石油工程导论论文汇总十篇

序论：好文章的创作是一个不断探索和完善的过程，我们为您推荐十篇石油工程导论论文范例，希望它们能助您一臂之力，提升您的阅读品质，带来更深刻的阅读感受。

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二、石油管道腐蚀原因以及我国目前的防腐情况

2.1腐蚀发生的原因

我国目前使用的石油运输管道一般都是金属材质的，严格限制了这些石油管道的规格，因此在铺设这些管道时，只能采用架空或者是深埋这两种方式。在某一特定的环境下，如果温度达到一定程度，金属管道会受到周围介质影响，发生化学反应，导致石油管道发生腐蚀。腐蚀主要分为三类：电化学腐蚀、化学反应导致的腐蚀和微生物引发的腐蚀。

2.2我国防腐蚀现状

（1）截至到目前为止，我国并没有完善的石油管道防腐理论，相关技术也不够成熟，同时防腐工作人员的整体素质也有待提高。我国政府以及相关企业过去一味追求石油开采速度，而对石油管道的防腐工作重视不够，同时也没有合理有效的手段控制石油质量，在石油管道防腐以及分析石油成分关系方面投入的力度不够，使得我国对于石油管道的防腐技术远远落后于世界先进国家。此外，我国的大部分石油管道在建设时都是国家出资，但是维护工作一般都下放到地方企业，由于缺乏有力的监督手段，一些企业阳奉阴违，并没有切实落实石油管道的防腐工作，无法实现石油管道防腐蚀的目的。我国一线工作人员自身防腐知识不足，对我国发展石油管道防腐技术也产生了一定限制作用，专业、高素质的防腐工作人员，是我国目前极度缺乏的人才。

（2）不完善的防腐制度。石油管道防腐工作从属于石油管道维护工作，但是一直处于不被重视的尴尬地位，所以一直以来对待这种工作都采取了敷衍应付的态度，工作效率低下、防腐工作无法实现预期目标。之所以造成我国企业或单位不重视防腐工作的根本原因是我国缺乏完善的石油管道防腐制度，没有明确的规章制度对防腐工作进行规范和约束，同时也缺乏对其进行监督管理的职能部门，导致我国石油管道防腐工作一直停滞不前。所以，建立健全高效的石油管道防腐制度势在必行。

三、石油管道防腐技术的具体应用

建设石油管道工程具有重大的战略意义，只有保证石油管道应有的强度和韧性，切实做到石油管道腐蚀防护措施，减少存在的腐蚀问题，才能落实管道的维护工作。在进行石油管道工程的腐蚀防护工作中，坚持因地制宜、经济合理性以及技术优先等原则，实现石油管道工程的腐蚀防护工作。

3.1使用缓蚀剂

在建设石油管道的过程中，可以通过使用缓蚀剂有效减缓石油管道的腐蚀过程，能够在一定程度上实现防腐目的。使用这种防腐技术并不需要太高的技术要求，投资成本也比较低，然而由于工艺复杂，对生产过程会产生较大的影响。在对石油管道工程进行维护的过程中，如果管道的材质包含多种金属，那么仅使用某一种缓蚀剂则无法实现防腐目标，那么就需要多种缓蚀剂的配合使用。

3.2使用阴极保护措施

运输石油等的输油管道发生的腐蚀一般都是电化学腐蚀，油气自身携带的氧化物质会引发金属发生反应，对管道内壁会产生严重的腐蚀影响。所以阴极保护方法在抗腐蚀尤其是地下石油管道设备防护腐蚀方面具有明显的效果。阴极保护方法主要是通过牺牲阳极来达到保护套管不受腐蚀的目的，然而现场环境会对此方法产生重要影响，并且操作技术较为复杂，综合成本较高，因此将这种方法应用到管道防腐实践中具有一定的难度。比较以上几种方法，因此一般将阴极保护和管道外防腐绝缘层两种方法配合使用，进而实现管道防腐目的。

