大港油田十篇
时间：2023-04-06 23:42:08
大港油田篇1
关键词：工会 问题 解决方案
工会组织是党联系职工群众的桥梁和纽带，是在市场经济下构建和谐社会的重要力量，在油田企业的石油生产、员工生活中有着巨大的至关重要的作用。加强大港油田公司工会建设可以扩大党组织的群众基础，提高党的执政能力，促进经济社会协调发展。党的宗旨就是工会的宗旨，党的要求应该成为工会工作的标准。工会要按照中国工会十五大在新形势下提出的“增强凝聚力、扩大影响力”要求，全心全意为油田员工服务，切实维护广大职工的根本利益，建立和谐的劳动关系。由此概括可知，落实科学，需要工会组织来推动；构建和谐社会，需要工会组织来参与；着力改善民生，需要工会组织来助力；巩固党的地位，需要工会组织来凝聚。
一、当前工会工作中存在的问题
1.缺乏健全的工会组织体制
伴随着当今社会的不断进步和发展，工会组织体制和工作方法也应该随整改和变化，根据当前的油田企业工会工作情况来看，依然使用着过去陈旧的工作体制，无法适应当前油田发展的需要，也与油田企业的工会发展要求不相符合。体制上的不健全不完善，阻碍了企业工会工作的进展，损害了企业员工对工会的信任，激化了职工与工会之间的矛盾，降低了工会在企业与员工之间的作用，矛盾的产生也会给整个油田企业产生不良的影响。
2.员工间收益差距影响员工的工作热情
随着油气资源逐渐减少，油田市场竞争日渐激烈，各油田企业系统之间存在较大的收益差距，而油气储备的地理环境不同，各地域之间也存在着收入的差距，油田企业系统有着规范的用人标准，明确的阶级划分，这些用工形式的差异导致了员工所获报酬的差异较大。各员工之间的收入攀比严重地影响了较低工资收入员工的工作热情。
3.工会员工缺乏工作活力
工会组织的干部大多数是兼职，缺乏专业的知识理论，在日常工作中花费大量的时间和精力来做好生产工作，而对工会工作不予重视。长此以往，工会工作没有丝毫的进步，只是敷衍工作形式，没有进行有效地工作内容。同时，部分工会职工年龄偏大、学历较低，在面对当前的市场经济社会新形势和各种竞争考核，难免会感到茫然，不知所措。另外，一些工会领导者对工会组织的认识存在错误，认为工会不会带来收益，没有必要重视，从根本上忽视了对基层工会组织的建设工作。领导者的思想观念陈旧，没有创新的工作机制，无法紧随企业的迅速发展，给工会的进一步发展带来的负面影响。
4.工会组织人际关系紧张，缺乏凝聚力
工会组织应该是企业职工利益的维护者，但是在现实的工作中，由于企业内部管理和考核力度的加大等因素，干部和员工之间的沟通不畅或者所处地位不同，工作想法有所不同，造成彼此间的工作关系紧张。特别是涉及到企业的领导时，碍于人情世故，没有回应职工的要求。这就导致职工心理产生极大的埋怨，从而一些职工对工会失去了信心，遇到困难时也不再通过工会来解决问题，盲目地用自己的错误方式进行解决，给整个油田企业的和谐稳定带来了不好的影响。
二、加强油田工会工作的建议
1.强化油田企业工会自身建设
加强油田企业工会自身建设就要针对工会组织建设过程中遇到的各式问题，结合企业自身的特色和发展情况，进行工会组织建设，依法加大建设工会的力度，将工会的作用可以得到充分发挥；全面强化建设工会干部队伍的思想作风，提高工会干部服务于大局、服务群众的职业意识、技术能力和工作水平；在工会工作建设中要及时调整不适应因素，以工会基础工作为重点，提高工会管理和创新水平。大港油田公司工会成立以来，按照中石油集团公司和公司党委统一部署，结合油田企业改革发展的实际情况，进一步加强工会干部队伍建设，不断同油田公司改革发展的需要相适应，使工会更好地为大港油田企业的经营做出贡献。
2.解放和引导工会员工的思想
解放守旧的思想观念，鼓励员工的工作思路创新，提升基层工会员工的工作活力，同企业的改革发展相适应，有效解决工会建设中出现的问题。强化工会组织自身的制度建设，可以让广大职工的权益得到切实的保障，对于工会中不相适应的工作模式和方法要及时消除，或者进行改进调整，使工会长期更好地适应企业的发展。油田是一个特殊的行业，它直接关系着国家的资源和国有资产，所以应该充分发挥工会的积极作用，不断完善工会的组织建设，使其为油田企业顺利和谐的运营打下坚实群众基础。
3.明确工会的责任制度
工会在油田企业中是党领导下工人阶级的群众组织，油田企业工会工作要分开政、工，实行明确的职位责任规定。以解决广大员工最根本、最继续、最困难的问题为中心，为员工争取最大程度的利益，切实地维护广大员工的权益。此外，在选举工会组织的干部时，要尊重广大员工的意见，听取广大员工的心声，实现民主选举，让员工票选自己最信任的干部成员来维护他们的根本权益，通过这些有效措施充分地发挥企业工会工作的作用，提升广大员工的工作热忱，紧密与广大员工的联系，力求成为广大员工最可靠的维护者。
4.和谐员工人际关系、维护员工合法权益
工会要坚持依法维权、主动维权、科学维权，逐步建立互利共赢、规范有序、和谐稳定的劳动关系协调机制，充分保障广大员工的经济、政治、文化权益，保持广大员工团结统一，以企业的健康发展为共同的目标。完善民主管理制度例如职工代表大会，做到保持企业工作任务公开化。要进一步实现和谐的劳动关系，营造健康和谐文化氛围。注意关注劳动合同、集体合同的签订和履行，并把这项工作与职工代表达会建设有机结合起来，把依法维护员工劳动关系的合法权益作为工会维护工作的主要内容，从根本上保障员工队伍和油田企业的稳定发张。要大力建设和谐文化氛围。通过有效实际的宣传、培训，进一步加强和提升员工安全生产思想意识、工作岗位责任意识和处理紧急事故的应变能力。让员工深刻意识到安全环保对油田、对国家、对自身、对家庭的重要性，让员工将油田企业的安全环保从企业对他们的要求要求转化为自觉的行为，从思想上铲除了“三违”现象的产生。
三、结论
综上所述，工会组织在各大企业中是联系党和广大员工的桥梁和枢纽，是团结广大员工，协调各方利益关系，化解各种矛盾的最佳角色，，重视工会组织工作，进行工会改革，最大程度地发挥工会作用，是各企业当前急需完成的任务。同时，工会组织的工作形式也要注重自我创新，不论是管理机制，还是工作模式，都要逐渐地适应企业的进步和时代的发展，但企业工会为广大员工群众谋取最大化利益的根本宗旨是永不会改变的。
参考文献
大港油田篇2
开展。
关键词：大港油田；抽油机；电泵井；油井软件计量技术；生产信息采集与处理
中图分类号：TE328 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）27-0039-02
1 概述
