2现代信息技术在油气生产运行过程中的有效运用
2.1自动化数据的控制与采集
在油气自动化生产过程中，信息的自动化收集与处理是整个自动化控制的重点。自动化数据采集系统采用集散型控制结构，运用两级SCADA自动化监控系统来实现对生产系统内各技术参数的实时数据收集与控制。油气自动化生产中，在联合站、计量站、油井等相关技术控制区域设置信息收集与控制基站。基站与生产系统中各离散点通过传感器与变送器进行数据信息收集，并利用各自动阀门、压力参数通过自动程序的控制进行实时的调节以实现PID闭环控制，从而构成油气生产自动化控制的一级SCADA监控。基站通过光纤、WLAN等方式将实时数据信息及时传输到工控室、自控中心，通过自控中心与工控室的调度实现数据的动态显示与数据信息异常的及时处理，从而实现对生产系统的控制。由此构成油气自动化生产控制的二级SCADA监控系统。一级单元与二级单元相互之间通过电台进行数据交互，以实现整个网络的信息实时交互联系。
2.2多媒体视频监控系统
多媒体视频监控系统一般由视频客户端、视频监控单元、视频监控中心组成，设置在厂区生产系统及其附属设施、系统的视频监控单元将实时的视频监控信息编码成数据流通过网络传输到视频监控中心，通过转码解流将视频信息反应到视频客户端上，由此实现实时的视频监控。而在整个视频监控系统中比较重要的一个部分是网络视频器，主要负责各种多媒体影像声音的采集以及该视频影像的压缩编码；同时，将网络用户以及监控中心的实际控制命令有效地往前端设备上进行传输。目前，MPEG-4网络视频编码器的压缩比例相对较高，运动补偿性方面较为优越，逐渐成为主流。由于大部分采油厂的视频监控多置于室外，所以，一般要选用能够进行360°全景扫描的恒温监控设备，实施对整个尤其生产自动化系统的全天候监视。后端的监控中心主要是由交换机、多媒体电视强以及视频服务器等等设备有机组成的。其中，视频服务器主要是用来管理源于网络视频编码中的相应的网络视频流，并运用组播技术提供相应的视频服务给相关的网络用户，真正实现多媒体数字化实时监控以及网络点播检索行为的有效运行，监控中心可以授权网络用户，这部分被授权的网络用户称作是客户端，客户端为外网用户以及本地网用户均可以。
2.3宽带Ethernet网络系统
2.3.1网络结构
各信息收集基站（联合站、计量站、油井等）收集的数据信息汇集到工区控制处理器，工区工控室通过报表生成、实时图像存储等数据处理后传送到厂部自动化控制指挥中心，以方便厂部领导及技术人员实时浏览各基站主要技术参数、主要实时信息以及异常信息的监测与处理。各基站与工控室、工控室与自控中心之间的连接一般采用光纤、数字微波、WLAN等多种传输方式，通过点到点、点到面、面到面的星状连接网络构建出油气生产系统无线通信网络。
2.3.2组网方式
各基站之间的信息传输组网一般采用可靠性较高、受干扰程度较低的光纤进行连接。从厂部局域网引出光纤连接到油田信息网，如果从厂部到工控室之间的信息连接系统如小容量微波系统不能满足宽带传输的需要，可通过在两端加装E1/RJ45网桥的方式实现微波系统扩容。在基站站点过多、涉及范围过密集、涉及地理环境过于复杂的局部区域，可采用光纤/WLAN混合的方式进行组网，以避免区域光纤连接的复杂性。
2石油天然气生产中环境保护现状及措施
2.1石油天然气生产中环境保护现状
目前，我们已经逐渐认识到生态环境保护的重要性，越来越重视石油天然气生产中的环境保护问题，并取得了一定的成绩。但是，从目前实际情况来看，环境保护中还存在一些问题。具体来讲，这些问题主要表现在以下几个方面。第一，环保意识淡薄。关于环境保护问题，我国出台了一些政策，并提出了“谁污染，谁治理”的方针。但是，在现实中，石油天然气行业中的管理人员、工作人员环保意识依旧比较薄弱，对环境保护不够重视。比如，有些化工企业就没有设置环保部门，有的企业虽然成立了环保部门，但是，并没有发挥实质性的作用，形同虚设。第二，处理技术落后。在石油天然气生产中，各种废气物需要采用一定的技术处理之后才能排放。但是，与西方发达国家相比，我国废弃物处理技术和工艺还比较落后，并且处理成本比较高。因此，很多废弃物不经过处理就排放到自然界中，从而引发各种环境问题。第三，法律法规不健全。在环境保护方面，我国虽然制定了一些法律法规，但是还远远不能满足现实发展需要，尤其是在化工企业废弃物处理方面，没有系统的法律法规对其进行监督，导致废弃物处理中存在很多漏洞。
2.2加强石油天然气生产中环境保护的措施
2.2.1高度重视环境保护问题
在石油天然气化工产业生产中，很多企业领导对环境保护问题不够重视，只是一味地追求经济效益，而忽视了生态效益和社会效益。因此，今后相关管理部门要加大宣传的力度，深化化工企业领导和员工对环境保护重要性的认识，逐渐意识到石油天然气生产对环境造成的严重危害，这样才能在日常工作中高度重视环境保护问题，逐渐改善目前环境保护现状，促进化工企业的可持续发展。总之，化工企业在思想上高度重视环境保护问题是开展环境保护工作的基础和前提条件。
2.2.2加大环境保护投入
正如上文所述，石油天然气生产所制造的废弃物中含有很多的有害物质，对环境的危害很大，处理的难度也比较大。因此，化工企业在对这些废弃物进行处理的时候需要借助于一些复杂的工艺和技术，这就需要大量的资金和技术支持。但是，很多化工企业由于环境保护意识淡薄，不愿意在废气物处理中投入资金，从而导致环境保护问题没有得到有效解决。由此可见，资金和技术也是制约废弃物处理的一个重要因素。针对这个问题，一方面化工企业要通过多种手段筹集废弃物处理资金，建立环境保护专项资金，加大环境保护经费投入；另一方面，化工企业要引进一些先进的废弃物处理工艺，使石油天然气生产中的废弃物达标排放。比如，在废弃物处理中，如果废弃物没有特殊危害，我们可以使用卫生填埋的方法进行处理；如果废物物中含有较多的有害物质，我们可以借助于生物分解技术对其进行分解处理等。
2.2.3完善环境保护法律法规，强化执行
在化工企业中，完善的法律法规可以保证环境保护工作的顺利开展。受限于原有的法律规定，长期以来，中国环保部门的处罚力度、执法手段都相当有限，相对于公安甚至税务和工商部门来说，环保部门一直都是一个“软衙门”，难以震慑日益猖獗的环境违法行为。随着经济社会的发展，这些法律法规已经不能适应新时期的现实需要。2014年4月24日，十二届全国人大常委会第八次会议表决通过了《环保法修订案》，新法将于2015年1月1日起施行。新法首次将“保护公众健康”写入总则，首次明确“保护优先”的原则；提出“环境信息公开与公众参与”，提出“按日连续处罚”加大排污惩处力度；进一步完善企业污染防治责任制度，重点排污单位应按照有关标准规范安装使用检测设备，保证检测设备正常运行，及时办理排污许可证并交纳排污费；新法还突出强调了政府责任和政府监督，各级人民政府必须对本行政区域内的环境质量负责，对于违反相关规定的政府工作人员给予记过直至开除处分，其主要负责人应当引咎辞职。新法堪称史上最严环保法，但是最为关键的是如何执法。环境的日益恶化，不能简单归咎于没有一部有力的法律，而是法律能否得到有效执行，违法官员能否得到问责。因此，国家相关部门还要不断完善环境保护法律法规，建立问责机制，强化执行。使环境保护做到有法可依，有法必依，执法必严，违法必究，从而在法律法规层面上对化工企业废弃物的处理形成严厉的制约作用。