3.3地上管道外防腐措施

在对地上管道外进行防腐处理时主要采用的是刷防锈漆，一般情况下需要刷底漆和面漆两种，需要按步骤分别进行。总结过去的工程实践经验，底漆一般都使用钢铁粘合力强、抗腐蚀能力强的油漆，而面漆则一般选择具有良好漆膜韧性的铝粉漆。通过对地上管道外采取防腐措施有利于减轻地质和环境因素影响石油管道，对石油管道起到保护作用，能够降低管道腐蚀速度，延长管道使用期限，加之成本较低，在石油管道腐蚀防护中能够大规模使用，实用性极强。然而这种防护方法仅针对上管道外，而对于管道内部的防腐处理则效果不大，所以同时也要使用其他合理有效的措施，按照规定控制涂漆厚度；外部防腐处理主要采用的是绝缘方式。

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2图纸审查和技术交底应该进一步加强

要想有效保证工程品质，就应该重视施工图的设计工作。设计人员通过施工图来表达施工图，工程质量的好坏直接受到图纸质量的影响。在进行施工图设计过程中，一方面要考虑到设计人员的自身水平问题，另外，还存在多种条件的约束问题，包括材料设备供应、周边环境、气候条件、地质情况、建设投资形式、施工安装等问题。应该正确对待施工图中的遗漏和错误。只有在施工过程中，在实际工程的基础上，对于施工方案和设计图纸进行不断的比较和研讨，才能满足造价最低、工程质量最好、施工方案最优的目的。建设方完成施工图纸之后，应该及时给监理单位、施工单位、使用单位以及第三方检验机构进行分发。审图意见应该在图纸会审前由审图部门提出，设计单位进行汇总。在进行技术人员的交底的图纸会审过程中，应该能够逐条解答相应的审图意见，提出相关的注意事项和技术要求，对于不合理的设计进行修改，消除图面错误，最终确定项目的内容。监理单位进行相关的会审记录，确认则是需要经过施工单位、监理单位、建设单位和设计单位，在图纸会审纪要的基础上，应该在施工过程中按照四方签订的施工图补充资料而执行施工。

3管道施工监理应该进一步加强

最近，油田管道工程建设正在如火如荼的建设中，工程监理管理和监督力度也在不断的加大，各项工程中的监理单位都具有重要作用，特别是在提高服务意识、保证工程质量方面都有许多建设性的成果，能够有效使得工程建设参与各方的建设行为得到规范，有效保证了建设工程的使用安全。对于油气管道施工工程监理工作来说，相关的油田地面建设工程监理的指导丛书较少，也存在较为匮乏的行业信息交流，这就要求监理人员应该充分考虑油田的管道建设工程特点，对于所掌握的专业知识进行灵活的应用，为了有效提高建设水平和投资效益，要努力发挥工程监理的作用，能够更好履行监理职责。监理工作应该从以下几个方面进行加强，首先，指定部位的设备、构配件和原材料都应该重点在进场前尽心那个相关的组织报检，其次，如果质量问题在施工中出现，应该及时整改质量问题，进行跟踪检查消缺；然后，相关的《监理通知回复单》应该在责任单位整改完问题后进行提交，能够有效把工程隐患排除；不合格的项目在分项工程或者某道工序中出现时，则应该根据要求进行及时整改，根据《不合格项处置记录》进行；对于无视项目监理部管理的承包单位来说，应该及时下发《工程暂停令》，并通知相关的建设单位；工程实体质量要想得以保障，就应该把旁站监理工作进一步加强。在旁站监理中，主要包括关键工序、关键部位、隐蔽工程的隐蔽过程的质量控制问题，能够有效保证工程的整体质量问题。工程建设强制性标准一旦发现被违反，则应该立即制止，并下令进行相关的改正。

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2PMC管理模式的应用

近年来，PMC管理模式在我国石油工程企业中逐步推行，为企业优化运营结构、拓展技术领域、整合现有资源、优化项目管理等设立了标准并提供了方法。石油管道工程中的PMC管理分为三个阶段：（1）项目规划阶段。PMC管理模式基于业主提出的经济技术参数、项目技术标准、项目建设要求等进行项目概念、项目可行性等方面的设计与研究。对于外部风险比较小或者应该由EPC总承包商来负责的部分或项目，由EPC总承包商来组织初步设计，反之则依靠PMC进行初步设计。（2）项目执行阶段。PMC管理模式需要对项目的成本、质量、进度和安全等方面进行全程监督管理，一旦出现重大问题，则需报送业主进行核实和审批。（3）竣工验收阶段。在项目完成后，EPC总承包商与PMC组织需要共同自检和初验，之后由业主进行全面验收。

