DreamBlooms/HansPub-15000-to-45000 huggingface dataset:
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user: 2. 支撑剂回流试验 2.1. 试验装置及材料 HXDL-2C型裂缝导流能力评价装置可以模拟10~120 MPa闭合压力下的裂缝导流能力，还能够开展支撑剂回流试验。该装置配有2个导流室，可同时进行2路试验，导流室材料为Hastelloy，采用酸作为工作液。系统由导流槽、加热器、液压机、恒流柱塞泵组成，连同位移和差压传感器、天平形成一套研究评价体系。 试验所使用的API导流室由标准导流室改装而成，将标准API导流室出口接头卸下，更换为回流专用出口接头并连接集砂器即可完成改装。 试验用液体为蒸馏水与胍胶压裂液(胍胶破胶后黏度小于5 mPa∙s)。支撑剂为40~70、30~50、20~40目新疆石英砂。 2.2. 试验原理 试验旨在模拟裂缝中支撑剂的流动状态，即压差作用下克服流体摩擦的运动，根据上述雷诺相似准则，计算实验室与实际地层裂缝的流量比，实验室参数与假设地层参数见表1。 Table 1 The parameter table of model and prototyp 类型 高/m 缝宽/m 当量直径/1 流速比/1 流量比/1 实验室模型 4 × 10 −2 5 × 10 −3 0.0089 6.74 0.0015 实际地层原型 30 30 × 10 −3 0.06 表1. 模型与原型参数表 2.3. 试验方案 试验分为2部分，试验1~9为正交试验参数，研究各变量对支撑剂回流的影响程度排序；试验10~21为现场返排模拟试验。试验参数见表2。 Table 2 The design of test parameter 试验序号 闭合压力/MPa 粒径/目 铺砂浓度/(kg∙m −2 ) 压裂液黏度/(mPa∙s) 1 13.8 20~40 8 1 2 13.8 30~50 10 10 3 13.8 40~70 12 20 4 20.7 20~40 8 10 5 20.7 30~50 10 20 6 20.7 40~70 12 1 7 27.6 20~40 8 20 8 27.6 30~50 10 1 9 27.6 40~70 12 10 10 18 40~70 8 1 11 18 40~70 8 1 12 22 40~70 8 1 13 22 40~70 8 1 14 26 40~70 8 1 15 26 40~70 8 1 16 18 40~70 8 10 17 18 40~70 8 10 18 22 40~70 8 10 19 22 40~70 8 10 20 26 40~70 8 10 21 26 40~70 8 10 表2. 试验参数设计 2.4. 试验过程 模拟试验过程中通过改变压裂液返排速度，观察显示面板上实际压力的变化判断支撑剂是否发生回流，具体试验过程：① 按照压裂液配方，配制压裂液；② 将配制好的压裂液，加入具塞磨口锥形瓶中，塞紧瓶塞，放入恒温水浴中(40℃)，测其黏度；③ 将铺置好支撑剂的裂缝模拟试验装置装载到液压机上，预先加载一定的压力使其稳定，连接好管线，关闭进液阀和出液阀，打开抽真空阀抽真空，加载有效应力，开始试验；④ 将平流泵的流量设定为1 mL/min，开通模型室前后的阀门，先以小流量将模型室充满压裂液，模拟施工停泵后压裂液和支撑剂在地层中充满裂缝的实际情况；⑤ 等裂缝模拟试验装置进口端和出口端的流量相等，流动稳定时(即认为模型室内已均匀充满压裂液)，拆下抽真空阀，连上回流出口设备；⑥ 缓慢增大流量，观察每一阶段软件操作界面上实际压力与导流室出口集砂器中的变化，每阶段停留10 min，每30 s记录一次数据。若两者变化不大则继续增大流量进行试验，直到实际压力发生突变，记录数据，停泵；⑦ 拆卸模型，清洗设备，重新铺置支撑剂，配制液体，装载模型室，改变试验条件，进行下一组试验。
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user: 3. 试验结果及分析 3.1. 正交试验结果 支撑剂回流试验结果见表3，可以看出，表中各因素对支撑剂回流临界流量的影响程度排序为：支撑剂粒径 > 铺砂浓度 > 闭合压力 > 压裂液黏度，闭合压力与压裂液黏度对支撑剂回流的影响程度差别不大。 Table 3 The result of orthogonal tes 试验序号 闭合压力/ (MPa) 铺砂浓度/ (kg∙m − 2 ) 支撑剂粒径/ 目数 压裂液黏度/ (mPa∙s) 临界流量/ (mL∙min − 1 ) 1 13.8 8 20~40 1 29.5 2 13.8 10 30~50 10 11 3 13.8 12 40~70 20 4.5 4 20.7 10 20~40 20 12 5 20.7 12 30~50 1 9.5 6 20.7 8 40~70 10 3.5 7 27.6 12 20~40 10 14 8 27.6 8 30~50 20 17 9 27.6 10 40~70 1 8.5 极差 6.7 7.4 13 6.3 表3. 正交试验试验结果 将表3中各影响因素的均值绘制成效应曲线(图1)，可以看出当支撑剂粒径变小、压裂液黏度增大或者铺砂浓度增大时，支撑剂回流的临界流量会逐渐变小，对于闭合压力则出现相反的趋势，压力越高，临界流量越大。 图1. 效应曲线图 3.2. 现场返排模拟试验分析 设置2组试验，10~15号为黏度为1 mPa∙s的压裂液，16~21号为黏度为10 mPa∙s的压裂液。在不同流量阶段实际压力的变化曲线如图2所示。以试验10为例，随着压裂液返排流量的增大，实际压力逐渐减小，支撑剂回流量越来越大。当返排流量小于10 mL/min时，曲线斜率变化幅度较小，较上一阶段压力减小7%，当返排流量大于11 mL/min时，曲线斜率变化幅度较大，实际压力减小了20%。由此可以确定返排流量10 mL/min为控制支撑剂回流的临界流量。 图2. 流量与实际压力变化曲线
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user: 4. 结论 1) 室内模拟试验表明，支撑剂回流临界流量随着闭合应力的增大而增加，随着铺砂浓度的增大，支撑剂回流的临界流速减小。 2) 通过现场返排模拟试验得出，当压裂液破胶后在不同的闭合压力下(18、22、26 MPa)对应的支撑剂临界流速分别为10、12、14 mL/min，说明闭合压力变大时支撑剂临界流速随之增大。
