石油化工和石油工程的区别范文

导语：如何才能写好一篇石油化工和石油工程的区别，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

篇1

前言

随着我国油田的开采期的延长，以及化工行业的快速发展，使其逐渐成为我国经济发展的龙头企业。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产工作的重点，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]喜，邓述波，夏福军，《横向流除油器田污水的研究》、《工业水处理》，2001年.

[2]张春霖.张旭军. 《新型油水分离器在油田污水处理中的应用》、《石油化工环境保护》，2003年.

[3]桑义敏，李先生，何绪文，等，《含油废水性质及其处理技术》，2004年.

篇2

［关键词］西南地区；油田技术服务市场；重点板块市场

1 我国西南地区油田技术服务市场现状分析

自中石油“三百亿气田”、中石化“百亿气田”建设规划发布以来，西南油气田每年新增钻井量均在250口以上，主要集中于中石化及中石油各自所属的矿区，重点分布于川中矿区和川西矿区。2004—2009年西南新增钻井量一览如表1所示：

2009年，我国三大石油巨头的勘探开发支出为2232.37亿元，正常情况下，石油公司勘探开发总支出中用于油田技术服务的支出占70%~80%，因此国内油田技术服务的市场为1600亿~1800亿元。据《石油杂志》统计，西南地区每米进尺的油田技术服务费用为全国平均水平的2.5~3倍。根据西南地区各年的钻井在全国中的比例，综合其服务单价的差异，2009年西南地区的油田技术服务市场规模约为147亿元。

依据中国石油西南油气田分公司及中国石化西南油气分公司“十二五”规划，未来5年，中石油、中石化将分别围绕“建设300亿战略大气区和一流天然气工业基地”、“建设百亿气田”的发展方针，加快油气资源的勘探开发力度，并稳步推进老油井采收率提升工作，实现西南油气田的发展再上新台阶。两大公司“十二五”期间新增钻井规划量一览如表2所示。

根据上述分析所推导的西南地区油田技术服务市场规模统计及预测如图1所示。

2 我国西南地区钻井液技术服务市场现状分析

根据西南地区的地质特征，特别是该地区所需钻井液具有高温度、高密度的特点，每米进尺所需钻井液成本约为全国平均水平的2.5倍。从工程结算角度，钻井液技术服务市场占勘探开发投资的5%~8%，即约156亿元。综合考虑西南地区钻井进尺在全国中所占的比例，推算2009年该地区钻井液技术服务的市场规模约为12.8亿元，随着钻井进尺的增加，以及对钻井液在环保和降本增效方面要求的加强，预计到2013年西南地区的钻井液市场将达到24.3亿元，年均复合增长率为17.38%，如图2所示。

目前，西南地区钻井液技术服务市场存在明显的系统性壁垒，中石化和中石油各自系统内基本不存在交叉服务现象。西南地区中石化系统内钻井液技术服务的主要入网企业包括四川仁智油田技术服务股份有限公司、中石化石油工程西南有限公司、成都得道实业公司等。西南地区中石油系统内的入网企业主要为川庆钻探工程有限公司等。

3 我国西南地区油田环保技术服务市场现状分析

西南地区川渝气矿及周边为典型的天然气产区，与油田生产不同，天然气井正常情况下均不需要进行灌水开采，因此，气井生产的主要污染物基本为地层反排液和泥浆等，为合理保护储层结构，气藏地层水的处理一般均采用外排方式，较少回注。油田环保业务开展时间较短，大多油田从2004年才开始环保业务，如表3所示。

依据西南地区油气田石油专业工程定额标准确定的西南地区各类污染物处理单价及推导2009年西南地区油田环保市场规模约为3.98亿元，但随着该地区回注比例的增加，预计2013年市场规模将达到7.98亿元，年均复合增长率为17.48%，如图3所示。

中石化西南区域主要入网企业包括四川仁智石化科技有限责任公司、中国石化西南石油局油田工程服务公司、胜利西南石油工程管理中心钻前部等。中石油西南范围主要包括江油顺辉环保科技有限责任公司、成都金池塘科技有限公司等。

4 我国西南地区油田特种设备检维修技术服务市场现状分析

西南油气田既是中石油、中石化的主力产气田之一，也是全国重要的天然气集散地。截至2009年年底，西南地区累计形成油气管道约1.95万千米，随着西气东输四线规划的进行，将有上万千米的新建管道处于规划建设之中。另外，单年钻具的下井量约为当年新增钻井量的1.5倍计算，如表4所示。

依据国家相关标准及西南地区石油专业工程相关定额标准，确定该地区油田特种设备检维修技术服务单价标准，推导2009年该地区油田特种设备检维修服务市场规模约为12亿元，随着对油气管道和集输站场安全问题重视程度加强，预计到2013年市场规模将达到18.1亿元，年均复合增长率达10.82%，如图4所示。

西南地区油田特种设备检维修技术服务市场较为开放，市场化程度较高，从事油气集输设施检测的重点企业包括四川仁智油田技术服务股份有限公司、中国石油天然气管道局、四川佳诚油气管道质量检测有限公司、四川派普承压与动载设备检测有限公司等。

5 我国西南地区防腐工程技术服务市场现状分析

在西南地区的油气开发上，由于主产油气区块开采时间较长，中浅层老井递减加快，深层气井含水量呈上升趋势，大力发展防腐技术势在必行。一般情况下，防腐蚀工程量在石油天然气开采运输设备投入中占30%~40%，有的高达50%，化工板块投入中约占6%。

目前，在西南地区，中石油和中石化暂时还没有建成投产的炼油厂和化工厂，除了少数为国营企业，现存炼化厂大多为民企。因此，西南地区的防腐市场暂不考虑炼化厂方面的防腐，如表5所示。

篇3

关键词:能源合作;动因;中亚;新疆

中图分类号:F125.4 文献标识码:A 文章编号:1003-3890(2009)08-0068-05

一、新疆与中亚五国能源合作的必要性

(一)中国石油进口依存度不断提高

随着经济的不断发展,中国对能源特别是对石油的需求量逐年攀升。1990年以来,中国石油消费量年均增长7.2%,石油生产量年均仅增长1.8%。从1994年起,石油净进口量年均增长24.4%。2002年中国进口石油超过日本,成为继美国之后的第二大石油消费国。据海关总署的统计数据,1994年中国石油进口依存度只有6.7%,入世前的2001年只有30%,但2008年中国石油(包括原油、成品油、液化石油气和其他石油产品)净进口量达20 067万t,同比增长9.5%,在2007年首次占到国内油品消费量一半之后,2008年中国石油净进口量在国内油品消费量中的占比已接近52%(如表1所示)。据专家估计,未来20年中国石油对外依存度仍将逐年上升,2020年进口依存度将达到60%(如图1所示)。中国石油供求失衡加剧,已成为制约中国经济发展的瓶颈。

(二)中国石油进口来源存在不稳定因素

中国石油的进口来源国比较分散,但这些国家所处区域比较集中,中东地区和非洲是中国石油进口的主要来源地,2002年中国从这两个地区进口的石油占进口总量的78.7%,这种单一性导致了石油进口供应的不稳定。这两个地区局势都不稳定,在政治宗教问题冲突、大国之间崛起与遏止的角逐等因素影响下,难以保证石油的稳定供给,甚至有停止供油的可能性。石油来源地的局势动荡将成为中国油源安全的重要隐患。

(三)中国石油进口海上通道存在安全隐患

目前,中国90%以上的石油进口通过海上运输,当前中国主要的海上石油进口航线有四条,具体见表2。

但是,海上运输线安全问题令人担忧。和平时期有海盗的骚扰,一有战事,海上运输安全更是无法保障,大国染指马六甲海峡的企图也是一个不确定因素。显然,单一通道无法从根本上保证中国石油与国民经济的安全。

(四)新疆与中亚接壤,是中国安全的陆上能源进口大通道

中亚石油是中国目前惟一的不经远洋海运就可确保的石油供应来源,所以加大从中亚通过陆路进口石油与天然气的力度是势在必行的。首先要面对的就是运输问题。当前,新疆已有和规划中的从中亚进口能源的陆路通道见表3。

表3中的中哈原油管道可以为中国提供一条在相当程度上取代马六甲海峡的既安全又便捷且不经过第三国的通道。而且,哈萨克斯坦准备修建的穿越哈萨克斯坦、土库曼斯坦与伊朗接轨的长达4 000多km的准轨铁路,已列入中国“十一五”规划的连接中国、吉尔吉斯斯坦、乌兹别克斯坦的中―吉―乌铁路,协议中的中巴(中国―巴基斯坦)铁路,还有中国与土库曼斯坦等修建的输气管道以及通过欧亚第二大陆桥的石油陆运等都将通过新疆。可以预见,2020年以前,新疆地区将有1条进口原油管道,至少2条天然气管道和4条铁路。这些管道与铁路的输油能力加在一起,最低有1亿t,甚至可能达到2亿t,再加上新疆自产的1亿t,届时从新疆地区调往内地的原油,保守估计有2亿t,乐观估计有3亿t,占中国当时石油需求量4.5亿t~6.1亿t的一半,占据中国的半壁江山。

二、新疆与中亚五国能源合作的可行性分析

在能源领域开展投资合作,至少要具备两个基础条件:一是双方在能源储备方面有相互投资与合作的潜力;二是双方在能源领域具有互补性。这些是新疆与中亚五国进行能源投资与合作的前提。