3PMC管理风险评价体系的构建

3.1构建原则构建PMC管理风险评价体系需要对石油长输管道工程中各个阶段所可能出现的风险有比较明确、直观的认识。在进行体系构建时，需要将石油管道工程中各个阶段可能出现的风险进行直观、量化的转化，转化后的风险识别因素可以通过构建风险评价模型的方式来进行风险管控。在管控的过程中，首先要遵从完整性原则，将整个风险评价体系作为一个有机整体，进行全方位、多角度的考量。其次，由于石油管道工程耗时长、难度大、工序复杂，风险评价体系要遵从系统性、层次性和独立性原则，按照石油管道工程中各阶段可能出现的风险来设定评价指标，并按照指标的功能差异和衡量目标来进行对应关系的划分[2]。

3.2指标确定PMC管理风险评价体系的指标按照石油管道工程中各个阶段可能出现的风险以及PMC管理在不同阶段的权责来进行设定。在项目规划阶段，PMC管理风险评价体系的一级指标为可行性研究、工艺许可方的选择、站场地址的评估和选择、项目资金筹措、EPC承包商的选择、招标文件准备。二级评估指标主要有市场调研是否充分、工程地质条件是否确定、可行性研究是否全面、设计投资控制是否具有风险、设计质量是否具有风险、资金到位是否具有风险、EPC承包商选择是否合理、招标工作是否公正。在项目执行阶段，一级风险标准主要为项目执行情况、检测和性能考核、机构的完工情况。二级风险评估标准为质量控制、合同、各方关系是否协调、工程变更、主管部门验收、项目竣工、进度控制、投资控制的风险。在竣工验收阶段，一级风险为维修运行，二级风险为项目运行过程中的风险。

3.3体系构建基于上述指标和石油管道工程的PMC管理模式，PMC管理风险评价体系得以建立。为了对该体系进行评价验证，由多位项目管理和风险评估方面的专家对PMC管理风险评价体系进行了研判。在通过判断矩阵及一致性检验后，所得到的项目风险三个阶段的矩阵均符合CR=CI/RI＜0.10的判断标准。在各项指标权重的评判和打分环节，将打分以乘积再进行n次方开方的形式展开计算，再从各项指标权重和价值中得出的风险比值，最后规划阶段整体性风险评价比值为4.808，执行阶段的风险比值为3.569，而收尾和验收阶段的风险比值则为3.000。对照石油管道工程在PMC管理模式风险评价体系各个阶段相应的风险评价指标，石油管道工程在规划阶段所面临的风险值最大，而执行阶段次之，验收和收尾阶段最低。按照每个阶段所出现的风险事件，工艺许可方面在设计环节中所出现的风险因子最大，可行性研究阶段的风险次之，项目资金筹措和PMC项目管理承包商等的风险依次逐步下降。因此，建议在项目规划阶段对风险因子的排查要增加力度。

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【Abstract】Manipulator plays an essential and important role in ROV's operation， and almost covers the entire subsea exploration procedure. A numerical model of 7-functional manipulator is built based on D-H formula， and using Kane method analysis its dynamics to derive kinetic equation with external loads. Morison equation was also used on this manipulator's hydrodynamics， and drag coefficients were calculated by using Fluent software. The results were compared to calculations results using Matlab toolbox robots， and the comparison verified the accuracy of the dynamic model. The hydrodynamic forces of the seven function ROV manipulator were solved at last.

【Key words】Seven Function Manipulator， Hydrodynamic， Kinematics， FORTRAN

近些年来随着海洋资源的开发和海洋科学研究的日益深入，水下机器人-机械手系统是水下作业的一个重要组成部分，除了用于水下的观测勘察作业外，水下机器人-机械手还被用于完成采集样本；水下设施的建造和维护；铺设水下管道和维修等相对繁琐的一些工作。然而由于水下环境复杂多变，ROV在航行和作业中必然会遇到各种各样的情况，特别是在作业时要保证作业的准确性和作业时ROV不受损坏，它的动力学问题的研究将会使水下机器人-机械手系统的作业能力提高，为人类开发海洋资源提供更多的支持，因此这个领域的研究是非常重要的。