大港油田经过四十多年的开发，老油田已经整体进入高含水、高采出程度开采阶段。随着油田进入高含水开发期，油井的产液流变性发生了较大改变，而单井集油工艺和计量方式依然沿用开发初期（低含水期）的生产方式，已不能适应油田高含水开发期生产的需要。突出问题体现在以下三个方面：（1）受传统的计量方式制约，集油系统主要采用三级布站工艺，地面系统复杂庞大，系统管理点增多，一线用工需求矛盾日益突出。（2）采用玻璃管量油方法，受油井生产波动性影响，精度难以保证，不能适应地面系统简化优化的需要。（3）传统的计量技术不能适应现代生产管理的需求。单井生产数据依靠人工录入数据采集处理滞后，技术管理人员很难及时全过程掌握管理单井生产动态数据。
以上这些问题严重制约着油田的正常生产和油田的开发效益。特别是油井计量方式导致的三级布站工艺不仅投资高、维护费用高、能耗高，也不利于劳动组织方式优化，要实现系统的简化优化必须从源头上解决油井软件计量技术。为此，大港油田在2004年开始与有关院校合作开展了油井软件计量技术的研究与试验，2005年针对油井软件计量技术存在的问题进行了改进和完善，拓展了系统软件功能、扩大了试验范围，先后在港西油田的常规油井、枣园油田进行了试验应用，取得了很好的效果。其中，电泵井、螺杆泵井软件计量技术，成为具有大港油田特有的工艺技术。油井软件计量技术的突破，为全面推动大港老油田简化和新油田优化工作创造了条件。该项技术的应用，不仅使单井集油工艺发生了革命性的改变，而且简化了地面系统改造工艺，提高了系统效率，降低了运行成本，单井生产和管理取得了质的飞跃，经济效益和社会效益显著。
2 油井软件计量技术的研究与应用
长期以来，油井计量技术决定了地面采油系统的工艺流程和井站布局形式，要实现地面工艺的优化简化，解决油井的软件计量技术是关键。为此，大港油田通过多年的技术攻关与现场试验，在多种类型油井软件计量技术方面取得了突破，解决了地面采油工艺系统优化简化的瓶颈技术，为实现地面系统优化简化提供了技术保障。
2.1 抽油机井软件计量技术
抽油机井采用功图法远传在线计量技术，原理是通过传感器采集油井载荷与位移数据，将地面示功图应用杆柱、液柱和油管三维振动数学模型，同时考虑泵挂深度、杆柱组合、油气比、出砂情况、油品性质等边界条件求解，得到井下各级杆柱功图和泵功图，然后应用泵功图识别技术来计算油井产液量。
2.1.1 开展先导试验，突破油井软件计算关键技术。2004～2005年，大港油田在常规区块、稠油区块共56口油井上开展了功图量油技术先导试验，所选井包括各种复杂井况，目的就是将研究的计量数学模型与生产实际结合，进一步修改完善数学模型，提高计量精度。
现场试验结果表明，对有一定生产能力、生产相对稳定、气液比小于50的油井，功图法软件计算相对误差平均在10.2%；并且出砂井与不出砂井比较，计算误差相差不显著，说明少量的出砂对产量的计算影响很小，可忽略不计。但是稠油井、低产液井、间歇出油井的液量计算相对误差较大，平均在15%左右，有部分井在20%～50%，稠油井功图量油应用需要进一步提高计算准确度。该技术基本上可以满足抽油井计量需要，但其计算方法还需要进一步改进完善。
2.1.2 改进完善，提高计算准确度。在先导试验的基础上，我们在已建的西一转先导示范区和新建的港浅8-6常规产能建设区块、官38-16稠油产能建设区块，进一步试验应用了功图法技术，对功图量油技术和功能进行了改进和完善。试验初期利用示功图计算油井产液量，计量误差较大，我们充分考虑有效冲程、冲满程度、气体影响、原油物性、井身结构、泵挂深度等因素，对数学模型的边界条件进行完善，将示功图转换成泵功图后利用泵功图的面积计算油井产液量，提高计算精度，现场试验的计量相对误差达到了10%以内。
2006年，在港西油田全面推广简化优化工程中，对软件计算方法进一步改进完善，对泵功图采用面积和迭代法进行综合计算，有效地提高了计量精度，基本满足了油井液量计量需要。
2.1.3 拓展功图量油技术功能，方便油井生产管理。为了方便油井分析和管理工作，在现场试验的基础上对其功能进行了拓展，主要有以下两个方面：一是历史数据按需查询功能，包括历史功图和油井产液、泵效、载荷曲线等；二是油井生产实时监控功能，及时反映油井停抽、停电、功图不正常报警等生产情况。
2.1.4 优选数据传输模式，提高数据传输稳定性。为了保证数据传输稳定性和可靠性，在CMCC、GPRS、CDMA三种通讯方式中，优选了GPRS数据传输模式，实现了油井生产信息的实时采集与传输，保证产液量自动计量系统的准确性和分析数据的可靠性。
截至2011年底，大港油田共实施了2600余口抽油机井的软件计量技术，占抽油机油井总数的81%，均实现了数据实时、在线采集与处理。
2.2 电泵井软件计量技术
由于国内外尚没有可借鉴的成熟技术，针对电泵井的数据采集控制与处理问题，大港油田通过技术研究攻关，在利用功图法数据采集控制与处理的平台上，采用压差法进行液量计算，解决了电泵井的数据采集控制与处理的瓶颈技术问题。
电泵井采用压差法远传在线计量技术，原理是根据动态参数（嘴前压力P1、嘴后压力P1、三相电流、电压U、功率因数）和静态参数（油嘴直径d、生产气液比Rs），利用多相流油嘴节流模型，电泵、电缆能耗模型，配合举升数学模型加以修正和拟合，计算出电泵井的混合流体流量，再用流量标定系数K计算得到电泵井井口计算体积流量。
2005年在10口电泵井上进行了现场试验，取得了成功，其计量误差均在5%以内，达到了现场生产的计量精度要求。
2.3 螺杆泵井软件计量技术
螺杆泵井软件计量是油井计量问题最后一个障碍，经过研究攻关，我们采用容积法软件计量技术成功解决了这一技术难题。
螺杆泵井采用容积法远传在线计量技术，产液量计算主要依据螺杆泵抽油系统力学计算数学模型和功耗计算数学模型有机复合，经修正和拟合，得到适用于螺杆泵井井况的产液量计算规律，计算出螺杆泵井的地面标准状况下的产液量。
计量原理：根据动态参数（转速、三相电流、电压U、功率因素、扭矩、载荷）和静态参数（生产气液比Rs），利用力学计算数学模型和功耗计算数学模型拟合，计算出螺杆泵井的地面标准状况下的产液量。
2005年在西一转的两口螺杆泵井进行了试验，其计量误差均在 5% 以内，达到了现场计量的技术指标要求。
3 应用效果分析
油井软件计量技术在港西油田、枣园油田、羊二庄油田、王徐庄油田、唐家河油田和新老区产能建设区块400余口新井地面建设中整体推广应用，实施后，老区地面工艺系统规模降低60%以上，撤销计量站205座；取消配水间168座，消除安全隐患1100多处，地面系统本质安全明显提高；产能地面建设周期缩短了70%以上，地面配套投资降低10%以上。
3.1 简化了工艺流程，缩减了地面建设规模
油井软件计量技术的应用，使得老油田地面工艺流程得到简化，地面系统规模大幅降低，集油管网规模减少了62% ，注水管网规模减少了41%，减少占地430亩。
3.2 缩短建设周期，加快了产能建设进度