(一)能源合作基础

1. 新疆石油、天然气储量与开采情况

新疆是中国石油资源蕴藏最为丰富的地区之一,蕴藏着209亿t石油资源和10.85万亿m3天然气资源,分别占到全国陆上油气资源总量的25.5%和27.9%,被地质学家视为中国油气勘探潜力最大的省区。截至2008年底,新疆累计探明石油地质储量38.2亿t,探明天然气地质储量1.4万亿m3;已累计产油4亿t,成为继黑龙江和山东之后中国第三个累计产油达4亿t的省区。2007年生产原油2 610万t,生产天然气210亿m3,分别居全国第3位和第1位。预计到2010年,新疆年产和进口原油可达4 500万t,天然气年产量可达284亿m3,成为中国重要的油气生产、加工和供应基地。①新疆提出到2010年力争油气当量达到6 000万t的目标,加上哈萨克斯坦每年输送的2 000万t原油,届时新疆将成为中国最大的产油省区。准噶尔、塔里木、吐哈三大盆地是新疆油气储存最为丰富的地区。随着西部大开发战略的实施和西气东输工程的建设,新疆新一轮大规模油气勘探开发建设正全速推进,形成了由东到西、由北到南三大盆地油气勘探开发全面展开的态势。新疆克拉玛依油田是新中国第一个大油田,也是新疆石油的龙头,2010年预计实现年产油气当量2 000万t的目标,保持原油产量规模在西部油田第1名的位置。到2020年克拉玛依将实现原油产量位居中国石油第1名、炼油化工生产能力居西部第1名、稠油加工能力居国内第1名、石油工程技术服务实力居西部第1名的目标。②自1955年发现新疆第一口油田――克拉玛依油田,至今已先后发现了乌尔禾、独山子、鄯善、轮台、塔河等80多个油气田。1990年,新疆生产原油首次突破1 000万t大关;2002年,新疆原油产量又实现了2 000万t级的跨越,成为中国的原油生产大区。50年前,新疆全年的原油产量只有5万t,如今,原油日均产量超过了5万t。

天然气生产方面,新疆作为中国西气东输的源头,其产量也居于中国前列(见表4)。

特别值得一提的是,2006年新疆的天然气产量正式超过了四川省,跃居中国第1名。而石油产量从1997年至今,已经连续10年原油产量在大庆和胜利油田之后,居全国陆上第3名。

2. 新疆石油化工业发展情况

新疆石油、天然气资源丰富,实施优势资源转换战略,石油、石化是主力军,因此,新疆也将强力打造石油石化工业园区,延伸石化产业链,努力把新疆建成中国重要的石油天然气化工基地。如今,石油石化工业已经成为新疆最重要的支柱产业。按照“新疆十一五规划”,新疆将以“大力支持上游、积极介入中游、加快发展下游”为原则,进一步加快石油天然气资源的勘探开发,提高油气资源在区内加工的数量和深度,最大限度地延伸石油天然气产业链。为此,新疆将积极鼓励国内外有实力的企业和社会资本以多种形式与石油企业融合联动,共同发展石油天然气下游产品加工业。集中力量建设好独山子―克拉玛依、乌鲁木齐、吐哈、南疆四大石化基地,特别要建设好独山子千万t炼油、百万t乙烯、乌石化百万t芳烃和库尔勒、库车几个大的石化项目,发挥大型石油石化项目的聚集和辐射作用,尽快形成连环配套的产业集群,真正使石油石化及其下游产品加工业成为新疆最具规模和优势的产业。③2006年,备受世人关注的中哈原油管道投入运营,来自哈萨克斯坦的石油,经过1 000多km的奔腾,已经顺利注入中国新疆的独山子炼油厂。

可以预见的是,随着新疆在中国石油布局中的地位逐步上升,拥有丰富资源储备及战略地位特殊的新疆正成为中国能源的基地。

3. 中亚国家石油、天然气储量与开采情况

对于中亚各国的能源储量和开况,本文主要选择分析哈萨克斯坦、土库曼斯坦、乌兹别克斯坦三国的油气资源状况。因为从石油和天然气的资源分布来看,哈、土、乌三国储量较为丰富,而其余两国油气资源储量较少,产量也较低。

哈、土、乌三国石油、天然气储量如表5所示。哈萨克斯坦的石油、天然气探明储量呈上升趋势,尤其是2004年,天然气储量首次超过土库曼斯坦,成为中亚地区石油、天然气探明储量最多的国家。土库曼斯坦、乌兹别克斯坦的天然气探明储量相对于石油储量来说,与哈萨克斯坦差距较小,三国天然气资源都较丰富,但真正称得上石油丰富的只有哈萨克斯坦。

在石油产出增长方面,哈萨克斯坦不但绝对规模最大,而且产出增长速度也是中亚三国中最快的,如2004年哈萨克斯坦石油产量达到了2000年的1.7倍。但土库曼斯坦和乌兹别克斯坦国明显表现为产出规模较小,而且增长乏力的特点。在天然气产出增长方面,哈萨克斯坦和土库曼斯坦增长较快,如哈萨克斯坦2004年产量为2000年的1.73倍。相对而言,哈萨克斯坦产量低,增长基数较小;而土库曼斯坦产量高,增长同样很快,所以土库曼斯坦应该属于目前产出前景看好的国家;至于乌兹别克斯坦,其储量相对最小,但产量一直最高,只是产出增长比较缓慢,显示出增长后劲不足的迹象。哈萨克斯坦石油产量在中亚石油市场上占78%的份额,居主要地位,但天然气产量只占14%,居次要地位;而土库曼斯坦和乌兹别克斯坦的天然气产量在中亚天然气市场上合计占85%的份额,居主要地位,可是石油产量合计只占到22%的份额,居次要地位。可见,新疆如要从中亚进口油气资源,其合作伙伴的选择在石油进口方面应首选哈萨克斯坦,在天然气进口方面则应该主要考虑土库曼斯坦和乌兹别克斯坦了(详见表6)。

从三国油气资源开发状况来看,哈萨克斯坦是中亚最大的石油生产国和石油消费国,在独联体国家中居第2位(俄罗斯居第1位)。根据哈政府的石油天然气工业发展规划,2006―2010年哈萨克斯坦将向石油天然气工业领域投资222亿美元,争取2010年石油产量达到1亿t,出口6 000万t。到2010年哈萨克斯坦天然气开采量将增加到574.5亿m3,为2003年172亿m3的3倍。同时,商品气的生产也将从2003年的120.2亿m3增加到281.4亿m3。2010年哈萨克斯坦的天然气加工能力将达到每年280亿m3~330亿m3,也就是说,可以保证加工天然气开采量的60%。预计到2010年,哈萨克斯坦国内的天然气消费量将达到156亿m3。土库曼斯坦的天然气资源非常丰富,土库曼斯坦政府计划到2010年将石油和天然气出口分别增加到3 300万t和11 000亿m3。2020年,土库曼斯坦政府计划向国际市场出口天然气11 400亿m3,石油61 500万t,预计生产液化气200万t,大部分用于出口。随着土库曼斯坦油气产量和出口量的快速上升,该国急需增加炼油厂的处理能力。乌兹别克斯坦拥有丰富的天然气资源,其国土面积的63%位于油气聚集带,是世界15个天然气生产大国之一,其可向外国投资者提供的天然气探明储量约4 500亿m3,石油约21 000万t,但大部分油气田的探明储量比较分散。塔吉克斯坦已探明石油储量1.2亿t,剩余探明储量205万t,原油产量约1.2万t/年。吉尔吉斯斯坦石油储量1 200万t,原油产量约7.5万t/年。

(二)能源合作互补性分析

新疆与中亚五国在能源领域具有很强的同构性和互补性,双方在技术上的合作也具有很现实的意义。中亚国家和新疆都是石油储量丰富的地区,而且产油区地质结构都很复杂,油层埋藏较深,勘探和开采难度较大,双方矿产资源结构总体相同,但也存在明显的互补性。

中亚国家的石油工业发展较早,原油产量较高,在石油勘探、选冶技术上较为发达,特别是哈萨克斯坦曼吉斯套半岛的大油田含蜡高、凝固快,沿输油管输送原油时需加热才能把原油输送走。因此,哈萨克斯坦采取的加热法既能消除井底和井管的结蜡,又能提高采油率,这一技术经过多年实践与改造已很成熟,也适用与新疆同类产品的生产。而且中亚也注重发展炼油工业和石化工业,20世纪80年代开始生产聚乙烯、聚丙烯、乙烯和丙烯,并用油田伴生气发电、供热,建成用伴生气作燃料的热电厂,既为油田开发提供了廉价电力,又减少了环境污染,这些经验和技术新疆可以向中亚国家交流合作。

新疆石油大规模的勘探和开发起步较晚,始于20世纪80年代后期,但采用了国外先进技术,进展很快,在石油开采和管理上均采用了高度自动化,人均采油达3万t,已经达到了国外的先进水平。新疆在石油钻井、管道开发技术上比中亚国家先进,因此在复杂油矿的开采、石油的开发、输送管道建设等领域,中亚国家可向新疆借鉴的地方较多。新疆的炼油及石化工业发展较快,已建成投产特大型燃料―油―化工型石化企业和燃料―油―沥青型大型现代化炼油厂,可生产包括化肥、化纤、塑料等在内的300多种油品及石化产品,其中有150多种畅销国内市场,20余种进入国际市场,目前新疆已成为中国西北最大的石化工业基地。因此,新疆可利用其互补性技术和设备优势帮助中亚国家发展石油工业,从而更多更方便快捷地供应中国经济发展之需。

三、结论

综上所述,加强新疆与中亚五国能源合作的动因在于:(1)近年来中亚能源开发力度持续加大和中国对能源进口需求急剧上升时机相吻合,是新疆加强与中亚能源合作的天时;(2)中亚地区油气资源十分丰富,其所处里海地区被誉为世界上第二个“波斯湾”,在世界能源市场上占据极为重要的地位,其资源大部分尚未开发,是全球资源开发最具前景的地区之一,新疆是中国唯一与中亚接壤的地区,这是开展与中亚能源合作的地利;(3)要解决中国未来的能源安全威胁,必须开辟新的进口渠道,进一步实现油气进口渠道多元化。中亚也可以通过与中国的能源合作,使其巨大油气资源可以在太平洋找到出海口,到达日本和朝鲜半岛。能源合作对双方明显是共赢,所以中国与中亚各国政府对合作一直抱有积极态度,新疆也可以借机发展成为中国一条具有重要战略地位的能源安全大通道,这是合作的人和因素。(4)双方能源合作不仅仅体现在新疆从中亚各国进口油气,以解决中国能源供应不足的问题。双方还可以从彼此能源互补的角度,建立垂直一体化分工,在能源勘探、开发以及深加工等领域展开全面合作,拓展合作深度,这是将来能源合作的发展方向。

注释:

①资料来源于《经济参考报》。2004年6月15日。

②资料来源于新疆新闻网,2006年10月25日。

③资料来源于2006年新疆第七次党代会报告。

参考文献:

[1]马凤云.新疆与哈萨克斯坦在油气和化工等产业合作前景研究[J].新疆大学学报(自然科学版),2006,(1).

