天下加油范文1
关键词： 天然气 盘库 精细管理
孤一联合站针对天然气实施目标化管理，根据2012年大队下切的天然气输差考核指标为5%，孤一联结合自身生产实际，将本站2012年天然气输差目标制定为4.5%。为顺利完成这一目标，孤一联采取了以下四项措施：
一是实施天然气流程改造，杜绝偷盗漏气现象。2011年，孤一联合站实施了天然气流程地面改造，将从分离器天然气出口汇管至1#配气站的全部天然气管线由埋地管线更新为地面架空管线。更新为地面架空管线后，摆脱了池塘、地下等不利地形，更利于天然气巡线和维护保养。同时，加强天然气管线巡查并定期清理管线周边环境，杜绝各类偷盗和漏气现象。
二是更换天然气出油凡尔，确保总产气量。2011年，我站对8台分离器的出油凡尔进行了更换。孤一联油气分离器均投产于1991年，使用年限已长，凡尔磨损老化严重，分离器调节难度大，大量天然气进入原油一次沉降罐的事情时有发生，造成了天然气站内损失。自2011年1月更换出油凡尔以来，天然气月平均产气量增加了4000m3，确保了年度产气量的完成。同时2012年，针对现有天然气流程部分管段放水难的问题，我们于2011年12月对天然气干燥器放水管线全部安装电加热伴热带，有效解决了天然气冬季放水难的问题，提高了天然气质量。
三是更换天然气流量计，确保输差可信度。2011年，在天然气流程改造时对天然气流量计进行了更换，今年，对1#配气站的流量计进行了匹配更换，同时，严格气表校对制度，各气表流量计都在有效校定期内，确保输差可信。
四是加强天然气考核，促进分离器调节，进一步确保产气量。为保障全年产气量，孤一联在严格执行分离器、干燥器操作规程基础上，进一步制定了孤一联天然气管理考核办法，形成了对天然气月度考核制度，这一考核制度有效地促进了分离器调节，进一步确保了全年产气量。该考核办法的具体操作为，以一个月为一个考核周期，先统计每班的气量，每旬分别算出白班和夜半的平均产气量，以白班为例，白班的产气量与这一旬的平均产气量的差值即可反应调节分离器好差，考虑到采油队来液差别，这个差值再正负浮动300m3，浮动后的数作为考核奖惩的标准。按0.1元/m3考核，正数奖励、负数扣钱。该考核办法实施后，天然气产气量基本平稳，每天天然气产量平均波动范围在600m3，同时产气量相对增加。
为进一步确保原油盘库准确，为采油队提量依据，孤一联在原油盘库上狠下功夫。原油盘库产量与各级沉降罐油厚、含水、原油密度息息相关，为此我们从这几个方面采取措施，实施精细化管理。
一是精确原料油罐底水高度。我们对2#、3#原料油罐底部高度进行了详细标志，由以往的每10厘米一个刻度，改为每5厘米一个刻度，这样有利于计量工准确掌握底水高度。同时，我们对罐的四个方向分别进行标记，每天盘库原料油罐底水高度取四个方向含水的平均数，这样可以有效降低计量误差，提高原料油盘库准确度。
二是摸索一次除油罐油层含水规律。由于一次除油罐油层高度很高，不便于化验工取样化验，我们盘库时，一次罐油层含水取原料油含水加10%，为进一步精确一次罐盘库油量，我们2月份开始组织专门人员，自制了原油取样工具，每天对一次罐的油层的上、中、下部分进行分别取样并化验含水，结合油层厚度的变化和同期原料油含水情况，我们发现通过取油层上中下三个位置油样化验得出的平均含水比同期化验原料油含水加10%所得含水要偏高约3个百分点。当油层厚度控制1.0～2.5米之间时，实际化验含水与油层厚度无明显关系。以下图1为实际化验平均含水与同期原料油加经验值曲线图，图2为油层厚度与实际与经验值差值对比图。
三是加强基础管理。我们根据节点精细化实施细则，进一步加强原油化验、流量计读数、电脱水器调节等环节，确保原油生产平稳运行。
天下加油范文2
关键词：凝析气田；凝析油；天然气；地层压力；气井携液能力；凝析油产量；集气站及天然气处理厂等
中图分类号：TE37 文献标识码：A
一、凝析油来源
凝析油是天然气从地层向井底、井底向井口、井口向集气站及天然气处理厂（以下简称处理厂）的采集输过程中因温度、压力下降，天然气中重质组分发生相态变化（气态变成液态）形成的。
1凝析油来源于天然气。2产油量取决于天然气产量规模和其原始组分中各组分占比情况。即天然气产量规模越大，原始组分中重质组分（重烃）占比越高，采集输过程中产油就越多。3对单个的凝析气田而言，可认为其天然气原始组分不变，因此产油量只取决于天然气产量规模。
二、天然气转变成凝析油的时间、地点及凝析油存在的状态
