西部管道公司的税收管理

西部管道公司(以下简称公司)是中国石油下属的地区分公司,负责西部地区(兰州以西)的原油、成品油、天然气管道运营,同时负责部分管道建设工作。公司自成立以来,坚持"依法纳税、合理筹划"的税收管理理念,明确税收管理机构和岗位职责,夯实税收基础工作,提高会计和税收核算质量,加强税收与其它涉税业务单元的协作,初步建立了行之有效的税收管理模式,成为公司得以成功实施财税政策筹划及有效税收管理的基础。

创新服务模式 建设智能油田——记华隆大屏幕监控指挥中心建设

随着信息技术的发展和数字油田建设的深入,针对油田生产的服务有了新的创新。本文介绍了利用大屏幕和通信技术来建设企业远程监控指挥中心,变被动服务为主动服务。

电气工程中电气自动化技术探究

我国电气工程正处于持续发展阶段,同时在具体的技术水平方面也在不断的进步,这也为工业行业的自动化调度提供了许多的支持,对于国家工业发展、综合国力的提高也有一定的推动效果。当前我国属于工业大国,自动化技术与电气工程属于全新且不可或缺的产业,其会直接改变国民经济发展的方式,有着相当显著的战略性价值,可以显著提升我国的工业生产效率,对于经济发展有一定推动效果。在新时代背景之下,电气工程和自动化技术需要持续发展保持与时俱进,持续更新并保持转型升级发展,从而追求更好的产业发展与应用空间。对此,本文简要分析电气工程当中电气自动化技术,希望可以为相关工作者提供帮助。

昆北油田切16井区储层非均质性

利用岩心分析资料和测井解释成果,对切16井区E1+2油藏各主要含油小层储层非均质性参数(渗透率变异系数、突进系数、级差和非均质系数)进行了计算,结合昆北地区实际情况,建立了渗透率非均质性参数的评价标准,在此基础上对切16井区各小层层内和层间非均质性进行了评价;同时提出了一种新的研究储层平面非均质性的方法——参数差值平面分布法,对切16井区储层平面非均质性进行了研究;最后,从沉积相和成岩作用方面分析了储层非均质性的主控因素。研究表明,昆北油田切16井区储层非均质性整体上较强,其中,层内非均质性中等,层间和平面非均质性较强,沉积微相和胶结作用是制约本区储层非均质性的主要因素。本次研究可以为昆北油田下一步开发方案的编制提供科学合理的依据。

基于演化模型偏好多目标优化的智能采油辅助决策支持

通过智能采油系统自主分析与决策获取油田机采过程最佳决策参数,对解决机采系统效率低、能耗大等问题具有重要意义。受机械、地层、人为等不确定因素影响,智能采油系统难以构建生产参数、环境变量与系统性能、设定生产方式之间的机理关系并优化决策。为此,提出基于动态演化建模的偏好多目标优化方法,以实现采油系统的自主决策。利用无迹卡尔曼滤波神经网络(Unscented Kalman filter neural network,UKFNN)挖掘机采系统潜在规律,建立其动态模型;构建产液量偏好多目标优化目标函数,并利用非改进支配排序遗传算法(Non-dominated sorting genetic algorithm 2,NSGA2)获取相应的最佳决策参数。某油田试验结果表明:该方法使得系统日耗电量降低15.87%,系统效率提高4.9%。可见,所提方法可行且有效。

基于功图分析的有杆抽油泵故障诊断技术研究

在油井开采中,利用计算机技术准确判断油井井下故障,实现采油系统的数字化与智能化,是当今石油行业急需解决的重大难题之一;通过示功图分析诊断有杆抽油泵故障是油田分析泵况的主要手段,目前,国内外对示功图的识别还是主要依靠人完成,虽然计算机识别技术早已实现,但是,由于其准确度有限,并未得到推广;为此,在大量文献研究的基础上,对有杆抽油泵故障诊断技术进行了综述;首先介绍了抽油泵故障诊断技术的发展历程,其次对井下泵功图转换模型建立、泵功图特征值提取方法和特征值匹配方法的国内外功图识别技术进行了分析,最后指出了目前有杆泵故障诊断技术中存在的主要问题及今后需要努力的方向。

热采供热站太阳能光伏照明技术应用

太阳能光伏集中照明系统应用于热采供热站夜间照明,室内照明度达15lux,站区路灯照明度达8lux,照明效果达到了国家工业照明标准。试验供热站照明系统改为太阳能照明系统以来,日耗电量从78°降为9°。对太阳能集中照明系统的工业应用的探索,为该技术在油田的推广应用提供了借鉴的经验。