目前对水下机械手水动力学模型的研究采用的是理论和实验的相结合的方法。McLain[1，2]等运用力矩传感器测量、原理计算分析以及流动显示这些方法综合应用，对只有一个关节水下机器人机械手系统进行了水动力学的研究。Leabourne[3]以MacLain等人的成果为基础，讨论了有两个自由度的机械手的水动力学建模问题。Tarn[4]等建立了配备有机械手的潜水器的动力学模型，并应用 Kane 法求解。该模型将外力其中包括水动力施加到了模型中。Shen[5]等使用了浸入边界法数值求解纳维-斯托克斯方程，计算在水中物体移动时所受的水动力。在国内主要有华中科技大学的肖治琥，徐国华[6]在流干扰下的水下机械手动力学模型分析，运用Lagrange方程和Morison公式对水下机械手的动力学的理论分析。王华[7]等应用切片理论的方法，研究了水下机械手的手指动力学特性，并应用Matlab软件的Simulink模块建立了仿真模型，研究了无水流影响的水下环境中的机械手手指的动力学特性。

1 动力学模型建立

1.1机械手参数

本文以美国Schilling公司的Orion7型七功能机械手为研究对象，该机械手结构由多关节串联组成为6自由度串联，机械手相关参数如表1所示[8]。

。

本文的连杆所在的坐标系位置都是在各个坐标系的坐标轴上。当连杆在坐标系的X轴正方向时，，此时的，，。同理当连杆在坐标系的Y轴正方向时，，此时的，，。当连杆在坐标系的Z轴正方向时，，此时的，，。

3.2Morison方程拖拽力系数计算

Morison方程中Cd、Cm均为实验值，此系数依赖于雷诺数，物体表面粗糙度，KC数等。不过在设计中一般考虑危险性最大或者受力最大的情况。因此选择受力最大时候的Cd数值作为本文的计算系数本文采用Fluent流体力学分析软件计算该值[14]。

由于深水水温较低，所以深水水的粘度值比常温下的粘度值要大，因此选择Pa・s=0.0015，流速选择0.2m/s，如图4示是主要的区域尺寸，长方形最左侧竖直边为水流的入口出，中间的截面是ROV七功能机械手大臂的截面形状。在研究Cd数时本文选择了横截面的最大物体的几何限度处作为来流的垂直受力面。这样可以得到最大的Cd值，计算得知左右。

图4 区域尺寸示意图

Fig. 4 Schematic diagram of regional dimension

4七功能机械手动力学解算

4.1动力学模型校核

为了验证动力学模型的准确性，在不考虑水流的影响下，本文通过利用Matlab机器人工具箱与自编的Fortran程序结算的力矩曲线图进行对比，本文选择角度从初始位置移动到一下角度，，，，，。如图5所示。

图5 各关节驱动力矩变化曲线对比

Fig. 5 Comparisons of ankle drive torque curves

如图5所示，用Matlab机器人工具箱与自编的Fortran程序结算的力矩曲线图进行了对比，在数值和曲线趋势上基本一致，从而验证了模型的准确性，图中关节1的驱动力矩较小这是因为关节1的布置和其他关节不同，只有它一个关节为左右摆动关节，所以它在没有水流影响下不克服重力，所以数值较小；关节2、关节3和关节5需要克服机械手的自身重力所以力矩值较大；关节4和关节6主要作用是改变机械手姿势用的是液压马达，所以力矩值较小，特别是关节6基本趋近于0。

4.2 水流影响下动力学研究

假定环境水流为定常流流速为0.1m/s，方向沿惯性坐标系X轴正方向。所得驱动力矩曲线如图6所示。

图6 各关节驱动力矩变化曲线（考虑海流）

Fig. 6 Comparisons of ankle drive torque curves （incorporates current）

从图6中可以看出关节1和关节6的驱动力矩与无海流的驱动力矩相比较变化不大，这是因为水流的来流方向沿着X轴的正方向，产生的力矩主要是在Y轴的方向，所以关节1的驱动力矩影响较小，力矩基本不变；关节6的驱动力矩因为是沿着机械手末端手抓的轴向，所以只有手抓自身的旋转会对其产生影响，水流的产生的附加力矩只会对坐标系6的X轴和Y轴产生力矩；关节2、关节3和关节5的驱动力矩变化较大，这是因为考虑了水流和自身运动的影响；关节4的驱动力矩变化也很大，这是因为关节4的转动改变了手抓的空间位置，使其和之前的各个关节不出在一个平面内这样关节4收到的力矩变大是因为手抓受到水流的冲击在关节4的转动方向上产生了附加力矩。

4结语

本文采用了理论分析和计算机仿真的方法，针对美国Schilling 公司的Orion7型号机械手，建立了深水ROV作业机械手的理论模型，计算结果表明机械手在深水中水流的影响下关节2、关节3和关节5的驱动力矩变化较大，在设计和施工作业中人们应当给予特殊考虑。

参考文献：

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[3]Leabourne K N.Two-link hydrodynamic model development and motion planning for underwater manipulation [M].2001.