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user: 摘 要 聚合物微球作为一种调驱剂用于低渗透油藏调剖十分有效。从注入量和注入段塞2方面对聚合物微球注入工艺进行优化。实验结果表明，对于超低渗油藏，300 nm微球具有较好的适应性，当注入质量分数为0.2%微球时，随着注入量增大，封堵率和采收率增加，当注入量为0.4 PV时，封堵率可达71.4%，采收率增幅25.2%，累计采收率78.9%，其效果最佳。相较于连续注入，采用周期注入方式具有更好的封堵效果。该实验结果对确定聚合物微球现场注入工艺参数有指导作用。 关键词 :聚合物微球，提高采收率，注入量，注入段塞 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 微球作为一种调驱剂己经被广泛应用在油田生产开发中。目前，调驱过程中对微球的选择还停留在经验上，由于油田的地质构造、地层水矿化度、温度、压力等因素不同，对微球性能提出一定要求，有必要对微球的适用性进行评价 [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ] [ 5 ]。笔者从注入量和注入段塞2方面进行优化，根据实验结果确定聚合物微球注入工艺优化参数。
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user: 2. 药品、仪器 2.1. 实验药品 微球(直径为300 nm)、碳酸氢钠、硫酸钠、氯化钙、氯化镁、氯化钠、氯化钾、原油、煤油、超纯水。 2.2. 实验仪器 Mastersizer 3000激光粒度仪、超声分散机、恒温水浴锅、0.45 um针孔过滤器、单根室内岩心流动装置(见图1)。 图1. 单管室内岩心流动实验装置
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user: 3. 实验方法 3.1. 微球注入段塞优化 ① 分别装有微球、注入水、原油的中间容器待升温至60℃后开始后续测量。选取5根渗透率相近的岩心，分别放入岩心夹持器中，待测。 ② 向岩心中注入原油，建立原始含油饱和度(岩心出口端不出水)。 ③ 用1 mL/min流量注入模拟地层水，水驱至经济极限(出口端含水98%以上)，记录稳定下的流量和压差，计算一次水驱采收率。 ④ 同样用1 mL/min流量向岩心中注入质量分数为0.2%微球(300 nm)，注入量依次为0.1、0.2、0.3、0.4、0.5 PV，记录稳定下的流量和压差，计算阻力系数，并记录下注体系阶段的采收率。 ⑤ 将注入了微球的岩心放置在60℃恒温水浴锅锅中恒温7 d，至体系达到最大膨胀倍率。 ⑥ 用模拟地层水驱替至压力稳定，计算调剖后水驱采收率，封堵率，确定最优微球注入量。 3.2. 注入方式优化 ①将分别装有微球体系、注入水和原油的中间容器升温至60℃后，注入原油，建立岩心原油饱和度。 ②按1 mL/min的驱替速度水驱至高渗岩心出口端。 ③按2种不同方式注入。方法一：连续注入已优化的单一粒径(300 nm)微球，注入速度为1 mL/min ，注入量为0.5 PV，记录调驱过程中压力的变化；方法二：先注入已优化的单一粒径微球0.2 PV，水驱，注入微球0.2 PV，水驱，注入速度均为1 mL/min。 ④按1 mL/min的驱替速度继续水驱，记录后续水驱稳定压力p，对比注入方式对高渗岩心的封堵率和岩心最终采收率，做压力注入量曲线。
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user: 4. 实验结果与讨论 4.1. 压力随注入量变化 注入直径为300 nm的微球，进行5组单管岩心流动实验，实验结果见图2。结果表明，微球具有一定的传输能力，通过“封堵、变形、运移、再封堵、再变形、再运移”的过程不断向地层深部运移，进行深部调驱。对于超低渗油藏，300 nm微球具有较好的适应性，当注入质量分数为0.2%的微球时，随着注入量增大，压力升高；当微球注入量为0.4 PV时，压力效果最佳。 图2. 微球注入量与压力关系曲线 4.2. 注入量与封堵率关系 在不同注入量下封堵率结果如表1所示。在岩心渗透率基本相同条件下，微球驱过程中，随着微球注入量增加，压力呈逐渐上升趋势，微球注入量为0.1~0.3 PV时，压力上升不明显，当注入量大于0.4 PV时，压力出现明显爬升。无论微球注入量多少，与一次水驱压力相比，二次水驱压力均有明显上升，说明微球具有一定封堵效果。封堵率和采收率与注入量有关，微球注入量越大，封堵效果越好，采收率越大，其中注入量为0.4 PV时，封堵率可达71.4%，采收率增幅25.2%，累计采收率78.9%，继续增大微球注入量，封堵率和采收率增幅效果不明显，因此，最优微球注入量为0.4 PV。 Table 1 The relationship between the microsphere injection volume an d recovery rati 注入量/PV 水测渗透率/mD 堵后渗透率/mD 封堵率/% 一次水驱采收率/% 微球驱采收率/% 二次水驱采收率/% 总采收率/% 0.1 11.3 6.58 41.7 53.3 3.4 63.7 63.7 0.2 8.9 4.49 49.6 51.7 5.0 67.9 67.9 0.3 10.3 4.06 60.6 50.9 8.7 73.8 73.8 0.4 11.5 3.29 71.4 53.7 7.8 78.9 78.9 0.5 10.4 3.02 71.0 50.1 65.8 75.6 75.6 表1. 微球注入量与采收率关系 4.3. 不同注入方式的影响 设计渗透率级差为2，按照2.2中的实验方法注入300 nm的聚合物微球，实验结果如图3所示。对于含有大孔道的低渗储层，注入方法二(周期注入方式)具有更好的封堵效果，相较于方法一(连续注入)，周期注入方式采收率增幅更突出。 图3. 不同注入方式下注入量与压力曲线图
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user: 5. 结论 1) 对于超低渗油藏，300 nm微球具有较好的适应性，当注入质量分数为0.2%微球时，随着注入量增大，封堵率和采收率增加；当注入量为0.4 PV时，封堵率可达71.4%，采收率增幅25.2%，累计采收率78.9%，其效果最佳。 2) 对于含有大孔道的低渗储层，周期注入方式具有更好的封堵效果，相较于连续注入，周期注入方式采收率增幅更突出。
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user: 摘 要 稠油中含大量胶质沥青质等重质组分使得稠油流动性减弱，黏度增加。以油脂为原料，采用常压水解制备了一种油溶性降黏剂，利用傅里叶红外光谱、核磁共振氢谱、元素分析、能谱分析、热重分析以及气相色谱–质谱分析对产物进行了结构表征。实验考察了降黏剂的降黏性能和腐蚀性能，确定了合成产物的降黏效果优于现场在用的降黏剂样品。 关键词 :油溶性降黏剂，水解反应，降黏 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 稠油具有密度大、凝固点高、黏度大、流动困难的特点，导致其开采和输运难度较大。因此，必须采用物理或化学的方法对稠油进行改质或改性处理，降低黏度以达到可开采的目的。目前，国内外常用的稠油开采方法包括热采法、掺稀油法、化学降黏法等。化学降黏法是通过向稠油中加入化学药剂以降低稠油黏度的方法，施工简单、运行成本低，是目前最具前景的降黏技术。