中图分类号：TE933.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）02-0000-01
0 引言
合理套压是指抽油井在油层供液能力，工作参数相对稳定的前提下，能够合理利用气体的举升能力和充分发挥泵的工作效率，产量较高且稳定所对应的套压值[1]。合理控制套压是实现机采井稳产的重要措施。在油井生产中，套压过高，原油中混合气体使泵的充满程度降低，影响泵效；套压过低，减小了套管中气体对原油的举升能力，影响油井产量。本文在理论分析的基础上针对不同沉没度级别的抽油机井拟合出产液量与套压的关系曲线，得出产液量与套压的多元回归方程，从而确定出合理套压范围，实现增产的目的。
1 理论依据
对一口油井来说，在一个开发阶段，其含水率、油气比、泵深、流压、静压等参数发生变化时，其套压也会发生相应的变化。根据相关文献[1，2]，合理套压与气油比的对数、含水率、沉没度与泵深的比值呈线性关系，利用多元线性回归理论分析，确定套压合理区间的计算模型为
（1）
式中，为油井套压，MPa；R为气油比，m3/t；为含水率；H为沉没度，m；L为泵深，m。
由于套压与产液量之间存在一定的对应关系，可根据最小二乘曲线拟合法，进行多项式拟合，构造一个k阶多项式的单项式基本函数1，x，x2，x3，…，xk（式中取k=2）[2]。依据此原理可根据油井井史数据拟合出某一油井产液量与套压的关系曲线为式中，Q为产液量，m3/d。
2 现场应用
以A区块A1井为例，根据井史数据拟合产液量与套压关系式曲线如图1所示。
从图1可看出，该井合理套压为0.24MPa左右，给定一个范围值§，得到一个合理套压范围（Pc-§，Pc+§），§根据现场测试数据取套压一定的百分比值，令其取0.1 Pc，根据需要也可以取其他值。则A1井合理套压范围为（0.22，0.26）。
将上述理论用于A区块的10口抽油机井，计算结果见表2。
从选出的10口油井理论上算出的合理套压和实际生产中的套压对比结果看，有7口油井实际生产套压值在合理套压范围内，2口油井实际生产套压值高于理论计算出的合理套压范围，1口油井实际生产套压值低于理论计算出的合理套压范围，对不同的井采取不同的下步措施。
3 结论与认识
（1）套压过高或者过低都会影响油田开发的经济效益，只有将套压控制在合理套压范围内才能获得最大的产能；
（2）根据最小二乘法原理利用井史数据拟合产液量套压关系曲线和关系式时，尽量采用较多的数据点；
（3）试验表明，在其它参数不变的情况下，将套压控制在合理范围内时，油井产液量较高。
参考文献
[1] 陈涛平，胡靖邦.石油工程[M].北京：石油工业出版社，2000：213-230.
[2] 侯明明，欧阳伟，等.高气油比井合理套压研究新方法[J].复杂油气藏，2011，4（4）：68-70.
关键词 向斜成藏 油气地质 理论及意义
一、向斜成藏理论的研究
Unconventional Petroleum System（非常规油气藏）的理论是由美国的学者们提出的，主要涵盖与构造和岩层没有关系的非常规油气藏，而且在油气运聚的过程当中，并不受到浮力作用的影响，能够在较大面积的在区域上连续的存在着。现今，向斜成藏理论主要拥有着三种类型的代表性观点；第一种类型的代表性观点，是赵文智以及邹才能等人提出的满凹含油观点，第二种类型的代表性观点，是由梁晓东以及吴河勇等人提出的向斜区的滞留成藏观点；第三种类型的代表性观点，是由卓勤功以及其团队提出的隐蔽油气藏理论观点，然而三种极具代表性的观点却都有一个相似之处，那就是向斜成藏的油气藏通常发育在物性都不好，在储集层中存在着“低孔低渗”现象，现今，在我国主要研究和开发这种非常规油气藏，将其作为低渗透油藏。如果严格的讲，这种低渗透砂岩的油气藏并不能够完全的归属于深盆油气藏，因为还有成岩圈闭油气藏以及复合圈闭油气藏和岩性油气藏等一些比较常规的油气藏。然而，针对低渗透油气藏来说，在国内外都有着相当多的学者对低渗透油气藏的渗流特征、成藏机制以及储层成因和地质特点等方面进行了细致的研究，归纳出低渗透油气田的具有以下几方面的地质特征：
第一方面，范围广、丰度低、大油气区以及小油气藏的油气聚集特征；
第二方面，覆盖范围较广的优质烃源岩与接触较为紧密的生储盖相互组合；
第三方面，油气藏的主要形成地点为规模较大的陆相浅水河流三角洲地区；
第四方面，大范围准层状成岩型以及毛细管压力型和岩性型为主的多种圈闭类型共存；
第五方面，拥有着非达西渗流以及达西渗流的两种类型的渗流机理；
第六方面，不同种类型油水之间的关系一直存在，油水关系的分布具备着一定的复杂性；
第七方面，带状富集以及宏观连片和甜点高产的资源分布特征及其整体勘探布置。
二、向斜成藏理论的油气地质意义
1.世界与中国油气资源分布特点
根据地质学的板块构造学说，地球的地壳可以分为若干的相对稳定的区域，包括太平洋板块、印度洋板块、南极洲板块、亚欧板块等板块，各版块相互连接的地带为地质活跃地带，板块之间的运动对于油气的生成有着重要的影响。根据调查发现地球几大板块中油气分布集中的板块地质结构多为地层产状平缓、形成巨大的长垣或隆起，这些地质区域内有利于油气的形成，世界上的许多大型油气储备均在这些区域内，如我国的大庆油田、美国的东德克萨斯油田、沙特阿拉伯的加瓦尔油田等。
地壳各板块之间的活动对于世界油气盆地的分布有着重要的关系，板块之间的活动如挤压、断裂、火山喷发等活动造成不同结构的岩石相互堆积，在地壳中形成岩层褶皱，在这种岩层褶皱带的前部，容易造成山体的凹陷，形成盆地，这种地质构造容易储藏油气，中东、伊朗的特大油田大多形成在这种地质结构的区域内。一定的地质结构也对世界油气资源的分布做出了限制，只有具有特殊地质构造的区域内，才会有大量油气资源的储藏，造成了世界油气资源分布的不均衡。世界各主要地区的油气剩余探明可采储量分布位居前三的分别是中东、欧洲和前苏联，其他地区如非洲、亚欧地区的油气资源储量也较为丰富。根据统计显示，在工业发达地区，油气资源使用量大，也造成了这些国家或者地区的油气资源的相对短缺。随着勘探技术的发展，对于世界剩余的油气储量勘探有了很大的增加，世界石油资源剩余储量增加56%、天然气储量增加86%，就原探明的油气资源储备以及新的资源储备区的加入，形成了世界主要油气资源的大致分布：中东、西西伯利亚地区、里海地区、非洲中部、墨西哥盐下等地区成为世界油气分布的重要地区。
