时间：2022-02-05 06:25:04
现代无线网络的组成主要由蓝牙、WiFi、WiMax、Mesh、RFID等。蓝牙：主要是小范围相互连接的几个装置间形成的无线网络，一般范围较小，相对开放，通信不需要电缆，成本较低。WiFi：是一种高频无线电信号，能够将移动终端通过无线方式连接起来，相对开放，通信价格低廉，便于人们生活。WiMax：是更大范围的无线信号网络，一般用于城域网的构建技术基础，也是目前3G信号技术应用标准。Mesh网络：采用网络拓扑结构，也称多跳网络，其相对于其他网络传输，可靠性更高，而且传输速率更快。RFID技术：是一种无线射频识别技术，能够通过特定的无线电通信讯号识别目标及其数据信息，在门禁、票务等系统中多有使用。
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。
3结语
摘要 随着时代的变迁以及社会的进步，不光是中国，世界其他各国的油气勘探业都将面临着一定的挑战和机遇，随着人口基数的增加，对于资源的利用也更为严重，其中就包括油气资源，对于油气资源来说，其局艮}生为油气的勘探业带来了不小的难题，面临这一难题我们必须引进新的石油勘探理论。但是随着石油勘探成熟度的不断增加，勘探对象也逐渐的更具有复杂性，所以，必须快速的发展“向斜成藏等”等勘探理论，进而不断的推动石油勘探业的整体发展。
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
普遍来说，一般的油气成藏理论的适用范围只局限于中高渗透储层，油气的渗流特征是以达西渗流为主的自由流动，是通过浮力的所产生的重力对成藏进行分异的，但是传统的石油向斜成藏理论却只是单单的适用于低渗透储层或者是超低渗透储层等一些相关的致密储层，而对于油气通过非达西渗流为渗流方式的非自由流动的特征，这个时候石油是通过滞留为主要形式的成藏，这两者的适用范围以及适用条件存在着明显的差异，而对于向斜成藏理论来说，这种理论是传统老旧的石油成藏理论的补充以及进一步的完善，只有实现二者的相互结合，才能构建出更加完善以及更加科学的油气成藏理论。
关键词：变压器油;脱水脱气;工艺;应用
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
[2] 大型变压器油带电倾向性检测方案及检测仪器[A]. 湖北省电机工程学会电厂化学专委会2007年学术年会论文集[C]. 2007
[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
[4] 刘瑾,李瑞廷,杨海马.基于LabVIEW的变压器故障诊断系统的研究[A]. 第三届全国虚拟仪器大会论文集[C]. 2008
【关键词】抽油机井泵 理论计算 实际应用
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
[1] 高梅.抽油机井提高泵效增产器在文南油田的应用[J].内蒙古石油化工，2007（12）
关键词：油井分类；“五小”措施；生产时率；采收率
中图分类号：TE2 文献标志码：A文章编号：1673-291X（2011）22-0329-03
前言
中原油田采油一厂油藏经营管理三区管理着文东油田的文13西块和文14块两个完整的区块，属极复杂断块油藏，具有油层埋藏深（3 150m~3 900m）、低渗（5~75*103μm2）、异常高温（120℃~150℃）、高压（原始地层压力53~72MPa）、高矿化度（30~34*104ppm）等特点。在实际生产中表现为油井出砂、出盐、结蜡现象严重，从而造成抽油机井载荷较大，抽油杆易断脱，管、杆腐蚀严重，气举井射孔枪身被盐堵死，油管结蜡严重，而使油井无法正常生产。在日常管理中，热洗、洗盐等“五小”（热洗、洗盐、加药、清蜡、扫线）措施实施频繁，洗井液用量大等因素而影响油井的产量。
一、油井分类管理的原则及方法
为了提高我区油井的管理水平，保证“五小”措施的实施效果，2008年以来对我区的90口油井实行分类管理，根据每口井的生产特点和维护方式共分十一类：
第一类：日常维护抽油井。生产特点：该类井生产较正常，产液量相对平稳。维护方式及工艺配套：严格按照计划实施措施运行，保证措施实施质量，及时论证已有措施的可行性。
第二类：侧重防蜡同时防盐、防气抽油井。生产特点：该类井产出液黏度、矿化度较高，生产时易发生蜡卡、盐卡现象，易堵管线而造成回压升高，同时，该类井的产气量较大，易发生气锁现象。维护方式及工艺配套：加药和热洗交替，配套气锚，防腊器，密切关注电流的变化。
第三类：侧重于防盐、防垢、防砂抽油井。生产特点：该类井产出液矿化度高，生产时易发生卡、堵现象。维护方式及工艺配套：大排量洗盐，配套长柱塞防砂泵，密切关注电流的变化。
第四类：侧重于防硬蜡及沥青质抽油井。生产特点：该类井产出液黏度高，生产时易堵管线而造成回压升高。维护方式及工艺配套：加油基清蜡剂、降黏剂，配套空心杆，及时录取功图、回压等基础资料。
第五类：纯防腊低能抽油井。生产特点：该类井产出液黏度较高，并且能量较低。维护方式及工艺配套：采用加清蜡剂；长周期、小用量加活性剂热洗，确保油井及时恢复正常生产。
第六类：高含水、防腐蚀、防偏磨抽油井。生产特点：该类井产出液含水较高，偏磨，生产时易发生管漏、断脱等现象。维护方式及工艺配套：加缓蚀剂、配套油管扶正器、抽油杆扶正器、双保；密切关注油井含水变化。
第七类：侧重防砂、防蜡抽油井。生产特点：该类井产出液黏度较高，油井出砂，生产时易发生卡、堵现象。维护方式及工艺配套：热洗、冲砂交替、工艺配套长柱塞防砂泵，保证热洗质量，避免砂卡。
第八类：防轻微偏磨抽油井。生产特点：该类井生产时有轻微偏磨现象。维护方式及工艺配套：工艺配套扶正器。
第九类：日常维护气举井。生产特点：该类井生产较正常，产液量相对平稳。维护方式及工艺配套：及时录取注气压力，吹扫注气管线，保证气举井正常生产。
第十类：纯防盐井气举井。生产特点：该类井产出液矿化度高，生产时易堵塞管柱及射孔完井的枪眼。维护方式及工艺配套：挤水洗盐、加抑盐剂、活性剂，保证洗盐质量，避免堵、卡；有资金时做地层防盐施工。
第十一类：防盐同时防硬腊气举井。生产特点：该类井产出液矿化度、黏度较高，结蜡严重，易堵塞管柱。维护方式及工艺配套：混气水小用量多次熔蜡、化盐，热洗地面管线。
二、分类管理创新点及现场应用效果分析
1.加药与活性剂热洗相结合：典型井13-145。属于油井分类管理中的第五类。
该井目前生产层位S2下3+6-8S3上6-8S3中5-6+9，生产井段2 661.2米~3 991.5米，共15层23.5米厚；日产液4.5吨/天、日产油4.3吨/天、含水3.9％、液面2 017米、功图供液不足；化验含盐7 641.85毫克/升、高含蜡、生产井段有漏失层。维护措施：2007―2008年5月是10天加清蜡剂500公斤。
该井从2007年1月25日检泵后正常生产至2008年1月13日，突然泵卡，洗井60方未反出。作业起出发现：（1）0米~860米杆结硬蜡3mm~5mm厚；（2）泵内有垢片、泵上第一根油管内壁结垢1mm~1.5mm；（3）活塞卡死在工作筒内无法取出。
