生气应优先用作发电机组的燃料;低于此值, 则要考虑优先用作加热炉燃料。以上只是以特定的机型参数做参考, 进行理论上的分析。在具体项目中, 燃料气分配方案的确定, 应考虑以下因素:

2.3.1 机组的热效率

往复式发电机组热效率与燃气透平发电机组热效率相差较大, 即使同一类型机组, 机组热效率也并不相同。以透平发电机组为例, 不同功率的机组, 对应的热效率大约是27%~35%。同样, 不同容量的加热炉, 热效率也有差别, 但变化范围比发电机组要小得多。

2.3.2 电、热负荷

发电及供热机组的热效率确定后, 燃料耗量相同时的电、热负荷比值就可找到。再根据具体项目中电、热负荷情况, 与此值比较, 燃料气分配的大致趋势即可确定。不过, 实际情况中, 电、热负荷往往是随开采年份不断变化的, 需要尽可能多的掌握这些数据, 为确定燃料气分配方案打好基础。

2.3.3 燃料气的供给量与需求量

项目所能提供的燃料气量是影响燃料气分配方案的主要因素, 不同开采年份, 燃料气供给量会随配产变化;逐年电、热负荷不同, 发电、加热机组的燃料气需求量也不同, 供给量与需求量之间的关系, 也会变化。在确定燃料气的分配方式时, 要充分考虑这些工况变化, 使所采用方案更加经济合理。

3 结束语

油田伴生气利用方式与用能设备配置方案相互关联。技术可靠、经济合理的设备选型设计不但可以降低工程投资、节约操作成本, 还可以充分利用油田伴生气、减少能源消耗。

优化能源结构、发展低碳经济, 促进节能减排是目前我国的一项基本国策。[3]节能减排以创新为先导、技术作依托。突破传统思维模式, 采用创新技术, 尽可能降低减排成本, 提高节能的综合效益, 是设计人员的责任和义务。

摘要：海上平台的油田伴生气作为燃料气时, 需要针对项目具体条件, 进行技术、经济上的研究论证。结合具体案例, 对提高伴生气利用的综合效益的各方面影响因素做了深入分析探讨。

关键词：海上平台,油田伴生气利用,燃料气,综合效益,节能

参考文献

[1]Q/HS13008-2010海上油气田工程设计节能技术规范, 中国海洋石油总公司.

[2]海洋石油工程机械与设备设计.海洋石油工程设计指南第2册.《海洋石油工程设计指南》编委会.

油田开发效益 第10篇

数据包络分析法 (简称DEA) 是一种以线性规划为基础的多输入多输出的分析方法, 使用DEA模型, 把每一个被评价单位作为一个决策单元, 再由众多决策单元构成被评价群体, 通过对要素投入和产出之间的相对效率评价分析, 以DMU (Decision Making Unit, 决策单元) 的各个投入和产出指标的权重为变量进行评价运算[1]。数据包络分析法具有可避免主观评价因素、可运用计算机运算方法计算, 被广泛运用到生产、管理、技术等各个领域。通过选择某油田中区块直接材料成本、直接燃料成本、直接动力成本、井下作业成本、测井试井成本、维护修理成本、油气处理、运输成本、产油量等构建了评价指标体系对区块产能进行经济效益评价, 旨在为类似油田区块的注采井网的优化调整和经济有效地开发提供依据。

1 基于DEA油田区块经济效益评价模型

1.1 模型的原理及构建

数据包络分析法方法最早由美国著名运筹学家查里斯和库伯于1978年提出。他们假设所有的决策主体规模报酬不变, 再利用线性规划求得各个DMU (决策单元) 的效率前沿面, 最终给出各个决策主题的效率评价。评价的依据是DMU (决策单元) 的一组投入指标和一组产出指标。投入指标是指决策单元在生产、管理等经济活动中所消耗的经济量, 比如直接材料成本、直接燃料成本、直接动力成本等。产出指标是指决策单元因为某种投入要素组合投入, 而在经济活动中所产生的经济量, 比如产量等。根据投入组合的投入指标数据和产出组合的产出指标数据, 可以评价决策单元的相对效率, 即评价生产部门、管理单元或不同生产时期之间的相对有效性。也就是说DEA方法是评价多指标投入和多指标产出决策单元相对有效性的决策方法。

