海上石油工作感悟8篇海上石油工作感悟 我国海上石油运输风险及规避措施 孟威 上海海事大学 Wmeng111@foxmail.com 摘 要�近年来�我国石油需求越来越大�石下面是小编为大家整理的海上石油工作感悟8篇,供大家参考。
篇一：海上石油工作感悟
海上石油运输风险及规避措施孟威
上海海事大学
Wmeng111@foxmail.com
摘
要�近年来�我国石油需求越来越大�石油安全运输越来越重要。虽然油运船舶有着悠久的历史�但是海上油运方面的事故还是层出不穷�给我国航运企业、货主、沿岸人民和生态环境带来巨大的损失。石油不同于一般的货物�具有易燃、易爆、易感静电的特性�因此一旦发生事故�后果十分严重。本文通过分析我国海上运输石油的船舶现状以及石油的需求变化趋势�从石油自身的特性、油运船队的管理、国家相关部门的监督指导三个角度出发提出了相应的规避风险的措施。
关 键 词�石油运输 海上风险 规避措施
一、从石油本身特性出发的对策
1. 石油的特性
1.1 挥发性
大部分石油及其产品含有易挥发的碳氢化合物�所以具有易挥发性。石油产品的挥发不但会造成其数量减少�而且由于其挥发部分多事轻质馏分因而使其质量下降�同时为燃烧、爆炸提供了石油蒸气。
1.2 易燃性
石油及其产品具有遇火燃烧的特性。石油的燃烧是其蒸气的燃烧�所以石油越是处在易挥发的环境下�越易引起燃烧。
1.3 爆炸性
石油及其产品所挥发的油气与空气混合�在一定浓度范围�遇有火花即能发生爆炸。油气混合物能发生爆炸的下限和上限的浓度称为爆炸极限。油气的爆炸下限较低�即油气浓度低的时候特别容易引起爆炸。
1.4 易感静电性
石油及其产品在管道内以一定速度流动或在容器内动荡�会因与管壁或容器壁相摩擦而带电�带电较高时�静电荷能在绝缘装备和接地物体间放电。这时如果接触到周围的油气与空
气的混合气�有可能引起爆炸或燃烧。
1.5 粘结性
指石油及重油、柴油等不透明的石油产品在低温时流动性减小而黏结成糊状或块状的性能。
1.6 毒害性
石油及其产品所挥发的气体对人体健康有害�尤其是含硫较多的石油气。
1.7 胀缩性
石油及其产品的体积随温度的变化而膨胀或收缩的性质�称为胀缩性。不同的品种和在不同的温度条件下�其胀缩程度不一。
1.8 污染性
石油及其产品除了大量挥发蒸气造成空气污染外�液体的滴、漏及污水排放也会造成水域、陆地环境的污染。
2、采取的规避措施
根据石油及其产品的特性�油运存在一定的危险�主要是燃、爆和毒害的危险。为确保安全�对于油运的各个方面均制定有详尽的规章和作业流程�有关人员应严格执行。
油运安全的主要矛盾是油气可燃�油气与空气混合�在一定的浓度范围(1%--10%)可引起爆炸�特别是在运输环境中存在各种各样的火种时。其中前者是发生危险事故的内因�后者是外因。为防止油船发生燃爆事故�最关键的是控制各种火种包括任何火星�其次是控制油气与空气混合的状态。此外�某些石油气具有毒性�也应有防范措施。
油船以及码头作业场区严禁一切火种�包括能产生火星的一切机具。电气设备在危险场所及范围都应禁止使用�任何能产生火星的作业都不得进行。
静电火花是船舶作业中最难控制的火种之一�而且一旦发生火灾也最难查明原因。油运中产生静电是由油品在舱内与舱壁摩擦�在管道内与管壁摩擦以及含油污水与舱壁、管壁发生摩擦而引起的�当静电电荷蓄积到一定程度�就有产生火花的危险。为了确保液原油及其相关船舶在港口作业的安全�控制静电压�使其不能发展到危险的程度�一般可以采取以下措施来预防��1�限制原油和液体化学品的装卸速度�尤其是刚刚开始作业时�一般只能保持1m/s 的速度�在经过一段时间后�可增至 2m/s �2�尽可能缩短箱液管出口与舱底或已装舱液面的距离�以减少喷溅冲出产生的静电 �3�保持良好的接地以疏导静电�既要保持船上管道设备与船体间的连接�又要使船体与码头之间接地 �4�作业人员应穿戴防静电工作服与工作鞋�用静电导杆消除人体静电�严禁在船上穿或脱换尼龙、化纤、混纺类的衣服 �5�在对船舱进行洗舱时排水量要得到限制�并用惰性气体防爆�不得使用化学剂或含油
污的再循环水洗舱 �6�随时注意对船舱进行静电检测�使用静电仪测试静电积聚情况�7�使用静电消除器消除静电 �8�在化学品中加入抗静电添加剂�使液体的导电率增大�大幅下降静电压。
除严防火种外�还需经常对气体状态进行监测�并确实按规定在油气浓度为一定限度时才进行有关作业。因此要采用良好的通风系统来保证有效地通风换气。
由于石油及其产品的污染性�在油运安全方面�防止水域油污已成为一个专门的问题。油船作业过程溢油、排放含油量超过标准的污水以及油船发生事故�触礁、搁浅或碰撞�大量溢油等�不但会造成水域严重污染�而且将使船东在经济上蒙受重大的损失�所以�整个油运过程必须严格遵守国际和国内各种法规的规定�编制溢油应急计划�并报当地主管部门审批。
二、从油运船舶的现状出发的对策
1.我国近年来石油的贸易量
近年来随着经济的飞速增长�我国石油消费量增长速度加快�海上石油运输空前活跃。2009年�中国原油进口量首次突破 2 亿吨�2010 年达到 23930 万吨�其中的 90%都是通过海上船舶运输来完成的。我国的石油运输主要是包含远洋原油运输及其近海的二、三程船转运和成品油运输。
由上图易知�我国石油净进口量保持着稳定持续的增长。而这个增长必然会导致油运船舶需求量的持续的增长。下面我们就来看下我国目前油运船舶的状况。
2. 我国油轮的运力及管理现状
据统计�目前国内航线共有 5247 艘油轮。其中�沿海油轮 1497 艘�运力 723.6 万吨�双壳油轮仅占 14%�内河游轮 3750 艘�运力 173.7 万吨�双壳油轮仅占 6.4%。2009 年�我国原油对外依存度超过 50%�飞跃“警戒线”一说甚嚣尘上。历史证明�一个国家的进口能源依存度一旦超过 50%�能源运输的安全就直接关系到国家的经济安全。然时至今日�我国年石油进口量已猛增到4亿吨�而我国现有油轮船队每年可担负的原油运输量仅1亿吨。显然�发展中国自己的油轮船队已迫在眉睫。在我国政府所提倡的“国油国运”规划中�国家进口石油总量的 50%应由本国油轮来承担。也就是说�中国本该有 2 亿吨原油需要国轮运输�所需要的 VLCC 大概是 100 艘。而近年来�我国的油轮船队建设虽初有成效�几大船东所拥有的 VLCC却只达到 50艘�进口原油的运输仍然主要依靠外籍船队。2010 年1 日起禁止从事国际贸易的单壳油轮进入港口�包括中国旗和外国旗的单壳油轮将被拒绝进入中国港口�只有从事中国沿海国内贸易的单壳油轮允许挂靠在中国的港口。而我国自己的双壳油轮又少之又少�这就进一步的加剧了我国石油进口对外的依赖程度。此外�单壳油轮的溢油事故是双壳油轮的 5 倍�石油货主、租船人、经纪人、保险商等对确保承运船舶适航、适载方面的意识不强�片面强调降低运输成本�出于对更新改造在经济上承担的巨大压力�绝大多数船东并未主动淘汰这些老旧船舶�造成目前国内航线油轮船体构造相对比较落后�设备陈旧老化�适航性能差发生污染事故的几率较高。
3. 采取的规避措施
由上述分析可以得到�事故主要原因是船舶管理和船舶设备故障�即在管理和使用船舶时出现了问题。过分依靠外轮、油轮老化严重、设备更新慢、船员配备不合理等都是造成我国海上运输风险的重要原因。
3.1.针对油轮老化严重
油轮管理者应当充分考察船舶设备的安全状况�科学地编制船舶的维护保养计划�及时更换船舶备件�并对船舶的安全状况做出评估�提高船舶的维修性�使用合格的标准船舶元件�加强对船员管理和锻炼�使得一旦事故发生�马上能采取有效措施防止事态的恶化。此外�油轮管理者应当改变对油轮更新改造的态度�不要一味追求降低运输成本而忽略油轮自身的安全问题�应当愿意并且乐于增加在油轮更新改造方面的资金投入。只有油轮更新好了�才能在油运过程中经得起更大的考验。
3.2.针对船员配备不合理
船员素质的高低是减少海损事故�防止油污染的关键。统计显示�世界上重特大污染事故中的 62%都是由于油轮搁浅、碰撞所引起的。这充分反映出油轮船员在安全意识、操作能力、对当时环境的判断力和综合评估能力上还存在较为突出的问题。在船舶硬件设施满足安全要求的情况下�强化船员综合素质�定期参加防污染、防爆、防燃烧的知识和技能的培训�加强对船舶污染应急对策和应急反应计划的演练。按安全管理体系要求�定期组织相关船员进行防污染设备操作培训�了解设备的操作要点和注意事项。在培训中注意加大实际操作的比重�不断提升船员的安全和防污染的意识和技能。
3.3.针对油轮运力不足、过分依赖外轮
一方面�在租用外国油轮时�租船人也应考察运输航线的安全状况�统筹考虑海上油运的单位货量成本和单位货量风险�然后决定使用合适的船型。在租船过程中�同样注意船舶安全状况的审查�监督船东派遣适航船舶。一旦船舶满足运输要求�根据价格优选�若多条船舶运价相同�就要综合考虑成本、市场、风险等因素然后选择。另一方面�我国应进一步加大对建造自己的大型油轮船队的资金投入�吸收国外建设油轮船队的优秀经验�与时俱进�培养更多的专业型人才。争取在未来的几年里打造出属于自己的大型油轮船队�从而通过掌握我们自己的能源运输�实现我国的经济安全。
三、从国家相关部门的管理出发的对策
1.尽快完善我国防治船舶污染法规体系
学习和借鉴外国污染防治立法的先进经验和行之有效的管理办法�采用各国通用的船舶污染防治和海洋环境保护制度与措施�并根据实际需要�尽可能地参加有关公约�应尽力与国际接轨�将国际公约具体化、国内化�依据有关国际公约对海洋环境保护法做出修订是完全必要的。重新对《船舶载运散装油类及相关作业安全管理办法》内容进行审核修订�提交交通运输部批准�使其从规范性文件上升为部门规章�弥补现行油轮安全与防污染管理法规存在的空白。鉴于中国港口众多、海域条件复杂的特点应当积极鼓励地方政府在不违背上位法的前提下�制定具有本地区海洋环境保护特点的地方性法规�作为国家法律、法规的补充�进一步完善中国防制船舶污染法规体系。
2.加大对建设新型油轮船队的资金投入
包括对各大船舶公司提供经济上和技术上的支持�对相关的海运教育机构加大资金投入�以此来培养出更多的专业型油轮人才以及更多的高综合素质的船员。在各高校开设油轮运输安全方面的课程�推广海上石油运输安全的知识。努力学习借鉴国外建造大型油轮船队的经
验�结合我国石油运输的状况�争取打造出拥有自己特色的大型油轮船队。
3.加大对现有油轮的检查与监督力度
根据我国相关规定�油船在载运油类时必须持有的证书和文件有�《船舶安全结构证书》、《国际防止油污证书》、《油污损害民事责任保险或其他财务保证证书》、《原油洗舱操作与设备手册》、《油类记录薄》。因此�各大港口的相关部门在检查油轮的时候�应注重检查油轮的证书齐不齐全�设备完不完整�船员配备合不合理。对于那些检查不合格的油轮应强制扣留�并协同船公司改善油轮存在的问题。
结
语�随着油轮通航密度的增加�海上石油运输事故给我国沿海水域生态环境及国家、人民财产和人身健康带来了巨大的威胁�已引起国家的高度关注。为了我国海上油运的安全�必须加强对我国自有船队的打造、管理和维护�租用外轮时�综合考虑各种因素选择船型、船舶。同时也必须尽快完善相关的法律法规�加大监督与处罚力度。我国海上油运安全问题牵动每个航运管理者的心�大家应该积极参与船舶安全管理使用研究中�献计献策�汇报异常情况和海事资料�以便寻找我国海上油运风险管理的最佳解决措施。
参考文献�
[1]. 周晶洁�李又明. 危险品运输与仓储. [M]. 大连海事大学出版社. 2009.153-155
[2]. 王雪峰�汪爱娇�周晶洁等. 货物学. [M]. 同济大学出版社. 2009. 160-167
[3]. 侯贤超. 我国海上油运风险及其防范. [DB/OL]. http://vpn.library.shmtu.edu.cn:2065/kcms/detail/detail.aspx?dbcode=cmfd&dbname=cmfd2007&filename=2007011309.nh&uid=&p=. 2007/2012-10-3
孟威 上海海事大学交通运输学院交 103 班
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篇二：海上石油工作感悟
四章海上油气田完井工作程序
海上油气田完井， 涉及面广， 在油气田开发的不同阶段， 有不同的内容和要求。
其作业内容和费用， 在油气田开发过程中占有一定的份量。
为做好此项工作， 理顺各方关系， 必须建立起一套科学的完井工作程序。
完井工作是油气田投产前的最后一道工序， 它直接影响油气井产量和油气田开发的经济效益。
完井工作又是对前阶段工作质量的全面检查（油藏、 钻井）。
它是油气田开发中的重要组成部分。
海洋石油总公司在海上油气田完井工作实践和合作油田开发中， 总结自营油气田完井工作经验和吸收外国作业者完井工作的经验， 逐步形成和健全了一整套科学的完井工作程序。这套工作程序， 适用于自营油气田完井项目和以总公司担任作业者的合作油气田完井项目。外国作业者亦可参照执行。
本章包括：
完井项目分阶段工作程序； 完井项目管理； 完井总监负责制； 完井项目招标、采办管理程序； 完井项目交接验收。
第一节
完井项目分阶段工作程序
一、 完井方案设计阶段
完井方案设计是指在油气田总体开发方案的编制阶段所进行的方案性完井研究、完井设计和投资估算。
1． 立项
1）
在油田地质、 油藏工程评价证实具有商业性开发价值的油气田， 由总公司开发生产部门正式立项并经总公司批准后， 向有关单位（如生产研究中心）