常用的化学降黏剂包括催化降黏剂、乳化降黏剂和油溶性降黏剂等。 油溶性降黏剂通过渗入到胶质或沥青质分子层之间来破坏或者减弱稠油胶质、高熔点蜡、沥青质等大分子间的聚集态缔合体，从而起到降低稠油黏度的作用 [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ]，具有加量少、简单、高效、污染少的优点。目前油溶性降黏剂主要有缩合物型和不饱和单体的均聚物或共聚物两大类 [ 5 ]。缩合物型如氯化石蜡和萘的缩聚产物 [ 6 ] ；不饱和单体的均聚物或共聚物 [ 7 ] [ 8 ] [ 9 ] [ 10 ] [ 11 ] 有乙烯–醋酸乙烯酯共聚物 [ 12 ] [ 13 ] 、马来酸酯衍生物的聚合物 [ 14 ] [ 15 ] 等。此外，还有一类高分子表面活性剂型——油溶性降黏剂 [ 16 ] [ 17 ] [ 18 ]，如由烯烃、不饱和酸酯与乙烯醇聚醚等具有表面活性基团的单体聚合而成的高分子化合物 [ 19 ] [ 20 ]。然而，由于稠油中烷烃碳数分布的多元性和胶质、沥青质结构的复杂性，稠油对降黏剂具有很强的选择性 [ 7 ]。上述油溶性降黏剂往往都需要通过缩合或聚合反应得到 [ 21 ]，合成工艺较复杂、原料成本较高。因此，开发简单易得、成本低廉的油溶性降黏剂具有重要的意义。笔者以油脂为反应原料，通过常压水解的方法制备一种油溶性降黏剂，并考察了其降黏性与腐蚀性。
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user: 2. 实验部分 2.1. 降黏剂合成方法 称取50 g油脂置于250 mL磨口三角瓶中，分别加入质量分数为10%的硫酸溶液，然后加入1 g十二烷基磺酸钠，加热至80℃，磁力搅拌回流反应7 h。反应结束后，将水解液倒入分液漏斗，静置分层，放出水层，吸取油层样品测定酸值。将得到的油层水洗至弱酸性。把油层转入500 mL圆底烧瓶，先在80℃、5 kPa真空下旋转蒸发脱水干燥1 h，再在7 kPa真空下蒸馏，得到合成产物。 2.2. 测试分析 1) 酸价的测定参照GB9104.3－88和GB/T5530－1998，试验结果分析采用SPSS12.0统计软件计算。 2) 用傅里叶变换红外光谱仪(FTIR-650)对合成产物进行红外表征。 3) Bruker AsCend400型核磁共振仪，用0.6 mL剂量的CDCl 3 溶解脂肪酸，控制质量浓度在0.5 mg/mL，进行合成产物的核磁共振氢谱( 1 HNMR)检测。 4) 采用美国PerkinElmer EA 2400 II元素分析仪测定样品的元素组成。采用TGA热重分析测试试样，预热30 min，并通入一定时间的氮气，待基线稳定后，程序升温至80℃，恒温5 min，然后程序降温至30℃。其中试样质量6~8 mg，氮气流量20 mL/min，升温速率11℃/min，冷却速率8℃/min。 5) 采用气相色谱-质谱法测定合成产物组成及含量。色谱进样量1 µL，汽化室温度240℃，FID检测器检测温度240℃，采用两阶程序升温，初始温度175℃，保温3 min，然后以3℃/min的速度升温到190℃，保持温度2 min，再以3℃/min的速度升温到205℃，保持温度1 min；载气流速80 mL/min，分流比80:l。 6) 甲酯质量分数的测定，取样品0.5000 g，用正己烷溶解，定容至10 mL后进行气相色谱分析，以面积归一化法计算甲酯的质量分数。 2.3. 降黏性 采用DV-3T型黏度计对稠油和加入降黏剂之后的稠油黏度进行测定。 1) 取稠油样放入聚四氟乙烯的杯中，按一定稀稠比加入稀油，将老化罐密封后置于90℃滚子炉中加热滚动使其均匀混合，混匀后降温至50℃，恒温循环水浴，测黏度。 2) 将油样倒入100 mL的水热合成反应釜中，把试剂分别加入到油样中搅拌均匀，加入量分别为500、800、1000、2000 mg/L。将反应釜密封，贴标签，置于90℃烘箱中，加热4 h，让降黏剂充分溶解在油样中，取出降温至50℃，恒温循环水浴，测黏度。 3) 降黏率计算公式： η = ( μ 1 − μ 2 ) / μ 1 × 100 % 式中：η为降黏率，%；µ 2 为加入降黏剂之后油样黏度，mPa∙s；µ 1 为空白油样黏度，mPa∙s。 2.4. 腐蚀性 1) 取5 g合成产物，分别用95 g轻质油溶解完全，配制质量分数为5%的酸液待用。 2) 取待测铁质挂片，用无水乙醇擦拭挂片表面，待无水乙醇挥发完全后，称取挂片质量，并拍照记录挂片表面性状。 3) 将挂片放入老化罐中，用降黏剂浸泡挂片，分别置于50℃、150℃烘箱中老化24 h，老化结束后，取出挂片，擦拭，称取质量，并拍照记录挂片表面性状。 4) 计算腐蚀速率，根据挂片腐蚀前后性状变化，确定腐蚀级别。
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user: 3. 结果与讨论 3.1. 合成物的结构表征 3.1.1. 合成产物红外分析 红外光谱谱图如图1所示，1700 cm −1 波数附近羧基吸收峰明显；2800~2900 cm −1 波数附近是碳氢键吸收峰，与长链脂肪酸相似度比较高。 图1. 合成产物红外光谱谱图 3.1.2. 合成产物核磁共振氢谱 将合成产物置于外加强大的磁场下，再额外施加电磁场来干涉低能态的核自旋转向高能态，然后回到平衡态便会释放出射频，利用这样的过程可以进行分子结构的定性测定。 图2为合成产物酸 1 H-NMR谱图。可以看出，δ = 0 ppm为TMS标样；δ = 7.2 ppm为—COCH 3 的H化学位移；δ = 2.34 ppm为与苯环相连的亚甲基H的化学位移；δ = 1.78 ppm为饱和烃中次亚甲基H的化学位移；δ = 1.28 ppm为饱和烃中亚甲基、次亚甲基H的化学位移；δ = 0.92 ppm为饱和烃中甲基H的化学位移。经上述分析发现，样品中大部分化学结构为甲基亚甲基结构，通过对核磁H谱的积分计算可以得出，样品的C链长度平均为17.3，与气相色谱分析结果对应性好。 图2. 合成产物酸 1 H-NMR谱图 图3为脂肪酸D的 1 H-NMR谱图。可以看出，δ = 11.53 ppm为—COOH中末端H的化学位移；δ = 2.35 ppm为靠近末端的亚甲基中H的化学位移；δ = 1.64 ppm，δ = 1.26 ppm 为不靠近末端的亚甲基和次亚甲基中H的化学位移；δ = 0.88 ppm为甲基中H的化学位移。将合成产物与脂肪酸D的 1 H-NMR谱进行比较，合成产物中脂肪酸D含量较高。 图3. 脂肪酸D的 1 H-NMR谱图 3.1.3. 合成产物元素分析 通过合成产物元素分析，可以判断样品主要以C、H、O为主(含量分别为69.2%、11.5%、18.92%)，N、S含量在误差范围内(含量分别为0.17%、0.21%)。 3.1.4. 合成产物热重分析 采用美国TA仪器公司的Q500热重分析仪分析检测样品温度-质量变化关系。合成产物的温度-质量变化曲线(见图4)分3个阶段，第1阶段样品熔点在60℃左右，60℃~160℃主要是样品中水分的蒸发；第2阶段160℃~240℃主要是样品的主碳链断裂和分解；第3阶段大于240℃，为无机成分，剩余量约为6%。 