分析活塞卡的原因：产出液中盐垢缓慢附结在油管内壁，当油管蠕动或振动强烈时，垢片脱落将活塞卡死。
通过对四线一图和作业描述分析，与技术科结合论证了活性水热洗方案，6月13日实施。
洗前：液量3.5吨/天、油量3.5吨/天、含水1.6％、电流上行40A、下行38A、液面2 017米、功图供液不足；配比3.3‰活性水45方；洗后：日产液3.8吨/天、油量3.7吨/天、含水1.2％，至20日产量上升到液5.6吨/天、油5.5吨/天、含水2.2％、液面2 087米，既未出现作业后含水7天才恢复正常的现象，也解除了少量盐垢附结，见到较好的效果。
该维护方案与单纯加清蜡剂相比：热洗：车辆2100元、活性剂150公斤计1650元、共3 750元；加清蜡剂：月加入量1.5吨计5 250元；相比节约1 500元。
因而调整为目前的维护方式。
2.适用于一体化管住的套管加抑盐剂方式，典型井：新13-84。属于油井分类管理中的第十类。
新13-84井于2007年8月11日转采气，层位S3中4-5、井段3 037.8米~3 121.3米，共10层、厚度17米，采用射孔―气举一体化管柱，初期4mm油嘴、油压5.8兆帕、套压8.2兆帕、日产气量18 695方/天、日产液4.4吨/天、流压12.51兆帕、矿化度29.4万；生产至2007年10月8日停喷，直接注气生产，注气量1.0万/天，注压3.4兆帕、日产气2 873方/天、液4.2吨/天、流压4.43兆帕。洗盐周期15天、洗盐方式是从油管大用量洗盐。
2008年4月9日，该井补孔酸化作业，起出发现：枪身及以上三根油管被盐堵死。
分析原因：（1）洗盐周期过长；（2）洗盐方式不适应一体化管柱。从油管直接洗盐，随着水线下移，溶盐水线盐浓度快速增大，对附结在管壁上的盐颗粒溶解力逐渐变小，未溶解盐粒从管壁脱落，堆死在枪身内并延至以上几根油管，造成油套不通，无法循环洗盐。
2008年4月11日再次采用射孔―气举一体化管柱完井生产，日产液79.3吨/天、油3.0吨/天、含水96.2％、日产气3 708方，流压10.95兆帕。通过认真分析该井生产状况、洗盐方式、作业描述情况，本着不再盐堵、保证正常生产的原则，与技术管理科论证了从套管加抑盐剂的维护方案，从2008年5月8日开始实施：停注气、关井但不放套压，用泵车从套管加入10‰的活性水8方，携带300公斤抑盐剂，打完后关井沉降2小时后直接开井并注气生产。该洗盐方式周期10天，实施至今保持了该井正常生产。
分析其优点：从套管打入的活性水及抑盐剂经两小时沉降后注气生产时，一部分从筛管至油管，将管壁盐粒溶解或改变极性使其成絮状并带出油管，另一部分存留在环空内，缓慢与地层产出液混合产出，使抑盐期延长。
3.套管灌水、注气排水洗盐方式：适用于井筒某段结盐速度较快的气举井。典型井文124侧。属于油井分类管理中的第十类。
文124侧井投产于2007年2月9日，目前生产层位S3中2S2下6，生产井段2 826.1米~3 243.1米，共8层16.8米厚；日产液19.5吨/天、日产油6.2吨/天、含水68％、流压14.38兆帕；化验矿化度314 257.6毫克/升、高含蜡、生产井段有漏失层。
维护措施：2007―2008年8月是7天洗盐一次、加抑盐剂300公斤~500公斤；2008年9月一体化管柱补孔S2下6后调整为：每天通井检查一次井筒结盐状况、遇阻随时要车洗盐。
洗盐方式采用针对一体化管柱而摸索出的：套管灌水、注气排水洗盐方法；该洗盐方式实施至今，未出现第一次通井遇阻、从油管直接洗盐造成油管在201―202根堵塞的现象。
4.小用量多次溶蜡、化盐洗盐方式：适用于低能量蜡盐混结气举井，典型井13-233。属于油井分类管理中的第十类。
13-233井于2008年5月17日新井投产，6月30日转气举生产，生产层位S3中9，井段3 570.3米~3 615.9米，共8层、厚20.6米。目前安装1.0万方气嘴注气生产，注压4.2Mpa，日产液7.3吨，日产油5.6吨，含水23.1%，同时结蜡；粘度194.61、含盐10 268.9毫克/升，集结蜡、结盐、稠油管理的难点。
针对该井生产动态，在管理上逐步摸索完善维护周期并创新实施方式：（1）清蜡：初期一天清一次，800米，几天后打蜡较难，随即改为一天清蜡两次，随着结蜡速度增快，5天后打蜡时间明显增多，较难维持。（2）油稠回压高：初期10天扫线一次，无法保障正常生产，改为5天扫线一次，回压仍在1.5~2.5之间；加入500公斤降粘剂，维持了15天不扫线，回压稳定在0.9~1.2之间，因而6―8月执行了15天向套管加降粘剂500公斤的措施。9月份无降粘剂费用后，改为20天加200公斤，10天扫线一次。（3）盐蜡混结：清蜡过程中，因硬蜡内带小盐颗粒、攻蜡时易顶钻、处理稍慢则发生掉刮蜡片事故，打捞处理则影响正常生产。
针对该井生产难点，采用了混气水小用量融蜡化盐与大排量循环洗盐相结合的维持井筒畅通的井筒处理方式。（1）不停注气、将热水加热至90℃以上，正洗5m3，停5分钟溶蜡然后开井排水；（2）排水35分钟，待基本排净，再洗10m3，然后开井生产；（3）历时1小时，计用热水15 m3。
分析：第一步溶蜡，将盐与硬蜡分离，并排出；第二步目的在于溶盐，小用量迅速排水，洗后正常生产；该方法30天一次，结合热洗地面管线实施。
该方式维护至2008年11月22日，通井时2 930米遇阻，与工艺所论证了大排量洗盐方案：用水60方，加入活性剂300公斤、泡排剂600公斤；洗盐过程中最高泵压达24兆帕、泡盐12小时后洗盐泵压为2兆帕。排液正常后24小时灰复正常产量。
1 前言
我厂6台10万m3/日·台重油催化裂解炉自 1991年投产以来，一直使用广州市石化总厂重油作为生产原料。但从 1999年初后，提供给我们的重油油质发生变化，影响了油制气生产，主要表现为吨油产气量低。气化效率低、除灰水含渣少和焦油水沟产生较大量的浮油等。为对比不同油质重油对煤气生产的影响，我厂从 1999年 7月下旬开始，购入一批重油进行生产试验对比。经过近一个月的运行，发现吨油产气量和气化效率等主要工艺指标明显提高，证实了油质对生产效果有较大的影响。为便于比较，以下将 1999年年初以来的一直使用的重油称为旧油，以7月下旬试验所
用的重油称为新油。
2 两种不同油质重油的主要性质参数
2.1 物化性质对比
物化性质对比详见表1。
2.2两种重油组分数据
两种重油组分数据详见表2，以RIPPIO方法测得。
两种不同油质的重油主要区别：
新油密度小、闪点高、粘度大、残碳高、芳烃含量较少、沥青、胶质含量高；
旧油密度大、闪点低、粘度小、残碳低、芳烃含量较多、沥青、胶质含量低。
3 两种不同油质重油的生产效果
在两种不同油质重油的生产对比试验期间，我们主要以3#炉单台炉或3#、6#两台炉连续运行，并分别进行对比，表3、4为生产统计所得的数据。
从生产数据统计可见，无论是3# 炉单炉或是3#、6#炉两台炉运行，在投用了新油后，气化效率均有所提高，其中3# 炉单台炉运行时，气化效率可提高5.47%。3#、6# 炉运行时，气化效率平均提高7.06%。
4 两种不同油质的重油在3#炉单炉测试中的数据
试验期间，为验证生产数据的可靠性，我们曾在7月17日下午、8月11日上午以煤气缓冲罐来标定短时期的3#炉吨油产气量及气化效率，表5为测试中的原始数据。