下达该油气田开发项目前期研究和油气田总体开发方案编制的委托书， 其中包括完井及采油工艺部分的方案编制。
2）
被委托单位在收到委托后， 应成立完井及采油工艺前期研究项目组， 负责完井及采油工艺部分的方案编制工作。
2． 资料收集
需收集油气藏构造、 储量、 储层物性、 流体性质、 储层压力、 温度及试油（DST）
资料和油气田开发方案中布井方案、 开发层系划分、 油气井产能的预测及注水井注水量预测， 油藏研究和开发方案对完井及采油工艺的要求。
除地质和油藏资料外， 还应收集钻探井、 评价井及试油（DST）
测试时所反映的与完井、 采油工艺有关的问题及钻井设计的有关资料。
3． 项目研究
在认真分析地质、 油藏、 钻井、 试油资料的基础上， 开展以下的研究：
l）
油藏储层特征和油层保护研究。
2）
油层流体性质和流入动态特征。
3）
地应力研究。
4）
完井研究及完井设计：
①完井方式及完井管柱。
②射孔方式及参数选择。
③预处理措施。
④防砂工艺及设计。
⑤完井液。
5）
采油工艺研究。
其内容为采， 由方式优选及油管选择， 注水工艺方案及油管选择，油水井动态监测技术研究， 油井防砂、 防蜡、 防垢、 防腐技术研究及增产增注措施意见。
4． 完井提升设备
根据海上油气田开发生产特点， 设计海上采油生产平台进行完井作业需动用的提升设备。
如：
钻井船完井、 平台钻机完井、 修井机完井， 还需包括钻井泵、 防喷器、 泥浆罐（完井液罐）、 钢丝作业绞车等设备的选择和采办。
5． 完井方案选择原则
1）
要满足油藏评价研究中对采油、 采气注水等的要求。
2）
要考虑油气田开采过程中， 采取增产、 增注、 测试、 修井采油方式的调整等措施，尽量减少井下作业工作量， 节省操作费和减少停产时间。
6． 费用佑算
估算完井及采油工艺费用。
研究费用列入油气田开发前期研究费中。
7． 报告编写方式（见附件）
8． 审批制度
油气田总体开发方案（包括完井和采油工艺部分）， 在编写过程中需与该油气田所属的地区公司结合， 总公司开发生产职能门部派人参加。
提交的方案需经总公司组织有关专家审查， 经总公司主管部门审查， 由总公司领导批准后报上级主管部门审批。
二、 完井分类井设计阶段
指油气队总体开发方案批准后所进行的完井和采油气工艺的研究和优化工作。此阶段要在前期研究的基础上完成完井和采油气工艺的分类井设计， 若在该阶段对前期研究的完井方案有所修改， 应进行专项论证并报总公司审批。
负责编制单位应成立完井和采油（气）
工艺项目组， 负责此阶段研究报告的编写及设备器材招标的准备工作（包括招标项目和标书）。
该阶段的工作是在总体开发方案的范围内进行复核和加深。
编制的报告应按附件一内容编写。
完井分类（详细）
设计应由总公司开发生产职能部门审查（或组织专家专门审创后经总公司批准实施。
三、 完井施工设计阶段
项目实施阶段由项目组组织实施， 由项目经理全面负责并协调地区公司机关各职能部 室及承包商等方面的沟通工作。
1． 项目组职责
项目组受油公司（甲方）
授权， 负责有关完井作业工作。
其主要职责如下：
1）
代表油公司组织油田完井作业研究、 设计， 并提出相关的费用估算、 预算计划， 并在完井实施过程中实行费用控制。
2）
组织编写有关完井作业的详细施工设计（包括单井进度计划， 作业网络， 作业人数、设备、 器材、 供应船等的要求）。
3）
按 ODP 实施进度， 协助组织有关完井项目的招标、 评价工作。
负责完井作业质量、进度、 费用的控制及采办验收。
4）
派遣完井监督组织海上完井作业， 在保证质量前提下， 优质、 高速、 安全完成任务。
5）
协调甲方与各有关方之间的关系， 包括协调各承包商（单位）
间的关系， 在承包商（单位）
中贯彻甲方意图。
6）
组织日生产会， 审查完井日报、 周报和月报。
7）
负责组织编写完井施工阶段总结报告并及时向油公司生产部门（主管）
汇报。
8）
对乙方的技术能力、 技术装备、 作业能力及服务质量作出评估和判断。
9）
负责组织完井作业中新工艺、 新技术的引进、 推广和应用。
10）
扩大国产合格产品的使用范围， 促进国产化的进程。
11）
对乙方的技术培训负有指导性义务。
12）
组织工程决策和事故处理的方案讨论。
13）
负责试投产、 投产方案（诱喷、 泵抽）
的组织协调工作。
14）
组织向生产操作者移交全套完井资料。
2． 承包公司（乙方）
职责
1）
乙方作为服务公司， 按该公司承担的业务技术范围向甲方提供有偿技术服务， 按合同（协议）
规定的期限完成或提前完成合同（协议）
规定的任务。
2）
努力提高本公司的技术水平和服务质量， 随时接受甲方的指导和意见。
3）
按甲方要求或合同规定， 有义务对甲方进行新工艺、 新技术介绍。
4）
接受甲方委托， 编写有关设计。
5）
有义务参与甲方组织的技术交流、 座谈或完井作业初期研究， 并积极提供有价值的参考建议。
6）
接受甲方完井监督的指挥， 按指令进行作业。
7）
向甲方提供施工数据及施工报告。
8）
按合同或协议规定为甲方保管、 保养有关设备、 零部件、 并按要求向甲方提供设备状况报告和零部件清单， 必要时向甲方建议购置零部件的内容。
9）
接受甲方委托， 代甲方进行器材的采办、 验收、 保管。
3． 职责的履行
l）
根据不同的作业内容， 双方的职责将以合同或协议的形式予以明确。
2）
在某种特殊情况下， 作业双方职责的补充可通过双方共同商讨， 并以会议纪要的形式， 明确双方职责的补充内容。
3）
甲、 乙双方按合同、 协议、 会议纪要的规定， 各自履行其职责， 共同搞好完井作业。
4）
双方就作业中出现的不可预见的问题随时进行协商、 协调处理， 必要时可签发会议纪要和备忘录。
5）
作业完了， 双方共同对作业情况进行分析和总结， 以提高双方的管理水平和技术水平。
4． 项目试运转和验收
1）
项目完成后必须严格进行试运转和验收。
2）
验收必须由甲方（项目组）、 乙方（承包公司）
和生产操作者（采油公司）
组成验收组， 按验收大纲或地区公司有关文件进行。
第二节
完井项目管理
完井工作应本着满足生产、 技术要求和安全的前提下， 合理选择标准、 规范， 尽可能降低投资。
油公司要做好组织管理工作， 承包厂商应按照甲方的要求， 做好保质、 保量、 保安全和工序衔接等方面的施工组织工作 （对一些关键技术还应组织技术攻关， 尽力采用新工艺、新技术， 以适应海上油气田现代完井工作的需要和降低开发投资费用。
一、 完井项目组组成
1）
由负责单位组建完井项目组， 并任命项目经理。
项目经理是项目实施的组织者和领导者， 应选拔政治素质好、 具有实践经验、 知识面广、 组织能力比较强、 相容性比较好的专业技术领导干部担任。
项目组向负责单位主管领导负责。
2）
项目组成员要精干， 要由具备多方面专长的人员组成。
3）
大型项目组要分设管理、 作业、 准备小组， 以便作好完井作业。
二、 项目管理
l）
项目组制订的管理程序应符合总公司“海上油气田自营开发管理暂行规定”， 由负责
单位主管领导批准后实施。
2）
项目组是项目运转和实施的机构， 对作业运行、 作业准备等行政和后勤支持系统仍由负责单位各职能部门协助运转。
3）
项目组应按不同工作阶段编制作业运行总计划、 分计划， 并实施项目进度、 质量和费用三大控制。
编写会议纪要、 日、 周、 月、 单井完井总结。
4）
在实施时， 若方案有技术性修改或变更， 项目组必须上报负责单位主管领导， 待批准后实施， 如有必要还须上报总公司批准。
5）
项目完成后， 应向生产操作者移交完井作业有关资料。
6）
遗留问题， 除与生产操作者协商外， 应提出解决的方法， 报地区公司主管领导审批。
7）
项目组应按采办合同要求， 给生产操作者留够必要的备品、 配件。
其余的剩余器材和设备应及时收回， 酌价处理或调拔， 避免浪费， 器材转账单上交油公司财务。
8）
项目经理由负责单位主管领导考核和奖励， 项目组人员由项目经理进行考评， 并报负责单位有关部门。
第三节
完井总监负责制
l）
为了 更好地完成油公司作业任务， 在完井施工中建立总监制， 完井总监是项目组成员之一， 在现场负责完井项目的三项控制。
2）
完井总监由精通本专业技术， 现场经验丰富， 组织协调能力强的技术干部承担， 总监在完井作业期间对施工质量、 安全、 费用、 进度及环保等全权负责。
3）
总监工作内容：
①负责按施工设计要求组织各种完井器材设备的准备、 检查、 落实及进口器材的到货验
收。
②出海前一周下达器材和装船委托。
③制定出各服务单位及服务商的动复员计划。
④海上作业安全措施的制定。
⑤根据施工设计和施工计划组织指挥现场完井施工。
在施工作业中遇到特殊情况及在处理事故中的复杂情况由总监亲自描述。
⑥审查报表。
每天早晨用传真或电活汇报各区工作情况， 包括进度、 安全、 存在问题及
解决办法等。
如遇特殊情况根据网络图进行联系和汇报。
填写的报表， 时间准确， 数据真实可靠， 文字清楚， 总监审查报表核实无误方可发往陆地。
施工总结在单井作业结束后 15 天交出。
第四节
完井项目招标、 采办管理程序
一、 采办工作准则
1）
采办工作必须遵循“中华人民共和国经济合同法” 及“中华人民共和国涉外经济合同法” 等国家有关法规和中国海洋石油总公司有关规定。
2）
采办工作要遵循平等互利、 公平竞争的原则， 不得以任何借口或关系为由， 对厂商进行歧视或特殊照顾。
在项目实施过程中， 对本系统、 国内厂家和合作厂家在考虑质量、 交货期、 价格、 技术服务等条件下同等优先。
3）
参加采办活动的人员要严格保守秘密， 不得向厂商透露任何招标、 评标和谈判的有关信息。
4）
采办工作要按照规定的程序进行， 要建立请示汇报制度， 并按批准权限逐级审批。
5）
要严格遵守纪律， 不得独自对外谈判、 签约， 不准收受贿赂、 礼品。
二、 采办的组织机构及人员组成
1）
采办组组长（总公司指定人员担任）。
采办组下设商务小组和技术小组。
商务小组的工作由总公司人员负责， 地区公司的有关人员参加； 技术小组的工作由地区公司人员负责，总公司有关人员参加。
2）
完井项目的采办
商务小组组长：
总公司担任
商务小组成员：
总公司、 地区公司采办负责人（2 人）
技术小组组长：
由项目组技术负责人担任
技术小组成员：
总公司、 项目组技术人员（2 人）
地区公司参加采办组的人员名单， 由总公司开发生产部与地区公司主管领导商量选定。
三、 工作程序
1． 厂商名单的确定
1）
项目组提出设备及材料清单的同时， 对每项物品应提出不少于三个厂家的名单。
2）
采办组负责对项目组提出的厂家名单进行审查或提出增补名单， 最终的采办名单由采办组长推荐报总公司主管领导批准。
2． 招标
1）
招标的技术文件由项目组准备， 并提交给技术小组进行核查。
招标的商务文件由商务小组准备。
2）
招标文件经采办组组长审阅后， 按已确定的厂家名单由采办组组长签发。
3． 开标
开标要由采办组长主持进行， 商务小组长及商务小组的部分成员参加， 有关价格部分的扩散范围， 要限制在这个范围之内（供技术评标用的标书应抹去价格部分）。
4． 评标
商务部分的评标由商务小组负责， 技术部分评标由技术组负责。
两个小组写出评价报告后， 由采办组长主持召开综合评标会， 确定出短名单。
5． 技术澄清及商务谈判 ...
篇三：海上石油工作感悟
O R G A NS T A N L E Y
R E S E A R C HJuly 29, 2009Morgan Stanley does and seeks to do business with companies covered in its research reports. As a result, investors should be aware that the firm may have a conflict of interest that could affect the objectivity of this report. Investors should consider this report as only a single factor in making their investment decision. [Customers of Morgan Stanley in the U.S. can receive independent, third-party research on the company covered in this report, at no cost to them, where such research is available. Customers can access this independent research at www.morganstanley.com/equityresearch or can call 800-624-2063 to request a copy of this research.]For analyst certification and other important disclosures, refer to Disclosure Section.Ole Slorer+1 (1)212 761 6198
Ole.Slorer@morganstanley.comIgor Levi+1 (1)212 761 3232
