石油化工和石油工程的区别篇1

前言

石油化工在世界大范围开采和应用，促进了国家和地区的经济发展，可是很多国家和地区只是侧重于石油化工的开发和利用，忽略了其对环境的影响。一般的含油污水中的石油类主要由浮油、分散油、乳化油、肢体溶解物质和悬浮固体等一系列物质构成，其中的有害成分较多。生产过程中所产生的废水对于周围的生物和环境具有较大的伤害性，从可持续发展的角度，严重的石油化工废水排放会给人们的生活造成困扰，影响国家或地区的经济发展，影响国家或地区的平衡发展。因此，在促进我国经济快速发展的同时，也不能忽视石油工业废水排放技术的应用，保障生活生产环境，促进可持续发展。

一、石油化工废水的特点

石油化工企业是以石油或天然气为主要原料，通过不同的生产工艺过程、加工方法，生产各种石油产品、有机化工原料、化学纤维及化肥的工业。各种成分的物料在这里加工、储存、装卸、输送。一旦发生火灾，导致容器和管道破裂，物料就会泄漏出来，石油化工废水排出来的时候，河流及农田就会被污染。石油废水的排放石油从地底下开采出来后，就会经过脱水等处理后就会进入到集输管线中，之后才能送到炼油厂或者是油库中，还要在油库中进行再次的脱水以及脱盐处理等措施，但是当原油中含水量小于或等于某种数据时，之后才能今日到减压的装置中去，这其中就会产生一些重油和渣油。。每次的深加工都会产生一些石油化工的废水，这些废水的处理是进行安全生a工作的重点，因此在加工的过程中，都要把石油化工的废水运用比较实用的技术进行处理，也同时在处理过程中也要提高处理的能力及技术。

石油化工废水的基本特点：污染的水源扩散的特别的快。由于石油化工废水只有在再次加工的过程中才可以应用，因而其用水量与石油化工加工时实际用水量有关，而石油化工的加工实际用水量也与石油的加工数量有关。当加工的石油比较少时，产生的石油化工废水量就比较少。当石油加工比较大量时，石油加工过程中实际用水量就大，产生的石油废水也就多；当石油严重需要时，企业内石油加工设施不能满足石油量的需求时，需要动用企业外部石油加工设施，此时产生的石废水就特别的多。污水中污染物组分复杂。石油化工企业产品种类繁多、化工装置千差万别。不同的化工装置、不同的工艺流程、石油化工发生的不同位置的泄漏时，石油化工废水中污染物的组分都会不同。物料泄漏量不同，石油化工中污染物的浓度也会有很大差异。时候化工具有区别于其它形式污水的特点，但是无论何种形式的污水，它都存在着收集与处理的问题。

二、石油化工废水处理工艺简析

从石油化工废水的产生过程来看，其产生须具备两个条件：其一，石油化工废水只有在再次加工时才会产生；其二，石油化工废水只有在物料泄漏并混入正常的无污染水时才会产生。所以，石油化工废水如果不采取措施加以收集及处理，就会流入到下水道中，也就会进入到河流和湖泊中，这样就会使地下水和地表水都会遭到污染。

首先，石油化工废水作为一种比较常见的污染，对环境的破坏和生态平衡的危害影响特别的大。根据石油化工企业的环保法规，石油化工企业应该做到废水的清除及分流的处理措施，也就是说石油化工废水应该从没有受污染的水中分流出来，所以石油化工废水的收集与处理是很重要的，不能因为对石油的需要，就忽略了对环境的保护意识。特别是加工过程中含有有毒物质的企业，也更应该注意这个问题的重要性。

其次，针对石油化工废水的一些特点，在将其送入污水处理厂之前，也应该十分的注意，石油化工废水在被送入到污水处理厂之前，必须进行废水的检测工作，查看被污染的程度。石油化工的废水池也是有一定的容积量的，如果石油化工废水能够被回收利用时，必须考虑回收利用。这样才能使生态环境不会被污染。

另外，含油污水的产量大，涉及的范围广，如石油的开采，石油的炼制、和石油的化工、油品的储运。邮轮事故、轮船航运、车辆清洗、机械制造、食品加工等过程中都会产生石油化工的废水。在当今现代，有一些油水的分离技术。这样就可以使石油化工的废水能过滤在利用。比如重力分类法、空气悬浮法、过滤法、超声波法等技术。油水分离技术是当前处理含油污水的关键技术之一，上述方法各有不同的范围，应根据不同种类油的性质和不同的水质要求，采用不同的处理方法。以上各种处理单元在含油废水处理中并不是单一出现的，因为废水中的油粒多数同时存在集中状态，很少以单一状态存在，所以含油废水处理采用多级处理工艺，经多单元操作分别处理后方能达到排放或回用标准。

三、结束语

石油化工工程的的设计中应该多考虑些废水的收集及处理问题，建立石油化工企业废水处理厂及过滤重复在利用，发展适合石油化工废水特点的新的处理工艺和技术，如用空气悬浮法等处理石油化工废水具有很高的效率。因此应该重视石油化工的废水处理及回收在利用，这样才能保护我国的生态发展。

参考文献：

[1]唐勇. 浅析石油化工废水处理技术[J].科技创新与应用，2014，（26）：115-116.

[2]巩强. 当代煤化工废水处理工艺现状与发展前景探求[J].化工管理，2016，（19）：129.

[3]郭辉，陈雯，黄国兵，邢领航. 水电工程砂石系统生产废水处理工艺优化研究[J].人民长江，2016，（08）：68-72.

[4]成波，王红萍. 石灰石-石膏湿法烟气脱硫废水处理工艺研究进展[J].工业用水与废水，2016，（01）：5-8.

[5]杨杰，任江，梁克郢，熊鹏儒. 石化装置烟气脱硫废水处理工艺比较和选择[J].宁波化工，

2016，（01）：37-41.

[6]孙理密，唐震，朱丽，刘珊珊. 典型石化废水处理工艺优化研究[J]. 工业水处理，2016，（01）：

106-108.

作者简介：

石油化工和石油工程的区别篇2

（一）原油供应总量及结构

中石化集团原油资源主要包括中石化自产原油、中石油供原油、进口原油各约占30%，中海洋供原油占10％。

1998年集团公司原油资源量为8073万吨，其中石化自产原油供应量2784万吨，占34.5％；中石油供2276万吨，占28.2％；中海洋原油819万吨，占10.1％；进口原油2194万吨（一般贸易1812万吨，来进料382万吨），占27.2％。

（二）原油配置现状及特点

中石化集团石化企业主要分布在华北、华东及中南地区，在原油配置上主要表现为，中石化自产原油主要供华东及长江中游地区炼厂，中石油原油主要供华北、华东内陆及中南内陆地区炼厂，海洋原油主要供沿海及沿江地区炼厂，进口原油主要供东南沿海炼厂。

从原油供应及配置现状来看，主要呈现出以下几个特点：

1、在原油供应上，以国内陆上资源为主。

1998年中石化集团原油资源量中，国内陆上原油资源量5060万吨，约占63％，其余为海洋原油和进口原油。

2、在炼油能力布局上，有两个布局特点：一是形成了华东、中南和华北地区5:3:2的炼油布局；二是在内陆、沿海、沿江地区能力布局基本平衡。

炼油能力布局如图1－1、1－2所示。

图1－1 图1－2

中石化集团石化企业原油总加工能力11360万吨（1997年数据），能力布局是，华北地区石化企业加工能力2000万吨，占18％；华东地区加工能力5800万吨，占51％；中南地区加工能力3560万吨，占31％。从内陆、沿海、沿江炼化企业的能力布局来看，分别占33%、37％和30％。

3、原油进口量呈逐年上升趋势，主要配置在沿海及沿江地区，形成由东南沿海向中部供油的流向。

随着国内经济的发展，对石油产品的需求不断增加，从1993年到1997年，我国原油进口量一直呈上升趋势（见图1－3），1998年我国实际进口原油2732万吨，其中石化集团原油进口量占80％。在石化集团一般贸易进口原油1812万吨中，有1440万吨进入沿海及沿江石化企业，约占79.5％。

图1－3 1993－1998年中国原油进口量 单位：万吨

4、在原油配置上，基本体现了就近供应的原则。

中石化集团自产原油和中石油供原油中除胜利原油、大庆原油一部分供给沿江、沿海石化企业外，其他产地原油都是就近供给当地或附近地区炼厂；中海洋原油在供应给附近炼厂的同时，也配置到沿江企业；进口原油在配置到港口及码头所在地石化企业的同时，还主要向沿江地区输送。

（三）原油配置中存在的问题

1、内部自产原油资源量不足，难以满足加工需求。

1998年中石化原油资源量中自产原油占总资源量的34%，是石化集团原油加工能力的25%，远不能满足加工需求。

2、原油加工能力没有得到充分利用，炼油装置平均负荷率较低。

从各地区石化企业加工负荷状况看(见图1－4)，中石化集团石化企业总体炼油装置开工不足，平均加工负荷率为66.8％，其中华北地区除石炼化以外炼厂以及华东内陆和中南内陆地区炼厂的平均加工负荷率只有52.7％，加工能力远未得以充分利用。

图1－4

3、原油加工量与成品油市场需求之间存在不平衡。

从1998年各地区成品油产需情况看（见表1－1），集团公司石化企业所在区域华北、华东和中南地区市场都存在供需缺口，总缺口达1470万吨，折合原油加工量缺口约2650万吨。目前，为了平衡供需矛盾，有中石油东北油和西北油弥补到缺口地区（见表1－2），但中南地区仍有405万吨的成品油市场缺口，折合原油加工量缺口约700万吨。

表1-1 1998年各地区成品油产需情况 单位：万吨

序号 地区 原油加工量 汽煤柴产量 消费量 供需平衡

1 华北 1668 877 1166 －289

2 华东 4552 2277 2726 －449

3 中南 2488 1516 2248 －732

合计 8708 4672 6140 －1470

表1－2 1998年成品油销售流向 单位：万吨

序 号 地 区 东北油 西北油 小计

1 华北 279 71 350

2 华东 505 0 505

3 中南 260 67 327

4、在原油配置上，存在运费偏高的现象。

一是远距离运输使运费偏高。如吐哈原油供洛阳石化和荆门石化、塔里木原油供洛阳石化和石炼化，这种长距离以铁路为主的运输使每吨原油运杂费平均达442元。二是供沿江地区石化企业的原油运费普遍偏高。供沿江地区石化企业原油的运杂费水平如表1－3所示。

表1－3 单位：元/吨

供沿江石化企业的原油运杂费相对水平最低的是中石化胜利原油，最高的是中石油大庆原油，大庆原油配置到沿海企业的运杂费相对较低。

另外，在对沿江炼厂的配置中，供巴陵石化和荆门石化的原油运杂费都处在最高水平，其中配置到巴陵石化的原油中，胜利原油运杂费水平相对最低，为169元/吨，大庆原油最高，为262.2元/吨；大庆原油、西江原油配置到荆门石化的运杂费分别高达386元/吨和363.5元/吨。

二、中石化集团“十五”原油供应总量及结构预测

（一）国内原油供求趋势预测

随着国民经济的增长和社会的发展，石油消费占我国能源消费的比重势必会增加，预期国内原油供求的基本趋势是今后至少5年内国内原油产量增长速度不及需求增长速度，原油进口量将逐年增加。

根据对2000－2005年全国原油产量预测（见表2－1），预计“十五”期间国内原油产量年平均增长率只有0.7％左右，到2005年全国原油产量约为1.65亿吨。

表2-1 单位：万吨

序号 名 称 1998年 2000年 2005年

1 石油集团 10738 10735 10810

2 石化集团 3531 3500 3500

3 海洋总公司 1632 1708 2185

合计 15901 15943 16495

(不包括新星和地方）

而同期中国对石油的需求却呈较强劲的增长势头。1998年我国国内原油需求量（产量＋净进口量）为1.72亿吨，根据国家计委能源所交能司的预测，2000年全国原油需求量约1.9亿吨，到2005年达2.48亿吨。届时原油供需缺口约为8300万吨，中国对外依赖程度将达到34％。

（二）中石化集团原油供应总量及结构预测

1、原油供应总量预测

假设供给石化企业的原油资源全部用于原油加工，则根据中石化咨询公司的预测，2000年集团公司原油供应量约0.94亿吨，2005年约1.26亿吨，较2000年增加3200万吨，较1998年原油加工量8060万吨增加约4540万吨。

2、原油供应结构预测 受国内原油产量增长有限及自身资源潜力不足的影响，石化集团原油供应在结构上必然表现为国内陆上原油资源比重的减少与对外依赖程度的增加。

由表2－1可以看出， 2005年国内原油供应量将较1998年增加约590万吨，其中中石化自产原油减少30万吨，中石油原油增加约70万吨，中海洋原油增加约550万吨，2005年原油供应量的增加主要依靠进口原油约3950万吨实现。假设国内原油增加的产量全部提供给石化集团加工，则其原油供应在结构上就表现为中石化自产原油供应量2750万吨，中石油供2350万吨，中海洋供1370万吨，进口原油6130万吨，分别占总量的22％、19％、11%和48％。国内陆上原油资源在原油供应总量中的比重降低以及进口原油比重增加成为必然趋势。

根据国内各油源的原油资源潜力与开发状况，预测“十五”期间中石化集团公司国内原油资源增量的主要来源如下：

一是中石油原油资源增量主要来自西部油区。由于我国东部主要原油产区已进入开采后期，西部地区为原油资源的战略接替地区，“十五”期间中石油原油70万吨的增量将主要来自西部原油产区。