图4. 合成产物的温度–质量变化曲线 3.1.5. 气相色谱–质谱法测定脂肪酸 合成产物气相色谱–质谱谱图如图5所示，面积归一化法测定脂肪酸质量分数结果如表1所示。 图5. 合成产物气相色谱–质谱谱图分析 Table 1 The content analysis of aliphatic acid in the synthetic product 项目 相对定量校正分子 定量结果(质量分数)/% 月桂酸 38.48 - 豆蔻酸 37.88 0.57 软脂酸 37.52 55.84 棕榈油酸 46.24 0.06 硬脂酸 37.07 35.36 油酸 37.09 0.18 亚油酸 39.91 0.11 花生酸 37.06 0.93 表1. 合成产物脂肪酸含量分析 合成的脂肪酸属混合物，对其结构及组分进行分析，确定主要成分及其比例为硬脂酸：软脂酸：其他长链酸 = 35:55:10。 3.2. 降黏性能评价 根据稠油与稀油质量比，制作5种空白油样(见表2)，测得的黏度在15000~30000 mPa∙s，选取黏度为20700 mPa∙s的空白油样进行性能评价实验。 Table 2 The relationship between the blank samples dilute-consistency ratio and viscosit 空白油样 稠油质量分数/% 稀油质量分数/% 黏度/(mPa∙s) 1 68.6 31.4 13460 2 75.0 25.0 16810 3 77.4 22.6 17330 4 81.0 19.0 20700 5 82.8 17.2 22990 表2. 空白样稀稠比与黏度的关系 各试剂的降黏效果如表3所示，当降黏剂质量分数为0.05%时，合成产物的降黏率为35.3%；随着降黏剂质量分数的增加，降黏率越来越大，当降黏剂质量分数为0.2%时，合成产物的降黏率达到50.9%。 Table 3 The effect evaluation of different viscosity reducer 油样名称 降黏剂质量分数/% 黏度/(mPa∙s) 降黏率/% 工业品(RJ-2) 0.05 13810 33.3 0.08 12990 37.2 0.10 12500 39.6 0.20 11220 45.8 空白油样 + 合成产物 0.05 13400 35.3 0.08 12970 37.3 0.10 11940 42.3 0.20 10170 50.9 表3. 不同降黏剂降黏效果评价 3.3. 腐蚀性能评价 从图6中可以看出，腐蚀时间24 h之后，挂片表面光洁，未出现腐蚀斑点。腐蚀速率结果见表4，不同温度下降黏剂对铁质挂片的腐蚀速率都很低，降黏剂对于铁质材料腐蚀情况不严重。 图6. 合成产物对铁质挂片的腐蚀结果 Table 4 The result of corrosion rat 温度℃ 腐蚀前质量/g 腐蚀后质量/g 腐蚀速率/(g∙h −1 ) 50 7.7940 7.7934 0.00025 150 7.8175 7.8174 0 表4. 腐蚀速率结果
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user: 4. 结论 1) 以油脂为原料，采用常压水解的方式制备油溶性降黏剂，合成的脂肪酸属混合物。 2) 利用傅里叶红外光谱、核磁共振氢谱、元素分析、能谱分析、热重分析以及气相色谱–质谱分析对其结构及组分进行详细的分析。 3) 合成的油溶性降黏剂具有良好的降黏性和抗腐蚀性。
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user: 摘 要 根据反应釜小试实验优化条件，确定了塔河稠油地面热改质降黏中试方案，在中试装置上对塔河稠油的热改质过程进行了考察，并与热改质小试实验进行了比较。结果表明，中试与小试减黏裂化生成油降黏率基本一致，均在97%以上，中试生焦率略高；注水虽可减少生焦(降至0.1%以内)，但降黏改质效果差；综合稳定性及黏度分析，塔河稠油热改质4组中试条件中，400℃、80 min (不注水)工艺条件改质效果相对最优。 关键词 :热改质，塔河稠油，常压渣油，稳定性 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 近年来，常规石油资源日益减少，稠油资源的开发与利用逐渐受到关注。我国塔河油田稠油资源丰富，稠油因其黏度高、密度大、沥青质含量高等特点，给开采和集输过程带来极大挑战 [ 1 ] [ 2 ]。因此，稠油有效改质降黏对解决其开采、集输过程中的流动性问题具有重要的现实意义。 目前，塔河油田主要采用掺稀降黏法进行开采集输。中国石化西北油田分公司原油产量中稠油约占 50%。受制于稀油缺口及稀油与稠油价差，稠油地面改质回掺技术应运而生 [ 3 ]。国内外稠油地面热改质的主要方法有延迟焦化 [ 4 ] [ 5 ] 、热裂化等。由于延迟焦化热转化深度深，投资成本相对较高，而热裂化具有能明显降低产物黏度且投资成本相对较低的优势 [ 6 ] [ 7 ]。笔者在前期实验室小试的基础上，探讨了塔河稠油地面热改质降黏中试研究，以期为塔河稠油的开采、集输问题提供指导。
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user: 2. 实验部分 2.1. 实验原料 选取塔河稠油外输油作为实验原料，经过实沸点蒸馏后获得常压渣油，塔河稠油及其常压渣油基本性质见表1。 Table 1 The basic properties of Tahe heavy oil and atmospheric residu 油样 黏度/(mPa·s) 密度(20℃)/(g∙cm −3 ) 水含量/% 胶质质量分数/% 沥青质质量分数/% 50℃ 80℃ 100℃ 稠油 1385 - - 0.9560 0.1 17.7 14.5 常压渣油 19 × 10 4 2916 1479 1.010 - 20.7 18.7 表1. 塔河稠油及常压渣油基本性质 由表1可知，塔河稠油50℃黏度为1385 mPa∙s，20℃密度为0.9560 g/cm 3 ，沥青质质量分数高达14.5%。而塔河稠油常压渣油100℃黏度为1479 mPa∙s，20℃密度为1.010 g/cm 3 ，沥青质质量分数高达18.7%。 为了获取塔河稠油馏程分布，采用安捷伦模拟蒸馏分析仪对其馏程进行测试，结果见图1，可以看出，塔河稠油中馏出率75%的为大于350℃馏分，汽油馏分、柴油馏分收率分别约为6.5%和18.5%。 图1. 塔河稠油模拟蒸馏馏程分布 将塔河稠油中试原料与小试实验原料馏程进行比较，结果见表2，塔河中试原油常压渣油收率为75%，比小试原油更重。 Table 2 The distribution of distillation range of Tahe heavy oi 油样 汽油馏分收率/% 柴油馏分收率/% >350℃常渣馏分收率/% 小试原油 8.2 20.0 70.3 中试原油 6.5 18.5 75.0 表2. 塔河稠油馏程分布 2.2. 热改质中试实验 塔河稠油热改质中试实验流程见图2。塔河稠油热改质中试实验流程：①原料油加热到120℃左右，由原料泵抽出，经计量(试验前先确定减黏的停留时间)与一定比例的高温水蒸汽混合后进入重油加热炉加热，控制加热炉的出口温度。②高温物料经转油线进入减黏反应器进行减黏裂化反应。③减黏裂化产物不经分馏塔分馏，液相产物直接从塔底流出收集于塔底产物罐中。 图2. 塔河稠油热改质中试实验流程图 2.3. 产物分析 热改质产物的安定性通过斑点实验法进行评价，参考标准为ASTM D4740；甲苯不溶物含量通过甲苯不溶物测定仪进行分析，参考标准为GB/T 2292－2018。