我国油气资源总体储量在世界位居前列，我国石油探明可采资源储量（113.2亿吨）位居世界第九，天然气探明可采储量（2.8万亿立方米）占世界第14，在亚洲地区我国油气资源储量排名靠前，是一个油气资源大国。我国较丰富的油气资源在面对众多的人口压力时，展现出了较大的矛盾，影响我国的发展，了解油气的生成，进行有效油气资源勘探，成为我国石油人必须重视的工作。我国主要的油田有：大庆油田、渤海油田、长庆油田、克拉玛依油田。大庆油田是我国产量最高的油田，占我国原油总产量的30%左右，但大庆油田的原油产量已经进入衰减期。大庆油田的天然气产量逐步上升，有利于增加国家的天然气产量。陕甘宁盆地的长庆油田油气总产量位居我国第二，未来有着长足的发展，成为我国西部的油气资源宝库。渤海油田和克拉玛依油田显示出巨大的油气产量潜力，属于正在发展的油气资源储备。
2.油气资源形成的几大理论
油气生成有几大主要理论，最主要的为油气无机生成理论和油气有机生成理论。油气无机生成理论认为油气资源是地壳内的无机物在高温高压等物理条件下由无机物转变而成的。油气无机生成理论中的几大学说主要是碳化说、宇宙说、岩浆说、变质说等，其理论代表人物主要有：门捷列夫、索洛夫等。
目前被世界普遍接受的是油气的有机生成理论，下面介绍一下油气的有机生成理论。油气的有机生成理论主要观点是：石油气资源是地球上的生物，包括动植物、微生物等死亡后在特殊的地质环境中进行了一系列的演变而形成的。这种理论的几大依据主要是：1 绝大多数发现的油气田都是在沉积盆地的岩层中。2 油气资源中的化学元素炭、氢、氧等也是构成生气的主要化学元素。3 目前在油气资源中发现了生物中才有的血红素和叶绿素等动植物特有的有机物，说明了油气资源与有机物的存在着必然的联系。以上几点证明了油气有机生成理论的正确性。
油气生成需要两大条件，分别是物质条件和环境条件。在油气形成的物质条件储备阶段，需要有大量有机质的的沉积，这些有机质要在一定的地理环境、地质条件和物理化学条件下才能生成油气资源。油气资源形成的地理、地质条件有：沉积的有机质要长期被水体淹没，水体稳定、靠近岸边、地区内的地壳活动较为稳定，只有同时具备这些地理、地质条件才有可能促使油气资源的生成。有机质在合适的地理、地质环境中沉积还要有一定的物理化学条件的支持，有机质需要在地壳沉积层中挤压，接受地壳中放射性物质的辐射，地层中的一些细菌发生酶促作用，在一定的温度下经过长期的时间才可以形成油气资源。油气资源的形成伴随着沉积盆地的发育，这也是绝大多数油田都在沉积盆地内发现的原因。有机质与其他远古矿物质伴随着沉积盆地的发育，埋藏深度不断增加，有机质所处环境温度不断增加，氧气逐渐减少，发生化学反应，而不同的有机质埋藏深度生成的油气类型也有着明显的特点，研究不同深度的油气资源特点，有利于有效利用油气资源，促进油气资源的可持续利用。
总结：油气资源的生成需要严苛的地理、物理条件，需要经过漫长的时间，我国的油气资源的勘探、开发还有待进一步的提高。了解油气资源的形成条件，有利于油气资源的有效勘探。对于油气资源形成过程中不同沉积深度的油气特点还有利于对油气资源的分层利用，保证国家油气资源的可持续利用，发挥油气资源对国家经济进步的最大效用。
参考文献
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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。
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。论文参考网。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。正常情况下的气缸套磨损状况。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。
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。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。这是一种破坏性极大的磨损。论文参考网。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。靠第一道活塞环上止点附近磨损严重。论文参考网。
由于低温启动频繁或柴油含硫量过高造成的腐蚀磨损，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。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
中图分类号：TM41 文献标识码：A
一、引言
由于变压器油中微水含量及氢气、乙炔气含量影响变压器油的电气及理化性能，对变压器的正常运行起着负面影响，克拉玛依油厂采取了脱水脱气工艺对微量水、氢气及乙炔气进行脱除。本文主要介绍了脱水脱气工艺的工艺过程及工艺条件，通过分析数据说明了脱水脱气工艺的可靠及稳定性
变压器油主要用于变压器、电抗器、互感器、油开关等充油电气设备中，起到绝缘和散热冷却等作用。水分对绝缘介质的电气性能和理化性能都有极大的危害。首先，水分会降低油品的击穿电压，当油中含水量为0.01%时，击穿电压约15KV，当水含量增加到0.03%时，击穿电压降到6KV左右。同时水分对介质损耗因数也有明显的影响，随油品水含量增加，介质损耗因数增加。当油中水含量为0.02%时，介质损耗因数约0.01，当油中水含量增加5倍即0.1%时，介质损耗因数会增至为0.021。此外水分还会促进有机酸对铜、铁等金属的腐蚀作用，产生的皂化物会恶化油的品质，增加油的吸潮性，对油的氧化起促进作用。一般认为受潮的油比干燥的油老化速度要快2～4倍。
变压器油在生产加工过程中就含有一定量水分，石油产品成本有一定程度吸水性，在包装运输和储存管理过程中，如果管理不妥会从大气中或与水接触时，溶解和混入一部分水，变压器油的吸水能力与其组成以及所处温度环境有关，一般来说，在20℃时变压器油溶解水能力约40μg/g，通过工业脱水装置可使变压器油含水量降到10μg/g以下，油品的吸潮性随空气相对湿度和油温呈线性增加。不同化学组成的油品，其吸水性可相差数十个μg/g，油中芳烃含量越多，相对说来油品的吸潮性越高，油内存在某些极性分子也能增加油品的吸潮性。