新老区产能建设自2005年起没有新建一座计量站和配水间，产能地面配套建设周期缩短了70%以上，地面配套投资降低10%以上，新井产能贡献率提高5%以上。
3.3 信息自动采集，提高了生产管理水平
油水井生产信息采集与管理平台的建立，改变了多年来数据人工采集方式，实现了自动采集与处理，大大降低了数据录入的工作量，减少了人为因素影响，实现了油水井生产实时监测、故障诊断及报警，提高了油水井的管理水平。
3.4 消除安全隐患，提升了系统本质安全
通过缩减地面建设规模，优化场站布局，减少了地面系统的节点，消除了安全隐患，地面系统本质安全得到明显提升。
3.5 优化劳动组织，实现扁平化管理
通过优化简化的实施，共取消203个基层班组，优化了劳动组织方式，由四级管理变成三级管理，实现了扁平化管理。在老区调整改造和产能建设中全面应用优化简化与标准化设计，取消用工总量约500余人，极大缓解了一线用工紧张局面。
4 结语
大港油田篇3
关键词：二元复合驱 先导试验 表面活性剂
一、试验区概况
港西三区地质储量2606×104t，含油面积4.95km2。主要目的层为上第三系明化镇组和馆陶组。该断块地下原油粘度19mPa.s，目前回注污水矿化度及钙镁离子含量分别为6726mgPL和为75mg/L。主要油藏参数皆处于复合驱的有利范围内，进行二元复合驱油先导试验是可行的。
二、驱油体系室内研究
1.聚合物筛选
1.1.聚合物一般性能评价
港西三区注聚目的层渗透率1.0μm2，属于高渗透率储油层，所以，确定使用超高分子量聚合物。地下原油粘度为19.1mPa・s，数模初步确定聚合物驱溶液工作粘度应该保证在大于50mPa・s。
针对试验区目的层的油藏条件，对3种聚合物产品进行了性能评价，分别是5030、KYPAM-3和HTPW-112，评价结果见表1。
研究表明，所筛选的聚合物都通过了筛选标准，其中分子量都在2500以上，其中KYPAM-3和HTPW-112利用回注污水配制的1500mg/L溶液粘度达到50mPa・s以上，满足港西油田污水聚合物驱的指标要求。
1.2.增粘性
实验采用港西三区回注污水配制不同浓度的聚合物溶液，在53℃条件下用LDV-Ⅲ流变仪测定不同聚合物溶液粘度。结果表明：相同条件下增粘效果，HTPW-112>5030>KYPAM-2。
1.3.抗剪切性
用港西三区污水配制浓度为1500mg/L的聚合物溶液，以不同的注入速度通过渗透率为1.0μm2的人造均质岩心后。实验结果表明：候选聚合物抗剪切性相当，当孔隙流速达到200m/d时，粘度保留率都达到80%，粘度保留在40mPa.s以上，其中HTPW-112效果最佳。
2.聚合物与表面活性剂的复配
2.1.配伍性实验
固定聚合物浓度为750mg/L、1000mg/L及1500mg/L，在53℃条件下，测定不同浓度的表活剂对聚/表体系粘度的影响，体系界面张力随聚合物浓度的变化。
实验表明：①表活剂GX-1和GX-2对聚合物的粘度影响不大，随着聚合物浓度的增加，不同表活剂的聚/表体系界面张力均有所增加，且在一定聚合物浓度时界面张力值最大；②表活剂GX-1和GX-2在浓度0.3%时，随着聚合物浓度的增加，界面张力值仍可达到10-3mN/m的数量级。③GX-1聚/表体系降低原油界面张力在很宽的聚合物浓度范围都能达到10-3mN/m的数量级，甚至到10-4N/m的数量级。
2.2.驱油试验
先水驱2PV，再进行0.2PV的聚合物驱，然后进行0.2PV的聚/表二元驱，再后续水驱。同时对比水驱和聚合物驱，0.4PV聚合物驱提高采收率为11.4%；0.2PV聚合物驱+0.2PV二元驱提高采收率为19.8%。综合以上，聚/表体系的动态评价表明聚/表二元复合驱在技术上是可行的。
2.3.注入参数优化
水驱2PV后转注0.2PV浓度为1500mg/L的聚合物段塞，再分别注入0.2PV、0.3PV、0.4PV、0.5PV聚合物浓度1500mg/L，表活剂浓度0.2%的二元段塞，最后进行后续水驱至5PV结束，实验结果见图1。
图1 不同注入量的采出程度变化
三、现场试验
1.注入参数设计
在大港油田港西三区2个井组区开展聚驱中期转聚/表二元驱先导试验。
1.1聚表二元驱体系采用分子量大于2500万的HTPW-112，聚合物浓度为1500mg/L，表活剂采用GX-1，有效浓度为0.2%；段塞用量总设计0.6PV，段塞结构为0.2PV聚合物+0.4PV聚/表二元；
1.2注采井网设计为11注26采，注入速度：0.08PV/年，注入时间：6.25年
四、试验效果
2012年2月港西三区二元驱实现正式，截止到目前，聚/表二元驱井组试验效果分析如下：
1.注入井平均注入压力压力增加0.7MPa，注入二元驱后的油、套压较注入二元前均有所增加，单井平均注入压力保持在9MPa附近，生产井初期效果比较明显；
2.随着二元驱的正式注入，含水出现下降趋势，区块整体日增油15吨，含水下降1.9个百分点。
五、结论
室内筛选出了适合试验区油藏条件的二元复合驱油体系，该体系可与模拟油达到超低界面张力状态，其配伍性好、吸附量较小、热稳定性好。驱油试验表明复合驱体系驱油效果较好。目前先导试验区效果逐步显现，预计最终可提高采收率12%以上，证实聚/表二元驱技术在大港油田具有巨大的应用前景。
大港油田篇4
【关键词】加热炉；腐蚀；结垢
加热炉是油田采油厂的主要生产设备。根据统计，大港南部油田集输系统全年消耗原油2224t，消耗天然气为1762×104m3，折合标煤为26612t，占总能耗的16％，天然气消耗占生产用气的48％。因此，集输系统加热炉是油田节能的主要对象之一。
1、加热炉发展概况
南部油田加热炉的发展可分为三个阶段：第一阶段是2006年以前，全部是快装式管式炉，初期配备简易火嘴，后期配备转杯式燃烧器；第二阶段是2006-2008年，大力推广节能高效真空相变加热炉，替代老式管式炉，配备全自动燃烧器。第三阶段是2009年以后，新增加热炉以高效管式加热炉和承压相变加热炉为主。
2、加热炉现状
2.1 加热炉分布情况
南部油田集输系统有各类加热炉共61台，总额定热负荷为132740KW，其中相变加热炉28台（为近年节能和安全项目更新改造），管式加热炉29台（其中近3年更新11台），水套加热炉3台，热媒炉1台。
2.2 加热炉运行情况
现完好加热炉50台，带病11台，完好率82%。冬季正常开动29台，正常备用21台，非正常备用6台，利用率48%。
根据2011年监测数据，南部油田加热炉排烟温度合格率100%，空气系数合格率32.5%，炉体表面温度合格率100%，热效率合格率40%，节能检测合格率为22.5%。
2.3 加热炉装备情况