二是中海洋原油供应量的增加主要来自渤海海域。中海洋公司1998年原油产量1632万吨 ，其中南海产量1362万吨（南海东部产量1255万吨，南海西部产量107万吨），渤海产量265万吨，东海油区当年刚开始投产。根据海洋公司发展目标，2005年南海海域原油产量稳定在1000万吨，渤海海域原油产量达到1000万吨，即南海原油产量将较1998年减少250万吨，渤海海域为主力开发地区，原油产量将较1998年增加750万吨，2005年海洋原油增量550万吨将主要由渤海海域实现。

根据对国际市场原油供应潜力的分析，从原油供应安全的需要出发，预测“十五”期间中石化进口原油资源在结构上将表现为以中东地区国家和俄罗斯原油为主，亚太与非洲原油为辅的稳定、多元的供应结构。

表2－2 1995－1998年我国进口原油构成 单位：万吨

进口 1995年 1996年 1997年 1998年

来源 进口量 比例% 进口量 比例% 进口量 比例% 进口量 比例%

中东 776.4 45.4 1196.2 52.9 1678.1 47.3 1666.8 61

亚太 708.1 41.4 821.5 36.3 941.2 26.5 546.8 20

非洲 183.9 10.8 192.7 8.5 590.7 16.7 219.1 8

其他 40 2.4 51.3 2.3 337 9.5 299.5 11

合计 1709 100 2261.7 100 3547 100 2732.3 100

根据1995－1998年我国进口原油构成状况（见表2－2），在进口原油资源中，中东原油所占比例不断增加，1998年达60％，来自亚太和非洲地区的原油所占比例不断下降，1998年降至不足30％。由于目前主产低硫原油的东南亚、非洲地区的探明储量未有突破性增长，在不考虑其他原油进口的情况下，预计“十五”期间中东含硫原油在进口原油总量中所占比例不会低于目前水平，即约占进口原油总量的60％。由此预测2005年我国中东原油进口量将达4980万吨，其中中石化进口中东原油资源量为3680万吨。又根据中俄两国政府签订的有关进口俄罗斯原油的协议， 2003年以后，每年约有1500万吨俄罗斯原油进入国内，约占进口原油总量的25％，届时从石油安全供应的要求出发，应减少中东含硫原油进口量至50％左右，余下约25％的进口原油资源量则考虑由亚太、非洲和其他地区国家的原油补充。

三、中石化集团“十五”原油配置的思路建议

（一）原油配置的原则

根据对石化集团原油配置现状的分析和“十五”发展趋势的预测，在研究确定集团公司原油配置的思路和方法上，主要遵循如下原则：

1、原油加工量与市场需求相适应的原则。原油加工与配置必须以市场为导向，根据各地区市场需求特点确定原油加工量以及调整炼油能力布局，以适应不断增长的石油消费需求，满足不同地区的市场需求，提高集团公司的市场占有率。

2、原油加工量与原油供应来源相适应的原则。油源不同，原油输送到炼厂的渠道和运距也就不同，从而引起运输方式和运费的不同。由于石化集团自产原油不足，原油加工主要靠外部资源，大规模的调运必然涉及原油的有效配置问题。为避免运费的不合理消耗，应按就近供应和运费最省的原则，根据原油的不同来源合理确定各炼厂的原油加工量。

3、原油品质与加工装置相匹配的原则。由于预测“十五”期间进口原油数量，特别是进口含硫原油的数量会不断增加，石化集团原油加工装置必须适应这一变化趋势，适时加以调整改造，提高含硫原油处理能力。

4、原油加工量与炼厂能力相匹配的原则。目前石化集团石化企业平均装置负荷率不到70％，其中有的石化企业加工负荷率不足加工能力的一半。能力闲置不仅意味着市场状况不景气，而且增加了企业消耗。“十五”期间企业能力的扩张必须建立在提高装置利用率，满足合理的加工负荷率的基础上。

（二）原油配置的思路

根据目前石化集团在原油配置中存在的问题，按照原油配置的原则，“十五”期间原油配置的总体思路应立足于满足炼厂加工需求量，统筹考虑油源、运距、运费、原油品质、市场需求等因素，在加强国内资源勘探开发的同时，促进进口原油经济、安全、可靠地供应，以实现合理利用国内外两种资源，提高石化集团的整体效益。在这个思路指导下，华北地区石化企业以加工中石油大庆原油、辽河原油及从天津、黄岛码头进入国内的进口原油或俄罗斯进口原油为主；中南内陆地区或长江中游地区以加工国内陆上原油为主，中海洋原油或俄罗斯进口原油为补充；中南沿海地区以加工中海洋原油及进口原油为主；华东沿海地区以加工进口原油为主。具体应采取如下措施：

1、适应各地区市场需求变化趋势，调整炼油能力布局。

目前石化集团原油加工能力约为1.136亿吨，预测2005年原油需求量约为1.26亿吨，需增加能力约1240万吨。根据2005年各地区成品油需求量预测（见表3-1），华北、华东和中南地区都存在不同程度的原油加工能力缺口。

表3－1 单位：万吨

地 区 华 北 华 东 中 南

成品油需求 1303 4280 3166

原油加工 2476 8560 5192

加工能力 2000 5800 3560

缺口 －476 -2760 -1632

由于“十五”期间中石油东北地区和西北地区原油加工能力依然富余，所生产的成品油可就近供给华北、华东内陆及中南内陆地区，石化集团1240万吨炼油能力的扩充则可集中在东南沿海地区的石化企业，其他地区石化企业的原油加工能力“十五”期间可基本保持不变。

这样“十五”期间华东及中南地区的炼油能力较“九五”将增加约13％，华北地区能力不变；从沿海、沿江和内陆地区看，则表现为4：3：3的炼油能力布局（见图3－1、3－2），即“十五”期间主要增加沿海地区石化企业的原油加工能力。

图3－1 图3－2

2、适应不同油源资源量的变化，按就近原则做好原油增量的配置。

由于预测“十五”期间石化集团原油供应总量增加，国内资源增量部分主要由中石油西部地区、中海洋渤海海域构成，按就近原则，中石油原油主要供中南内陆地区炼厂，中海洋原油主要供华北、华东地区炼厂。进口原油增量部分中俄罗斯原油主要供华北地区炼厂或南下供中南内陆地区炼厂，以提高该地区的加工负荷率；其他增量部分则主要供沿海地区炼厂。由此，“十五”期间，华北地区炼厂以加工中石化胜利原油、中石油东北及华北原油、中海洋渤海原油以及俄罗斯进口原油为主；华东沿海及中南沿海地区炼厂以加工中海洋南海原油和进口原油为主；华东内陆地区炼厂以加工胜利原油和进口原油为主；中南内陆地区炼厂以加工中石化中原原油、中石油西北原油为主。

3、适应原油品质的变化，搞好原油加工装置的适应性改造。

由于我国国内炼油加工装置是在以往原油自给自足的条件下为加工国产重质低含硫原油而设计的，随着原油进口量的不断增加，特别是中东含硫原油的增加，我国必须发展较大规模的高含硫原油加工能力。“九五”期间石化集团重点对沿海企业进行了加工含硫油的技术改造，目前国内石化企业除齐鲁石化和大连西太平洋石化公司（WEPEC）外，茂名石化和镇海炼化股份公司也已基本具备单独炼制进口含硫原油的能力。预计2000年国内含硫原油的处理能力将达到2850万吨。如果再加上能够掺炼含硫原油的天津石化、金陵石化、上海石化和扬子石化等炼厂，含硫原油加工能力将达到3650万吨。

由于预测2005年我国含硫原油进口量约4980万吨，则国内炼厂含硫原油处理能力还存在约1330万吨的缺口。主要应在沿海地区以进口含硫原油加工为发展重点，在总体炼油能力扩充的同时做好含硫原油加工装置及配套工程的调整改造。

4、充分利用炼厂装置能力，提高炼厂加工负荷率。 由于石化集团目前炼油装置的平均负荷率较低，且分布不均衡，内陆地区炼厂平均加工负荷率低，沿海地区炼厂平均加工负荷率较高，为此，“十五”期间应增加对华北及中南内陆地区炼厂的原油配置量，提高其炼油装置负荷率。具体方法一是进口原油主要集中在沿海地区炼厂加工，这样可以挤出一部分国内原油资源（主要是胜利原油和大庆原油）输送给内陆地区炼厂加工，从而增加该地区的原油供应量，提高其加工负荷率；二是合理调剂进口石油资源，总的原则是尽可能地多进口原油，少进口成品油，这样成品油由国内炼厂通过加工原油来生产和供应，以提高石化集团炼油装置负荷率；三是“十五”后期在实现对俄罗斯进口原油的输入以后，主要配置到内陆地区，会进一步提高该地区的加工负荷率。通过资源的合理调剂增加炼厂加工量，不仅可以最大限度地减少从远距离出口市场进口结构性石油产品，还将为石化集团石化工业的迅速发展提供可靠的原料供应。 5、依据运费最省原则，调整和优化原油配置。

由于预测“十五”期间石化集团原油供应总量增加，供应结构也发生相应变化，石化企业的炼油能力布局受各地区市场需求和资源结构变化的影响而呈现出与今不同的布局特点，原油配置需充分考虑这些因素的变化。根据目前原油配置中存在的问题和矛盾，从节省运费的角度考虑，建议在原油配置上作相应调整和优化。如由于大庆原油到沿江炼厂的运费远高于其他来源的原油，可考虑减少大庆原油向该地区供应量，特别是不再安排输送到荆门石化和巴陵石化，所减少的供应量可调剂到华北和沿海企业；吐哈原油和塔里木原油供洛阳石化、荆门石化长距离铁路运输，使运费过高，造成原油采购成本远高于平均水平，可减少其运量或通过铺设管道改变运输方式以减少运费；西江原油配置到荆门石化的运费过高，可就近改输至茂名石化、广州石化或福建炼厂。另外，受中俄两国政府签订有关进口俄罗斯原油协议的影响，“十五”期间对进口原油的配置可分阶段采取不同措施，即在“十五”前期2000－2003年，进口原油通过各港口、码头集中配置到沿海地区炼厂和齐鲁石化，同时调整胜利原油流向主要供中南内陆地区及长江中游地区炼厂，荆门石化和巴陵石化以配置江汉原油、河南原油和胜利原油为主；“十五”后期2003年以后，增加的俄罗斯进口原油主要供华北地区石化企业，或继续南下供中南内陆及长江中游地区炼厂，胜利原油则部分改输至齐鲁石化和济南炼厂。

在实际配置工作中，原油供应方面需要考虑不同油源和原油品质，原油加工方面需要考虑各需求地区和石化企业，参量很多，难以通过定性方法精确求得使运费最省的配置方案。为此，可通过建立数学模型的方法解决原油从供应地到炼厂的运量，确定保证原油采购成本（到厂价）最低的合理的运输方案。从石化集团实际出发，在原油供应地数量i和炼厂数量j、原油供应总量ai和炼厂需求总量bj以及各供应地到炼厂的单位采购成本cij已确定的前提下，可建立如下模型：

由于原油供应量的确定是根据市场需求情况确定的，即以销定产，故模型中原油供应总量∑ai与需求总量∑bj相等。

由于预计“十五”期间中石化集团原油供应量将以年增长率约6％的速度增加，资源来源与构成、原油的品质结构也将发生相应变化；又由于自产原油资源量及其勘探开发潜力的不足，原油加工越来越多地依赖外部原油资源，使得原油供应的安全性和经济性成为中石化集团迫切需要考虑的问题，原油配置作为联接上下游企业以及原油供需之间的重要衔接手段，对石化集团的经济利益有着越来越重要的影响。为此，中石化集团公司必须以提高市场占有率为目标，综合分析原油供应总量、总体加工能力、各炼厂原油加工能力及各地区市场需求特点，通过原油配置实现供求平衡；在充分利用好现有装置能力的基础上，适时做好炼油装置能力的调整和改造，以提高对不同品质原油加工的适应性；统筹兼顾各油源资源量、油质、油价、运距、加工能力等因素，通过合理的原油配置方案实现最低综合采购成本；对油源的选择必须充分考虑不同油源的资源潜力，在确保原油供应的相对稳定性的同时，通过原油来源的多样化，主要是进口原油资源的国别多元化来分散经营风险，保障原油的安全可靠供应。

石油化工和石油工程的区别篇3

作者简介：古力先・司马义（1971-）, 女，新疆维吾尔族人，新疆农业大学经济与管理学院讲师，研究方向：区域经济；

刘新平（1959-），男，重庆人，新疆农业大学经济与管理学院副教授，博士，研究方向：区域经济与产业布局。

中图分类号：F426.22文献标识码：A文章编号：1672-3309（2008）11-0009-04

新疆石油天然气资源丰富，发展前景广阔，具有独特的地缘优势。近20年来，新疆原油产量年均增长近10%，天然气产量年均增长17.28%。随着国家石油供需矛盾的加剧，国家和中石油、中石化加大了对新疆石油天然气产业的投资力度。2006年，新疆石油天然气产业完成固定资产投资389.80亿元，占全区全社会固定资产投资的24.87%，占第二产业固定资产投资的44.66%。作为新世纪我国石油战略接替区，新疆已打下了坚实基础，按照“大型化、基地化、园区化、专业化”规划的石油化工产业，对新疆经济的拉动作用日益凸显。

一、新疆石油产业发展状况

1、石油开采业发展状况

通过资产、总产值、产出比、工业增加值、工业增加值率、销售收入、利税总额、利润总额、利税率、利润率等11个经济指标对比分析来考察新疆石油开采业的经济运行现状。除产出比低于全国水平外，其他指标均高于全国平均水平，其中，资产合计居全国第2位，总产值、工业增加值、销售收入、利润总额、利税总额居全国第3位。