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user: 3. 结果与讨论 3.1. 中试装置操作条件 前期热改质降黏反应釜小试数据见表3。 Table 3 The pilot test results of atmospheric pressure residue reactor for Tahe heavy oi 反应温度/℃ 反应时间/min 生焦率/% 黏度(50℃)/(mPa∙s) 400 60 0.03 11801 400 40 0.27 3553 400 80 0.12 2522 400 80 0.18 3397 400 90 0.70 1360 405 60 0.16 4129 410 40 0.12 3642 410 60 1.12 1227 420 30 2.06 427 表3. 塔河稠油常压渣油反应釜小试结果 在400℃、80 min的缓和反应条件下，所得减黏生成油50℃黏度可降至2522 mPa∙s，生焦率为0.12%，减黏油黏度和生焦率均要比要求的高(50℃黏度不超过2000 mPa∙s，生焦率不超过0.1%)。 在体系生焦率不超过0.1%的前提下，外输油的黏度(50℃)要求不超过2000 mPa·s。延长反应时间与提高反应温度具有一定的互补性，都能提高反应深度，但反应温度对生焦影响更显著。综合生焦率和黏度的要求，确定中试试验条件见表4。 Table 4 The condition for operating the pilot test plan 项目编号 炉出口温度/℃ 注水量/% 进料流率/(L∙h −1 ) 反应压力/MPa A 400 0 2.39 0.1 B 405 0 3.18 0.1 C 400 1.2 2.39 0.1 D 405 1.2 3.18 0.1 表4. 中试装置操作条件 3.2. 中试改质降黏效果 3.2.1. 条件A、B改质降黏效果 根据条件A、B开展中试试验，所得减黏生成油的产物黏度和生焦率分别见表5。 Table 5 The oil generation properties for conditions A and B of viscosity reductio 编号 试验类型 进料量/(L∙h −1 ) 黏度(50℃)/(mPa∙s) 生焦率/% A 小试 - 2522 0.12 中试 2.39 3452 0.21 B 小试 - 4129 0.16 中试 3.18 4508 0.30 表5. 条件A、B减黏生成油性质 A条件(400℃，80 min)中试试验所得减黏生成油的50℃黏度为3452 mPa∙s，比高压釜小试实验的黏度更高。这是由于中试原油常压渣油(收率75%)，比小试原油(收率70%)更重。减黏生成油的生焦率为0.21%，比高压釜小试实验的生焦率高。这主要是由于沥青质是影响生焦率的主要因素，而中试常压渣油沥青质含量(18.7%)比小试渣油沥青质含量(17.9%)高。B条件(405℃，60 min)中试试验所得减黏生成油的50℃黏度为4508 mPa∙s，比高压釜小试实验的黏度更高。减黏生成油的生焦率为0.30%，比高压釜小试实验的生焦率高。 改质油的稳定性是保证其安全集输的前提条件，因此对减黏生成油的稳定性进行了评价，结果见图3。A条件减黏生成油的斑点等级为二级，稳定性较好。这主要是由于渣油胶体体系的稳定性取决于各组分在各相之间作用的动态平衡，即沥青质含量必须适当，可溶质芳香性不能太低，且必须有相当量的胶质作为沥青质的胶溶组分。而该工艺条件下生成油各组分在各相之间作用的动态平衡尚未完全破坏，故其稳定性较好。条件B减黏生成油的斑点等级为三级，体系不稳定。 图3. 减黏生成油斑点等级 3.2.2. 条件C、D改质降黏效果 沥青质聚沉生焦是限制裂化反应深度的关键因素。为了减少生焦，在条件A、B基础上分别采取注水方式(即分别为试验条件C、D)。条件C、D注水中试减黏产物性质见表6。注水之后，条件C、D减黏生成油的生焦率可降低到0.1%以内，但条件C、D减黏生成油的黏度(100℃)都很高，分别为1275、1397 mPa∙s，降黏率仅为13.8%和5.5%，降幅不明显。 Table 6 The product property of viscosity reduction in pilot test under conditions A and 编号 注水量/% 进料量/(L∙h −1 ) 生焦率/% 黏度(100℃)/(mPa∙s) 降黏率/% C 1.2 2.39 0.03 1275 13.8 D 1.2 3.18 0.05 1397 5.5 表6. 条件C、D注水中试减黏产物性质 3.2.3. 对比分析 根据塔河常压渣油热改质不注水(条件A、B)与注水(条件C、D)中试试验进行对比塔河常压渣油热改质不注水与注水中试试验相比，注水可减少焦的生成，能将生焦率降低至0.1%以内。注水之后，减黏生成油的黏度较原料渣油而言，降幅不明显，减黏改质效果比不注水差。塔河常压渣油中试减黏生成油的生焦率较小试略高。中试减黏生成油的降黏率与小试基本一致，均在97%以上。
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user: 4. 结论 1) 中试(不注水)与小试评定减黏裂化生成油降黏率基本一致，均在97%以上，中试生焦率略高。 2) 400℃ × 80 min (不注水)中试进料流率为2.39 L/h，所得减黏裂化生成油稳定性较好，与小试结果基本一致。 3) 注水虽可减少生焦(降至0.1%以内)，但降黏改质效果差。 4) 塔河稠油热改质4组中试条件中，400℃ × 80 min (不注水)工艺条件改质效果相对最优。