(1)燃烧器：61台加热炉配备自动燃烧器57台，配备简易火嘴4台。57台燃烧器共有5个生产厂家的15个规格，以意大利百得和沧州天龙燃烧器为主。简易火嘴结构简单、维护方便，运行成本极低。但是自动化程度低，燃料和配风不能精确地调节，造成燃料燃烧不充分。进口燃烧器设计针对性强、使用要求严格，而油田燃料大部分未经处理，品质较差，造成进口机运行不良。同时维修配件依赖国外供货，造成售后服务严重滞后。国产燃烧器从2009年开始在我厂应用，逐步替代进口燃烧器。从应用效果看国产燃烧器优势明显，售后服务有可靠保障，运行故障率上升趋势得到根本性扭转，尤其是油气混烧燃烧器在利用天然气、降低原油消耗方面取得很大贡献。
(2)吹灰器：管式加热炉均配备了自动吹灰器，其它炉型依赖于人工清灰。加热炉使用的吹灰器有电动旋转式吹灰器、气动旋转式吹灰器和声波吹灰器三种。从对流室检修和更换炉管情况看，电动旋转式吹灰器、气动旋转式吹灰器吹灰效果均不是理想，存在吹灰死区。声波吹灰器因使用时间短，效果有待观察。
(3)自动控制系统：57台加热炉燃烧器配备自控系统（4个厂商）的39台，无自控系统的18台（均为2007年以前投产）。投产较早的燃烧器，虽然安全性和自动化程度有大幅提高，但是不能自动调节热负荷。2007年以后投产的燃烧器，增加了远程控制柜，采用PLC（可编程程序控制器）控制系统、风门调节器和燃气调节机构。燃气流量大小通过炉管出口温度反馈信号得以控制，可随时调节温度变化，也可使温度稳定在某一固定值上，从而实现系统运行稳定。
3、加热炉存在问题分析
3.1 热效率偏低
根据节能检测数据，南部油田加热炉平均热效率在80%左右，热效率合格率仅为40%，因此造成燃料消耗和运行成本增加。
(1)在用加热炉约四分之一的服役期超过15年，使加热炉自然损耗增大，热效率降低。(2)由于地面工艺优化简化、产能下降，导致加热炉平均负荷率在43%左右，过低的负荷率将意味着热效率的降低，同时造成运行参数波动。(3)由于加热炉监测力度不够，无法保证加热炉的运行达到合理状态。(4)加热炉的运行缺乏完善的维护保养措施。加热炉运行介质较为恶劣，加上维护资金紧张，导致长期运行后加热炉结垢严重，影响传热效果，降低了炉效。(5)由于炉管结垢导致加热炉的热效率降低，同时造成真空相变加热炉带压运行。
3.2 炉管腐蚀
南部油田污水含有的硫化氢是影响腐蚀的主要因素，粘泥及垢下腐蚀速率是水体腐蚀速率的数十倍，而目前的化学药剂防腐防垢技术对粘泥治理效果较差。由于加热炉长期在恶劣工况下运行，结垢、腐蚀严重导致加热炉炉管漏失，而在加热炉制造环节尚无技术上针对性突破。
3.3 冷凝水问题
表现在管式加热炉辐射室、对流室两侧弯头箱门底部持续渗液和烟囱外表淌水，冬季运行时渗液量加大，长期下去易对外护板造成腐蚀。
(1)加热炉燃料介质为天然气，燃烧后烟气中会有大量的水蒸气存在，同时燃烧时配风中带有水分。当加热炉的排烟温度低于烟气的露点温度时即冷凝成水。
(2)由于加热炉大马拉小车，在低负荷运行状态，排烟温度较低导致冷凝水产生。同时因频繁启停，加热炉本体未达到热平衡时也会导致烟气在烟囱内产生大量的冷凝水。
(3)箱门连接处垫片密封不严漏风，冷空气与热烟气掺混，靠近法兰处的烟气温度低于烟气露点温度产生冷凝水。
4、下步对策
4.1 优化选型设计
在炉型选择方面，明确以低含水原油为介质的选用承压相变加热炉；以污水或油井来液为介质的，负荷小于1000KW的选用水套炉，1000KW以上的选用管式加热炉。统一配套国产燃烧器及控制系统。
在设计参数方面，确定热负荷时以实际运行参数为基准，避免追求大裕量，确保较高的负荷率；确定压降值时，参考集输设计手册推荐的0.1～0.25Mpa,避免片面求低，保持经济流速，减轻运行中杂物沉降。
4.2 优化日常运维
从工艺源头上完善污水处理措施，坚持加药制度，减轻腐蚀、结垢现象；停炉后放空扫线清除管底污泥，降低粘泥和垢下腐蚀；购置便携式仪器监测空气系数，定期清灰、清洗炉管，确保热效率；优化燃烧器功率匹配，保障现有加热炉平稳运行。
大港油田篇5
关键词：解堵 四元共聚 增注 降压
油水井发生堵塞现象是砂岩油田普遍存在的生产现象，在水驱，乃至聚驱；在注入井，乃至采出井均普遍存在，由于其堵塞严重程度不同，对生产的影响也不一样，堵塞不严重、堵塞半径较浅、时间短的井，在生产过程中表现不明显，可以不上解堵措施，有的甚至在生产过程中自行解堵。但大量的井堵塞后严重影响注水和采油生产，必须及时采取措施，减少欠注欠产对油田开发的影响。
一、延时酸化四元共聚解堵增注原理
分两个段塞注入，注入压力接近地层破裂压力，目的是先解除吼道堵塞及吸附性垢体。
1.前段注入稠化酸，目的是避免H+快速转移，能够酸化裂缝深部.稠化酸主要解除酸溶性堵物，如钙垢、镁垢、铁垢，随着酸化作用进行，溶液中酸浓度逐步降低，约2个小时后，溶液Ph接近铁盐或Fe（OH）3析出点（PH2.2-3.2），容易形成胶体性沉淀，形成二次污染。因此溶液中添加了铁离子络合物，以保证不会形成沉淀。添加磷酸形成磷酸盐缓冲体系，进一步保障反应液稳定。添加的阳离子防膨剂会和页岩被污染的表层进行离子交换，使水化半径缩小，增加裂隙过水体积。
2.后段注入四元共聚纳米活性增注剂液体，减小管道及井筒湍流阻力（降阻率60%）使液体将水马力尽量带入地层，有纳米活性剂的加入，可以使地层毛细阻力降低，增加注水量。加入一定量的氟化钠，可以利用前段残酸，形成氟化氢，它将溶解前端酸化时伴生的硅系微颗粒，避免二次堵塞污染，同时也可以形成六氟化铁稳定络合体系，更进一步保证铁系物质不生成沉淀。添加缩膨剂，可以使已水化的粘土类物质缩小体积50%以上，增加过水面积。从而实现增注效果。
表1 现场施工药剂
二、技术优点
1.四元共聚纳米活性剂，能够降低表面张力和油水界面张力，油水界面张力达到超低值，小于等5×10-3mN/m，增注率大于50%，地层岩芯吸附性小，有效期长，特别适用于低渗透油田增注施工。
2.降低地层孔隙毛细管系统油水混合相的流变性，极大的提高水的相对渗透率和穿过孔隙的速度。加0.5‰增注活性剂，一般注入量可提高40-200%。
3.纳米活性增注剂具有强乳化性，进入注入水中形成水乳液，遇油后，很快形成混相乳状液，亲水亲油得到平衡，其流变性稳定，一年内不沉淀不分层，在油层岩心中运移时间长，且稳定，不会造成相分离，不会造成润湿反转。模拟油层温度在45-150℃之间，静态液相稳定期为300天，不分层，不沉淀。
三、应用效果
2012年，首先优选周青庄油田的歧24-15和周G1两口注水井进行了先导试验，两口注水井均为由于长期注混配水，套管及油管及地面管线腐蚀结垢造成注水机杂含量不断增加，润湿项的转变致使毛管力不断增加，等诸多原因造成注水压力不断上升。歧24-15，由解堵施工前井口油、套30.8MPa/30.8MPa， 在泵压为31 MPa压力下，2012年8月份0m3/d左右，解堵8天后能够在12.45MPa下，日注入40 m3/d，增注的同时压力下降 18.35 MPa；周G1，由解堵施工前井口油、套31MPa/31MPa，泵压为31MPa下日注5m3/d，解堵18天后在28.31MPa下注入17m3左右，增注的同时压力下降 2.7 MPa。最后在2013年1月20日泵压与措施前持平，完成既定配注20m3/d。