1从地层向井底运移过程中，因压力下降，天然气中重质组分会变成油，这部分油大部分滞留在地层或井底，很难到达地面。地层压力越低，这种情况就会越严重；地层压力越高，这种转变发生的就越少。2从井底向井口的井筒运移过程中，压力、温度同时下降，天然气中重质组分会变成油，这部分油可被天然气携带至井口，进入管线。携带多少取决于气井的携液能力；气井产量越高，生产管柱尺寸越小，携液能力就越强。3从井口向集气站运输过程，管线中会析出油，这部分油和之前从井筒中进入管线的油运移至集气站，经集气站分离器分离后部分留在集气站；部分未分离彻底，进入集气站下游输气管线。4从集气站向处理厂运输过程，管线中会析出油，这部分油和之前集气站未分离彻底的油运移至处理厂，经处理厂天然气处理装置处理后部分留在处理厂，未分离彻底的进入处理厂下游输气管线。
三、凝析油产量影响原因
1受天然气产量影响
1.1天然气气产量不变，产油量不变；天然气产量增加，产油量增加；天然气产量减少，产油量减少。1.2产油量不等同于凝析油产量，只有经集气站和处理厂分离装置分离出来并留在集气站和处理厂的油，即可被回收利用的油才会产生经济效益，才能算作“气田凝析油产量”；其余部分或滞留在地层和井底，或由于气井携液能力不足未能被携带至地面，或由于集气站及处理厂分离不彻底进入下游输气管线。
2受地层压力影响
地层压力越低，在地层和井底析出的油就越多，进入集气站和处理厂的油就越少。换言之：
2.1老井地层压力低，气转变成油主要发生天然气从地层向井底运移过程中，这部分油大部分滞留在地层和井底；同时老井产量低，携液能力差；即老井越多，凝析油产量就越低。2.2新井地层压力高，气转变成油主要发生在天然气从井底向井口运移过程中；同时新井携液能力强，井筒中析出的油有相当部分可被携带至井口，通过管线最终进入集气站；即新井越多，凝析油产量就越高。
3受气井携液能力影响
气井携液能力下降，被携带至地面的油就随之减少，凝析油产量就会下降。
4受油水分离情况影响
4.1当集气站（或处理厂）分离器（或天然气处理装置）处理能力不足（与气液产量规模不匹配）时，即使天然气产量再增加，凝析油产量也不会增加，只会造成流失的油（未被分离，进入下游输气管线的油）增多。4.2随分离器使用时间延长，其分离效果如果变差，凝析油产量会下降。
四、气田凝析油产量变化趋势
1在气田开发的建产期，随着天然气产量规模扩大，产油总量在增加；同时因为老井相对较少，新井投产相对较多，有相当部分的凝析油是在井筒中析出且能被携带至地面，凝析油产量会不断上升。2在气田开发的稳产期，天然气产量不变，产油总量基本不变；但老井越来越多，地层压力逐渐下降（亏空），越来越多的油滞留在地层中；同时随着气井产能递减，携液能力变差，凝析油产量会下降。3在气田开发后期，稳产难度越来越大，天然气产量逐年递减，产油总量会减少；同时老井占总井数比例进一步上升，气井平均携液能力进一步下降，凝析油产量会下降。
五、提高凝析气田凝析油产量（或减缓凝析油产量下降速度）的措施。1从源头上着手，既然凝析油来源于天然气，要想提高凝析油产量，就必须保证气田的开发规模，提高气田整体天然气产量，只有天然气产量上去了，产油总量才会增加，凝析油产量才可能上升。2从气井生产制度上着手，尽量延长气井携液生产时间；尽量减少或避免气井配产不合理，因为气井配产不合理（过高）会导致其产量和所控制的储层压力下降过快，进而导致气井携液能力快速下降和在滞留储层中的油增多，凝析油产量下降。3从提高气液分离效果着手，在充分考虑到经济效益的前提下，集气站和处理厂采用较好的分离装置，或对集气站和处理厂现有分离装置进行升级改造，提升分离装置的分离能力，因为气井携带至地面的凝析油总量不变时，在集气站和处理厂的分离情况越好，即气液分离越彻底，凝析油产量自然就越高。
六、结论
1凝析气田中凝析油来源于天然气，产油量取决于天然气产量规模和其原始组分中重烃占比多少。2凝析油在地层、井筒、管线中都可能产生，地层中产生的凝析油很难到达地面，井筒中析出的凝析油有多少被携带至地面取决于气井的携液能力；留在集气站和处理厂的凝析油才能产生经济效益，才是凝析气田凝析油产量。3凝析气田天然气产量规模越大，新井占比越高，气井携液能力越强，集气站和处理厂气液分离越彻底，凝析气田凝析油产量就越高。4 凝析气田处在不同的开发阶段，其凝析油产量变化趋势不同：建产期凝析油产量上升，稳产期和递减期凝析油产量下降。5提高凝析气田凝析油产量应从提高气田开发规模，气井合理配产，提升集气站和处理厂气液分离效果等方面采取措施。
天下加油范文3
[关键词]石油，天然气，储备，普查
石油和天然气储备是为了保障国家的经济安全和社会稳定，由中央政府直接投资或者其他方式，拥有和控制一定数量的原油、成品油和天然气储备。这是国家为了保障能源安全稳定供应的重要手段之一。在发生战事、大规模禁运等非常时期，则可用于应对国际石油市场的剧烈动荡，减缓或屏蔽可能给国民经济带来的冲击。从1973年第一次世界石油危机以后，美国、日本、西欧一些国家都相继建立了石油和天然气战略储备。从他们的储备方式来看，地下储备库已成为储备的主要方式。