2、石油加工业发展状况

新疆石油加工业是建立在原油勘探开采的基础上，经过多年发展，目前已经具备了一定加工能力。通过原油生产及经营与全国的对比分析可知，2002年，新疆原油一次加工能力为1800万吨，仅占全国总量的6.67%；2005年，新疆原油加工量仅为1513万吨，占全国总量的4.79%。原油加工能力严重不足，与原油的资源量和产量极不匹配。同时，新疆原油生产的装置开工率仅为58.38%，低于中国石油和全国的平均水平。从经济效益方面来看，新疆原油加工的利润和利润率均为负数，原油加工业的盈利水平仍低于全国平均水平。

3、新疆石油化学工业发展状况

新疆石油化学工业经过多年的发展，已经形成以塔里木、准噶尔、吐哈三大油田和独山子、乌鲁木齐、克拉玛依、库车、塔里木为主体的产业基地，形成了以乌石化、独山子、克拉玛依、吐哈、库车、库尔勒、泽普等各具特色的石化产品生产区，产品主要集中在乙烯、有机原料、合成材料和化肥四类。相对于上游的油气开采业和中游的石油炼制加工业来讲，新疆石油化工业在新疆石油产业结构中所处的地位相对较弱，以2006年石油产业的工业产值为例，油气开采业实现工业产值1014.53亿元，占全区石油产业比重的60.6%，石油炼制加工业占了36.2%，而石油化学工业仅占3.2%。

二、 新疆石油产业影响力分析

1、石油产业对新疆区域经济的投入和产出效应分析

2000~2006年间，新疆石油工业的投资在第二产业，乃至全社会固定资产投资中所占的比重较大，分别为22%~24%和44%~53%；石油工业对第二产业和全社会固定资产投资贡献率分别为27%~82%和10%~40%，拉动全社会投资的增加作用明显。但是，从投资收益的角度来考察，由于目前我国特殊的矿权体制和政策，新疆石油和天然气资源的开发和加工企业主要隶属于中国石油天然气集团公司和中国石油化工集团公司，对新疆石油产业的投资也主要是两大公司所为。这种投资主体的不同，使得新疆地区石油产业的投资收益也主要归两大公司所有，新疆地方政府在此投资中的直接收益是十分有限的，对区域经济增长的直接贡献也是有限的。随着新疆作为我国油气资源接替区地位的日益凸现，不论是国家还是地方都会掀起石油产业基本建设投资的新高潮，总体投资力度会进一步加大，其结果必然增加石油产业在未来时间内对新疆固定资产投资的拉动力度。

石油产业对新疆区域经济的产出效应主要是指石油和天然气资源的开发、加工等对区域GDP和工业总产值的直接拉动作用。从2000年以来的7年间，新疆石油工业增加值在新疆工业增加值中占的比重连年提高，至2006年底已占到2/3以上，就平均水平来看，石油行业工业增加值每增加1%，就可推动全区工业增加值增加0.5个百分点以上，其地位和重要性是毋容置疑的。新疆工业经济发展过度依赖石油产业，工业增长结构单一。必须引起重视的是，新疆的石油产业又主要依赖于中央企业在原油、天然气资源的投资和两大石油集团公司的计划安排，石油工业的经济效益受区外因素的影响较大，从而使新疆区域经济的发展在一定程度上受到区外因素的影响。

2、基于感应度系数和影响力系数的新疆石油产业经济影响力分析

通过里昂惕夫投入产出表，可计算出产业间的影响力系数及感应度系数，从而可以估算出新疆地区石油产业对其他产业所产生的影响。

从表1中的影响力系数分析结果可知，新疆经济发展“一黑一白”战略中的石油产业对其他行业的影响力是非常弱的，特别是新疆比较发达的石油和天然气开采业的影响力列在各行业最后，其影响力系数不到金属矿采业的1/2。这说明新疆石油产业的发展依托地方不足，对地方工业的影响力较小，辐射作用和拉动作用十分弱，石油开采业对石油化学工业的带动性特别弱，石油加工业的发展严重不足。从感应度系数角度来看，41个行业中感应度系数大于1的有12个，排在前5位的是：交通运输及仓储业(3.29)、石油和天然气开采业(2.12)、化学工业(2.04)、石油加工、炼焦及核燃料加工(1.89)、批发和零售贸易业(1.77)。这说明了新疆石油产业对其他行业的需求影响较大。

总的说来，新疆石油产业的感应度系数较大，而影响力系数较小。这说明，其他行业的生产和发展比较大地受到石油产业的影响，石油产业的感应力作用直接制约其他行业部门的生产和发展。同时石油产业的迅速发展并不能迅速带动其他行业部门的生产，从而有效地促进区域经济的发展。其原因与新疆地区石油产业链条比较短，下游行业规模小，初级产品或中间产品多，高附加值的产品少，石油产业的发展对其他行业的辐射和拉动效应不强等有关。

3、新疆石油产业影响的关联度分析

石油产业对国民经济发展的作用，构造了一个以石油产业部门和非石油产业部门为基础的两部门模型进行回归分析，阐述石油产业自身的发展对国民经济发展产生直接的贡献，同时石油产业通过外溢作用对经济增长产生间接的贡献。

本文所使用的数据主要选择自治区统计局公布的有关法定数据进行计算整理。

为了保证数据之间的可靠性、可比性与连续性，本文中石油产业的产品（D）由石油产业的国内生产总值代表，它包括石油及天然气开采业、石油加工及炼焦业与化学工业的产值的总和。

国内生产总值按照当年价格计算，国内生产总值指数按照可比价格计算，就业人数包括城镇就业人口和农村农业人口。

投资（I）在本文中使用历年全社会固定资产投资，是国有经济、集体经济、个体经济和其他所有制形式理念的固定资产投资之和。

根据上表的数据，应用大型统计分析软件SPSS13.0 进行回归分析，得出的结果如下：

R2=0.836，说明本模型对流通产业溢出效应的拟合度在83.6%，本模型可以在83.6%的程度上解释石油产业的影响力。

F（4，5）=10.1912，p=0.0094，小于0.5，所有自变量可以显著预测因变量。

回归方程式: =0.1736（）＋0.0876（）+

0.1414（）（）+0.0272（）

其中：θ=0.0272

因此，σ=0.2028

σ值为正，意味着石油产业的相对边际生产力高于非石油产业。

方程中θ是外溢作用的参数，θ=0.0272表明，假定其他条件不变，石油产业每多生产一单位产品（D），总产品（Y） 则增加0.0272个单位，它是石油产业的直接贡献系数。

系数估计值(γ)是石油产业的全部作用，其中既包括外溢利益也包括要素生产力在不同部门间的差异使用。由于代表石油产业产出的是石油产业GDP，γ也可以解释为:石油产业产出每增加1元钱，假定其它条件不变，GDP将增加0.1414元。γ值看起来比较低，说明新疆石油产业对区域经济增长的直接贡献及其通过外溢作用而产生的间接贡献并不大。就新疆的实际情况来看，表现为石油产业的区域经济的影响力较差。

三、结论

本文通过采用贡献率、拉动率、感应度系数、影响力系数以及菲德两部门模型对新疆石油产业的影响力进行了分析评价，得出以下主要结论：

（1）新疆石油工业的投资在全社会固定资产投资中起到举足轻重的作用，对新疆固定资产投资的拉动力度较大，石油产业发展的投入效应显著。

（2）石油产业对区域GDP和工业总产值的直接拉动作用也比较明显，石油产业对新疆区域经济的产出效应较好。

（3）从感应度系数角度来看，新疆石油产业对其他行业的需求影响较大。但是，从影响力系数来看，石油产业对其他行业的影响力非常弱，特别是新疆比较发达的石油和天然气开采业的影响力列在各行业最后。

（4）由菲德两部门模型计算发现，新疆石油产业对区域经济增长的直接贡献及其通过外溢作用而产生的间接贡献并不大。就新疆的实际情况来看，表现为石油产业对地方经济的影响力相对较弱。

（5）相应的对策与建议有：优化石油产业自身结构，促进石油产业迅猛发展；以石油产业拉动特色产业，推动资源地群众脱贫致富；改进资源税制，发挥税收的宏观调控作用；加快油地体制健全完善步伐，创新融合经济发展体系；加强石油产业发展中的生态环境保护，保障油地双方可持续发展。

参考文献

［1］ 刘春宇.新疆石油产业发展研究[D].乌鲁木齐：新疆农业大学，2007.

石油化工和石油工程的区别篇4

克拉克松不久前的统计资料表明， 2006年7月份全球液化石油气船的订单分布和交船时间：8 000－20 000立方米之间的液化石油气船，韩国、日本、中国及其他国家和地区2006年交船的分别有2艘、3艘、1艘和0艘；2007年交船的分别有6艘、2艘、1艘和2艘；2008年交船的分别有11艘、2艘、3艘和4艘；2009年以后交船的分别有0艘、0艘、4艘和5艘。20 000－60 000立方米之间的液化石油气船，韩国、日本2006年交船的分别有2艘和0艘；2007年交船的分别有9艘和1艘；2008年交船的分别有10艘和1艘；2009年以后交船的分别有2艘和0艘，中国及其他国家和地区无。 60 000立方米以上的液化石油气船，韩国、日本2006年交船的分别有2艘和2艘；2007年交船的分别有5艘和4艘；2008年交船的分别有25艘和2艘；2009年以后交船的分别有10艘和4艘，中国及其他国家和地区无。从中明显地显示出，韩国、日本在大型液化石油气船建造领域拥有强劲实力。

韩国、日本目前在大型液化石油气船方面占据着主导地位，80 000立方米以上的液化石油气船市场，基本上由这两个世界造船强国把持。仅对截止到2006年5月底的统计，全球大型液化石油气船手持订单全部被韩国、日本的造船企业所瓜分。世界各国造船企业共有55艘80 000立方米以上的液化石油气船手持订单，韩国现代重工和大宇造船海洋工程公司分别握有35艘和10艘，排列世界第一、第二位，即韩国造船企业共有45艘80 000立方米液化石油气船手持订单，占世界总量82％。日本三菱重工和川崎造船公司分别握有7艘、3艘的订单，排在韩国的两家造船企业之后，日本造船企业手持订单占世界总量18％。韩国现代重工承接的液化石油气船订单已经排满了2009年之前的建造日程，再接订单交船期将在其之后。韩国造船企业认为，在建造液化石油气船方面，韩国造船企业如今拥有绝对的优势，在大型液化石油气船的设计和建造技术上，韩国现代重工和大宇造船海洋工程公司大大领先于日本造船企业。

在中小型液化石油气船建造领域，日本、中国及其他国家和地区分立天下，特别是日本，占据着不小的市场份额。从8 000立方米以下液化石油气船建造来看，韩国0艘，日本、中国及其他国家和地区2006年交船的分别有10艘、2艘和10艘；2007年交船的分别有15艘、1艘和6艘；2008年交船的分别有9艘、4艘和5艘；2009年以后交船的分别有2艘、0艘和1艘。日本的优势十分出挑，该国的造船企业占据了约55％的市场份额，对中国形成了一个严峻的、现实的压力。

据报道，韩国现代尾浦船厂接获了欧洲两家船东6艘液化石油气船订单，容积达到20 600立方米，交船期计划为2009年年底，订单总价值约为3．4亿美元。这是韩国造船企业首次批量承接的液化石油气船，表明批量订单已开始走进韩国造船企业液化石油气船建造的前台，力争取得更大经济效益，并使船舶建造的连续性、有效衔接得以较好保持。

我国渤海船舶重工有限公司为中国长航（集团）南京长江油运公司建造的3 500立方米液化石油气船1号、2号船，属高科技含量的船舶，计划于2007年上半年正式交付船东使用。该型船建造难度大，技术要求高，有着较高的附加值，市场竞争力强，市场前景广阔。

位于上海地区的江南造船（集团）有限责任公司，这几年来把药芯焊丝二氧化碳气体保护焊积极应用在液化石油气液罐制造中，打破了液化石油气液罐焊接的传统方式，填补了国内空白，使承制出口韩国的23 000立方米液化石油气液罐取得了多项技术与工艺的突破和创新成果，焊接技术水准全面增强，焊接效率进一步提高，不仅满足了施工技术要求，创造了较好的施工环境，而且达到了满意的焊接效果，缩短了现场的施工周期。

石油化工和石油工程的区别篇5

销售业务价值链

市场是石油产业生产经营的终点,市场营销业务就是把石油及其产品销售到市场上的活动过程。其中,原油销售比较简单,一般采取企业之间直接签订长期合同的方式,商务谈判的重点主要集中在合同价格、定货量、输运方式、到货地和时间等方面。成品油销售则环节比较多,既有多级批发又有零售业务,特别是加油站的终端销售还比较复杂,竞争也较为激烈。因此,成品油销售需要加强销售渠道、配送网络及终端市场建设,着力扩大销售量,提高占有率。石化产品基本属于市场竞争性产品,需要坚持以市场为导向,按照竞争性营销模式组织销售业务活动。基于石油产品销售业务的复杂性,国内外的大型综合性石油公司大多采取事业部的方式组织市场营销业务。