[4]Tarn T J， Shoults G A， Yang S P. A dynamic model of an underwater vehicle with a robotic manipulator using Kane’s method [M]. Underwater Robots. Springer US，1996：195-209.

[5]Shen L， Chan E S， Lin P. Calculation of hydrodynamic forces acting on a submerged moving object using immersed boundary method[J]. Computers & Fluids，2009，38（3）：691-702.

[6]肖治琥，徐国华.流干扰下的水下机械手动力学建模分析[J].中国机械工程，2011， 22（21）：2521-2526.

[7]王华，孟庆鑫，王立权.基于切片理论的水下灵巧手手指动力学分析[J].机器人，2007，29（2）：160-166.

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[13]连琏，顾云冠.水下物体在波浪力作用下的运动计算[J].海洋工程，1995，13（1）：20-27.

[14]曹雍，谢莉.风沙流中沙粒拖曳力系数研究[J].中国沙漠，2011，31（3）：593-596.

作者简介：

尹汉军（1973―），男，汉族，山东青岛人，硕士研究生，高级工程师，1997年本科毕业于大连理工大学，2005年研究生毕业于天津大学，现就职于海洋石油工程股份有限公司，主要从事海洋工程结构设计与项目管理。

宋磊（1981― ），男，汉族，山东济南人，博士研究生，讲师，2013年毕业于哈尔滨工程大学船舶工程学院，现于哈尔滨工程大学船舶工程学院，主要研究方向：船舶与海洋工程仿真。

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1 项目背景

随着国家对环保的重视程度的不断提高，油品在储存、装卸过程中不可避免地挥发的油气更是引起了社会各方面高度的关注。挥发的油气不仅对环境、健康和安全产生极大的危害，而且会造成能源的浪费，因此，油气回收技术在国外得以迅速发展，在国内也正在起步。

目前在世界上有许多油气回收专业化公司，技术可靠，运用广泛。我国以各种油气回收技术为核心的专业化公司也如雨后春笋一般的涌现，但国内油气回收项目十分成功的案例却并不多见。企业花了大把钱、怀抱高期望值增设的油气回收设施因技术、设备、配套等各种各样的原因使运行状况堪忧。大量调研表明，导致项目失败的原因主要有：①对尾气装卸的过程以及设备了解不够，改造不力，导致油气无法按要求收集；②技术交流不充分，工艺条件与现场不尽相符，系统无法达到正常运行；③对现场操作、管理情况不了解，导致设备运行不稳定，操作困难，作业人员排斥；④产生新的固废及废水，难以处理等。油气回收技术的本身并没有什么大问题，关键是这种项目在全过程管理上计划控制与沟通方面容易出现一些问题，使得即使是好的技术也无法正常发挥它应有的效果。

2008年中石化某分公司建成60万吨/年芳烃联合装置，装置投用后每年约60万吨的芳烃从码头装船出厂。承运芳烃的船只与普通油船没有什么两样，油舱均为常压，装油时芳烃油气自然挥发逸出，因此在整个装船过程中，芳烃类油气是无序排放，大量油气呼出，对环境、对操作员工人体都造成了一定的危害，存在较大环保隐患；同时也造成了一定的油品损耗，降低了经济效益。码头装船作业人员因为油气浓度太大难以忍受，往往将装船阀门开度减小来控制油气的挥发浓度，这就使得装船时间延长，从而使码头作业效率大大降低，给生产经营带来不利影响。在国内，芳烃类油气回收还没有应用案例，但为了满足将来的环保要求，公司决定先期增设芳烃类产品装船尾气回收设施。