表2歧24-15施工目的层措施前生产情况
表3歧24-15施工目的层措施后生产情况
表4周G1施工目的层措施前生产情况
表5周G1施工目的层措施后生产情况
四、取得认识
1.机杂及油污是其主要因素，机杂直接造成井壁及近井地带堵塞，而油污造成井壁及近井地带堵塞，从对该井解堵增注措施的实施过程也不难看出，打第一段延时稠化酸时泵压就达到了设计最高值。而泵入稠化酸15分钟后压力下降，此后压力一直保持稳定。
2.注水井由于长期注水，不仅造成井壁及近井地带堵塞造成井壁及近井地带堵塞而且造成地层中深部机杂乔塞。
3.岩石润湿项改变会逐步增大注水阻力，也是造成注水井压力上升的原因。综合上述延时酸化起到了一定的作用及纳米活性剂对岩石润湿项产生的作用。
大港油田篇6
[关键词]大港滩海地区 沙河街组 储层测井评价
中图分类号：P631.84 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）21-0303-01
大港滩海油田薄层和低渗透油藏发育广泛，这些油藏往往具有“薄（互）层、低渗、低阻”特征，存在薄层识别率低、流体预测难等一系列问题，影响了储层评价结果的精确度和可信性，制约了油藏高效开发。本论文以大港油田滩海地区沙河街组地层为例，开展了针对薄层识别的测井曲线高分辨率处理和针对低渗透油藏的流体识别研究，建立了适合研究区的储层测井评价方法，进而开展研究区储层测井评价研究。
1. 研究区概况
大港埕海油田张东地区构造上位于埕宁隆起向歧口凹陷过渡的斜坡部位埕北断阶区，北邻歧口凹陷，南边为羊二庄油田和赵东开发区，西侧以张北断层为界，东侧以一浅鞍与张东东开发区相连，构造面积75km2。该区主要发育近东西向的张东、海4井和北东向的张北三条主干断层。张东构造位于张北断层的上升盘，是在基岩潜山背景上长期继承性发育的大型背斜构造，该背斜被近东西走向的张东、海 4 井断层分割为南、北两部分。
研究区存在沙一、沙二、沙三段三套含油层系，其中沙二段为主力含油层系。沙二段以细砂岩、粉砂岩为主，属中低孔低渗储层，油藏类型为构造岩性油藏。对于开展测井评价研究来说，研究区油藏具有薄（互）层、低渗透、低阻的特点，其中，薄互层和低渗透是研究区形成低阻油藏的主要原因。通过对研究区试油的典型水层和邻近油层电阻率的统计发现，水层与邻近油层电阻率相近，以张28X2 井为例，Es2上试油层的水层电阻率 9.2？・m，而相邻试油层的纯油层电阻率只有 10.3 ・m，属于典型的低阻油层特征。
2. 技术路线
综合研究区地质背景、岩心分析资料、测井资料、试油试采资料，开展研究区低渗透和砂泥岩薄互层储层关键井研究，在关键井研究中，针对研究区存在的问题，在开展技术调研的基础上，首先开展薄层解释评价的测井曲线高分辨率处理方法研究，然后对储层“四性”关系进行分析，在此基础上建立测井解释参数模型，对研究区复杂储层进行储层参数测井解释与评价。针对研究区低渗透储层的低阻特征，结合研究区地质及试油等资料，建立流体识别方法，最后对储层进行测井评价。
3.技术方法应用
3.1 测井高分辨率处理方法研究
前人提出了一系列测井资料高分辨率处理方法，包括反褶积技术、纵向分辨率匹配技术及测井反演技术等。每种方法都有其适用条件，本文对基于希尔伯特变换的测井属性分析技术进行了方法探索和实际应用，取得了良好效果。
（1）原理
希尔伯特变换是复地震道处理的一种常用方法，以此为基础衍生出一系列复地震道属性，在储层岩性和流体预测等方面应用取得良好效果。考虑到测井资料与地震资料的信号实质，将地震数据分析中常用的希尔伯特变换应用于测井资料处理，解决复杂油藏测井评价难题。本文利用希尔伯特变换对测井资料进行处理，进一步求取新的测井属性，提高了测井资料的解释精度。
希尔伯特变换是将时域信号 y（t）变换到相同域的实信号 ？（t），从而实现了将一个一维时域函数转换为唯一对应的一个二维时域解析函数。对一个实信号 y（t），它的傅立叶变换的实部和虚部，幅频响应及相频响应之间存在着 Hilbert 变换关系。利用 Hilbert 变换，可以结构出相应的解析信号，使其仅含正频率成分，从而可降低信号的抽样率。
（2）基于希尔伯特变换的测井处理
希尔伯特变换的一个最主要的应用就是进行带通信号的解调。用希尔伯特变换把一个实信号表示成复信号（即解析信号），由此研究实信号的各种属性。
设窄带信号为 x（t），经过多次数学运算，由此得到调相信号 x（t）的相位和频率调制信息，在这种情况下希尔伯特变换适用于相位解调和频率解调。当信号为窄带信号时，利用信号的希尔伯特变换，可求出信号的幅值解调，相位解调和频率解调。
利用上述处理对信号进行解调，从而求取测井信号的三瞬信息，对测井曲线进行瞬时属性分析，提高测井信息的解释精度。
3.2 预处理及“四性”关系研究
测井资料预处理是测井解释与数据处理的一项重要基础工作，测井曲线标准化可确定和消除测井曲线的系统误差。首先对测井曲线开展深度校正、环境校正及测井曲线标准化，然后综合取心、分析化验、录井及试油等多种资料开展“四性”关系研究。
（1）预处理
受测井环境、测井仪器及施工环节的影响，在测井解释前需要对测井曲线进行必要的预处理，包括深度校正、井斜校正等，在测井资料数据处理过程中，测井曲线的深度校正与编辑是测井数据处理的重要环节之一。深度校正包括深度对齐和井斜校正两项内容。其中，井斜校正是将斜井曲线投影到铅直方向，相应的对测井曲线进行插值和重采样，井斜校正的过程实质是对曲线的拉伸压缩和重采样。
测井环境不可避免要对测井曲线发生重要影响，特别是在井眼及泥浆质量不好等情况下，这些非地层因素的影响会使测井曲线发生严重的歪曲，致使直接用这些测井曲线难以取得较好的测井解释与数据处理效果。
目前，对测井曲线进行环境影响校正的方法主要有解释图版法和计算机自动校正法。
（2）测井曲线标准化
测井数据标准化是油藏描述测井技术中的一项重要基础工作。由于各井测井数据间存在误差，因此除了对油藏描述中所用的测井数据除进行必要的环境影响校正外，必须对测井曲线进行标准化处理，以提高测井信息在全油田范围内解决问题的能力。
（3）四性”关系研究
储层内岩性、物性、含油性之间既存在内在联系又相互制约，其中岩性起主导作用。岩石的粒度、分选、粒序纵向变化特征以及泥质含量、矿物成分等直接控制着储层物性的变化，从而对储层含油性产生影响。储层的电性特征是岩性、物性、含油性的综合反映。
3.3 储层参数测井评价