[2]聂志强,叶小伟.中国新疆与哈萨克斯坦相互投资前景看好[J].科技与经济,2006,(4).

[3]蒲军.中哈能源合作:互补性强前景广阔[J].中国石化,2006,(8).

[4]潘光.上海合作组织与中国的海外能源发展战略[J].世界经济研究,2005,(7).

Analysis on Reason About Energy Sources Cooperation between Xinjiang and lentral Asia

Li Qin

(School of International Economy and Frade, Xinjiang university of Finance and Economics, Urumuqi 830012, China)

篇4

关键词：吐哈油田 国际合作 历程 意义 设想

吐哈油田作为中国石油天然气集团公司的地区公司，是上世纪八十年代末按照“两新两高”体制建设的现代化油田。二十多年来，吐哈油田积极拓展国内外市场，已发展成为集油气勘探与生产、石油工程技术、矿区服务等产业于一体，跨国（地区）经营的大型国有企业。

一、国际合作的发展历程与现状

吐哈油田国际合作经历了海外市场早期开发，海外市场整合优化，以及内外并举、重点发展优势市场三个阶段：

第一阶段：海外市场早期开发阶段（1995年～2005年）

1995年，吐哈油田在乌兹别克斯坦参与国际合作钻井业务，拉开了海外业务序幕。1997年获得对外贸易资质后，在哈萨克斯坦设立办事处和石油技术服务公司，为海外业务搭建平台，有力推动了国际化经营业务发展。这一阶段，吐哈油田把市场开发作为生存发展的根本战略，利用中石油实施“走出去”战略的机遇，紧跟集团公司开拓国际市场，加快海外队伍建设，国外市场日益扩大。“十五”期间，吐哈石油工程技术服务先后进入哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、阿塞拜疆、格鲁吉亚、巴基斯坦、委内瑞拉印尼、苏丹和埃及等九个国家市场，以钻井为龙头，带动井下作业、钻采技术、特车、机修、物资供应等进入国际市场，国外施工队伍达到29支，累计完成价值工作量10315万美元。

第二阶段：海外市场整合优化阶段（2006年～2008年）

在此时期，吐哈坚持实施海外市场提升战略。一是加强对已有项目管理，在哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦先后设立/增设办事处和石油技术服务公司，提高了效率，降低了经营成本；二是退出高风险、低效益市场，作业队伍向哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦集中；强化对新目标市场的论证和风险评估。通过与中油股份、CNODC、国际工程公司及国外石油公司合作，吐哈海外项目和作业队伍数量逐年增加，实现了规模经营。哈萨克斯坦成为吐哈海外最大的市场，乌兹别克斯坦市场中标鲁克项目，取得重大突破。截至2007年底，有37支队伍在哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、苏丹等9个国家开展钻修井、试油测试、地质综合研究、气举、钻采工艺技术服务等业务，“吐哈石油”品牌享誉中亚。2008年初，吐哈海外钻、修井业务分别移交西部钻探工程公司和渤海钻探工程公司，吐哈海外市场布局进一步调整、优化。

第三阶段：内外并举、重点发展优势市场阶段（2008年～2012年）

国际合作方面：吐哈油田具备国际工程承包和技术服务资质，国际钻井承包商井控认证、API产品认证和ISO9000国际质量体系认证等资质，是扩大国际合作的积极条件。在此阶段，吐哈综合地质研究、气举采油和试油测试等一系列配套先进的特色技术，创效能力日益突出，海外市场规模不断扩大。运用气举技术采出原油达到了哈萨克斯坦扎纳若尔油田总产量的90%。2010年中标苏丹6区气举采油服务大包和伊朗阿扎德甘油田气举服务项目。吐哈现已正式成为中石油中亚地区和伊朗市场的技术支持单位，业务涉及哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、苏丹、伊朗和阿尔及利亚等国，作业队伍近10支。

国内对外合作方面：为有效开发稠油、煤层气、页岩油等资源，吐哈油田一直积极争取有关对外合作项目，寻找合适的合作伙伴。2007年，BP国际能源公司与吐哈进行了煤层气勘探开发项目技术交流，展开了联合评价。2012年，吐哈油田三塘湖盆地页岩油对外合作项目正式启动，目前正在推进与壳牌公司及美国赫世公司合作，争取实现2015年建产。

二、国际合作的成果及意义

1.取得了良好经济效益，为吐哈自身发展和合作方做出了积极贡献

2008-2012年，吐哈海外累计实现收入1.5亿美元。凭借特色技术和优质服务，为集团公司海外业务提供了有力支持，促进了当地就业和经济发展。“吐哈石油”特别是“吐哈气举”品牌影响力在海外不断扩大，带动了吐哈相关业务发展。

2.锻炼了队伍，培养了国际化经营人才

十几年来，通过参与海外项目招投标、合同谈判、签约、执行到现场作业的全过程实践，吐哈海外队伍逐步熟悉了国际运作规范，掌握了通行的工程技术标准和质量要求，了解了国外劳动法律和相关制度，学习了国外公司先进的管理理念，队伍迅速成长，经验不断积累，工程服务质量和信誉稳步提高，为开拓海外市场打下了良好基础。与此同时，油田加大外语培训力度，分批、分阶段对海外项目人员进行外语培训和考核，确保出国人员外语水平全面达到集团公司规定标准。

3.提高了认识，促进了油田技术进步

在稠油、煤层气和页岩油勘探开发领域，多年来与国内外知名大学、科研院所及石油公司建立了长期合作与技术支持联盟，通过技术交流、联合研究和合作开发，拓宽了自身队伍的技术视野，突破了认识局限，对吐哈油气勘探开发技术进步起到了补充和推动作用，有利于及时将科研成果转化为生产力。

三、国际合作的机遇和挑战

未来几年，吐哈国际合作业务发展存在三方面有利条件：一是世界能源需求强劲，中石油在中亚、北非、东南亚等地区已获得相当的原油份额，随着“走出去”战略加快实施，国外石油工程技术服务市场将不断扩大，提供了很大发展空间。二是吐哈拥有中石油唯一的气举中心，气举技术国际领先；吐哈勘探开发研究和工程技术服务一体化的优势能为海外油田提供整体技术支持和工程服务。三是拥有一批懂经营、善管理、业务素质高的国际化经营人才。面临的挑战主要是：国际局势风云变幻，项目所在国政治和经济形势不稳定，安全形势不容乐观；海外劳务、签证制度复杂多变，制约了海外业务的稳步发展；随着国际能源市场民营资本、私人投资的加入，国际石油工程服务市场的竞争将更趋激烈。

四、今后国际合作业务设想

遵循“安全第一、效益优先”的原则，以风险可控为前提，安全稳定为保障，强化管理为手段，不断夯实“吐哈气举”品牌，促进海外业务快速、安全、高效发展。

1.重点发挥地质研究与工程技术一体化优势，突出气举采油、地质研究、试油测试等特色技术，大力发展用人少、风险小、效益高的海外项目。充分利用现有海外装备，提高设备动用率和运行时率。

篇5

在上海举行

2005年11月24日～25日，由教育部科技发展中心、上海市科学技术委员会主办，上海市金山区人民政府、华东理工大学承办的“石油化工行业产学研合作洽谈会”在上海市金山区隆重召开。来自全国16所在石油和化工方面最具特色的高校、部分地方政府及数十家石化企业参加了本次产学研合作洽谈会。

教育部科技发展中心李建聪副主任、上海市科学技术委员会陆晓春副主任、金山区人民政府郝铁川区长、华东理工大学于建国副校长在开幕式上分别代表主办方和承办方致辞。李建聪指出，石油、化工行业是我国国民经济的支柱产业，充分发挥行业特色高校在能源领域、尤其在石油化工行业的科研和人才优势，通过组织行业特色高校与行业企业建立紧密的产学研战略联盟，面向国家需求、行业需要和产业发展，解决行业重大共性、关键技术以及为行业企业提供人才培养服务，是新时期我国高校积极参与国家创新体系，特别是国家技术创新体系建设，促进石油化工行业发展的重要举措。

洽谈会上，教育部科技发展中心与上海市科委签署了“全国高校科技成果推广信息平台石油化工成果推广频道”与“上海市能源化工技术转移平台”资源共享协议，为共同推进石油化工特色高校与上海市石化企业的产学研合作搭建服务平台。

此外，教育部科技发展中心还联合国内石油化工行业特色高校、石油和化工产业聚集区域的地方政府及开发区、石油和化工骨干企业在会上共同发起成立了“石油化工技术转移联盟”。该联盟的宗旨是依托高校石油化工行业人才和科技资源优势，面向我国石油和化学工业企业，建立行业技术评价推广服务体系和专业人才培养服务体系，提高我国高校在石油和化学工业公益性技术和产业共性技术、关键技术的集成、配套能力和工程化技术服务水平，搭建产学研合作交流的公共服务平台，促进地方经济的发展和行业技术的进步。该联盟建立后，将本着“加强交流、互通有无，资源共享、合作多赢”的原则，为促进我国石油和化学工业领域的技术进步和行业的发展做出应有的贡献。

“石油化工技术转移联盟”首批成员单位包括：教育部科技发展中心、清华大学、华东理工大学、天津大学、浙江大学、上海交通大学、西安交通大学、华中科技大学、吉林大学、四川大学、华南理工大学、北京化工大学、大连理工大学、中国石油大学、中国地质大学、湖南大学、东北大学以及上海市金山区人民政府、福建省泉州市泉港区人民政府、浙江省杭州湾精细化工园区管委会。今后，联盟将不断吸收更多大中型石化企业、地方政府及开发区、行业协会、中介机构以及其它重点高校参与。