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Martijn.Rats@morganstanley.comOffshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment
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R E S E A R C HJuly 29, 2009Offshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment2Ole Slorer, (212) 761-6198, Ole.Slorer@morganstanley.comTable of Contents/Overview1.2.3.4.5.67.8.9.Executive SummaryRig Supply OverviewRig Demand OverviewSupply Demand DynamicsRig Rates OverviewAsset Composition and Exposure by Offshore DrillerDayrates and EPS Estimates by Offshore DrillerRig Values and NAV AnalysisValuation31017283743515771
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R E S E A R C HJuly 29, 2009Offshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment3Ole Slorer, (212) 761-6198, Ole.Slorer@morganstanley.comI.Executive Summary
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R E S E A R C HJuly 29, 2009Offshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment4Ole Slorer, (212) 761-6198, Ole.Slorer@morganstanley.comKey Stock PicksNE ($33, OW, PT $60): best upside• Record P/E and EV/EBITDA discount• Proven superior operational performance, cost control, large portion of its jackups and floaters contracted long term ahead of the downturn• Catalysts include an extension for deepwater semi Noble Paul Romano and upcoming PEMEX tenderHERO ($4.7, OW, PT $8): covenant renegotiations should re-rate shares• Focus to shift from credit risk to gas optionality• We believe $6/Mcf to $7/Mcf could quickly drive GoM jackup utilization into the 80%+ range• Recent high stock price of $39 only modestly diluted with debt to equity swap with a 10% share count expansion•RDC ($21, E-W, PT $40) premium equipment and management change• Company’s high-end equipment obtaining premium rates• New CEO taking on bloated cost structure• Potential monetization of LeTourneau
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R E S E A R C HJuly 29, 2009Offshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment5Ole Slorer, (212) 761-6198, Ole.Slorer@morganstanley.comKey Stock PicksPDE ($27, UW, PT $35) most expensive• Below market rates• Habit of top-ticking and bottom-ticking in S&P market• Seahawk spin, but RIG + HERO offers synthetic PDE at discountRIG ($81, UW, PT $130): Expensive relative to NE• Predictable earnings although growing mid-water open exposure• Potential restructure story could become positive catalyst•DO ($93, UW, PT $130): Best capital discipline• Dividend provides a valuation floor but limited growth from here• Premium valuation justified, but limited scope for further relative expansion•ESV ($40, UW, PT $65): We prefer NE• More of a jackup tilt than NE• At the average P/NAV discount, but lower EBITDA/Fleet Value• Relatively expensive on EV/Ebitda and P/E multiples
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R E S E A R C HJuly 29, 2009Offshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment6Ole Slorer, (212) 761-6198, Ole.Slorer@morganstanley.comInvestment Thesis• Crude prices at $70/bbl1. Middle East, W Africa and SE Asia 2H09 jackup demand recovery2. North Sea, LatAm and W. Africa mid-water recovery by 1Q103. Arctic, New UDW Frontiers• Brazil will need 28+ incremental deepwater floaters1. Pre Salt cost reductions = bullish for rig demand2. Brazil built = Delays and premiums for prompt delivery3. Capital markets functioning = Local startups undercutting• Risks1. European gas market: Jackup recovery delayed until 2H102. Hurricane season3. Asian shipyard overcapacity4. Drillship replacement value deflation5. Pressure on replacement rate economics
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R E S E A R C HJuly 29, 2009Offshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment7Ole Slorer, (212) 761-6198, Ole.Slorer@morganstanley.comInvestment Thesis: Jackups• Utilization likely to start picking towards the end of 20091. PEMEX expected to tender for 4 to 7 (mostly incremental) jackups2. Saudi Aramco: two newly discovered gas fields may need 3 jackups3. Majors looking to take advantage of lower costs with multi-year tenders4. UAE, Indonesia, India and China5. 2010: Brazil, Colombia, Trinidad, Suriname and Guyana• We could reach and inflection in utilization1. Utilization 80-85% by the end of 20102. Rates up sharply in 2011• GoM jackup market offers highest surprise potential1. Demise of checkbook operators matched by reduction in total supply2. 3Q09 to mark the trough in GoM demand3. 4Q recovery as operators look to finish drilling programs4. MMS enforced workover and reparation work from hurricane Rita
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R E S E A R C HJuly 29, 2009Offshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment8Ole Slorer, (212) 761-6198, Ole.Slorer@morganstanley.comInvestment Thesis: Expecting Int’l Jackups to be Absorbed by year-end 2010Source: ODS-Petrodata, Morgan Stanley Research•Currently known demand alone is not enough to absorb the int’l jackups rolling off contract & newbuilds coming to the market (bottom chart).•If fixtures return to the prior normalized rate of 40-60 rig years per quarter (top chart), we expect utilization to reach ~85% by year-end 2010 as 200 rigs are absorbed in the course of one year, keeping 350 of 400 available rigs utilized.•While this may appear optimistic, several factors are likely to offset demand being pushed to the right:
(i) 10-15 rigs may never get built, (ii) another 10-15 rigs are likely being built for non-competitive work, (iii) and 10 are designed to work in the N. Sea, a fairly isolated market which we expect to firm up in 2010 (iv) cold-stacked rigs that may never come back.
