大港油田
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大港油田范文第1篇
关键词：石油 产能建设 废气 废水 噪声 固体废弃物
Abstract:oil and gassupplies power forthe national economy,is a necessity of people's lives,is also an importantindustrial raw materials.Petroleum,natural gasproductionis the basic industry ofthe national economy as a whole,thelong-term sustainable development of the national economyplays a very important role,make a significant contribution to thenational resources,energy industry.For therational exploitation ofoil and gas resources,reduce the damagingimpact on the surrounding environment,to coordinatethe industrialdevelopment and ecological environment.
Keywords: oil productivity construction waste gas noise solid waste.
中图分类号：TE48文献标识码：A
自1964年大港油田先后发现了北大港、板桥、唐家河、王徐庄、王官屯、羊三木、孔店、羊二庄、枣园、段六拨、舍女寺、小集等16个陆上油气田和1个滩海油气作业区块，累计生产原油13232.4万吨、天然气157.5亿m3。石油和天然气为国民经济提供动力，是人民生活的必需品，同时也是重要的工业原料。石油、天然气的开发生产是整个国民经济的基础产业之一，对实现国民经济长期持续发展起着十分重要的作用，为国家资源、能源产业作出重大贡献。为合理开采油气资源，减少对周边环境的破坏影响，做到工业发展与生态环境相协调。
一、 施工期
（一） 施工扬尘
本项目施工扬尘主要来自于钻采过程、井场清整，及部分车辆的来往行驶。同时本项目需新建单井管线，以开挖埋地为主。线管顶埋深1m，管沟开挖深度大约0.8~1.2m，施工作业带宽度最大为3m。管线开挖过程中也会产生一定扬尘。预计扬尘产生浓度为0.481mg/m3。
（二） 钻井柴油燃烧废气
钻井过程中钻机使用大功率柴油机带动；其它设备由柴油发电机供电。柴油机、柴油发电机组在使用时产生燃烧废气，污染因子为SO2、NOx、总烃。依据实际生产统计资料，柴油发电机组平均柴油用量为5t/单井（密度为0.85t/m3）。依据《环境统计手册》，燃烧lkg柴油，产生的NOx量为14.17g、SO2为8.03g、总烃为23.33g，本项目新钻井151口，柴油燃烧废气污染物排放量约为SO26.1t、NOx10.7t、总烃17.6t，燃烧废气直接排入大气。
二、 水污染物
钻井过程中产生的废水主要包括：钻井废水；生活污水。
（一）钻井废水
钻井废水主要由洗井水、钻具冲洗水及起下钻时的泥浆流失物、泥浆循环系统的渗透物等组成，是泥浆等物质被水高倍稀释的产物。 钻井废水产生量随钻井周期、钻井深度和难度度而异。大港油田第四采油厂各钻井井场均设置废水回用系统：所有钻井废水进入沉淀池 （防渗处理，100m3），经沉淀后循环使用。
钻井作业结束后，沉淀池中上清液（约60m3）用罐车抽吸拉运至板一联污水处理站或白一站污水处理站处理后回注地层；底层泥浆（约30m3、40t）抽入罐车拉运至港东联合站西北侧废弃钻井泥浆与井下作业废液处理站处理；沉淀池用钻井岩屑封填、固化。钻井废水中主要污染物为石油类、SS和COD，钻井废水中的油类以冲洗钻具带来的柴油、机油为主。根据类比调查，钻井废水中主要污染物的浓度列于表1。
表1 钻井废水水质
（二）生活污水
钻井队工作人员一般在井人数为10 人，钻井井场生活污水约 30m3/单井，采取环保型厕所，定期清运至港东污水处理厂处理。
三、 钻井噪声
钻井噪声来自钻机、钻井泵、大功率柴油发电机组等设备，设备噪声约为90～100dB(A)。
四、固体废弃物
（一）钻井废弃泥浆
大港油田已全部采用无害化水基泥浆，其由固相、液相和化学处理剂三部分组成，泥浆中不含铬等有毒物质。钻井泥浆储存在井场地下土建防渗泥浆池（100m3）和地上泥浆罐（4×40m3）中。泥浆在钻井过程中循环使用，回收后剩余泥浆约为总用量的20%，单井废泥浆产生量约40m3（比重约1.3） ，则本项目施工期间产生量总量6040m3。废弃泥浆抽入罐车拉运至港东联合站西北侧废弃钻井泥浆与井下作业废液处理站处理。泥浆池用钻井岩屑封填、固化。
（二）钻井岩屑
钻井过程中，岩石经钻头和泥浆的研磨而被破碎成岩屑，其中约 50%的岩屑混进泥浆中，剩余岩屑经泥浆循环使用携带出井口，在地面经振动筛分离出来，堆放于井场。岩屑产生量与地层构造、井深及井径等有关，根据大港油田公司统计数据，井深为1200m 时，单井废岩屑产生量约为9t。本项目钻井151口，平均井深3746m，钻井岩屑总的产生量为4242t。岩屑本身无污染，不含有毒有害成份，钻井施工结束后用于泥浆池固化、井场填整。
五、运营期
(一） 大气污染物排放分析
项目运营期废气排放源主要是无组织排放源，为开采过程中使用的井口装置等部位的烃类气体挥发。本工程新增产能为原油7.4×104t/a，天然气1.04亿m3/a（密度为0.7174kg/m3），工程油气集输及处理采用全密闭流程，极大的减少了烃类气体的挥发量，类比国内其它油气田的运行数据来看，油气田总损失率可控制在0.3‰以下，即本工程运营期间烃类无组织挥发总量约为44.58t/a，其中，非甲烷总烃量约为2.23t/a。
（二） 水污染物排放分析
钻采井投入运营后井场内抽油机独立工作，不安排人员长期驻守，营运过程中无生活污水产生。
1、油井采出水
油井采出水，其主要来源于油气藏本身的底水、边水，并随着开采年限的增加呈逐渐上升状态。油井采出液集输至板一联合站或白一站，经分离原油后，含油污水经处理达标后全部回注于地层，不外排。
2、井下作业废水
井下作业废水的产生是临时性的，每次增产、修井产生废水量为 20～80m3，主要含有酸、盐类和有机物。根据大港油田运行统计数据，井下作业每3年为一个周期，单井每次废水排放量平均约为45m3，本项目产能建设井下作业废水产生量为2265m3/a。井下作业废水主要采用双管循环洗井流程、洗井水车罐装贮存，作业结束后拉运至港东联合站西北侧废弃钻井泥浆与井下作业废液处理站处理。
（三）固体废物
营运期产生的固体废物主要是增产措施、修井等工序排放的废泥浆和井下作业产生的落地油。本项目每次单井作业废泥浆产生量为 25m3，井下作业每3年为一个周期，则本项目运营期废泥浆产生量为 1258m3/a。根据大港油田运行统计数据，本项目落地油回收量约8t/a。落地油回收时尽可能与受污染的土壤一起进行回收，大港油田规定井下作业必须带罐（车）操作，由汽车拉运至港东联合站北侧原油运销公司油泥砂净化处理厂处理。
1、噪声
油田生产过程中噪声源主要是抽油机的电机噪声，约为60dB(A)。
2、污染物汇总
大港油田范文第2篇
我国东部碎屑岩油田已经进入高含水期,水淹严重,剩余油高度分散.地下储层构型分析已经逐渐成为预测储层剩余油分布的研究重点.目前辫状河构型模式研究主要集中在露头和现代沉积上,也有学者采用实验模拟辫状河形成过程,进而分析辫状河构型模式.Miall A D[1]利用Mesaverde组Castlegate砂岩的沉积相构型、界面类型和古水流方向信息建立心滩坝的几何形态,分析古水流对心滩坝加积方向的影响.于兴河等[2]研究山西大同辫状河剖面,分析沉积物的特征及岩相组成,划分层次界面.对于辫状河地下储层构型的研究成果较少,并且主要集中在复合河道砂体上,心滩坝级次及心滩坝内部构型研究虽有文献涉及,但对构型的定量模式未做阐述.针对油田开发中后期地下储层构型的井间预测特点,采用分级描述、模型构建与交叉验证方法[3-7]对其进行研究.