篇6

[关键词]能源安全；政策选择；结构性矛盾；对外依存度

一 中国能源安全基本形势

能源为国民经济发展提供动力，与改革开放初期相比，21世纪初中国能源安全的基本形势是：需求总量略大于供给总量，结构性矛盾突出。具体表现为：

（一）能源平衡差额负增长持续扩大，总需求大于总供给。中国经济的发展受能源供给和需求变化的制约。但在不同时期，能源制约中国经济发展的方面是不同的。中国改革开放以来，我国能源安全形势，发生了两大转变。1980～1990年的十年间，制约中国经济发展的能源因素是：能源消费不足，除1987～1988年经济过热及1989～1990年经济调整特殊时期外，中国能源生产总量大体高于能源消费总量，出口量远远大于进口量。而每次经济下滑，都与能源消费增长不足有关，而与能源供给不足无关。可以说，这十年中我国的能源形势基本是安全的。但从1990年起，中国国内生产总值在保持7%以上的增长的同时，中国能源消费总量开始接近生产总量，能源进口量大幅上升。到1992年能源生产总量已略低于国内能源消费需求总量，2000年能源生产与消费总量缺口迅速拉大，从1914万吨扩大到19000万吨；能源进口已从1990年的1310万吨扩大到2000年的14331万吨， 出口从5875万吨扩大到9026万吨，进出口分别增长992.4%和53.6%。同时能源平衡差额负增长持续扩大：从1990年的-2565万吨标准煤增长到2000年的-15147万吨标准煤。 这说明，中国能源总消费已大于总供给，能源需求对外依存度（年进口量占年消费量的比例） 迅速增大。中国能源安全形势已亮起红灯。

（二）清洁能源需求增大，结构性矛盾突出。中国能源需求对外依存度迅速扩大的原因在于其内部结构性矛盾日益突出。目前，在我国使用量最大的煤、石油、天然气和水电常规能源中，产需矛盾比较突出的主要集中在清洁高效能源品种，尤其是石油品种生产的增长不能满足迅速扩大的国内需求。1981年～2000年，原煤始终是我国能源生产和消费的主体，也是中国能源结构中最稳定的部分。从1980年到2000年的能源生产消费结构的变化中，原煤、天然气、水电供需比重大体平衡，但煤炭在能源供需总量中的比重均略有下降。在清洁能源中：天然气生产比重增长了0.4％，水电生产消费比重增长幅度分别为4.2％和2.9％，二者均供略大于求。原油生产和消费比重严重失衡：从1980年到2000年，石油生产在能源生产总量中的比重从23.8%下降到21.4%，而石油消费在能源消费总量中的比重从20.7%上升到23.6%，前者下降了2.3%，后者则上升了2.9%。供需矛盾突出。尽管近20年来我国石油产量有很大的提高，从1980年的10594.6万吨增长到2000年的16300万吨，但从1994年起石油生产开始不能满足石油消费的需求，1993年起进口量开始大于出口量。20世纪90年代以来，我国国民经济按年均9.7%的速度增长，原油消费按年均5.77%的速度增加，而同期国内原油供应增长速度仅为1.67%。1993年我国成为石油净进口国。 此后进口量逐年增大，尤其是“九五”期间，石油净进口量从1996年的1348.5万吨增加到1999年的2858万吨，2000年净进口量超过6000万吨位。未来15年内，我国国民经济将以7%左右的速度发展，原油需求将以4%左右的速度增加；同期国内原油产量增长速度只有2%左右，低于原油需求增长速度，国内原油供需缺口逐年加大。预计2005年原油需求2.45亿吨左右。 届时，我国石油供需矛盾将进一步加剧，对外依存度将进一步加大。

另外，我国石油储量和产能接替的难度尚未缓解。据国家石油工业“十五”规划提供的数字和结论显示，尽管我国第二轮资源评价表现出“我国石油储量开始进入稳定增长期”，但随着勘探程度不断提高，新发现的油田规模总体呈变小趋势，而且新增探明储量中低渗透与稠油储量所占比例逐年加大，储量品质变差，新增及剩余储量可动用性较差。全国剩余可采储量 为23.8亿吨.，储采比 为14.8，已开发油区储采比只有10.9。根据开发油田的一般规律，在这样的储采比配置下，稳产处于临界状态，上产难度较大。同时，在役油田稳产难度加大。主要产油区目前已进入中后期开发阶段，主力老油田进入高采出程度、高含水率双高开采阶段，主力油田挖潜效果减弱，稳产难度加大，采油成本上升。

2003年初中国地质科学院发表报告指出，除了煤之外，后20年中国实现现代化，石油、天然气资源累计需求总量至少是目前储量的二至五倍。分析认为，研究结果令人感到吃惊，中国在制定政治、经济、外交和国防决策时应当考虑矿产资源。报告说，中国的主要油田都已接近生产结束期。到2020年，中国需要进口5亿吨原油和1000亿立方米天然气，分别占其国内消费量的70%和50%。

所有这些都意味着在我国现有海外影响和外交控制力不变的情况下，在中国石油需求对外依存度增大的同时，我国石油安全风险也相应增大。

由上分析可以得出三个具有内在联系的结论，目前中国能源安全现状明显表现为如下递进式矛盾结构：（1）国内清洁能源，特别是石油的需求大于供给，供求矛盾呈刚性上升。（2）中国能源安全问题并不主要是供给总量与需求总量的矛盾，而是由清洁能源供给不足引发的结构性矛盾，这是中国能源安全问题中的主要矛盾。（3）石油又是中国清洁能源中需求增长最快而供给能力日益严重不足的品种，因此，石油短缺是我国国内能源安全主要矛盾中的主要方面。

二、 世界石油需求不平衡加剧 中国石油安全外部形势恶化

(一)世界石油需求增长中心向亚太转移，中国将在获取海外份额油方面遇到更激烈的竞争。 由于石油所具有的宽沸点、高能量和低污染的品质，石油日益成为支配世界能源消费的主要部分，在未来20年内石油仍将在世界能源消费中处于领先地位。近十年来，世界石油生产与消费迅速上升且大体平衡，1999年北美洲和欧洲与十年前大体相同，其消费总量之和在世界消费总量中仍占50%以上，而亚太石油消费则成为世界石油消费增长最迅速的地区。世界消费增长中心向亚洲地区转移。1989年至1999年世界石油生产和消费变化不大，但地区不平衡性十分突出。北美洲一直是世界石油消费第一大户，但十年间，其消费总量在世界石油消费总量中的比重只下降0.2％，同期石油生产比重却下降了2.9％。亚太地区能源和消费世界增长最快的地区，十年间该地区能源产量在世界生产总量中只增长了0.5％，但其消费总量却从19.9%猛升到26.9%，增长了7个百分点，其增速远远高于世界其他地区，成为世界石油消费第一增长大户。中国和印度是亚太地区石油生产和消费大国。中印石油生产在亚太地区总产量中的比重十年中分别下降了0.4％和1.3％，而消费总量却上升了3.3％和1.2％。

亚太地区这种石油产量比重增长滞后，消费比重却大幅上升的反差现象，预示着该地区石油供给短缺及由此引起的对外依存度将持续扩大。这将是中国能源安全不可回避的矛盾。能源自给能力及其需求对外依存度，是一国能源安全环境好坏的两个关键标志。从1993年开始，中国成为石油进口国。此后中国的石油消费、生产、进口和进口依存度（年进口量占年消费量的比例）逐年增大，国内外学者对中国石油对外依存度有不同的预测，但其计算结果大体一致，认为中国未来20年石油对外依存度将达到62%。

（二）美国石油生产滞后，石油消费对外依存度将持续增高。美国石油消费占全球石油消费的1/4，而美国石油对外依存度则超过50%以上。因此美国石油供给形势在相当程度上影响着中国乃至整个亚太地区的能源安全环境的好坏。美国石油产量和消费总量近十年来出现较大缺口，并且储量也大幅下降：1989～ 1999年美国石油产量从4.29亿吨下降到3.54亿吨，下降了17.4%，而同期石油消费则从7.95亿吨上升到8.83亿吨，上升了11%，占1999年全球消费总量的25.9%；同期美国已探明石油储量从336亿桶降为286亿桶。 在已过去的十年里，美国石油产量下降而石油消费量上升，在美国对进口石油依存度过高以及美国因近年能源生产设施老化而导致生产能力长期滞后的条件下，预计未来十年，大幅增加和保障海外石油供给，尤其是海湾地区的石油供给，将是美国石油政策近期的中心目标，也是美国制定外交政策的重要考虑。

三、 经济全球化挑战中国能源安全

（一）加入WTO后中国石化工业压力增大。石油化工工业是我国重要的支柱产业。近年来我国石油化工工业发展速度较快，主要产品产量已居世界领先地位。中国加入WTO后，这将给中国的石油市场及我国石化工业带来巨大的冲击和压力。

我国石油化工工业主要产品产量虽大、品种虽全，但投资和技术水平、生产成本、质量均不理想，精细化工产品对进口依赖大。我国国产成油中高档润滑油仅占总量的10%，质量和品种均与国际先进水平有较大差距；加工汽油中的硫、芳烃、苯含量不能完全满足国际市场要求；高附加值产品比重低，如国外合成纤维差别化率为30%至40%，我国只有10%。我国目前化学工业中，技术含量高、附加值高的精细化工产品所占比重仅为35%以上，而传统基础化工产品所占比重在50%以上，国内相关行业升级换代所需高档化工产品大量依靠进口。我国乙烯装置平均规模为21万吨，最大为45万吨，远低于国外先进水平。

目前，国外大公司加强技术开发。成品油、润滑油市场的20%，合成树脂市场的52%，合纤维原料和化纤产品市场的53%，合成胶市场的44%，均已被国外大公司占领。中国进入WTO后，市场占有率将会在近期内进一步下降。外商将进入成品油分销市场，这将打破目前我国石油石化大公司专营成品油批发的局面。今后国内石油石化产品市场饱和乃至过剩局面更趋严峻，一般石油化工产品投资回报率下降趋势不可逆转。这将使我国石油化工工业投入资金的回收周期延长，投资风险增大。另外，外商拥有贸易权和分销权后，将直接在中国国内设立贸易机构和分销网络，这不仅可以降低进口产品的经营成本，而且依靠其高质量的服务和管理优势与我国石油化工企业进行技术人才和管理全方位的竞争，使我国国内企业处于更为不利的经营地位。 另一方面我国国内也存在着优质能源天生不足的问题。我国国内原油“以重油居多，含腊量高，提取轻油的技术要求高于世界其他一些富油国”。 目前，国际上对发动机燃料提出越来越严格的环保要求。这在近期内将迫使我国对国外精炼产品技术及其产品有较大的的依赖，并使中国石化工业在进入WTO后面临十分严峻的竞争压力。