一般变压器油并不含乙炔等气体，但有的生产厂大气污染较重，大气中含有乙炔等气体，难免溶解在变压器油中，由于变压器油在装入变压器之前都要进行真空脱气，一般可以达到装变压器的要求。
为了控制变压器油的微水及气体含量，避免变压器油的电气及理化性能受到影响，克拉玛依油厂实施了变压器油脱水脱气工艺。
二、变压器油脱水脱油工艺过程
1.工艺流程
变压器油原料油进入容-1，进行第一次循环：容-1变压器油经换热及脱气脱水后，进入容-2，循环结束后，容-1中的变压器油脱气脱水后全部进入容-2；进入第二次循环：容-2油经换热及脱气脱水后全部进入容-1，第二次循环结束。全部过程历时48小时。
2.工艺条件
在变压器油整个脱气脱水过程中，采取了氮气密封系统，以避免大气中的水份、氧气及其他杂质进入油中，具体条件如下：
2.1氮气密封系统的投用：在整个脱水脱气过程中，氮气密封可以很好的防止水份、氧气和其它杂质的侵入，保证脱气脱水的效果。系统氮气进入脱气脱水装置后，由压力表测其压力，通过减压阀降至0.16MPa后，氮气通过压力调节阀进入容-1（或容-2），压力设定为0.015kg/cm2。当进油时，空气被压缩，压力升高，当压力大于0.02 kg/cm2时，压力调节阀自动开启，氮气外放卸压，压力低于0.02 kg/cm2时自动关闭。容-1和容-2氮气密封系统互为备用。
2.2油品的升温：当变压器油原料从罐区被输到容-1，控制油位液面在油罐上半部时，停止进油，关闭相应阀门并准备升温循环脱水。打开净油机的循环阀门及油出口阀门，启动净油机的给油泵。变压器油原料自净油机流入换热器，与壳程中的热水换热升温，换热后，油品进入容-1（或容-2）。当容-1的温度指示为55℃时，开启净油机的加热系统，准备恒温脱水。
2.3恒温脱水：恒温脱水时，净油机严格按照《TORP―Ⅵ―6型净油机使用说明书》操作。主要技术参数为：流量6吨/小时，运行温度控制在55±2℃，工作真空度控制10Pa至50Pa，当净油机主要技术参数到位12小时后，从容-1（容-2）中部取样分析，先测含水，指标要求为低于10ppm，含水分析合格后再测其它指标，含气≤1%，清洁度NAS≤6%，介损≤0.002，击穿电压≥60KV，分析合格后停止脱水。
2.4贮输：容-1（或容-2）分析合格后，可以用鹤管直接装车或贮存在容-1（或容-2）中，本系统已经预留了密闭装车氮气线。
2.5其它：经计算，处理一批油约需要48小时，处理能力为6000-7000吨/年。
3.工艺参数
变压器原料实验油量： 50吨
脱水机控制温度： 55±2℃
真空度： 脱水机两级真空全开，真空度控制在10-50Pa之间。
4.取样要求
4.1容-1循环前各点取样一次。
4.2真空泵开启后每6小时取样一次，由化验室取样进行微水及气体分析。
三、实验分析数据
分析结果可知，目标气体：氢气和乙炔气实验结束后都未检测出，从相关数据中可以看出，微水含量达到指标要求，小于10 ug/g。耐压随着工艺过程的进行逐步升高，击穿电压达到大于60KV的目标；介损随工艺过程进行呈下降趋势， 介损达到小于0.002%的目标。
随着脱气脱水的进行，目标气体：氢气和乙炔气含量都为未检测出，可以看出微水含量达到指标要求，小于10 ug/g。耐压随着工艺过程的进行逐步升高，击穿电压达到大于60KV的目标；介损随工艺过程进行呈下降趋势， 介损达到小于0.002%的目标。
四、问题与结论
1.油品中的微量水与油品保存环境有很大的关系，如环境温度、湿度、是否敞口、是否氮气保护等。
2.从分析数据得知，真空脱气对CO2、CH4、C2H6气体的脱出，有效果，不明显。
3.从分析数据可以得出，真空脱气对目标气体的脱出有明显的效果，例如：H2、C2H4、微水。
4.从两次实验结果看，目的物质都能达到目的要求，两次实验重复性较好。
5.克拉玛依油厂普通变压器油中不含有乙炔气和氢气，真空脱气脱水可以达到实验目的。
6.通过脱气脱水实验，证明通过生产厂的脱气脱水工艺的应用及氮封液袋包装可以实现客户现场装油的目标。
参考文献：
[1] 蓝毓俊,姜益民,凌颖洁.大型变压器油流带电现象的分析和处理[A]. 加入WTO和中国科技与可持续发展――挑战与机遇、责任和对策（上册）[C]. 2002
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[3] 马卫平,李绍英,程方晓,朴真三,孙天利,刘贤忠,姚丽丽.微生物对大型变压器油介损影响的研究[A]. 新世纪 新机遇 新挑战――知识创新和高新技术产业发展（下册）[C]. 2001
随着国民经济的发展，电力事业迅速增长，装机容量和电网规模日益增大，人们对电力系统中设备的运行可靠性的要求不断提高，在现代电力设备的运行和维护中，电力变压器不仅属于电力系统中最重要的和最昂贵的设备之列，而且是导致电力系统事故最多的设备之一，它的故障可能对电力系统和用户造成重大的危害和影响。因此国内外一直把电力变压器在线检测与诊断技术作为重要的科研攻关项目，现今大多数运用的技术有局部放电法，和变压器油色譜分析法等。
一、变压器在线监测研究现状
（一）变压器局部放电（PD）在线监测
1．原理：变压器故障的主要原因是绝缘损坏，在故障前有局部放电产生，且伴随下列信号：电流脉冲，电波、超声波，C2H2，C2H4，C2H6，CH4，H2，CO等气体，光信号，超高频电磁波。对上述五种信号进行测量，可以确定变压器内部局部放电的严重程度。因此五种信号的监测都有人研究。在这些检测方法中，电流脉冲法是最灵敏的。但是变电站现场电信号的干扰也是比较大的，因此采用常规的电流脉冲法，很难进行测量。超声波法及油中气体分析法现场干扰较少，但超声波法灵敏度低，对于那些深藏在绝缘内部的放电往往检测不到。同时超声波信号的传播时延大多是用电流脉冲信号触发计时器来获得。在现场使用时，局部放电产生的脉冲电流信号，往往淹没于高的干扰脉冲之中而无法分辨，难以触发计时器工作，从而导致监测系统作出错误的判断。
2．方法：（1）差动平衡法：比较进入测量系统的两个信号，一个来自中性点传感器，另一个来自变压器铁芯接地传感器。当变压器内部产生局部放电信号，它在变压器中性点及铁芯接地传感器上，产生两个方向相反的电流脉冲。而当变压器外部存在干扰信号时，他在这两个传感器上产生的电流脉冲方向相同，适当选择频率，对这两个电信号进行比较，就可以对电晕干扰加以抑制。（2）超声波检测法：利用超声波传感器，在变压器外壳上检测局部放电产生的声信号。一方面当变压器内部发生局部放电时，所产生的电流脉冲信号就被检测到，另一方面分布在油箱壁上的几个超声波传感器也会检测到声波信号。但它要比电脉冲延迟某个时间，根据这个延迟时间，就能确定传感器和放电发生点之间的距离，从而确定放电点的位置。（3）电气定位法：利用超声波传播的方向和时间以及放电脉冲在绕组中的传输过程来确定放电位置的定位方法。