可见3#炉投用新油后，气化效率可提高4.28％，与生产统计结果基本吻合。
5 两种不同油质的重油生产期间制气炉炉况及煤气成分对比
在新、旧油对比试验期间，3#炉一直保证了长时问稳定运行，表6、7是试验过程中3#炉的工艺参数及洗气箱出日煤气成分的数据。
从试验期间新、旧油生产状况的对比，主要有以下几个工艺变化：
（1）新油裂解产生的煤气热值即使达到6000Kcal/M3时，焦油水沟也仅有少许浮油；而旧油投用时，煤气热值即使低至4000Kcal/M3时，焦油沟表面仍有大量浮油。从7月31日投用新油后，焦油量逐渐减少，且焦油质量出现变化，粘度明显增大，这与新油含残碳多，含油浆少有关，同时亦说明新油参与裂解反应的成份比旧油多，生成的焦油量相应要少。
（2）在催化床层及蒸上温度等工艺条件相近的条件下，新油裂解生成的煤气要比旧油裂解生成的煤气的热值高200—300Kcal/M3，其中煤气成分中重烃（CnHm）要高2—3％，且焦油产量低。这说明新油可裂解成分多，芳香烃少（见前面组分表，新油比旧油低15个百分点）。而旧油显然由于含油浆等不易裂解成分多，故有较大部分重油未经裂解既转为焦油，进入焦油水沟。
（3）新油投用后，除灰水含渣明显增多。在投用旧油期间，除灰水池每周排灰渣作业两次便可保持水池容积；但投用新油后，灰渣明显增多，每天必须排灰渣一次方可保证水位。
关键词：石油天然气；价格扭曲；测度
1引言
现行的能源价格在一定程度上满足了经济发展的需要，却未曾考虑到经济发展后的生态问题与代际补偿问题。中国目前的能源价格只包括了资源开发的利用成本，却并不包括生态价值和代际成本，使以价格补偿的能源价值明显不足。另一方面能源低价政策又加速了能源资源枯竭的速度，从而加剧了能源市场价格的扭曲程度。能源价格的偏低与比价关系的不合理会加剧资源供求的矛盾，而不利于资源配置的优化和节约型社会的建设。
国外对于价格扭曲的研究较集中于对寡头垄断市场商品的价格扭曲研究及农产品等基础性商品的价格扭曲这两个方面。如John J、Merrik Jr[2]对英国的债券垄断市场及其战略交易进行了研究。Stefan Bojnec[3]对中欧和东欧的农产品的价格扭曲做了分析。国外目前对于能源行业，尤其是石油天然气行业的价格扭曲测度的文献仍然较少。针对价格扭曲，国内的研究主要集中在两个方面：一是对要素市场的价格扭曲程度进行实证研究；二是研究市场价格扭曲形成的机理。郝枫等[4]用随机前沿分析技术对1952～2005年的中国市场价格的的扭曲程度进行了分析。淘小马等[5]使用超对数成本模型测算影子价格与实际价格之比，从而测算中国工业部门中能源价格的扭曲程度。史晋川[6]对中国工业行业要素价格扭曲的分析表明所有制形式是造成中国资本与劳动力要素扭曲的制度性因素，国有制企业的价格扭曲程度远大于非国有经济部门。而李国平等[7，8] 是国内最早利用使用者成本法对可耗竭能源商品进行价值折耗分析的，其后续研究也延伸到了石油和天然气资源上。曾先峰等[9]在李国平研究的基础上对 EI serafy使用者成本法进行了模型改进，对焦炭的出口价格进行了价格扭曲测度，并相应提出对矿产资源税费制度改革的意见。由于矿产资源相对一般生产力要素具有可耗竭性的特点，且矿产的开采会造成环境的外部负效应，国内对由于矿产品生产外部性原因而导致的价格扭曲研究的文献仍然较少，具体到某个能源行业的价格扭曲的研究就更少了。本文正是沿用了曾先峰进行修正后的使用者成本模型，对石油天然气开采行业代际成本进行的价值估算；又使用市场价值法对环境外部成本进行核算，使石油天然气行业的实际销售额与其理论销售额进行比价，从而分析整个石油天然气行业的价格扭曲问题。
2矿产品理论价格的核算方法
中国现行的能源价格只包括了能源开发的利用成本，而由能源开发引起的生态问题及其代际成本在能源价格上未曾得到体现。据此本文提出可耗竭资源产品价格=资源开采成本+行业平均利润+代际补偿成本+环境损耗成本。其中代际补偿体现了当代人与后代之间资源使用的公平性，而环境耗损成本则体现了当代人环境资源使用的代内公平性。此处的代际补偿成本我们尝试用EI Serafy（1981）[10～12]提出的使用者成本法计算。资源开采的成本与行业平均利润之和可使用产品的出厂价格替代，公式为：
可耗竭资源产品理论价格=矿产品出厂价格+使用者成本+环境损耗成本（1）
2.1使用者成本
在科学核算矿产资源理论价格中，使用者成本的准确界定一直是个难点。而EI Serafy 提出的使用者成本法为其提供了理论基础。但该方法也存在一定的缺陷，一方面，未曾考虑通货膨胀因素；另一方面，并未考虑资源开采中的资源损耗及浪费。而这两点缺陷就有可能造成对资源使用者成本的低估。曾先锋[13]通过对毛收入R进行价格平减至基准年的方法来减少由于通货膨胀引起的影响；针对能源开采中的损耗则根据现下的损耗率对原模型进行改进。本文沿用曾先峰对使用者成本法的修正方法，则计算公式：
D=n×R′（1+r）T（2）
其中R为剔除通货膨胀的毛收入，r为利率（折现率），n为损耗系数，T为资源可使用的年限。
2.2环境损耗成本
资源开采造成的环境损害的价值流失，一直是资源价值评估的难点。目前应对自然资源降级及污染排放成本的计量方法主要包括4个大类，它们分别是直接市场法（市场价值法）、替代市场法、假想市场法、数学模型法。这4种方法各有其优缺点，其中直接市场方法应用的最为广泛、也最易理解。直接市场法按市场现行价格（即影子价格）作为价格标准，赋予环境损害以价值，再将环境损害价值加总，进而估算出矿产开采中的环境损害的总价值。
3石油天然气的理论价格
现行石油天然气行业的价格扭曲的现象与其价格构成的不完全有很大的关系，而其价格的构成不完全主要是体现在以下两个方面：石油天然气提取的价格构成中对使用者成本并未充分补偿。石油天然气生产环节没有考虑环境外部成本。虽然通过税费对这两个成本进行了补偿，但补偿却并不完全，这中间的差额也需要算入其中。由此在公式（1）的基础上，提出下列公式：
石油天然气行业的理论价格=石油天然气的成本+ 石油天然气生产环节未补偿的外部成本+未补偿的环境损耗成本。（3）
3.1未补偿使用者成本的核算
3.1.1使用者成本的估算
采用公式（2）估算使用者成本，可知其取决于剔除通货膨胀的毛收入、利率、损耗系数、资源科使用年限这四个因素的取值。根据EI Serafy可知R=销售收入-中间成本-工资总额-正常资本回报，考虑到需要消除通货膨胀的影响，故此需要把数据平减至基准年份进行计算。针对各个年份的销售收入使用美国通货膨胀率折算到2003年的不变价格，再根据历年的汇兑价格兑换成人民币值。其他如中间成本、工资总额及正常资本回报均根据国内实际通胀情况平减至2003年的不变价。由于石油天然气的资源回收率无法获取权威的数据，本文采用《华尔街的误区》提供的数据，大庆油田的资源回收率在40%-60%，采用大庆油田资源回收率的平均值作为全国石油天然气的平均回收率，则耗损系数n=1.54。石油天然气开采的综合年限则根据李国平[14]的计算方法，可得开采的综合年限为39年。使用公式（2）计算2003年-2010年石油天然气在不同贴现率下的使用者成本。具体见表1。
