油气生产论文(6篇)

油气生产论文篇1

记者（以下简称记）：非常感谢您能接受我们的采访，我们刚采访了张景廉先生，张先生向我们推荐您，说您很早就在做有关无机成气的研究，一直坚持到现在。我们想请您深入谈一下有关“石油无机成因论”的一些观点。

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？

王：当然有，而且也取得了优秀的研究成果。比如，太阳星云条件和地球深部高温高压条件下的费-托反应研究、地幔气体地球化学研究和火山地热区温泉气体地球化学研究等。这些成果为研究非生物气提供了有力的地球化学证据，也为拓展气体地球化学研究领域做了有益的贡献。多数是他们不反对，但不一定赞成，毕竟我是老师嘛。因为风险太大，可能干了一辈子白干了，没有人认可你。

油气生产论文篇2

Abstract:Closedfaultblockreservoirhavemultiplefaults，smallareaoffaultblock.It'sreservoirheterogeneityhasbigdifferences，enhancedoilrecoverydifficult.ComparedairinjectionwithothergasinjectioninEOR,airinjectionhasthecharacteristicsofairrich,lowcost,andsoon.Basedonthedetailstudyofthemechanismofairinjection,comparingdifferentoilfield'sresultsmesticandinternational,thearticleobtainedthereservoircharacteristicsbyairinjectiontoenhancedoilrecovery,providingatheoreticalguaranteefortheactualproduction.

关键词：封闭断块油藏；注空气；提高采收率

Keywords:closedblockreservoir；airinjection；EOR

中图分类号：TE3文献标识码：A文章编号：1006-4311（2011）22-0035-02

0引言

封闭断块油藏断层多，断块面积小，油层非均质差异大；断块之间油气富集不均，单井差异大。随着油田开发的不断深入，采取常规措施提高封闭断块油藏采收率的难度越来越大。注气采油越来越受到人们的重视，注气采油量在EOR产量中所占比例快速上升。目前，注天然气、CO2和N2的方法已相当成熟且行之有效，但这些方法往往受到气源或成本的限制，而空气驱具有气源丰富、成本低的优点，是一种很有发展前景的提高采收率的新技术。

1注空气采油低温氧化原理

在油层条件下，注入空气与原油接触会发生两种反应：一是高温氧化反应（HTO），二是低温氧化反应（LTO）。在低温氧化过程中，会产生大量的二氧化碳、水以及含氧的烃类化合物，反应产生的热量使油层温度升高，促使轻质组分蒸发。因此，直接起作用的并不是空气，而是在油层内生成的CO、CO2、N2和蒸发的轻烃组分等组成的烟道气。

油藏注空气低温氧化过程一般有两种情况：

1.1油藏中通过岩石散失的热量少于反应所产生的热量，油藏温度就会上升，氧气在油藏中自燃，与原油发生完全氧化反应，在油藏中形成一个高温氧化前缘，氧气在这个高温带中被耗尽。油藏中从注入井到生产井一般可分为4个区域：

1.1.1被燃烧前线驱扫过的区域：剩余油饱和度较低，油藏温度高于初始温度。

1.1.2燃烧前缘区：发生氧化反应，氧气逐渐被消耗。部分剩余油被烧掉，释放出CO2和CO，在油藏内形成烟道气驱，温度约达400℃。

1.1.3在燃烧前缘的下方有一个较窄的“集油带”或“热效应带”。这个集油带被烟道气、热水或蒸汽所驱替。

1.1.4“集油带”或“热效应带”下方是一个较宽的未受热力影响的烟道气驱带。

1.2油藏岩石的散热大于氧化反应所释放的热量，氧化反应是在接近油藏初始温度下进行的，称为注空气低温氧化法（LTO）。

低粘油藏的注入井和生产井井距一般为几百米，注入气体中的氧与油藏长距离接触，随着与注入井距离的加大，气体中氧浓度将以连续方式降低，氧化反应所产生的CO2要比上一种情况低，油藏中氧化反应带就比较宽。油藏可以划分为3个区域：