根据多指标投入和多指标产出对相同类型的生产单位 (部门) 进行相对有效性或效益评价, 且根据油田区块开发经济效益评价的实际情况, 文章选用DEA方法的C2R模型。

C2R模型是指, 假设有n个生产单元或部门, 以此称为n个决策单元 (DMU) , 每个DMU都有m种投入要素和s种产出要素, 并分别用不同的经济指标单位表示。这样就由n个DMU构成的多指标投入和多指标产出的评价系统[2]。

设有n个被评价的同类油田区块, 称为决策单元DMU, 每个决策单元即某油田区块都有m种输入和s种输出, 如图1所示。其中Xij表示第j个DMU对第i种输入的投入量, Xij>0;Yrj表示第j个DMU对第r种输出的产出量, Yrj>0;vi表示第i种输入的一种度量;ur表示第r种输出的一种度量, i=1, 2, …, m;j=1, 2, …, n;r=1, 2, …, s。Xij、Yrj为已知数据, 可以根据历史资料得到, vi、ur为变量。

根据油田采油生产的实际情况, 选取表1所列指标作为DEA模型的投入与产出指标。

应用对偶规划 (Dε) 判断DMUj0的有效性模型为:

式中, θ为相对有效性值;λj是由vi、ur转换而来的;s-为输入要素的松驰变量;s+为输出要素的剩余变量, eτ为单位转置矩阵;Z为目标函数值, ε为无穷小的正数, 可取10-6。

上述模型C2R是评价综合技术规模效率的, 设其最优解为:θ*, λj*, s*+, s*-。以此最优解为判断有效性依据:

(1) 若C2R模型的有效性值θ*=1, s*+≠0或s*-≠0, 则说明被评价的DMUj0 (决策单元) 为DEA弱有效;

(2) 若θ*=1, s*+=0, s*-=0, 则说明被评价决策单元DMUj0为DEA有效, 即说明综合技术规模效率有效;

(3) 若θ*<1, 说明被评价决策单元DMUj0不是DEA有效, 即综合技术规模效率无效[3]。

1.2 基于DEA模型的指标体系

在对经济效益进行评价时, 计划选取某油田4个区块进行评价分析, 以此作为油田生产要素投入配比的依据, 然后, 再对优化结果进行比较, 并判断其优化程度, 从而找出如果DEA无效情况下的原因所在。

对油田各个区块经济效益评价的指标体系可以分为两类:投入指标要素和产出指标要素。投入指标要素主要反映的是油田开发过程中对整个区块所投入的要素, 应该尽可能地选取综合性较强, 可有效计量的指标。而输出指标要素所反映的是区块经过大量要素投入之后为油田所做的经济贡献, 基本指标体系如表1所示。

2 DEA模型在油田区块经济效益评价中的应用分析

2.1 计算方法说明与变量数据

在用DEA方法计算某油田区块生产投入及产出数据的时候, 由于涉及到众多区块和多个变量的数据, 此处仅计算2011年8月4个区块的产出及投入数据。并使用MATLAB软件进行计算, 得出松弛变量和剩余变量。

变量的选取。直接材料成本:选取区块中各个单井所用的所有直接材料费用, 反映直接材料投入。直接燃料成本:选取区块中各个单井所用的直接燃料费用总和, 反映燃料投入。直接动力成本:选取区块中各个单井所使用的直接动力费用总和, 反映直接动力投入。井下作业成本:选取区块中单井井下作业的各种费用总和, 反映井下作业投入。测井试井成本:选取对单井所做的测井及试井费用总和, 反映测井及试井投入。维护修理成本:选取区块所有对设备修理维护费用总和, 反映维护修理投入。油气处理:油气在开采环节中的成本反映。运输成本:选取所有油气的运输费用, 反映运输投入。产油量:选取各个单井在样本月份的产量之和, 反映总输出。本部分原始数据来自于某采油厂会计核算数据, 评价指标体系及原始数据如表2所示。

2.2 计算结果与分析

这里主要是对某采油厂的4个区块进行分析, 首先计算出了4个区块投入产出要素的λ0值, 再计算出投入与产出指标的松弛变量及剩余变量。最终得到相对有效性值θ。与此同时, 文章的研究重点是各个区块的DEA有效性, 从而评价其经济效益。将表2数据代入C2R模型 (1) 中并使用MATLAB软件计算, 得出结果如表3、4所示。