1、建设石油地下储备的重要性和必要性
首先，建设地下油气储备库是保障能源安全的重要措施。现代战争中，重要经济目标是重点打击的对象，而油气设施在国民经济和战争上的重要性，使其成为打击的主要对象。从战略的角度看，建设地下油气储备有利于保护油气战略资源。
其次，地下油气储备库建设有利于防止恐怖袭击，油库是袭击的重点。地下油气储备库管理容易，不易接触，不易引爆。
再次，建设地下油气储备库可以大量节省土地资源，保护地面环境，而且地下油气储备库，特别是盐穴地下油气储备库的建设成本仅为地下建设成本的1／10，可以节约大量的建设资金。
第四，由于天然气长距离输送的特性，如何保障管道安全运行，保障天然气平稳运行非常重要。根据世界各国的经验，利用地下储气库进行调节，是确保天然气安全平稳供气的最有效途径。
从国外经验来看，地下战略油气储备库主要由地下盐穴、地下岩洞和废弃油气藏组成，因此，利用盐穴、地下岩洞和废弃油气藏建设油气储备库是今后发展的主要方向。
2、国外油气地下储备概况
2.1、国外石油地下储备概况
发达的石油进口国主导着石油地下储存的技术发展。石油地下储存主要方式包括两大类。
第一类是利用地下岩洞储存石油。地下岩洞安全性好，油品长期储存，不易变质。从20世纪50～60年代至今，国外很多国家都将地下岩洞作为国家原油战略储备库。目前，瑞典等国家正在研究用洞库储存ing和cng。利用地下岩洞建立石油储备的国家主要有北欧的瑞典、芬兰，亚洲的日本、韩国和新加坡等。
第二大类型是地下盐穴储备，利用深部盐层，通过水溶方式形成地下溶洞并储存石油，该方式储存量大，埋藏深度大，一般达500～1500m，造价低，广泛被具有盐层建库地质条件的国家所采用。美国、德国、法国等国家的地下石油储备方式主要为盐穴石油储备。美国石油储备美国能源部于1977年2月16日，美国能源部制定了战略石油储备计划，当年4月18日生效。在此后的10多年时间内，美国利用德克萨斯和路易斯安娜两个州墨西哥沿岸的地下盐穴建立了总储存能力为10×109bbl(1.37×109t)的五大战略石油储备基地，储备的主要对象是原油。美国战略石油储备采用地下盐穴储存方式。储备系统全部分布在得州和路州的墨西哥湾沿岸。每个储油库都有数量不一的洞穴，典型的洞穴直径为60m，高为610m。只要往洞穴底部注水，原油上升即可抽出。美国战略石油储备盐穴储油库，单个储油库所包含的洞穴数从6个到22个不等。美国近6×109bbl原油储存在62个盐穴中，并全部位于德克萨斯州和路易斯安娜州。
2.2、国外天然气地下储备概况
国际上主要天然气消费大国均已经建立了自己国家的天然气战略储备，其战略储备一般3～6个月的国内天然气消费量，除战略储备外，还有一部分商业储备，约占天然气年消费量的15%～20%。从俄罗斯与乌克兰的天然气之争对欧洲天然气供应引起的国际争端就可以看出，保障天然气的安全运行，必须建设相应的天然气储备。
天然气地下储存比石油储存更加受到天然气主要消费国的重视，天然气地下储存作为一门工业技术发展已相当完善、成熟。国外第一座地下储气库建于1915年，至今已有八十多年的历史，这一技术在20世纪80年代以来发展较快。据统计，世界已有各类地下储气库602座，总有效工作量达3003.5×109m3，储气能力相当于总耗气量的11%。国外一般大型输配气系统都建有一定的储备能力，一般储备系统为11%～15%。美国储存气占年销售气量的20%以上，地下储气库供气量占所有调峰方式供气量80%以上。这说明建设一定规模地下储气库是其他方式难以取代的。利用枯竭油气田、地下含水层、含盐层或废弃矿井建造地下储气库，是20世纪燃气工业的一项主要技术成就。据统计，全世界共建成地下储气库602多座，其中77.7%是由枯竭油气藏改造而成，12.5%为含水层，9.8%为盐岩层。就欧洲而言，1999年20%的商品气来自地下储气库。全世界储气库主要集中在美国、加拿大、德国、前苏联。其中美国已建成各类储气库410座，其中利用枯竭油气藏350座，含水层40多座，是世界上使用储气库最多的国家。各国储气库的大小取决于该国的能源状况、供气情况和产气区与消费市场的供求关系以及能供建库的构造条件等因素。随着世界天然气需求量的迅速增加，地下储气库也将大力发展，预测2010年世界将需要大约160×109～200×109m3左右新的工作气能力。国外地下储气库的发展的趋势之一是战略储备向大型化发展，目前世界上最大的枯竭气藏储气库的库容达到400×108m3，工作气量达到，200×108m3；最大的含水层储气库库容达到200×1008m3，工作气量达到90×1008m3；这类大型储气库可以作为战略储备，气库储气量大，调峰能力强，但建设周期长，一次性投资大，总体经济效益好。趋势之二是民用库向灵活性大、周转率较高的小型气库发展，如盐穴或矿穴储气库在不断地增加，这种气库生产能力及调峰能力强，见效快，多个气库“联网”也是一种发展方式，使气库联成一片，统一调度，统一控制，如美国70%以上的储气库库容在0.028×108～2.83×108m3(1×108～100×108ft3)，既有很大的库容量，又有很大的灵活性。