This can remove between 30 and 40 rigs.Supply vs. Demand45003Q09501001502002503003504004Q091Q102Q103Q104Q10ContractsPotential FixturesSupplyFixtures per quarter (rig years for competitive fixtures)1400204060801001201Q051Q061Q071Q081Q091Q10eOptions &PricedContractsNewContractsaverage fixtures per quarterForecastWe expect fixtures to return to average levels of 40-60 rigs-years per quarter by 2010 from today’s level of 20 rig-years per quarterWhich should be enough to absorb up to 85% of available jackups by the end of 2010
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R E S E A R C HJuly 29, 2009Offshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment9Ole Slorer, (212) 761-6198, Ole.Slorer@morganstanley.comMarking to Market our NAV Estimates2009e NAVOldDO$68RIG$67NE$33HERO$6.2PDE$32ESV$47RDC$30ATW$37Source: ODS-Petrodata, Morgan Stanley Research•We have marked to market our jackup and floater NAV assumptions, based on ODS second-hand rig values.•Commodity jackup values came down to 2005 levels as we had expected.•However, values for premium jackups 300 IC and higher only came down to 2006 levels, as a result of improvement in crude prices.•Floaters values, on the other hand, only came down to last year’s levels, as opposed to 2006 levels as we were anticipating, as a result of a swift crude recovery.•While our rig value estimates assume year-end values, we are not expecting a significant decline from current levels given strengthening crude prices.Changing second-hand jackup values ($m)1600204060801001201402001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009250 MS300 ICChanging second-hand floater values ($m)80001002003004005006007002001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 20094G5G2010e NAVOld$70$81$43$6.4$32$51$32$41P/NAV2009115%98%84%82%72%68%68%63%New$81$82$40$5.7$37$58$31$45New$82$97$49$6.0$37$61$34$492010113%83%68%78%72%65%63%57%
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R E S E A R C HJuly 29, 2009Offshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment10Ole Slorer, (212) 761-6198, Ole.Slorer@morganstanley.comII.Rig Supply Overview
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R E S E A R C HJuly 29, 2009Offshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment11Ole Slorer, (212) 761-6198, Ole.Slorer@morganstanley.comMajor Offshore Drilling Basins (Current Rig Supply)Jackups – 59Floaters- 35Gulf of MexicoJackups – 37Floaters - 5South AmericaMexicoJackups – 35Floaters – 42North SeaJackups – 26Floaters - 33West AfricaJackups – 15Floaters - 51Jackups – 109Floaters - 0Middle EastJackups – 53Floaters – 17Southeast AsiaJackups – 35Floaters - 12IndiaJackups – 451Floaters - 228WorldwideSource: ODS-Petrodata, Morgan Stanley Research
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R E S E A R C HJuly 29, 2009Offshore Drilling Playbook – July 2009Oilfield Services, Drilling & Equipment12Ole Slorer, (212) 761-6198, Ole.Slorer@morganstanley.comGeographic Breakdown by Water DepthSource: ODS-Petrodata, Morgan Stanley ResearchNumber of FloatersUp to 2000 ft2000-4000 ft4000-7500 ft7500+ ftAus./NZ
6
-
3
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5
4
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3
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6
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1
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-
-
2
3
1
6
21
12
14
4
65
1
-
-
...
篇四：海上石油工作感悟
上石油钻井平台项目工作安排第一章
基本信息
一、项目承办单位基本情况
（一）公司名称
xxx 有限公司
（二）公司简介
公司将“以运营服务业带动制造业，以制造业支持运营服务业”经营模式，树立起双向融合的新格局，全面系统化扩展经营领域。公司为以适应本土化需求为导向，高度整合全球供应链。成立以来，公司秉承“诚实、信用、谨慎、有效”的信托理念，将“诚信为本、合规经营”作为企业的核心理念，不断提升公司资产管理能力和风险控制能力。顺应经济新常态，需要公司积极转变发展方式，实现内涵式增长。为此，公司要求各级单位通过创新驱动、结构优化、产业升级、提升产品和服务质量、提高效率和效益等路径，努力实现“做实、做强、做大、做好、做长”的发展理念。
公司自建成投产以来，每年均快速提升生产规模和经济效益，成为区域经济发展速度较快、综合管理效益较高的企业之一；项目承办单位技术力量相当雄厚，拥有一批知识丰富、经营管理经验精湛的专业化员工队伍，
为研制、开发、生产项目产品奠定了良好的基础。公司实行董事会领导下的总经理负责制，推行现代企业制度，建立了科学灵活的经营机制，完善了行之有效的管理制度。项目承办单位组织机构健全、管理完善，遵循社会主义市场经济运行机制，严格按照《中华人民共和国公司法》依法独立核算、自主开展生产经营活动；为了顺应国际化经济发展的趋势，项目承办单位全面建立和实施计算机信息网络系统，建立起从产品开发、设计、生产、销售、核算、库存到售后服务的物流电子网络管理系统，使项目承办单位与全国各销售区域形成信息互通，有效提高工作效率，及时反馈市场信息，为项目承办单位的战略决策提供有利的支撑。
公司建立了《产品开发控制程序》、《研发部绩效管理细则》等一系列制度，对研发项目立项、评审、研发经费核算、研发人员绩效考核等进行规范化管理，确保了良好的研发工作运行环境。
上一年度，xxx 投资公司实现营业收入 3546.49 万元，同比增长 17.48%（527.77 万元）。其中，主营业业务海上石油钻井平台生产及销售收入为2951.18 万元，占营业总收入的 83.21%。
根据初步统计测算，公司实现利润总额 745.38 万元，较去年同期相比增长 114.00 万元，增长率 18.05%；实现净利润 559.03 万元，较去年同期相比增长 111.04 万元，增长率 24.79%。
二、项目概况
（一）项目名称
海上石油钻井平台项目
（二）项目选址
某某产业示范园区
（三）项目用地规模
项目总用地面积 9244.62 平方米（折合约 13.86 亩）。
（四）项目用地控制指标
该工程规划建筑系数 57.67%，建筑容积率 1.60，建设区域绿化覆盖率5.73%，固定资产投资强度 174.73 万元/亩。
（五）土建工程指标
项目净用地面积 9244.62 平方米，建筑物基底占地面积 5331.37 平方米，总建筑面积 14791.39 平方米，其中：规划建设主体工程 10214.79 平方米，项目规划绿化面积 848.22 平方米。
（六）设备选型方案
项目计划购置设备共计 103 台（套），设备购置费 778.71 万元。
（七）节能分析