2 项目前期技术对比和选用

本人参加了国内首套芳烃装船尾气治理项目团队的全过程管理。在项目前期对油气回收技术的主要方案如：吸附法、吸收法、冷凝法、膜分离法等进行了调研，由于国内外油气回收专业的论文已经很多，技术方面本文就不冗述，由于该项目是针对芳烃尾气的回收治理，因此油气回收效率高、尾气排放浓度低、油气回收系统运行稳定、无新增三废确定为项目最大目标。针对油气性质进行研究，发现它易被吸附，但是很难被脱附，这就要求油气回收设备不仅要满足可吸附该物质的要求，也要满足可以将其从吸附剂上脱附的要求。经过深入的技术交流，我们找到了该项目在技术上的关键环节，经过组织招标，确定采用活性炭吸附法为项目核心技术。

由于国外公司甲对回收芳烃类油气有成功案例，技术可靠，同时在投标过程中，该公司还以油气吸收效率最高、尾气排放浓度最低、设备全自动化程度最高、运行费用最低等原因，得分最高，显示出该技术经济寿命最长，性价比最高。可是该供应商在国内不仅没有成功案例，而且还有一套建成但因种种原因一直未开工正常的装置，与该公司合作是否又会出现类似的问题呢？经过对技术、项目特点的反复分析，项目团队认为该公司在国内的装置未开工正常的主要原因是甲方配套工程的原因，通过项目团队的努力和沟通，可以为该公司提供优质的配套工程和服务，克服其不足，发挥其特长。该公司最终中标成为项目的核心技术以及成套设备供应商。

3 项目计划与控制

要想项目计划做的好，要想按照项目计划实现质量、进度、投资三大目标的控制，一个扎实的前期工作必不可少。这就必须要充分了解项目性质、核心技术、以及项目成功或失败的关键环节，对于每一个项目而言，可行性研究报告非常重要，大概的和粗略的可研在项目实施过程中经常会发生较大的偏差。我们对该项目十分慎重，在国内走访了多家油气回收项目建设单位，了解了项目建设过程中存在的各种各样的问题，也针对国外公司技术外包型项目合作中可能产生的问题做了分析研究，对项目进行了工作内容分解，在每一项工作都有应对措施的前提下，项目进入实施阶段。

3.1 项目工作分解

PX尾气回收项目分为油气集中、配套、油气回收设备、回收设备合同、培训、试运行、工程验收和项目管理组成。

其中油气集中又要经过承运船调研、确定改造方案、确定承运船舶、船舱集气改造和承运船舶验收共4个环节；配套经过设计、施工图审查、施工招标、材料准备、施工、配套施工确认和整改共6个环节；油气回收经过设计、施工图审查和到货安装3个环节；回收设备合同有合同谈判、预付款保函确认和付款3个步骤；培训由管理人员培训和作业人员培训组成；试运行要经过开工、油品检验、油气检测和整改4个步骤；工程验收则分为实体工程验收和资料验收。

3.2 组建项目团队

考虑到项目特点，组建项目团队，除了通常项目矩阵团队涉及的成员外，本项目特别吸收了以下几方面的人员进入团队。

3.2.1 油气的集中是该项目非常重要的方面，但船运公司一般非系统内部单位成员，我们将其加入项目团队，可以确保承运船舶均经过油气集中改造，同时改造要符合设计要求。

3.2.2 该项目由国外公司提供成套技术及设备，此类项目在双方合作初期针对是先供货还是先付款一般都会存在分歧。项目团队采用了由供货商开具银行保函的形式来解决这一问题，将财务人员加入项目团队作为核心成员可以保证合作沟通的有效性，争取财务部门对项目的理解和支持，对保证项目进度可以起到预想不到的效果。

3.2.3 项目建成后，现场作业人员对项目的理解及支持是项目成功与否的关键，项目团队将其加入到项目团队之中，在技术交流的过程中可以使其掌握项目各方面信息，并将其对项目操作方面有关想法提出，有利于项目顺利交接和后期正常运行。