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user: 摘 要 建南气田输差率控制水平总体上达到Ⅱ类采气厂标准，2017年平均输差率为1.89%，但是南北集输管网输差差异较大。为了较好地控制输差，获得准确产气量，从集输管网和计量输差等方面进行输差分析，并提出采用排水、加强计量等措施降低输差，以期为建南气田的生产提供准确的数据。 关键词 :建南气田，输差，集输管网，计量输差 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 引言 天然气输差是通过用于天然气输入和输出的计量仪表，按照其计量值来统计测算自用气、放喷气产生的输差及计量输差，而脱硫损耗则通过计量净化站原料气和净化气差值来测算 [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ]。 建南气田地处湖北省恩施州利川市建南镇和重庆市石柱县临溪镇，现有开发井共23口，2017年建南气田日均产气30.2 × 10 4 m 3 ，日均产水10.1 m 3 ，2017年商品气量达1.1 × 10 8 m 3 。2012~2017年平均输差率为2.23%，属于II类采气厂 [ 5 ] [ 6 ]。 建南气田现有采集气支线和集输气干线共29条，全长179.65 km，干线主要分为南气北输管线、南集站井间管网、北集站–万州净化气干线(即建万管线)及北气南输管线，其中建万管线长达60.07 km。 由于建南气田生产时间久，产水量大，所处地形复杂，易造成输差波动幅度较大。尤其在冬季用气高峰期，易导致无法准确计量天然气产量，影响气田经济效益。2017年建南气田总输差为226.90 × 10 4 m 3 ，通过统计集输管线输差占比(表1)发现，输差主要源于天然气集输过程中产生的损耗，北气南输管线所产生的输差主要源于计量误差。对于建南气田而言，交接输差每增加100 × 10 4 m 3 ，将给企业造成约100万元的直接经济损失 [ 7 ]，因此有必要开展输差分析。
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user: 2. 输差影响因素分析 天然气输差常分为两类，一类是集输系统因设备质量、腐蚀、管理和其他因素而导致的输差，另一类则是计量产生的输差 [ 8 ] [ 9 ] [ 10 ] [ 11 ]。建南气田计量方式以标准孔板计量为主，智能旋进旋涡流量计为辅。计量系统包括4个流量计量点，分别是单井外输计量、单井自用气计量、集气站外输计量及对外贸易计量。影响输差的因素较多，建南气田输差影响因素主要包括集输管网、单井产水、计量仪器仪表及其他因素。 Table 1 The proportion of transmission error of Gathering Pipelines in Jiannan Gas Field in 201 管线 输差占比/% 南气北输管线 67.42 北气南输管线 −51.71 建万管线 0.91 南集站井间管网 83.38 表1. 2017年建南气田集输管线输差占比 2.1. 集输管网对输差的影响 建南气田南气北输管线、北气南输管线及建万管线是主要的集输干线，也是输差存在的关键节点。由于地势的影响，南北联网管线基本上为同沟敷设，沿线地势起伏，南北高程差较大，海拔高差跨度为620~1280 m，导致管线内多存在积液，日积液量为0.01~0.08 m 3 ，管线内最大积液量曾达14.70 m 3 ，且未及时进行清管作业，造成输差增大。同时对于采用不同规格型号管材组成的管线，在接头处管线变径也会造成气体的节流效应，导致集输管网输差较大。 2.2. 单井产水对输差的影响 建南气田目前管输的原料气和净化气只经过简单的气液分离，未进行深度脱水。因此，原料气中含有的水分易在管线低洼处聚集，导致计量节点处误差增大，如J10井、J13井及J28井(2017年产水情况见表2)，均因提产带液而产生输差。同时，因某些井进行泡沫排水采气，如J68c1井2017年加注起泡剂775 kg，加注消泡剂277次(共计6925 kg)，消泡效果较差，导致井口气夹带泡沫，影响天然气品质的同时，也影响供气计量的准确性。 Table 2 Water production of Wells J10， J13， and J28 in 201 井号 产水时间/d 年产水量/m3 日产水量/m3 J10井 13 83.04 6.39 J13井 77 216.44 2.81 J28井 53 80.22 1.51 表2. 2017年J10井、J13井、J28井产水情况 2.3. 计量仪器仪表对输差的影响 1) 仪器误差影响输差。单井产量不一、计量仪器仪表选型不一、气井产量自然递减、季节性用气高低峰时需求量差异(特别是民用气，春、冬季为高峰，夏、秋季为低峰)、不同用户用气量需求不同等原因，需根据需求对单井产量进行调配，但产量并未达到计量仪表的标准工作量程范围内(一般运行范围为仪表计量上限的25%~80%)，且未根据实际情况更换合适的孔板及调整相关参数，造成较大的计量误差。以2017年黄水商品气量销售情况为例，高峰期供气量约为低峰期的6倍，但流量计仍采用原计量装置进行计量，远超过差压计量程。 2) 内部计量仪器检定问题。除了对对外贸易计量点的计量仪表进行定期检定外，内部计量仪器仪表未定期请专业检定机构进行检定，导致内部计量仪表可能存在较大误差，且检定难度大，专业计量人员少。 3) 计量仪器仪表的校正、清洗问题。计量仪器仪表校正不及时、清洗不彻底对输差有较大影响。由于管线中原料气高含硫，同时经常有天然气水合物及杂质产生，极易对孔板等精密计量仪器造成不可逆的损伤，导致计量不准确。 2.4. 其他因素对输差的影响 建南气田自用气计量具较为简单，计量不规范，对输差产生一定影响。同时与用户签订供用气合同时，供用双方认可的交接点与计量器具有时未明确，造成对外贸易计量输差认定时常发生争议，用户自建的输气管线泄露也会造成贸易计量输差。如2017年7月重庆利通天然气有限公司提出我厂存在天然气返输现象，但根据2016年1月~2017年6月及2017年1月20日~31日净化气管网、利川方向及利通公司供气压力数据，分析发现净化气管网压力总是大于利通公司供气压力(含用气高峰期)，不存在返输现象，可能是利通公司计量不准确，建议其在输气管线下游安装总流量计，增加可对比性。
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user: 3. 降低输差的措施 3.1. 定期排查管线 对于投产时间较长的管线进行定期跟踪排查，降低未发现泄漏点存在的可能性，及时对泄漏点进行修补甚至更换管线。同时做到实时监测管输沿线天气状况，如遇特殊恶劣天气，应及时预警，提前做好应对措施。对于新建管线应尽量采用单一规格型号的管线结构，以保证天然气的稳定流动状态。如2015年建万管线改线，管道规格为Ø219 mm × 5.5 mm × 60.1 mm，治理管线共19，427 m；经管线改线后，2015~2017年建万管线运行情况数据(节选)如表3所示，每输送1 m 3 天然气产生的压降呈下降趋势。 Table 3 The data of Jianwan pipeline operation in 2015-201 日期 起点压力/MPa 末点压力/MPa 日输气/10 4 m 3 月累计/10 4 m 3 每运输1m 3 天然气产生的压降/MPa 2015-12-16 1.47 0.60 10.1154 140.771 0.086 2016-12-16 1.14 0.79 9.7940 168.479 0.069 2017-12-16 0.58 0.37 7.6407 121.547 0.027 表3. 2015~2017建万管线运行情况数据(节选) 3.2. 