1.2.1氧化反应后缘区：注入井附近油藏带，被注入空气所驱替，部分原油被氧化，剩余油饱和度较低，并且不再耗氧。

1.2.2氧化反应前缘区：一个较大的氧化带，氧气与原油发生反应而被消耗，氧气的浓度从21%逐渐降至0。

1.2.3氧气未波及区：位于氧化带前方的一个较宽的烟道气驱带，为烟道气以及少量轻质油组分驱油的过程。

若干个油田试验表明，轻质油藏注空气发生较多的是第一种情况，在这种情况中，氧化带温度较高，氧气消耗较快，由于还会产生较多的CO2，形成集油带，这两点都有助于提高原油采收率。

2注空气驱油机理

以前注空气驱采油主要用于稠油开采，即火烧油层技术，采油机理主要是降低原油粘度。空气代替其它气体注入轻质油藏不但具有一般注气的作用，还具有氧气产生的其它效果――烟道气驱与热效应。从本质上讲，注空气驱是间接的烟道气驱，但它又综合了多种驱油机理。

绝大部分轻质油藏注空气都是通过烟道气驱提高产量的，所以，无论氧化带是宽是窄，轻质油藏注空气过程都与传统的烟道气驱相类似。不同有两点：一是为了安全起见，轻质油藏注空气注入的氧气必须在到达生产井以前消耗完；二是轻质油藏注空气若出现第一种情况，到注入结束时，集油带到达生产井，还会提高部分采收率（热效应提高采收率）。

空气注入油藏同时会产生两个作用：油的驱替和油的氧化。根据驱替效率和氧化强度，注空气采油可分为四类方法：具有强氧化作用的非混相气驱；没有强氧化作用的非混相气驱；有强氧化作用的混相气驱；没有强氧化作用的混相气驱。

3注空气油藏筛选标准及实例

下面是国内外注空气开发的实例的油藏及流体性质。

3.1美国MPHU油田（MedicinePoleHillsUnit）红河“B”、“C”区块总面积38.85km2，净产层平均厚度5.49m，平均孔隙度17%，平均空气渗透率4.935×10-3?滋m2，油藏温度110℃，油藏原始压力28.4MPa，原油相对密度0.8239，溶解气油比108.52m3/t，地层体积系数1.4m3/m3。

3.2美国Horsecreek油田Horsecreek油田一次采收率9.9%，原油相对密度0.8654，净产层平均厚度6.1m，平均孔隙度16%，平均空气渗透率10.2md，当前含油饱和度40%，油藏温度104.4℃，地层体积系数1.205。

3.3百色上法油田百4块空气泡沫驱上法油田4块裂缝灰岩油藏平均埋深1310m，原始地层压力为13.43MPa，饱和压力7.06MPa，原始油气比45.5m3/t，地面原油密度0.8327g/m3，地层温度78℃。

3.4仓16油田泡沫辅助、空气-水交替注入驱实验16块是一个下倾方向具边水的单斜构圈闭砂岩油藏，油藏埋深737~978m，地层倾角30~40°，含油面积1Km2，地质储量104×104t，可采储量36.4×104t，地面原油密度0.8405g/cm3，油藏温度52℃。

3.5中原油田具有注空气开发潜力的油藏渗透率在10-50md，平均埋深2700m以上，油层温度100℃以上。

4结论

通过上述实际应用，总结出适合注空气油藏的基本特点如下：

4.1油层厚度最好大于3m，最好是储层有一定的倾角和低非均质性；

4.2油藏温度最好高于80℃，对低粘油藏低限可为60℃，因为当温度低于80℃后，油藏的自燃很难发生，滞燃期相对很长；

4.3原油粘度在油藏状态下最好低于20mPa・s，如果粘度过高，应该用火烧油层方法即高温氧化的方法；

4.4原油重度最好为30～40API（比重0.88～0.83），大于20°API（小于0.934）；

4.5油藏渗透率最好大于50md，如果渗透率过低，注入空气很难而且需要规格较大的压缩机；

4.6油藏压力可为20～35MPa，如果油藏压力过大，对压缩机及其他设备要求很高；

4.7注气压力应根据地层压力、地面设备及油的性能确定。

参考文献：

[1]朱恩灵.国外三次采油新技术水平调查[J].中国石油天然气总公司情报研究所，1992.