资料来源：计算所需石油天然气产量、中间成本、固定资产净值、工资总额来自中国统计年鉴（2004-2011年各卷）；国际石油和天然气价格来自IMF数据（2011卷）；美国通货膨胀率来自《美国统计年鉴》；正常资本回报率由杨君 [15]（2013）中的方法计算得到的。
目前我国石油天然气开采行业中应缴纳的税费主要包括资源税和资源补偿税，这两项税费具有补偿资源耗竭的性质，因此对使用者成本有一定的补偿作用。本文采用石油天然气全国各地不同的资源税标准的中间值作为计算标准。首先2003～2005年取石油资源税为12元/t，天然气税价为0.008元/m3，2006～2010年取石油资源税为30元/t，天然气为0.012元/m3；而新疆于2010年6月1日起由定额征收改为从价征收，故此本文对2010年6月之后的石油天然气的资源税费的计算要分两个方面：新疆于2010年6月之前按石油30元/t、天然气按0.012元/m3征收资源税即资源补偿税；6月之后则按从价额的5%征收。2010年全国其他地方的税费，石油按30元/t、天然气按0.012元/m3征收。再依据全国石油天然气2003年至2010年的开采量，计算出各地区应缴纳的资源价款的加总和。矿产资源补偿税则根据1994年国家颁布的《矿藏资源补偿税征收管理办法》计算：
矿产资源补偿费=矿产品销售收入×补偿费费率×开采回采率系数。（4）
其中开采回采率=实际回采率/核定开采回采率，费率根据不同矿种进行分档。其中石油天然气资源补偿费率为1%，由于各矿区实际回采率率及核定回采率很难确定，本文假设其开采回采率为1（即实际回采率=核定开采率）。据此计算出全国2003年至2010年期间应缴纳的资源补偿费总额。
3.1.3未补偿的使用者成本核算
一方面资源价值的折耗对贴现率的选择水平很敏感，贴现率过大时，资源的损耗变的很小，但按照使用者成本法却不利于资源的可持续开发。另一方面，由于发展中国家的贴现率水平一般高于5%[16]）。综合这两个方面考虑，本文取3%作为石油天然气资源的折耗的贴现率。那么，用3%贴现率下的使用者成本扣减掉已缴纳的资源税费，就可以计算出整个石油天然气行业未曾补偿的使用者成本，具体见表3。
3.2未补偿的环境损耗成本
石油天然气开采过程中对环境造成一定污染的同时也引起了生态破坏。而中国石油天然气开采业的现行价格并没有包括环境的损耗成本。由于数据的有限性，本文采用大庆油田开采的平均环境成本作为整个石油天然气行业的平均环境成本。王仕君等[17]对大庆油田开采的环境成本的估算大约为293.3元/t，再根据整个行业的产量，可以计算出石油天然气行业的环境损害的总价值。另一方面每年石油天然气行业均要上缴一定的排污费用，这样便可算出其环境损耗成本的未补偿费用。石油天然气行业排污费用采用中华人民共和国国务院令颁布的排污费征收标准计算。未补偿的环境外部成本具体见表3。
3.3石油天然气行业理论销售价格
根据原油与天然气的出厂价格计算其实际销售额，再加总得到整个石油天然气行业的销售总额。
2014年7月绿色科技第7期4石油天然气的价格扭曲分析
根据表四可知，石油天然气的市场价格远远低于其理论价格，在2003-2010年间，在3%的贴现率下实际开采成本与其理论销售额进行比价分别为72%、79.2%、71%、72.9%、72%、77.8%、70.02%、71.4%，石油天然气市场价格发生了扭曲。石油天然气市场价格扭曲的根源在于其产品中的使用者成本和环境外部成本没有得到充分的补偿，即在石油天然气的生产中，发生了严重的资源跨代外部成本与环境外部成本。
从我国石油天然气行业的综合情况来看，油气资源在开发利用加快的同时，其耗减的使用者成本和环境外部成本也在快速增加，这也加剧了石油天然气产品市场价格的扭曲程度。因此，有必要建立完善的油气定价体系。石油天然气资源的价格不该仅仅包括资源的开发的利用成本，更应考虑其可持续发展的代际成本及其环境成本。只有通过价格手段对代际成本和环境成本进行补偿，才能促进整个能源资源行业的良性发展。
参考文献：
[1] Chacholiades.M.International Trade Theory and Policy.New York：Mcgraw-Hill Book.Co，1978.
[2] J.Merrik J，Narayan.Y.Naik，Pradeep K，Yadev.Strategic trading behavior and price distortion in amanipulatedmarket：anatomy of a squeeze[J].Financial Economics，2005：171～218.
[3] Stefan Bojnec and John F.M.Swinnen.The pattern of agricultural price distortions in Central and Eastern Europe [J].Food policy，1997：289～306.
[4] 郝枫，赵慧卿.中国市场价格扭曲测度：1952～2005[J].统计研究，2010（6）.
[5] 陶小马，刑建武，黄鑫，等.中国工业部门的能源价格扭曲及要素替代研究[J].数量经济技术经济研究，2009（11）.
[6] 史晋川，赵自芳.所有制约束和要素价格扭曲-基于中国工业行业数据的实证研究[J].统计研究，2007（6）
[7] 李国平，杨洋.中国煤炭和石油天然气开发中的使用者成本测算和价值补偿研究[J].中国地质大学学报，2009（5）.
[8] 李国平，李恒伟.使用者成本法的完善和美国油气资源使用者成本的估算[J].自然资源学报，2013（6）.
[9] 曾先峰，李国平.矿产品出口的价格扭曲和政策调整-以焦炭为例[J].国际经贸探索，2012（12）.
[10] El Serafy.Absorptive Capacity，the Demand for Revenue，and the Supply of Petroleum[J].The Journal of Energy and Development，1981，7（1）：73～88.
[11] El Serafy.The proper Calculation of income from depletable natural resources[A].In：Y.J.Ahmad，S.El Serafy，E.Lut（Editors）.Environmental Accounting for Sustainable Development[C].Washington DC：The World Bank，A UNEP-WorldBank Symposium，1989.
[12] E1 Serafy，The.El Serafy.Method for Estimating Income from Extract ion and Its Importance for Economic Analysis[M].Arlington：A Synoptic Paper，Revised，2002.
[13] 曾先峰，李国平.非再生能源资源使用者成本：一个新的估计[J].资源科学，2013（2）.
[14] 李国平，杨洋.中国煤炭和石油天然气开发中的使用者成本测算和价值补偿研究[J].中国地质大学学报，2009（5）.