DEA模型适用于评价具有多输入多输出特性的评价采油厂区块或单井经济效益是否有效。根据所构建的采油厂区块经济效益评价指标体系, 选择某采油厂4个区块为例进行DEA评价, 构建了DEA模型, 在对各采油厂区块进行了DEA技术规模有效性分析后, 得出4个区块中有半数效益值无效, 还有很大改进余地。

根据表4数据显示, DMU1、DMU2、DMU3和DMU4的DEA分别为0.855 3、1.000 0、0.718 3及1.000 0。DMU2 (区块2) 和DMU4 (区块4) 均为DEA=1, 且S0-=0, S0+=0。表明这2个区块都是DEA有效的, 生产单元的柔性及单位产品消耗量等投入要素达到相对最佳, 资源得到充分利用, 取得了高效且经济的产出效果。DMU1 (区块1) 和DMU3 (区块3) 的DEA均小于1, 表明这2个区块不是DEA有效的, 直接材料成本、直接燃料成本、直接动力成本在生产过程中投入过大, 与其他投入要素的配比不合理。

综上所述, 从以上油田4个区块的产能状况上分析, 证明对第2及第4区块的各项投入配比可以获得更好的经济效益。由此说明, 应用数据包络分析法的C2R模型对油田区块生产的经济效益进行评价, 进而得出各要素的投入是否有效, 在提高经济效益方面是可行的。

3 结语

随着油田开发的进一步深入, 对油田区块投入的力度将不断加大, 油田各个区块的经济效益直接关系到整个油田的开发效益水平。各个采油厂应该参照科学的价值规律, 提高管理水平, 运用科学的管理方式, 力争做到以最低的生产消耗取得最大的生产经济效益, 不断提高油田的产量, 这样才能使油田各个采油厂可持续发展。文章采用数据包络分析法从定量角度对某油田4个区块进行了经济效益评价, 创新了油田区块经济效益评价的分析方法, 以科学的方法判断油田开发中各要素的投入是否技术规模效率有效, 为提高油田的经济产量、实现各个采油厂效益最大化提供了科学的决策依据。

参考文献

[1]盛昭瀚, 朱乔, 吴广谋.DEA理论方法与应用[M].北京:科学出版社, 1996

[2]严高剑, 马添翼.关于DEA方法[J].科学管理研究, 2005, 23 (2) :54-56

油田开发开采的相关问题分析 第11篇

【关键词】开采石油；油田；问题

一个油田的形成对地质条件有着严格的要求。形成油田必须有以下几点地质条件：第一，生油层，主要指的就是那种蕴含大量的石油和天然气的地质层；第二，油气运移，从石油和天然气存在的地质层中，将油气采集出后要转移到油气初级地质层中去，这个过程就叫做油气转移；第三，油气储集层，这种地质层是需有自身满足一定条件才能够实现储藏石油和天然气这个功能的。需要满足的条件就是该地质层必须比较疏松，存在一些岩石孔隙；第四，盖层，这种地质层的存在是非常有必要的。它的主要作用就是防止存储在储集层的石油和天然气随着岩石孔隙进入其他的地质层。利用该层对储集层形成一个包围圈，这样一个油田就形成了。

１．地层压力

石油储集层和天然气储集层自身以及流动在地层岩石缝隙中的石油或者天然气给地层所带来的压力就叫做地层压力。根据压力的施加对象不同，普遍的将地层压力分为以下几种模式：第一种，目前地层压力；第二种，原始地层压力；第三种，油气田自身存在的压力。下面以原始地层压力为例，在一片油田没有被发现时，所有的地层中的物质都是静止不动的，或者处于一种动态平衡状态中。但对油田进行砖井工作时，破坏了这种平衡模式，井打通时通常都会发生井喷。因此，在预防井喷的过程中，会对井里压力进行测量，测得的这个压力就叫做原始地层压力。从地面开始向地下延伸10米范围内所出现的地层压力的变化数值通常情况下就叫做地层压力系数。

2.油田驱油动力方式

在开采一个油田或者气田时，根据其地质情况会需要不同种类的驱油动力，依据这一情况，相关工作人员研发出不同种类的驱动方式。根据油气田的驱油动力不同将其驱油方法分为以下几种：气压驱动、水压驱动、溶解气驱动以及重力驱动。虽然油气田的驱油方式很多，但是对于一个油气田，它的驱油方式通常情况下是综合运用以上几种方法的，因为同一块油田的地质情况不一定完全相同，具体情况具体分析，因此就必须综合运用驱动方式。