3.2.4 双方翻译人员也需要加入团队，因为双方文化的差异，可能存在在某些问题上的理解不一致，所有文件在经过双方互译后可以保持双方达成共识，减少偏差。

3.3 项目的进度控制

项目的进度控制，是为了使项目的关键工序时间点符合计划要求，使工程建设的进度符合项目预定的总体控制计划的要求。

3.3.1 项目工程管理进度控制目标。项目进度控制目标是依据总体进度计划而定，通过对分项或更加细致的工作单元进度进行控制，最终保证整体进度目标的实现。

3.3.2 项目总体统筹控制计划。此项目从2009年7月13日正式开始，预计用8个月时间完成并投入使用。

此项目涉及多个工序，同时各工序间有严密的衔接顺序，要绘制出项目的施工计划表，然后运用项目时间管理技术中的计划评审技术PERT，绘制项目网络图，通过项目网络图找出关键路线，为项目进度计划的编制和优化提供理论依据。

项目的施工计划：

项目步骤 完成日期

签订供货合同 2009.7.13―2009.7.22

配套设计 2009.8―2009.10

绿化转移 2009.8―2009.10

配套施工、整改 2009.10―2009.11.30

甲公司发货 2009.12.1―2010.1.8

设备安装 2010.1.8―2010.1.30

设备调试 2010.2―2010.3

设备交付使用 2010.3

优化后项目施工计划：

项目步骤 完成日期

签订供货合同 2009.7.13―2009.7.22

配套设计 2009.8―2009.10

绿化转移 2009.8―2009.10

配套施工、整改 2009.10―2009.11.30

甲公司发货 2009.11.1―2009.12.8

设备安装 2009.12.8―2009.12.31

设备调试 2010.1―2010.2

设备交付使用 2010.2

3.3.3 项目进度控制的对比、监控、调整。在针对项目各阶段的进度进行检查、整理、对比分析后，项目团队要及时监控进度是否存在偏差，是否需要采取改变关键线路上各工作间的逻辑关系、可否合理压缩工期或通过其他方法进行调整，以使得项目整体进度满足总体目标要求。

3.3.4 在该项目执行过程中，以下几项关键工作需要在计划中充分考虑，持续监控，督促计划实施：①油舱集气系统改造。因为油气集中在该项目中虽然属于非关键路径，但是对于项目成功与否十分关键。油船改造有以下几个难点：a以协议的形式，要求油运公司指定承运我公司芳烃的油船，要求非协议油船不得进行运输我公司芳烃的作业；b设计院对油船进行调研，提出改造方案。c油船停运、清扫、改造；d对改造完成的油船进行确认。

②对预付款保函再次提出强调。我公司由于对方系国外公司而担心合同无法履约后货款无法追回，而对方公司担心设备到场却难以拿到货款，介于此，项目团队一直督促承包商按合同要求尽快出具银行包涵，我方做好支付合同预付款的各项准备，以免延迟项目进度。

③现场配套工程的施工、整改计划十分重要。由于技术资料的全面翻译十分困难，因此在向国外公司甲发出发货通知单前，需要进行现场设备土建施工的确认并对偏差进行整改。在该项目中，由于做了充分的整改计划，因此现场实际发生的整改工序并没有影响项目总体计划。

④系统建设完成试运行期间整改计划的制订十分重要。由于两国质量体系要求、项目理解的偏差，在系统投运后，根据设备运行情况、配套情况、吸收液富液检验情况、尾气检验情况，经过团队沟通，确认是否需要整改。在该项目中，吸收液富液中存在少许活性炭颗粒，因此在系统上加装了过滤器解决了这个问题；对真空泵伴热原方案也进行了整改；实际进度满足总体进度计划。

在我们平时的项目管理中，或多或少总会发生各种各样的变化和整改，调整是随时存在的，一个好的项目计划应该包含项目整改计划。对于核心技术和设备由国外供货的项目类型，各方面出现的情况更要充分预测，如国际海运存在的不确定因素等等，并对考虑到的情况加入到总体进度计划中，给予充分的重视。如果没有发生整改项，则目标控制最优，项目提前完成；如果发生整改的问题，项目仍然可以按照计划进行实现目标控制。

3.4 项目成本控制

项目成本控制不仅要在项目成本发生的过程中，对项目所消耗的人力资源、物质资源和其他费用开支进行计划、监督、调节和限制，而且首先要在项目前期、项目形式上争取把项目可能产生的各项成本进行控制，保证项目成本目标的实现。

