油气生产论文范文1
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
油气生产论文范文2
关键词：白庙凝析气田 水平井 应用及效果
一、白庙气田凝析气田地质特征
对白-平2HF井所在的白44块进行了精细地质研究，认为该井储量基数较大，采出程度低，剩余潜力大。
1.储量基数较大
实钻水平段控制沙三下3（3）小层和沙三下4砂组含气面积0.91平方千米，控制天然气储量2.32亿方，凝析油储量9.3万吨。根据目前标定的气田采收率天然气按45.9%，凝析油按25%计算，天然气可采储量为1.06亿方，凝析油2.3万吨。
2.采出程度低，剩余潜力大
白44小块S3下3（3）小层累产气0.0208亿方，累产油558吨；剩余天然气可采储量0.8054亿方，剩余凝析油可采储量1.8192万吨；天然气地质储量采出程度为1.16%，可采储量采出程度为2.52%；凝析油地质储量采出程度为0.74%，可采储量采出程度为2.98%。
白17小块S3下4砂组累产气0.0282亿方，累产油1846吨；剩余天然气可采储量0.1692亿方，剩余凝析油可采储量0.2654万吨；天然气地质储量采出程度为6.56%，可采储量采出程度为14.29%；凝析油地质储量采出程度为10.26%，可采储量采出程度为41.02%。
3.地层压力高能量足
白—平2HF井钻遇两个断块（白44断块、白17断块）。根据白44块的白44井2002年4月23日RFT资料，沙三下3（3）小层原始地层压力系数为1.65～1.69，地层压力为64.9 MPa～66.0MPa，该小层白44井和白66井累产天然气208万方，产出量较少，分析认为沙三下3砂组地层压力基本保持原始状态；根据白17断块的白17井1992年4月17日测沙三下51小层原始地层压力为72.53MPa，推测沙三下4砂组原始地层压力68MPa～72 MPa，该小层白17井和白64井累产天然气282万方，产出量较少，分析认为沙三下4砂组地层压力基本保持原始状态。
综合分析，白—平2HF井气层接近原始状态。其中，白44断块沙三下3砂组（4157.0～4985.0m）地层压力约为64.9 MPa～66.0MPa；白17断块沙三下4砂组（4985.0～5374m）地层压力约为68.0MPa～72.0MPa。
二、水平井开采凝析气藏可行性
现阶段在油气藏开采中，水平井的应用极其普遍，其优势主要表现在延缓气顶气与底水的锥进、降低地面设施设计成本、提高裂缝钻遇几率、增加泄油面及增加油气的采收率。在油气开采中应用循环注气的开采方式还具有以下优点：降低地层反凝析对产能的影响、延缓注气突破。由此可见，将水平井应用到凝析气田的开采潜力不可估量。
通过计算现代油藏工程，白庙气田凝析气藏垂直井与水平井间采气量的比值受到Kv 、Kh、水平段长度L的影响（详见下图）：当 Kv 、Kh=0.2、0.5，L=500米时，水平井/垂直井为3.6、4.2。
气藏规模及气层物特征、气层厚度决定了水平井水平段的长度，以及水平井产能大小取决于水平井长度，即气藏开采风险会随着水平段长度的增大而增大。就某些特定气藏而言，其在符合最大增产倍数的条件下，有最佳水平长度的存在。对牙哈凝析气藏开采的非达西流动及摩擦阻力损失全面考虑，并借助计算油藏工程、模拟数值得出白庙气田凝析气田在水平井水平段最佳长度在400米-600米间。