3.开发油气田过程

对于一个油田，从最初的勘察地质情况到最后的对油田整体开采的全部工作步骤就叫做开发油气田过程。在这个工作过程中的每一步都需要工作人员的加倍的小心谨慎，以防止破坏地层下面的地质结构，从而发生严重问题。

4.注水存在的问题

在我国的一些相对比较老的油田都普遍存在着油井在高含水时期生产出砂的现象。通过大排液量的方法可以有效的提高油田的油气产量，但这种方法会破坏底层中的压力，这样富含油气资源的地层将会承担来自上覆地层的压力，并且对地层岩石的胶结物也会有一定的损坏。所以会导致出砂，由于随着时间的推移，油田的产量是不断降低的，那么油田会采取一些措施，这时将会出现很多的问题。我们要采取以下的几点补救措施。

4.1确定合理的注采强度

在油田的开采后期，由于油田的产量会明显降低，这时油田为了保住产量，将会采取向地层注水的方式来驱油，这会导致狄成中的含水量显著增高，基于油井的一些动态资料，在井与井之间经常会发现水淹的现象，并且各个井的水淹程度也有差异。通过现场的一些加密井分析，发现在该区域的含水率已经高达71%，这些简单的数据已经充分的说明该油田已经步入高含水的油气开发阶段，因此我们要采取一些措施来降低含水量，提高油田的采收率。

通常来说，在地层中如果在岩性变化的区域被注入水包围，那么在这些地方就会有剩余油存在。如果想把这些剩余油从地层中开采出来，那么就必须采用一些特殊的开采方式，也就是我们所说的强注强采。由于地层中的这些剩余油在开采方面存在着一定的难度，，那么就需要经过长时间的注入，如果在现场采取这种开采方式，那么油气的产出率将会很低。

4.2建立高效注水开发的方法

根据实际试验和数模理论，我们发现当持续向地层中注入相同倍数的水，那么周期效果并不是理想。如果在现场想要提升注水驱油的效果，那么我们就必须改变低层的压力成，采用多种方法驱油。需要特别说明的是，目前我国在这方面的理论和实践并不是很成熟，所以在以后的工作中要加强这方面的研究，得出更加有效的驱油方式。

根据上文所述，总的来说，我们可以根据不同井，例如水平井、直井等，可以才去不同的驱油方式相结合的方法来提高采油率，在实际工作中有酸化驱油、压裂驱油、注水驱油等等，在油田现场根据具体情况建立一个完善的油气开采技术，在一定程度上提高油田的采收率，增加油田的效益。

【参考文献】

［１］胡望水,喻高明等.复杂断块油田非均质油藏精细描述[M].北京:石油工业出版社,2010,10.

［２］吴胜和,金振奎等.储层建模(第一版).石油工业出版社[M].2009.

［３］姚约东,葛家理,魏俊之.低渗透油层渗流规律的研究[J].石油勘探与开发,2001,28(4).

［４］苏玉亮，架志安，张永高.变形介质油藏开发特征[J].石油学报,2000,21(2).

油田开发效益 第12篇

关键词：视频会议系统,管理模式,经济效益

0前言

随着油田企业信息化程度日益提高, 油田企业越来越多地采用视频会议模式召开会议。油田前线生产单位具有生产战线长、办公地点分散、会议频次高等特点,通过召开视频会议可提升油田生产管理水平、提高会议效率、降低与会成本。

视频会议系统是利用计算机网络通信技术, 使得在地理位置上分散的客户无需集中在一个会议室中,就可以通过图像、声音等多种形式, 和对方或多方进行面对面交谈和举行会议的一种现代化通信系统。它可以帮助企业实现远程视频会议、远程培训、资料共享、实时交互和协同工作的目的。视频会议系统分为:硬件视频会议系统和软件视频会议系统。

硬件视频会议系统中基于嵌入式架构的视频会议通信 方式,主要采取H.320和H.323协议标准,通过DSP+嵌入式软件等实现视音频处理、网络通信和各项会议功能,并且依托专用的硬件设备终端来实现远程视频会议。具有集成度高、安全性和稳定性高、音视频效果好、操作灵活等优势,但管理起来较为烦琐,本文通过分析硬件视频会议系统的特点, 提出硬件视频会议系统管理模式,并浅析视频会议系统给油田企业带来的经济效益。