3、国内油气地下储备现状
3.1、中国石油地下储备现状
中国于1977年在山东青岛设计建造了第一座总库容为15×104m3的原油地下洞库。该地下油库由2个洞室组成，其容量分别为5×104m3和10×104m3。80年代，我国又在浙江象山建成了第一座地下成品油库，但容积仅为4000m3。由于黄岛洞库的单洞室容积较小，进油时的呼吸损耗较大，建设投资高于地上储罐，加之大型浮项罐的广泛应用，因此，地下洞库技术在我国没有得到进一步的应用和发展。直到20世纪末，随着我国大量进口lpg，地下洞库才在我国东南沿海地区开始重新得到应用，在汕头和宁波建成了2座地下lpg洞库，每座洞库的储量都超过20×104m3。
3.2、中国天然气地下储备现状
中国的地下储气库起步较晚，20世纪70年代在大庆油田曾经进行过利用气藏建设气库的尝试，真正开始研究地下储气库是在90年代初，随着陕甘宁大气田的发现和陕京天然气输气管线的建设，才开始研究建设地下储气库以确保北京和天津两大城市的安全供气。到目前为止，为保证北京和天津两大城市的调峰供气，在天津市附近的大港油田利用枯竭凝析气藏建成了4个地下储气库，即大张坨地下储气库和板876地下储气库、板中北储气库、板中南储气库，这几个储气库总的调峰气量为8.0×108m3，即每年通过这2个储气库储存和采出20×108m3的天然气来平衡京津地区用气变化。由于北京用气市场变化剧烈，冬天用气量是夏天用量的7～10倍，这几个储气库已经接近满负荷运行，随着京津地区用气量的不断扩大，需要建设新的储气库来保证调峰需要，目前第五、第六储气库及华北储气库群已经开始着手建设。
为确保“西气东输”工程的实施，保证“西气东输”管线沿线和下游长江三角洲地区用户的正常用气，现在长江三角洲地区选择了江苏省金坛盐矿和江苏省刘庄建设地下储气库，设计总的调峰气量为20×108m3，地下储气库将于2006年后陆续投入使用。同时为配合川渝天然气东输“两湖”地区，还将在长江中游地区建设地下储气库，以确保该地区的安全供气。从近几年的储气库对确保京津地区的安全供气所发挥的作用来看，储气库已经作为天然气消费和输送过程中不可缺少的重要组成部分。
4、加大地下储备库技术研发力度，保障油气安全供给
国内油气储存技术存在着巨大的发展前景。从石油地下储存来看，根据欧美等主要石油进口石油储存的经验来看，石油储备达到国内90～120d的石油消费量。根据预测，中国石油消费量到2020年将会达到4.5×108t以上，其中60%左右需要依赖进口，按照这样的消费量计算，中国的需要建立的石油储备储备量应该在6000×104～8000×104t之间，假设其中50%采用地下储存的方式，地下储存量将达到300×104～400×104t。面对如此巨大的需求，必须加大地下石油储备技术的发展，推动中国石油地下储备库的建设。
同样，对天然气来说，根据需求预测，到2020年，中国天然气消费量将会达到2000×108m3以上，其中40%需要依赖进口。根据世界各国天然气利用较为成熟的国家的经验，仅调峰用气的储备量需要达到300×108～400×108m3，如果加上部分战略储备，总的天然气储备工作气量需要将达500×108～600×108m3。因此，在未来15年内，国内针对天然气储存同样存在巨大的市场需要。
天下加油范文4
1.北达科他州正在埋葬石油产量峰值（peak oil）的理念，前者正在引领美国成为世界上增长最快的石油生产商。
全球石油生产已经达到峰值或正在达到峰值的理念支撑着油价长达十年的上行趋势中的大部分。这一理念被供给总是不能达到各国政府和IEA设定的乐观预测的事实所支撑。IEA总是习惯于对来年非OPEC国家石油供给做出大幅增长的预测，但总是在接下来18个月里面将这些预测值调低。
2. 这一模式看起来面临变化，主要是由于美国新的页岩油的开发。来自页岩油（以及附带的页岩气）的产量增长非常迅速，带动美国石油总产出上升，即使是在阿拉斯加和加州的传统石油产量继续其结构性下滑和墨西哥湾石油产量刚刚从漏油事故后缓慢回升的情况下。
此次美国石油产量飙升的主要驱动力量是页岩油，包括北达科他（Bakken），德克萨斯（Eagle Ford和Permian Basin）等。
3.花旗预期美国石油产量将大幅超出预期，并预期行业的预期将大幅落后于现实情况，正如多年来对待页岩气那样。