1 地质概况
官80断块位于黄骅拗陷孔店二级构造带倾末端,孔东大断层上升盘的局部垒块,构造面积约为5.8km2,属于王官屯构造的一部分.官80断块孔一段为冲积扇—滨浅湖(膏盐湖)沉积环境,研究目的层枣Ⅲ油组为辫状河沉积亚相,进一步细分为河道充填、心滩坝和河道间3种微相,前2种微相为该地区主要储集层.
2 河床砂体描述
目前较为通用的辫状河分类标准是Miall A D提出的,即把辫状河分为砾质辫状河和砂质辫状河,其中砂质辫状河又分为深的终年砂质辫状河、浅的终年砂质辫状河、高能砂质辫状河和漫流末端辫状河.不同类型的辫状河沉积具有不同的构型要素类型和空间组合关系,因此研究辫状河储层构型时,首先根据区域地质背景和沉积物特征还原古沉积环境,从而确定辫状河类型.官80断块河流砂体形成时期构造迅速抬升,气候相对干燥.构造抬升在一定程度上增大河流能量,而且研究区距物源相对较近,能够保持较大的河流能量,干燥的气候使得地层更容易被侵蚀,而湖盆的萎缩使得枣Ⅲ时期河流在冲积平原上广泛分布,该区特殊的沉积背景导致辫状河砂体的独特沉积特征,判定官80断块在枣Ⅲ时期为冲积扇扇中辫状河.在不同水深条件下,沉积机制不同,砂体的叠合模式、砂体内夹层类型、沉积物的层理类型也不同.单期河道砂体的厚度与古水深相当,层内夹层的厚度横向延伸长度也与古水深密切相关.根据现代辫状河沉积和古代露头资料,不同水深的辫状河沉积砂体的几何形态及内部构型差别很大.Leclair S F等[8]通过多条现代河流数据,分析交错层理系厚度与辫状河水深的关系:根据研究区6口取心井的岩心观察,研究地区沉积背景近源、陡坡,单层厚度差异不大,为平板状,平均厚度为3~5m,交错层理系平均厚度为7~15cm,计算研究区辫状河水深为2~4m.根据河流沉积学原理,单期河流的沉积厚度(即单层厚度)与河流古水深相当.根据精细地层格架,枣Ⅲ-1-1单层地层厚度约为3~4m,与经验公式[4]计算所得的研究区辫状河古水深相当.研究区辫状河沉积物以细砂岩为主,含砾,分选磨圆差,是典型的冲积扇扇中含砾砂质辫状河沉积,沉积古水深较浅,为2~4m.研究区辫状河为浅的冲积扇扇中含砾砂质辫状河.河床砂体的展布类型主要分为:(1)条带状:一般河宽为300~500m,砂厚为3~5m;(2)连片状:河道连片发育,宽度大于砂厚变化,一般为4~12m不等.
3 心滩分析
心滩位于河道之间,是河流在游荡迁移过程中堆积形成的,其剖面特征具有落淤层沉积.电测曲线特征为齿化箱形或钟形,有无落淤层沉积是划分河道与心滩坝的相标志.在辫状河沉积过程中,由于河道摆动频繁,砂体相互切割叠置,砂体内发育大量冲刷面等层面构造.河道砂体内部不易沉积和保存泥质夹层,仅在河道废弃时可以充填一些悬移质沉积,而在下次洪泛中遭受剥蚀.如果保留,侧向分布也不会超过一个河道宽,连续性较差;心滩坝砂体是由河流多次洪泛携带的碎屑物在心滩部位垂向加积形成的,砂体内部粒度组成有明显成层性,却无粒序规则,而底部并不一定具有最粗的粒级.沉积过程中水流能量变弱后发生于心滩之上的落淤沉积,由于后期冲刷程度低,形成落淤层沉积.根据心滩坝和辫状河道存在高程差特征,采用与曲流河类似的“砂顶相对深度法[9]”识别地下心滩坝沉积.剖面上心滩坝和辫状河道的概念模式见图1.
识别步骤:①组合沉积相图作为控制,作相控砂体厚度等值线图(见图2).②在精细地层对比的基础上,作枣Ⅲ-1-1顶面构造深度图(见图3)和砂岩顶面构造图(见图4),二者相减得到相对深度(见图5)[4-5].③识别心滩坝的大致分布区(见图6).④根据辫状河道测井曲线,官80断块显示明显正韵律特征(见图7),测井上识别心滩坝,进行沉积微相的剖面组合(见图8),从而确定心滩坝的位置和形态,最终确定沉积微相平面分布图[10-12]. ⑤应用动态资料验证心滩边界,处于心滩部位的官5-13-1井注水,同样处于心滩部位的官6-9-1井和官5-13井检测,结果快速见效,说明同一心滩内顺物源方向连通性好.另一个砂体,处于心滩部位的在官5-13-1井注水,处于河漫滩部位的在官6-9-1井检测,见效速度慢,不同相带四级界面阻挡注采见效,说明不同微相间存在界面阻隔,连通性差.心滩坝主要包括垂积体和夹层.官80断块泥质夹层厚度较薄,一般为0.2~0.5m,但分布范围广,单个心滩坝砂体有1~3个夹层.选择官80断块枣Ⅲ-1-1层的心滩作为研究对象,得到合理的心滩坝内部结构模型(见图9)[13].在对心滩内部解剖的基础上,分析夹层所控制的非均质性特征.心滩内部夹层的存在是造成心滩内部非均质性的最主要原因.
4 现场应用
根据官80断块储层构型表征成果,研究枣Ⅲ-1-1单层内部剩余油分布,由于井区储层层内非均质性较为严重,导致流体的渗流差异性.层内流体的渗流差异分为垂向渗流差异及横向渗流屏障,对垂向渗流差异,由于河流相储层垂向上以正韵律和复合正韵律为主,油层各韵律层上部渗透率低,加之受重力影响,通常注水波及程度低,油层呈弱水洗甚至未水洗状态,形成油层顶部的剩余油滞留段[14-15].如果层内存在低渗透遮挡层,如心滩坝砂体内的泥质夹层,则在油层各韵律层泥质夹层下部均可残存相当一部分可动油,剩余油在层内呈现分段聚集的状态,形成一个剖面上呈叠瓦状、平面上呈新月形的剩余油富集区,在一定的注采井网条件下,也可形成下部剩余油富集区(见图10)[16].在官80断块官7-8-1井组四级界面限定的同一相带内,顺物源方向注采见效好,官7-8-1井注水,官6-8、官7-8-3、官6-8-1井采油,井距分别为200,145,260m,分别在43,91,69d见到示踪剂;在不同相带内,由于四级界面的阻挡,注采见效差,官80、官8-9k、官7-7-2井注入1a后未见到示踪剂(见图11).考虑该断块目前存在的生产问题,编制综合调整挖潜方案,方案设计新油井5口,油水井采取措施7井次,单井配产7t,当年建成产能1.05×104 t[17-18].