[2]王杰祥，来轩昂，王庆等.中原油田注空气驱油试验研究[J].石油钻探技术.2007，35（2）：5-7.

[3]叶仲斌等.提高采收率原理[M].石油工业出版社，2000，2.

[4]S.R.Ren，M.Greaves，R.Rathbone.AirInjectionLTOProcess:AFeasibleIORTechniqueforLightOilReservoirs[J].SocietyofPetroleumEngineersJournal（SPEJ），March2002:90-98.

[5]杨占红.吐哈盆地鄯善油田轻质油藏注空气开发机理研究[J].油气地质与采收率，2005，12（1）:68-70.

[6]TunaAT.Resetengineeringaspectsofoilrecoveryformlowpermeabilityreservoirsbyairinjection[C].SPE48841，1998.

[7]ZreawesM，RenSR.AirinjectiontechniqueforIORformlightoilreservoirs:oxidationrateanddisplacementstudies[C].SPE40062，1998.

油气生产论文篇3

Abstract：Aftermorethanacalendaryearroundwaterinjection，TaheoilfieldNo.4districtOrdovicianreservoirssinglewellunitoil-waterinterfaceiscontinuousliftingofoil，themajorityhasenteredthestageoffailure，theremainingoilinthestructuralhighsgatheredtoformaso-called"atticoil".Basedonthetheoryofgasinjectionalternate"atticoil"，andinordertofurtherenhancetherecoveryefficiencyofTaheoilfieldNo.4district，itcarriesoutchoosesnitrogengasinjectiondevelopmentbychoosingindependentwewingholestructure，bettereffectforpre-injectionandcurrentfailedsinglewellunit.Atpresent，gasinjectionoilrecoveryisstillintheexperimentalstageinTaheoilfieldNo.4district，onlyselectingTK404，T415CH，T416andTK489wellsmall-scaleinjection，andtakingTK404wellforexample，throughtheoptimizationofgasinjection，boredwellstime，waysofgasinjectionoilrecoveryandspeedofgasinjection，thereasonablemethodsofgasinjectionweresummedup；andbytheanalysisofproducedynamicchangesconditionaftergasinjection，itobtainedtheconclusionthatgasinjectionimprovesoilrecoveryinTaheoilfieldNo.4district.

关键词：注气；塔河4区；提高采收率；阁楼油

Keywords：gasinjection；TaheoilfieldNo.4district；enhancedoilrecovery；atticoil

中图分类号：TE355文献标识码：A文章编号：1006-4311（2013）14-0311-02

0引言

塔河4区奥陶系油藏位于塔里木盆地沙雅隆起中段阿克库勒凸起西南部，艾协克2号构造上。4区奥陶系油藏含油面积56.7km2，探明地质储量6345×104t。2005年起塔河4区进入注水开发阶段，至今已历时8年，油水界面不断抬升，对单井单元来说，经历多轮次注水替油后，初期见效井目前多已失效，研究注气采油技术，对如何进一步提高4区采收率有重大意义。

1TK404井前期生产及注气情况

1.1TK404井概况

1.1.1TK404井地质特征认识TK404井位于塔河4区奥陶系油藏东部，紧邻S48单元，于1999年9月射孔酸压投产，钻井过程中未见放空漏失，说明没有大型溶洞发育。该井初期生产井段位于T74以下0-22m，2003年堵水上返至T74以下0-10m，生产井段较短。从振幅变化率图及T74顶面构造图（图1）来看，TK404井位于独立残丘构造，储集体发育与邻井没有连通关系，认为该井是具有独立缝洞结构和压力系统的单井单元。