（二） 加入WTO后，其他常规能源供给面临新的压力。造成上述我国能源结构性矛盾的根本

原因，是国际环保压力以及由此而产生的对清洁能源的需求持续增大。1980～ 1999年间，我国GDP年均增长9.6%，而同期能源生产和消费年均增长2.8%和3.8％。2000年能源生产和消费总量为109126和128000万吨标准煤，与十年前的1990年的103922和98703万吨标准煤比，分别增长了5%和29.7%。2000年，原煤生产和消费总量在当年能源生产和消费总量中所占比重分别为67.2% 和67%，与十年前的1990年的74.2%和76.2%比，分别下降了7％和9.2％。2000年原油生产和消费总量在当年能源生产和消费总量中所占比重为21.4%和23.6%，与1990年的19%和16.6%比，上升了2.4％和7％。2000年天然气生产和消费总量在当年能源生产和消费总量中分别为3.4%和2.5%，与1990年的2%和2.1％比，分别上升了1.4％和0.4％。2000年水电生产和消费总量在当年能源生产和消费总量中所占比重分别为8%和6.9%，与1990年的4.8%和5.1%比， 分别上升3.2个和1.8个百分点。 在持续增长的能源生产和消费总量中，只有原煤生产和消费能够在保持其能源基础地位的同时却呈大幅下降趋势，而石油、天然气和水电等清洁能源，尽管在能源生产和消费总量中所占比重较轻，但其上升势头却锐不可挡，与原煤十年内大幅下降9％相对应，同期原油消费上升7％。但总的说来，我国能源结构中清洁能源所占比重还远低于西方发达国家。如下表所示。

世界主要国家一次能源消费量构成（2000年）　单位：百万吨标准油

国 别 石油 天然气 煤 炭 核 能 水 电 总 计

美国 897.6 582.4 565.3 179.6 62.4 2287.4

法国 94.9　 35.7

13.8

94.0

16.4

254.8

德国 129.8

71.5

84.9

38.4

5.9

330.5

英国 77.9

86.4

36.9

19.3

1.8

222.2

中国 230.1

22.1 493.7

3.8

55.0

804.7

资料来源：世界经济年鉴编委会：《世界经济年鉴2002~2003》经济科学出版社2002年版，第641页。

数据显示，中国与西方发达国家能源消费结构正好呈反向变化。表中发达国家能源消费结构均以清洁能源消费为先。在石油、天然气、原煤三大能源品种中，前二者是美、法、英能源消费的主体部分，即使在煤炭资源丰富而石油资源不足的德国，石油消费也是处于绝对优先的主体地位。中国消费结构正好相反，其原煤消费远远高于本国其他一次性能源消费量，居于绝对优先的地位。1997年后，我国煤炭生产总量开始下滑，其原因是洁净能源供给和需求增大。这说明，环境保护的压力是能源产业面临的基本压力，也是促使我国能源结构发生上述变化的主要原因。

煤炭是我国的主要能源，也是我国经济发展的主要动力支撑，目前约占一次能源构成的67%以上，远高于国际24.37%的平均水平。 从1949年到1998年间，煤炭产量年均增长率约为8%，与同期国内总产值平均增长幅度大体相当。从1969年到1997年持续增长，原煤产量高达13.73亿吨。另一方面，世界煤炭工业迅速发展已使我国煤炭生产面临越来越大的压力。近年来世界煤炭工业通过兼并联合和跨国经营，竞争力增强。主要产煤国家中，前三四家煤炭企业市场的占有率提高到40%以上。德国矿井平均生产规模达到280万吨，英国180万吨，煤炭生产技术向遥控和自动化发展，煤炭工业由劳动密集型向资本技术密集型转变。目前日本、美国及欧盟国家开发洁净煤技术已先后进入工业化应用阶段。中国加入世贸组织后我国能源供应将在一个更加开放的体系中配置，国外优质低价能源进入我国市场，将对我国技术和管理及与发达国家比尚不具备竞争优势的煤炭企业发展形成相当大的压力。

天然气在我国勘探和开发利用都相对落后，目前天然气在我国一次能源消费结构中所占比例远低于24%的世界平均水平和8.8%的亚洲平均水平。2000年天然气产量272亿立方米，预计2005年将达到600亿～700亿立方米， 在一次能源消费结构中所占比例将上升到5%。我国天然气预计可采储量7万～10万立方米，可采95年。但同时我国天然气工业的发展受到多种因素的制约。我国绝大多数天然气产区地质条件复杂。如产层薄、含气丰度低和埋深大、地表条件恶劣，这使得上游成本投入高。另一方面，我国集中于西部的天然气产区和集中于东部的消费区相距大，管输费用高，占气价比例较大。这使得我国天然气价格偏高。其次我国天然气消费结构不合理。目前我国天然气主要用于化工、油气田开采和发电等工业部门。它们天然气消费所占比例在87%以上，但天然气作为工业燃料的气价承受力差，而气价承受力最大的居民却在天然气消费结构中所占比例不到11%。目前全国有配气管网城市少，新建和改扩的资金用量大且难以保证，这无形中加重了天然气工业压力。

“九五”期间我国电力年均增长6.3%，供需大体平衡。“十五”期间，我国经济增长速度预计为年均7%左右，其间，我国电力需求的平均增长速度为5%左右。这将对我国电力供给提出更大的发展机遇和挑战。目前我国电力生产主体部分是火电，而原煤是其燃料构成中的主体部分。1999年我国火力发电占当年生产量的82.3%（耗用原煤51163.5万吨，原油1228.6万吨），水电为16.4%，核电为1.2%。 而在西方发达国家中，比如法国、英国、美国，包括德国，使用水能和核能这样清洁能源的比例远远高于中国。尽管中国热电、水电均居世界前列，但核电装机容量则远远落在发达国家后面。鉴于中国热能生产以高污染的煤炭为主要原料，而石油和天然气又不可能大规模进口被用于电力生产，这表明，未来中国电力生产中，用于煤炭洁净技术及发展其他清洁发电燃料的成本将大辐提高，并对电力生产形成重大压力。

最后，值得特别指出的是，在全球化条件下，一国的能源安全不仅仅是一个经济问题，同时它也是一个政治和军事问题；它不仅与国内供求矛盾及其对外依存度相联系，同时它还与该国对世界资源丰富地区的外交外交和军事影响力相联系。对石油供给短缺国家而言，国家石油安全系数与国家对世界事务的外交和军事影响力成正比，而与该国石油需求的对外依存度成反比。一国石油对外依存度越大，而对外军事外交影响能力越小，则该国石油安全系数就越低，不安全的风险就越大。美国石油对外依存度高于中国，但美国对世界事务的外交和军事的影响力也高于中国，因此，美国能源安全的风险系数则同样小于中国。中国加入WTO，对中国能源而言，意味着其生产与消费参与全球能源配置体系，其安全也融入国际安全体系。目前中国的能源供需已融入世界：2001年中国原油进口来源地区及份额分别为：中东地区 56.2%，非洲地区22.5% ，亚太地区14.4%， 欧洲中亚地区 6.9% 。 这说明，中国能源安全已成为世界能源安全体系中一部分，中国能源安全也就与国际能源能源形势的变化发生互动关系。据美国经济专家们估计，国际油价每提高1倍，美国国内的GDP就会下降2.5%左右；每桶石油价格上升10美元，每年将给美国经济造成500亿美元的损失，经济增长率将减少约0.5%， “美国国际石油政策基本上所依靠的是维持自由获取中东与波斯湾石油的机会和波斯湾地区的出口自由地进入世界市场的机会” 。 它对世界能源丰富的地区及由此运输到美国的海上交通线有绝对的政治军事控制力，而“目前中国海军还不能够确保海上能源交通线的安全，过分依赖中东和非洲地区的石油和单一的海上运输路线使得中国石油进口的脆弱性比较明显。如果遇上特殊情况，正常的石油进口可能无法得到保证，国内的人民生活、经济运行乃至国防都会受到重大影响”。

四、制定符合中国国情的能源安全政策

中国能源安全形势自上世纪90年代初起，就开始由80年代的总量平衡的矛盾转化为主要是由环保压力引发的结构性的矛盾，尽管其他能源品种也不同程度地存在着这类矛盾，但在石油，特别是优质石油缺口持续扩大和国家对进口石油依赖程度的持续提高的同时，中国对海外石油利益外交和军事保护手段严重不足，是当前中国能源安全形势和基本特点。

对此专家们提出比如加大参与国际石油市场竞争力度，大量增加海外份额油的方案， 以及与之相对的 “我国优化能源消费结构不能采取依靠进口石油的政策”方案， 另外还有诸如提高天然气消费比重、节约能源、建立石油储备基地、加快西气东输工程、大力发展如风能、太阳能等再生能源的方案。但总的说来，这些只是一种补充性质方案，并不能解决我国能源的基本安全问题。

这里的关键性问题是，中国能源安全政策可否选择欧美大量依靠海外进口的模式。笔者认为是不可以的。这是因为欧美解决能源问题的前提是强大的制海权，而这恰恰是中国短期无法扭转的弱项。马汉说过：“商业影响需要通过在各地部署海军来得以存在。” 这话对我们理解欧美能源与海军关系以及打破将能源问题理解为纯经济行为的误判，是绝对有帮助的。

能源是国家的战略资源，而战略资源在缺乏有力保障，特别是缺乏海军对海上运输安全的保障的条件下，过度依赖海外能源进口，对中国这样的一个大国来说，其风险将是十分巨大的。 为实现全面建设小康目标，今后我国国民经济可能仍将以7%的速度发展，这使石油需求必将以4%左右的速度增加，而同期我国国内原油产量增长速度只有2%左右，预计2005年原油需求将达2.45亿吨左右，随着工业化和城镇化进程的加快，石油需求将继续呈强劲增长态势。如不采取积极有效的能源战略，到2020年，我国对国际石油市场的依存度将达到50%左右。专家认为： “如果中国的石油消费也达到工业化国家的平均水平，到2020年可能需要28亿吨原油，而中国自己所能生产的部分很可能还不到4亿吨。目前到今后世界石油的总产量将只有40多亿吨原油，其中可以提供出口只有15亿吨左右，即使全部给中国也不够，实际上也不可能全部给中国。其次，当然还有运输方面的问题。国际石油主要出口地区是中东，以10万吨位级的油轮从海路运输到中国，是否可以畅通地通过已经极为繁忙的马六甲海峡都是疑问。” 显然，中国对海外石油的依存度的增长是受到国际石油产量不足及中国对海外能源利益的强力维护手段不足等条件的严重制约，而这将使中国在短期内无法化解和承受石油消费对外依存度持续扩大所带来的风险及其资本支出。