大港油田范文第3篇
关键词：数据采集；ifix；监控软件；PLC；服务器
中图分类号：TP319文献标识码：A文章编号：1009-3044(2012)08-1942-02
大港油田始建于1964年1月，经过多年的艰苦创业，昔日的盐碱滩已建设成为一个集石油及天然气勘探、开发、原油加工、机械制造、科研设计、后勤服务、多种经营、社会公益等多功能于一体的油气生产基地。随着信息量的增大，目前油田的管理监控系统已经无法满足管理系统的需求。
目前的天然气信息采集系统是将天然气所辖的大港分输站、大港处理站、沧州末站的数据集中在天然气管理中心显示并与局域网进行数据的共享，由于现在的系统无论从安全、维护还是效率方面都无法满足安全管理需求，基于此，本文提出了一种新型的改良方案。
1系统介绍
1.1原系统介绍
原系统的监控软件主要采用力控软件，主服务器从PLC和流量计算机中采集数据，带DATASERVER组件，在埕海值班室有一个从站，数据通过网络从主服务器采集，主服务器通过web方式和从站进行通讯，操作人员在从站上都能完成监控。由于是人工完成监控，所以存在着危险和低效率等问题。
1.2 IFIX数据采集监控系统介绍
IFIX分布式[2]、客户/服务器结构包括了可灵活构造的服务器(SCADA Server)和客户端(CIient、CIientTS和WebServer)。然而对用户来说IFIX却是一个集成的完整系统，每台计算机有自己的节点名，每个数据项都有自己的点名。IFIX网络中数据的读取都通过标识SCADA Server节点名、数据点名及数据域（如CV表示当前值）来识别。
2系统的特点及设计原则
2.1系统特点
替代现场人工手动查表抄表，节省了大量的人力费用；工程建设周期短，扩充性强；提供高可靠性，保证不间断的监控；传输速率高，实时性强；可灵活方便地进行安装；可扩充支持远程监控，数据的开放性；设备成本低，性价比高。
2.2系统设计原则
系统所采用的设备与技术能适应以后发展。能够适应不断增加的业务需求，当增加新的监控单元时，只需增加少量设备，适当添加修改软件模块即可。可形成整个网络的一个开放系统，能容入不同厂商的产品。系统功能灵活，利用现有资源灵活，可将各类型资源的利用都溶入组网方案之中。能满足监控单元无人值守的业务需求，软件功能全面，配置方便[3]。设备按工业级标准选配，监控中心和监控单元之间运行稳定可靠。从用户角度出发，系统能使机房少人甚至无人值守成为可能。充分利用现有资源，尽量降低系统成本，使系统具有较高的性能价格比。系统具有很快的响应时间。
3系统设计
3.1大港分输站
现有多台流量计算机分别采集输往天津以及以外地区的天然气瞬时流量，累计流量，现场温度，压力等参数。目前具有三套上位监控系统，组态软件版本不一致，有的版本老久，不能很好的兼容。
基于现状，可以采取将三套监控系统整合为两套统一版本的系统。每套监控系统能够通过计算机将输往各地的流量计算机的 数据实时采集上来，实现实时数据的查看，保存，报警的提示以及棒图，趋势曲线的查看，报表打印功能，并且要求系统具有灵活的可扩充性，总调度中心通过企业网络，建立数据远传功能，采用OPC规范以及COM/DCOM技术实时提取数据。
3.2直输机站
现有一套监控系统，版本为FIX32，负责监控PLC的数据。现需要将监控系统上位软件升级为IFIX3.5版本，将原有的FIX32系统去除，各功能要求在IFIX3.5平台上重新设计，开发。包括实时数据显示，控制，曲线图，报表数据，现场流程图等，同时提供数据开放性接口。可以达到良好的平台统一性和兼容性，总调度中心通过企业网络，建立数据远传功能，采用OPC规范以及COM/DCOM技术实时提取数据。
3.3沧州末站
现有一套监控系统，版本为FIX32，负责监控流量计算机的数据。现需要将监控系统上位软件升级为IFIX3.5版本，将原有的FIX32系统去除，各功能要求在IFIX3.5平台上重新设计开发。包括实时数据显示，控制，曲线图，报表数据，现场流程图等，同时提供数据开放性接口。可以达到良好的平台统一性和兼容性，总调度中心通过企业网络，建立数据远传功能，采用OPC规范以及COM/DCOM技术实时提取数据。
4系统功能
大港分输站，沧州末站监控系统，实际上是一个以实时通讯技术为核心，涵盖了工业控制、通讯、计算机网络技术的较为复杂的综合系统。它主要完成对输气站环境空间的实时监控。
1)实时画面监控：
通过IFIX软件将工艺流程图绘制在画面上，将各种状态，数据表现在工艺流程图中。
2)实时数据监控
利用软件实现输往天津以及以外地区的天然气瞬时流量，累计流量，现场温度，压力等参数的采集，通过参数表形式实时显示。
3)报警功能
利用IFIX软件强大的报警管理功能，通过配置重要数据的报警极限，报警区域，事项报警的及时性，使工作人员能在第一时间内进行异常处理。
4)历史数据打印，曲线查看功能：
利用软件可以将历史数据保存到本地计算机，可随时进行查看，打印，并可以通过趋势曲线图直观的表现出来。
5)棒图
将各个单元参数通过棒图的形式直观的表示，方便工作人员的快速查看。
5结束语
该文对大港油田天然气公司生产信息采集及远传进行研究。提出了一种基于IFIX的信息监控系统。并对新旧系统进行了比较，对新系统进行了设计和系统的验证。验证信息表明本系统很好的实现了信息采集的控制和数据的共享，验证了系统的可靠性。
参考文献：
[1]谢希仁.计算机网络[M].大连:大连理工大学出版社, 2000.
[2]钱锋.基于iFix组态软件的工业实时监控系统的优化设计与实现[D].中南大学,2004.