工程服务业务价值链

石油化工和石油工程的区别篇6

一、IOCs长期垄断国际石油市场，早期国际石油合作主要是资本主导模式

一般认为，现代世界石油工业起步于1859年美国人德雷克在宾夕法尼亚州钻成的第一口油井。此后，在相当长的时期内，从事石油投资和经营的主要是由冒险家组成的私营石油公司，其中洛克菲勒石油财团就是最典型的代表。由于全球石油资源稀缺且不可再生，特别是储量资源和消费市场分布极为不均，这些私有的石油公司，几乎一开始就不得不在世界范围内寻找石油资源和开发市场，并迅速发展成为世界最早和最著名的跨国经营群体，奠定了IOCs成长壮大的基础，成为推动世界石油工业发展，促进国际石油市场繁荣的主体力量。1885年，洛克菲勒的标准石油公司就有70%业务在海外，它的主要继承者――埃克森宣称自己至少在“跨国公司”一词被普遍使用的五十年之前就已经是一家跨国公司了。石油公司的跨国经营进一步带动了国际石油贸易，使石油成为国际化程度最大的产业之一。特别是上个世纪60年代之后，石油在世界能源消费结构中首次超过煤炭，世界开始进入“石油时代”，国际石油贸易量基本占到国际商品贸易总量的10%以上，全球石油消费的三分之二需要依靠国际贸易来解决。

石油产业属于资金、技术、人才密集型产业，投资规模大、风险高。在石油国际化的初始阶段，由于大多数发展中国家石油资源国缺乏发展本国民族石油产业的经济技术条件，而西方大石油公司不仅拥有明显的资金、技术和人才优势，而且还依仗有西方国家的政治、外交和军事强势，使世界石油产业的国际化实质上变成了西方资本主义列强及其IOC s对资源国的掠夺和殖民化过程。这些国际石油垄断集团控制着世界主要大型油田、炼厂及运输、贸易、终端销售等，并通过压低石油价格（曾经只相当于煤价的二分之一），刺激工业化国家“弃煤用油”，使世界石油消费需求大幅度增长。有资料显示，上个世纪五六十年代，被称为“石油七姊妹”的世界主要IOCs（ EXXON，MOBIL，BP，SHELL，Texaco，Gulf，SOCAL），曾控制着除美国、墨西哥和社会主义国家之外的全球80%以上的石油探明储量和产量。到1972年，他们仍在当时OPEC国家的石油产量中占有77%的份额。

毫无疑问，IOCs是世界石油工业的开拓者，也是石油国际化、全球化的先驱。他们不仅长期垄断世界石油资源、市场、价格、技术等，而且主导国际石油市场的“游戏规则”，推动形成了一整套以资本为主导的国际石油商业化运作模式、制度、标准和程序等，其中有不少延用至今，成为普遍采用的“国际规则”、“国际惯例”。特别在国际石油合作方面，从19世纪70年代到20世纪70年代，一直带有浓厚的资本主导色彩。比如，IOCs国际石油合作的最初形式主要是租让制，即通过与石油资源国谈判，就某一租让区乃至全国范围，签定石油特许权协议，交付一笔矿区使用费，获得该地区或该国的石油开采权，在一定时期内拥有石油勘探、开发、生产、运输、加工、销售的特权，包括享有生产过程的完全控制权和对所产石油的全部所有权。这种租让制带有明显的殖民地性质，有的甚至在资源国形成了石油殖民掠夺垄断体系。后来，租让的区块有所减少，参与签定协议的IOCs有所增加。典型的做法变成：由两个或更多的公司在较小的租让区内联合经营。

在这一阶段，大多数石油资源国没有建立自己的NOCs，政府是谈判的主体。即便有的国家建立了NOCs，但也只是作为政府的代言机构，代表资源的出让方与IOCs签订租让或特许协议，不直接从事石油生产经营活动。所以， IOCs与NOCs 的合作，实质上是跨国公司与东道国政府的合作，不是真正的国际商业合作，且NOCs被排除在石油产业尤其是石油商业运作之外。IOCs借助于强大的经济技术实力和垄断地位，以垄断低价占有资源国的石油资源，国际石油合作的天平长期倾向于资本一方。

二、NOCs强势崛起，推动国际石油合作从资本主导向资源主导转变

从20世纪70年代之后，发展中国家产油国为维护国家石油利益，陆续将石油资源国有化，打破IOCs的垄断，建立本国的NOCs，逐步走上了独立发展石油工业的道路。特别是中东、拉美等地区的主要产油国，通过设立政企合一的NOCs，收回IOCs的石油特许权，夺回对本国石油工业的控制权，全面承担起发展和管理本国石油工业、与IOCs合作谈判等的责任。由于刚刚成立的NOCs普遍经济技术实力较弱，需要依靠IOCs发展本国石油工业，双方的关系主要局限在国内的石油合作而不是竞争。

在这一时期，由于IOCs仅仅拥有在东道国开采石油的经营权，需要在平等、独立、自愿和互利的基础上与石油资源国的NOCs签定石油合作协议，双方开始探索形成一些新的合作经营模式，如产品分成合同、成本回收合同、风险服务合同、回购合同、联合经营合同、矿费税制合同等，其中普遍采用的是矿费税制合同和产品分成合同模式。这类石油合作模式一般要求IOCs承担勘探投资风险，一旦发现商业性油气田，资源国NOCs参与开发投资，然后限额、限期回收生产作业和投资，余额由双方按开发投资比例分成。资源国政府可以利用矿区使用费、税收（可采取产品分成）等方式，获得石油合作的利益“大头”，NOCs又可以通过开发投资获得一定比例的收益。有作业能力的NOCs还要求IOCs在合作期间提供技术培训，合同期结束后可以直接负责生产作业。

近十年来，世界主要产油国NOCs持续发展，经济实力日益壮大，一些新兴经济体特别是新兴石油消费大国NOCs也迅速崛起，NOCs的资源优势越来越明显，相对与IOCs的角色地位也发生了重大转换。据美国《石油情报周刊》，2006年全球10家综合排名最大的石油公司中有5家是NOCs，10家石油产量最大的石油公司中有7家是NOCs，10家拥有石油储量最大的石油公司中有9家是NOCs，它们控制着全球80%以上的石油资源，平均储采比为78年。另据资料，被称之为“新石油七姊妹”的沙特Aramco、俄罗斯Gazprom、中国CNPC、伊朗NIOC、委内瑞拉PDVSA、巴西Petrobras、马来西亚Petronas，都属于清一色的NOCs，拥有全球石油、天然气剩余探明储量的40%和36%，原油、天然气产量的32%和30%。相比之下，“老石油七姊妹”四大主要继承者IOCs（埃克森美孚、BP、壳牌、雪佛龙）的石油储量、产量仅占到全球的3%和10%，平均储采比为11年左右。更为重要的是，由于NOCs掌控着资源，开始成为世界石油市场“规则的制定者”，IOCs则成为了“规则的执行者”，国际石油市场竞合的天平明显向NOCs倾斜。

随着IOCs与NOCs关系及角色的调整变化，国际石油合作方式已经从资本主导向资源为主导转变，部分石油资源国政府表现出强势的合作态度及政策倾向，掀起新一轮石油国有化浪潮。IOCs在一些地区和国家不仅丧失了资源的控制权，甚至开始从投资经营者变成作业承包者。以拉美地区的一些资源国为例，他们不仅把油气资源收归国家所有，而且要求在对外合作开发中本国NOCs必须占绝对控股地位，并大幅度提高石油税收和矿权特许费率等。像委内瑞拉，2004年10月政府将矿区使用费从1%提高到16.6%；2006年5月又提高到33.3%，同时将所得税税率也从34%提高到50%；2007年2月进一步提高部分合作项目的国有化程度，要求本国NOCs（如PDVSA）至少拥有60%的股份。厄瓜多尔更是在2006年4月颁布一项石油改革法案，规定外国石油公司必须将因石油价格上涨而超出原销售合同价格所获得利润的50%上缴厄政府，2007年10月又将该比例提高到99%，严重地打击了外国投资者的合作信心。再以世界油气资源和生产大国俄罗斯为例，自2003年以来，通过持续资产重组，确定了NOCs（如Gazprom）在本国石油业中的主导地位，并限制产量分成的对外合作方式，规定外国公司、个人不能直接成为俄罗斯矿产资源的使用者，必须在俄罗斯注册公司，而且对于资源储量超过一定标准的战略性油田，外方还必须与俄方成立合资公司，并由俄方控股等，带有明显的“排外”性质。

三、NOCs大力实施一体化、国际化发展战略，与IOCs形成全方位、多层次竞合态势

多年来，世界主要石油资源国的NOCs并没有单纯满足于占有上游资源优势，而是不断向下游炼油化工、市场销售等业务领域延伸，积极打造上下游一体化的产业链，谋求石油利益的最大化。比如中东地区的主要产油国，坚持边卖原油边引进国外先进技术和管理经验，发展本国炼油、化工等下游业务，扩大附加值高的大宗石油产品和化工品出口，形成了较为完整的现代石油石化产业体系。到2006年，中东地区有炼厂42座，加工能力达3.5亿吨/年。同时，石油生产大国的NOCs还十分重视把炼油、销售业务延伸到石油消费大国，他们花巨资在美国、欧洲等地大规模购并或兴建炼油厂、储运设施及加油站等。比如，PDVSA 收购的美国独立下游石油公司Citgo，拥有14000个零售终端，运营三家炼油厂，炼油能力接近全美总炼油能力的三分之一。沙特Aramco经营的海外炼油能力可以消化其15％以上的出口原油。目前，在世界前25家大炼油公司中，属于NOCs性质的已经占“半壁江山”，NOCs的上游资源优势正在向下游领域延伸。

资源国NOCs一体化、国际化业务的快速发展，对IOCs形成了严峻的挑战。首先，NOCs下游业务的发展壮大，从根本上打破了IOCs对世界炼油、销售等业务的垄断，预示着NOCs可以脱离IOCs独立进入下游业务领域及国际市场。换句话说，NOCs不再单纯地作为IOCs的客户、合伙人或东道国资源开发的监管人，两者之间的竞合也不再局限于同一产业链内不同环节的价值分配，而是形成了两个产业链的全方位、多层次较量。其次，全球油气资源向IOCs开放的越来越少，已从当年的80%以上下降到目前的20%以下，60%以上的资源特别是前景较好的储量牢牢地控制在NOCs手里。世界主要IOCs的储量接替能力大幅度下降，平均储量接替率已小于100%（即入不敷出）。再则，出于国家政治、外交及需求安全等方面的考虑，一些资源国的NOCs越来越倾向于与其他国家特别是石油消费大国的NOCs开展“市场换资源”合作，IOCs明显被边缘化。另外，INOCs的实力越来越强，已经展开与IOCs的全球资源竞争。在那些对IOCs完全开放的地区，如北极、墨西哥湾深水区、西非、北美等地区，INOCs显示出独特的竞争力。

在这种情况下，世界主要IOCs开始实施全球战略调整。他们有选择地退出了部分国有化程度高、政策条件苛刻的合作区（如埃克森退出委内瑞拉等）；着力挖掘现有资源潜力，加强老油田深度开发；积极向NOCs没有能力也无意于拓展的深海、非常规能源和新能源进军，努力寻求新的战略资源接替；在全球范围内开展大规模并购活动，重点收购独立石油公司和上游资产，并购成本越来越高。有些IOCs之间还进行资产相互置换，即将一部分属于核心资产但专业水平不如对手的资产和业务卖给其他公司以换取对方的一部分股份，或以此与对方组成合资企业，联合或联盟等。与此同时，一些西方国家政府也在努力为IOCs争取新的国际合作空间，主要是通过把油气资源开发与环境保护、社会发展、人权等问题挂钩，从政治、外交、信贷等多方面对资源国施压，甚至不惜动用军事力量，试图影响资源开发政策和国际合作规则。

尽管如此，世界主要IOCs依然积极谋求与NOCs之间在新格局下的新合作。有的IOCs愿意尊重资源国的战略选择，正视石油国有化的现实，同意接受苛刻的合作政策，尝试以参股的方式与资源国NOC共同开发石油资源。也有的IOCs放弃了资源开发的经营权，凭借着自己的技术和管理经验甘愿成为NOCs的服务承包商，担当起技术服务公司的角色。还有的IOCs采取更加积极的态度，主动参与资源国的下游业务发展计划，加强与NOCs在储运、炼化、销售等业务领域的合资合作，避免因业务重叠或产业链完全相似带来的恶性竞争，以稳定传统市场，渗透新市场。同时，一些IOCs十分重视与INOCs在第三国开展合资合作经营，这不仅有利于提高投标的成功率，而且有助于推广“国际惯例”、“标准”、“准则”等，帮助INOCs成为“遵守规则”的国际市场新成员。

四、思考与建议

IOCs与NOCs的竞合已进入一个新的时期，谋求互补双赢成为各方的共识。毋庸讳言，尽管国际油价持续高企，世界主要资源国的NOCs赚得盆满钵溢，但由于大多数NOCs承担着繁重的政治、社会责任，并不能集中全部财力用于业务发展，更缺乏足够的技术和人才积累，在实施一体化和国际化发展战略中依然存在着对资本、技术、人才的渴求，需要利用资源优势创造有吸引力的投资合作机会，从IOCs那里获得风险资本、尖端技术、管理经验及多元化的市场等。反过来，IOCs要实现持续发展，更离不开后备资源的有效接替，迫切需要与拥有资源优势的NOCs合作。但是，IOCs毕竟是商业化运作的公司，其追求投资回报或价值最大化的经营理念与NOCs的政治、经济、社会多重目标责任存在着一定的冲突，且各国NOCs的关注点不尽相同，需要经历一定时期的博弈、较量及磨合，逐步形成稳定成熟的合作模式。