建立合理排放制度 摸索合理的放喷排液制度，建议采取周期性或者确定性输差进行排液。如J10井、J13井及J28井，参考其平均带水周期进行计量装置排液，建议排液周期见表4。同时，在净化站增设脱水装置，将井口气充分脱水后方可进入管网。对于泡沫排水采气措施井应不定期进行井口气取样分析，以便实时掌握含水与消泡情况。 Table 4 The suggested drainage cycles for Wells J10， J13， and J2 井号 日产水量/m 3 平均带水周期/d 建议排水周期/d J10井 6.39 28 30 J13井 2.81 5 7 J28井 1.51 7 9 表4. J10井、J13井及J28井计量装置建议排水周期 3.3. 采取合理调配措施 根据不同客户及季节用气需求进行合理调配，并调整输差计算模型及相关参数，确保输差计算合理性，以达到计量技术规范。首先，投产初期对气井进行充分放喷，净化井底，以避免脏物进入采气管线造成堵塞，降低计量仪表使用年限；其次，及时更换孔板，以确保孔板使用在生产期限之内。可适当引进新型计量器具(如超声波流量计)以提高计量精度，同时降低硫化氢对仪表腐蚀程度。此外，鉴于脱硫损耗是建南气田天然气输差的重要组成部分，建议加强原料气与净化气计量，为脱硫损耗测算提供可靠数据。 3.4. 规范计量与检测 与用户明确计量器具及其专业检定机构，加强对外贸易输差日常分析，不断完善天然气输差管理机制。建立“班组–采气队–采气区”管理模式，加强层级管理，完善日常巡检、设备保养制度。可结合GPRS定位系统，对用气数据定时监控、采集，缩短数据分析周期，及时发现泄漏、设备故障及其他情况，确保气田与用户利益均不受损，保证正常供用气。明确天然气市场导向，开展用气预安排，方便气田供气规划，减小高峰期供气不稳定对输差的影响。
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user: 4. 讨论与结论 4.1. 讨论 建南气田各区块天然气品质不一、占比不均(北部基本不含硫、低占比，南部高含硫、高占比)，且季节变化导致的温差均会造成一定程度的输差波动，其影响程度暂无法明确，有待下步完善。 根据上述天然气输差产生的原因，可知输差问题具有一定特性。一般来说，输差问题的产生大多不是短时间内形成的，而是随着时间积累逐渐暴露的。因此，有必要建立定期输差分析制度，对输差产生原因进行分析，找准问题根源，探讨整改措施，有效指导下一步工作开展，做到输差问题及时发现、及时查明原因、及时制定措施，实现输差有效控制，降低企业经济损失。 4.2. 结论 1) 对集输管网加强日常分析，重点关注管网输压变化情况，确保管网内无积液、无泄漏点，保证气体流态稳定。 2) 根据生产实际，针对高产水气井计量装置制定合理排水制度，以降低高产水气井对输差的影响。 3) 根据不同用气需求对计量装置进行更换，调整输差计算模型及相关参数，确保输差计算合理性及规范性。 4) 完善层级管理机制，加强与用户间沟通，实时监测对外贸易计量输差，确保气田经济利益。
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user: 摘 要 为了降低石油公司经营风险，适应石油行业环境发展的客观需要，石油公司急需构建法律风险防控网。构建的具体化包括一体化、流程化、系统化和制度化。构建方法主要包括：一是完善体制机制，明确石油公司法律工作体制机制架构，落实法律机构层级及相关职能；二是创建石油公司内、外部法律风险防控体系；三是落实法律风险防控层级(管理部门、法务部门)管控职责；四是创建石油公司法律风险应急体系(风险应急汇报、应急预案确定、风险过程控制、风险解除归结)；五是加强普法建设；六是加强法律队伍建设。 关键词 :石油公司，经营风险，风险防控体系，风险应急体系，普法建设，法律队伍建设 Copyright © 2019 by author(s)， Yangtze University and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY). http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
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user: 1. 法律风险防控网构建的必要性 1.1. 降低经营风险的需要 任何一个公司的健康、持续、稳定发展，离不开对经营风险的规避和有效控制。法律风险是公司经营风险的核心内容。国内石油公司普遍具有“四大”(生产规模大，污染耗能大，资金调度大，社会影响大)和“四多”(机构设置多，管理层级多，外部关联多，用工方式多)的特性，这些特性决定了石油公司面临的法律风险具有广泛性和复杂性 [ 1 ]，因此降低经营风险必须完善风险应对机制 [ 2 ] [ 3 ]。 1.2. 行业环境发展的客观需要 1) 随着国家国企改革工作的不断深化，石油公司市场化程度越来越高，现代化制度建设要求越来越迫切。 2) 随着国家对依法治企的大力推进，环境安全、资源配置、知识产权、劳动关系、国有资产等方面的监管和约束不断加强，相关条法条规也在不断完善。与此同时，地方性政策保护、维权意识、工农关系与企业之间的冲突矛盾客观存在，这些都加大了石油公司的外部风险系数，需要一个相对完善的法律风险防控网来应对。 3) 随着国内石油公司加快“走出去”的步伐，在与国际融合的过程中，不可避免地因为意识形态、经营理念、文化风俗、法律文化之间的差异，面临他国政策法律限制、国际资本管制、经济安全审查、技术贸易壁垒、非关税壁垒、知识产权保护、国家安全评估等有针对性的特殊对待，随时可能发生法律风险 [ 4 ]。只有建立高标准的法律风险防控网，才能有效应对国际法律风险的高危性、复杂性和不确定性。
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user: 2. 构建的具体化 2.1. 一体化 改变过去松散的管理模式，化零为整，将体制机制建设、法律队伍建设、普法建设、法律风险防控体系、法律风险应急体系共5大版块，全面纳入法律风险防控网。以体制机制建设为基础，法律风险防控体系为核心，法律风险应急体系为补充，普法建设和法律队伍建设为辅助实施手段，将各版块工作有机结合，连为一体，互相支撑、互为保障。 2.2. 流程化 各版块工作都以流程为导向，将工作从石油公司机关推进到生产基层，确保每个工作点的步骤与其他工作点的关联都清晰明确，环环相扣，由点到线、由线到面，实现法律工作在全过程中高效高控。 2.3. 系统化 网内各项工作系统归类，配套管理，突出工作重点和特点。 2.4. 制度化 网内体系制度化，进一步规范各项工作职能职责，确保有制可依、有责可追。