大港油田范文第4篇
[关键词]大港油田 滩海 埕北断阶带 油气成藏 成藏模式
中图分类号：TE155 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）40-0029-01
1 勘探概况
埕北断阶带位于渤海湾盆地黄骅坳陷中区东部的南部滩海区， 处于歧口凹陷向埕宁隆起过渡的斜坡带上，勘探面积约1200km2。自20世纪60年入勘探，已发现了明化镇组、馆陶组、东营组、沙一段、沙二段、沙三段、中生界和二叠系等8 套含油气层系，找到了张东、赵东、羊二庄、友谊、刘官庄、海4井等油田以及张北、张东东、关家堡、埕海和歧东等含油气构造，形成了张东、张东东、关家堡、埕海2个整装效益储量区， 展示出研究区丰富的油气资源和良好的勘探前景。但由于研究区地下、地表条件复杂多变， 勘探控制程度低， 在成藏主控因素及模式等方面认识尚不够深入，制约了勘探的进展和成果的取得。通过应用录井、测井、地震、测试和分析化验资料，对研究区油气富集规律研究，明确主控因素和勘探潜力，这将对该区下一步勘探优化部署提供依据。
2 油气主控因素分析
2.1 构造特征
埕北断阶带位于歧口凹陷南缘， 继承性发育的断阶构造， 为油气运移以沿侧向、垂向、不整合及混合供油提供了有利的地质背景，研究区位于埕宁隆起北斜坡部位，充足的物源条件，砂体发育为油气富集提供了良好的储集空间。钻探证实， 埕北断阶带具有含油层系多、油气藏类型丰富， 纵向叠置， 平面连片的宏观特点。油气的这一分布格局受多种因素控制， 其中构造和储层是主要因素。
1）长期发育的主干断层
长期发育的主断层控制油气宏观分布，其断层几何形态、活动特点影响油气纵向分布。主干断裂以NE和NEE向为主，主要有张东、海4、赵北、羊二庄等断层，分别形成了张东张东东构造带、海4井构造带、羊二庄关家堡赵东构造带， 它们在古地质背景影响下发育了断鼻、断块、背斜、岩性、不整合面等多种圈闭类型；从目前已钻探的油气藏分布特点看， 油气主要分布在主控断层两侧的圈闭中，而上第三系油气分布受断层晚期活动影响较大，一般主要分布在断距大、活动期长的主控断层两侧。同时断面几何形态影响油气纵向分布； NE 走向座椅状主控断层与其倾向相反的次级断层构成油气垂向运移通道，油气富集于主断层下降盘， 如羊二庄区油田； EW 走向的座椅状断层油气主要富集在中深层，如张东油田；铲式主控断层与其倾向相反的次级断层构成油气垂向运移通道，油气富集于长期活动断层两侧的圈闭中。
2）有利的储盖组合
研究区储盖组合十分有利。中生界中下侏罗统为河流相沉积， 砂体发育， 单砂层厚度30～ 60m，横向分布稳定，物性好，测井孔隙度为16%～ 20% ，渗透率（300～ 600）x10- 3μm2；发育北东走向的张东东、张东两个主河道，该段纵向上呈下粗上细的正旋回，构成了良好的储盖组合。受埕宁隆起古地貌及母岩性质控制，下第三系沙三段和沙二段发育水下扇砂岩体，储集砂体相对发育，砂岩厚60～ 120m，沙一段发育区域性盖层，构成了有利的储盖组合。上第三系明化镇组、馆陶组河流相砂体发育，砂体分布广泛，单砂层厚度大、储集物性好，为高孔高渗型储层。其中馆陶组储层单砂层厚度5～ 25m，孔隙度一般大于25%，渗透率为（19～ 7919）x10- 3μm2。明化镇组储层单砂层厚度5～ 38m，孔隙度一般大于25%，渗透率可达8400x10- 3μm2。馆陶组内部泥岩和和明化镇组下段厚层泥岩可作为馆陶组和明化镇组的盖层，构成了良好的储盖组合。上述储盖组合与圈闭相匹配，奠定了滩海区纵向上多层系含油的基础，为复式油气集聚奠定了基础。
3）油气运移通道发育
研究区发育断层、不整合面、砂岩输导层等多种油气运移通道，控制了油气运移方向。埕北断阶带宏观上发育东部海域与西部陆地两个油气成藏系统。东部以歧口凹陷为油源，油气顺台阶向南由赵东向关家堡及其以南地区运移，形成第一个油气运移通道；西部以歧南次凹为油源，沿张东油田、羊二庄油田至刘官庄油田组成第二个油气优势运移通道，进而形成两个油气富集带。
3 成藏模式研究
埕北断阶带具有成藏期晚的特点。不同的构造部位，油气运移模式不同，影响油气富集层位。受断裂结构的影响，不同部位油气运移模式不同。下第三系地层沿断阶向隆起部位超覆， 上第三系地层直接覆盖在隆起部位的中生界和古生界地层之上。受该背景控制，研究区发育上、下第三系、下第三系与中生界、中生界与古生界等多个不整合面，断裂、不整合面及砂岩疏导层三者不同的配置关系，构成了埕北斜坡带多种油气运聚方式。
油气垂向、水平交替运移及沿盆缘边界断层、不整合面运移是埕北斜坡带油气运移的重要方式，受其影响，不同的构造部位，油气运移模式有所不同，因而油气富集的层位略有差异。如在关家堡地区，总体表现为受羊二庄南断层控制的背斜圈闭，埋藏浅，下第三系地层本身不具备生烃能力，主要靠歧口凹陷运移为主。由于该区处于隆起区，发育上、下第三系、下第三系与中生界、中生界与古生界等多个不整合面，由于时间长、风化淋滤充分，可形成不整面附近的高孔渗储层带，为油气运移提供了通畅的运移渠道。但由于断层晚期活动的微弱性，油气纵向运移条件较差，因此油气主要富集在不整合面附近，如庄海1X1、庄海2X1、庄海5等油藏；而赵东地区由于羊二庄断层持续的活动性，油气运移以垂向位移为主，油气主要富集在断层两侧圈闭中，且以上第三系为主。以此分析，张东东地区由于位于歧口凹陷油气向南运移的第一个台阶区，以长期发育的海4断层作为主要的油源断层，可将不同层位的圈闭贯穿起来构成纵向上多含油层系、多油水系统、深浅含油的复式聚集带。
4 结论
勘探实践表明，埕北断阶带油气成藏地质条件优越，具有含油气目的层多，油气藏类型多样， 纵向叠置、平面连片，油气复式聚集的特点。油气藏形成的主要控制因素为：充足的油气源、良好的储集条件和储盖组合、基岩潜山背景下的断阶构造、长期继承性发育的断层等， 其中，断层和盖层是控制油气纵向成藏的关键因素；基岩潜山背景下断阶构造和输导体系是控制油气横向成藏的关键因素。油气富集规律为：平面上，油气沿近东西、北东向主断裂展布；纵向上，油气自北向南、自西向东呈阶梯状分布；储层厚度和物性以及砂体类型控制油气富集程度；圈闭的位置与砂体形态控制油气藏的厚度与含油范围；泥岩盖层控制了油气富集的层位；复式输导体系决定了不整合面上下是油气富集的有利部位；埕北断阶带断裂、不整合面及砂岩输导层三者不同的配置关系，构成了研究区多种油气运聚方式。
大港油田范文第5篇
【关键词】 HSE； 平衡计分卡； 大港油田； 绩效评价
中图分类号：F830 文献标识码：A 文章编号：1004-5937（2016）08-0055-04
一、引言
经济全球化给国内企业提供了广阔的发展空间和发展机遇，同时也给我国的企业带来战略及经营上的挑战。随着国际竞争的加剧、油价的持续下跌，如何建立科学合理的绩效评价体系，从而提高石油企业的效率和综合竞争能力，成为当前我国石油企业的一个重要课题。此外，2015年8月12日发生在天津滨海新区的爆炸事故也提醒我们，企业安全生产的形势依然严峻；如何将安全生产的因素融入绩效考评体系，将安全生产职责的落实与员工经济利益挂钩，从而促进生产的安全进行、保障员工的身心健康、减少对环境的破坏，也是当前急需解决的问题。大港油田总部位于天津市滨海新区，拥有员工12 500余人；地跨津、冀、鲁3省市，总面积18 716平方千米。自2002年起，公司实施业绩管理，相关的考核办法和业绩评价指标体系经历了从无到有、从模糊到具体的过程，取得了一定的成效；但是实践发现，大港油田在绩效考评的实施中也存在一些问题，例如：绩效考评指标设置不合理，对管理人员的考核不够，对专业技术人员的考核较多地采用行政标准；绩效考评可操作性不强，绩效考评流于形式，其结果也难以调动员工的积极性；此外，在当前的绩效考评体系中，对于安全生产的考核存在缺陷。因此，在大港油田引入平衡计分卡方法，并融入HSE（健康、安全和环境）管理体系的要求，构建一套既考虑财务指标，又强调安全生产等非财务指标的绩效评价体系，不仅能改善大港油田绩效考评的现状，也有利于从员工激励的角度避免生产事故的发生。