自2000年代中期起，公司开始将改革了整个美国天然气供给图景的破碎技术应用到页岩油生产。这一成果已使得美国成为世界上增长最快的石油生产国。
页岩油产量的上升已经显著影响了石油市场，来自于Bakken和Eagle Ford以及其他地方的石油，是导致WTI油价与Brent油价以及全球其他原油价格指数脱钩的关键驱动因素。
没有这些产量的增加，美国石油进口量将比现在高出1百万桶/每天。随着页岩油产量加速增长，花旗预期产量到2020年至少将上升2百万桶/天，其对油价影响力将更大。墨西哥湾的石油产量回升将可能导致额外增加1.7~2百万桶/天的产量。如果对加州页岩油开发的政治障碍被克服，那么有望再增加1百万桶/天。
4.供给大幅上升导致需求下降，从而进一步加大了其影响。国内产量上升已使得美国净石油进口总额从2007年中期超过1300万桶/天下降到2011年末的800万桶/天，美国如今已在过去60年以来第一次成为炼油产品的净出口国。国内需求中由进口石油满足的比例从2005年的60%下降至2011年的45%。
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中油集团公司提出要建设综合性国际能源公司，要实现这一发展目标，必须以科学发展观为指导，积极推进科技创新和管理创新，切实强化安全生产、节能减排，持续深化内部改革。
xx采油厂于2003年11月由原来的采油分厂整合成立，整合后的xx采油厂是公司的主要上产单位，也是全公司的耗能大户，年耗能约占全公司的30％。对此，全厂上下紧紧抓住老油田综合调整改造的机遇，充分利用改造后工艺流程的技术优势，坚持科学管理和技术创新，把资源节约作为推动增储上产方式转变的有效途径，把精细管理作为节能降耗工作的重点，进一步明晰管理节点，落实具体措施，不断把资源节约型企业建设推向深入。
一、整合三年来能耗现状
调整改造使xx采油厂的生产规模逐渐扩大，全厂的原油产量由整合前2003年的60.9万吨上升到2006年的95万吨，3年间原油生产水平上升了57％，在上产的同时，全厂注重节能降耗工作，单位能耗从2003年的0.34吨标准煤／吨，下降到2006年的0.19吨标准煤／吨，能耗得到了有效的控制，见表1，图1。
二、2006年能耗情况
xx采油厂2006年总能耗为18s531吨标准煤。其中：消耗原油89825吨，折合128324吨标准煤，占总能耗的69.9％；消耗天然气2448万方，折合29743吨标准煤，占总能耗的16.2％；耗电19177万，折合23569吨标准煤，占总能耗的12.8％；消耗汽油662吨，折合934吨标准煤，占总能耗的0.5％；消耗柴油635吨，折合925吨标准煤，占总能耗的0.5％，见图2。
从图2可看出，2006年能源消耗量按从高到低的顺序依次为原油、天然气、电、汽油、柴油，下面主要介绍原油、天然气，屯的情况，
(一)原油原油消耗包括集输用油、生活用油和损耗三部分，2006年消耗原油89825吨，其中：集输用油为57529吨，占年消耗原油总量的64％；生活用油9693吨，占年消耗原油总量的10.8％：损耗22603吨，占年消耗原油总量的25.2％。2006年未有供热站15座，加热炉36台，加热炉炉效为80％，供热负荷为98.697MW。
(二)天然气
目前，xx采油厂共有天然气加热炉21台，油气两用加热炉15台，安装套气回收阀1871口井。2006年，消耗天然气2448万立方米，其中包括工业产气量1013万立方米、外购天然气1435万立方米。
(三)电
xx采油厂电力主要由供电公司的西区、东区三个变电所供电，总装机容量100000KVA，2006年未有6KV供电线路2.31公里，低压配电线路712公里，低压供电变压器185座。
2006年全年耗电量为19177万度，其中：机采系统耗电11746万度，注水系统耗电5204万度、集输系统耗电1048万度、管理系统耗电101万度、家属区耗电569万度、网损509万度。
机采系统耗电量主要含有抽油机、电保温电量、井组耗电量，2006年与2005年的对比中，机采系统耗电量增加1450万千瓦时。
抽油机耗电量的增加主要是采油井开井数增加，由2005年的3420口上升到2006年的3802口，增加了382口，导致耗电量增加。电保温耗电增加697万度，主要是xx采油厂工艺流程全部改造为冷输流程，单井井口电保温长度增加到8-10米，因耗能功率的增加，平均每口单井电保温年增加动力消耗1944度。
注水系统：现有水井1460口井、开井1268口，注水站3座，注水泵15台，水源井17口，年注水量1220万立方米，年耗电5204万度，与2005年相比耗电增加349万度。