“海上石油钻井平台项目建设项目”，年用电量 668421.69 千瓦时，年总用水量 2956.20 立方米，项目年综合总耗能量（当量值）82.40 吨标准煤/年。达产年综合节能量 24.61 吨标准煤/年，项目总节能率 26.93%，能源利用效果良好。
（八）环境保护
项目符合某某产业示范园区发展规划，符合某某产业示范园区产业结构调整规划和国家的产业发展政策；对产生的各类污染物都采取了切实可行的治理措施，严格控制在国家规定的排放标准内。
（九）项目总投资及资金构成
项目预计总投资 3227.70 万元，其中：固定资产投资 2421.76 万元，占项目总投资的 75.03%；流动资金 805.94 万元，占项目总投资的 24.97%。
（十）资金筹措
自筹。
（十一）项目预期经济效益规划目标
预期达产年营业收入 5888.00 万元，总成本费用 4669.71 万元，税金及附加 57.14 万元，利润总额 1218.29 万元，利税总额 1443.47 万元，税后净利润 913.72 万元，达产年纳税总额 529.75 万元；达产年投资利润率37.74%，投资利税率 44.72%，投资回报率 28.31%，全部投资回收期 5.03年，提供就业职位 97 个。
（十二）进度规划
本期工程项目建设期限规划 12 个月。
在技术交流谈判同时，提前进行设计工作。对于制造周期长的设备，提前设计，提前定货。融资计划应比资金投入计划超前，时间及资金数量需有余地。
三、报告说明
项目报告由具有丰富报告编制案例的团队撰写，通过对项目的市场需求、资源供应、建设规模、工艺路线、设备选型、环境影响、资金筹措、盈利能力等方面的分析，对项目经济效益及社会效益进行科学预测，从而为客户提供全面的、客观的、可靠的项目投资价值评估及项目建设进程等咨询意见。项目报告核心提示：项目投资环境分析，项目背景和发展概况，项目建设的必要性，行业竞争格局分析，行业财务指标分析参考，行业市场分析与建设规模，项目建设条件与选址方案，项目不确定性及风险分析，行业发展趋势分析
四、项目评价
1、本期工程项目符合国家产业发展政策和规划要求，符合某某产业示范园区及某某产业示范园区海上石油钻井平台行业布局和结构调整政策；项目的建设对促进某某产业示范园区海上石油钻井平台产业结构、技术结构、组织结构、产品结构的调整优化有着积极的推动意义。
2、xxx 投资公司为适应国内外市场需求，拟建“海上石油钻井平台项目”，本期工程项目的建设能够有力促进某某产业示范园区经济发展，为社会提供就业职位 97 个，达产年纳税总额 529.75 万元，可以促进某某产业示范园区区域经济的繁荣发展和社会稳定，为地方财政收入做出积极的贡献。
3、项目达产年投资利润率 37.74%，投资利税率 44.72%，全部投资回报率 28.31%，全部投资回收期 5.03 年，固定资产投资回收期 5.03 年（含建设期），项目具有较强的盈利能力和抗风险能力。
4、统计数据显示，民营经济如今已成为中国经济的中坚力量。截至2017 年年底，我国实有个体工商户 6579.4 万户，私营企业 2726.3 万户，广义民营企业合计占全部市场主体的 94.8%。而且，民营经济解决了绝大部分就业，是技术进步和创新的巨大驱动力：创造了 60%以上 GDP，贡献了 70%以上的技术创新和新产品开发，提供了 80%以上的就业岗位。十九大报告提出，毫不动摇巩固和发展公有制经济，毫不动摇鼓励、支持、引导非公有制经济发展。鼓励民营企业参与智能制造工程，围绕离散型智能制造、流程型智能制造、网络协同制造、大规模个性化定制、远程运维服务等新模式开展应用，建设一批数字化车间和智能工厂，引导产业智能升级。支持民营企业开展智能制造综合标准化工作，建设一批试验验证平台，开展标准试验验证。加快传统行业民营企业生产设备的智能化改造，提高精准制造、敏捷制造能力。
第二章
项目背景、必要性
一、项目建设背景
1、展望中国战略性新兴产业未来发展，一是增强制度内生增长机制的建设，在政策倾斜扶持，人才、资金、市场等资源配置优先，夯实竞争的基础。二是更加重视从需求端拉动产业发展，综合并用各类手段培育新兴产业市场。三是把握好中国现有的产业基础和发展比较优势，有所为、有所不为，明确发展重点和优势产业，加强与传统产业的改造升级结合，推进完整的产业链体系。四是围绕重点领域集中力量突破制约产业发展的技术进步核心关键问题。坚定实施创新驱动发展战略，加快建设创新型国家，培育新增长点，形成新动能。国家出台了一系列扶持创新创业的政策举措，着力培育壮大新兴产业，加快发展数字经济，新旧动能转换明显加快。可以概括为“成长快”“活力强”“业态新”“环境优”四个特点。
2、投资项目在国家发展和改革委员会发布的《产业结构调整指导目录（2011 年本）》（2013 年修正）将项目产品制造列为鼓励类项目。投资项目符合《中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》的要求，因此，符合国家产业发展政策和行业发展规划。项目的实施，通过建设达到规模效益，首先大力开发建设地周边市场，站稳脚跟后扩大生产规模，逐步将产品推向全国，按照企业的发展战略规划，力争在较短的时间内将公司做大做强，为企业的进一步发展奠定坚实的基础。
当前，我国经济已由高速增长转向高质量发展阶段，正处在转变发展方式、优化经济结构、转换增长动力的攻关期，建设现代化经济体系是跨越关口的迫切要求和我国发展的战略目标。国家统计局最近发布的数据显
示，2015 年至 2017 年我国经济发展新动能指数分别为 123.5、156.7、210.1，分别比上年增长 23.5%、26.9%和 34.1%，呈逐年加速之势。
二、必要性分析
1、2019 年是中国经济新常态新阶段的关键一年。一是经济增速换挡还没有结束，中国经济阶段性底部还没有呈现；二是结构调整远没有结束，结构性调整刚刚触及到本质性问题；三是新旧动能转化没有结束，政府扶持型新动能向市场型新动能转换刚刚开始，新动能难以在短期中撑起中国宏观经济的基石，宏观投资收益难以在短期得到根本性逆转；四是在各种内外压力的挤压下，关键性与基础性改革的各种条件已经具备，新一轮改革开放以及第二轮供给侧结构性改革的窗口期已经全面出现。我国目前的经济发展基于净出口、投资、消费的经济结构，但是这种经济结构并不利于我国的长期的经济发展。为了让经济结构符合经济发展，我国把新常态引入到了经济发展中去，但是新常态不仅给经济发展带来了诸多机遇，同时也带来了很多挑战，让我国的经济无法快速发展，比如说财政收支平衡受影响，银行储蓄变动这些都会影响到我国的经济发展，所以应该把控经济发展新常态趋势，应对不良影响。
2、通过提高产业集群发展水平，加快构筑产业链垂直分工协作体系，实现传统产业由块状经济向现代产业集群转型升级。通过技术改造、技术创新、信息化融合，推动传统产业由成本优势和比较优势向技术优势和创新优势转型升级。通过节能降耗、发展循环经济、淘汰落后产能，推动传
统产业由资源消耗型向生态环保型转型升级。通过开拓国内市场，扩大产品内销比例，推动传统产业由出口主导向内需和出口并重转型升级。通过品牌建设、工业设计、营销模式创新，提升产业价值，推动传统产业由加工制造向设计创造升级，由单纯制造向研发、生产、营销服务复合发展转型升级。准确认识、深入认识、全面认识新常态下的新趋势、新特征、新动力，是做好今后经济工作的重要前提。新常态之新，意味着不同以往，意味着我国经济发展的条件和环境已经或即将发生诸多重大转变，经济增长将与过去 30 多年 10%左右的高速度基本告别，与传统的不平衡、不协调、不可持续的粗放增长模式基本告别，增长从高速转为中高速，动力从要素驱动、投资驱动转向创新驱动；新常态之常，意味着相对稳定，这一稳定是更高水平的稳定，是经济结构不断优化升级、增长质量加快“上台阶”的稳定。因此，新常态绝不只是增速降了几个百分点，更是增长动力的转换和发展质量的提升。坚持整体推进与重点突破相结合。整体把握工业转型升级大局，统筹协调传统产业与战略新兴产业齐头并进、综合发展。从龙头企业、重要环节进行突破，树立传统产业转型升级应用示范标杆，激发转型升级动力，促进全市传统产业优势互补、错位发展。
3、考虑到项目建设地的投资环境、劳动力条件和政策优势，项目承办单位决定在项目建设地实施投资项目建设，投资项目的生产规模和工艺技术装备将达到国际先进水平，有利于进一步提升产品质量，丰富产品品种
并可以配合其他相关产品形成突出优势，使市场占有率以及竞争力得到进一步巩固和增强。
三、项目建设有利条件
完善的国内销售网络，项目承办单位经过多年来的经营，不仅有长期稳定客户和潜在客户，而且有非常完善的销售体系；企业的销售激励制度大大提高了员工的工作积极性，再加上平时公司领导对员工的感情投资，使销售员工对公司有很强的向心力；正是具备稳定有激情的销售团队，才保证了企业的销售政策很好的贯彻执行下去，也使企业的销售业绩有很大的提高；企业的销售团队将在有项目产品销售市场的区域，根据当地实际情况，销售适合当地加工企业需要的项目产品。项目投资环境优良，当地为招商引资出台了一系列优惠政策，为投资项目建设营造了良好的投资环境；项目建设地拥有完善的交通、通讯、供水、供电设施和工业配套条件，项目建设区域市场优势明显，对投资项目的顺利实施和建成后取得良好经济效益十分有利。随着世界经济一体化的发展，项目产品及相关行业在国际市场竞争中已具有龙头地位，同时，xx 省又是相关行业在国内的生产基地，这就使本行业在国际市场有不可估量的发展空间；项目承办单位通过参加国外会展和网络销售，可以使公司项目产品在国际市场中占有更大的市场份额。
第三章
项目建设地方案
一、项目选址原则
场址选择应提供足够的场地用以满足项目产品生产工艺流程及辅助生产设施的建设需要；场址应具备良好的生产基础条件而且生产要素供应充裕，确保能源供应有可靠的保障。投资项目对其生产工艺流程、设施布置等都有较为严格的标准化要求，为了更好地发挥其经济效益并综合考虑环境等多方面的因素，根据项目选址的一般原则和项目建设地的实际情况，该项目选址应遵循以下基本原则的要求。
二、项目选址
该项目选址位于某某产业示范园区。
园区是 1992 年经省政府批准设立的省级园区，现已开发利用土地 11.5平方公里。园区作为当地经济建设的...
篇五：海上石油工作感悟
科技期刊数据库（引文版）工程技术 2019 年 3 月 02 期 ·181· 海上石油钻井平台安全风险与管控措施刘政伟1
张笑龙 2
中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司，天津 300452
摘要：随着时代的不断进步，海洋资源的开发，已经是大势所趋，与时俱进，特别是海洋石油变得越来越重要，因此为了能更好的使海洋石油开发工作安全得到保证，使该工作得以顺利进行，本文对我国工程海洋环境特色的海洋石油平台风险分析与安全运行关键技术提出了几点建议，希望可以为我国海洋油气资源的大规模开发创造一些有利的条件，为石油行业发展带来一些好处。
关键词 ：海洋石油；生产作业；平台；安全风险 中图分类号：TQ056;TE65
文献标识码：A
文章编号：1671-5659(2019)3-0181-02
1 1
海洋钻井风险分析
1.1 海洋石油钻井作业影响因素
对海洋钻井存在着很大的风险，因为给其带来风险的因素有很多。如：恶劣的自然环境，复杂的地质条件，海况、气象等复杂的情况等等。这些因素都是造成风险的主要成因，一不小心还会造成环境污染。