二、平衡计分卡理论的发展与应用回顾
平衡计分卡（The Balanced Score Card，BSC）最早起源于1990年美国诺顿的一个研究项目；对绩效评价创新方面的大量案例进行分析之后，罗伯特・卡普兰和戴维・诺顿[1]于1992年正式提出这种绩效评价的新理论。罗伯特・卡普兰和戴维・诺顿[2-4]指出，平衡计分卡是一种系统的战略绩效管理工具，它不仅从财务层面来衡量组织绩效，也通过客户、内部业务流程以及学习与成长层面来衡量组织绩效；从而实现短期与长期、财务与非财务、滞后和领先、外部和内部的多种平衡。根据他们的理论，一般的平衡计分卡框架如图1所示。
罗伯特・卡普兰和戴维・诺顿[5]进一步指出，平衡计分卡四个层面的目标不是孤立的，它们之间存在着因果关系；他们进而使用战略地图对因果关系进行管理，并将平衡计分卡作为战略执行的工具上升到战略性绩效管理体系的地位。至此，平衡计分卡不仅在众多的商业组织，也在其他类型组织（如政府部门）的绩效评价体系中得到应用。
在国内，上海东大门咨询公司于1996年最早使用了平衡计分卡的方法；随后，杨臻黛[6]从杜邦分析法与企业经营环境之间的冲突入手，对平衡计分卡的理论和优势进行了介绍；此后，吴金梅[7]梳理了企业战略管理的兴起历程，详细介绍了平衡计分卡的框架及应用环境；叶盛[8]指出传统业绩评价体系的不足，强调了平衡计分卡具有同时考虑四个方面、多种平衡的框架优势。毕意文和孙永玲[9]则在中国开展了平衡计分卡的管理咨询工作。
目前，国内的油田已经开始尝试将平衡计分卡引入绩效评价体系，但是并未在绩效评价体系中考虑安全生产的相关因素。华北油田在2008年正式引入了平衡计分卡的方法，强化了油田的管理，提高了公司的战略执行力，在一年内油田的利润增长了12%，是目前中石油系统中管理比较高效的企业。朱雪芹和张丹丹[10]把平衡计分卡引入中原油田的绩效评价体系，并结合层次分析法选取绩效考核指标，对现有绩效考核方式进行改进，得到更适合中原油田发展的绩效评价方法。宋红玉和沈菊琴[11]对平衡计分卡方法的发展做了回顾和总结，认为在实务中需要具体探讨平衡计分卡的实施形式。本文在学者研究的基础上，根据石油行业的具体生产特点，在一般平衡计分卡方法的基础上，同时考虑安全生产方面的因素，从而构建了适用石油行业的平衡计分卡绩效评价体系。
三、融合HSE的大港油田绩效评价体系构建
传统的平衡计分卡框架包括财务、客户、内部营运、学习与成长四个层面。考虑到石油行业的高风险，安全生产、环境保护与可持续发展是企业必须重视的关键因素。根据国际石油天然气工业通行的HSE（健康、安全与环境）管理体系要求[12]，企业需要对部门及个人HSE职责的考核实现考核项目的标准化、考核指标的定量化。因此，本文在传统平衡计分卡的框架之上，增加了“健康、安全与环境”这一新层面，从而使平衡计分卡框架更加符合石油行业生产的特征，以实现对HSE指标的合理选择和量化考核，进而促进安全生产长效机制的形成。因此，本文构建了大港油田平衡计分卡框架如图2。
根据对大港油田外部和内部环境的分析，适合大港油田的长期发展战略是开拓市场、打响品牌、注重创新、稳健经营。根据这个发展战略，笔者向大港油田副处级及其以上干部发放问卷，并基于德尔菲法最终确定平衡计分卡各层面的指标如下：
（一）财务层面
企业经营管理的最终目标都可归于财务目标的实现，因此这一层面的指标主要是衡量大港油田的经营业绩。在财务层面考察的因素主要包括获利能力、偿债能力、营运能力和发展能力；具体的，本文最终确定的指标有主营业务收入、净资产报酬率、利润率、总资产周转率。
（二）客户层面
平衡计分卡要求企业的发展战略诠释为与客户相关具体的目标。企业必须在目标客户最关心的方面树立清晰的目标，然后将这些目标细化为具体的指标。根据大港油田的发展战略，本文确定客户层面的评价指标是客户满意度、客户获得率、品牌认知度。
（三）健康、安全与环境层面
高风险和高回报是石油行业的特征。根据国际石油天然气工业HSE管理体系的基本要求，健康、安全与环境问题关系着大港油田财务目标及战略目标的实现。大港油田健康、安全与环境层面的关键因素包括员工身心健康、安全生产和环境保护等方面，该层面最终确定的指标有安全生产投入产出比、单位产量伤亡率、危险废物处置率。
（四）内部营运层面
企业内部营运层面的指标通常由财务、客户层面的因素指导选择。内部运营绩效考评应以对客户满意度和对财务目标实现影响最大的业务流程为核心。因此，本文最终确定大港油田内部营运层面的评价指标有采油效率、产品合格率、生产周期、存货周转率。
（五）学习与成长层面
员工的学习与成长为其他层面目标的实现提供了动力。通过大港油田平衡计分卡前四个层面的分析，可以掌握企业的实际能力与实现企业业绩所需能力之间的差距；从而在学习与成长层面通过培训学习的方式对差距进行弥补。因此，这一层面最终确定的指标是员工满意度、员工培训费用、培训的有效性评估、团队建设成功率。
根据本文确定的大港油田平衡计分卡五个层面的指标，通过分析各层面指标的相互关系，按照罗伯特・卡普兰和戴维・诺顿确定的绘制战略地图的六个步骤，最终绘制了如图3的专属大港油田的战略地图。
大港油田的平衡计分卡战略地图清晰地展示了企业战略、平衡计分卡各项指标的逻辑关系。在长期战略的指导下，由下向上，由作为基石的学习与成长层面层层递推，直至实现最终目标。战略地图简明地展示了无形资产是如何转化为有形的客户和财务成果的过程，并将企业对健康、安全与环境方面的要求融入其中，为管理者提供了战略描述和战略评价的框架。
四、大港油田评价指标权重的确定
在确定了大港油田的绩效评价指标以后，本文使用层次分析法，邀请大港油田专家进行打分的方法确定指标体系不同层次、不同指标的权重。指标权重在0到100%之间取值，体现了各个指标在整体绩效评价中的相对价值与重要程度。在平衡计分卡的绩效评价体系中，权重越大，说明指标所对应的工作就越重要。因此，大港油田的管理者能根据指标权重直观地确定工作的轻重缓急，员工也能意识到管理者所看重的能力。层次分析法的具体步骤如下：
（一）层次结构模型的建立
本文将层次结构模型由上至下分为目标层O，准则层C和指标层P。其中，目标层为大港油田的总体绩效；准则层即平衡计分卡的五个层面；为表述方便，本文用C1表示财务层面，用C2表示客户层面，用C3表示健康、安全与环境层面，用C4表示内部营运层面，用C5表示学习与成长层面；指标层则分别对应上文中确定的各项指标。本文具体的层次结构模型如图4。
（二）C层（准则层）指标权重系数的确定
采用九分制评分法，不需要判断所有指标之间的影响程度，只需要分层判断各层面之间、同层面下各指标之间两两比较的重要程度即可。通过邀请油田专家进行判断评分，根据调查结果，本文得到大港油田平衡计分卡目标层O的专家意见矩阵如表1。