三、水平井的设计、开采效果
1.水平井的设计
白庙气田凝析气田的构造是：气田东部的白垩顶部砂岩气层厚度很薄，有的皆为水层；白垩顶部砂岩、下第三系底砂岩间夹层的砂岩情况为：不渗漏纯石膏相变（西）3.3*1/1000 含膏质团块粉细砂岩（东），基于事实的分析可得，对气田采取直井开发易导致底水锥进的现象。白庙气田凝析气田东部裂缝发育较成熟，通过对凝析气田不同井型适应性、工艺条件、经济效益、气层特点的全面考虑的前提下，选取气田东部高地位置设定一口水平井（YH23-H26井），下表是水平井的相关参数：
2.水平井开发效果
2.1水平井的有效开发，改变了地下流体的渗流模式，沙三下层系凝析油的产出量得到提高白庙沙三下层系储层物性差，渗透率多在0.5mD以下。凝析油含量较高，白11井凝析油含量达到820.7g/m3，地漏压差在3-17MPa之间，反凝析现象严重。水平井的有效利用，使地下流体从径向流转变为线性流，大大降低渗流阻力，提高凝析油产出量。统计生产沙三下层系1砂组的8口井，平均初期日产气量1.3×104m3，日产油7t。白平1井分段压裂后，日产气与直井相当，日产油比直井初期稳定产量高1.7倍。
2.2白平1井的初期递减率低，稳产期长
白平1井自2011年10月分段压裂以来，到2011年底产气量逐步下降，递减率1.2%。2012年以来，日产气量一直稳定在0.7×104m3左右，稳产期已经180天。而生产沙三下层系的其它气井初期递减率平均高达25%，气井0.5×104m3/d以上无稳产期，水平井的开发效果远好于直井。
2.3白平1井油套差值稳中下降，渗流状态好
白平1井压裂后油气渗流通道改善，油套压差值（如下图）稳定在12MPa左右80天时间，之后缓慢降低。水平井井底渗流状态良好，有效地抑制了反凝析液进入井筒后造成的不利影响。从流压梯度曲线（如下图）看出，井内流体为气液混相流，流态稳定，生产正常，优于直井的开发效果。
白平1井地质条件复杂，在地质和工程论证的基础上，分七段压裂成功。借鉴成功经验，白庙气田先后实施了5口井的分段压裂（如下表），初期日增气量4.8×104m3，日增油34.4t，累增气量196×104m3，累增油2410t，有效地提高了单井产能。
4.经济效益
从钻井成本投入一角度出发，水平井钻井成本投入为直井的两倍，但是水平井产能总量却为直井的三倍到四倍，所以，在凝析气田开采方面应用水平井能够有效提高采气采油速度，从而提高凝析油气的总采收率，简单估量，采收率可提高约4～5%。
在凝析油气开采中采取水平井的方式的优点还包括注采井数的减少，“稀井高产”的开采原则实现了地面建设的简化，从而有效地减少了采气地面建设及整个工程的成本投入。所以，白庙气田凝析气田中践行水平井能够实现经济效益的明显提高。
参考文献
[1]成涛.水平井开发技术在海上东方1-1气田的成功应用[A].2009全国油气井工程科学研究新进展与石油钻井工程技术高级研讨会论文集[C].2009.
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[3]廖成锐.普光气田高含硫超深水平井投产配套技术[A].2009全国复杂结构油气井开发与油气藏增产改造技术高级研讨会论文集[C].2009.