在前面“四性”关系研究的基础上，本章通过建立测井解释模型对储层参数进行评价，测井储层参数研究是从油田区域出发，以测井资料为主要依据，综合应用本油田的岩心、测试、油田地质等资料，在油藏、岩石物理、测井等基础理论的指导下，应用计算机最终准确计算出包括泥质含量、孔隙度、渗透率、含油饱和度等一系列储层参数。
3.4 储层测井综合评价
储层测井评价方法是在岩石物理理论基础上，采用适当的方法和数学手段，确定测井响应结果与储层地质参数之间的定量转换关系。其评价内容包括：储层参数评价、有效厚度标准建立、储层非均质性评价及储层测井综合分类评价，在对有效厚度标准建立及储层非均质性评价进行介绍的基础上，综合多种因素开展储层测井综合评价。
4. 结束语
本论文以大港滩海地区沙河街组为例，建立了针对性的复杂储层测井评价方法，解决研究区测井解释及测井储层评价面临的问题，利用希尔伯特变换对测井曲线进行处理，将得到的测井属性新参数应用于薄层识别，并率先将这种方法应用于大港滩海张东地区测井解释研究中，取得良好应用效果。
参考文献
大港油田篇7
关键词 电压互感器 短路 事故原因
中图分类号：TM45 文献标识码：A
目前，在大港油田6KV供电系统的开关柜中，都在使用干式环氧浇注电压互感器，在35KV的供电系统开关柜中也逐渐开始使用干式环氧浇注电压互感器来代替油浸式电压互感器。环氧浇注干式电压互感器，体积小、重量轻、没有油、维修方便等是油浸式电压互感器无法比拟的优点。因此越来越受到运行维修单位的欢迎，它的适用范围也越来越广泛。
环氧浇注电压互感器的短路、爆炸事故，发生的次数虽然比较少，但是其危害却比较大，首先是它直接影响到供电系统的安全运行，往往是一台电压互感器的故障影响到一条供电线路的正常工作。其次是爆炸飞出的碎块，又可能将配电间内的设备或零件损坏，甚至威胁到操作人员的人身安全。如2014年6月1日凌晨在东二变电站，2014年7月15日季家堡变电站发生干式环氧浇注电压互感器烧毁和爆炸的恶性事故造成经济损失达到数百万元。如何避免此类事故的发生，是我们对干式环氧浇注电压互感器发生事故原因需要研究的重要问题，笔者结合多年来对检修变压器及互感器的工作经验，对6KV系统环氧浇注电压互感器事故的原因进行分析。
1环氧浇注电压互感器发生爆炸的原因
2014年6月1日凌晨，天气阴有雷雨，东二变电站值班人员发现有事故报警。并对6KV高压室进行检查，发现高压室浓烟滚滚，04浇注式电压互感器外层绝缘开裂。电压互感器一次保险全部熔断，柜体设备均严重烧毁。2014年7月15日，季家堡变电站发生了环氧浇注式电压互感器爆炸事故，发生故障前，外部输入电路有故障现象，值班人员对10KV设备进行检查，没有发现有异常现象。正准备将情况汇报给值班调度时，10KV高压室传来爆炸声，全站失电，经检查发现03浇注式电压互感器柜爆炸着火，04浇注式电压互感器烧毁。根据这两起电压互感器烧毁和爆炸事故，笔者认为发生爆炸的主要原因是电压互感器内部线圈的短路和外部输入电路上的故障。当电压互感器接上高压电源时，在这个外加的电压作用下首先将有故障的电压互感器的线圈内部的绝缘最薄弱处击穿，引起部分线圈短路，线圈短路后引起发热。当温度升高到一定程度时又将临近的线圈和层间绝缘损坏、临近的线圈和层间绝缘损坏、又使短路部位扩大，扩大了的短路部位，又进一步地使线圈发热，如此恶性循环，使短路的部位不断扩大。
东二变电站电压互感器烧毁事故发生在雷雨天气，由于整个6KV中性点均不接地，只有变电站三相电压互感器中性点接地，此时将有一个系统电容电流，通过电压互感器线圈中性点接地来释放掉，但当大电流流过电压互感器时会导致其发热，经过多次作用。就可使电压互感器因过热而烧毁。从电压互感器爆炸的过程来看，起初是在电压互感器内部绝缘薄弱处发生小小的电压击穿或热击穿，引起部分线圈短路，后来产生恶性循环使短路加剧，很大的短路电流使线圈温度急剧升高，同时产生很大的机械应力，将浇注体爆裂，这一过程产生的时间是很短的。
2环氧浇注电压互感器线圈短路的部位
季家堡变电站事故发生时为晴天，由于电压互感器的电感与系统对地电容在电压突然改变时，表现为电压互感器相对地电压增高，流过电压互感器的电流突然增加，导致电压互感器急剧发热，绝缘介质受热而汽化，体积急速膨胀，而干式电压互感器内部空间有限，电压互感器内部绕组出现匝间层间短路。随着电压互感器内部绝缘逐步降低，最终导致电压互感器燃烧爆裂。
3环氧浇注电压互感器线圈引起短路的原因
电压互感器的线圈引起短路的主要原因有以下几点：
（1）浇注体内有气泡，被高压击穿。按照环氧树脂浇注要求，环氧浇注工作要在全真空状态下进行，要将线圈内部的空气全部抽出，同时环氧树脂混合料要有一定的流动性，使环氧树脂混合料，能比较顺利地流到线圈内部和互感器的各个部位，并在规定的时间内固化成型。但是，在环氧树脂浇注时，若真空度达不到，没有把浇注体内的空气全部抽出，则会造成固化后浇注体内有气泡，有气泡的浇注体其绝缘强度将大大降低。在单相电压互感器上，由于线圈是绕成2段或4段的，段间间隙很小，非常容易积聚气泡，这种气泡积聚在线圈上部更危险，容易引起段间击穿短路。
（2）层间绝缘的电缆纸或电话纸质量不好。现在电压互感器所有的层间绝缘纸是K-12电缆纸或电话纸，按照其技术要求是可以满足互感器层间绝缘要求的，但是，如果绝缘纸质量不好，有针孔或电缆纸受潮后，其绝缘强度就会大大降低，引起层间击穿短路。
（3）一次线圈接头焊接的不好，或者屏蔽层与线圈焊接的不好，接头有时会有尖角或毛刺，如果处理不好，很可能将层间绝缘纸压破造成短路。
大港油田篇8
[关键词]作业过程 油层保护 低成本 污染 修井液 压井液
中图分类号：TM933.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）10-0240-01
大港油田属于复杂断陷盆地油气藏，地质情况复杂。据统计，大港油田每年修井、措施等作业在2000井次以上，其中30%的油井由于存在水锁、水敏、固相堵塞等作业污染，导致作业后产量恢复期长，恢复率低，造成的产量和经济损失巨大。受到技术和投资限制，作业过程中的油层污染问题长期难以得到有效解决。因此，大港油田公司开展了“生产作业过程中油层保护技术产业化研究与应用”项目的立项研究。针对不同油藏工程与地质特征，从配方上及工艺上进行创新，开发系列低成本新型油层保护工艺技术，并配套相关软硬件条件，促进油层保护在生产作业过程中的产业化应用。
1.作业过程油层保护面临的难题
1.1 地质复杂，油气层损害机理多样