我国三大石油公司――中国石油、中国石化和中海油，既是NOCs，又进入到了国际资本市场、实行跨国经营，具有IOCs的许多特征，总体上应属于INOCs；不仅实行上下游一体化经营，而且拥有自己全套的工程技术服务业务队伍。这种特殊的公司体制，有利于与IOCs合作，也有利于与NOCs合作，特别有利于海外油气勘探开发、炼油化工、工程技术服务、物资装备供应及国际贸易的一体化运作。面对NOCs与IOCs竞合关系的变化，我国NOCs应当积极适应形势变化，抓住机遇，调整战略，全面提升参与国际石油合作的质量和水平。

一是以市场换资源、换技术，进一步加强与世界主要NOCs和IOCs的合资合作。

我国正处于工业化、城市化进程之中，随着经济社会的快速发展，对能源特别是石油的需求越来越大，目前已经成为世界第二大石油消费国和第二大石油进口国。一些石油资源大国出于保障石油需求安全的考虑，非常愿意与中国这样的新兴石油消费大国建立长期稳定的合作关系，我们可以采取以市场换资源的方式，争取更多参与资源国石油勘探开发的机会，与其NOCs开展广泛的上游业务合作，建立稳定可靠的海外石油生产供应基地。同时，世界主要IOCs也十分看好中国市场，我们完全可以通过合资合作等多种方式，引进它们的资本、技术、管理和人才，特别应加强在一些前沿、尖端石油技术研发方面的合作，帮助国内NOCs进一步提高自己的技术管理水平和国际竞争力。

二是依靠专有特色技术，扩大海外老油田合作开发领域。

我国NOCs的总体技术水平虽然与国际主要IOCs还存在一定的差距，但在多年的国内油田开发建设实践中，积累形成的一整套老油田滚动勘探开发、应对低产低效油田开发的综合集成技术和专有特色技术，仍具有较强的国际竞争力。尤为可喜的是，这些技术已经在海外油气项目合作的实践中大获成功，引起资源国NOCs甚至一些IOCs的高度关注。比如，中石油应用自己特有的老油田提高采收率技术，将秘鲁一个上百年的老油田的日产量从600桶增加到7000多桶，将委内瑞拉已经营四十多年的陆湖油田的原油产量提高近10倍等。目前，世界各地等待挖掘增产的老油田很多，我国NOCs 利用自己专有的实用技术，并通过综合集成运用，完全可以在国际石油合作中赢得一席之地。

三是立足上下游一体化发展，积极探索多层次、全方位国际合作。

我国NOCs要在继续加强上游业务国际合作的同时，重视扩大下游业务合作，包括吸引部分资源大国NOCs和世界主要IOCs参与我国下游业务发展计划，并把合作的领域向深度加工、精细化工领域延伸，形成整个产业链的战略合作伙伴关系。对于一些经济比较落后的资源国（特别是非洲地区），我们则要反过来帮助它们建立国家石油石化产业体系，通过合资合作等方式，在当地发展下游投资项目，打造我国NOCs的海外一体化产业链。炼化业务历来是国际主要IOCs 的世袭之地，它们覆盖全球的销售网络也是大多数NOCs的软肋。我国NOCs有必要在全球范围内探索与这些主要IOCs的下游业务合作，有效带动国际石油合作的产业结构优化和升级。

四是坚持互利共赢，谋求长期稳定的国际石油合作。我国NOCs开辟的海外油气合作区大多处于经济比较落后、人民生活比较贫困的国家或地区，我们必须尊重和理解资源国的战略选择、利益诉求，积极主动地帮助这些国家开发油气资源，发展炼油化工及工程技术服务产业，培训技术人才和产业工人，努力把石油合作的过程变成帮助他们建立国家石油工业体系，促进经济繁荣和社会稳定的过程。只有这样，才能增进与资源国人民的友谊，奠定长期稳定合作的基础。我国NOCs进入国际市场，需要借助其他IOCs和INOCs的经验和力量，共同开展油气项目合作，并通过不断提高项目运作水平，使合作各方获得满意的投资收益，从而推动合作向更深、更广的方向发展。

（本文作者为中国石油天然气集团公司政策研究室副总经济师、西南交通大学管理科学与工程专业博士）

参考文献

吕建中、戴家权、陈蕊：国家石油公司上下游一体化的内因及影响。《国际石油经济》，2007年第11期。

徐小杰等：油气资源国政策变化及对中国石油海外业务影响研究报告.《中国石油集团经济技术研究院文献》，2007年11月。

、石冬莲：跨国石油公司国际合作的演变及借鉴。《商业时代》,2007年第11期。

石油化工和石油工程的区别篇7

2021中国石油大学高考录取通知书查询入口院校名称：中国石油大学

院校网址：中国石油大学upc.edu.cn/

中国石油大学学校简介追溯学校历史，1953年新中国成立之初，国民经济建设急需石油资源，石油工业发展急需专业人才。在这种形势下，以清华大学石油工程系为基础，汇聚北京大学、天津大学、大连工学院等著名高校的相关师资力量和办学条件，组建成立了新中国第一所石油高等学府——北京石油学院，隶属燃料工业部，是当时北京著名的八大学院之一。1960年10月，学校被确定为全国重点高校。1969年，学校迁至胜利油田所在地——山东东营，更名为华东石油学院。1981年6月在北京石油学院原校址内成立研究生部。1988年，学校更名为石油大学，逐步形成山东、北京两地办学格局。1997年，石油大学正式进入国家“211工程”首批重点建设高校行列。2000年，石油大学由中国石油天然气集团公司划归教育部。2000年6月，经教育部批准，学校成立研究生院。2003年10月，教育部与国家四大石油公司签署共建石油大学协议。2004年8月，教育部批准石油大学(华东)立项建设青岛校区。2005年1月，学校更名为中国石油大学。2005年8月，教育部与山东省人民政府签署共建中国石油大学(华东)协议。2006年10月，学校以“优秀”成绩通过教育部本科教学工作水平评估。2010年，学校成为国家首批实施“卓越工程师教育培养计划”的61所试点高校之一和承担国家“专业学位研究生教育综合改革试点工作”的32家部属高校之一。2014年4月，教育部与中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司、神华集团有限责任公司、陕西延长石油(集团)有限责任公司等五大能源企业集团公司签署共建中国石油大学协议。2018年12月，教育部、山东省人民政府重点共建中国石油大学(华东)。

学校现有青岛唐岛湾校区、古镇口校区以及东营科教园区，校园总面积5024亩，建筑面积140万平方米，图书馆藏书315万册。青岛两校区地处迷人的帆船之都、海滨之城，享有极高美誉的青岛。东营科教园区地处黄河三角洲的中心城市、生态之城、石油之城——山东东营。学校两校区一园区均位于“蓝黄”两大国家战略重点区域，青岛两校区所在地同时也属于2014年新设立的部级新区——青岛西海岸新区。学校建有研究生院，有地球科学与技术学院，石油工程学院，化学工程学院，机电工程学院，储运与建筑工程学院，材料科学与工程学院，石大山能新能源学院，海洋与空间信息学院，控制科学与工程学院，青岛软件学院、计算机科学与技术学院，理学院，经济管理学院，外国语学院，文法学院，马克思主义学院，体育教学部等16个教学学院(部)，以及荟萃学院、国际教育学院、远程教育学院和继续教育学院。

学校现有矿产普查与勘探、油气井工程、油气田开发工程、化学工艺、油气储运工程等5个国家重点学科，有地球探测与信息技术、工业催化等2个国家重点(培育)学科。工程学、化学、材料科学、地球科学、计算机科学、环境与生态学、社会科学总论等7个学科领域进入ESI全球学科排名前1%，其中工程学学科进入ESI全球学科排名前1‰，石油与天然气工程、地质资源与地质工程2个一级学科入选国家“双一流”建设计划，石油与天然气工程、地质资源与地质工程、安全科学与工程、地质学、化学工程与技术、地球物理学等6个一级学科进入教育部第四轮学科评估全国前十名。有11个博士后流动站，14个博士学位授权一级学科，3个博士学位授权自主设置二级学科，9个博士授权自主设置交叉学科，2种博士专业学位授权类别，32个硕士学位授权一级学科，1个硕士学位授权二级学科，15种硕士专业学位授权类别，70个本科专业。学科专业覆盖石油石化工业的各个领域，石油主干学科总体水平处于国内领先地位。

学校教育体系完备，各类教育层次结构合理，现有全日制在校本科生近19000人、研究生9500余人，留学生1000余人，函授网络在籍生8.7万余人。建校以来，学校始终坚持以人才培养为根本任务，着力打造人才培养质量品牌，赢得了广泛的社会声誉。从广大校友中涌现出大批杰出人才，走出了20多位两院院士以及一大批石油石化行业领军人物和工程技术骨干。自国家实行毕业生双向选择就业政策以来，毕业生就业率连续26年保持在90%以上，2004年被国务院授予“全国就业先进工作单位”荣誉称号，2011年入选50所全国毕业生就业典型经验高校，2019年入选“国家创新人才培养示范基地”。

大学生开学注意事项1、提前买好符合大学开学报道时间的车票，在车上不要和陌生人提及自己的家庭情况，特别是家中的住址以及电话等私密情况。

石油化工和石油工程的区别篇8

目前，市场内相关石油钻井的研究大多集中在钻进堵漏材料与技术方面，现有的堵漏技术也基本可满足石油钻井作业需求。但在进一步对钻进技术的研究中发现，鲜少有单位对钻井漏层位置定位展开研究，大部分漏层检测工作的实施依靠技术人员现有工作经验，相关此方面研究的疏漏现如今已影响到石油钻进工作的开展，甚至在一定程度上造成了储层损害[1]。为了更好地解决此方面问题，技术单位采用地质勘查、查阅文件等方式，对石油钻井工作的实施展开了全新的研究，并明确了精准监测漏层位置是一项集地质学、工程学、力学等多个项目为一体的综合技术，只有在相关工作前，获取足够多的地质资料与钻进信息，并提取地质层参数，从发生石油井漏等多个发生因素入手，才能实现对漏失层的精准定位。尽管大部分科研单位针对此方面的研究已经逐步开展，但现有的研究成果仍缺少现代化技术作为支撑，导致设计的成果在使用中存在不足[2]。因此，在本文的研究中，尝试引进图像识别技术，通过对现代化技术的应用，设计一种针对石油钻井漏层位置的全新检测方法，将此方法作为支撑，为我国石油钻井与相关工程的实施提供帮助。

1基于图像识别的石油钻井漏层位置精准检测方法

1.1基于图像识别的石油钻井漏层疑似特征提取

为了实现对石油钻井过程中漏层位置的精准检测，降低不稳定因素与危险因素对相关工程实施造成的负面影响。在本章的研究中，引进图像识别技术，进行石油钻井漏层疑似特征的提取[3]。在石油钻井工程实施时，在钻进设备前端安装一个探测器与摄像头，在井下作业中，将集成的装置与通信装置进行对接，确保由摄像头获取的信息或图像可以清晰地呈现在终端显示屏上，确保获取的信息与数据在空间中表达具有一定连续性。完成对石油钻井过程中图像的有效获取后，使用图像识别技术，进行反馈图像的集中分析。可将分析的过程作为一个图像表征描述的过程，即通过对视觉层面存在异议的图像进行区分，通过区分后得到此部分图像的差异点，将对应的差异信息作为石油钻井漏层疑似特征[4]。此过程如图1所示。在图1所示步骤中，需要使用识别技术中的视觉词典，进行识别图像中兴趣区域的定位。定位到有效的兴趣区域后，获取图像汇总的低层特征，将对应的地层特征映射为视觉点（K-mean聚类后得出），根据聚类得到的视觉点构建一个视觉词典，结合输出的词典，进行图像视觉点频率的发生次数，对应偶然识别的视觉点，将其定义为石油钻井漏层确定发生的特征点，对于多次识别的视觉点，将其定义为石油钻井漏层疑似发生的特征点。完成特征点的初步定位后，需要对其进行特征的提取，提取后将噪声进行散射，提取散射信息中的价值信息，以此种方式，完成对特征点的初步分析。在此过程中，可将定位到的目标进行几何特征定位，通常情况下，将目标划分为三类，对应点目标、面目标与线目标。根据疑似特征点特征，将其归纳为不同类别。在此基础上，将接收到的回波信号转换为电信号，将对应的信号值按照灰调的描述方式进行记录。其中一阶灰度值用于描述疑似点与整体图像的偏度，一阶灰度值用于描述疑似点与图像的惯性关系。完成对图像灰度值的描述后，对图像进行一定比例的放大处理，提取图像的纹理特征，对应的此部分特征不一定是用于描述图像局部性质的信息，可以是用于描述图像空域位置的信息。按照上述方式，对图像中的疑似特征点进行描述，完成描述后，输出所有视觉点，完成基于图像识别的石油钻井漏层疑似特征提取。

1.2基于多核学习的石油钻井漏失判别与漏层定位

完成对疑似特征点的提取后，将其在终端显示屏上进行特征的拟合，拟合后得到一个完整的石油钻井探测图像。在此基础上，引进多核学习方法，进行钻井漏失的判别与漏层的定位[5]。此过程可用图2表示。图2中构造核函数是实现样本图像分类判别的主要依据，为确保支持向量机在判别过程中的稳定工作，需明确构造的核函数表达式，表达式如下：（1）式（1）中：f(x)表示为石油钻井漏失判别过程中构造的核函数；α表示为特征量加权值；i表示为识别图像特征个数；n表示为识别图像特征量；y表示为像素点；K表示为判别指令；b表示为内核数量。按照上述计算公式，对识别图像中的特征进行识别，完成识别后，输出对应的精准漏失点，根据漏失点在地层中的空间位置，定位到石油钻井漏失层。结合漏失点的空间位置，输出对应点在空间内的几何坐标，以此种方式，实现对石油钻井漏失判别与漏层定位，完成基于图像识别的石油钻井漏层位置精准检测方法设计。

2实例应用分析

从表1记录数据可看出，本文提出的基于图像识别技术的检测方法在应用到石油钻井项目中，针对五个不同区域上的漏层位置进行检测，在三个坐标轴上的误差均未超过5.00mm，符合石油钻井漏层位置检测精度需要。因此，通过上述实验证明，本文提出的检测方法在实际应用中能够实现对漏层位置的高精确度检测，为石油钻井提供数据依据，同时也进一步提高了石油钻井作业开展的安全性。

3结语

本文研究中引进图像识别技术，通过对现代化技术的应用，设计一种针对石油钻井漏层位置的全新检测方法。完成设计后，为检验设计方法的有效性，选择某石油钻井工程作为实例，对接本文设计精准检测方法，通过实例应用方式证明，本文方法在实际应用中可以实现对漏层位置的高精确度检测，得到的检测结果与实地考察时得到的位置数据相比误差不超过5.00mm。因此可直接将检测方法得到的结果作为依据，开展后续相关作业。但将此方面在相关领域与行业内进行进一步推广使用，还需通过多次实验方式，对设计成果的可行性与适用性进行检验，以此方式，提高石油钻井漏层位置检测精度，确保相关工作可在保质保量的前提下落实。

参考文献：

[1]吴雪婷，邹韵，陆彦颖，等.漏失循环条件下井筒温度预测与漏层位置判断[J].石油钻探技术，2019,47(06):54-59.