（二）变压器油中溶解气体（DGA）在线监测
用油中溶解气体气相色谱分析判断变压器内部故障：
1．原理：油浸电力变压器中主要绝缘材料是变压器油和绝缘油纸。这两种材料在放电和热作用下，会分解产生各种气体。而变压器内部故障都伴随着局部过热和局部放电的现象，使油或纸或油和纸分解产生C2H2，C2H4，C2H6，CH4，H2，CO和CO2等气体。当故障不太严重，产气量较少时，所产生的气体大部分溶解于绝缘油中。此外，发热和放电的严重程度不同，所产生的气体种类、油中溶解气体的浓度、各种气体的比例关系也不相同。因此，对油中溶解的气体进行气相色谱分析便可发现变压器内部的发热和放电性故障。
2．方法及其发展
（1）一般采用常规气相色谱仪进行变压器油率溶解气体的定期检侧，即试验人员到变电站抽取部分脱出气体注入气相色谱仪的进样口，用气相色谱仪检测，输出结果，最后将结果与标准进行比较判断。
（2）为了克服常规油色谱分析法的繁琐而复杂的作业程序，人们研制出了油中气体自动分析装置，即将常规色谱分析仪的脱气和气体浓度检测两部分置于变压器安装现场，在技术上实现自动化分析，显然，这种油色谱自动化分析装置的功能与常规色谱分析法相仿，结构上未发生根本变革，仅是作业程序上实现了自动，从技术经济上限制了它的推广应用前景。
（3）人们不得不研究在原理结构上有所变革创新的在线监测装置。在变压器油中溶解气体在线监测装置的研究中，人们首先想到的是在油气分离上作变革，为此采用由仅使气体分子通过的高分子透气膜组成油气分离单元，从而不仅大大简化了油中气体自动分析装置的结构，而且实现了在线监测。
（4）气体检测单元上作出变革，不用复杂的色谱仪，而用气敏传感器对分离气体检测。由于气敏传感器的敏感度与所添加的贵重金属有关，工艺上还很难做到一种气敏传感器对多种气体都具有相同的敏感度，因此，人们最先研究成功的在线监测装置是监测变压器油中的氢气量。由于不论变压器内部故障种类如何，氢气是故障产生气体的主要成份之一，在线监测油中的氢气量就能判断变压器有无异常，然后通过常规色谱分析法来进一步判断故障种类和程度，因此，虽然这种只能判定有无异常而不能诊断故障种类的在线监测装置功能有限，但因其比常规色谱法进了一步而得到了广泛应用。
二、变压器在线监测研究发展趋势及研究方向
1．仪器上：发展了光学器件如分红气体分析器，红外气体分析器的特点是能测量多种气体含量。测量范围宽，灵敏度高精度高，响应快，选择性良好可靠性高，寿命长，可以实现连续分析和自动控制。红外气体分析器的工作原理基于吸光度定律（I．amhert-Beer定律），从物理特征上可以划分为不分光型、分光型、傅立叶红外（FTIR，Fourier Transform InfraRed）型以及基于微机电系统（MEMS Micro-Electro-Mechanical System）技术的微型红外气体分析器。分光型红外气体分析器是利用分光系统从光源发出的连续红外谱中分出单色光，使通过介质层的红外线波长与被测组分的特征吸收光谱相吻合而进行测定的。不分光型红外气体分析器（NDIR）指光源发出的连续红外谱全部通过固定厚度的含有被测混合气体的气体层。由于被测气体的含量不同，吸收固定红外线的能量就不同。
2．理论工具上：模糊理论，人工神经网络，专家系统及灰色理论在DGA的分析中都有应用。
三、结语
变压器作为发变电系统中重要设备，安装在线监测系统的必要性已渐渐成为电力行业的共识，电力变压器的工作效率代表了电力部门的财政收益，变压器的在线监测提高了运行的可靠性，延缓了维护费用的投入，延长了检修周期和变压器寿命，由此带来的经济效益是非常可观的。电力设备的在线监测技术是今后的发展方向，具有广阔的前景。
参考文献
[1]徐杰．浅谈电力变压器故障的在线监测 ．技术与市场（上半月）[J]．TECHNOLOGY AND MARKET，2006，（6）．
中图分类号 F205 文献标识码 A 文章编号 1002-2104（2012）02-0152-07 doi:10.3969/j.issn.1002-2104.2012.02.025
油气资源产业集群是本文的一个基础概念。本文借鉴一般产业集群内涵和胡健等[1]对油气产业集群的界定，指出油气产业集群是在特定地理区域内，基于当地独特的油气资源优势，油气勘探、开发、储运、炼制加工、化工和销售等产业企业，及与其发展相关的配套企业（主要为油气装备制造业和油气服务业等）和各种机构、组织（如高校、科研院所、培训机构、中介、协会、金融、政府）相互联系所构成的空间经济组织体。其主体是一条产业链，这条链条成为油气产业集群内部各主体相互关系的基本格架。这里有必要指出油气产业集群与油气产业集聚的区别。油气产业集聚是指油气资源勘探开发企业或加工企业以取得规模经济、节约成本而在特定地域集聚，根据集聚企业是油气开发生产型还是油气加工型，分为开发生产型油气产业集聚和加工集中型油气产业集聚。由此可见，油气产业集聚是特定区域内同类油气企业的集中，这类油气企业可以是上游油气开采企业，也可以是下游油气加工企业；而油气产业集群则是基于当地独特油气资源优势，沿着产业链不同环节企业的集中，产业链是油气产业集群的主体，也就是说油气产业集群内部既有上游油气开采企业也有下游油气加工企业。因而，从这一角度看，江苏和浙江等省区虽然乙烯石油化工业等较发达，但由于没有油田，缺乏油气开采业，产业链上游缺失，因而，只能称得上油气化工集聚区，而油气产业集聚不在本文研究之列。
我国同一区域（比如一个省、直辖市或自治区）油气资源产业（后文简称油气产业）上、下游发展并不平衡，不同区域油气产业上、下游产业集群发育程度也存在差异，把握这些差异将有助于完善区域油气产业发展规划和明确不同区域油气产业集群发育程度。产业集群识别包括产业集群辨认、产业集群的产业分类和产业集群边界确定，其中，产业集群辨认是产业集群识别的重要内容，它是指被研究对象是否发育产业集群及发育的相对程度，因而，对我国油气产业集群进行识别有助于掌握我国同一区域油气产业上、下游产业集群发育状况和明确不同区域油气产业集群发育程度。然而，从目前国内外油气产业集群研究来看，总体上并不丰富，其中，我国主要聚焦于油气产业集群的成因[2-5]、区域功能[1，2，4，6-7]、集聚度衡量[1，2，8]，及发展策略[1，2，5-6，9]等方面；国外主要关注油气产业集群的整体结构[10]、集聚效应[11]，及油气集群基于区域创新的成长机制[12]。由此可见，无论国内还是国外，还没有严格意义上的油气产业集群识别研究。当然，已有产业集聚度衡量研究为油气产业集群识别提供了很好的基础和思路启发，但是，即便油气产业集聚度衡量的已有研究，衡量方法上也主要采用单一区位熵法或两类区位熵的组合。由于不同区位熵从不同侧面反映产业集聚状况，因而综合各类区位熵的衡量将能够更客观地反映油气产业集群发育状况。基于此，本文寻求三类区位熵的组合并据此提出复合区位熵的概念，基于复合区位熵来更客观地衡量我国油气资源富集区产业集群发育状况。