大港油田属于复杂断陷盆地油气藏，油藏类型多、断块破碎、非均质性强，包括8种油气藏， 200多个断块，其地层损害机理多样。油层深度在300m～3500m之间。储层水敏指数多在70%～90%之间，储层水敏性强；油层地层水型有CaCl2型也有NaHCO3型，矿化度在3600～72000mg/L之间。作业液不配伍时容易发生化学反应生成沉淀，结垢堵塞油层；部分油层原油物性差，原油凝固点高达40℃，作业过程常因原油析腊，堵塞油层；低渗油田平均渗透率在5～20×10-3μm2。室内评价表明，岩心水锁损害率在20%-30%之间。
1.2 受成本限制、油层保护技术难以推广
近年来，国内外钻完井过程中的油层保护技术发展迅速，如无固相有机盐钻井液、低渗透成膜钻井液等新技术得到了规模应用。大港油田每年生产作业井次数量巨大，需要采用油层保护液的井数超过800井次，而高成本瓶颈限制了甲酸盐修井液等大多数油层保护液规模推广应用。造成生产作业过程中的油层污染问题长期难以得到有效解决。
2.作业过程油层保护工艺技术
针对不同井况和油层主要污染类型，开展了系统攻关，通过配方改进或工艺创新，研究出系列实用低成本油层保护工艺技术。主要有以下六种低成本技术：
2.1 防垢防水锁修井液技术
段六拨、小集等复杂低渗油藏，泥质含量超过10%，原油凝固点高达40℃，修井作业后产量恢复率低于70%。针对这类油层污染的主要原因，利用本油田采出的高温污水，进行防水敏、防水锁性能优化，研制出该修井液，具有以下主要技术指标：密度，g/cm3：1.01-1.02；温度，℃：≥50；表面张力，mN/m：≤26；防膨率，%：≥80%
本技术既解决了原来采用污水作业造成水敏、水锁的污染，又利用污水高温，节约了采用专业清洗剂、除蜡剂的成本。技术简便易行，效果明显。主要用于低渗高凝油井洗、压井作业。
2.2 复合盐压井液技术
密度1.20-1.30 g/cm3压井液。在配方中最大限度利用廉价无机盐替代价格较高的有机盐，优化不同密度时添加剂配比，配制而成。本压井液具有以下主要技术指标：密度，g/cm3：1.20～1.32；配伍性：不与高价离子反应、不结垢；渗透率恢复值：≥90%
该油保液稳定性、配伍性好。主要解决高压井作业时结垢、水敏等污染问题，同时相比采用纯甲酸钠体系成本降低。
2.3 卤水改性低滤失压井液技术
对于部分高压井作业时，现场通常使用密度1.30-1.40 g/cm3“卤水”做压井液，因其富含大量的钙、镁离子，浸入油层后，容易发生沉淀反应，结垢堵塞油层。对此，本技术以卤水为基液，优选抗高矿化度钙镁的特殊聚合物，降低滤失量，减轻“卤水”不配伍造成储层损害。改性后压井液具有以下主要技术指标：密度，g/cm3：1.20-1.4；表观粘度，mPa.s：15～30；API滤失量，mL：≤20
该技术充分利用较为廉价的卤水作为压井液主要材料，相比甲酸盐等专业压井液，成本大幅度降低。本技术主要应用于地层水富含HCO3-、SO4-等离子，采用卤水直接作业时容易减产的压井作业。
2.4 强悬浮酸溶性压井液技术
针对现场需要使用密度1.40-1.60 g/cm3 压井液时，通常使用甲酸钾溶液配制，但其成本极高。采用在高浓度一价盐溶液中悬浮可酸化加重材料的方式，研制出一种高密度压井液体系，该压井液具有防膨、防结垢的性能，酸溶率≥95%，密度突破常规酸溶性压井液无法超过1.40g/cm3的局限，具体性能如下：密度，g/cm3：1.40～1.60；酸溶性：≥95%；抗温：180℃；渗透率恢复值：≥90%
该技术的特点是抗温性好、稳定性好、成本低，对于作业过程对固相存在影响不大的低渗透作业井使用较为理想。
3.油层保护硬件配套建设
为促进各类油层保护工艺技术规模应用，陆续在油田污染严重的区块建立了3座油层保护配液站，基本实现全油田覆盖；配液能力达到1000m3/d， 能够满足整个大港油区施工作业需要。合理利用了本油田污水的配伍性，降低了运输成本、提高了应用时效性。配套开发了油层保护数据库软件，增加了油层保护分析、诊断、辅助设计等功能。
4.现场应用效果
近几年以来，各项工艺技术在大港油田、青海油田及华油储气库现场应用1496井次，解决了含高凝原油的低渗油层、严重漏失油层以及高压油层作业过程存在的油层污染难题。
4.1高凝低渗油层保护液，在大港小集、段六拨油田规模应用789井次。小集、段六拨为复杂低渗油田：油层平均渗透率在5～15×10-3μm2之间，原油凝固点35～44℃，同时存在水锁、水敏、析蜡堵塞等多种油层污染。新技术应用后平均产量恢复期由之前6.2天缩短至3.2天，恢复率由88%增至95%，累计增油3万多吨。
4.2防漏失修井液技术在羊三木、孔店、枣园、港西等中浅层高渗储层，应用253井次，暂堵成功率由89%提高到93%。平均产量恢复期缩短至3天，累计增油2万多吨。
4.3密度1.2～1.55g/cm3的复合盐压井液及强悬浮可酸溶高密度压井液在大港滨海一区、港西、王官屯、板桥等高压井应用110井次，体系应用最高密度达到 1.55g/cm3，应用最大井深4000米，解决了高压井作业过程油层污染和高密度甲酸盐压井液成本昂贵的问题。成功率100%，应用后油井平均产量恢复期缩短至3天，恢复率100%。累计增油1万多吨。
5.结论
大港油田篇9
应用LNG、CNG——绿色中国的不二选择
国务院总理今年2月28日主持召开国务院常务会议，同意新修订的《环境空气质量标准》。新标准增加了细颗粒物(PM2.5)和臭氧(O3)8小时浓度限值监测指标。这是我国首次将PM2.5纳入空气质量标准，也是首次由国务院通过的环境空气质量标准。随后，环保部公布了新的《环境空气质量标准》。
此前的2012年初始，温总理过问怎样才能把北京市的PM2.5降下来，达到绿色北京的目标要求？北京市为此召开多次会议商讨具体办法。中国石油集团公司董事长蒋洁敏坚定地表示：改用新能源LNG（液化天然气）、CNG（压缩天然气）公交车会马上见到效果。蒋洁敏说：一辆公交车尾气污染物排放量相当于50辆小汽车排放量。如果将北京市1.5万辆公交车改为LNG车辆，相当于改造了75万辆小轿车，对改善首都大气环境、降低PM2.5排放具有重要意义。
几天后的2012年2月6日，人们在新闻里看到了这样的消息：北京市政府与中石油集团公司签署联合推广液化天然气(LNG)清洁能源公交车辆合作协议。中石油将在今年上半年向北京市捐赠100辆LNG公交车。同时建设相应的LNG撬装加注站，尽快启动长安街沿线公交线路运营。北京将逐步在全市范围内推广LNG清洁能源公交车辆，指定北京市公交集团等市属单位加快LNG清洁能源公交车辆的推广应用工作。
时至2012年4月，北京长安街上悄然出现了一批福田欧辉新出产的LNG清洁能源公交车。这条728线运营路线从武夷花园至公主坟东，途经天安门、西单等11站。外观上来看，与其他公交车相比唯一的区别在于，车身尾部和头部印有明显的“LNG”标识。