[2]杜坤.提高石油钻井工程质量的有效措施——评《石油钻井工程项目管理》[J].林产工业，2020,57(09):108.

[3]王江帅，李军，任美鹏，等.控压钻井条件下漏层位置判别新方法[J].石油机械，2020,48(09):15-19.

石油化工和石油工程的区别篇9

党的三代中央领导集体和以同志为总书记的党中央，都把能源作为关系经济发展、国家安全和民族根本利益的重大战略问题，摆在重要地位，倾注了大量心血。在党中央、国务院的正确领导下，在各地区、各部门长期的、共同的努力下，我国能源工业的发展取得了举世瞩目的成就。但也要看到，随着经济社会快速发展，多年积累的矛盾和问题进一步凸显，我国能源人均占有量比较低，保障程度不高；近期供求矛盾已经很大，未来资源瓶颈更为突出；以新疆油气资源开发为突破口，千方百计缓解能源瓶颈约束，事关全局，刻不容缓。

1、国内油气资源相对不足，增储、稳产难度大

根据新一轮油气资源评价结果，我国石油可采储量为212亿吨，探明可采储量近70亿吨，其中累计采出约45亿吨，剩余可采储量为25亿吨，待发现可采资源量142亿吨，平均探明率32．8％，低于世界平均水平，处于勘探中期阶段。

目前，我国石油勘探难度不断加大，新增储量质量变差，经过努力做到稳产、小幅增长尚有可能，但大幅增长的可能性不大。特别是目前我国陆上主力油田已进入中后期开发阶段。东部油田逐年减产，松辽、渤海湾等东部盆地已经进入勘探开发中后期。待发现石油资源主要集中在我国西部地区，大的含油盆地包括塔里木、准噶尔和鄂尔多斯等，资源丰富，但探明程度低，处于勘探开发早期，未能形成产区的战略接替。海上油气产量较低，油气稳产难度加大。

我国天然气可采资源量为22万亿立方米，截至2005年底，已探明天然气可采储量3．5万亿立方米，平均探明率为15．9％。从整体上看，我国天然气勘探开发潜力大，处于勘探早期阶段，储量产量将快速增长。塔里木盆地的库车地区，鄂尔多斯盆地及周边古生界，四川盆地川东、川西北地区和川西前陆盆地，柴达木盆地涩北和台南地区，东海海域，莺歌海、琼东南等是今后勘探开发的重点区域。但是快速增长的天然气生产，难以满足更快的需求增长。

2、石油、天然气供需缺口加大，进口依存度进一步提高

我国的石油产量从总量上呈现逐年递增趋势，由1949年的12万吨发展到2005年的1．81亿吨。20世纪90年代以来，我国石油消费开始进入快速增长阶段。2005年国内原油表观消费量达到3亿吨，对外依存度达到42．9％。由图1所示，我国石油消费增长速度明显高于原油产量增长速度，供需缺口越来越大。

同样，我国天然气产量和消费量也呈现出与石油相似的增长态势。1949年天然气产量为0．07亿立方米，2005年天然气产量达到500亿立方米，同年消费量达到500亿立方米，供需基本持平，但需求量较上年增长20．6％，增加趋势强劲。

预测到2010年、2020年石油需求量将分别达到3亿吨、3．8亿吨，天然气需求量也将分别达到1200亿立方米、2000亿立方米。如果同期我国油气资源得不到重大的发现，国内石油生产能力将保持在1．8―2亿吨之间，缺口分别为1―1．2亿吨、1．8―2亿吨；国内天然气生产能力大约为1000亿立方米、1500―1600亿立方米，缺口分别为200亿立方米、400―500亿立方米。据此测算，2010年国内石油、天然气产量对需求的保障程度分别为50％、70％左右；2020年到本世纪中叶，供需缺口还将继续加大。

3、新疆油气资源的开发，将成为立足国内、缓解我国能源紧缺的关键所在

新疆油气资源丰富，拥有准噶尔、塔里木、吐哈3个大中型富油气盆地和焉耆、三塘湖等16个中小型含油气盆地。截至2004年底，全区已查明油田100处，其中大型4处，中型40处，小型56处。查明天然气田93处，其中大型7处，中型31处，小型55处；累计探明石油地质储量31．01亿吨，居全国陆上石油地质储量第二位；累计探明天然气地质储量1．06万亿立方米，居全国陆上天然气地质储量首位。且探明的石油和天然气储量仅占蕴藏量的14．9％和10．3％，远低于全国陆上油气资源平均探明程度，新疆油气资源勘探开发潜力巨大。

目前，新疆已形成以准噶尔、塔里木、吐哈三大石油天然气生产基地，以及独山子―克拉玛依―乌鲁木齐、库车―库尔勒―泽普两个石化产业带构成的能源基地的基本格局。同时，油气资源勘探开发不断取得突破性进展，石油、天然气探明储量和产量持续增长，从1990年到2005年连续16年，新疆原油产量年均递增超过110万吨，增长速度位居全国第一。截至2005年底，新疆累计生产原油达到3亿吨，累计生产天然气达到500亿立方米，成为全国第三大原油和天然气生产省区，已成为我国西部最重要的油气生产和化工基地。

新疆作为我国向西开放的重要省区，周边国家油气资源十分丰富，在世界能源市场占据重要地位。新疆具有承担国家充分利用“两个市场、两种资源”的优势和条件，中哈石油管道的建设，为我国建设西部能源运输大通道奠定了基础，将为我国陆上油气运输开创新的局面。新疆自身的资源优势和地缘优势，使其成为我国能源安全重要的生产基地和重要的战略储备区，对缓解我国未来能源紧缺的状况将起到重要的战略作用。

二、新疆建设国家能源生产基地和陆上能源安全大通道的基础和条件

新疆地处祖国西北边陲，与8个国家接壤，是连接中亚、西亚、南亚乃至东欧最为便捷的陆上通道之一，也是利用周边国家资源和市场最为便捷的省区之一。其地缘优势在国家全方位对外开放战略中，具有特殊的重要战略地位。同时，新疆矿产资源极为丰富，已发现矿产138种，储量居全国前10位的达50种，特别是石油和天然气资源的储量极为可观，是目前国内最具开发前景的区域。据预测，石油预测总资源量为208．6亿吨，约占全国陆上石油总资源量的30％；天然气预测资源量10．3万亿立方米，约占全国陆上天然气总资源量的34％；煤炭储量2．19万亿吨，占全国预测资源量的40％，居全国第一位；镍、铬、铜钾肥等探明储量均占全国前五位。

新疆能源资源经过几十年的勘探开发，产业大发展的格局已经形成，能源产业不仅成为新疆最重要的支柱产业，而且为国家的能源安全做出了重要贡献。据统计，1951―2004年，新疆已累计生产原油31160万吨，其中东运量占到了80％以上。2005年，新疆原油产量已达2408万吨，天然气产量106亿立方米，均居全国第三位。其中原油产量自1990年以

来，年均增加114万吨，原油新增量已连续15年位居全国第一。预计到2010年，原油产量将超过大庆油田，成为全国第一；天然气也将成为全国最大产区。目前，新疆已形成原油加工2030万吨、合成氨103万吨、尿素178万吨、乙烯22万吨的生产能力。油气管道建设进展较快，1958年建成了当时全国最长的克拉玛依―独山子原油管道，之后，相继建成了克拉玛依―独山子管道复线、克拉玛依―乌鲁木齐(双线)、轮南―库尔勒、鄯善―乌鲁木齐等输油和输气管道。2004年底，绵延3900公里、跨越10个省区市的西气东输全线贯通，设计年输气量120亿立方米，并可以稳定供气30年以上，2005年一年已输送39亿立方米。至2004年底，新疆管道里程达到3003公里，年输送原油和天然气2100万吨。目前，独山子一兰州成品油管道、轮南一兰州原油管道全面贯通。中哈原油管道一期工程已贯通，今年5月油头已抵达新疆阿拉山口口岸，并将通过疆内管道输送至新山子。新疆内通外连的油气管道网络建设，已基本形成了国家陆上能源安全大通道的框架。无论从资源优势，还是从油气输送条件等多方面，新疆已经具备了承担国家未来能源安全重任的基础和条件。

三、新疆与周边国家能源合作开发的前景

新疆周边国家有着丰富的油气和重要矿产资源，有许多世界级的特大型矿床，尤其是里海周边国家是石油和天然气的富产区，被誉为第二个中东，在世界占据重要地位。据有关资料显示，中亚五国能源的预测资源量为：石油大于240亿吨，天然气大于35万亿立方米，煤大于2000亿吨。其中，哈萨克斯坦石油预测资源量120亿吨，煤1400亿吨，天然气5万亿立方米，油气储量占世界的0．8％和1．1％。土库曼斯坦石油预测资源量120亿吨，天然气25万亿立方米，发现144个油气田，开发潜力大。乌兹别克斯坦有168个油气田，天然气预测资源量5万亿立方米，煤约40亿吨。吉尔吉斯斯坦煤预测资源量70亿吨。塔吉克斯坦天然气储量丰富，是铀矿主要生产国，煤预测资源量50亿吨。目前，中亚五国探明天然气储量7．9万亿立方米，居世界第三，石油储量27．3亿吨，煤573亿多吨。其他大型固体矿产资源也十分丰富。已探明世界级大型固体矿产地32个，品位高、规模大。铀、铬铁矿和磷矿储量为59．87万吨、4．1亿吨和25亿吨，居世界第二。黄金、铜、锑资源储量为5900吨、4250万吨、55万吨，居世界第四。铁矿石储量360亿吨。铅锌资源储量大于5000万吨，镍超过130万吨，锡90万吨，铝土矿21亿吨。还有银、钾盐、铂族等资源量较丰富。这为新疆开展国际能源合作提供了基础平台和未来能源开发空间。特别是俄罗斯，具有丰富的天然气、石油资源，是世界油气生产的重要产区。

中亚五国丰富的矿产资源大部分尚处于待开发状态，是全球资源开发最具前景的地区之一。2004年原油产量7702万吨、天然气1386亿立方米、原煤8928万吨，分别占预测资源量的0．4％、0．04％和0．3％。随着上海合作组织合作范围的进一步扩展和我国能源多元化战略的实施，我们积极参与中亚国家的能源合作，与相关国家达成了一些能源合作框架协议，与哈萨克斯坦、吉尔吉斯斯坦等国家已有具体的合作，中石油先后购买哈萨克斯坦阿克纠宾油田85．4％的股份、卡布扎奇油田100％的股份，并成功收购哈萨克斯坦PK石油公司。而且目前这些合作涉及的领域还不多、深度还不够，后续合作开发的潜力仍然巨大，这为新疆与中亚国家的能源合作提供了良好的环境支持和开发基础，显示出新疆作为我国重要的能源战略基地和能源大通道，开展国际合作、实施国家战略的前景十分广阔。

四、建设新疆能源生产基地和陆上能源安全大通道的构想

改革开放以来，特别是国家实施西部大开发战略以来，新疆经济和社会面貌发生了巨大变化，综合经济实力不断增强，基础设施、基础产业条件进一步改善，人民生活水平稳定提高，民族团结、社会稳定的大好局面不断巩固。目前，新疆加快发展的条件已经成熟，“十一五”时期将驶入加快发展的轨道，“十二五”时期实现跨越式发展，必将成为我国经济增长的重要支点。新疆在“十一五”时期，地区生产总值年均将增长9％，力争实现两位数增长。将进一步加快石油天然气资源的勘探开发，积极利用周边国家的油气资源，到2010年，力争油气当量达到6000万吨，石油石化工业增加值占全区规模以上工业增加值的比重超过70％，建成国家最大的石油天然气生产基地和国家能源陆上安全大通道。实现这一目标，亟待从三个方面共同努力。