油气生产论文范文3
论文摘要：文章论述了国内外变压器在线监测的基础研究领域近期的 发展 现状，介绍了变压器在线监测涉及的基本概念，以及两种基本的检测方法、局部放电法和变压器油色谱分析法，讨论了这两种方法的机理及性质，同时论述了局部放电模式识别的过程、所采用的各种方法的优缺点，以及变压器油色谱分析法的现状及发展状况。
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?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）．
[2]游荣文．变压器早期故障在线监测[d]． 全国大中型水电厂技术协作网第二届年会全国大中型水电厂技术协作网第二届年会 论文 集，2005．
油气生产论文范文4
【关键词】天然气储气库 注采井油管选择
1 注采井油管的直径选择
天然气储气库注采井的油管选择要首先考虑直径的大小，直径大小的确定与注采井的配产配注指标紧密相关，直径的大小还还符合注采井的携液要求和防止油管受到冲击侵蚀的要求。笔者认为在油管的直径 选择中要以满足下列要求为标准：
1.1 油管直径大小的敏感性
理论上不同的产量都对应一个最优油管直径来保证注采井内的压力损失最小。如果给定产量的情况下油管的直径偏小就会使得速度过高，造成摩擦中的损失增大，而油管的直径过大，速度较慢又会使得气体发生严重的滑脱效应，气流无法将携带的液滴带出。所以为了满足排液需求，节省油管管材来降低成本的要求，油管的直径应当尽量选择较小的；但是要保证生产产量的要求，以及减小摩擦降低损耗的要求，又要选择直径较大的油管。如何确定油管的合理直径，要经过科学的计算，对油管直径大小的敏感性进行分析。
分析的方法是：选取井底为节点，在井口压力为11MPa时，计算出不同直径规格油管的流入和流出曲线，得出不同直径油管的最佳产量。再结合地质配产的要求，采气的要求和携液的要求进行不同注采井的油管直径选择。一般来说，直井中73mm和88.9mm的油管都能够满足配产的需求，再结合采气和携液的需求，73mm的油管更具有优势；而对于水平井，则需要选用88.9mm的油管才能满足配产的需求。
1.2 携液角度分析
气井在生产不断向前推进的过程中，地层流体被采出的越多，井底的压力也就变得越来越低，此时就会有地层水析出造成井底积液的现象，井底的积液需要及时排出，否则将会对气井的产能造成不利影响。所以油管直径的大小选择要考虑携液的需求。
理论界有人提出了计算气流携带液滴的最低气体流速的公式
公式中qe为气体抗冲蚀临界流量，A为油管截面积；P为井口流压；T为井口气温温度；Z为井口流压以及温度下的气体压缩系数。通过这一公式能够计算出不同的气井井口压力下在不同的油管直径下的抗冲蚀临界流量结果，再结合气井所在地的储气库配产需求，对不同的气井选择不同直径大小的油管就能够减小油管受冲蚀的损耗。一般来说直井应当选用内直径为62mm的油管，而水平井应当选用内直径为76mm的油管就能确保气井内的油管不会发生冲蚀问题。
在注采井油管选择中，除了上文所述的直径大小问题和材质问题，油管的丝扣选择和油管的强度校核也非常重要。
首先，油管的丝扣选择中，最为常见的就是API圆丝扣，但是该类型的丝扣容易在高压下发生泄漏，所以为了保证储气库注采井管柱能够密封完好，防止地层腐蚀套管，保证储气库的安全性，在油管的丝扣选择上应当选用特殊的气密丝扣。
其次，油管的强度校核与管柱下入深度和承受负荷的条件有密切的关系，所以在油管的钢级要符合管柱下入的要求。经过计算得出N80钢级的油管能够在下入深度达到4609m时保证1.5的安全系数。
4 结语