另一方面，如果退回煤动力时代也会造成严重的环境污染问题，造成高昂的环保成本。2000年我国一次能源生产和消费总量分别为10.9亿和12.8亿吨标准煤，而其中原煤生产和消费量在能源生产总量中的比重分别为67.2%和67%。煤炭成为我国环境污染的重要因素。2000年我国电力装机中火电约占75%，电力行业年燃煤量约占煤炭生产的一半。同年，我国工业二氧化硫的排放总量为16153200吨，而电力煤气及水生产供应排放的二氧化硫为7072292吨，约占全国排放总量的43.8%。 截止2000年，我国酸雨面积已占国土面积的30%，空气质量达标城市仅占1/3，流经城市的河段70%受到不同程度污染。 使用清洁能源以阻止生态环境恶化，已成为我国经济可持续发展亟待解决的问题。

当然，在目前的条件下，任何非石油输出国组织（OPEC）国家都不能保证本国能源的绝充足的自给能力，但作为安全的能源政策应当确保本国能源基本的自给量。但对在海外利益保障能力不足的国家而言，国家能源风险将随本国能源消费对外依存度增大而同比例上升的，当这种风险增加到一定程度，它就会转化为经济风险和国家风险。

目前我国新型能源开发形势是，除原油外，我国开发技术较为成熟的和用量较大的还有原煤、天然气和水电。此外，还有一定的数量的核能。我国风能和太阳能资源虽丰富，但大规模开发仍受诸多自然条件的限制。比较这诸多能源品种，原油、天然气属高热值、方便和洁净能源，但国内自给能力严重不足，随消费量持续上升，大规模进口引起的对外依存度不断增高，这将使我国经济对如油价变动、地区冲突、国际突发事件乃至霸权国家对我国可能实施的经济制裁等造成的风险将难以承受。水电开发尽管开发技术较好，发电量和装机容量也已达到相当的规模，其开发仍具相当潜力，但它与风能和太阳能一样，受天气、水文、季节及地质等自然条件变化制约较多，自然风险也不可忽视。

鉴于目前我国对世界能源丰富的地区的外交实际影响力及海上能源运输线路的军事自卫能力非常有限，因此走英美石油安全模式，将我国能源安全建立在提高海外依存度的方法是绝不可取的。而将能源对外依存度保持在合理的范围，立足于科学利用本国现有能源优势，尽力提高能源自给率，才是降低中国能源安全风险的可靠方法。

科学的能源安全政策应是对历史正反两方面经验科学总结的结果。1976年，我国石油消费在能源总消费中的比重从1962年的6.6%增长到1976年的23%；煤炭消费比重则从1962年的89.2%下降1978年的70%。20世纪70年代末，国际发生两次石油危机，各国政府开始关注能源安全问题，纷纷调整其能源政策，降低石油消费；我国于1977年提出压缩烧油的政策。1978年到1988年我国石油消费在能源总消费中的比重从22.7下降到17%，煤炭消费则从70%上升到76.2%；1989年中国经济进入紧缩调整阶段，1990年石油消费比重下降至16.6%，此后国际国内环保呼声日高，石油消费比重持续上升，到2000年我国石油消费重比再次达到1976年23%的水平，而同期煤炭消费比重则从1990年的76.2%下降到67%。此间，特别是1993年中国首次成为石油净进口国后，人们又旧话重提，中国能源安全又成为中国学者关注的热点，石油替代又成了中国制定能源安全政策时考虑的重点。历史的经验表明，符合中国国情的能源安全政策应是安全和环保的原则的统一，而洁净、安全和高效应是中国能源政策的目标，而独立自主应是我国能源政策的立足点，具体政策选择有如下三点。

首先，立足本国优势能源，开发和推广清洁煤技术。我国煤炭资源丰富，“找矿前景较好，可保证2010年需求”， 从能源安全的角度看，至少到本世纪中叶以前，煤炭作为我国基础能源的地位不会动摇。尽管煤炭是一种高污染的能源品种，但与20世纪90年代初即煤炭开始再次受到冷落的情况不同，目前洁净煤技术比如水煤浆技术、煤气化技术及其他洁净煤技术在我国已有了很大的发展。国家能源节约和综合利用“十五”规划提出未来国家推广洁净煤技术，重点发展大型、先进的煤炭洗选加工技术、煤炭液化技术、大型煤气化技术、水煤浆制备和应用一体化技术、大型循环流化床技术、整体煤气化联合循环发电（IGCC）技术、高效低污染燃煤发电技术等。随着我国洁净煤技术日臻成熟及其产业化程度的提高，煤炭将仍是保证我国能源供应安全的支柱产业。

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（新疆维吾尔自治区工业经济和信息化研究院 新疆 乌鲁木齐 830000）

摘要 为全面加强和深化油地合作，促进油气资源开发更多地惠及新疆发展和民生改善，在借鉴河北、山东等油地合作成功经验的基础上，结合新疆实际情况，本文围绕改革体制机制、创新油地合作模式进行系统研究，提出相关建议及改革模式。

关键词 新疆 油地合作 模式

近年来，新疆油气资源开发虽然取得了一定的成绩，但也存在一些问题。与陕西、山东、河北等省区相比较，新疆油气资源开发对地方经济发展的贡献偏低。受历史固有利益格局和体制机制影响，新疆地方企业参与油气资源开发困难较多，部分低产、低效的油气资源闲置、浪费。油地合作管理机制不健全，政策制度不完善。着力改革油气资源开发中存在的体制机制问题，破解体制障碍，发挥市场配置资源的决定作用，深化油地全面合作，创新油气资源合作开发模式，激发和释放市场主体活力，对于新疆建设陆上能源资源大通道具有重大现实意义。

一、新疆油气资源现状及合作开发情况

1.油气资源开发利用条件及近期产能。

（1）新疆油气资源情况。新疆石油、天然气资源丰富，现已设勘查开发区块206 个，面积83.15 万平方千米，占新疆总面积的1/2。近年来，中石油新疆油田公司在准噶尔东部油气资源勘探开发取得突破性进展。新发现的昌吉油田已探明近10 亿吨待开发的致密油气田；中石化开发的春光、春风油田即将形成300~500万吨产油规模；西北油田公司新发现部分小块油气田及顺南油田，均已初步具备开发条件。

（2）新疆油气资源开发和炼化情况.按照中石油“新疆大庆”、中石化“西部大油田”以及国家能源输送基地建设的战略部署，两大油田公司进一步加大在新疆的油气勘探开发和管线建设步伐，石油、天然气产量总体稳步增加。2013 年，新疆原油产量2 800 万吨，居全国第五位；天然气280 亿立方米，居全国第二位；原油加工2 490 万吨，油气当量首次超过5 000 万吨。

（3）新疆油气管道建设情况。目前，新疆油气管道管线包括：西气东输一、二、三线，伊宁至霍尔果斯煤制气管线，王家沟至乌石化原油管线，独山子至乌鲁木齐原油管线，乌石化至王家沟成品油管线，南疆环塔里木天然气管网，新疆西二线轮南至吐鲁番支干线。规划中的管线包括：西气东输四、五、六线，新粤浙输气管道，新鲁输气管道。全疆初步形成了中石油新疆油田、塔里木油田、吐哈油田和中石化西北油田等油气生产基地，以及克拉玛依石化、独山子石化、乌鲁木齐石化、泽普石化、库尔勒、库车等石油生产和加工基地，已成为我国石油天然气重要产区，石油战略基地和陆上能源资源进口大通道。

2.中石油、中石化在疆企业组织结构、经营体制。中石油在疆企业18 家，中石化驻疆企业5 家。新疆地方企业积极介入石油石化领域，与中石油、中石化通过属地注册等模式开展合作，实现了油地融合发展。2013 年，新疆地方企业与中石油、中石化就联建120 万吨PTA、煤制气外输管道等项目开展合作。

二、新疆油地合作开发油气资源存在的突出问题

1.油地合作受体制机制和利益格局的制约。新疆油气资源富集，但受体制机制的影响，中石油、中石化垄断了上游资源勘探开发和下游资源要素配置。受固有利益格局的控制，地方企业或民营企业很难参与上游油气资源勘探开发，仅红山油田、塔河石化等企业参与油地合作。同时，地方企业在下游产业链项目建设方面原料配置也受到极大影响，发展受到制约。

2.油气资源开发对地方经济的贡献偏低。尽管国家在新疆率先实行资源税改革试点，但占地方GDP 近18.5%的石油工业留归新疆地方的利税(费)依然较低。2010-2012 年，如果中石油、中石化驻疆企业在疆注册，并形成与地方企业参股的合资公司，按照现行税制，新疆石油税收收入三年间在石油税收总额的贡献率将平均每年提升5.94 个百分点。此外，石油工业在新疆工业经济中的比重逐年下降，已由2010 年的60.5%下降到2013 年的44.1%，对经济增长带动力和贡献率相对减弱。

3.中石化春光、春风油田税收、工业增加值及产量统计均不在新疆。春光、春风油田没有在疆注册，对新疆地方基本无税收，而且原油产量、工业增加值等指标只能计算在油田本部。按照2015 年春光、春风油田原油产量计算约减少新疆税收7.72 亿元。2013 年，两个油田实现工业增加值46 亿元（增加值率按80%计算），影响新疆全年工业增速0.6 个百分点。

4.部分低效、低产油田资源闲置、浪费。中石油受利益驱动的影响，首先开采高效、富产油田。目前，新疆准噶尔盆地、塔里木盆地和吐哈油田遗留了一批边远、低效油田。全区低效难采油井总数量达4 000 多口，由于开采成本高，长期处于停滞状态，造成油气资源浪费。

5.油地合作管理机制不健全，政策制度不完善。油地合作开发政策协调繁琐，缺乏统筹安排，不能有效地引导地方企业自主开发油气资源。油区工作涉及地区、部门较广，未形成“政出一门”、统一服务的管理。特别是在服务油田企业、开展油地合作、实施管线维护等方面，缺乏政策措施及充分行使管理职能的依据。油田单位办理相关手续程序复杂繁琐，项目进展受阻。