关键词：油气存储 设备管理 安全生产 创新与改革
引言
安全生产，一直是企业生产的中心，也是开展生产工作的焦点。油气存储设备的管理一直是油气生产管理的重点内容之一，也是油气安全生产的关注点。此次通过对于油气施工现场的调研，借助于其他行业的存储设备的管理方式和手段，来讨论的主要内容就是如何对于油气存储设备进行安全管理，并对于油气存储设备的管理提出新的思考方式和解决对策。希望此论文可以为油气的安全生产提供新的管理模式和思维，促进油气存储设备管理方式的改进。
一、油气存储设备管理的现状
安全问题一直以来都是生产领域的头等大事，也是各个企业生产主抓的内容，是生产经营的重要关注领域。鉴于油气生产行业的特殊性，对于安全环境要求特别的高，尤其是油气存储设备的管理环境更是如此。
油气设备的存储不仅仅是包含设备的储存，更多是对油气设备的质检和机械维护与修养。一直以来，油气生产的焦点都在管道铺设和油气的施工管理上，不得不说对于油气设备的存储问题关注度不高。尤其是设备的后期维护和保修方面，做的还有待提升，涉及到的安全问题也是方方面面的，需要对于油气设备的管理从整体来分析[2]。
二、油气存储设备管理过程中存在的问题
通过对油气生产管理的现状来分析，油气存储设备管理过程中存在的问题主要涉及到以下几个方面：
第一，是人为方面，主要是油气生产行业设备的管理人员；在油气设备存储过程中，需要的是具有专业知识和技能的人对油气设备进行管理，在管理的过程中需要汲取各个设备的管理优秀经验，根据油气设备自身的独特需要进行改造；管理人员的职业素质和专业技能有待进一步的提升，一定要根据科技的发展，对设备进行科学的管理。
第二，是设备本身的存储，对于油气设备来说，在生产过程中，对于生产油气设备一直要求存储在干燥、爽净、保持在一定的温度值、尤其避免高强度的压力、潮湿的环境中，避免接触具有辐射的物体和化学物品，避免雨淋和高温曝晒，注意在使用的过程中的养护和维修，要定期对油气设备进行质检。
三、对油气存储设备的安全问题和解决对策的新思考
鉴于油气行业的工作特性再结合以上对于油气设备管理过程中存在的问题，需要对油气存储设备的管理注意以下几点：
首先是：加强对于使用人员的专业技能培训的培训；油田行业对于技术要求比较强，针对于近些年用工荒现象明显，使得招工人员的素质明显偏低.在油气设备管理的工作中以及使用的工程中，要对员工进行认真的培训，培养其严格的安全生产意识，严肃对待油气设备的管理工作。对于上岗员工进行严格的岗前培训，不仅仅是涉及安全生产意识、安全生产的规则、条例及处罚措施，还应该包含专业技能的特长培训、遇险紧急情况的处理措施等，务必使员工具有安全生产的意识，积极组织书面和实战演练，对员工的职业素能进行考核，从源头排除安全隐患。
其次，企业的安全管理部门需要注意的是；主抓安全生产的领导要提高对于安全管理的意识并进行积极宣传，要经常到油气生产的一线进行生产的考察，及时发现油气设备存储过程中存在的问题，尽快排出隐患。
最后，需要从制度方面考虑；需要企业生产部门尽快的根据每个企业的实际情况，把安全生产制度改进与完，一定要从企业生产的实际状况考虑，对现行安全保障制度的漏洞进行改革和完善，制定具有特色的安全生产管理制度和细则，保障油气设备管理工作顺利实施。
综上来说，从油气生产行业的特殊性来考虑，值得关注的是油气设备存储对于环境和技术的特殊要求比较高，需要及时更新专业知识，提升对油气设备管理的技能，改革对油气设备管理的技术[3]。
四、结语
伴随着社会上接踵而至的安全生产问题，把油气安全生产已经推到了风口浪尖，油气安全生产，一直以来都是企业不懈追求的目标之一，这也是提高生产效益，促进企业发展的必要条件。首当其冲的就是关于油气设备的安全管理，这是油气行业安全的重要领域之一。希望通过此次论文对于油气的安全生产提供新的管理模式和思维的探讨，帮助油气存储设备管理方式的改进，排除油气存储设备中安全隐患，促进油气行业的生产效率，推动我国能源是事业的安全高速发展。
参考文献：
关键词：火驱 提高采收率 风险分析 爆炸 安全控制
目前，我国有很多中轻质油田已进入注水生产晚期，具有很大的三次采油的潜力，此外还有许多高温高压低渗透轻质油田，注水比较困难，这些油田都可能成为火驱技术的目标。
所谓火驱采油，是指在一定的井网模式下，由注入井将空气连续的注入油层，油层自然或者人工点火形式，由生产井采油。火驱采油的过程中，从生产井、注气井、油藏到空气压缩机、地面管线和地面处理设备，每个环节都有由于氧气存在而引发的安全隐患，因此需要采取相应的安全技术措施。
一、工艺风险
注空气过程由于空气中氧气和井下轻烃烃组分及氧气在油藏内的反应产物的存在，使其具有潜在的安全隐患，包括注人井、生产井、空气压缩机、注气管线内的混合气体爆炸、油套管和地面管线设备的腐蚀等问题。
1.爆炸危险
注空气过程各个环节均存在着氧气混合物爆炸的危险，这主要是因为注入空气中含有氧气，氧气与原油在油藏发生氧化反应，消耗部分氧气，但在氧化反应不完全的情况下，地层中的轻烃组分就会和氧气形成混合性爆炸气体，当混合气的浓度达到爆炸范围时，在一定条件下就会发生爆炸事故。
可燃气体发生燃烧和爆炸的三个基本物质因素是：可燃气体、氧气、点火能量。而燃烧爆炸，不仅需要可燃气和氧气的存在，还需要一个重要条件就是可燃气和氧气适当的配合比例。根据爆炸理论，能使可燃性混合气体发生爆炸所必需的最低可燃气体浓度，称为爆炸下限；而最高可燃气体浓度，称为爆炸上限。临界含氧量是指当给以足够的点燃能量能使某一浓度的可燃气体刚好不发生燃烧爆炸的临界最高氧浓度。理论计算结果表明，对大多数石油产物而言，常温常压下氧含量安全限值约为10%，氧含量低于这个值，即使遇明火也不会发生爆炸 。
2.注入井爆炸的原因及防护措施
注入井的爆炸主要是因为空气注入压力低，导致油气回流到注气井，与空气混合发生燃烧爆炸反应。造成注气压力低的原因主要有：
2.1注气停止。有空压机正常停注和空压机故障停注两个因素。空压机停注导致注入井压力突然为零，在没有井下回压控制的情况下将会发生油气的回流；
2.2空气压缩机的重新启动。重新启动空压机时，井口压力开始时也会低于设计压力，同时由于停住时间内地层压力的升高都会导致油气回流。
目前现场应用可采取的防护措施有
（1）加强对注入井的压力、温度、注入量的检测，防止注井内压力低于油藏压力，井下可采用封隔器和回流控制阀等装置减少油气进入注气井。
（2）作好安全预防工作。在注入井中保持正的空气压力是防止油气回流安全操作的基本要求。
（3）生产井爆炸的原因及防护措施
生产井爆炸主要是由于气窜和氧化不完全造成的生产井中氧气含量过高，与井下轻烃组分形成的混合性爆炸气体在爆炸范围内，如有足够点火能量时将导致爆炸。其原因主要有以下几方面：
（1）油藏温度过低，导致氧化反应速过慢，存在过剩氧；
（2）注入井到生产井间的井距过近，导致氧气过早突破。
目前现场应用可采取的防护措施有：
（1）在工程开始之前，应筛选确定适合注空气的目标油藏，深入研究油藏动态，进行室内氧化实验研究，评估注空气低温氧化工艺的技术可行性。
（2）生产过程中应进行气体监测分析，重点监测与注气井连通性极强的生产井中的气体排量和组分检测，气体的排量显示了油藏内气体流动的选择方向，并对区域内的空气进行评价。
4.腐蚀现象及腐蚀监测
油田火驱现场主要有注气管线、注气井管柱的氧气腐蚀，以及生产井油套管和地面设施的二氧化碳腐蚀。对于生产井和注气井可以通过挂片和分析水样品中铁的含量等来检测腐蚀情况 。对有明显腐蚀的油井进行防腐处理，可采用防腐剂批量注入到油管与套管的环空中、井下安放固体防腐剂等工艺技术。
二、设备风险
火驱采油工艺中的设备主要有空气压缩机、气液分离器和地面管线控制系统等。由于火驱采油的排气压力及排气温度都较高，对设备机械性能的要求很高，工程设计和现场操作中主要应考虑以下几方面：
1.空气压缩机风险及防护措施
作为注空气过程中的主要设备，空气压缩机存在的风险最多，发生的概率也最大。空气压缩机的故障风险主要包括：空气压缩机的爆炸、排气压力不足、排气量波动、机械故障、噪声影响等。