1硬件视频会议系统构成

硬件视频会议主要由4个子系统组成,分别为:数据传输系统、视频系统、音频系统,视频会议控制系统。

数据传输系统主要包括网络链路、交换机等。其中,网络链路提供各分会场之间的通信链路, 交换机提供会议终端和控制计算机的网络接入功能;视频系统主要包括摄像机、液晶电视、投影仪和投影幕、视频矩阵等。视频矩阵可以将本地和其他会场的视频输入信号分配给采集卡, 经数模转换后传给相应的视频输出设备;音频系统主要包括有线话筒、话筒主机、调音台、数字音频处理器、功率放大器和音箱等设备;视频会议控制系统包括视频会议终端设备、MCU设备和会议控制计算机。其中,会议终端设备集成了音视频编解码技术, 将来自本端的音视频模拟信号通过终端编码网络送到目标终端进行解码, 然后输出到显示设备上。MCU将来自各会议场点的信息流,经过同步分离后,抽取出音频、视频、数据等信息和信令,再将各会议场点的信息和信令,送入同一种处理模块,完成相应的音频混合或切换、视频混合或切换、数据广播和路由选择、定时和会议控制等过程,最后将各会议场点所需的各种信息重新组合起来, 送往各相应的终端系统设备。会议控制计算机安装会议控制软件包,负责整个会议的调度控制,建议通过软件方式来完成。如会议的召开和结束、邀请和除名某个用户、会场轮巡切换等等。

2硬件视频会议的特点

硬件视频会议的音频性能高、通讯可靠性好,主要有以下几个方面特点:

(1)集成度高。硬件视频终端可提供多种视音频接口和网络通信接口,有些还内置了视频矩阵功能,在使用时联接外围视音频输入、输出设备并接入网络即可使用。硬件多点控制单元(MCU) 可集成多画面分割、T.120数据服务、GK、数字混音等各类硬件模块, 其集成度大大优于软件系统中采用的多台服务器共同运行的方式。

(2)高的安全性和稳定性。嵌入式架构将绝大部分网络流传的病毒挡在门外; 基于DSP处理器的设计让硬件视频会议设备具有很低的功耗和良好的稳定性; 很多中高档硬件视频会议设备还具备关键处理单元备份、冗余散热、硬件AES加密、防火墙等功能,进一步保障系统的安全性和可靠性,实时不间断运行。

(3)视音频效果好。由于采用了实时操作系统和高效编解码技术,硬件视频会议产品的视频质量普遍高于软件产品,视音频同步实现性能好。硬件视频会议产品可集成视频预处理、视频优化、音频优化技术,进一步提高视音频效果。

(4)操作灵活。硬件视频终端一般集成了遥控功能 ,即便对电脑操作不熟的一般人员, 可像播放电视般通过遥控器和OSD菜单进行视频会议的各项设置和会议操作。同时,硬件视频会议也可以通过PC进行设置和操作,以便大型会议的各项控制和管理。

(5)良好的Qo S保障机制。硬件视频会议系统可支持RSVP、Diff Serv等各项Qo S技术,并且通过各类底层的控制和处理技术来保障视频会议在网络质量不好的环境下良好运行。

(6)支持广泛的通信网络。硬件视频会议系统可同时支持H.323和H.320量大体系标准 , 可适应专线或以太网的各类网络传输条件。

3硬件视频会议系统管理模式

硬件视频会议系统布置在固定会议室,涉及设备数量、种类多,参会人员多,音频视频要求高。要保障视频会议效果,必须对视频会议系统进行有效管理, 视频会议管理包括技术管理与制度管理。技术管理包括:设备管理、会场布置要求、网络管理、音频管理;制度管理包括:制定管理规程、编制相关运维手册等(参见图1)。

3.1 制定管理制度

硬件视频会议系统设备多、流程复杂。通过制定管理规则,绘制相应的系统拓扑图、记录重要设备参数、登记设备台帐和编制操作手册等手段,可以避免丢失设备、组会人员误操作等情况的出现,保证开会过程的有条不紊。会议结束后,管理人员应详细记录设备运行状况和发生故障时的解决方案,以便查询。