登上一辆福田欧辉LNG公交车后，记者发现，由于车身下方装有LNG气罐装置，车厢内部比普通公交车少了一排座位。司机师傅说，由于LNG相比其他能源，压缩的密度更大，因此，能源燃烧更充分、热效率更高，车辆的动力也更充足。LNG公交车随车所带的气罐，一次加气300～400升，可以运行500多公里。目前，每辆LNG公交车每天在线路上跑两个来回，车辆跑两天半，也就是5个来回以后，才需要加一次气。
华北油田华港北京清洁能源技术开发有限公司经理施龙告诉记者：与燃油车相比，LNG公交车的优势突出表现为能大幅度降低尾气排放量，污染物接近“零排放”，有效降低PM2.5。至2012年年底前，还将有100辆LNG公交车驶上北京街头。在未来的2年～3年内，北京市还计划新购4000辆左右的LNG汽车。未来北京新采购的公交车基本上都会是LNG客车或新能源客车。
随后几天，负责冀东片区的华北油田华港集团唐山燃气有限公司经理李海林告诉记者：走生态发展之路的唐山市，十分重视推广使用LNG新能源。唐运集团旗下的2300多辆汽车逐步改成燃气车型。在唐山市政府的大力支持下，华北油田在唐山的50个加气站布点工作基本完成，4个加气站已经投入运营。承德和秦皇岛两地的50个加气站建设工作也在积极运作中。将来，LNG加气站会像现在加油站一样形成网络，而且更加快捷便宜。华北油田向社会承诺：绝不会出现建站容易加气难的现象。
那么，华北油田的底气从何而来？华北油田公司总经理黄刚说：“华北油田在新时期走绿色发展、质量发展、内涵发展、文明发展为主要特征的科学发展新路。在巩固油气开采传统业务的基础上，把CNG、LNG等绿色新能源业务做为提升公司发展质量、增强内生动
力，实现二次创业的重要抓手。到‘十二五’末，油气当量规模从500万吨发展为800万吨，实现油、气各占‘半壁江山’。华北油田实施战略转型，以自身优势进军新能源产业，强壮了筋骨，提升了企业的发展质量。”
2012年6月1日，记者在华北油田公司华港燃气集团北部门站及LNG调峰储配站采访时看到，来自陕京二线的天然气在这里加工、储存、调配、转输。该项目总投资2.1亿元，年产LNG10万吨，可满足3000台公交或1000台重卡的使用。远期年产能将达到25万吨。
“新能源业务迅猛发展的形势，使集团发展目标一调再调。2009年，华港集团刚成立时，确定‘十二五’ 末年产值达到50亿元；2010年，调整‘十二五’末年产值为80亿元；去年再次上调，确定为120亿元。”华北油田公司总经理助理、华港集团公司经理潘龙庆告诉记者。潘龙庆说：“华港集团前身是华北油田燃气处，2005年成立时，目标是让油田职工用上天然气，告别排队扛煤气罐的历史。4年后的2009年，这一目标实现的时候，又谋定了新的蓝图——把天然气做成油田发展的新产业！于是华港集团应运而生。”短短两年间，华港集团注册资本由2亿元，增加到现在的10亿元，业务已扩张至京、津、冀、苏、赣、豫等省，已向社会累计销售绿色能源30多亿方。
华北油田公司党委书记袁明生告诉记者，目前华北油气区共探明56个油田，探明气藏38个，这些油气藏圈闭密封性较好，并且分布相对集中，具备较好的建库资源基础，同时华北油田具有地缘、技术和管理等诸多优势。2011年华北油田建成京58储气库群，这是继大港油田之后全国第二个储气库群。到2015年，华北油田储气库群总容量将达到249亿方，工作气达到70亿方。
大港油田篇10
传统“油城”结构大逆转
辽阔的辽河三角洲，地下蕴藏着丰富的油气资源。上世纪70年代，辽河油田开始大规模开采，盘锦由此建市，成为全国最大的稠油、高凝油生产基地和重要石化工业基地。
40多年来，辽河油田累计生产原油4亿多吨。随着资源的衰退，油气产量逐年递减，大批职工从油田转岗。严重依赖油气采掘业的盘锦，面临着一系列难题：经济增速放缓，地方财政收入减少，就业压力加大。
2007年，盘锦被列为国家资源型城市转型试点市。9年来，转型成为盘锦市工作的重点。为实现由单一产业支撑到多点多元支撑的跨越，盘锦市发改委副主任刘毅说：“我们没有另起炉灶，而是以石油为头，以石化为身，以精细化工为臂，通过拉长产业链来发展，最大限度减缓转型压力。”
合成橡胶中工艺流程最长、投资最大、技术复杂程度最高的丁基橡胶，是典型的技术、人才、资本“三密集”产品，目前世界上只有德国、美国、俄罗斯等少数几个国家能够生产。盘锦和运新材料有限公司通过引进俄罗斯技术，成为国内屈指可数的丁基橡胶生产企业，被纳入国家战略性新兴产业规划的重点支持发展项目。和运集团董事长张克勇说，石化产业结构调整的当务之急就是让产品在产业链条中走向高端。
到2015年，盘锦的非油气产业增加值占全市经济比重达到88%，接续替代产业增加值占全市经济比重达到70%以上，实现了经济结构大逆转。
盘锦市市委书记高科说：“当油田无法支撑发展，经济命脉就断了。当人们从油田获得的收入持续下降，城市就面临着经济和社会发展的双重压力。而随着地方产业的崛起，大批产业工人转移到其他产业上来，有效化解了严峻的转型压力。”
转身向海突破发展空间
虽然位于辽河入海口，盘锦多年来却是一座“有海无港”的城市。
当一个城市只盯着资源要素，就会忽略更为广阔的发展空间。而面对资源衰竭难题，盘锦把发展视角投向了“向海发展、以港强市”的转型思路。
高科说：“原来靠海不见海、不知海、不用海。建设盘锦港，盘锦的发展像磁铁一般，被强烈的拽到对外开放、向海发展的轨道上来。”
2009年5月，盘锦港开工建设，到2015年吞吐能力达到3443万吨。盘锦结束了有海无港的历史，成为东北腹地最近的出海通道。
向海发展，把盘锦推进到一个全新的发展格局。沿118公里海岸线，盘锦在辽河左岸开发建设辽东湾新区。“新区组建以来，短短几年就晋升为部级经济技术开发区，成为盘锦向海发展的龙头。”辽东湾新区党工委副书记王锦华兴奋地形容港口有“发动机效应”。
一批“向海而生”的项目落户于港口所在的辽东湾新区。辽宁忠旺集团是全球第二大、亚洲最大的工业铝挤压产品研发制造商，盘锦忠旺铝产业园计划投资189亿元，全部建成投产后可带动就业约2万人。盘锦忠旺铝业公司负责人杨刚说：“我们选择盘锦，首先是因为盘锦港的区位优势。”
让城乡更加融合
转型带来的不仅仅是经济结构的调整，还有社会和人们生活的变化。
盘锦市大洼区新兴镇王家村村民高凌山和老伴儿最近离开城里的儿女家，又住回了农家院。高凌山说：“现在村里自来水、天然气啥都不缺，萝卜、大葱、黄瓜……打理我的菜园子，心情特舒畅。”
像多数资源型城市一样，盘锦原来“城乡”“油地”二元社会结构明显，影响了社会整体发展。盘锦市城乡一体化建设办公室主任刘志成说，盘锦立足 “市域小、人口少、大油田、大农场”的特质，以“人的城镇化”为核心，逐步剥离城乡差别待遇，农民不出村便能享受到市民同样的服务。
大洼区榆树街道曾家村一户农民家的院子里放了3个垃圾桶。榆树街道办事处副主任王海良说：“村民都知道，垃圾分类是能烂的做肥料，能烧的做燃料，其余的别扔掉。”