建议现场可采用的防护措施有：
（1）油的选择和用量要适当；
（2）提高检修质量，严格控制因密封不严而使油窜人气缸内；
（3）采用铜制波纹管式冷却器芯。
2.管线
造成管线失效的危险因素主要有：
2.1管线腐蚀，由于火驱采油过程中的腐蚀现象较为严重，管线破裂潜在危险发生的可能性就较大；
2.2管线机械强度设计不够，当管线设计强度低于输送介质强度时，管线就会因长期超负荷运行而破裂，这主要是因为管线选择时没有根据实际现场情况。
建议现场采取的防护措施：
（1）对注气管线进行内部涂层，防止内部生锈，减少锈皮与高速流动的空气磨擦产生的热；
（2）尽量减小注气管线的拐弯，管道连接应采用焊接，但与设备、阀门和附件的连接处可采用法兰或螺纹连接。
3.其他风险
火驱工艺中涉及到的其他辅助设备较多，其安全可靠性也至关重要，在工程实施中应严格按照操作规程使用，在生产中更要加强设备的检修和维护工作。
三、人为风险
1.工程设计
工程设计人员对现场管路系统的设计，管线材料的选择、加工制造的技术水平、强度设计都影响着管线的运行安全。同时对于相应的电气设备和机械设备要慎重选择合理配置，对于井网和管线布置要谨慎考虑，既要充分利用现有的水井、油井和管线，又要符合火驱操作规程和安全控制技术的要求。
2.人为失误
操作失误主要是由人的不安全行为引起的，包括施工误操作、运行误操作、维修误操作和管理失误等多方面的原因。火驱采油技术作为一项高新技术，必须制定严格的安全操作规程，加强人员培训，确保各项操作严格按操作规程进行。
四、结语
目前，火驱采油仍是一项二次、三次采油高新技术。在火驱采油的过程中，从生产井、注气井、空气压缩机到地面管线和采油设备，每个环节都要采取相应的安全技术措施。文章总结了国内外火驱采油的现场经验，制定火驱采油现场安全控制技术及监测方案。建立严格的安全生产控制标准、采取一系列的安全措施，最大程度的防止事故发生，对这项技术的成功实施具有重大的现实意义。
参考文献
(一)AlCPA和APB的初始尝试。石油天然气资产计价方法的选择问题，直到20世纪60年代才受到美国会计职业界和会计准则机构的重视。1964年，美国注册会计师协会(AICPA)委托普华国际会计公司的一位合伙人罗伯特·E·费尔德研究采掘行业中使用的各种方法，以便为AICPA的会计原则委员会(APB)起草一份意见书提供建议。该项研究成果被AICPA以“采掘行业的财务报告”为题，作为会计研究公报第11出版。
APB的采掘行业委员会按照APB的指示准备了一份文本，于1971年秋以“石油行业的会计与报告”为题出版。该文本建议以油田作为成本中心，资本化所有与油气储量直接相关的储量发现前(prediscovery)发现后(postdiscovery)生的成本，包括对最初作为费用核销而后来确定找到油田的勘探干井成本的恢复资本化。以此文本为基础，APB于1971年11月22和23日举行了两天的公众听证会。在此听证会上，APB的建议文本遭到了完全成本法和成果法支持者双方的反对。
AlCPA和APB的初步尝试尽管因APB的被替代没有走出很远，但它们力图解决石油天然气会计实务问题的勇气和初步的基础性探索是不可否认的。
(二)FASB的努力与SFAS No.19出台，1973-7-1 FASB代替APB成为美国财务会计准则的民间制定机构。在1973年最初的技术日程安排中，FASB并没有安排采掘行业的会计与报告这一议题。但是，该年的国外石油禁运导致了世界石油价格的大幅度上涨，使石油天然气行业从美国公众和联邦政府那里得到了巨大的利益。基于其他能源法规的颁布和美国国会对石油天然气会计问题的积极考虑，FASB决定给予石油天然气生产公司会计以优先考虑。1975年10月，
FASB在它的技术日程上加上了“采掘行业的财务会计与报告”这一项目。
1975年12月，福特总统签署了公共法第94一163号——能源政策与保护法案“，该法案第五部分第503段授权证券交易委员会(SEC)为石油天然气生产者制定规则，或确认财务会计准则委员会制定的准则，并要求准则在1977年12月22日以前开发出来。在”能源政策与保护法案出台之后，FASB加紧了为石油天然气生产者制定会计准则的工作。
1977年12月，FASB正式颁布了第19号财务会计准则公告(SFAS No.19)——天然气生产公司的财务会计与报告，要求从1978年12月5日以后的财政年度实施。SFAS No.19在美国会计准则制定的历史上具有十分重要的意义，它是至今为止争论最大的几份财务会计准则之一。
SFAS No.19包括引言、适用范围、财务会计与报告准则、所得税会计、生效日期和过度期、表决结果及其说明、附录A -背景材料、附录B——结论形成的基础和附录C——词汇表九个部分。不包括表决结果及其说明，总共275段，其中财务会计和报告标准是该准则的核心内容，主要包括成本发生时的会计、资本化成本的处置、矿权转让与相关的交易、揭示等内容。
(三)SFAS No.25对SFAS No.19的修正。1979年2月，FASB了第25号财务会计准则公告 (SFAS No.25) —— 暂停石油天然气生产公司的某些会计要求 对FASB第l9号公告的一项修正。主要在于不定期地暂停SFAS No.19将成果法作为石油天然气资产计价的唯一方法之要求。SFAS No.25的颁布，标志着FASB试图为石油天然气资产计价建立统一方法努力的破产。
FASB在SFAS No.19中要求所有的石油天然气生产公司按照成果法计量石油天然气资产，此举引发了大量中小石油天然气生产公司的游说行为，导致SEC于1978年8月31日253号会计系列文告 (ASR No.253)—— 关于石油天然气生产活动的财务会计与报告实务的要求，接受完全成本法为向SEC报告的可接受的备选方法，由此导致了SFAS No.19与ASR NO.253的冲突。由于SEC的权威地位和FASB的民间性质，FASB颁布了SFAS No.25，使其声誉遭受了一次重大的损失。
(四)RRA 会计与SFAS No.69.ASR No.253受到人们的重视，不仅在于它与SFAS No.19的对立，更在于它提出了一种以价值为基础的会计方法一一储量认可会计(Reserve Recognition Accounting ，RRA)。 RRA要求以现行的价格、现行的开发成本、开采成本和现行的法定税率为基础，对石油天然气储量资产的未来现金流量以10%的折现率加以折现计算，以此确定现行石油天然气储量资产的价值和收益 (成果)。或许是FASB颁布SFAS No.25的行动，或许是人们对RAA的大量反对，或许还有其它原因，SEC在1981年2月26日颁布了ASR No.289—— 石油天然气生产者的财务报告。在ASR No.289中，SEC宣称不再将RRA视为石油天然气生产者基本财务报告的一种潜在的会计方法，并支持FASB为石油天然气生产活动开发一套综合的揭示规则。
FASB毕竟只是一个民间会计准则制定团体，它所制定的会计准则的公认性在很大程度上来自于SEC的支持。为了和SEC的ASR No.253保持一致，也为了答谢SEC在ASR No.289中对自己的支持 (SEC在ASR No.289中宣称将继续支持FASB为石油天然气行业制定会计准则)，FASB于1982年11月颁发了SFAS N0.69，要求对石油天然气储量及其变动进行标准化计量，以此作为补充信息的重要内容之一。
尽管FASB宣称标准化计量不是RRA，但人们一眼便可认出二者不存在根本上的区别。FASB的标准化计量和RRA的区别仅在于：FASB的标准化计量考虑所得税费用，而SEC的RRA不加以考虑。此外，SFAS No.69不要求提供以价值为基础的损益表。
二、几点启发