本文采用方根法求解，比较判断矩阵A的主特征向量W，W即是由同级指标的权重所构成的权重向量。由方根法可知，主特征向量的各维可由以下的公式计算得到：
因为CR
（三）P层（指标层）指标权重的确定
与C层层次分析法的计算步骤相同，可以类似地计算出P层对C层的指标权重如下：
1.财务层面的P层指标权重：主营业务收入、净资产收益率、利润率、总资产周转率的权重分别为0.4203、0.1899、0.2213、0.2685。
2.客户层面的P层指标权重：客户满意度、客户获得率、品牌认知度的指标权重分别为0.3764、0.1494、0.4742。
3.健康、安全与环境层面的P层指标权重：安全生产投入产出比、单位产量伤亡率、危险废物处置率的权重分别为0.4934、0.1958、0.3108。
4.内部营运层面的P层指标权重：采油效率、产品合格率、生产周期、存货周转率的权重分别为0.6144、0.3172、0.2684、0.1781。
5.学习与成长层面的P层指标权重：员工满意度、员工培训费用、培训的有效性评估、团队建设成功率的权重分别为0.5970、0.1396、0.2634、0.1937。
最后，根据指标权重系数合成原理，P层指标对O层（目标层）的权重系数为C、P两层权重的乘积，最终得到大港油田基于平衡计分卡的绩效评价体系如表2所示。
在本文最终得到的大港油田绩效评价体系中，各项指标的权重以量化的形式直观地反映绩效评价工作的重点。例如，在所有指标中权重最大的三项分别是主营业务收入、采油效率、总资产周转率，这三项指标分别属于财务和内部营运层面，反映的是企业的销售能力、生产技术创新能力和营运能力；但是，在健康、安全与环境这个层面，除了安全生产投入产出比之外，其他两个指标的权重都比较低。由此可见，目前大港油田绩效考核的重点在于生产的发展及资源的利用；与国内大多数的企业一样，在绩效考核中对于安全生产考虑得还不够。由于天津滨海新区爆炸事故对人们的警示，国家对安全生产的要求进一步提高，大港油田基于平衡计分卡的绩效考核体系也需要不断进行更新，从而适应企业发展和安全生产的要求。
五、结论
本文基于传统的平衡计分卡方法，融合了HSE管理体系的要求，在平衡计分卡的框架中加入了健康、安全与环境的新层面，构建了包含安全生产因素的绩效评价体系，从而使安全生产与员工的绩效紧密相连，实现了对安全生产的量化考核，有助于安全生产长期机制的形成。在当前安全生产形势比较严峻的情况下，本文提出的绩效评价体系不仅有理论意义，也有一定的现实价值。
本文以大港油田为例，采用融合HSE的平衡计分卡方法，在确定大港油田长期发展战略的基础上，以战略地图的方式刻画了大港油田平衡计分卡各层面、各指标内在逻辑，并使用层次分析法对各层面、各指标的权重进行计算，从而实现了大港油田绩效的量化评价，克服了大港油田现有绩效评价体系存在的问题，使大港油田的绩效评价体系更符合石油行业生产经营高风险的特点，同时也提高了绩效考核的可操作性。
此外，本文在构建绩效评价指标体系时也发现，在当前的企业经营中，管理层最重视的还是企业的财务和内部营运；管理层对企业安全生产方面的重视程度还需要提高。
【参考文献】
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[3] ROBERT S K，DAVID P N. Translating strategy into action： the balanced scorecard[J].Process Accountability on Managerial Judgement，1996，30（4）：712-736.
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[6] 杨臻黛. 业绩衡量系统的一次革新――平衡记分卡[J]. 外国经济与管理，1999（9）：7-11.
[7] 吴金梅. 平衡计分卡：企业战略管理的方法[J].经济管理，2000（8）：29-31.
[8] 叶盛.平衡计分卡：业绩评价系统的新发展[J].财会通讯，2000（10）：40-41.
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大港油田范文第6篇
【关键词】北大港 浅层气 开发对策
北大港浅层气是指埋藏深度小于1500m的气层，按其埋藏深度分为：极浅层气，气层埋藏深度
1 浅层气气藏特征
1.1 地质特征
北大港油田浅层气纵向上分布主要分布在Nm下段的NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ油组，馆陶组只有零星分布，浅层气层埋深在400-1500m。浅层气气层沉积以曲流河沉积为主，较好的气层主要分布在主河道分布带，由于埋藏浅，明化镇组砂岩胶结疏松，储集物性比较好，孔隙度30%～36%，平均33%，渗透率238.3～5624.5×10-3μm2，平均1793×10-3μm2，平均孔隙吼道半径3.11～9.55μm，储层类型属于高孔一高渗类型。
1.2 电性特征
通过对北大港地区大量的测井复查，发现中子伽马、声波曲线对气层反映灵敏，横向测井系列井可以利用电阻率和中子伽马曲线判断气层，同时，针对那些只有电阻率曲线的老井，如果电阻率异常高，也可以单独通过电阻率曲线推测气层的存在。北大港典型浅层气层在测井响应上具有高电阻率、高时差、低密度、高中子伽马的特点，其中浅层气电阻率数值在7Ω.m以上，声波时差大于450μs/m，补偿中子数值小于30%，补偿密度数值小于2.10 g/cm3。随着井深的增加，气层测井响应值有所降低，但仍明显高于同深度的油层与水层。
1.3 气藏特征
北大港浅层气是受构造和岩性控制的构造岩性气藏，气源主要来自古近系深部沿断层向上运移来的天然气，气藏沿断鼻构造的高部位分布。受断层控制，横向上气藏分布也受岩性边界的控制，气藏的两侧或下倾方向为岩性边界，连通性差，只有2～3个井间距，分布比较零散，靠近断层的气藏分布比较集中，远离断层的气藏呈点状分布；纵向上变化大，气藏高度小，单砂体控制气藏分布明显。
2 开发对策
2.1 搞好产量接替，减缓递减
由于北大港浅层气藏的大多数含气砂体由1-2口井控制，气砂体储量少，横向连通性差，地层能量低，造成产量递减快，递减率高达45%，枯竭式开采采气周期短，平均只有一年左右。因此，要确保气井稳产，必须依靠层间接替和井间接替。
气井递减规律为指数递减类型，经统计分析，气井的年递减率在20-62%之间，平均为44%。2009-2010年实施的15井次补层井中，4口井产量相对稳定，9口井（9井次）产量递减快，平均递减达30%。通过主要生产井统计分析，只有少数井具有短暂稳产期外，其余均生产1-2个月后进入递减，而总体递减率也变化较大从4-76%，因此本次预计新井稳产期为30天，递减为26%。浅层气生产井的几种情况：
（1）不含水气井：产量相对稳定，压力也相对稳定。针对那些超过3口井，甚至5口井以上控制的气层，单砂层储量较大，达到近2×104m3，地层能量也较足，自然稳产时间就较长（图2）。
（2）气层能量不足，造成生产过程中气井产量递减快。储量单元规模分析表明单砂体规模较小，单层气层厚度较薄，多数在 3-5m，港东单砂体储量规模相对大于港西，港西储量单砂体储量规模较小，绝大多数含气砂体只有1-2口井井距范围大小，1-2口井控制的含气砂体数分别占72%，这些气井由于储量的不足，气层能量不足，造成生产过程中气井产量递减快（图3）。