岩性油气藏成藏的主要控制因素

本文通过国内外文献调研，阐述了岩性油气藏概念；从沉积相带、构造坡折带及微观方面对岩性油气藏成藏的主要控制因素进行了总结。我国陆相沉积盆地中有利沉积相带主要有三角洲前缘、滨浅湖亚相、和近岸水下扇等。不同坡折带样式控制着油气运聚及砂体的厚度、走向。微观上，渗透率、喉道（微裂缝）及填隙物含量对油气进入砂体成藏具有控制作用。

不同工况下开架式气化器最小海水流量计算

由于液化天然气(LNG)流量、压力、温度、组分和海水温度的不同,开架式气化器(ORV)所需的海水流量也不一样,普遍产生能耗过剩现象。为了确定所需最小海水流量:以ORV性能曲线为基础,确定其机械限定LNG流量,并通过1stOpt软件采用多元非线性拟合找到特定条件时,不同LNG流量、压力和海水温度下所需最小海水流量的函数式;由BWRS方程计算特定条件及实际参数下ORV入口LNG、出口天然气(NG)的焓值,再由能量守恒原则得到实际所需最小海水流量;通过计算机编程设计出计算软件。为了验证计算精度,通过性能曲线数据、Apsen_Plus软件及能量守恒式计算出实际工况对应的理论最小海水流量;将理论海水流量与软件计算值对比求出相对误差。结果证明:最大相对误差小于3%,能较好地计算所需最小海水流量,为ORV优化、节能运行,海水泵选型、变频提供了一定的理论参考。

油田单井数字化建设方案与智能化发展方向探讨

介绍了数字油田发展状况,以某井区为例,结合该区现场情况以及自动化生产管理的需要,提出了一种油田数字化单井生产管理系统的构建方案,综合运用RTU数据采集遥测系统、无线网桥及光纤通信技术、IPVS虚拟服务器、工业组态技术及Web数据发布等技术,实现了单井的数据采集存储、现场监控、故障报警、Web数据发布等核心功能。另外,参考国内外智能油田的发展规划及部分研究成果,探讨了油田智能化单井的发展方向。

彩南油田彩9井区西山窑组油藏堵塞机理研究

针对彩南油田彩9井区西山窑组油藏水井注不进油井采不出等问题,从储层地质特征、储层敏感性、地层流体与注入水的配伍性等方面系统研究和分析了彩9井区西山窑组油藏的堵塞机理,并提出了相对应的解决方案。研究结果表明,储层物性差、水敏性强是导致彩9井区西山窑组油藏堵塞的主要原因,建议用缓速酸酸液体系和表面活性剂增注体系来降低西山窑组油藏的注入压力,进行径向水力喷射技术和系统防膨工艺对储层进行改造,从而解除地层堵塞,解决注不进的问题。

基于物联网技术的油田稠油注采工艺监控平台研究

提出了一种基于物联网技术的油田注采工艺监控平台的搭建方法,将传统的RTU数据采集遥测系统、SCADA系统等与新型的WSN与LTE网络通信技术等综合运用,搭建了一套新型智能化监控平台,实现了数据采集存储、现场设备远程控制、无线数据传输、故障预诊断等多项核心功能。该套系统目前主要集中在传感层与网络层的研究,随着该套监控平台的搭建完成,未来可进一步开展应用层的研究。

基于全方位振动传感识别的采集存储分离油田智能监控系统设计

视频监控是一种非常有效的监控方法,但在野外(偏远油田、无网络)且无人看管的情况下,一旦监控存储系统遭到人为破坏,监控系统便形同虚设;针对无网络且无人看管的偏远油田,设计了一种基于全方位振动传感识别的采集存储分离油田智能监控系统,该系统通过超声波探测触发图像采集,提取振动属性,进行入侵判断,确认入侵时启动图像采集存储系统,通过先进的OFDM无线传输技术将采集后的图像快速存储在百米外的存储器中,实现监控图像及指定数据的可靠记录,确保监控数据的安全性。

LNG卸料臂与船对接法兰面泄漏分析

LNG卸料臂是LNG卸载过程中最重要的设备之一,而卸载过程中卸料臂与船对接法兰面最易发生泄漏,因此避免其泄漏很重要。文中以某LNG接收站为例,简要介绍卸料臂预冷流程;对曾经发生过的泄漏展开分析,结果发现预冷速度过快是造成对接法兰面泄漏的主要原因;提出了相应的改进措施。改进之后,此LNG接收站卸船期间再未出现卸料臂与船对接法兰面泄漏的问题。