1.2 海洋石油钻井作业风险分析
通过对海洋石油钻井作业的风险进行分析主要有以下几点：一是相关工作人员所掌握的知识不够扎实，导致在工作时所掌握的和收集的资料不齐全。二是在钻井的时候海底什么事都有可能发生，海底的地质构造较复杂。三是由于设计人员工作疏忽，不细心导致设计方案的偏差而造成的。四是没有严格按照施工方案不服从管理所造成的风险。
2 油气生产作业平台安全风险管控措施
2.1 井喷
井喷其实跟压力有关，从专业的角度来讲，就是指钻井的时候地层所承受的压力远远大于井内所承受压力而涌入井筒，并从井口限制地喷出的现象。海上平台发生井喷事故时往往会危及平台员工的生命安全和巨大财产损失，因此，为了预防喷井事故的发生必须做好预防措施。而引发井喷的主要原因有违章作业或监控缺失、结构设计不合理、钻地层压力情况不明、设备选型不恰当和控制系统失效等。
面对此类问题，我们所采取以下措施：一是准确预测地层压力，只有数据准确了才能依据邻井地质科学确定井身结构和套管下深；二是严格按照安全管理细则和技术标准要求，采用科学合理的办法安装井口防喷器组合；三是组织钻开油气层前做好安全验收检查工作，确保每位员工都是持证上岗，严格落实好制度，并按计划组织防井喷应急演练，加强员工的安全意识和面临危险时做出相对应的救援措施。
2.2 油气泄漏
海上石油钻井容易出现的一项事故还有油气泄露。油气泄漏事故的发生往往会造成很大的伤亡，因此，要严格把好设备采购这一重要的一关买值得信赖的设备，而采购时应该找专业的厂家生产的合格有质量保证的设备，从而提高设备的安全性和可靠性；其次，应该让相关人员定期去巡检设备是否安全耐用；主要设备应设有主要责任人，这样，设备出现问题，就找责任人处理相关问题，就不会出现推卸责任一说。
2.3 火灾爆炸
海上石油作业应该禁止明火，针对点火源，企业应制定相关的一系列制度，只有制度落实了才能保证创造出一个安全良好的施工环境。主要应该采取以下几点措施：一是在可能发生油气泄漏的场所做好安全措施，装上检测装置，在遇到问题时会发出警报让工作人员察觉；二是要保证在生产运行压力超出设计压力的时侯能够及时进行减压；三是禁止在危险作业区域中进行电气焊等违章作业；四是学会根据危险区域划分安装防爆装置等应对措施，以提升安全系数。
2. 4 平台结构失效
平台结构失效的风险主要是平台结构发生重大的变化，这种变化有可能只有一小部分，也可能包含全部，当该结构发生变化时就会导致海洋平台损坏或坍塌。而造成这种原因通常是由火灾、爆炸、坠落物、平台钢结构承载负荷、船舶撞击、地震、极端气候、钢结构腐蚀等危害引发，这些因素都是导致平台结构失效的原因。为避免此类问题出现所采取措施是：一为防止平台结构失效，应定期进行结构的维护；二是开展环境承载度和桩腿强度等校核；三是加强管理，严格遵守操船制定，定期检查设备，防止碰撞平台桩腿；四是采用有效的涂漆防止生锈，控制结构腐蚀速度等措施。
2. 5 起重伤害
起重伤害也是海洋作业常见的安全隐患之一，要想保证安全，就要严格落实平台起重作业许可制度，让吊车作业人员必须持有两个证书，两证缺一不可，因为取得证书才能证明此人受过专业的训练。此外，还要制定吊装作业的计划，并严格执行吊装作业安全管理规定，定期对设备进行仔细检查、维护和检验系物与被系物等措施，这样才可以有效提高安全系数，才能使员工的安全得到保证。
2. 6 人员落水淹溺
海上作业难免会与海水打交道，工作人员应该戴好防护设备，海洋平台也要培训好员工的水性和员工的自救措施，定期开展这方面的知识宣传，做好质量保证，安全第一。
3 3
海上石油钻井风险维修策略
3.1 风险维修原理
风险是衡量危险性的一个重要指标，海上石油钻井设备的风险维修，是在保证系统的安全性和可靠性前提下，通过降低维修成本为目标，从而对钻井设备中出现的风险进行有效的评估，通过评估的结果对风险的大小制定科学的维修策略。
3.2 海上石油钻井风险维修策略
若想降低风险，就要对其所产生的问题有一个系统的策略。首先就是对设备进行分类维修，可以分为船舶年检设备、特检设备、钻井期间无法检查的设备、连续工作设备、有备用、无备用设备、工作间隙可以维修设备等。对每一件设备监理和维修都要做好记录，记录要详细，要记录好设备出现的问题还有解决的对策，并对其进行归档。
其次是要根据归档的资料进行分析每一次故障的原因和后果，并学会运用分析得出的结果对设备进行预防检修和排查。此外，还可以由专业人员一起研究并制定出设备维修方案，由专业操作员对设备进行维修。为了使得维修方案和操作人员的选择变得更加便捷，机务部门应该明确流程，编制文件，如：故障模式维修方式逻辑判断程序、维修工作任务手册等。由于海洋石油钻井平台作业的特殊性，还可以将维修分为自修、锚修和厂修三个阶段。第一阶段自修可以选择不影响正常作业的时间段，进行正常钻井时可以对锚泊系统进行维修，总之尽量选择设备不工作的时间段进行维修。在保证生产安全的前提下，能自修的就尽量自修，自修不能解决问题，就要及时上报申请第二阶段锚修或者第三阶段厂修。
风险维修是一种精准快速简洁的维修标准，它为维修的方式、周期和操作人员等提供了依据，这种风险管理和维修的办法 （下转第 186 页）
石油化工
·186· 够显著提高洗油能力，使得油层湿润度更高，改善油层的稳定性，油层更加湿润，滞留情况良好。
5 新技术于采油工程中的应用及问题
5.1
采油工程发展过程极其所遇到的问题
由于技术成面存在着种种因素，导致我国的采油工程一直处于技术比较低下，石油开采方面存在着较大的局限性，往往是投入大量的人力物力与财力之后，得到的采油量很少。经过努力我国进一步采用化学驱油与注水开发的技术，但还是达不到预期的结果。近些年来，我国采油工程采用完井，人工举井，低渗透油藏压裂酸化工业技术等等，并对此进行一定程度上的研究与推广。可因为地表石油被开采到了极致，采油工程将面临着更大的问题，故而采用了高新科技的一些手段进行突破。
5.2
采油工程导致环境污染及生命安全的巨大问题
能源问题一直是所有国家面临着比较重要的问题，我国自然也不列外，而石油占据着能源开发极大的比重。可随着石油开发事业的发展，也渐渐的产生了一种副作用，即对于环境问题的污染，这种问题不具备短暂性，而是有着极其大的持久性与破坏性。采油工程在一定程度上会带来一系列的环境污染问题，诸如采油工程中破坏污染地下河流，工业废气无处排放而污染大气层等问题。除此之外，采油工程相当一部分的人力支持，而每年都会有因为采油工程问题而导致采油工人发生伤残事件，严重的还会导致采油工人工作中丧失性命，这皆是因为高新科技的不发达而导致一系列能够尽量避免的问题。
6 6
结束 语
我国虽然在采油工程规模上很大，但技术水平和管理水平仍旧低于国外发达国家的水平，为了提高我国采油工程开采效率，要不断随着时代的发展创新采油技术，优化系统研究，加快高新技术在采油工程中的应用，为我国经济发展提供有力的物质支撑。
随着我国社会对于石油需量的不断增加，也促进了石油开采事业的发展，各种采油技术均得到了长足的发展。许多油田的开发时间较早，而现在逐步进入了开采的中后期。依靠地层自身能量自喷开采的阶段已经完结，采出了大量的原油，但是开采过后，油层中存在较多封闭的油块，还有大量残留的原油，或者地层条件极为复杂，开采有一定的难度，且成本较高，油田开发面临着较大的困难。在进行新油田勘探开发的同时，对老油田深入开发也是十分必要的，因此需要不断更新技术，提升油田的采油效率。
参考文献
[1]李宏春.采油工程技术的发展与思考[J].化学工程与装备,2011(1):162-165. [2]任闽燕,等.胜利油田采油工程技术新进展[J].石油钻采工艺,2009(21):46-48. [3]徐永明.采油工程新技术分析及展望[J].科技创新与应用,2013(11):68-69. [4]高洪波.采油工程技术现状及发展趋势[J].商品与质量,2012(12):23. [5]王炜.油田采油工程技术的最新进展[J].中国科技纵横,2011(15):123. （上接第 184 页）升机的维修保养工作和安全装置定期试验工作得到定期地落实，保证煤矿企业经济生产的安全，最大限度的降低事故的发生。
再次，完善矿井的管理制度。矿井管理人员应当针对矿井的实际情况制定设备的操作规定与维护人员的岗位责任制，并制定主提升设备定期检修与事故处理的制度，做到对主提升机出现的故障进行整理与汇总，及时找出问题，将责任落实到人，完善与主提升机有关的车间管理的各项制度，并细化煤矿提升设备的管理规程，制定管理细则，做好对设备的日常保养与检验工作，编制各种设备安全装置的定期检验制度。
最后，强化员工的培训。针对人员的上岗培训要制定详细的计划，针对专业能力不同的员工进行不同内容和深度的培训，在保证其学习效率的同时，保证其专业能力提升的速度，并附考核，定期对其学习效果进行检验。除了理论的学习，我们还要针对其实践能力进行定期的培训和考核，保证员工在理论知识的指导下，拥有更强的实际操作能力。同时，应要求员工拥有良好的工作习惯，自觉遵守各项安全规章制度，牢牢树立“集中精力、精细操作”的思想，确保系统的安全运转。
3 结束语
煤矿主提升系统在运行过程中，不可避免地会遇到各种 事故或故障，绝大多数的故障其实是由于设备保养与维护工作不过关、不及时有关，因此只要做好对设备的防护工作，及时总结汇总设备产生的问题并解决的都可以防患于未然。对设备进行维护与保养应当注重制定合理的保养维护周期并严格按照相应的标准进行维护，只有这样才能维护设备的状态，保证设备正常运行，有效地提高设备的运行时间，延长设备的寿命，使设备能够更好地为煤矿生产服务。
参考文献
[1]朱华明.提升机液压站常见故障及其排除方法[J].中州煤炭,2009(3):55-56. [2]侯军.矿井提升机液压站常见故障的分析与处理[J].科技创新导报,2012(8):83. [3]曹立志.矿井提升机液压站故障与处理[J].中国商界,2010(11):379. [4]徐友茂.浅析矿井提升机液压站常见故障分析与处理方法[J].中小企业管理与科技(旬刊),2009(10):269. [5]杨周.矿井提升机液压站日常维护与故障分析[J].安徽科技,2012(1):51-52. 作者简介：鲍天星；机电中级工程师；注册安全工程师；二级建造师。
（上接第 181 页）
可以为以后的维修提供数据依据，这种管理方法使得数据录入计算机变得更加便捷，更容易保存和管理。总之，该方式对海洋石油钻井有着积极的意义，值得深入和进一步推广。
4 结束语
海洋石油钻井作业是一项极具危险性的工作，存在着很高的风险，钻井平台上的设施非常集中，各种易燃易爆物品会出现在这些设施周围，这就导致作业中的作业复杂性和不确定性因素不断增强，使得在实际钻井的时候会让一些问题超出人们的预料之外，再加上海上作业本来难度就很大，环境也极为恶劣，所以海洋钻井作业具有很高的风险是必然的，风险度的增加，自然也就给事故的应急救援带来了很多难题，因此，推行海上石油钻井平台安全风险与管控措施是非常有必要的，这会进一步提升海上作业的安全性，为海上作业提供便捷，提高效率。
参考文献
[1]黄悦华.我国海洋石油钻井平台现状与技术发展分析[J].石油机械,2007(09):7. [2]董远忠.我国海洋石油钻井平台技术和设备的发展趋势[J].科技风,2013(10):46.