1.1.2TK404井生产情况介绍从生产特征来看，其天然压力开采阶段表现为初期产量高，见水速度快，且见水后含水上升迅速，认为是独立缝洞体底水快速锥进的原因。

2006年9月TK404井开始注水，注水方式以本井间注间采的注水替油为主，至2012年1月注气前，累计进行8轮次注水替油（表1），累计注水10.12×104t，期间累计采油3.27×104t，周期产油由5790t下降至1.9t，阶段末期产出全水。

1.2TK404井注气概况

1.2.1TK404井注气理论基础2012年1月TK404井注水替油第8周期生产情况表明，该井注水已经失效，分析认为多轮次注水替油已将该缝洞体内油水界面抬升，底部水淹，但顶部仍有一定“阁楼油”存在（图2），参考非混相条件下注气作用的主要机理：①靠重力驱替上端封闭大缝洞中的剩余油及油藏顶部的“阁楼油”；②注气后，油气间的界面张力远小于油水间的界面张力（约4倍），而油气密度差又大于油水密度差，从而减小了毛管力作用。认为对该井进行注气替油能够达到一定增油效果。

1.2.2TK404井注气工艺2012年2月TK404井开始注气。本次试验注入气源选择纯度为99.999%的液氮作为注入气源。注气过程中创新设计了注水、注气、机抽生产一体化管柱，累计注入液氮755m3，折合地层条件下氮气1600m3，注气结束后不动管柱可自喷或机抽生产。注气后关井110小时内油压仅上升至12MPa（图3），说明仅有少量注入气体上窜至井口。

1.2.3TK404井注气后产状2012年4月27日TK404井开井放喷，压力快速下降，产气391m3后停喷，未见油水产出。连续油管气举排液，累计气举排液时间74h，累计气举排液量403m3，排出液全为油田水。转抽生产16天，累计排液818m3后见油，该周期至2012年10月28日高含水关井为止，累计生产178天，产液7676t，产油2659t。对

比注气前最后一个生产周期，注气增油效果明显（图4）。

2TK404井注气效果分析

2.1TK404井注气后增油效果明显TK404井注气前最后一周期日产液60t左右，含水高达99.9%。注气后开井排液818m3见油，远远少于上一周期的2256m3，对比看出注气后本周期的累计产液量、产油量都有大幅上升，综合含水由99.9%下降至65.4%，可以看出注气后增油效果非常明显（表2）。

2.2注入氮气起到驱替“阁楼油”作用TK404井累计注入液氮755m3，折合地层条件下氮气1600m3，开井后累计产气391m3，远远低于注入氮气总量。

从TK404注气后测得的井筒压力梯度数据表（表3）来看，距井口1200m以内为气体，1200-1500m为油或油气混合段，说明注入氮气量溢出极少，由于重力分异作用，注入氮气应该主要聚集在缝洞体顶部，将顶部“阁楼油”聚成新的前缘富油带，均匀向构造下部移动，从而由井筒产出。

2.3注入氮气起到驱替裂缝内剩余油作用由于油水界面张力一般比油气界面张力较大，氮气更容易克服毛管力和粘滞阻力进入裂缝驱油，在仅有重力作用时氮气可以进入更小的含油裂缝中，其波及体积远大于水驱。从施工压力曲线（图5）来看，施工期间压力有突降现象，分析认为压力突降可能是因为沟通了前期水驱无法波及的微小裂缝及较远处的储集体。

3结论

①从TK404井注气前后生产特征对比来看，注气替油是继注水驱油之后又一有效的提高采收率的手段。②基于对安全、管线防腐及气源供应等方面的综合考虑，确定现阶段在塔河油田4区奥陶系油藏以注液氮为主的注气方式。③目前在选取注气替油井时，主要考虑位于构造高部位，具有独立缝洞结构，前期注水替油效果较好且目前已失效的的井为对象。④由于注气替油对施工安全要求较高，在设备及施工工艺方面仍有很大改进空间。

参考文献：

[1]郭平，苑志旺，廖广志.注气驱油技术发展现状与启示[J].天然气工业，2009，29（8）：92-96.