基于倍频调制的单相全桥逆变器仿真实验研究

通过对全桥型逆变电路的原理仿真与实验研究,采用单极性倍频SPWM调制方式,在逆变器在开关频率较低的情况下,能够有效地降低输出电压波形的总谐波失真,改善输出电压波形的质量,使主电路的输出滤波参数减小了很多,进一步提高了逆变器的效率。

克拉玛依油田稠油油藏氮气泡沫驱应用

克拉玛依油田九区J230井区上侏罗统齐古组稠油油藏储集层非均质性强、油层薄,天然能量低。随着蒸汽吞吐油井生产轮次增高,油田开采步入中—后期,储集层含油饱和度大幅度降低,剩余油分布复杂,地层压力低,高含水井逐年增多,开发难度增大,油田采油速度和经济效益大幅度下降。1995年开始开展了注氮气辅助吞吐的矿场试验,应用实践表明:注氮气后可以有效补充地层能量,延长吞吐生产时间,提高稠油热采开发效果。然而,多轮次注氮气辅助吞吐开采后,注气井汽窜矛盾突出,为此开展了氮气泡沫辅助吞吐及调驱试验研究。研究结果表明,高温泡沫剂发泡性和稳定性好,用在非均质性强的普通稠油油藏,可显著提高采收率。

《脉冲中子全谱饱和度剩余油测井在稠油井区的应用》

经过多年开采,克拉玛依油田已经进入高含水开发期。PSSL饱和度测井技术能够判断油层水淹状况、发现高含水层位、在老井中寻找高含油饱和度层位,确保油田的稳产和提高油田的开发效益。

浸没燃烧式气化器运行效率及能耗成本核算

浸没燃烧式气化器(SCV)作为LNG接收站运行成本最高的装置,其运行效率计算和能耗成本核算备受关注。为此,首先以BWRS方程为基础求得SCV入口LNG和出口NG的焓值。然后,在焓值计算基础上,根据正割迭代法确定外输高压天然气经绝热降压后作为燃料气的温度,以获得燃料气加热器所提供的能耗。之后,计算出燃料气发热量,并根据能量守恒定律求得SCV效率和能耗成本。最后,为了方便LNG接收站使用,将此计算方法设计成一款计算软件以满足其需求;同时,通过实际运行数据对其可靠性进行了验证,并给出了能耗成本核算实例。结果证明,软件能较为准确地计算SCV运行效率和能耗,可为SCV的运行计算提供相应帮助和指导。

LNG接收站海水泵及高压泵变频节能探究

国内LNG接收站通常采用一台海水泵额定流量运转为一台开架式气化器(ORV)提供海水的模式气化LNG,非冬季运行,由于海水温度较高、外输天然气流量较小,ORV所需海水流量小于海水泵额定流量。所以,此运行模式普遍存在能耗过剩。同时,由于外输天然气压力调节范围较大,而高压泵只能提供其额定出口压力。因此,当外输天然气压力较小时,高压泵出口压力过剩,导致能耗过剩。为了解决海水泵、高压泵能耗过剩问题,开展了对其变频节能的探究。首先,分析了海水泵、高压泵变频的必要性;然后,以海水泵为例,以其特性曲线为基础,计算了海水泵工频出口压力及电机功率,再运用二分法及泵相似理论计算了海水泵变频电机功率;之后对海水泵及高压泵工频计算进行了误差分析,最大相对误差为3.5%;最后,通过能耗对比发现:海水泵采用变频,每年可节省电能39.41%;高压泵采用变频,每年可节省电能47.39%;采用海水泵、高压泵变频,接收站每年可节省经济成本约426万元。

基于ARM Cortex-M0的SoC单片机内核程序设计

随着信息技术和物联网的迅速发展,作为物联网前端硬件基础的单片机得到广泛应用。本系统就是以基于ARM Cortex-M0的HL-LPGC-LPC11C14-8044为硬件平台,利用C++语言和Real View工具设计与开发内核软件,实现远程数据采一集和系统控制,同时与云计算服务中心实现数据交互、为大数据处理提供基础。该系统无人值守和偏远区域覆盖,节约了运行成本,提升了工业生产的安全性、可靠性、高效性,综合效益明显提高。