篇六：海上石油工作感悟
iddot; 294 · 2017 7 年 年 1 1 月第 第 4 14 卷 理论前沿
工程技术
理论前沿 浅谈海上石油开发风险分析与安全对策分析
彭福庆 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300457
摘要：近年来，随着经济和科学技术水平的不断提高，使得全球各个国家对石油资源的需求量逐步增大，为了进一步提升石油产量，各国的石油勘探开发都从原本的陆地转向了面积更加广阔的海洋。与陆地石油开发不同，海上石油开发是在复杂的海洋环境中进行，这使整个开发过程所面临的风险隐患要远远高于陆地。为此，必须对海上石油开发风险进行全面分析，并采取有效的措施进行防范，避免重大安全事故的发生。
关键词：海上石油；开发风险；安全 中图分类号：TE58
文献标识码：A
文章编号：1671-5586（2017）14-0294-01
1 海上石 油开发风险分析
1.1 自然性风险
（1）气候条件。这是引发自然性风险所有因素中稳定性最差的一类因素，海上石油开发环境比较特殊，所面临的气候风险要远远高于陆地，在海洋环境中，经常会出现台风、海啸、潮汐等恶劣气候，这给海上石油开发带来了巨大影响，若是预防和控制措施不到位，极有可能引起重大的安全事故。
（2）储层条件。这里所指的储层就是储存油气资源的岩层，此类岩层普遍存在孔隙性的特点，同时，各个储层之间具有一定的渗透性。储层本身的孔隙度、岩相、渗透率、内部结构等因素都会对海上石油勘探开发的结果产生影响。
1.2 作业过程风险
开发过程中出现井喷、硫化氢气体泄漏、化学药剂泄漏、柴油泄漏、天气建筑物的火灾或烟气进入生活楼，落物坠海、海底管道故障、船舶碰撞、海底管线断裂等待，这些都会引起人员伤亡或影响环境污染。因自然环境和多变的气候决定了现场施工难度大，作业受限、成本高的特点。救援和逃生困难，海洋石油的生产远离陆地，一旦发生重大的事故很难及时的逃生。
2 海上石油开发风险的安全对策分析
2.1 配置齐全完备的风险防控资源
在对海上石油开发风险进行预防和控制的过程中，必须保证各种防控风险的资源齐全、完备，从而确保风险防控工作的有序开展。具体应当配置如下风险防控资源：（1）人力资源。具体包括风险控制人员、风险监督人员、管理人员、技术培训人员以及特种作业人员等等。在对上述人员进行配置时，应确保他们都具备海上石油开发作业的资格证书，这是对人力资源最为基本的要求。（2）物力资源。具体包括各种储运设备、安全防护用具、避雷和接地装置、个人防护用品、逃生救生系统、仪表及安全控制系统、火气监控系统，紧急关断系统、消防系统、通信系统，逃生系统、以及危险及非危险区域的防火墙等。（3）财力资源。为确保海上石油开发风险防控工作的有序进行，要加大风险防控资金的投入力度，开发单位可以按照国家有关规定对风险控制费用进行提取和使用，并建立健全费用台账，保证资金充足、到位。
2.2 控制设备的不安全状态
首先是新建，改建，扩建的海上石油开发项目的安全设施必须要跟工程同时设计，同时施工，同时投入使用，这样才能保证设备与工程的一致性。海上石油生产设施和专业设备都是海上石油生产的主要工具，只有做好设备的前期采购，型号的选择，运行的检测以及施工过程中对设备的检修都是保证设备安全运行的措施。在施工过程中，要加强对设备的日常维护，保养和检查，从根本上杜绝设备带病运行，降低因设备发生事故的频率。设备的安全检查是监测企业生产情况是否符合国家一级地方政府的要求，防止事故发生的重要措施之一。海上石油开发企业要根据财政部，安全生产监管局所下达的文件进行费用的预算和提取，安全管理部门要及时做好设备的安全检查和设备的维修工作以及及时向相关部门备案。
2.3 回避环境不利影响
海上石油的开采必须要跟气象部门紧密合作，要及时掌握海上气候的变化，并且提前做好预防措施，预防石油开采过程中因为天气的原因而造成的意外事故，也避免了石油事故而造成的海上石油污染。海上石油开采企业必须做好作业的意外预防措施，积极的在正常时期不断的演练，工作人员要全面的了解整个抢救过程，并且海上的应急物资要随时准备充分。石油开采作业过程中需要有专业的系统进行安全监控，这样在透明化的工作环境下，作业的安全系数也提高了很多。另外海上意外事故少不了外部力量的救援，所以海洋石油开采中心需要跟海上救援机构加强交流，让救援机构能够随时掌握石油开采中的动态，并且及时作出救援处理，降低人员的伤亡和财产的损失。
2.4 加强作业人员安全培训
1）涉海石油作业单位及设施负责人和安全管理人员要经过海上石油作业安全资格培训，具备海上石油作业的安全生产知识和管理能力，经考核合格取得资格证书后方可任职。2）所有出海作业人员必须经过“海洋石油作业安全救生”培训，取得“五小证”，即：海上求生、海上平台消防、救生艇操作、海上急救和直升机遇险水下逃生五个方面的知识和技能。3）涉海设施的兼职消防队员要进行“油气消防”技能培训。
2.5 完善相关管理制度
1）贯彻落实《海洋石油作业安全管理细则》，对照细则查找存在的问题和不足，制定落实整改措施。规范滩海陆岸安全监管，明确界定滩海陆岸范围，组织开展滩海陆岸设施普查并登记建档，实施分级、分类管理，落实监管责任和安全保障措施。2）建立涉海安全环保例会制度，定期研究解决海上安全环保重点问题。完善海上施工管理制度，加强海上施工管理，严格施工程序，明确施工责任，强化平台移位拖航、油轮装卸、海上吊装、海上动火等重点施工的安全监控。
综上所述，海上石油开发从设计、建造、施工、生产到废弃是一个高风险的工作过程，但是只要根据国际、国内权威规范和国内外实际生产运行中的经验，综合分析可能出现的主要危险有害因素，运用相应的推荐作法和保护措施，在今后的油田开发各阶段工作中，把安全工作贯穿于开发工程的全过程，严格执行国家法律法规和企业行业标准，做好安全评价、设计审查和竣工验收等工作，就能最大程度保证安全运行。
参考文献 [1]房泽岩，齐红波，陈军强，张晓，韩超.海上石油开发风险分析与安全对策分析[J].中国石油和化工标准与质量，2013（23）：255. [2]马贺.海上石油开发风险及质量安全措施研究[J].中国石油和化工标准与质量，2016（09）：76-77. [3]史有刚.涉海石油开发的风险分析与安全对策[J].科技传播，2010（12）：65-66.
篇七：海上石油工作感悟
内蒙古石油化工 2015年第4期海上油田作业井控风险分析及应对策略杨 松(胜利油田海洋采油厂，山东东营257237)摘要：海上油田并下作业具有高风险、高技术和高投入的特点。本文介绍海上作业井控的主要风险，包括：油藏开发风险、作业5-程风险及海洋环境等，对海上作业井控风险进行分析评估，并根据评估结果给出相应的应对策略。研究结论对进一步加强浅海油田井下作业井控安全工作具有一定指导意义。关键词：井下作业；海上；井控；风险分析；应对策略中图分类号：TE58 文献标识码：A 文章编号：1006--7981(2015)04一0068—02由于渤海湾海洋环境及浅部地层复杂情况，海底沉积物形成年代较晚，地层孔隙压力和破裂压力之间窗口狭窄，与陆地井下作业有很大区别，给海上作业压力控制带来了挑战。2010年壳牌石油公司(BP)在墨西哥湾的Macondo井发生井喷爆炸，造成钻井平台“深水地平线”沉没，11人失踪、17人受伤，大量原油泄漏，成为美国历史上最严重的漏油事件，给墨西哥湾沿岸造成严重环境污染与重大经济损失，引起社会政治危机，成为一场生态灾难。事故再次给海上油气开发敲响了安全警钟。l海上作业并控主要风险胜利海上埕岛油田经过20年开发，逐渐进入高含水开发中后期，油田勘探开发更加复杂化、多元化，施工难度越来越大，不可预见的突发因素明显增多，不仅对开发工程工艺技术提出了新的课题，而且对井控安全也提出了新的挑战。海上油田开发最大的困难之一就是如何在技术上适应海上复杂多变的海况、气象，保障设施和人员的安全，保障油田安全生产。1．1油藏开发风险1．1．1馆陶组地层能量逐步恢复。图1埕岛主体馆陶组历年压降示意图随着2000年埕岛主体馆陶转入注水开发，地层能量逐年恢复。同时由于部分地层注水不均衡，存在局部高压层现象增多，加剧了作业井控风险。!I[12013年年5月份施工的CBllH一3井，拔滤套铣至油层井段时，井口出现溢流，关井压力达到1．8MPa。1．1．2中深层系地层状况不确定性较大古潜山油藏地质条件比较复杂。埕岛潜山普遍埋藏较深，储层为孔洞、裂缝型，油藏中含气量较大，而且不同的构造位置潜山孔洞裂缝发育程度、油藏气量差别较大。钻井、作业过程中常发生油气侵、井涌、井漏现象，压井液密度稍大即容易发生井漏，造成地层污染，稍小则易发生油气侵、井涌，井控难度较大。如2012年CBG7--1井两次补充作业中均由于施工泵压、排量(未打开泄油器、且要保护电缆)等制约，未能有效避免气侵，无法使井液脱气而建立有效循环，虽然压井液比重多次上调(1．06牛1．10千1．15)，井口仍一直溢流，造成洗压井时间长达5天；最后采用比重1．25无固相卤水压井液才压住井。另外，东营组东斜坡中低渗透油藏计划于2014年年底率先实现注水开发，加快地层能量恢复步伐，这在改善区块开发效果的同时会相应增加作业井控难度。1．2作业工程风险1．2．1井筒压力控制不准海上井下作业现场均要求用合理比重的压井液灌满井筒，进行井筒压力控制以平衡地层压力，这即一级井控。压井液比重过高可能压漏地层，过低则可能发生溢流、井喷事故，最好出现相对平衡的状态，收稿日期：2014—1l一25作者简介：杨松(1973一)，男，工程师，1997年毕业于成都理工学院油藏工程专业，主要从事浅海采油工艺研究与作业监督管理工作。万方数据2015年第4期 杨松海上油田作业井控风险分析及应对策略69即“压而不死，活丽不喷”。表1 海上常用压井材料物理特性压井比重树J,-I-种i"ll。一KCl 1．98{溶解度 饱和密度(g／1009 7，kXl5V，水溶液)27．6 1．17231．034．043．9 1．3362．5097．0HC00Na 1．919无围相卤水1．30若压井液浓度为C％，则井液比重=[压井材料比重XC+1×(100--C)]／100海上常用压井材料有氯化钾、甲酸钠等盐类压并材料及无固相卤水压井液，由于它们具有不同的饱和密度(表1)，需根据地层压力准确计算所配置的压井液比重。