油气生产论文篇4

关键词：柴油机，气缸套，磨损规律

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.

[4]陆耀祖主编.内燃机构造与原理.

油气生产论文篇5

1．人才培养目标

辽宁石油化工大学能源与动力工程专业人才培养服务于石油石化行业。以热工、力学和机械科学为基础，以计算机和控制技术为工具，培养学生具备能源生产、转化、利用与动力系统研发基本理论和应用技术能力，培养能够从事石油石化产业链中涉及能量综合利用的创新、应用型高级专门人才。

2．课程体系设置

在课程体系设置方面，能源与动力工程专业设置了较为完善的课程框架，包括：公共课、基础课、专业基础课、专业选修课组、学科任选课及实践教学环节等。能源与动力工程专业充分结合了本学校的行业特色与优势，课程体系设置贯穿石油工业产业链条，为学生提供了全面的专业应用背景。该专业课程体系以油气资源的生命周期理论为依托，将石油产业链条划分为3个主要层次，分别为上游的油气开发、中游的油气输送、下游的终端应用。在上游的油气开发方面，设置了油气田开发工程、热力采油技术课程。该层次旨在从油气资源的源头出发，使学生认识油气藏，理解如何运用现代综合性科学技术开发油气藏。重点突出了热力采油技术的应用。在中游的油气输送方面，设置了油田采输系统换热原理及设备、天然气输送设计与管理课程。油田采输系统换热原理及设备课程紧密衔接上游课程中的热力采油技术，从能量利用角度系统分析了油田采输环节的主要影响因素及其变化规律，重点讲授了换热设备的原理及应用。油气设计与管理是依托学校省级重点学科油气储运工程而开设的课程，该课程重点讲授了油气输送工艺及技术。在下游的终端应用方面，设置了燃气储存与输配、加热炉、能源工程与管理课程。

3．实践基地建设

油气生产论文篇6

关键词：石油天然气；会计核算；油气会计科目；油气会计信息披露

石油天然气行业是为国民经济提供战略物资的流体矿采掘行业，其生产对象及生产经营过程都有着显著的特殊性，而这些特殊性又决定了反映和监督这一生产经营活动过程的油气会计核算内容与一般工商企业不同，也就是说石油天然气生产企业会计核算的确认、计量、记录及报告全过程都有其本身的特点，从而在客观上要求研究和建立适应油气生产经营活动的石油天然气会计核算的理论与方法，以规范石油天然气生产企业的会计核算过程。本文将在分析石油天然气会计核算特点的基础上，对我国油气会计核算的科目设置体系及信息的披露问题予以探讨。

一、石油天然气会计核算的特点分析

作为一种行业特色在会计上的反映，石油天然气会计核算在确认、计量以及财务报告的信息披露方面与其他行业相比，都具有自身的特点。

（一）会计确认的特点。首先是资产的确认。其他行业所拥有与控制的主要资产，主要通过商品流通领域购买获得，资产的价值即为实际支出。而石油天然气企业所拥有与控制的主要资产是油气资产，需要通过采用一定的技术手段，历经不同生产阶段而获得。这样，油气资产在计价时，要注意按各生产阶段划分资本性支出与收益性支出。就目前看来，关于油气资产概念的界定，至今还没有统一的认识。美国FASB公布的19号、25号及69号文件中，虽然提出了对油气储量的具体会计处理方法，但没有从正面界定它的含义。我们认为，油气资产是指各采油气区块的油气井与相关设施。根据国际石油大会（WPC）以及美国石油工程师协会（SPE）关于储量分类的认定，其内容应包括：（1）油气生产井、注水井、资料研究井等；（2）联合站、油气集输站、计量站、注水站、压气站等；（3）井场装置、热采设施；（4）集输油气支管线、集输油气干管线等；（5）油气处理设施；（6）储油设施；（7）污水处理和其他环保设施；（8）油田内部供水、供电、通信设施和其他生产用建筑物。