气井生产能力的确定，通常是通过气井的系统试井资料的整理，求产气方程式和无阻流量而确定。开发区试气的井、层不少，但没有一口井、一个层进行系统试井工作，于是给这次确定气井的生产能力带来困难。在此情况下，为了搞清气井的产能，充分利用现有的动态资料，利用产能方程、米采气指数、采气强度确定气井的合理生产能力。2.2.1？确定产能方程方法
以开发区港1-2a井为例该井测试层位为NmⅠ的5号层，测试井段：1079.3-1090.8m。初期3m m油嘴生产，日产气8457m3，油压10MPa，套压10MPa。后调整为4mm油嘴生产至目前，日产气由14740 m3上升到22453m3，油压9.5 MPa下降到6.6MPa，套压9 MPa下降到7.1MPa，不含水，累计产气2854091m3，根据测试数据绘制修正等时指数式和二项式产能曲线（图4、图5），建立：
北大港油田浅层气具有纵向上含气层系多，平面上分布零散，单层储量规模较小的特点，因此，在进行方案部署时，考虑充分利用老井、报废井，同时每年安排一定数量的新井或新层作为产量递减的接替，弥补气井产量的递减。
挖潜方案部署原则：
（1）北大港油田是一个以产油为主的油田，尽量利用报废井、停产井、低产井、低效井进行开发，以不影响目前的生产井网为原则。
（2）对因井况问题目前无法利用的井，可根据单井或含气单元控制储量情况进行修套或侧钻，保证在经济上可行。
（3）对于NmⅠ、Ⅱ浅层的挖潜，尽量在防砂技术成熟后进行，确保措施的有效性。
（4）对于老井无法利用或无井控制且储量较大的气藏，考虑打一定数量的新井，在进行井位设计时，兼顾上下层，以保证经济上的可行性。
挖潜对策：北大港油田浅层气平面上分布零散，且多为一口井控制，因此无法形成井网，只有以枯竭式方式、单井点开采。针对浅层气的开发现状和剩余资源的分布情况，提出立足现有老井，主要以补层、防砂为主的挖潜对策。本次挖潜的主要对象是气层厚度3m以上、测井曲线对应关系好的气层
3 结论
（1）北大港油田浅层气储集体为曲流河沉积砂体，较好的气层主要分布在主河道分布带，由于埋藏浅，明化镇组砂岩胶结疏松，储集物性比较好。
（2）北大港油田浅层气气藏的大多数含气砂体由1-2口井控制，气砂体储量少，横向连通性差，地层能量低，造成产量递减快，枯竭式开采采气周期短。
（3）开发过程中主要有效的对策有：利用产能方程、米采气指数、采气强度等方法精确计算气井的合理生产能力。
（4）北大港油田浅层气具有纵向上含气层系多，平面上分布零散，单层储量规模较小的特点，因此，每年进行方案部署时，安排一定数量的新井或新层作为产量递减的接替，弥补气井产量的递减。
参考文献
[1] 周宗良，郑平，肖建玲，等.黄骅坳陷北大港地区浅层天然气识别与分布特征[J].天然气地球科学，2010，21（4）：535-540
大港油田范文第7篇
关键词：荒地排河；现状；问题；治理；实施方案
1河道概况及存在的问题
1.1河道概况
1.1.1河道现状。荒地排河开挖于1970年，位于独流减河以北，起自石化泵站(乙烯泵站)，沿独流减河左堤北侧，经大港发电厂，穿津歧公路，在大港发电厂循环河北侧，东至挡潮闸入海，全长16.7km，负责独流减河以北、北环路及上高路以南、八米河以东、海滨大道以西范围内的排水。排水范围内主要有天津石化公司、100万t乙烯、油建公司、大港发电厂、新泉海水淡化公司、古林街、石化园区、开发区、生活区、港东新城，正在建设的南港轻纺园，排水面积61.39km2。
1.1.2水利设施情况。现有六米河、十米河、城排明渠、板桥河4条河道汇入荒地排河；沿河座落石化泵站(16m3/s)、大乙烯排水泵站(13.8m3/s)、十米河泵站(16m3/s)、城排泵站(6m3/s)，4座泵站的排水能力为51.8m3/s。南港轻纺园的雨水、污水的排水规划正在编制，如果不开辟新的入海河道，其雨水、污水只能入荒地排河。
1.1.3历年治理情况。荒地排河从开挖至今，对解决该区域的排水问题发挥了很大作用。近几年来，虽然先后建设了大港发电厂节制闸、海口挡潮闸，并对险堤段和入海口淤积进行了治理，但河道治理与大港经济社会的发展相比仍较为滞后。
1.2存在的问题
1.2.1设计断面小，排水标准低。原河道负责排除荒地、农田的积水，排水采取自流形式，设计标准低，排水时间长[1-2]。
1.2.2地权与河道管理分置，年久失修。该河上段占地属津南区，由三角地指挥部管理，长3.3km；中段占地属大港管理，长6.47km；下段占地属塘沽，由盐场管理，长5.43km。由于种种原因，3个行政区没有对河道实施有效管理，造成堤防及沿河水利设施破烂不堪。
1.2.3淤积严重，排水不畅。由于水土流失和海潮挟带泥沙沉积的影响，河道的淤积深度在1.5~2.5m之间；另外，汛期多发位时，河道水位被潮水顶托持高不下，水位抬高，雨水不但不能入海，反而会造成漫溢，淹泡临河低洼的区域。
1.2.4排水面积加大，增加了排水压力。由于沿河企业、园区、城区的快速建设，使地面截留、渗漏减少，而企业的外排水标准高，导致排水量大幅增加[3-4]。
2治理的必要性、目标及规模
2.1治理的必要性
2.1.1城区排水的需要。天津石化100万t乙烯、南港轻纺园、陆港橡胶等一批大项目相继落户大港，东部城区建设正在加速，原先的农田、荒地、坑塘，正在快速转变为工业园区和现代化城市。由于用地性质改变，排水标准也应相应提高。初步测算，荒地排河的流量达到70m3/s时，才能满足排水要求，而现状荒地排河的最大排水能力只有10m3/s，远远满足不了城区发展对排水的要求。大港城区附近另一条入海河道是独流减河。独流减河全长68km，是大清河主要入海河道，担负着保卫天津市区防洪安全、渲泄大清河洪水入海的重要任务，大港段河道还担负着引黄济津和南水北调的引水任务，排水压力比较大。
根据有关规定和河道上下游的实际情况，大港城区及企业的雨水不能向独流减河排水。一是独流减河水质要求。根据天津市人民政府津政函[2008]9号《关于对海河流域天津市水功能区划的批复》的要求，万家码头至十里横河段日常期间2010年应达到Ⅴ类水水质目标(饮用水输水期间2010年应达到Ⅲ类水水质目标)，十里横河至南北腰闸段2010年应达Ⅴ类水水质目标。由于各单位排水不能保证达到Ⅲ类或Ⅴ类水质要求，因此向独流减河排水不符合天津市水功能区划的要求。同时，该段河道是引黄济津和南水北调的重要引水河道，一旦入独流减河的水质影响引水水质，不但影响市区居民的引水安全，而且将产生极其不好的政治影响。二是独流减河汛期行洪要求。独流减河负责大清河水系的泄洪，遇有上游洪水经独流减河泄洪时，设在独流减河左堤的口门必须封堵，避免发生险情，以确保天津市区安全。三是对沿河企业单位的影响：
①对大港油田和北京地下储气库的影响。自大港电厂南北腰闸建成后，为保证大港电厂安全生产(水位要求、水中无杂物)，除上游洪水下泄外，北腰闸不允许开启。因此，排入独流减河的水无法入海，只能囤积在河道内，抬高河道水位，造成漫滩现象，直接影响大港油田油井和北京地下储气库的正常生产。
②对大港发电厂的影响。由于大港发电厂机组按海水冷却设计，冷却水中若有大量的污水对机组的腐蚀非常严重，不利于机组设备的正常运行。