注水量同比增加99万立方米，主要原因是2006年注水井比2005年多开100口，增开注水设备，造成注水量、注水系统耗电增加。注水单耗2006年与2005年相比下降了0.06千瓦时／立方米，下降原因是这个厂充分利用注水系统三区联网，自动平衡压力，达到三区注水互为补充，从而提高了系统效率，降低了注水单耗。
集输系统：现有接转站6座，计量间191座，输油泵24台；集输系统运行设备总功率2146.5KW，平均负荷率80％；年耗电1047.92万度，与2005年相比节约842.3万度。
集输系统耗电量下降的原因为集输干线由原三个采油厂的23条调整为10条；2005年前的25座接转站，运行装机容量5728KW，改造成现在的6座接转站，1座加压站；装机容量2237KW，装机容量下降。单耗下降主要原因是集输系统站外布局的简化和扩大集输半径以及采用枝状与射状管网相结合的布局方式，集输系统的管网运行效率有了明显的提高，从而使集输用电单耗大幅度下降。
三、在降降低能耗方面采取的措施
(一)在降低原油消耗方面
在能源消耗中，原油的消耗占主要成分。近几年来，xx采油厂凭借大规模调整改造的契机，对原来的联合站、中转站、集输管网、低效加热炉等进行改造，使之高效运行，节能降耗。
1 基本建设简化流程，降低能耗
从2004年开始，油田进行大规模的综合调整改造，这次调整改造是油田的一次重大战略调整，开创了中国石油老油田整体改造的先河。
调改前，集输系统有3座联合站。油井3110口，各类集输站场22座，计量间319座，各类集输管线约3510KM，油气集输系统以三管伴随流程为主、开式流程，多为三级布站。集输及处理能耗高，平均集输吨液能耗在4029MJ左右，缺气问题日益突出。接转站系统负荷率低，设备“大马拉小车”的情况普遍。
通过调改，形成了一座中心处理站，两座放水站，六座接转站，各类阀组间191座，供热站也由原来的29座减少到15座，供热负荷由原来的185.69MW减少到98.697MW，供热负荷减少了86.993MW。总的来说，经过地面，地下的调改，集输流程大为简化、优化，降低了供热负荷，提高了系统效率，集输系统耗能单耗大幅度下降，效率明显提高。吨液总能耗由调改前的4029MJ/t左右降至目前的1883MJ/t左右，年可节约自用油约5000吨，节油效果极其明显。
2 采取冷输、掺输流程降低原油消耗
调整改造前，xx油田冷输掺输井很
少，只是在试验阶段，绝大多数采用三管伴随流程，能耗比较高。xx采油厂通过调整改造，优化了集输管网、简化和优化了流程，在总结成功经验的基础上，采用冷输掺输流程来达到节能降耗的目的。
新的xx油田是全国陆上第一家将冷输流程作为主导集油流程的油田，它的成功运行，为全国油田改造提供了借鉴作用，为打造节能型油田开创了先例。
xx采油厂2003年年末共有油井3110口，三管伴热井2652口，冷输掺输井458口，2006年末，共有油井4121口，三管伴热井219口，冷输掺输井3902口，与2003年比年可节约自用油4000吨。2006年输油井数分布见表2。
3 提高加热炉效率，降低原油消耗
整体改造前，xx采油厂共有加热炉86台，其中低效炉占加热炉总数的80％以上，低效炉的炉效约63％。随着整体改造的进行，陆续消灭了低效炉，截至2006年年末，共有36台加热炉，并且全部为高效炉，加热炉炉效提高到80％以上，提高加热炉炉效一项，每年可节约自用油1800吨。
4 开展以气代油王程
2006年末，xx采油厂油井4121口，其中近三年就投产了1412口油井，为了节油降耗，根据实际情况，加大回收套气力度，充分利用自产气，同时，在公司的协助下，从2005年开始外购松原采气厂天然气。
此外，在日常管理中，根据季节的变化合理地规定泵站加热炉的出口温度、合理控制单井回油温度等，进一步完善了各种能源管理制度。
(二)在充分应用天然气方面
1 充分加大油井套气回收的力度，实现以气代油
全厂累计安装套气回收阀1871口井，日回收伴生天然气68000万立方米，与2005年日回收气59562立方米相比增加8438立方米，折油6.7吨，取得了较好效果。全厂目前各中转站、1#放水站，只燃自产气为生产加温，日节约外购天然气4000立方米。
2 加大安装套气防盗阀力度，杜绝私接乱挂
xx采油厂基层采油队地处周围村屯较多，村屯农民经常盗接天然气，造成部分井天然气流失，2007年，进一步加强管理。同时采取技术防范措施下套气防盗阀装置，共下套气防盗阀245套。有效制止了天然气流失。
3 对天然气系统进行科学调整，杜绝放空，实现系统共享
油水处理中心1#放水站站内天然气日产为1.24万立方米，站内4台加热炉运行，自产伴生气有剩余3000立方米。通过改造流程，剩余天然气供12队泵站(日耗气1300立)、微生物站(日耗气1400立)、一厂热水点(日耗气200立)使用，停用站外气，日节约外购天然气3000立方米。