其次，石油天然气企业成本与费用的确认与其他企业相比，也存在它的特殊性。普通行业所发生的成本费用总是与一定的收入相配比，然而石油天然气企业发生的主要成本费用却不一定会带来收入。石油天然气企业发生的主要成本费用，与是否会发现价值储量相关。由于油气资源的不可再生性，其发现成本承担着与发现价值无关的耗费。FASB第19号会计文件规定，对探明矿区与未探明矿区进行成本费用确认，把与矿权取得活动相关的部分成本以面积为依据分配给所有勘查过的矿区，分配给已取得矿区的那部分成本作资本化处理，分配给未取得矿区的成本作为当期费用处理。换句话说，石油天然气企业对勘探成本费用的确认在于是否能成功发现。我国油气生产企业通常的作法是将发现的与成功井相关的支出全部资本化，而将与不成功井相关的支出予以费用化。当地震、重力等地质勘探作业完成后，做出的地质结论无论是否发现油气显示，其实际支出都予核销，待探井实际完成时，对于未发现油气显示的探井成本作为费用，而将发现油气显示的探井，则将有效井段转为生产井，列为成本。

最后，油气会计确认中还有一个焦点问题，即有关矿业权流转中的损益确认。一般企业无形资产的转让，无论是转让其使用权还是转让其所有权，都要在转让的同时确认损益，而石油天然气行业矿业权流转中损益的确认却不然。对于未探明矿区，若转让部分权益，出让方按合同价格或双方协议价格，冲减未探明矿区余额，不确认转让损益，受让方则按实际支付的金额增加未探明矿区成本；若转让全部权益，出让方确认转让损益，受让方增加未探明矿区成本。对于探明矿区，若转让全部权益，应按转让收入的数额与其未摊销成本之间的差额确认损益；若只转让部分权益，应确认转让损益；若只转让探明矿区经营权而保留非经营权益的，也应确认转让损益。除此之外，其他任何形式的转让及相关交易，都不确认损益。

（二）会计计量的特点。石油天然气生产企业会计的计量以历史成本原则为基础，但与其他企业相比又有不同。以历史成本计量为原则，石油天然气会计采用成果法或完全成本法来核算企业发生的成本支出。石油天然气生产企业发生的主要成本有四类，即矿区取得成本、油气勘探成本、油气开发成本以及油气生产成本。把四种基本成本联系起来，基本的核算结果是发生成本的资本化或费用化。如果资本化，即在成果法下，成本可以作为发生的已耗成本或者作为废弃成本、减损成本或者生产成本而计入费用；如果成本费用化，即在完全成本法下，成本可以作为当期费用在本期冲减收入。我们认为，石油天然气企业成本的核算，应采用成果法。这一方面比较符合长期以来我国油气会计人员形成的采用“变异成果法”核算的习惯；另一方面，也较符合国际上众多大型油气生产公司的核算惯例。

（三）资产价值补偿方式的特点。资产价值的补偿方式，按《企业会计制度》的规定，企业可以结合自己的特点采用直线法、加速折旧法等会计政策，但一经采用，如无特殊情况，不得变更。油气资产的价值不随年限的增加而减少，它的递耗与地下储量密切相关，所以油气资产的价值补偿应采用单位产量法。美国FASB19号会计文件规定，资本化的探明矿区取得成本和油气井与相关设备和设施成本的摊销方法，通常使用单位产量法；资本化的未探明矿区取得成本及“在建工程”科目累计的钻井成本，均不计算摊销，未探明矿区应定期评估，确定是否出现减损。成果法下，石油天然气企业辅助设备设施使用折旧方法、探明矿区取得成本（油气资产）使用折耗方法，而对企业拥有的其他公司非经营权益则予以摊销。