③对沿河生产单位的影响。沿河自然养殖户较多，苇地鱼池数千公顷，若排水造成污染，养殖户索赔损失，引起群众上访事件，引发社会不稳定。因此，荒地排河成为大港城区雨水排外的唯一河道，具有保证城区排水安全的重要意义。
2.1.2水环境治理的需要。当前，滨海新区快速发展，城市面貌日新月异，而荒地排河做为城区唯一的入海河道，河道的水环境与城市发展不协调。因此，必须对荒地排河进行综合治理。
2.2治理目标
完善设施，提高功能，确保区域排水安全；推进水环境治理，创造良好的水生态环境，实现人水和谐[5]。
2.3治理规模
2.3.1工程任务。全面治理荒地排河石化泵站(大乙烯泵站)至入海口16.7km河道。
2.3.2治理规模。根据企业排沥标准及各排水口入河流量，兼顾长远发展，进行分段设计：
①十米河以上段工程治理规模：石化泵站排水流量16m3/s，乙烯泵站排水流量13.8m3/s，河道排水流量按30m3/s考虑。
②十米河至板桥河段工程治理规模：十米河以上排水流量30m3/s，十米河泵站排水流量16m3/s(正常运行12m3/s)，城排泵站排水流量6m3/s，该段排水流量按50m3/s考虑。
③T型河口至挡潮闸段工程治理规模：T型河口以上河段排水流量50m3/s，板桥河汇入排水流量20m3/s，该段排水流量按70m3/s考虑。
3工程实施方案
3.1设计依据
工程等级和排沥标准参照《水利水电工程等级划分及洪水标准》(SL252-2000)，荒地排河治理工程按Ⅳ等工程进行治理。遵循的主要规范、标准及文件有：《堤防工程设计规范》(GB50286-98)《水利水电工程等级划分及洪水标准》(SL252-2000)《天津市大港区河道综合治理工程项目建议书》。基本资料来源是2008年12月实测带状地形图和纵横断面图地面附着物调查成果。
3.2河道纵向布置
(1)石化泵站(乙烯泵站)至电厂铁路涵洞(0+000~6+820)段：按现状河道的走向进行布置。
(2)铁路涵洞至板桥河(6+820~8+450)段：按新挖河道进行考虑。
(3)T型河口至挡潮闸(8+450~15+200)段：按现状河道的走向进行布置。
(4)挡潮闸以下2km段：按现状河道走向进行布置。
3.3横断面设计
(1)石化泵站至城排泵站(0+000~3+800)：长3800m，按规划部门的要求，河道南侧预留10m宽用地，北侧预留60m宽用地，采用矩形断面，河道上口宽45m，占地宽55m。
(2)城排泵站至电厂铁路涵洞(3+800~6+820)：长3020m，该段地形较为宽阔，采用宽浅式断面，河道上口宽80m，占地宽110m。
(3)电厂铁路涵洞至板桥河(6+820~8+450)：长1630m，南侧为电厂住宅楼，北侧是建国村住宅区，建议采用矩形断面，河道上口宽60m，占地宽80m。
(4)T型河口至油田桁架(8+450~9+770)：长1320m，河道向西侧扩挖，采用宽浅式断面，河道上口宽75m，占地宽100m。
(5)油田桁架至挡潮闸(9+770~15+200)：长5530m，河道向北侧扩挖，采用宽浅式断面，河道上口宽95m，占地宽110m。
(6)挡潮闸到入海口(15+200~17+200)：长2000m，以清淤疏浚为主。
3.4建筑物改造
沿途建筑物改造17处，其中：铁路方涵5处，需扩建3处，改建为桥1处，拆除1处；扩建节制闸2处；扩建导虹1处；左右堤需新建闸涵7处；新建交通桥1处、桁架1处。
3.5管道切改
需要切改管道19处、89条。其中沿河管道20条，跨越河道管道64条，穿越河道管道5条。
3.6工程占地
工程共计占地140.08hm2，其中利用原河道37.96hm2，新增占地102.12hm2。石化泵站至城排泵站共占地2.75hm2，新增乙烯项目部0.21hm2，新增津南区1.29hm2；城排泵站至电厂铁路涵洞共占地18.15hm2，新增津南区11.55hm2；电厂铁路涵洞至板桥河共占地33.22hm2，新增大港24.16hm2；T型河口至油田桁架共占地13.04hm2，新增占地13.04hm2，古林街上古林村、建国村12.19hm2，大港电厂0.85hm2；油田桁架至挡潮闸共占地13.19hm2，新增建国村9.23hm2；挡潮闸至入海口共占地59.73hm2，新增塘沽42.64hm2。
3.7工程投资估算
3.7.1主要工程量。河道治理：清淤土方92.47万m3，挖土方78.96万m3，浆砌石21.46万m3，砼1.08万m3，复堤土方65.04万m3。建筑物改造：沿途建筑物共17处，其中：铁路方涵5处，需扩建3处，改建为桥1处，拆除1处；扩建节制闸2处；扩建导虹1处；左右堤需新建闸涵7处；新建交通桥1处、桁架1处。管道切改19处、89条。
3.7.2投资估算。工程总投资约6.08亿元，其中，河道扩挖、堤防加固1.35亿元，建筑物改造0.47亿元，管道切改0.44亿元，地上物赔偿0.11亿元，工程占地2.95亿元(新增占地102.12hm2)，绿化、景观0.32亿元，临时工程0.15亿元，独立费用0.29亿元(设计费0.04亿，建设管理费0.05亿，预备费0.20亿)。
3.7.3工程治理计划。分2期实施：一期工程投资4.85亿元，主要实施河道清淤、扩挖、筑堤，管线切改，建筑物改造，土地占用赔偿。二期工程投资1.23亿元，主要实施堤防护砌、绿化及景观建设。
3.8实施计划及投资匹配
按照谁受益谁出资的原则，根据区域内各单位排水面积占总面积的比例进行资金分配筹集，按排水面积计算，各单位需投入的资金情况在工程实施前另行计算统计。
4效益与管理
4.1效益
荒地排河治理工程实施后，可以带来多方面的效益，主要有以下几点：为各大企业的排水提供可靠的保障；完善原排水系统的功能，有效提高排水能力，最大程度减少洪涝灾害带来的损失；保持生活生产的正常秩序，维护社会和谐稳定；打造宜居的城市水生态环境，达到绿化、美化、环保的目的，实现人水和谐。
4.2工程管理
治理工程完工后，由大港水务局按照《天津市河道管理条例》的规定统一管理，并做好日常维护，以保持河道的设计排水能力；依法行政，严格控制排水口门，确保排水安全。
参考文献：
[1]周兵.试论淮河流域污染治理的对策及其改进[J].北京电力高等专科学校学报：自然科学版，2010，27(5)：194-195.
[2]李明生，肖仲凯，董小涛.石化行业排污口设置论证报告特点与对策[J].黑龙江水利科技，2010(2)：7-8.
大港油田范文第8篇
我们积极响应校团委的号召。我和我们班的五名同学组成了一个小队，以“本科教学与生产实践差距调研”为课题参加校团委的招标。经过小队全体成员的努力和辅导员的大力帮助我们的课题被校团委立项，并被确定为重点团队。得知这一消息后，我们都很激动，下定决心要把这次调研做好。
调研过程
我们的课题是针对当前本科教学与生产实践之间的差距，以我国几个着名的油田为依托，对“石油工程”等石油石化类专业毕业生中投身石油生产一线的学长们进行调研，试图去找到这种差距及造成这种差距的原因，从而探讨出一定的解决方案，提出一些建设性意见。本课题的实际应用价值在于：
1. 通过调研分析，提出建设性意见。促进教学改革。如：调整课程安排，使教学更好地服务于生产，提高我校的教学水平。
2. 本课题的研究成果对我国整体本科教育改革也具有一定的接见意义。
我们的具体调查方案是：
选择胜利，大庆等着名油田中的毕业生，按其工作时间长短分为二组，1~5年组和5年以上组，进行调查。具体方法有，发放问卷，电话采访等形式。