对该项目成本控制项目团队采取了以下几个措施：

3.4.1 扎实的可行性方案。由于该类型的项目核心设备占总投资的比例很大，因此与油气回收公司技术交流至关重要。同时配套设计要达到要求深度，方案要切实可行。

3.4.2 技术和撬装设备外包。由于是国内首套使用国外技术和撬装设备实施的芳烃尾气回收工程，技术和设备的费用是项目费用中最难控制的因素，因此，项目团队采取技术和设备费用总包的合同形式来锁定项目近80%的投资。通过合同的执行结果来看，总包合同控制了外方设备制造的成本，约束了外方人员的服务费用，有效控制了工程投资。

3.4.3 配套项目满足总体进度控制目标。由于配套设备、材料价格在总体进度内波动较小，因此可以减少这方面的风险。

3.4.4 在方案中充分考虑到汇率变动的因素，在技术交流和合同谈判时通过充分的沟通，在合同额中考虑了此因素，避免了合同执行时可能的纠纷，控制了项目成本。

3.4.5 优化合理可行的方案。例如在方案中我们经过与设备供货商的沟通，将配套真空泵的电伴热改成现成的蒸汽伴热，仅这项就节省上百万的投资（变电站扩容、电缆、电伴热设备等）。

4 项目沟通

实际上项目沟通无所不在，以上的各个环节都需要深入的沟通，建立有效的沟通机制是所有管理艺术的精髓，一个项目成功与否与沟通管理有着重要的关系。项目管理中有效的沟通可以增进了解，减少偏差、目标一致而形成强大的合力。反之，则会造成人际关系紧张，理解偏差，项目无法实现目标控制，严重的甚至导致项目失败。本项目团队在以下几方面突出了沟通的重要性：

4.1 要求承包商指定项目负责人。要求中标的国外公司甲指定母公司一名专业技术人员为项目负责人，要求该负责人到项目建设地参加所有的技术交流、设计交底、开工指导、培训等工作，避免人员更换产生理解的歧义。

4.2 要求双方专业翻译人员全过程参加相关工作。所有资料双语，经双方翻译确认、项目经理签署后传递，最大程度的避免偏差，达成共识。

4.3 所有图纸现场交底。要求主承包商提供的图纸必须现场交底，配套的承包商必须现场提出问题，必须当场确认问题或现场解决问题，提高沟通效率。

4.4 组织多层次的沟通培训。项目投运后的安、稳、长、满、优运行，与生产管理人员及作业人员对设备的了解有莫大关系，因此，项目投运，按照总体控制计划，项目团队组织管理人员、作业人员进行了多次培训，提高了对国外成套设备的理解，体现了沟通的重要性。

4.5 项目其他团队成员参加所有项目例会，及时沟通各自工作情况，项目经理统筹协调。

5 项目投运

由于沟通充分，项目油气回收撬装设备供货协议很快签订完成，在项目执行过程中，配套设计、施工均提前完成，撬装设备提前到货，在计划中预留的配套施工整改及项目试运行期间的整改也有序组织完成，项目一次投运成功。由于撬装设备到货时间比计划有所提前，因此项目进度提前，成本及质量也均满足计划要求。

试运行期间，经质量检验部门对吸收液富液采样，油品质量合格，回收的油品为成品，可以直接打回系统，不需要再次处理；同时经环保部门对排放尾气采样分析，尾气排放浓度不大于10mg/m3，达到技术协议要求并远低于国标要求的70mg/m3，无新增三废产生。码头装船速度由原来的300T/H提高到500T/H，大大提高了码头的使用效率。按照设计物料配合计算，每年装船60万吨，按90%的回收率，年可回收原本会排放到大气中的芳烃约800吨，年回收效益800万元以上。

建成的芳烃油气回收系统占地80m2，无新增定员，系统启动信号与装船流量计信号实现连锁，一有装船，系统自动启动，回收装置无须操作工操作，可实现全自动化管理。项目实施后，装船作业环节大为改善，几乎无芳烃和油气味道，受到了船主和作业人员的好评。经过近2年的运行，系统运行可靠，持续监控尾气达标，该项目各方面均达到了预期目标，项目建设成功。

6 结束语

本文通过运用现代项目管理理论，结合本工程的具体要求，运用项目进度管理理论、项目沟通管理理论和其他管理知识，对芳烃油气回收项目进行分析，重点对项目进度和沟通管理进行了研究，从而为项目的实际运作以及今后同类型项目的施工提供了管理依据。

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