3.2 设备管理方面

划分责任区, 将每个视频会议点设备管理的责任具体划分到个人,做到每个会场有人管,每套设备有人操作,并且操作设备的人员还要定期组织培训, 这样才能够解决开会中随时出现的问题。在会议召开过程中,管理人员通过视频会议系统后台管理程序实时监控会议进程,及时处理会议过程中可能产生的问题。

视频会议系统电源设备的安全性和可靠性尤为重要, 电源设备涉及到与会人员以及设备管理人员的人身安全。市电的引入最好是专线引入,定期对电源进行检测。

3.3 会场布置

会议室合理的布局与灯光效果除了可提供现场参会人员舒适的开会环境外,更可以使远端的与会人员获得较好的临场感。背景墙最好采用均匀的浅颜色,禁止使用强烈对比的混乱色彩,房间的其他三面墙壁、地板、天花板等均应与背景墙的颜色相匹配,灯光应该用人工冷光源,可以选择三基色灯具,照度要适中。

3.4 音频管理

对于音频来讲,噪声和啸叫都会严重影响会议音频质量。对于噪声,除了在音频系统中应用自动噪声抑制系统外,还可以在地面铺上地毯,天花板装消音板,四周墙壁应装隔音毯,窗子安装双层玻璃,桌子铺上桌布等措施减少噪声。啸叫主要原因是回声反馈加速, 减少啸叫发生的方法主要是避免固有共振点的形成,除了利用均衡器或自动反馈抑制器降低“啸叫”频点的幅度外,调整扬声器布局、改变麦克风方向以及两者之间的距离,麦克风尽量不要放到音箱的覆盖范围, 并且将音箱尽量架设到高一些的地方, 后面可以布置吸声系数较大的幕布等来减少啸叫的产生。

3.5 网络质量

作为音视频信息的承载体, 网络的服务质量也是影响会议成功的因素。影响网络服务质量好坏的第一个要素就是带宽,首先,我们要保证足够的带宽来传输我们的音视频。其次,要启用交换机QOS功能,能够在通过的IP数据流中识别出视频业务数据包并对其分类, 然后再通过拥塞管理机制提供带宽保证和优先传递服务。

4视频会议系统产生的效益

4.1 社会效益

视频会议系统的建设与应用,弥补了传统现场会议的局限,除了降低企业成本,也带来了显著的社会效益。

(1)节省会议时间。视频会议相比较现场会议节省了会议组织的时间,紧急会议能够立即召开,有效地提高了企业的办公效率。

(2)会议范围广。视频会议能够快速地将油田公司总部和单位领导的重要决策和精神传达到基层单位,重要的全体会议能多个与会地点同时收听收看,而依靠现场会议往往需要逐级传达。

(3)形式多种多样。通过视频会议的形式 ,可以开展远程学习、技术培训,能够让更多的基层员工学习和参与,有助于建设和打造企业文化。

(4)生产调度和应急指挥。面对生产过程中的重要事件 ,相关领导可以通过视频会议及时了解实际情况, 从而使得领导和专家能够在第一时间进行分析判断, 更加快速准确地做出决策和部署。

4.2 经济效益

视频会议系统提高了办公效率,节约了大量的差旅成本。同时为油田企业生产管理水平提升、生产时率提高、生产运行高效等方面创造了显著的经济效益。为企业运营发挥了重要的作用,符合“绿色低碳”的运营理念。

根据信息档案管理站对视频会议的统计记录,从2014年10月1日到2014年12月1日,视频会议系统已召开视频会议210次,日均参会35人。若将视频会议折算为现场会议,按每场会议参会人员规模为30~40人计算, 平均每场会议3~4人将使用1辆车参加现场会议。视频会议系统节省员工与会时间2~3个小时,节省与会车辆10辆。节约车辆运行费用:车辆数×与会时间(小时 )×车辆费用 (元 / 时 )×365(天 )。即10×3小时×40元 / 时×365( 天 )=43.8万元 / 年 ;员工节省往返会场的时间 ,平均每场会议节约2~3个小时,具有较大的经济效益。由于沟通效率的提高而带来的经济效益也十分可观,只是无法用数字来衡量。例如,企业每年开工的重大项目数量有几十个, 领导可以通过视频会议召开项目调度会,使项目顺利完成,产生了巨大的经济效益。

5总结