二、石油天然气会计核算科目的探讨

正确地设置油气会计核算科目，是规范石油天然气生产企业会计核算的基础，也是制定油气会计专业核算办法的重要内容。油气会计核算科目的设置，既要同我国现行的会计准则和新颁布的《企业会计制度》相衔接，保持其与准则、制度的一致性，又要密切结合石油天然气会计核算的特点，充分考虑到油气资产、成本与费用的确认、计量、资产补偿方式以及财务会计报告的特点，对油气行业特殊的问题予以特殊分类，寻求特殊的处理方法，体现油气会计核算的特殊性，以提高油气企业的会计信息质量。同时，油气会计核算科目的设置，还应借鉴国外先进的会计确认标准、计量方法及信息披露的模式，在结合我国石油天然气生产企业会计核算实际的基础上，尽可能同国际会计惯例接轨，以保证我国油气生产行业的会计核算与国际惯例相协调。油气会计核算同其他行业比较，最突出的差别在于其成本与费用的核算，针对石油天然气企业生产活动及会计核算的特殊性，在规范油气会计核算时，除按照新颁布的《企业会计制度》设置有关科目外，还应重新设置一些新的会计科目，形成石油天然气会计独特的会计科目体系。

我国矿权取得成本的核算内容，主要包括采矿权、探矿权申请费，采矿权、探矿权使用费及采矿权、探矿权价款。因此而设置的主要科目包括“地质勘探支出”、“管理费用”、“无形资产”、“油气井及相关设施”。比较美国现行油气会计准则，其取得成本的内容包括租赁定金、经纪人手续费、登记费、法律费、从价税、办公费以及递延租金，为此而设置的科目主要为“未探明矿区取得成本”、“探明矿区取得成本”、“未探明矿区减损备抵”以及“未探明矿区减损放弃”。不难看出，这二者之间差异很大，原因主要是我国历来矿权取得成本较小，不将其单独设置会计科目反映。但是，以发展的眼光看，随相关法律、法规的完善与实施，矿权取得成本会逐渐增加，所以，我们认为，关于该项成本的核算应设置“未探明矿区”、“未探明矿区减值准备”、“探明矿区”、“探明矿区累计摊销”等科目。将资本化费用，在“未探明矿区”科目中暂记，不能资本化的费用进入勘探费用，同时，再设科目摊销，而不与油气资产相混淆。摊销费用构成油气生产成本的一部分，记入“探明矿区累计摊销”及“未探明矿区减值准备”。

我国油气勘探成本核算内容，主要包括长期借款的资本化利息、取得探矿权支出、成功井的资本化成本、不成功井的费用化成本、干井费用、地质调查、地球物理勘探及化学勘探费用。由此而设置的会计科目有“地质勘探支出”、“地质勘探费用”、“累计折旧、折耗和摊销”。而美国油气会计准则关于勘探成本，其核算内容主要是井的成本以及其他成本，而其设置的科目为“已探明矿区”、“在建工程”、“已探明矿区摊销”和“勘探费用”。通过比较，可以发现，后者成本核算内容并不包括探矿权支出。我们认为，由于矿权取得成本应单独核算，所以对油气公司进行石油天然气地质调查、地球物理、化学勘探和钻凿探井等发生的支出，应设置“地质勘探投资”科目专门核算，这样做，有利于分清油气生产活动各阶段的成本支出，会计处理也比较清楚。