三、决策建议

目前在疆的油田企业基本上都是“分公司”，不是企业所得税的纳税单位，只有改为“子公司”后，且转为“地方企业”或地方“参股合资”，才能将石油企业所得税变为共享税。为使石油工业更多惠及新疆，提出如下改革模式。

1.模式一：继续扩大新疆地方企业参股合作油气产业发展。

（1）推进塔里木油田区块合作项目建设。按照红山油田合作模式，由自治区和中石油共同制定塔里木油田中古区块开发方案，新疆国有企业代表自治区共同参与开发经营，逐步实现合作开发油气区块，力争年生产能力达到100 万吨以上油气当量。预计可实现收入42 亿元，工业增加值32 亿元，增加地方税收3 亿元。

（2）加快推进克拉玛依千万吨炼化合作项目的实施。对于克拉玛依千万吨炼化合作项目建议按照自治区提出的“发展下游、介入中游、支持上游”的发展思路，由新疆国有企业代表自治区实行参股合作。预计可实现销售收入450 亿元，工业增加值90亿元，增加地方税收约14 亿元。

（3）大力合作开发低效低产油田项目。参照山东高青油田、大芦湖油田模式，由油田与地方共同开发，地方以部分资金和土地作价入股，按照参股比例进行投资开发和管理；通过借鉴胜利石油管理局与东营市石油化工集团公司、山东省国际投资实业股份有限公司共同组建公司，以山东石油天然气总公司为主导的油地开发模式。对于新疆低效、低产油田，与中石油、中石化共同提出合作开发方案。初步预测3 年内，合作区块将形成年产300 万吨以上油气当量。预计可实现收入126 亿元左右，工业增加值101 亿元左右，增加地方税收约9 亿元。

（4）推进与西部管道公司的合作项目。西气东输三线油气管线由全国社保基金、城市基础设施产业投资基金、宝钢集团有限公司共同投资建设。建议借鉴西三线参股投资模式，与西部管道公司合作，提出西四线、五线、准东地区煤制气等管道建设总体方案。

2.模式二：新疆地方企业主导开发昌吉油田。参照陕西延长油田和山东高青油田、大芦湖油田模式，以地方政府为开发主体，新疆油田公司及大型企业参股，在当地注册组建股份制公司，共同开发昌吉油田。根据昌吉油田开采规模及新疆宝明矿业页岩油产能建设的情况，中石油和宝明矿业联合在吉木萨尔县北三台工业园筹建千万吨级炼化厂和石化产业园，延伸石油石化产业链，发展石化装备制造业。据测算，以新疆地方为主导进行500 万吨油气开发，年均可实现销售收入190 亿元左右，工业增加值152 亿元，增加地方税收约14 亿元。

3.模式三：分别组建中石油、中石化新疆区域性总公司。重组中石油、中石化在疆的版块业务，分别组建中石油、中石化新疆区域性总公司，吸纳地方企业参股，形成股权多元化的混合所有制公司，实现在疆注册，将会使新疆每年新增加所得税收入40亿元左右。

4.模式四：中石油、中石化所有分公司分别改制为在疆注册参股子公司。对中石油、中石化在疆所有分公司改制为子公司，吸纳地方企业参股，形成股权多元化的混合所有制公司，实现在当地注册。在税收核算上所有子公司只按照单个法人企业上缴税收。与模式三及其他组织形式相比，不同的是亏损企业不能抵消盈利企业的纳税所得额，对地方所得税的贡献是最大化的。

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    一、非洲石油资源概况

（一）探明储量增长快非洲是全球石油探明储量增长最快的地区之一，根据《bp世界能源统计2009》的数据，1988年非洲地区已探明石油储量仅为590亿桶，1998年增至772亿桶，而2008年为1256亿桶（约合166亿吨），二十年间探明储量增长了1.1倍。非洲储量占全球的比重从1988年的5.9%增长至1998年的7.2%，2008年进一步提升至10%。1988年，非洲地区已探明石油储量落后于中东地区、北美地区、欧洲及欧亚大陆和中南美洲。而目前，非洲地区仅次于中东和欧洲及欧亚大陆，略高于中南美洲，因此被称为“第二个中东地区”。

    （二）产量前景广阔

1998-2008年，非洲石油产量从764.4万桶/日（全年3.64亿吨）增长至1028.5万桶/日（全年4.88亿吨），年均增长率为3%，石油产量占全球总产量的比重从10.4%提升至12.6%。

    十年来，位居非洲石油产量

前五位的国家为尼日利亚、阿尔及利亚、利比亚、安哥拉和埃及。

    其中，尼日利亚、阿尔及利亚和利比亚基本上位居非洲产量的前三位，而且产量稳步增长。安哥拉是非洲石油工业一颗冉冉升起的新星，2002年其产量超越埃及，升至第四位；2008年又超越利比亚，排名第三位。尼日利亚、阿尔及利亚、利比亚和安哥拉均属于石油输出国组织（opec）成员，其中安哥拉是2007年加入的。根据opec的官方统计，2009年6月安哥拉超越尼日利亚跃居非洲石油产量首位。安哥拉近年来石油产业发展迅猛，其石油生产主要来自深海石油开发，政局稳定和社会安定成为石油产量不断增长的保证。2008年，受金融危机影响，非洲石油产量出现下滑，整体同比略降0.3%。其中，尼日利亚下降8%，阿尔及利亚下降1.3%，利比亚下降0.1%。但安哥拉却增长了9.1%，埃及则增长1.3%。

    非洲许多新发现的油气资源

尚未开发，有广阔的发展前景。有预测认为，到2010年，非洲国家的石油产量将占世界石油总产量的20%，占世界石油探明储量的11%，未来五年世界石油产量增幅的1/4来自非洲。随着石油工业的发展，越来越多的非洲国家可能跻身产油国行列。

    （三）炼厂产能很低

虽然原油资源丰富，但非洲的炼油业却十分落后，炼油能力全球最低。从1998年的284.6万桶/日到2008年的322.8万桶/日，非洲炼厂的产能年均增长率仅1.3%。2008年非洲炼厂产能仅占全球的3.6%。炼油中心主要在南非、尼日利亚、埃及和阿尔及利亚四个国家。根据《油气杂志》的数据，2008年世界最大的25家炼油公司中，没有一家来自非洲。非洲炼油厂的规模小、产量低，因此运营成本居高不下。其他地区的情况分别是：亚太地区炼厂产能占全球的28.3%，欧洲及欧亚大陆占28.3%，北美地区占23.7%，中东占8.6%，中南美洲占7.4%。

    （四）消费量较少

由于经济发展水平低，非洲石油消费量较少，为全球最低水平。2008年，非洲石油消费量为日均288.1万桶，同比增长3.8%，仅占全球石油消费量的3.4%。其中，埃及、南非和阿尔及利亚是消费量最大的国家，日均消费69.3万桶、55.8万桶和31.1万桶。非洲石油消费量占日产量的28%，其余均用于出口。

    二、非洲对外石油合作

概况（一）石油贸易情况非洲石油出口的主要地区是西非和北非，2003-2007年，西非石油出口分别增长15.3%、12.1%、7.7%、8%和2.7%，北非增长3.6%、7.4%、5.2%、5%和3.4%。2008年，西非和北非分别出口2.29亿吨和1.62亿吨，占世界石油出口总量的8.5%和6%，同比下降5%和2.3%。

    非洲石油的主要出口市场为

欧洲和美国。其中，2008年西非主要流出市场为美国（9090万吨，占流出总量的39.7%）、欧洲（4950万吨，占21.6%）、中国（3910万吨，占17.1%）和印度（1660万吨，占7.3%）。北非主要流出市场为欧洲（1.01亿吨，占流出总量的62.7%）、美国（3260万吨，占20.2%）。

    但近年来非洲石油出口流向

发生了一定变化。西非地区石油主要出口至美国，但对欧洲和中国出口相对增多。与2004年相比，2008年出口美国占比下降0.7%，出口欧洲占比增长8.2%，出口中国占比增长3.5%。北非石油出口市场主要在欧美，但两个地区所占份额有所下降。相比2004年，2008年对欧洲出口石油占比下降3.4%，对美国出口占比下降4.1%。

    发达国家希望借助非洲丰富

的石油资源，实现进口来源的多元化，以规避风险，加强能源安全。以美国和欧元区15国为例，1998年尤其是2002年以来，美国自非洲进口原油占美国进口总量的比例稳步提升，从2002年的14.2%增长至2007年的25.5%。

    2008年和2009年占比略有下

降，分别为23.1%和22.1%。欧元区15国自非洲进口的比重基本稳定在20-25%之间，起伏不大，但2008年和2009年略有提升，分别为27%和25.9%。

    2009年，在美国进口原油最

大的十个来源地中，非洲国家有三个，分别是尼日利亚、安哥拉和阿尔及利亚，位居第五、七和八位，占美国原油进口总量的8.2%、4.7%和3.9%。在欧元区15国的前十大进口来源中，非洲国家也有三个，分别为利比亚、尼日利亚和安哥拉，位居第三、六和十位，占欧元区原油进口总量的10.3%、4.8%和3.4%。

    非洲出口商品结构单一，燃

料和矿产品是非洲出口的主力产品，这决定了非洲出口很大程度上是由国际商品市场的走势所决定，面对海外需求和国际商品价格波动暴露出很大的脆弱性。国际市场油价上涨曾推动非洲国家石油出口收入大幅增加，但金融危机爆发以来，海外需求和原油价格下跌也让非洲面临较大风险。

    （二）石油投资情况

为尽快改变落后的石油工业局面，非洲各国普遍制定各种优惠措施和政策，吸引外资，开发本国石油资源。例如，建立投资促进委员会，为国外投资者提供支持和指导；简化投资手续和流程；放松石油领域的投资管制，降低投资门槛；对投资者提供产量分成等优惠措施。非洲发展石油工业的愿望与外国希望多元化石油进口来源、加快开发非洲石油资源的意图相契合，这些引资措施取得了良好的效果，外国在非洲石油领域的投资不断增加。根据联合国的统计，外国在非洲的直接投资从2001年的199.8亿美元增长到2007年的691.7亿美元，年均增长率达23%。2008年，虽然国际金融危机对资本流动性带来紧缩效应，外国直接投资（fdi）额仍继续增长至876.5亿美元，创历史新高，其中西非和北非分别为259.7亿美元和240亿美元，占非洲fdi总额的29.6%和27.4%，前者增长63%，后者下降3.2%。流入非洲的大部分外国资本都与自然资源开采有关，其中石油工业和矿业占了很大一部分。在西非，外国直接投资大增，主要原因是尼日利亚石油工业的新项目以及布基纳法索、马里和尼日利亚旧矿业项目的升级改造。在北非，阿尔及利亚、苏丹和突尼斯的外资流入增加，主要原因是油气行业的投资增加以及石油工业的私有化。埃及仍然是北非地区最大的外资接受国，但吸引外资额从2007年的120亿美元下降到2008年的90亿美元。