1 相关研究
已有油气产业集聚度衡量为油气产业集群识别提供了很好的基础和思路启发，同时，一般产业集群识别研究为本文作进一步研究提供了理论与实践支撑。
11 油气产业集聚度研究
胡健等计算黑龙江、新疆、辽宁、四川、陕西、吉林、甘肃、青海等八省（直辖市或自治区）的EllisonGlaeser指数，用来表示各省区油气产业集聚程度，在此基础上，进一步研究油气产业集聚度与区域经济增长之间[1，2，4]、与区域创新能力之间[6-7、9]的相关关系，并衡量西部油气资源富集区生产集聚度[1，2，8]。张伟组合企业数量区位熵和产业产值区位熵衡量西部13个二位数资源型产业的聚集度，并计算这些产业销售利润率借以初步反映产业竞争力，最后得出了与客观实际较吻合的资源型产业集聚度与产业销售利润率关系的结论[13]，表明了区位熵法在资源型产业集聚度衡量中的适用性。
12 产业集群识别研究
产业集群识别包括产业集群辨认、产业集群产业分类和产业集群边界确定，其中，产业集群辨认指被研究对象是否发育产业集群及发育相对程度，是产业集群识别基础且重要的内容[14]，因而，狭义上，产业集群识别即指产业集群辨认，许多文献采用此观点。
已有产业集群识别研究主要围绕产业集群识别的思路、标准、方法及应用展开，其中，识别标准和识别方法被学术界和产业界广为关注。
121 产业集群识别标准
实际上，产业集群识别标准确定是复杂和困难的。意大利和法国做了这方面的工作[15]，如意大利将1999年确定的地方生产体系和产业区两个层面的识别标准调整为2002年对产业区的具体判断标准：即产业区内企业数应至少80家、员工总数应不低于250人，同时应符合企业体系和地方机构共同制定的开发条约：而在法国，则规定一区域内具有相似活动的企业如果达到了以下四个标准，即被认为产业区：一是企业至少5家，二是与同一活动有关的至少有100位雇员，三是每公里厂商的密度至少两倍于法国的平均水平，四是地点系数LQ必须大于1[15]。上述研究中，产业区实际上相当于产业集群，可见，以上集群识别标准侧重于企业数量、就业规模、集聚程度和专业化程度等方面。在国内，张建华等运用关系合约理论、分工理论与投入产出分析法，制定行政区划和区位熵等8条产业集群识别标准[16]。
122 产业集群识别方法及其运用
学术界从20世纪60年代以来发展了许多辨认产业集群的方法，这些方法总体可分为定性识别方法和定量识别方法，且各有优、缺点[14，17-18]。其中，定性方法产业理解法的核心是区位熵（LQ系数），其计算公式为：
LQij=Eij/iEij/(jEij/ijEij) （1）
其中，Eij表示j地区i产业的就业、企业数或产值总数，LQij表示一个给定区域j产业i的就业、企业数或产值占有的份额与该产业的就业、企业数或产值占整个经济（如一国）的份额的比值。根据计算所依据指标的不同，LQij相应有企业数量区位熵B-LQ（number of businessbased location quotient，“business”应该为“enterprise”，但为了与就业区位熵中“E（employee）”相区分，这里借用“business”）、产业产值区位熵P-LQ（product valuebased location quotient）和就业区位熵E-LQ（number of employeebased location quotient）。由公式(1)可以看出，区位熵并非绝对数，而是相对数的比值，因而，若j地区i产业的就业、企业数或产值高，即Eij大，并非意味着LQij一定高，即i产业在j地区的集群度高，因为它还要取决于j地区产业的就业、企业数或产值的总量，因而，我们不能截然地说如果一个地区某产业发达，那么该地区该产业的集群度一定高；反之亦然，LQij低，并不意味着该产业就不发育，但LQij可比较同一区域不同产业发育程度，LQij越高，表明所对应产业相对于同一区域其他产业更为发育。由公式一还可以看出，
区位熵计算仅涉及产业和区域数据，容易获取、容易理解，计算操作也简便，因而，在实践中受到较广泛的运用。对于主成分因子分析法、多元聚类法和图论分析法等定量方法则在区域产业集群现象存在前提下，识别产业集群的数目、组成、内部关系等，因而能够比较深入地勾勒出集群边界，但这些定量方法操作比较复杂，对数据要求也高，在我国目前集群数据统计系统尚不完善前提下很难顺利实施。
由于区位熵具有前述提到的这些优点，因而在一般识别中被经常采用，但识别标准在不同学者存在差异，如选择就业区位熵大于1[19]、就业区位熵≥3且企业数目≥100[20]、各类区位熵大于112即表明高水平的专业化[15]，以及大于3的标准[21-23]。本研究认为LQ识别标准存在行业差异，应视所研究行业相关特征而定；此外，还应综合考虑三类LQ值，因为三类LQ值毕竟分别从三个不同侧面反映产业集群发育状况。由于各类产业集群识别方法各有优劣，于是有些学者在实际运用中寻求方法的组合，如Rey融合主成分分析法和多元统计聚类法[24]、梁进社等人综合运用主成分分析法和Czamanski法对北京产业集群进行识别[25]、李广志等综合应用区位系数法和主成分分析法对陕西省产业集群进行识别与选择[26]。具体就区位熵三类指数之间组合来看，企业数量区位熵与产业产值区位熵组合[13]、就业区位熵与产值区位熵组合[27]等识别法已在实践中得到使用，但组合三类区位熵用于产业集群识别则在目前文献中极少见及，具体到油气产业集群则尚未见及。
2 油气产业集群识别内容及地理边界识别
21 油气产业集群识别内容
本研究包括油气产业集群辨认和油气产业集群地理边界确定（识别）。产业集群边界包括垂直边界、水平边界、交易边界和地理边界，其中，地理边界指特定地理区位中产业集群的垂直、水平、交易边界内所吸纳的所有成员，具有区位特性，是产业集群区域集中性的表现。在油气产业集群地理边界确定前提下，油气产业集群辨认则指辨认地理边界范围内油气产业是否存在集群现象和集群发育的相对程度。
22 油气产业集群地理边界识别