(一)会计环境的变动是产生新的会计规范的前提。美国在20世纪30年代就有了GAAP，从而有了现代财务会计。但是，规范石油天然气生产活动的财务会计直到60年代才引起重视，到加年代后期才有了第1份规范石油天然气生产活动的会计准则。其主要原因在于：(1)美国早期救火式的会计规范制定模式。会计程序委员会(CAP)和会计原则委员会(APB)是美国早期会计规范(GAAP)的制定机构。由于缺乏系统的理论研究，GAAP的制定是救火式的。到50年代后期，石油天然气会计实务中出现了两种并行的会计方法，并且每种方法都存在大量变异，给财务报表的可比性带来了极大的困难，由此导致了IACPA和APB对石油天然气会计的关注。(2)石油天然气经营国际环境的变动。70年代的两次石油危机，给美国经济以巨大影响。为汇总和控制的需要，制定会计准则规范石油天然气生产活动已成为管理和控制石油天然气行业的基础。正是在此种情形下，FASB才把石油天然气会计准则作为优选项目。当前，我国石油天然气行业正在进行重组和股份制改造，到国际资本市场筹资，参与国际经营，因此，亦需要加快我国石油天然气会计准则制定的步伐。(3)充分披露原则随资本市场的发展而扩展。成本计价、充分披露和配比是财务会计的三大基本原则。然而，对石油天然气经营来说，在应用这些原则时便遇到了困难，因为石油天然气资产的成本与其价值存在巨大的差异。正因为如此，才有了SEC的RRA会计的尝试和FASB在SFAS No.69中的资本化计量及其变动的揭示要求。
(二)会计准则的制定过程是一个政治过程。会计准则是进行会计核算和报告的指南，主要是就会计核算的方法、会计报告的内容、方式与时间要求作出统一的规定。从形式上看，会计准则的内容主要是会计技术问题，但从本质上来说，由于会计准则的结果会涉及到各方的经济利益，因此它是一种利益分配工具。各利益主体都会为了自身的利益对会计准则的制定施加影响，从而使会计准则成为各利益主体多方博弈的对象，它们会借助各种政治力量干涉会计准则的制定，便其具有浓厚的政治色彩。当然，各利益主体借助政治势力干涉会计准则的能力是不同的。由于石油天然气企业的雄厚资本实力和巨大的组织规模，使其借助政治势力干预会计准则制定的能力较大，因而，会计准则制定的政治过程在石油天然气会计准则制定过程中体现得最为明显。SFAS No.19是美国历史上第一个最为完备的石油天然气会计准则，就石油天然气资产的计量、收益的确定和会计报告问题作了比较全面的要求。然而，这份准则公告的出台几经波折，美国国会、能源部、联邦动力委员会、司法部、证交会等大量政治力量牵涉其中。由于各种政治力量的干预，SFAS No.19所确定的石油天然气资产会计方法不得不在SFAS No.25中加以停止，就连SFAS No.19中所使用的储量定义亦不得不依SEC采用的定义而重新界定。
正因为会计准则的制定过程是一个政治过程，因而将会计准则称之为会计政策就是恰如其分的，那种将会计准则仅仅看成是会计技术问题的观点是十分幼稚的。
【关键词】 石油企业 安全管理 问题 原因
中国石油伴随着祖国的发展，从无到有，到跻身世界企业500强，是几代石油人，用青春和汗水，乃至生命建下的功勋。半百年来，石油人一直走在奉献者的前列。在今天这个张扬的时代，我依然把石油人的奉献当成荣耀，而正是这种荣耀促使我倍加热爱工作。这荣耀让我领悟，能为石油行业做点贡献，也是人生价值的实现啊！也许我讲的离安全太远。但事实上，安全与石油人，是密不可分的。从勘探、采输到炼化，石油的整个生产过程，处处都充满了安全风险。就说天然气采输生产吧：天然气易燃、易爆，而且多含有有毒气体。就是空气中，充满10%的净化天然气，也会导致人眩晕甚至死亡。天然气在管道内输送的压力，通常是大气压的数十倍，而在采气井口，甚至达到几百倍。
我们日常生产操作环节，稍有不当，就可能酿成大祸。2003年12月24日上午。我们作业区的技安人员，凌晨去支援开县井喷抢险的消息。虽然发生事故的单位和我们无关，但出于职业习惯，大家仍然很关注。25日上午，支援开县抢险的同事回来，大家不约而同的围了上去。那位技安人员惊魂未定的讲述：凌晨三点，他们向事发地点迈进。沿途是数万人的仓皇逃离，一路警车红灯闪烁，政府工作人员维持着秩序。在他们离罗家16H井大约10公里的时候，携带的硫化氢监测仪就开始报警了。空呼，只能管30分钟，他们只能把安全器材送到大约5公里的地方，再往里，已经了。他叹了口气说，到目前为止，已发现了8人死亡，但据中心逃离的村民谣传，5公里以内，倒下的人，不计其数。
我们所管辖的气田，也是高含硫，我们清楚硫化氢的厉害。听了技安人员的话，大家更加紧张沉重。当天傍晚，同事打电话来，告诉我事故死亡人数已增加到了133人。我慌忙打开了网站，而就在我留完言，对此表示悲痛和哀悼后，刷新页面的一瞬间，那个数字变成了165。晚上10点左右，成了191。
这数字，令人震撼，悲痛，乃至愤怒。很快，这些愤怒就指向了造成事故的源头。无数责问声如潮水般涌向中国石油。人们在网上激愤的留言，很多甚至是在骂：中石油管理混乱，不懂安全，缺乏监管，盲目追求利润，不顾人死活等等。那些过激的言辞，字字句句刺在我的心上。石油人，这个令我骄傲的称谓，此刻倍受指责。我感到很委屈，于是，我也疯狂的留言，希望大家知道，石油人其实不是他们所说的那样。我们爱岗敬业，奉献远大于索取。我们懂安全、重视安全，我们管理一直很严格。我们吸取过教训，也承受过安全事故带来的痛苦，我们的生产场所，也许都是火药桶。我们怎么会拿生命开玩笑呢？
从我参加工作的采气四队，到现在垫江采输气作业区，我们是金牌队，我们是红旗作业区。我们工作很辛苦，但我一直觉得很光荣。是荣誉感支撑着我在任何艰辛的时候，依然乐观。可是，事故调查结果令我惊愕，甚至让我的荣誉感失落。曾几何时，我们高唱《我为祖国献石油》，我们有不怕艰险无私奉献的气概。曾几何时，我们欣然看着天然气输送到川渝大地，以创造的价值为骄傲。但，再大的贡献也无法挽回无辜的生命啊！黑色的“12.23”，甚至影响到了社会对中国石油的认同。几个人的操作违章，葬送了243条生命，少数人的安全麻痹，让百万石油人也蒙羞。“12.23”不是天灾，是人祸啊，这不仅令我们惭愧，这是我们的耻辱啊！
开县井喷事故，已经过去一年多了。但“12.23”铭刻在了我的心里。他让我认识到，安全工作，事关荣辱。
1 目前石油企业安全管理存在的问题
石油企业的安全生产意义重大，尽管当前众多石油企业及相关部门非常重视石油生产的安全管理，严格遵循“安全第一，预防为主”的安全生产方针，遵守国家关于安全管理的规章制度，认真总结事故的经验教训，探求石油安全生产和管理的新理论和新方法，为此积累了大量的安全管理与事故预防的经验，但是在石油企业生产和管理中仍然存在许多的问题，主要表现在以下几个方面。
1.1 石油企业安全管理缺乏系统理论
目前我国所采用的石油企业安全管理理论几乎都来自西方，我国在这方面的理论寥寥无几，这从大学安全工程教材中就可以看出。理论的缺乏导致石油企业安全管理主要依靠经验，缺乏系统理论支持。西方由于发展时间较长，管理经验较为丰富，在管理理论上也已采用系统分析的方法，总结了一系列系统的事故控制理论，如风险分析理论、轨迹交叉理论、多米诺骨牌理论、单因素理论等，在这些系统理论的指导下，企业可以根据其现实情况创造出许多行之有效的管理方法。
1.2 石油企业就事论事多，但追根溯源少
采用一系列有效的分析方法来对涉及石油企业管理中的人和物进行危险预测分析，变安全管理中的事故后处理为事故前预防，这也是现代安全管理的主要特征。对于事故的超前预防控制，需要对事故进行合理的统计分析，发现其中规律性的东西，以达到对企业的宏观指导的目的。
1.3 石油企业安全管理经验说教多，理论推广很少
作为高风险的石油企业，逐渐意识到安全管理的重要性，在该方面所做的工作也有了较大的改进。从1997年起国内石油行业陆续了SY/T6276.1997《石油天然气工业健康、安全与环境管理体系》等多个行业标准文件，标准性文件的颁布有利于提高国内石油企业的健康和安全管理水平，有助于推动我国国内石油企业尽快建立和实施HSE管理体系，节约企业成本，改善企业形象。与此同时，国内率先建立HSE管理体系的部分企业在这方面已经取得显著成效。