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user: 3. 构建方法 3.1. 完善体制机制 1) 明确石油公司法律工作体制机制架构。体制机制建设是公司法律工作推行的基础，结合石油公司实际情况，建立法律机构，明确相关管理制度。 2) 落实法律机构层级及相关职能。建立体制机制后，要明确并落实机构职能及各层级管理、操作人员的工作职责。 3.2. 创建石油公司法律风险防控体系 3.2.1. 建立石油公司内部法律风险防控体系 石油公司内部法律风险根据业务风险点的不同特征，制定不同的风险控制流程，形成一个风险控制线；再结合业务部门相应质量体系、内控体系，建立相应的风险防控面。通过这种多方位“点、线、面”的联合形成石油公司内部法律风险防控体系。同时，随着市场环境的变化和业务的拓展调整，通过对法律风险的过后归纳和对法律风险的预见评估，不断对体系内容进行调整、充实、完善，保证石油公司内部法律风险防控体系发挥最大效用。 3.2.2. 建立石油公司外部法律风险防控体系 石油公司外部法律风险即非公司内因引发的风险，主要源自市场经济环境和市场政治环境。这种外因引发的法律风险既有共性也有特性。共性即人所共知具有普遍性特点的风险，是可预见的；特性则具有区域性、意识性、针对性、不稳定性的风险，是难以预见的，风险防控难度较大。针对此种情况，石油公司应建立相应的外部法律风险防控体系。 3.3. 落实法律风险防控层级管控职责 3.3.1. 管理部门职责 石油公司各级管理层应有效监控管理公司经营过程中的主要业务法律风险。其主要负责履行的管理职责有： 1) 贯彻落实执行石油公司全年法律业务风险层级防控管理政策，确保其在发现有违规管理事件时能及时组织采取适当的责任纠正机制措施，并依法追究发生违规事件责任人的直接相应法律责任。 2) 选(招)聘、任命石油公司法律机构主要负责人，并切实确保其法务工作的整体独立性。 3) 识别分析石油公司所正在面临的主要全年法律业务风险，审核并批准实施石油公司全年法律业务风险层级防控工作计划，确保负责石油公司各级法务审计部门与内部法务审计管理部门及其他公司相关业务部门之间的法律工作沟通协调。 4) 明确负责石油公司各级法务部门的法律业务风险层级防控管理职责。 3.3.2. 法务部门职责 石油公司法务部门在其负责人的管理下，协助石油公司管理层有效识别和管理公司所面临的法律风险。其具体履行的基本职责有： 1) 持续关注法律、法规和规章的最新发展，正确理解法律、法规和规章的规定及其精神，准确把握法律、法规和规章对石油公司经营的影响，及时为石油公司管理层提供相关建议。 2) 制定并执行石油公司法律风险防控计划。 3) 审核评价石油公司法律风险防控各项政策、程序和操作指南的合法性，组织、协调和督促石油公司业务部门、各分支机构对各项政策、程序和操作指南进行梳理和修订以确保其符合法律、法规和石油公司管理制度的要求。 4) 协助石油公司人力资源部门对相关员工进行法制宣传、专项法律事务培训，包括新员工的法律知识培训，以及相关员工的定期法律业务培训，并成为员工咨询有关涉法事务问题的常设联络、服务部门。 5) 组织制定石油公司法律风险防控程序以及工程项目法律风险防控手册等内部管理制度，并及时评估石油公司内部制度和操作指南的适当性，为石油公司各部门、各分支机构恰当执行法律、法规和规章提供指导。 6) 积极主动地识别和评估与石油公司经营活动相关的法律事务风险，包括为石油公司参与重大项目投标、签订重要合同、制定项目管理规划，进行石油公司资产重组等重大事项提供必要的合法性审查，识别和评估石油公司人力资源管理、财务管理、项目管理等活动中的法律风险。 7) 实施对有代表性的重大法律事务的法律风险评估和测试，如重大工程项目全程法律服务，包括全过程跟踪项目实施过程中的有关法律问题处理情况，参加合同交底工作，对于项目实施中的签约行为、签字行为等进行规范，及时收集有关可能引起争端事项的相关证据，并进行相应的调查。法律风险评估测试结果应按照石油公司的内部法律风险防控程序，通过石油公司法律风险报告流程及时报告，以确保有关问题及时得到处理。 8) 针对有关石油公司可能出现的法律纠纷，包括已经正式启动诉讼程序的法律诉讼(或者劳动仲裁)诉讼案件、劳动合同争议或者仲裁诉讼案件或者其他法律投诉、群体性诉讼事件以及未来可能持续发生的其他有关石油公司存在重大法律诉讼风险的劳务争端等，及时向相关石油公司高级技术管理层人员提出法律分析报告，确定具体应对措施思路，以便及时处理，减少法律风险降低损失。 3.3.3. 提高石油公司防范法律风险的能力 不断提高石油公司员工防范市场法律法规风险的知识能力，需要加强石油公司法律法规、市场交易规则的理解学习，增强石油公司员工自身防范法律法规风险意识；重视规章制度的健全与创新，完善石油公司风险生产防范相关制度措施保障；加强生产过程安全管理与风险监控，确保风险防范相关法律法规风险措施落实有效到位。 3.4. 创建石油公司法律风险应急体系 加快创建和健全石油公司风险法律防控、风险识别应急管理体系。石油公司在正常经营发展过程中，仅仅通过风险识别法律防控风险程序，不能完全有效应对法律上的风险。随着石油公司内部改革的深入和外部市场结构的不断变化，新的法律风险也会随之产生。当新的法律风险产生，原有体系不能及时提供相应的控制措施，在这种情况下，必须采取应急机制。 法律风险应急体系包含应急汇报程序、应急预案程序、应急审批程序、过程控制程序、归结程序。 3.4.1. 风险应急汇报 生产经营过程中，新风险一旦发生，执行部门第一时间进行层级汇报，确保新风险得到及时分析评估，确保风险应急预案及时制定。 3.4.2. 应急预案确定 总法律顾问根据应急预案研判风险系数，评估石油公司内部控制的可能性，并形成意见进行报送。对风险系数大的风险，采用外控程序，即通过中介机构聘用专业人员进行风险控制；风险系数小的风险，采用内控程序。 3.4.3. 风险过程控制 应急预案通过后，应立即进入过程控制。采用内部控制方式的，由总法律顾问、公司法律工作人员和项目执行人员共同拟定详细的风险控制措施，并监控措施执行全过程，直到风险解除。在控制过程中一旦发现风险不能有效解除，启动外控程序，石油公司法律机构及相关人员配合外聘专业机构完成好相关工作，全程跟踪直到风险解除。 3.4.4. 风险解除归结 风险解除后，要对风险进行归纳总结，即根据风险控制的过程记录，将新风险纳入石油公司现有法律风险防控体系内。 3.5. 加强普法建设 3.5.1. 进行普法规划 普法规划是普法体系的总纲领，对推进石油公司依法治企、增强石油公司全员法律意识具有鲜明的指导意义。其内涵包括指导思想、主要目标、工作原则、主要任务、主要要求、工作计划、实施方式、检查考核等方面的内容。石油公司要根据实际情况灵活机动地进行细节调整，以达到最好的实施效果。 3.5.2. 制定普法程序 结合石油公司实际情况，制定相关普法程序，将相应的普法工作落实到位、层层推进，不流于形式。 3.6. 加强法律队伍建设 3.6.1. 专业化管理 实行专人专项负责制，明确法律人员专职专岗地位，确保队伍的稳定性。对法律队伍定期集中培训、定期考核，保证队伍专业素养不断提高。 3.6.2. 人才库建设 一是石油公司内部选拔。在全公司范围内进行统一考核，评选优秀人员纳入到人才库，作为石油公司内部储备。 二是外部竞聘。通常是解决风险过程中，通过中介机构公开公平公正地进行专业人才选拔，竞聘成功的专业机构或人员纳入到人才库，作为石油公司外援储备。