一要确立新疆在国家能源特殊重要的战略地位。新疆丰富的能源资源和独特的地缘优势，为新疆能源产业的大发展提供了优越的条件，但是资源优势、区位优势要变成经济优势，成为现实的生产力，更离不开国家的大力支持。因此，建议国家从能源战略的高度，明确新疆的特殊地位，并重视新疆能源生产基地建设。一方面在政策、资金方面予以更大的倾斜。加大石油、天然气、煤炭等能源资源的勘探开发投入力度，不断增加石油、天然气、煤炭的探明储量和产量。另一方面，研究在新疆建立石油储备机制；同时将新疆煤炭资源的开发利用纳入国家的统一规划，作为国家煤炭资源开发利用的重点区域，尽快启动煤变油、煤化工项目，为国家提供新的能源途径，促进煤炭资源的开发利用。特别是通过政府引导，鼓励企业以多种方式参与以新疆为平台的中亚各国的能源合作，实现互利共赢，这不仅是促进新疆经济发展的大跨越、维护边疆稳定的迫切需要，而且对于构建我国能源安全战略体系，确保我国经济持续健康发展，将发挥重要的战略作用。

石油化工和石油工程的区别篇10

中图分类号：TE972.1 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）12（a）-0142-02

在进行石油化工企业相关设计时，必须严格遵守《石油化工企业设计防火规范》（以下，简称：《石化规》），这一规定颁布之后经过了两次较大的修订，能够在很大程度减少石油化工企业发生火灾，避免人民生命财产遭受迫害[1]。然而在实际运用过程中怎样真正发挥出其积极作用是值得人们关注和探讨的。

1 相关术语的定义

1.1 闪点

闪点是指规定的实验条件下，当可燃液体或固体表面的蒸汽与空气相结合形成混合物，遇到火源出现闪燃，这种情况下液体或固体的最低温度。

1.2 装置区

装置区指一个或多个独立石油化工装置或者联合装置共同组成的区域。

1.3 爆炸下限

爆炸下限指那些可燃的蒸汽、气体成分在空气中形成的混合物，在与火源相遇后产生爆炸的最低浓度。其中可燃蒸汽、馓宓谋炸下限是其在与空气形成的混合物中的比重[2]。

2 相关设备的火灾危险性类别

2.1 物质

2.1.1 可燃气体

在《石化规》中以可燃气体与空气混合物的爆炸下限为分类指标，把可燃气体划分成甲类和乙类。甲类爆炸下限

2.1.2 液化烃及可燃液体

在《石化规》中明确规定了液化烃及可燃液体的火灾危险性类别。其中液化烃呈液态并具有可燃性。在这一规定中把液化烃与其他可燃液体合到一起，对其火灾危险性统一分类。蒸气压是判定可燃液体火灾危险性最有效的指标，当蒸气压较高时它的火灾危险性也越高。

与其他可燃液体相比，液化烃的蒸气压相对较大，在《石化规》中通过蒸气压来判定它的火灾危险性，同时通过液化烃这一名称将其与其他可燃液体进行有效区分，它在火灾危险性中为甲A类。

液化烃之外的可燃性液体的蒸汽压都相对较低，测量存在一定难度，因此大多国家都通过闪点来判定其火灾危险性，他们的闪点越低表明火灾危险性也越大。

我国对可燃性液体的火灾危险性予以统一分类。其中乙、丙类可燃性液体的火灾危险性类别要受到操作温度的影响。这是由于这两类可燃性液体的操作温度比闪点高时，它们的气体挥发量较多，与此相应的火灾危险性也就增加。

2.1.3 可燃固体

《石化规》规定要根据《建筑设计防火规范》的相关标准对固体的火灾危险性分类，其中依据的是《建筑设计防火规范》的分类原则。

2.2 设备

《石化规》中规定对于设备的火灾危险类别要根据他们的处理、存储、输送介质的火灾危险性类别予以进行。例如把汽油及汽油泵的火灾危险性类别都规定为甲B类[3]。

3 混合物的火灾危险性类别

3.1 物质

对于那些在石油化工企业中经常见到的而且自身的火灾危险性类别已经有确切规定的物质，可以在《石化规》中有效查询自身的火灾危险性类别。例如液化丙烯为甲A类，而原油则为甲B类。

3.2 混合物

石油化工企业在实际生产过程中，常常需要有明确火灾危险性类别物质相结合成的混合物，例如甲、乙两类可燃气体等共同组成的混合物，其中各个可燃性气体在混合物中所占的比例在不同的生产工序中是不同的，当前这些混合物的火灾危险性类别在《石化规》中的相关规定仍未确切标出。

4 装置区内部道路相关参数设置

厂内道路与装置内道路是装置区内部道路的重要组成部分，其中独立装置之间、联合装置之间以及这两者之间的道路为厂内道路，而独立装置与联合装置这两者内部的道路则是装置内道路。

4.1 厂内道路

《石化规》中明确规定，应该在不同装置或者联合装置之间设置环形消防车道，其路面宽度应该≥6 m，路面内缘转弯处的半径要≥12 m，而路面上净空高度要≥5 m，这些规定只有一个层次。在对这一规范进行实际运用的时候，应该按照工程经验，装置或者联合装置的火灾危险性、占地面积、石油化工企业消防车辆的型号、外形尺寸等，在大于等于相关规定的前提下，对厂内道路的参数进行分层。

4.2 装置内道路相关参数设置

《石化规》把联合装置视为同一装置，所以应该将联合装置与独立装置进行同等对待，明确规定对于装置内消防道路的设置，其路面宽度应该≥4 m，路面上净空高度应该大于等于4.5 m，而路面内缘转弯处半径应该≥6 m。

对于那些占地面积在10 000 m2到20 000 m2范围内的设备及建筑物，它们周围的环形道路宽度应该≥6 m，它们自身的宽度应该≤120 m，彼此之间也应该>15 m。

5 《石油化工企业设计防火规范》的运用及建议

要想有效运用《石化规》必须对这一规范的内容进行确切理解，并与项目特点、风险评估、模拟计算等相结合运用。

5.1 混合物

对于那些由已有明确火灾危险性类别的物质共同构成的混合物的火灾危险性类别的判定，可以先进行相关实验获取有关数据，在此基础上再进行判定。然而在石油化工企业的生产过程中，要想在实验中获取相关的数据具有一定的困难，所以当前在混合物的火灾危险性类别判定上还需要不断探索。对此可以有效参考《道化学公司火灾、爆炸危险指数评价方法》中混合物的物质系数被明确规定的做法，如果获取数据存在一定困难时，可依据混合物中浓度≥5%同时火灾危险性等级最高的成分对混合物的火灾危险性类别进行有效确定。

5.2 分层次设置装置区道路相关参数

消防、设备安装、检修主要通过装置区内部道路展开。当前石油化工企业的重大火灾事故时有发生，在公安部消防部门对其进行救援过程中，发现厂内道路路面应当拓宽，同时要在装置的周围把适当的消防作业场地留出来，因为如果没有足够的场地就可能会阻碍灭火救援阵地的设置以及大型消防车的工作。

所以在运用《石化规》的过程中，如装置区内存在很大火灾危险或者占地面积很大的大型独立装置或者联合装置，应该以消防扑救的难度、以道路分割的设备、建筑物区块占地面积为依据，对装置区道路的相关参数进行分层次设置。例如不能统一把装置区道路宽度规定为6 m，而应该设置为

6 结语

当前能源安全已经提升到国家战略的高度，石油在能源中占有重要地位，因此其安全性尤为重要。有效防护石油化工企业的火灾对企业的生产发展与人员的生命安全都有着积极地作用。大家在遵守《石化规》的过程中，要不断地对其进行完善和创新，只有这样才能真正增强防火设计质量。

参考文献

石油化工和石油工程的区别篇11

20世纪90年代初，在经济全球化和国内石油资源匮乏这两大因素的推动下，中国石油企业开始走上发展海外投资、开拓国外石油资源的道路。而国际政治经济形势和油气贸易与投资环境的不断变化，在给中国石油企业发展国际石油贸易、实施跨国投资带来许多机会的同时，也构成了巨大的挑战。同时由于国内企业“走出去”的步伐相对落后，那些法律体系相对健全，投资较有保障的海外油气资源，经过数十年来的国际争夺之后，大多已经落入跨国石油巨头手中。在先机已被国际石油巨头抢占的情况下，中国石油企业进行海外投资必然面临更大的风险。

一、投资环境理论介绍

国际直接投资作为一种跨国界的投资，投资方必然要寻求一个理想的资本接受国――东道国进行投资，以实现资本的增值和经济效益。而东道国（地区）在一定时间内拥有的影响和决定国际直接投资进入并取得经济效益的有机整体，即投资环境，就成为了开展国际直接投资活动的外部条件，也是国际直接投资赖以进行的前提。

投资环境是指影响或制约投资活动及其结果的自然、技术、经济、政治、文化等各种外部因素的总称。概括地说，投资环境包括影响投资活动的自然要素、社会要素、经济要素和政治要素。对企业来说，投资环境是不可完全控制的因素，企业必须努力认清其所处的环境，并努力适应环境，利用环境提供的有利条件，回避不利因素。[1]因此，正确判断和评估投资对象国的投资环境，从而选择最佳投资点，成为投资者决策前的重要一环。然而，影响投资环境的因素广泛，几乎包括一国（地区）的所有情况。一般我们把投资环境因素划分为6大类，即政治、经济、基础设施、法律、社会文化和自然地理，而每种因素又包含大量的子因素，具体如表1所示：

二、重点区域投资环境分析

目前，我国的海外石油投资大部分集中在非洲、俄罗斯，也有一部分在中东、中亚及拉美地区。因此，本文重点将对以上地区的投资环境进行初步探讨。

(一)俄罗斯[2]

俄罗斯是世界第一大产气国和第二大产油国。根据俄罗斯《2020年前能源发展战略》预测，俄罗斯的石油资源量为440亿吨；而俄罗斯审计署的一份报告对俄罗斯石油储量的评估为250亿吨；俄罗斯自然资源部提供的数据则显示该国油储190亿吨。中国海洋石油总公司企业发展研究室政策研究经理徐玉高博士提供的数据是：该国探明石油储量为800亿桶(约为106亿吨)，占全球总量的10%。同样，作为国际石油界最为权威的专业杂志――美国《油气杂志》的统计数据显示，截至2005年1月1日，俄罗斯拥有探明石油储量达600亿桶，约合76.9亿吨，2004年俄罗斯石油产量则达到4.48亿吨，2005年原油产量增长2.4%，较2004年8.9%的增速有明显回落。

根据俄罗斯的规划，到2020年，俄对中、日、韩和印度的石油出口将从目前占总出口量的3%增加到15%～30%。其中，把向中国出口石油和天然气纳入其整个管道出口方案之中，服从于其整体的能源发展战略需要，特别是东西伯利亚的发展需要。这是俄罗斯能源工业的整体发展战略思路，也是其开展油气能源合作的特点。

俄罗斯石油立法、合同模式及条款看起来比较复杂，法律修改非常频繁，使外国投资者普遍感到俄罗斯的法律法规缺乏稳定性、系统性和完整性。外国公司普遍感到，在现行的税收制度下，投资油气上游领域基本上无利可图。各种税收和定额限制使石油公司的收入大大减少。此外，俄罗斯石油工业的对外开放领域主要是季曼―伯朝拉、极地海域、远东地区和里海地区。在这些领域，只有国际大石油公司，特别是国际财团才有实力进入。

根据我们对俄罗斯的长期调研和分析，我们作为消费国，在与俄罗斯这一资源大国的合作中，首先要了解俄罗斯的长期能源战略，并在本国的能源战略政策的制定过程中，注意与俄罗斯能源战略之间的协调和配合。只有在帮助俄罗斯实现其战略目标的过程中，才有可能实现我们的目标。其次，与俄罗斯的合作要更加侧重于长期合作和相互开放的合作原则，可以探讨以“近期微利、长期有利”，“近期服从长远”的原则开展项目合作。最后，要特别关注普京连任以后油气法律法规和政策的变化趋势。2005年《地下资源法》、《长输管道法》、税法的修改和出台将对外国公司，包括中俄石油和天然气管道合作、石油贸易和参与上游开发具有直接的影响。

（二）非洲地区[3]

非洲是世界产油区之一，目前原油日产量800万桶。近年来，由于深海勘探技术的运用和几内亚湾地区新油田的发现，非洲探明的石油储量不断增加，仅次于中东和南美。专家预测，到2010年，非洲石油产量在世界石油总产量中的比例有望上升至20%。目前，非洲共有23个产油国，其中尼日利亚、阿尔及利亚、利比亚、安哥拉和埃及为非洲五大石油生产国，2004年合计石油产量为3.40亿吨，占非洲石油产量的83.8%。此外赤道内几亚、苏丹和乍得正成为新崛起的石油生产国。

尽管非洲的政治和经济形势仍有动荡，但随着经济全球化，非洲已出现向民主政权和市场经济发展的趋势。与中东相比，非洲的整体局势相对稳定，非洲各国积极改善投资环境，制定了一系列吸引外国投资者的优惠政策，如利比亚和摩洛哥都颁布了新的石油法；安哥拉和埃及都修改了石油法；埃及政府修改了区块招标和开发的部分条款，包括推出面积更大的区块，延长协议执行年限和对老油田再开发提供补帖等；尼日利亚2002年9月允许私人资本进入石油下游产业，并开始减少或取消政府参股比例等。另外一些新兴产油国也引起了西方投资者的浓厚兴趣，南濒几内亚湾的科特地瓦近年来在南部沿海地区不断有新的发现。

非洲最大的海湾――几内亚湾沿岸的十多个国家及临近地区拥有丰富的石油资源。据预测外来的几内亚湾将成为世界上最重要的产油区之一。近年来，随着安哥拉和尼日利亚、几内亚深水区勘探不断获得重大发现，几内亚湾地已成为世界油气勘探的热点地区之一。我们应抓住机遇，积极参与几内亚湾的石油勘探和开发，努力构筑稳定的供油新渠道。