2 石油企业安全事故的原因分析
我国石油企业安全管理目前存在诸多的问题，对于其原因分析，主要包括以下几方面。
2.1 对安全事故隐患的处罚力度不够
事故隐患的存在是石油企业安全事故发生的一个最重要原因，绝大多数事故发生源于安全隐患的存在，所以企业必须防患于未然，讲隐患消灭于萌芽状态。但同时依据法律规定，只要没有出现重大的事故，对于个人只能追究行政责任，通常就是限期整改或者罚款为主，我们知道企业是以追求利益最大化为目的的经济组织，对于地方保护主义来说实在是缺少震撼感。为此相关专家提出应将安全事故隐患纳入刑法的范围，事故发生后要追究责任人的刑事责任，加大事故的处罚力度，给予相关企业和责任人强有力的威慑，从而使安全事故发生机率降到最低，保证石油企业企业安全生产顺利进行。
2.2 石油企业日常安全的执法检查力度不够
经过研究我们不难发现，那些事故频发的企业，并非缺乏好的政策支持，而只是各种相关政策和法规很难在具体管理过程中落到实处。现在相关部门已经意识到在安全生产的重要性，并已在安全生产、经营方面颁布了相关的法律法规。《安全生产法》的出台，标志着我国安全法制建设上了一个新台阶，相关部门开始注重安全生产的法制方面建设，开创了我国建设中国特色的社会主义安全法制体系。作为安全生产相关法律法规的基本大法，《安全生产法》对安全生产经营单位安全保障制度、负责人安全责任制度、安全生产责任追究制度、安全生产的监督管理制度、安全中介服务制度、事故应急救援和处理制度、从业人员权利义务制度等七个方面，其中对于安全生产的基本法律责任进行了完整、清晰的界定，对于现实的安全生产工作具有较强的可操作性及指导性等。《安全生产法》的出台对于企业搞好安全生产工作将起到积极的促进作用。切实落实贯彻安全生产责任制，并着重推进安全生产法制化、规范化及制度化的进程，以防范石油安全生产重特大事故的发生，对于实现我国安全生产的长治久安，具有重大的历史意义及现实意义。
2.3 石油企业的职工权利意识及安全生产意识较差
经研究发现，许多安全事故的发生都是由企业的不安全状态所引起的。尤其是在重特大安全事故的发生企业，许多职工的生产环境非常险恶。在国家安全生产监督管理局及国际劳工组织所组织的研讨会上，根据国家安全研究中心主任刘铁民所公布的一份调查报告我们可以看出，报告中系统总结了安全生产重大伤亡事故发生的五个原因，是对现代化国家劳工行政一体化的任意践踏，而其中许多重大安全事故的最大受害人则是第三方即劳动者。这些劳动者处于被雇佣的位置，无法自由的表达他们的意志，也没有组织成一支强大的力量，来维护他们的合法权益，因此企业生产者及相关政府部门要引起足够重视，保障石油企业劳动者的合法权益。
2.4 石油企业安全投入成本不足，淡化安全经济观
石油企业资金投入不足也是造成事故的原因之一，通过加大安全管理的资金投入，把事故和职业危害消灭在萌芽状态，不可否认是减少安全事故发生的举措之一。要实现石油企业安全生产，加大安全资金投入，依靠先进的技术手段和设备，可以有效避免重大安全事故发生。
奉献能源，创造和谐，这至高无上的企业形象，永远代表着石油人的荣誉。这荣誉，激励着几代石油人，忘我的付出。这荣誉，支撑起我们献身石油的信念。石油行业千千万万的平凡岗位，维系着纵横祖国大地的石油生产系统。任何岗位上的安全疏忽，都可能把石油人的荣誉玷污。我们必须清楚，只要穿上了红色的信号服，我们肩上，就背负起了，沉甸甸的中国石油。
强三基，反三违，以人为本，落实安全责任制，石油人义不容辞。我们要“付出一万的努力，防止万一的发生”，抓安全，促生产，为了祖国的建设，也是为了，再塑石油人的荣誉。
参考文献
[关键词]石油天然气 会计准则 问题 完善
一、我国制定油气行业会计准则的意义
石油天然气行业是一个较特殊的领域，它的主要特点是高风险与高投资，油气行业的会计处理也具有显著的行业特征。然而我国在很长一段时间内都没有一套完整的适应油气行业的会计准则规范，与国外的油气行业相比较，我国油气行业所使用的会计规范不适应油气行业的生产特点，这对我国油气行业的发展与壮大是没有好处的。
财政部于2006年颁布了《企业会计准则第27号――石油天然气开采》，使油气这一特殊行业有了基础准则体系，该准则在很多地方都体现出了与国际油气行业会计准则的一致性，这对我国油气行业的发展、完善具有十分重要的意义，为我国油气企业能够实现“走出去”――融入国际竞争环境创造了坚实的会计基础。
二、我国油气会计准则存在的问题
1 对自然资源会计理论的研究不足
准则将油气资源定义为油气开采企业所拥有或控制的井及相关设施和矿区权益，认为递耗资产是通过开采、采伐、利用而逐渐耗竭，以致无法恢复或难以恢复、更新或按原样重置的自然资源，同时还指出油气资产属于递耗资产。根据以上定义可以得到如下推论，即设施和矿区权益是一种自然资源，这明显是不成立的。这主要是由于自然资源本身的价值并没有被纳入到现行的石油天然气会计核算体系中，核算的只是人类劳动价值。所以需要进一步加强对自然资源会计理论的研究，考虑如何将自然资源的价值纳入会计核算体系，然后再重新明确油气资源与递耗资产各自的含义。
2 有关油气资产减值的规定尚不明确
我国对于油气资产减值的规定类似于美国的油气准则，但是关于油气资产减值迹象的判断和资产组的认定都和其他行业不同，不能简单地规定按资产减值准则处理。资产减值准则对特殊资产并未进行特殊考虑，企业无法直接按其规定的减值迹象判断油气资产减值与否。而且准则未详细规定井及相关设备和设施的减值问题，仅规定了矿区权益的减值问题。
3 披露要求过于简单
我国油气准则对油气资产减值的披露比较简单，仅规定披露其减值金额，对于资产减值准备的累计金额、分部的减值损失、资产组的情况、可收回金额的计算方法等内容没有考虑： 另外，对油气储量的披露也比较简单，仅规定了企业应分别披露在国内和国外拥有的油气储量的年初年末数据，对于储量在年内的变化原因和影响因素，以及储量的价值则没要求披露。而美国油气准则对披露的规定详细而且全面，几乎涉及到了油气生产的所有方面，尤其是要求对油气储量及其变动进行标准化计量并作为补充信息的重要内容之一，这对我国油气准则披露方面的完善具有重要的借鉴意义。
4 油气准则内容尚不全面
我国虽然在很大程度上借鉴了美国的油气会计准则，但是在未探明矿区的评估和重新分类、勘探井和勘探参数井完钻时的会计处理、石油天然气混合产量的成本摊销、所得税的会计处理、成本风险的分担安排等方面，我国的油气准则罕有或没有规定，而这些问题恰是油气行业的重要问题。此外，准则也未涉及石油企业涉外活动的会计处理问题。
三、完善我国石油天然气行业会计准则的建议
1 加强自然资源会计理论研究
准则的制定需要进行大量的理论研究和准备工作，这样才能更好地保证准则的准确性、适用性和逻辑性。在研究油气会计准则时应该发动理论界的力量，深入研究我国石油企业的特点、所处的会计环境和国外的成功经验及失败教训，规范研究和实证研究相结合，从而制定出与国际惯例相协调又符合中国国情的油气会计准则。
2 针对油气资产减值进行规定
我国应借鉴FRS6和AASB6的做法，对石油天然气资产减值迹象的判断和资产组的确定做出专门规定，而对其减值测试、确认和计量则按资产减值准则进行。
3 完善披露处理
我国油气准则与美国油气准则在披露处理方面差距最大。美国油气准则对披露的规定详细且全面，几乎涉及油气生产的所有方面，尤其是要求对油气储量及其变动进行标准化计量并作为补充信息的重要内容之一；而我国的油气准则在披露方面则显得较为单薄，亟需尽快完善。
4 增加涉外活动的会计处理
随着国内各大油田产量的下降，我国的许多石油企业纷纷开始实施“走出去”的战略，积极开拓国际市场。但在油气准则中，却罕见石油企业涉外活动会计处理的相关规定，因此应当改进矿区权益取得、矿区转让和交易以及披露等方面的相关规定，增加涉外活动的会计处理规定，以使我国油气会计准则更好地同国际会计准则相协调，指导和规范我国石油企业的海外活动。
参考文献：
[1]张英：新会计准则下石油天然气开采准则初探[J]。会计师，2008