天然气储气库注采井在进行油管的选择时要综合考虑储气库注采井的配产配注需求、携液能力以及防冲蚀等因素，综合上文分析，直井一般选用外径为73mm的油管，水平井一般选用外径为88.9mm的油管。在材质选择上要结合储气库采气期产生的CO2腐蚀情况，选用性能较好的13Cr不锈钢管材的油管就能够满足需求；在油管的强度选择上，需要选用N80钢级的油管才能保证管柱下入深度的一般要求；此外还要注意油管的丝扣选择要选择特殊气密丝扣，来提高储气库整体的密封性能，保证储气库的安全。
参考文献
油气生产论文范文5
关键词 粗糙集；属性约简；可持续发展力评价；指标体系
中图分类号 F224；F416.22
文献标识码 A
文章编号 1006-5024（2013）01-0071-03
一、粗糙集属性约简
（一）粗糙集的概念
粗糙集（Rough Set）是一种新型数学工具，能有效地处理模糊或不完整的信息，揭示数据的内在规律与隐含知识。粗糙集理论最早是由波兰学者Pawlak提出的。粗糙集理论的知识表达方式如表1所示。
在信息系统S中，为适合在关系数据库中存储，数据是以二维关系表（决策表）的形式表示的。关系表中的行对应对象xi，列对应对象的属性a，行与列的交汇处就对应一个具体的属性值f（xi，a），这样就可以描述论域中的全部对象的特征V。
（二）粗糙集属性约简
因为现存信息中并非所有条件属性都是必要的。因此，一方面，要更好地从海量的数据中发现有用信息，去除冗余数据，避免重复信息的干扰。另一方面要注意，有一些属性和信息虽然是多余的，但在去除这些属性和信息后，可能会影响原有的分类效果。因此，必须在有前提的情况下，去除系统中的冗余数据，对数据进行数据约简（Data Reduction），这一前提就是保留信息系统原有的分类能力的基本属性完整。
二、基于粗糙集属性约简优化指标体系
（一）优化指标体系的问题描述
石油企业可持续发展力是石油企业在石油和天然气资源开发过程中为谋求永续发展，企业应努力实现满足下游产业和消费者的需要，在追求经济效益最大化的同时合理利用自然资源，与环境和社会和谐共生，谋求本企业长期高效运行的能力。企业可持续发展力主要由管理与生产、资源储量、社会贡献、环境保护、资产状况等方面影响。
石油企业可持续发展力评价指标体系是由一系列指标的集合构成的，这个集合可以表示成U={ui，（i=1，2，∧，N）}，任意一个石油企业就是其中的ui。通过综合各指标上的取值可得最终评价值IL。IL={A，B，C，D}表示石油企业的可持续发展力水平从高到低。
指标集合中指标个数较多，一些指标间相关性过高，会造成信息的冗余，影响指标的独立性。因此，对初选的指标集合进行优化就是必不可少的一个环节。
对石油企业可持续发展力评价指标集合的优化，这一环节就是在保留指标集合原有分类能力的基本属性完整的前提下，找到的一个最小子集IS，用这个最小指标子集代替原来指标个数过多的指标体系合，且这个最小子集一样得出同样精度的结果。
（二）建立信息系统
本文以2008年国内13家石油企业的可持续发展评价数据作为实验数据，其中评价指标集I={x1，x2，∧，X57}共57个指标。指标体系的目标层是“油田企业可持续发展力评价指标体系”。准则层有五个方面：资产与财务、资源禀赋、社会贡献、环境友好、管理与科技。
资产与财务下辖指标有：资产总额、负债总额、资产负债率、主营业务收入、利润总额、工业总产值、工业增加值、完成投资、油气勘探直接投资、油气开发直接投资。资源禀赋下辖指标有：已发现油田个数、已投入开发油田个数、已发现气田个数、采油井、总和汽油比、地质储量采油速度、地质储量采出程度、剩余可采储量采油速度、石油剩余经济可采储量、天然气剩余经济可采储量、采油井。社会贡献下辖指标有：原油商品率、原油统一商品率、天然气商品率、原油产量、天然气产量、原油生产能力、天然气生产能力、年末平均原油日产、平均单井井口日产原油量。环境友好下辖指标有：油井利用率、气井利用率、注水井综合利用率、原油自用率、原油损耗率、外运原油含水率、天然气自用率、天然气生产自用率、天然气损耗率、综合含水率、注水井、年末日注水平、平均单井日注。管理与科技下辖指标有：二维地震、三维地震、钻井进尺钻井完成井口数、获经济工业气流探井口数、油气单位生产成本、二维地震单位成本、三维地震单位成本、探井单位成本、开发井单位成本、老井综合递减率、老井自然递减率。