值得注意的是，非洲中部地区目前仍然是西方公司全球油气投资链条中的一个薄弱环节。该地区的油气资源并不丰富，但是开发潜力很大，且政府开发石油的愿望强烈，今后的发展情况与苏丹非常类似。例如，乍得和尼日尔与许多具有较长时间和较大规模勘探基础及历史的国家相比，几乎是勘探处女地，但是近年来不断有新的油气发现，预示着具有一定的油气前景。特别是乍得――喀麦隆管道建设完工并投入运营，在很大程度上解决了石油出海口的问题，使其石油工业前景更加看好。此外，贫穷是这两个国家的共同特点。由于同时承受着沉重的外债负担，而且未来的经济发展和政治稳定与国内资源开发关系密切，因而两国均有吸引外资开发本国油气资源的强烈愿望。进入这两个国家开展风险勘探，积极参与两国的油气项目开发，可以说是已经具备一定实力的勘探开发公司的战略性选择。目前西方公司虽然还没有在该地区做战略性投入和大规模的开发，但是始终没有放弃对该地区的关注。

在非洲地区，我们有成功的经验可供借鉴。但随着西方各大石油公司对该地区的关注，今后这一地区的市场竞争将会更加激烈。

（三）中东地区[2]

中东拥有丰富的石油资源，而且原油探明储量仍在增长之中，据统计，中东原油探明储量已由2000年932.5亿吨（占世界原油储量66.5%）增加到2003年990亿吨（占世界63.3％），其中，2003年沙特阿拉伯和伊朗探明储量分别为361亿吨（占世界22.9％）和180亿吨（占11.4％）。2003年中东原油生产量10.937亿吨，其中，沙特阿拉伯4.748亿吨（占世界12.8％）、伊朗1.901亿吨（占5.1％）。美国最近发表的一份报告预计，未来20年内，中东地区将继续称霸世界石油市场，除非世界对能源的需求发生实质性变化。华盛顿国际战略研究中心发表的“中东能源发展”报告阐明，中东地区的局势将影响整个世界能源供应的平衡。美国能源情报局预计，到2025年，对石油的需求将从2002年日需求量7800万桶增长到1.18亿桶。预计其中一半将来自中东国家。勿庸置疑，中东地区是全球原油消费市场的主要供应源。尽管各主要消费国都在努力实现海外原油进口的多元化，努力降低对中东原油的依赖程度，但是在今后相当长的一个时期里，中东地区作为主要供应源仍是不争的事实。因此，如何充分利用中东地区的油气资源是世界各国和各大石油公司的重要战略内容。

根据我们的分析，中东地区的上游勘探开发环境与机会可以分为以下三种类型。

一是沙特阿拉伯和科威特。受宪法的制约，外国公司不能直接进入这两个国家的石油勘探开发领域。目前沙特虽然开放了天然气领域，但是其根本目的是服务于国内的油气一体化开发和天然气回注，外国公司难以从中获得更多的资源分成和利益。不过，也有专家预测，沙特未来的新君主执政后，对外合作政策可能会有积极的变化。科威特以开放北部四个油气田为契机，正逐步尝试对外开发，其合作环境有望逐步出现转机。

二是伊朗和伊拉克。这两个国家的油气资源都非常丰富，同时都面临着国内经济困难、技术落后、不得不开放其国内油气资源市场的问题。与沙特和科威特一样，伊朗的宪法也规定外国公司不能拥有本国的自然资源。因此，伊朗不得不采用“回购合同”这一变通的方式引进外国资金和技术，且一直没有停止对外合作的步伐。从2004年起，该国采用新的“勘探和生产回购合同”，将勘探和生产两个阶段合二为一，简化了石油公司从勘探阶段过渡到生产阶段的合同谈判过程，降低了石油公司的操作风险和成本，受到业界的欢迎。如何改变石油工业的落后局面，是伊朗必须直面的难题，而良策只能是继续扩大开放其油气工业，包括陆上油气开发领域。事实上，伊朗一直与印度、中国和日本政府谈判油气出口，特别是LNG出口和相关的油气田合作开发等问题。伊朗国内的石油技术和设备急需更新，也为外国公司进入该国提供了较大的合作空间。

目前伊拉克仍然处于不稳定的特殊时期。伊拉克战争打破了中东地区的政治格局和利益平衡。战争结束后，伊拉克并没能按计划进入经济重建阶段。通过民选产生的新的政治体制正推动政治局势走向稳定。但是，石油工业的体制和对外政策是最受关注的问题。根据我们的研究，今后伊拉克的油气工业将实行对外开放政策，并采用国际通行的惯例开展对外合作。我们估计萨达姆时期的合作条款有可能得以延续或部分延续。但是，如何对待原来已经签订的合同项目是内外力量较量的焦点，也是最令伊当局为难的问题。

三是其他非传统中东产油国，包括阿联酋、阿曼、也门、叙利亚等油气资源不是特别丰富但对外合作态度非常明确的国家。近年来，这些国家时常举行新区块勘探开发、老油田再开发和工程技术服务招标。虽然规模较小，但仍然不失为进入中东前沿地区的良机。特别是阿曼的老油田再开发和天然气开发具有良好的前景。

但是，占全球60%油气储量的中东石油市场大部分已经被国际大型的石油企业所占据，基本格局已经形成。目前我们所能够进入的市场大部分是一些地理和地质情况较为复杂的地区，风险系数特别大。

（四）中南美地区[4][5]

在世界石油生产格局中, 中南美占有一席之地。2002 年, 中南美原油产量占世界原油总产量的9.15 % (表1) 。

中南美的石油生产比较集中, 其中委内瑞拉和墨西哥是最大的两个石油供应国, 其次还有秘鲁、巴西等国。2002 年, 墨西哥原油产量为1178 亿吨, 占世界原油总产量的510 %； 委内瑞拉原油产量为1153 亿吨, 占世界原油总产量的4135 %；两国原油总产量占拉美原油总产量的98 %。墨西哥和委内瑞拉不仅是拉美重要的产油国, 而且是对美国供应石油的主要国家, 两国加上加拿大大约占美国进口石油总量的48 %。[6]

2001 年, 墨西哥共出口原油9 300 万吨, 其出口量占原油产量的50 %左右; 委内瑞拉共出口原油1109 亿吨, 其出口量占原油产量的70 %左右。两国的石油出口以本地区和美国市场为主要对象。委内瑞拉、墨西哥和世界的石油生产前景见表2。

从表2 可以看出, 委内瑞拉和墨西哥到2025年的石油生产的增产潜力都是非常可观的: 2025年, 委内瑞拉将比2001 年增产75 % , 墨西哥将增产1/ 3。因此, 在这两个国家, 未来还会有很多的投资机会, 这对世界各国的石油投资商都是不可错过的机会。

中南美地区油气生产国发展油气工业的共同特点是：在依靠国内力量、加快开发的同时，积极吸引外国资本和技术。但是，各国的战略重点不同。委内瑞拉政府油气战略的重点在于：稳定和恢复国内油气生产，恢复和提高出口；在欧佩克组织中发挥自身的作用；在欧佩克的配额外，加快对天然气、重油和石化工业的发展；继续对外开放，吸引国内外资本进入；继续推行对外招标，并将勘探目标转移到海上地区，包括有些从来没有勘探过的远景区。巴西石油发展战略的重点是：继续加强国内油气开发，尤其是海上石油开发；对海上和国外石油资源开发加大政策倾斜。同时，与本地区的石油生产大国委内瑞拉等建立石油合作。对外开放的重点是海上油气领域。秘鲁石油战略的重点是：继续加快国内石油开发，主要是老油田和天然气开发。秘鲁出台了多项税收优惠政策，以促进石油天然气勘探开发领域的投资。为吸引外资，秘鲁2003年完成了石油工业的完全私有化。

近年来，中南美地区的主要产油国陆续颁布了新的油气法或者新的鼓励政策，以吸引国内外资本对本国能源行业进行投资。2003年到2004年上半年，中南美许多国家都举行了油气勘探与生产许可证国际招标，多数获得成功。但是，中美洲各国要保持对外资的吸引力还必须做到：保持政治和经济稳定；改善国家立法；协调税收政策；调节能源价格，以确保能源跨国贸易的顺利进行。

参考文献：

[1]杨文近.投资经济学(第二版)[D] . 中国财政经济出版社. 101-105

[2]徐小杰、王也琪、方小美.当前海外重点地区油气投资环境及未来变化趋势[J] . 国际石油经济.2005年04期

[3]刘强.中国与拉美石油合作探讨[J].拉丁美洲研究.2005年01期

石油化工和石油工程的区别篇12

中图分类号TE1 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2011）53-0105-01

1 概述

石油工程项目涉及到的相关人员比较多，而石油设备较大而杂，消耗巨大，环节繁杂这是石油工程项目进行定额计算的显著特点。为了能够在正常石油工程实施环境下，通过科学的劳动组织和材料设备的采购调用，完成石油工程对设备资源的最低消耗以及对石油的最高采量，降低成本，这是石油工程定额结算的最高要求。

石油工程项目的定额计算方法，主要涉及到3类方法，它们分别是对比分析法、趋势分析法和因素分析法。在这三种分析方法中，趋势分析法主要是对石油工程项目3年或者3年以上的工作量数据以及石油工程造价和工程指标进行的统计数据分析，通过数据分析以及数据拟合来对后续的发展趋势进行的相关性推断，对其变化趋势进行了解。在本文中主要是对分分析法以及因素分析进行论述。

2 石油工程定额对比分析

石油工程的对比分析是以石油专业技术为基础，首先对石油工程项目进行分解，对分解单元进行对比分析，其主要包括对实际结算与报送值的对比，工程造价预算与实际造价的对比分析。

1）石油工程项目分区域对比分析。石油工程具涉及到的人员比较多，地域分布比较广，分区域对比分析是将整个工程项目集体模块化，将子公司或者是分公司的进行不同区域划分，对其石油工程工作量，上报工程预算值和实际值进行对比，以及分公司之间进行对比，从而反映出各个子公司的实际造价情况，找出它们之间存在的差异性和共同点，通过对这些差异性进行数据分析，就能够准确判断出不同区域内的实际工程造价情况；

2）石油工程项目分时期对比分析。分时期是以石油工程项目周期为线索，对石油工程项目数据进行纵向对比，其主要是差额和增减幅度的计算，而计算对公司的对象主要是单位或者是子公司的报告工作量、造价指标以及实际结算数据。在对石油工程项目进行分时期对比分析的时候，需要考虑工作量差额、工作量增减率、实际结算差额。

工作量差额指标，是以公司为单位，计算该单位在不同时期的工作量的差异性。其数据的绝对值大小反应了石油工程量的差异性变化。工作量的差额一般是报告期工作量与基期工作量的差值的绝对值。工作量增减率是一个百分比指标，其主要反应的工作量的变动情况。计算方法为（工作量差额/基期工作量）×100%，该值越大，说明石油工程项目的工作量幅度变化越大；

3）石油工程项目工程造价预算与实际结算的对比分析。该项对比分析是建立在预算值与实际值的基础之上的，它是对实际值与预算值之间差额度进行的分析，二者的对应关系是建立在定额计算之上，其差值能够反应工作内容的变化。在计算时，预算预结算差额为公司石油工程预算值与实际结算值的差值的绝对值。如果该值过大，说明工作内容变化巨大，或者是预算不合理，石油工程临时变更频繁，作业计划性不强。

3 石油工程定额因素分析

影响石油工程定额的因素比较多，但是主要因素包括石油项目构成要素、价格指数以及石油工程的专业分类，它们在石油工程造价中占不同的比例，而对这些因素的分析，可以有效的探析出石油工程定额对石油工程项目的影响。

1）石油工程项目分类分析。石油工程涉及到的工程领域比较广，范围比较大，在进行定额计算时，应该根据专业不同而进行不同的定额计算，比如说钻井工程、测井工程和录井工程，石油工程项目应该根据专业不同而进行分类处理，分类项目应该具有针对性，比如说上述工程，应该对不同井别、不同井型进行分析。主要分析的对象是不同类别和不同工程项目的单位造价情况；

2）石油工程费用构成分析。对于工程费用的工程，本文以钻井工程为例，根据国家建设工程造价管理的有关规定，结合油田生产过程中的实际情况，工程造价采取直接费与间接费分列的方法，将工程项目的造价划分为六个部分:直接工程费、间接费、风险费、定额编制及使用费、计划利润和税金。

直接费与间接费分列就是将直接工程费和间接费在预算定额中分列。直接工程费包括直接费和其它间接费。其中，直接费是指工程施工过程中所耗费的构成工程实体和有助于工程形成的各项费用，包括材料费、燃料动力费、人工费、折旧费。其它直接费，是指除直接费之外，在施工过程中直接发生的其它费用，主要包括修理费、运输及车费、土地征用及补偿费、动迁费、保险费、新技术研制推广费、健康安全环境费(HSE)等，其中保险费、新技术研制推广费和HSE是按照国际惯例首次设置的费用。间接费，包括施工管理费、财务费用。风险费，是考虑到石油专业工程施工所具有的高风险的特点，参照国际惯例而新增的费用。计划利润，编制中适当考虑了施工单位扩大再生产等问题。定额编制费和税金执行现行有关规定；

3）石油工程主材价格因素分析。石油工程项目根据项目不同，需要用到的项目材料也不相同，随着市场经济的变动，这些材料也会发生着变化，材料的变化势必会对工程造价造成一定的影响。通过对以往价格数据进行统计分析，可以有效的得到石油工程项目材料的主要变化趋势，其主要做法是以各专业为单位，对该单位的主要材料建立价格指标库，通过分析价格，来判断影响造价指标指数，除此之外外，石油编制石油专业工程造价综合的主材价格影响指数。