四类集群边界中，地理边界受行政区划限制，大多数产业集群通常分布在行政区划内，与行政区划相对应，但也有个别集群跨越行政区划边界[16，28]。进一步从油气产业集聚相关研究来看，胡健等在分析油气资源生产集聚和区域创新能力关系[1，6-7]、衡量西部油气资源富集区生产集聚度[1，2，8]、评价西部油气产业竞争力[1]，以及张伟衡量西部地区资源型产业集聚度时，均选择以行政区划省（直辖市或自治区）为基本研究单元，且最后均得到了与实际吻合较理想的结果[13]，这表明了行政区划作为研究单元的合理性。此外，鉴于油气产业规模性，油气产业集群所及范围通常扩大到一个省甚至几省组合的区域，再结合我国油气产业统计数据省归口的特点、不同省区油气生产规模和上下游发育程度的差异性，同时借鉴Marcon et al[29]和张淑静[28]、张建华等[16]的研究观点：大多数产业集群在行政区划范围之内，与行政区划相对应，产业集群或产业集聚衡量方法也大都以行政单元为基础。综合以上考虑，本研究选择省（直辖市或自治区）作为油气产业集群识别的地理界线，即以行政省（直辖市或自治区）边界作为油气产业集群识别的地理边界。与此相对应，油气产业集群辨认即转化为辨认具体省区油气产业是否发育集群及相对发育程度。
3 我国油气产业集群辨认方法选择和样本确定
油气产业集群辨认可被视为狭义的油气产业集群识别，辨认（识别）方法选择和样本确立是油气产业集群辨认的基础工作。
31 油气产业集群辨认方法选择
目前还没有辨认（识别）产业集群的完美方法，产业集群识别需要根据具体情况选择适合的方法。鉴于前文提到的区位熵法的优点和张伟运用区位熵法对我国西部包括油气产业在内的13个资源型产业集聚度较理想的衡量[13]，同时，结合我国目前产业集群统计系统还不足以满足主成分因子分析法、多元聚类方法、图论法等较复杂的定量方法，本研究选择LQ系数法作为油气产业集群识别方法。由于企业数量区位熵B-LQ、产业产值区位熵P-LQ和就业区位熵分别从不同侧面反映产业集群发育状况，因而，本研究同时选择以上三类区位熵进行我国油气产业集群识别。
32 样本确定
本研究选取油气资源富集的黑龙江、新疆、辽宁、四川、陕西、吉林、甘肃、青海等八省区，增加山东、天津、河南、河北等偏中部和偏东部省区，较全面地涵盖了我国油气资源（陆上）富集区。
由于前文已限定油气产业集聚不在本文研究之列，因而，对于象江苏和浙江等油气化工集聚区没被本文选为样本省区。
4 复合区位熵的提出及对我国油气产业集群的识别
目前，抽油机井泵效理论计算在很多油田和石化工程中得到了较广泛的应用，人们对于抽油机井泵效理论计算的实际应用问题也越来越重视。本文就抽油机井泵效理论计算的实际应用问题主要介绍了以下几个方面的内容。
1 抽油机井泵效理论计算原理说明及实际应用说明
关于抽油机井泵效的计算，通常是基于多相流体力学的原理下，对流体在抽油机井中的流动规律进行研究，以及对水混合物、气、油等流过抽油泵时进行能量上的分析，并依据机械守恒定律将抽油泵的扬程与效率计算出来，以此对抽油机井的能量损失进行定量分析，通过这种方法能够为抽油机井系统效率的提高提供理论上的依据。本文就抽油机井泵效理论计算的实际应用问题，在现场同步测试的基础上，对30余井次进行了计算，并参照实际计算与分析结果，选取12口井进行了相应的技术改造，并将改造前后的计算结果进行了对比和分析。
2 三种常见问题典型井的介绍与分析
下面，笔者主要选取12口措施井其中的3口为例对抽油机井泵效理论计算的实际应用问题进行探讨和分析。
2.1 油管漏失井
选取一典型的油管漏失井，南8一丁4一320井，该井选用的生产泵是56毫米，泵挂的深度是1012.4米，冲程是3.0米，冲次为每分钟8次。通过利用抽油机井泵效理论计算的方法，可以得到南8一丁4一320井的实际扬程只有294米，泵效也只有68.8%，抽油杆在传递能量时损失的功率占到了光杆功率的80.5%，因机械磨擦损失的功率占到了输入功率的24.7%，整个井的井下效率十分低下，只有13.4%。在此基础上提出了相应的检泵措施，经检验发现泵以上有两根油管丝扣腐蚀比较严重，这说明计算结果和分析结论与实际情况是相符的。在该井稳定生产一段时间后，再次进行同步测试，并进行计算各分析。计算结果得出，检泵后泵的扬程明显提高了3ll米，泵效也相应提高了20.1%，抽油杆在功率上的损失大大降低，改造后井下效率提高了34.2%。
2.2 泵排液能力与地层供液能力不匹配井
以南3一丁5一14井为例，该井选用的生产泵为44毫米的泵，其冲程是3.0米，冲次是12次每分钟，通过进行同步测试可知，泵效特别的低，因机械磨擦损失的功率占到了输入功率的58.0%，整个井的井下效率也只有21%，抽油杆在传递能量时损失的功率占到了光杆功率的93.8%，损失比较厉害。经判断分析知，该泵泵内的机械磨擦比较严重，使得油管与抽油杆在上冲和下冲时严重变形，导致杆与管间的磨损较大，示功图显示有漏失。该井在正常作业时虽然已经使用了高冲次和大冲程，但整个泵的沉没度还在700米以上，这表示44毫米的泵过小，应该采用56毫米的泵。用56毫米的泵代替44毫米的泵不仅可以泵的排液能力和地层的供液能力相匹配，还能够有效减小泵的磨损。改造之前南3一丁5一14井的扬程比较低，仅仅为50米，泵效也只有33.9%，实行改进措施以后，扬程明显提高了552米，泵效也提高了48.5%，而且泵内的磨擦损失也降低了50.4%，整个井的井下效率提高了31.7%。选用56毫米的泵生产后，泵内磨阻以及杆管间的磨擦损失大大降低，抽油杆下行的阻力明显减小。同时，泵径加大后，泵的排液能力的有所提高，这使泵的排液能力与地层的供液能力保持一致，有效解决了泵排液能力低于地层供液能力的矛盾。
2.3 气体影响井
通过运用抽油机井泵效理论进行计算发现，南4一丁3一137井有着严重的气体影响，气体影响的系数达到了48.8%。经分析，决定选用防气泵以有效消除气体影响。下防气泵前，所使用的是直径为4毫米的常规泵，该泵的冲程是3米，冲次是9次没分钟，其日产油为6吨，日产液为27吨。实行改进措施后，将常规泵起出，用防气泵取而代之，三天后投入生产。用防气泵代替常规泵后，抽油机井在生产参数上与原常规泵保持一致，但是其日产油量达到了10吨，日产液量为29达到了29吨。在生产参数相同的条件下，下防气泵后，其产液量有所提升，泵效和井下效率也得以提高，气体的影响系数增高了约32.7%，这说明气体的影响程度有了明显的降低。
3 结论概述
（1）通过对实际现场的应用分析，可以得出抽油机井的泵效值通常在70%～90%之间，泵效低于70%的井，应结合实际情况采取适当的措施，以确保泵效在正常范围之内。
（2）通过对300余井次的泵效及功率损失计算分析可知：抽油杆在进行能量传递时会消耗掉一部分能量，这部分损失的能量占到了光杆总功率的42.1%，有时甚至能达到90%以上，这大大降低了抽油机井井下的效率。因此，要想有效提高井下效率，就必须对其原因进行研究和分析，从降低这部分能量消耗入手。
（3）通过对比12口井实施改造前后的泵效及各能量损失，可以看到在抽油机井上采用节能器件及其他增产降耗措施对于提高泵效效果还是比较明显的。