主成分分析法的原理是在信息贡献最大化的情况下，对提取的各主成分进行加权来构造综合主成分函数，将对象指标的属性值代入函数即可得到各对象的综合评价值。利用综合评价值按照一定标准将其离散化后，自然也对信息系统形成一种划分。粗集理论的核心概念之一是等价类，通过等价关系对论域形成一种划分。由于主成分分析与粗集理论都能对论域形成划分，这样就为两种方法的融合提供了可能，将主成分分析引入粗集理论，使得将信息表扩展成一个决策表成为可能。在此IL（Y）表示经主成分分析评价后确认的企业可持续发展力各子系统的状态。
以资产和财务系统为例，由于原始数据各指标间量纲不一致，因此选用Z-score法对原始数据进行标准化处理，得到标准化数据。
然后利用SPSS13.0软件进行求解，计算各企业的资产和财务子系统综合得分来构造决策属性。通过计算可以得到2个大于1的特征根：λ1=8.737，λ2=1.030。2个主成分的累计贡献率达到97.67%。
再进一步算出两个主成分的得分值y1与y2，计算过程详见参考文献。
最后得到IL（资产与财务系统）综合得分值为Y=σ1y1+σ2y2。其中，σ1=λ1/（λ1+λ2）=0.894493，σ2=0.105507，Y=0.894493y1+0.105507y2。
（三）属性离散化及属性约简
由于计算得到的数据都是连续型的，粗集理决策表中的数据必须是离散型的，因此需要对连续数据进行离散化处理。离散化的方法很多，考虑可持续发展力评价的实际特点，我们用专家评价法对数据离散化，可得最终决策表，如表2所示。
得到信息决策表后，利用波兰Warsaw大学开发研制的Rosetta软件，应用Johnson算法对离散化后的数据进行属性约简，获得1个元素数为2的属性最少的约简，即：CORE（资产与财务）={x1，x3）={资产总额，资产负债率}。同理可以得到石油企业可持续发展力评价的其他信息子系统约简核，CORE（资源禀赋）={已发现气田个数，地质储量采出程度、剩余可采储量采油速度}；CORE（社会贡献）={原油商品率，天然气生产能力）；CORE（环境保护）={油井利用率，气井利用率}；CORE（管理与科技）={二维地震成本，老井综合递减率}，由此得到石油企业可持续发展力评价的优化后指标集合Is（如下图所示）。
油气生产论文范文6
摘 要 2006年2月15日，财政部了《企业会计准则27号――石油天然气开采》，新准则对旧准则的大部分具体事项进行了不同程度的修订，其中修改了旧准则中关于井及相关设施折耗的计算方法以及提取弃置支出准备的相关规定，但新准则与旧准则相比还存在着一些不完善的地方，本文通过探讨新旧的变化，对准则的进一步完善提出几点建议。
关键词 新准则 石油天然气 建议
一、背景介绍
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，生产对象是不可再生的油气资源，生产活动所依赖地主要是埋藏于地下地油气储量。石油天然气特殊的生产过程，导致了其生产经营活动的高投入、高风险、投资回收期长、油气储量的发现成本与发现储量地价值之间不存在密切相关关系等特点，形成了石油天然气行业地特殊性。相应地，石油天然气会计核算的内容与模式等也不能等同于其他行业，客观上要求研究和建立适应油气生产活动的油气会计核算的理论与方法。
发达国家通过多年努力，制订了一系列会计准则与规范，形成了相对规范的油气会计核算理论与实务体系。而我国的油气会计核算却落后，与国际水平存在较大差距。改革开放30年来，我国油气生产企业会计信息的使用者由单一的国家管理部门演变成为由境内外股东、债权人及与企业利益相关者组成的群体。这些会计信息使用者更关心石油天然气生产企业的经营发展状况及自身的利益是否得到保障，对油气生产经营活动会计信息的披露质量要求越来越高，披露内容要求越来越全面。这就促使我们对中国油气会计核算实施全面的改革与规范，以适应国际资本市场及石油天然气生产企业国际竞争的要求。