(三)在节约电力方面
2006年，xx采油厂在管理节电，提高机采效率，注水泵减段、掺输井停掺等几方面做了深入细致的工作。
1 管理节电82.6万度
停运井口电加热器15台，节电19.8万度，拆除供电线路150米，减少偷盗电5户，节电0.6万度。对1341口日产液5吨含水80％以上的油井优化电保温送电时间，节电15万度。合理实行间抽，对014口供液能力差的油井实行间抽，目前节电达2.7万度。对15口产液极差的低效井实行转捞油，节电7.5万千瓦时。封井71口，节电37万度。
2 提高机采效率措施节电45.84万千瓦时
做好机、杆、泵优化设计，合理优化油井工作参数。应用游梁式抽油机参数优化设计系统和抽油井系统效率优化软件对90口井进行优化设计，累计节电11.72万度；对91口低产液井进行调小工作制度，累计节电4.1万度；应用节能抽油机，更新158台节能抽油机，累计节电12.7万度；将3台产量较低的五型抽更换成三型抽油机，节电1.35万度；应用螺杆泵节能技术，对于5口出砂、出泥浆频繁修井4～5次的油井应用螺杆泵生产，节电0.2万千瓦时；加强“五率”管理。“五率”工作的管理重点放在平衡率和对中率上，应用电力载波系统对油井工作状况进行监测。同时，根据油井各项参数的变化监测平衡情况，对平衡状况发生变化的井进行及时调整，使抽油井高效平稳运行。到目前为止，共计调平衡691口井，累计节电15.77万度。
对中率的管理关键是在解决抽油机的调整和井口的改校方面，做好这方面的工作要和油井规格化管理结合起来，制定长期的调整计划，发挥多方面的积极性，争取在几年内使抽油机的水平率得到根本好转。
通过加强“五率”，管理系统效率得到了一定程度的提高。
3 注水系统节电创效工作开展情况
注水泵减段已经在大修时实施减段，节约电量23万度。
4 集输系统节电创效工作开展情况
对适应冷输条件的1023R掺输井停掺，减少掺输量累计节电19.6万度。
四、结束语
天下加油范文6
一、中国与美国石油对外进口能源对比
据美国能源信息署（EIA）公布――2014年，美国石油液体能源（含石油、液化天然气和乙醇汽油等）的对外依赖度已下降到26%。EIA并预计2015年进一步下降到21.3%。而在2005年，美国的石油对外依赖度还高达60%。 如果大多数中国人知道最新的中国和美国石油对外依赖的巨大反差，你也会感同身受的。
2005年时，美国石油净进口为1255万桶/日，至2014年已下降到493万桶/日，这其中石油进口量下降444万桶/日，出口量增加了291万桶/日。2014年，美国国内石油液态能源的生产供应能力为1397亿桶/日，其中原油日均产量达到870万桶，同比增长120万桶，为1900年统计该数据以来的最高值。其余为乙醇汽油和液化天然气。根据EIA的预测，美国有可能在2020年以后成为石油的净出口国。而据BP石油公司的保守估计，美国也将在2030年成为石油的净出口国。
美国石油对外依赖度快速大幅下降，得益于奥巴马政府力推的能源独立革命。奥巴马总统上任后，决心摆脱对中东和外部石油的高度依赖。其采取了开放近海石油开发、加大生物柴油的生产，以及各种新能源替代供应等措施，特别借助页岩油气的开发，使美国本土的石油天然气产量急剧增长。与此同时，由于新能源的替代，液体能源消费总量增长有限，这使得美国石油的对外依赖度快速下降。
不仅如此，美国天然气基本实现自给。2014年1～9月，其天然气进口仅为69.7万吨，几乎可以忽略不计。目前，奥巴马政府已经批准页岩气对欧洲和日本出口，预计美国在2020年将成为世界第三大天然气出口国，仅次于卡塔尔和澳大利亚。需要强调的是，美国现在天然气价格约百万英热单位2.75美元，如果以美元对人民币汇率6.21计算，为0.572元/立方米。而北京民用天然气、车用气价格分别为2.28元、5.12元人民币。
美国煤炭也自给有余、大量出口。2014年美国煤炭产量9.29亿吨，出口0.91亿吨，主要出口到亚洲，特别是中国。
不仅如此，美国石油对于中东的依赖度也大幅下降。2014年中东进口石油仅占美国总进口量的21%。鉴于美国的石油战略储备（含政府和商业储备）是96天，若以EIA预期的2015年美国石油对外依赖度的21.3%计，假定中东波斯湾被封锁，美国可以保持静态石油正常供应2146天（超过5年10个月），如果考虑到其间因为石油价格暴涨，页岩油气、乙醇汽油和新能源开足马力，美国能源正常供应周期还将大幅延长。
与美国能源独立革命背道而驰的是，中国石油对外依赖度快速上升，从1993年净出口之后，至2014年底已经上升到了59.6%。