过去对于存在溢流、井涌等井喷征兆时，一般采用无固相卤水压井液压井，该压井液比重高，容易实现压井成功。但是其主要成分是CaCl：、MgCl：卤水，进入地层与碳酸根产生沉淀，伤害储层；2012年CBG7—1潜山井作业采用无固相卤水压井液压井后地层不出液。同时甲酸盐类化合物无毒、易生物降解，对环境友好，但价格较高。所以一般氯化钾最为常用。1．2．2井控设备性能不够按照海上油田开发管理规定，胜利海上油田自投入开发以来，生产井一直全面推广应用井口安全阀、井下安全阀、环空封隔器及安全控制柜技术，整体安全生产控制技术水平处于胜利油田领先地位。但海上作业井控设备存在一定安全风险：①防喷器组及压井、节流管汇等必须性能检测合格，严格按规范安装。②作业平台体积庞大、造价昂贵、技术含量高、操作工况复杂，所以须满足以下特殊要求：防火(爆)、防腐蚀；配备应急设备，以保证全平台的生活和动力用电，避免卡钻事故发生I整体结构安全；受到各类船舶与平台设施的撞击时结构完整，功能正常；与作业井口防碰要求高。1．2．3大外径工具入井抽汲作业中下人大外径工具容易形成抽汲作用诱发井喷。2012年4月CBG7一．1潜山井大型酸压改造后，酸压用RTTS封隔器解封后胶筒未完全收回(胶筒外径151．1mm)，因抽汲作用导致起酸化管柱时多次出现溢流，施工平台两次拉响井控警报。1．2．4固井质量风险固井出现质量问题，易造成套损，加剧井底状况复杂化。1．3海洋环境风险海洋环境具有大风天气多、波浪潮流影响大、海底高压低温环境、生产物资供应及保障不便等特点，给做好作业井控工作增加了困难。2海上作业井控风险评估风险评估主要包括风险识别、风险量化分析、风险应对计划制定和风险评估结论确定等四项步骤。风险评估，即根据潜在风险发生的概率和危害度确定风险是否能被接受，是否需要采取对应措施进行防范。以上列出了海上作业井控的地质、工程及环境三大类风险，对这些潜在风险发生的可能性按0—10赋值方法排列为：浅海环境1、井控设备性能不够2、固井质量3、下人大外径工具4、馆陶组异常高压层5、中深层系高压层6、井筒压力控制7。依次再评估这些潜在问题发生后对海上作业井控的影响程度，也按0—10赋值方法排列：下人大外径工具1、馆陶组异常高压层2、海洋环境3、固井质量4、井筒压力控制5、中深层系高压层6、井控设备性能不够7。综上，得出综合严重程度排前三名的作业井控风险点为：井筒压力控制、中深层系高压层、井控设备性能不够。3海上作业井控风险应对策略3．1精细作业设计、规范作业程序和严格管理措施立足一级井控是目前最主要防护手段，要做到：把好作业设计源头关，“一井一策”制定针对性的“井控风险因素评估与削减”，并及时向施工方技术交底。严把防喷器检验试压关，在确保防喷器各部件灵活好用的前提下，对防喷器进行试压，合格后方可开工作业。把好工序井控质量关，重点抓好有溢流井压井、起下管柱补充压井液、停工封井等关键工序的施工，对于大型酸化压裂、高压层射孔等重点施工工序，制定详细可行的应急预案，并由甲方领导、HSE管理员等人进行现场重点监督和指导。同时，海上所有作业队伍应建立一套严格规范的监督管理体制，切实做到“有规必依”。3．2采用先进的井控技术及设备立足司钻法压井、工程师法压井等常规井控技术，掌握体积控制法、挤压法压井等非常规井控技术，进一步丰富现场井控技术手段。随着海上开发的不断深入，对井控设备性能提出了更高要求。下步在海上可引进应用防喷器系统第四代产品——井下防喷器。黻§|。m∞。加。万方数据
70 内蒙古石油化工2015年第4期炼油循环水系统的在线清洗、预膜石平利1，彭少辉2，辛 颖3，涂 联1，王志建1(1．中原油田石油化工总厂；2．中原石油勘探局工程建设总公司；3．中原油田采油一厂集输大队，河南溃阳457164)摘要：中原油田石油化工总厂2#循环水系统在2011年装置大检修时经过清洗蓣膜后投入正常使用，经过两年多的连续运行，在2013年9月装置检修时对系统进行清洗、预膜，并针对该系统的实际运行情况确定了化学清洗、预膜方案，运行结果表明清洗、预膜效果良好。关键词：循环冷却水；清洗；预膜中图分类号_．TE685．3 文献标识码：A文章编号：1006--7981(2015)04—0070一02中原油田石油化工总厂循环水系统共有2套装置，即：1#、2#循环水处理装置。其中2#循环水处理装置担负着向气体分馏装置、催化裂化装置气压机、气体净化装置及加氢装置提供循环冷却水的任务，系统内有水冷器19台，覆水器1台，材质均为碳钢。系统设计处理能力为3000 m3／h，循环冷水泵共4台，全部为电机驱动，双向逆流机械抽风冷却塔2间，每间处理能力1500 m3／h，进塔水温低于42℃，出塔水温低于32℃。正常生产时，2#循环水系统所采用的杀菌方案是日常投加缓蚀阻垢剂，并交替冲击式投加氧化性和非氧化性杀菌剂。pH值范围为7．3～9．3。1在线清洗预膜方案的确定为了保护设备，降低对设备的影响，使设备能够优质运行，我厂与常州姚氏同德化工有限公司共同对循环水系统运行存在问题进行分析，制定本次清洗预膜方案。本次清洗预膜分三个阶段：杀菌粘泥的柔性剥离和表面活化处理及预膜。2在线清洗和预膜方案的实施2．1粘泥的柔性剥离其主要目的是通过表面活性剂、杀菌剂，渗透剥离等使输水管线、水冷器内粘泥分离出来，使管线和水冷器恢复到原有状态，并使其清洁。首先，我们接保有水量在泵吸入口一次性投加表1中药剂，运行1h后开始分析pH值和浊度，6小时后，发现系统浊度由73．62FTU升高到80．12FTU，3．3优化开发技术政策3．3．1开发技术开发工作要坚持以改善开发指标为重点，“保能量、均流场”，加强数模模拟论证，确定合理注采比，不断推进油田精细开发管理。3．3．2工艺技术配套应用细分开发工艺技术，解放馆陶组低注采层潜能，努力减缓层间矛盾，实现均衡注采，避免长期不均衡注采形成异常高压单层。为了兼顾压井与油层保护双重目的，在中深层系油藏作业井推广应用甲酸钠压井材料，同时需配备循环舱，加强井筒循环脱气。3．4加强井控技术研究海上作业风险高，井控安全是“一字号工程”。应开展井控专题技术研究配套，如海上不同油藏类型地层能量分析、预测地层孔隙压力和破裂压力、海上深井作业井控配套技术、井I：I稳定性分析、井身结构安全评估、压井管线摩阻计算等。4结论本文分析海上油田井下作业井控存在的风险，包括油藏开发风险、作业工程风险及海洋环境风险，而实际上海上井下作业井控是一项重大系统工程，还包括其他诸如生态环保、经济评价、社会政治影响等问题，需要进一步研究。提出采用精细作业设计、制定详细作业程序和严格管理措施，以及采用先进的作业技术及井控装备等最大限度地降低海上作业井控风险。[参考文献][1] 殷志明，周建良，蒋世全，等．深水钻井作业风险分析及应对策略[J]．中国造船，2011，52(增刊2)：103～107．收稿日期：2014—12—26作者简介：石平利(1979--)2003年毕业于西安石油大学，过程装置与控制工程专业，现从事炼油化工水质管理工作。万方数据
篇八：海上石油工作感悟
石油运输通道国际安全制度之构建摘要能源是国民经济的基本支柱能源供应不足或供应来源受到威胁都将直接影响国民经济发展和国家安全。一般而言能源包括石油、煤炭、天然气、水能、核能等但是石油对国家经济安全的影响更为重要当前世界各国能源的突出问题也是如何确保石油的可靠供应。因此石油安全问题是关系国民经济发展和国家安全的重大战略问题。一般来说一个国家要解决石油安全问题至少需要进行三方面的努力一是找到合适而充足的油源二是建立起安全的石油运输通道三是拥有一定规模的石油储备。石油供应地的稳定供给和石油运输通道的安全被认为是石油进口安全得以保障的重要标志。如何确保石油的可靠供应已成为当前世界各国能源的突出问题而石油运输无疑是这个供应链条上至关重要的一环。石油这种物资运送批量大、运输距离长使得海上运输成为必需的途径。油轮运输方式具有成本低、效率高和灵活度大等优点所以目前超过五分之三的世界石油贸易量是通过海上油轮运输的。然而 当前世界上几个主要的海上石油运输通道如马六甲海峡和霍尔木兹海峡受到诸如大国的军事威慑、日益猖獗的海盗威胁等多种不安全因素的影响安全形势十分严峻安全状况令人担忧。因此如何保障海上石油运输通道的安全便成为许多石油进口国关注的焦点。面临复杂的国际形势为了确保海上石油运输通道的安全专家学者们提出各种建议。这些建议具有针对性强、指导意义大等特点但是从总体上看也存在以下两方面缺陷一是很少有人建议运用法律手段来解决此问题二是大部分建议仍然把目光仅仅局限在国内的范围。因此本论文的目的就是要从构建制度体系这个全新的视角出发来分析、解决海上石油运输通道的安全问题。并试图突破已有的局限把该问题置于整个世界的范围内来考察尝试在现代国际法框架内通过构建相关的制度体系来解决问题即通过构建法律制度来保障包括中国在内的世界各主要石油进口国海上石油运输通道的安全这正是本论文的创新点所在本文主要对构建海上石油运输通道国际安全制度的必要性进行了深入的分析和详细的论证并从理论和现实两个层面充分论述了构建海上石油运输通道国际安全制度的可行性。在分析、研究了相关国际制度的立法现状与特点的基础上尝试在现代国际法的制度框架内对海上石油运输通道国际安全制度在法律适用、法律原则的确立、结构体系的安排、主要内容、法律的实施等几个方面进行了初步构建。本文主要采用了叙述与议论相结合逻辑推理与比较分析并举纵向历史分析与横向比较分析相结合的研究方法。另外由于篇幅有限本文还较多地运用了例证分析的研究方法。比如在分析影响海上运输要道安全的因素时就主要以马六甲海峡霍尔木兹海峡为例展开论述的在一些问题上的阐述也主要是以亚洲的中国、日本、韩国为例进行论述的。同时坚持历史唯物主义的基本立场以法理学的立法方面的相关原理为理论基础在现有的国际法框架内对海上石油运输通道国际安全制度进行了初步的构建力求在最大限度内解决海上石油运输通道安全问题。关键词石油石油安全石油运输通道安全制度构建知识水坝@damdocdamdoc为您倾心整理(小店damdoc.taobao.com)(QQ@2218108823)
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