对财务会计来说，石油天然气生产活动是一项比较特殊的活动，有着特殊的风险――勘探风险、价格风险和政治风险，加之石油天然气作为战略资源对一国经济和安全的基础性作用，客观、公允地计量与报告石油天然气生产活动，不论对于投资者进行决策还是政府进行资源管制都是十分重要的。完善石油天然气会计准则不仅是完善我国会计准则体系的需要，更是我国石油天然气企业走向市场、转换经营机制地需要。
正是在这样的大背景下，本文通过对石油企业固定资产会计核算中存在的问题进行分析并提出相应的解决措施，希望对我国石油天然气会计核算及信息披露的完善起到一定的启示作用。
二、我国石油企业固定资产在会计核算中存在的问题及对策
1．井及相关设施折耗的计算方法
井及相关设施折耗的计算方法主要有直线法和单位产量法两种。原规定采用直线法，新准则允许在直线法和单位产量法中选用一种方法。
（1）直线法。支持采用直线法的主要理由：①最主要的原因是直线法简单，便于实务操作。②如果每年地产量相对比较稳定，直线法和单位产量法计提的折旧额并没有显著的差异。
反对采用直线法的主要理由：①由于在资产的使用年限内，每年的产量都不一样，直线法将违反成本与收益相配比的原则。②由于早期不恰当的折旧费用，直线法可能使投产前成本的剩余的账面价值比例大于剩余储量的比例。③如果可折旧年限小于储量的期望寿命，直线法可能存在不恰当配比地问题。
（2）单位产量法。单位产量法的原理是某成本中心发生的资本化成本和勘探开发该成本中心可采储量密切相关。因此每一个产量单位应承担相同数量的成本。单位产量法可以以矿物或矿物含量的物理数量为计算基础，也可以以矿物地价值为计算基础。单位产量法假定固定资产地服务潜力随着使用程度而减退，因此将直线法中固定资产地有效使用年限改为这项资产所能生产的产品或劳务数量。
单位产量法的一个前提是生产的矿物产量在开发期内不可能保持不变。如果采用直线法，则开始几年单位产量地折旧比随后几年单位产量地折旧低。再考虑到生产后期单位生产成本上升的事实，意味着直线法可能扭曲企业的经营成果，即开始几年的利润较大，而随后年份的利润较低。因此单位产量法更能反映消耗资产的方式。
而且如果在准则中规定企业可以在两种方法中任选一种对油气资产计提折旧，则会存在部分责任感较差的企业直接选用直线法的情况，因此建议准则对直线法的选择制定更为严格的限制条件，放宽单位产量法选择的限制性条件。
2．油气资产的减值测试
旧准则对油气资产不进行减损测试，因此石油企业的高风险性揭示不充分。新准则对油气资产的减值的规定：
企业的矿区权益（探明矿区权益和未探明矿区权益）、井及相关设施等油气资产如发生减值，应当分情况进行处理：（1）探明矿区权益、井及相关设施地减值，适用《企业会计准则第8号――资产减值》。（2）未探明矿区权益地减值，应当至少每年进行减值测试。（3）油气资产减值一经确认，以后会计期间不得转回。
由于油气资产的特殊性，在油气资产的基本确认环节还存在许多分歧，如勘探费用应该资产化还是费用化的争论等，所以油气资产的可收回金额如何确认就显得分歧更大了：国际油价变化莫测，如何确定资产的未来现金流量；企业选取的折现率的可信度有待商榷。因此，应该针对油气行业单独制定一套资产估值的标准，规范油气资产的估值问题，提高信息的可信度和可对比度。同样的问题还存在于弃置支出准备的提取问题中。
另外，我国现行的规范石油天然气生产企业的准则中很多条款与普通的生产制造企业的条款是通用的，这固然会降低准则制定的成本，但是石油天然气生产企业的很多业务与事项具有其特殊性和复杂性，因此制定专门针对石油天然气行业的准则，对完善我国的会计准则体系和确保油气行业信息的高质量具有特殊的意义。
参考文献：