（4）通过对比部分机井实施改造措施前后以及对现场的实际验证可以得到：抽油机井泵效计算的理论研究结果是正确的；依据该理论所进行的井下能耗的计算是符合实际的；根据理论分析和计算结果所提出的对抽油机井的改造措施是有效的。该理论为分析和提高抽油机井系统效率和采取节能降耗措施提供了可靠的理论依据，对提高抽油机井的经济效益起到了直接或间接的作用。
参考文献
中图分类号：TU71文献标识码： A
一．引言
油气管道工程涉及了其企业的各个部门，也与社会经济的发展离不开，油气管道企业精细化管理是一个核心的工程，主要是让油气管道企业的战略规划能够有效的贯彻到每一个环节，从而在一定程度上提升其企业的整体执行能力，来实现企业运营绩效的目的。 因此，企业要高效运转，就必须推行有效的精细化管理。
二．精细化管理概念
精细化管理则是一种理念，一种文化。它是企业对各类要素进行合理有效配置，通过程序化、制度化、标准化和精细化的现代化管理方式，达到在企业内部各组织间的高效和协调运转，以实现企业的最终目的。可以说，作为企业最前沿的生产现场，最急需推行精细化管理。立足专业，关注细节，科学量化是精细化管理应遵循的基本原则。
精细化管理发源于西方发达国家，由泰勒――科学管理之父首先提出。二战后，由于企业生产规模不断扩大，产品生命周期逐步缩短，技术水平日益提高，很多管理理论（如决策学、系统工程理论等）在企业的生产管理中被广泛应用。日本于20世纪50年代对精细化管理思想的内涵又加以丰富，创造出“5S”这种独特的管理方法（具体包括整理、整顿、清洁、清扫、素养）。它们将人员、机器、材料、制度、环节等生产要素进行合理有效的配置，甚至具体到要求企业每位员工的日常行为规范。通过对“5S”理论的推广，以求在生产现场创造出一种干净整洁、清新舒适、分工合理的工作环境和氛围。对工作环境进行全面治理，可以实现提升企业整体管理水平的目标。现代企业所推崇的“6S管理”由“5S”发展而来，在“5S”概念之上添加了“安全”这个项目，有的企业则根据实际需要除了增加“安全”，同时也用“规范”代替“清扫”。6S管理方法目前在国内很多大中型企业中得到广泛应用。
油气工程的精细化管理就是将油气田工程造价管理细化到勘探、开发、净化、储运等项目的建设过程和环节，并在精细化的基础上对每一作业过程进行优化配置，从组织与人力资源、技术与经济、定额与合同等方面去深入挖潜。主要从设计阶段、招标投标阶段、施工阶段、竣工结算阶段等实行精细化管理，降低油气工程造价，提高投资回报率。
三. 油气管道施工企业精细化管理的必要性
一个企业尤其是大型国有企业要健康稳定地发展，在对员工的个人素质、团体意识、专业技术能力等方面必须提出更高的要求外，其采用的管理工具是不是有力和有效，对于生产现场的精细化管理制度的顺利推行也极其关键。
1. 管理机制问题
目前,石油企业的大部分油气资产为国家所有,企业只有使用权,没有报废权,因此,导致资产管理制度不健全,亟待完善、资产管理的手段及管理方式落后,仍然处于静态管理阶段。
2. 管理责任不够明确
油气资产现行管理方法出现管理职能模糊,各职能部门越过资产管理部门,各施其责,直接代替或者取代了资产管理的职能,资产管理部门有责无权的状况在某种程度上还存在,其资产管理职能没有得到完整的发挥。
3. 油气资产存量管理力度不足
由于石油企业的油气资产报废执行国际公认的按区块报废标准,油气资产报废按整个区块进行报废处理。
4. 管理人员的素质有待进一步的提高
石油企业资产管理有着特殊的专业性要求,一个好的资产管理人员必须经过长期的生产、经营管理及现场实践学习才能满足业务工作的需要。另外,管理人员的资产营运观念还不够先进,加之资产管理力度的弱化,致使油气资产无法得到合理配置和有效利用。
5. 资产考核机制不健全,经营机制未建立
固定资产提取的折旧和折耗没有纳入有限公司的考核范围,经营性资产不收取资产占用费;同时,也没有相应的奖惩机制促使各单位开展闲置资产的调剂和低效、无效资产的处置。
油气资产在石油企业中占据重要的地位,其管理的好坏直接影响到石油企业的经济效益。它为油田企业的持续经营提供了保证,是油气资源勘探、开发、开采的主要生产物资,而且油气资产质量、技术的好坏直接影响石油天然气的提升、收集、处理和储存,进而影响石油天然气的采油率、生产量、产品质量、销售额以及生产成本。
四．精细化管理对油气管道施工企业经营管理水平的影响
1. 科学组织、合理安排施工，加强现场的全方位管里；节约材料，杜绝浪费；在保证工程质量的前提下，积极推广和应用新工艺、新技术、新材料、新设备，从而达到利用科技进步的手段来降低工程成本。
2. 为提高工程结算效率、规范结算资料、统一结算标准，应从基础资料、计算依据、详细签证、统一装订以及严格操作流程等5个方面加强重点工程结算，与各项目的责任单位进行对接，按照工程实际开展情况，及时编制出工程结算计划，统一部署全年结算工作，确保竣工决算工作的全面完成。
3. 针对项目施工设备缺乏必要的日常保养,我们设立了设备整修基金(即按设备原值一定比率向使用单位提取设备维修费用),由公司专业管理部门利用该项基金对设备进行统一的整修维护,使费用承担与维修管理脱离,从而彻底解决了过去维修工作做的越多承担费用越多的“瓶颈”问题。
4. 优化资金收支两条线管理流程。我们在满足管道局对资金管理要求的前提下,结合施工企业的特点,利用网络手段,自行开发适用的小软件,从细节入手,简化资金计划编制、操作环节,提高了工作效率。
5.标准化管理是复杂大系统工程管理的发展趋势。油气田工程造价管理标准化精细化的方法体现在：建立一套标准工程、标准化的工程造价项目、标准化的工程造价计算方法和模式。如一套单项工程从工程预算到结算的工程造价管理方法，一套勘探开发项目中油气田公司从投资估算到决算的工程造价管理方法，企业发展规划和年度计划编制的工程造价管理方法。
6. 合理编制年资金收支计划。从宏观上控制和指导公司全年的资金流入流出量。资金收支计划按照公司当年经营规模、债权债务情况、上年实际发生收支事项对比分析和局政策规定等预测编制。若资金来源不能满足支付需要时,必须提出资金缺口解决方法加以解决。
五．结束语
精细化管理的本质意义就在于它是一种对战略和目标分解细化和落实的过程，是让企业的战略规划能有效贯彻到每个环节并发挥作用的过程，同时也是提升企业整体执行能力的一个重要途径。将精细化管理运用到油气管道施工项目中能起到加强控制和提高油气企业经营质量的作用，同时也促进了油气企业施工单位规范化施工管理，也为建立更为科学合理的工程项目的管理，为企业核心竞争力的提高和油气工程项目的经营管理水平打下了良好的基础。
参考文献
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