在中国石油对外依赖度不断提高的同时，对中东石油依赖度也较大。参照2014年6月中国海关的1～5月进口原油来源地数据，中东地区进口原油仍占进口总量的51%。
与此同时，中国石油战略储备也远少于美国。中国石油经济技术研究院的《2014年国内外油气行业发展报告》相对准确，其显示，截至2013年底，我国政府战略原油储备只够使用8.9天，商业原油储备可用13.8天，全国原油储备的静态能力总共约为22.7天，远低于国际能源署设定的90天的安全标准。
如果考虑到中国石油对外依赖度已在2014年底达到59.6%，中东进口石油占比51%，假如中东以色列、沙特与伊朗发生战争，波斯湾封锁而石油运输中断，中国仅能正常供应石油74.8天，即2个半月。与美国相比，差距巨大。
二、我国石油储备策略研究
2015年国际市场原油持续低迷，为原油战略储备创造了极好的条件，中国正在加快原油战略储备的步伐。根据海关总署最新公布的数据，2015年6月份中国原油进口同比增27%，年内再次超越美国成为最大原油进口国，而原油进口金额却大降超四成。业内人士认为，受希腊危机发酵、伊朗石油出口解禁等利空因素影响，年内国际油价在低位徘徊将成常态。在中国能源进口依存度仍较高的情况下，原油价格的持续低迷为中国增加原油战略储备提供了难得的机遇，预计未来中国的原油进口量仍会继续攀升。我国现阶段石油储备的良机有
（一） 空间很大原油进口量或再创新高
从目前公布的经济数据来看，中国经济尚未企稳，需求量大增的可能性不大。而此时原油进口量大量增加，只能是用于国家战略储备。”商务部研究院重要商品研究预测中心副研究员童丽霞在接受国际商报记者采访时分析指出。
不过她同时认为，目前中国对进口能源的依存度仍然很高，现在国际原油价格比较低且未来相当长时间都会维持低水平，这给中国增加石油储备提供了一个很好的机会，中国应该抓住这个机会弥补不足。
据了解，随着进口依存度高企，近些年中国的石油安全问题也越发受到重视，战略储备则是提升安全系数的关键点。有分析称，国际能源署（IEA）规定的战略石油储备能力的“安全线”，是相当于本国90天的净石油进口量，而目前中国的石油战略储备工程进行至二期和三期之间，即便乐观估计也仅相当于60天左右的石油净进口量或者33天左右的原油加工量使用规模，离国际公认的“90天标准”尚有不小差距。
在上述背景下，无论未来经济走势如何，中国原油进口量都会继续增加。
相关分析机构对此也持类似看法。彭博社称，位于青岛的二期原油战略储备库开始注油以及位于惠州的储油库即将开放，将带来中国三季度原油进口进一步上涨。上海咨询公司安迅思报告称，随着停产维护的炼油产能减少，中国第三季度原油加工量将环比增长2.5%。
（二）供过于求低油价特征仍将继续
“供过于求长期以来是困扰国际油价的难题，在这个问题没有得到有效解决的情况下，预计年内国际油价都会在较低水平徘徊。”专家预测
相关数据显示，国际原油在7月上旬再度遭遇利空阻击，美国西得克萨斯轻质原油（WTI）价格跌至50美元/桶关口附近，布伦特原油也跌至58美元/桶附近。
受经济低迷和产业结构调整的影响，欧洲和日本近几年的原油需求一直在下降。而近期不断发酵的希腊债务危机，也让市场担心会使欧洲市场产生连锁反应，从而对需求产生不利影响。与此同时，中国印度等亚洲一些主要买家的需求也在放缓。
与此相对应的是，石油供给量却在不断上升。“在石油输出国组织宣布不减产的背景下，近期伊朗石油出口解禁重返市场会进一步加大原油的供应量，从而给油价带来下行压力。”
有消息显示，伊朗已经与全球六个主要国家于7月14日达成核协议。根据协议，美国、欧盟和联合国将解除对伊朗实施的制裁。分析指出，虽然伊朗需要时间来提高产量，但目前伊朗的原油库存可以直接出口。预计2016年中期前伊朗可能增加50万桶/天的产量，2016年底前将进一步增加50万桶/天的产量，其中大部分将用于出口。
三、中国石油储量“未及格” 趁油价低迷加快储备建设
众所周知，中国是全球原油消费大国，但也是人均资源最贫乏的国家之一。那么，油价暴跌对于中国来说显然是有益的。但是最新数据显示，受限于储备能力不足，我国石油储备量却“不达标”。先看看中国目前石油储备的基本情况：国家统计局此前公告称，至2015年，共建成舟山、大连等8个国家石油储备基地，总储备库容为2860万立方米。石油比水轻，每立方米不到一吨，2014年，中国消费石油达5亿多吨，2860万立方米只是个零头。实际上，这样的储量还达不到“及格线”。国际能源署设定的一国石油储备的安全标准线是90天。按照这个基本标准，我国应有的石油储备量，按照2014年的消费水平计算，应该是1.27亿吨。现有的原油储备量显然太低了。
国家发改委日前设定了40～130美元每桶的油品价格调控上下限，要实现有效调控，充足的石油储备便十分重要，有充足的筹码才可以平准市场。