我国油气开发成本，核算内容包括为开发探明储量、建造用于开采、处理、集输、储存石油和天然气的支出。所设科目主要有“油气开发支出”、“油气井及相关设施”、“油气井及相关设施折耗”。相对应的，美国油气企业设置的科目主要有“在建工程”、“井和开发无形成本”以及“井和开发有形成本”。对照国际惯例，我们认为，关于勘探开发成本，应设置“地质开发投资”、“油气资产”、“油气资产累计折耗”、“油气资产减值准备”以及“油气资产清理”科目。将“地质开发支出”改为“地质开发投资”，以使其与“地质勘探投资”科目相对应。而对于“油气井及相关设施”科目，在界定了油气资产的范围之后，参照《企业会计制度》关于固定资产处理的要求与规定，在“油气资产”科目中予以核算，相应的进行折耗、减值与清理的核算。同时，用“油气资产”科目取代“油气井及相关设施”科目，这样，从名称形式上更符合中国的惯例。对于油气生产成本，则可参照我国油气企业现行作法，这里不再赘述。

油气会计科目的重新设置与修订，是解决油气会计中矿区取得成本的确认、油气资产减损问题的处理、油气资产废弃成本的处理、联合权益会计与矿权转让收益确认问题的必经之路。如果没有一个完善的科目体系，再合理的会计处理思想也难以以会计信息的方式完整的表达出来，这势必会影响会计信息的质量。

三、石油天然气会计信息披露的改革

油气企业活动的揭示内容、形式和范围与普通制造业不同，所以应由特殊会计准则或制度来规范，但是由于我国尚未制定出这方面的规章，所以，油气生产公司目前的信息披露方式，对国内信息使用者按《企业会计制度》的标准进行，而对国外信息使用者则按美国会计准则与国际会计准则的要求对企业财务会计报告予以调整。鉴于此，我们设想，在石油天然气专业会计核算办法的制定中，油气会计信息披露应是改革的另一个重点。

油气生产活动的信息应分两部分予以揭示，即表内信息与表外信息。表内信息主要包括三大报表以及资产减值准备明细表，表外信息则指会计报表附注的补充说明。为了体现油气行业的特色，应在资产负债表中以“油气资产（净额）”和“油气资产减值准备”分两项从总体上反映油气资产的增减变动情况，对油气资产的详细资料，再在会计报表附注中分项补充说明。至于利润表与现金流量表，则应随会计科目的调整在原来报表的基础上相应变动。

美国FASB第69号文件公开要求，有重大石油和天然气生产活动的股票上市公司，在其年度报告中应揭示下列项目的补充资料：（1）探明储量数量资料；（2）有关石油和天然气生产活动的资本化成本；（3）发生在矿区取得、勘探和开发活动时的成本；（4）石油和天然气生产活动的经营成果；（5）有关探明石油和天然气储量数量的未来净现金流量贴现的标准化测定；（6）有关探明石油和天然气储量的现金流量贴现的标准化测定变化。同时，还要求公开上市或非公开上市公司揭示用于核算石油和天然气生产活动的核算方法以及资本化成本的处理方式。借鉴它们的经验，我们认为，会计报表附注的补充说明应包括对重要项目与储量信息的揭示。关于重要事项，应详细披露：（1）未探明矿区的计价方法及减值准备的计提方法；（2）探明矿区成本的计价方法以及摊销基础与方法；（3）油气资产的分类、计价方法以及折耗的基础与计算方法；（4）油气资产支出。关于储量资产信息，则应从数量信息与价值信息（分历史成本基础与估计的未来净现金流量的现值基础）进行披露。数量信息应说明探明储量、探明已开发储量、探明未开发储量、估计的基准日、估计依据以及估计方法、对储量估计各因素的影响情况；以历史成本为基础的价值信息，油气公司应对本期发生的矿权取得、地质勘探、油气开发的主要事项予以说明。以估计未来净现金流量的现值为基础的价值信息披露，在计算探明储量未来贴现净现金流量的标准化度量时，对储量值的价格、销售、成本支出的预测贴现率等需要说明的重要因素，都应予以详细说明。