    但是，由于金融危机爆发，再

加上信贷紧缩和企业利润下降等因素的影响，许多大型跨国公司不得不修改其全球扩张或对外投资计划，取消或中止了大量的海外投资项目。2010年1月19日，联合国贸发会议发布的《全球投资趋势监测报告》称，2009年全球fdi整体下跌39%，其中流入非洲的fdi下降36%。外资流入的紧缩加上官方援助以及侨汇收入的减少，使非洲石油业融资难度加大，造成资金流的紧张。

    三、中非石油合作现状

（一）中非石油贸易情况中非石油贸易主要集中在原油领域，随着中国原油需求的不断增加，中非原油贸易也蓬勃发展起来。非洲已经成为中国原油进口的重要来源，

在中国原油市场的地位大幅提升。1998年，中国自非洲进口的原油占中国进口总量的8.2%，1999年该比例上升至19.8%，2000上升至24.2%，2005年达30.3%，2007年达到破纪录的32.5%，2008年和2009年略有下降，分别为30.2%和30.1%。2009年，按照进口数量计算，在中国原油进口的前十大来源地中，非洲国家占有三席，分别是安哥拉、苏丹和利比亚，位列第二、五和九位，占中国原油进口总量的15.8%、6%和3.1%。但是，中国自非洲进口的石油仅占非洲出口总量的13%，远低于欧美的30%以上的水平。

    （二）中国在非洲石油领域的

投资合作情况为确保我国的能源安全，保证能源的稳定供应，仅仅通过石油贸易，依靠在国际上买油已经远远不能满足我国的石油需求。

    参与国外石油资源的勘探开发，

稳定获取“份额油”是保证石油供给安全的重要辅助渠道。因此，中国一方面从非洲直接进口原油（这也是中非石油合作的主要方式），另一方面，中国也从非洲获取份额油，并成为弥补我国石油缺口的另一重要途径。非洲目前已经成为中国最大的份额油基地。根据预测，到2010年中国获得的海外份额油总量需要达到5000万吨。

    中国最早（也是较成功的）在

非洲进行石油勘探开发的案例是在苏丹。1996年，中国石油天然气集团公司获得了苏丹穆格莱德盆地1/2/4区块石油开发权。如今，中石油已经在苏丹形成了勘探、开采、炼制一体化的系统工业体系。另外，我国与安哥拉、赤道几内亚等国的石油合作也有了较大进展。

    金融危机以来，中国对非洲

的投资仍然保持增长态势。2008年，我国对外直接投资559.1亿美元，其中对非洲投资54.9亿美元（同比增长248.8%），占比为9.8%。2009年前三季度，我国对非洲实现非金融类直接投资8.75亿美元，较上年同期增长78.6%，是中国对全球直接投资增长最快的地区之一。

    虽然中国在非洲的投资增速

较快，但尚处于起步阶段，投资范围分布较广，有采矿业、制造业、建筑业、农林牧渔业和商业服务业等，石油领域占比较小。近年来，美国企业在非洲投资的60%流入了石油开发。在石油和天然气领域我国对非投资只占世界在非洲此类投资总额的1/16，远远落后于欧美地区。

    四、深化中非石油合作

的几点建议（一）获取份额油和贸易油并重，加大在非洲的石油投资长期以来，我国与非洲国家的石油合作比较单一，主要是石油贸易，获取份额油的比重偏小。从理论上讲，由于价值规律的存在，贸易油与份额油的成本相当，并不会偏差很多。当国际油价上涨时，获得海外石油资产的成本也会提高；当国际油价下跌时，海外石油勘探开发也会减少。从当前看，原油贸易仍是解决国内石油短缺的主渠道。但是，石油企业“走出去”，投身非洲的石油勘探开发领域，获取更多的份额油，也是保证我国石油供应的重要辅助渠道。在获取份额油时，我国应争取更多的份额油运输至国内，并尽量确保份额油的成本较贸易油更低。

    在国际金融危机的大背景

下，许多大型跨国石油公司面临着流动性问题，在资金方面捉襟见肘，不得不减少投资项目数量，缩减项目规模。很多石油公司，尤其是非洲产油国的石油公司出现资金问题，急切需要抛售股份，回笼资金。而我国石油企业总体上财务状况良好，可抓住这一契机，加大在非洲石油领域海外投资并购的步伐，扩大在非洲的市场份额。

    （二）尝试“贷款换石油”等新

式石油贸易模式自2009年以来，我国先后与俄罗斯、委内瑞拉、安哥拉、哈萨克斯坦和巴西五国签订了总额为450亿美元的“贷款换石油”协议。“贷款换石油”是一种新型的石油贸易模式，既不同于直接在国际市场上购买贸易油，也不同于海外投资获取份额油。其运作具有显而易见的好处，由于需求减少和油价大幅下跌，众多产油国收益减少并陷入资金短缺困境，亟需外部资金来度过难关。当前国际融资成本陡然上升，而中国拥有大量外汇储备，资金充足，通过给产油国提供贷款，可以保证中国获取稳定的原油供应，并降低“走出去”的政治和安全风险。双方为此找到了利益的契合点，并充分体现了互利双赢这一基本合作原则，因此这一模式值得在非洲产油国推行。

    （三）投资领域兼顾石油上下

游产业长期以来，跨国石油公司看重的只是非洲丰富的石油资源，看重的是高额的利润回报，并非促进非洲的经济发展。各大跨国石油公司在非洲的投资领域大多局限于上游勘探开发，而对于下游领域即石化、炼油生产等并不十分看重，究其原因主要是下游领域投资成本高、利润低。金融危机发生后，美孚、bp、壳牌等世界石油巨头从非洲20多个国家退出，减少下游产业的投资。

    目前中非石油合作还处于初

级阶段，我国可以利用这一时机，利用石化产业优势，上下游一起介入非洲的石油市场，发展石油勘探、开发和炼制一体化的石油工业体系，既有利于我国石油企业在非洲实力的壮大，也有利于当地工业体系的发展和提高，可谓一举两得。

    （四）开展一揽子合作，加大

非洲基础设施建设，改善民生在非洲进行石油投资的过程中，中国和西方国家最大的不同就是，双方合作不仅局限于能源领域，同时注重帮助非洲国家改善基础设施，并推动当地农业和制造业、文化、教育、医疗卫生等民生工程，开展能源与基础设施和改善民生的一揽子合作，帮助非洲发展经济，改善人民的生活条件，帮助非洲解决就业，为非洲国家培养大量的石油工业人才。

篇9

关键词：石油化工；废水处理；新处理技术的发展

DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.09.016

石油化工涉及到国民经济的各个行业，关系到老百姓的衣食住行，随着经济的发展，石油的需求量不断加大，石油化工企业的生产规模持续扩大，生产工艺不断改进，产品的数量种类越来越多，石油化工废水中污染物种类越来越复杂，同时石油化工企业的生产过程中，离不开用水，生产量和用水量成正比，因此石油化工废水水量越来越大，处理难度越来越大，人们需要更加关注石油化工废水的回收和处理，改进传统的处理工艺，开发新的处理技术。

1 石油化工废水的特点

石油化工工业是以石油或天然气为主要原料，经过化工过程而制取各种石油化工产品及副产品的工业。主要有石油炼制、化纤、化肥、塑料、合成橡胶等多个行业组成。涉及到老百姓衣食住行的方方面面。石油化工企业的大量生产，会排出大量的石油化工废水，石油化工废水未回收处理或不达标排放排出来后，河流及农田就会被污染，从而对生态环境造成不好的影响。包括：（1）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，之后才能到减压的装置中，这其中就会产生一些重油和渣油。（2）每次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产工作的重点，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再次加工的过程中才可以应用，处理。大量的石油化工废水，由于石油化工产品种类繁多，化工处理工艺千差万别，石油化工设备参差不齐，石油的利用率有高有低，使石油化工废水成分复杂，污染物浓度差异很大，区别于其他污水的特点，其理成本高，大量的化工废水要求企业生产设施和污水处理设施同步建设，使企业的利润空间下降，因此石油化工废水收集和处理一直是石油化工企业的需要解决的难题。

2 石油化工废水处理工艺简析

从石油化工废水的产生过程分析，石油化工废水的产生基本有两种途径，（1）石油深加工过程中产生的废水。（2）生产、运输过程中泄露的油料混入正常的无污染水时产生的废水。所以，石油化工废水如果不采取积极有效的措施加以收集及处理，就会流入到下水道中、河流和湖泊中使地下水和地表水都会遭到污染。

1）石油化工废水的收集与处理十分重要，由于石油化工废水的产生量大，有机污染物成分复杂，特别是加工过程中含有有毒物质的企业，废水一旦排入下水道、河流和湖泊中影响人类的生存环境，破坏地球的生态平衡。也就是说石油化工废水应该从没有受到污染的水中分流出来，做到雨污分流，严厉打击偷排漏排企业，对废水进行收集集中处理，处理后达标排放或回收再利用。2）石油化工企业在厂区要建有废水池，对产生的石油化工废水能够回收利用的，回收利用，不能回收利用的，排入污水处理设施中，经过隔油池、气浮池、生化池、过滤消毒后达标排放。同时监测废水的污染物程度，来调节污水处理设施的工艺参数，达到好的处理效果，降低处理成本。3）由于石油化工行业涉及的范围广，产生大量的石油化工废水。肺水肿含有大量有机物，如果能对这些废水进行回收利用，可以降低企业污水处理成本，减少环境污染。在当今有一些油水的分离技术。这样就可以使石油化工的废水能回收再利用。比如重力分类法、空气悬浮法、超声波法等技术，油水分离技术应用于油污废水处理，根据水质的成分，采用不同的处理方法。废水中油类污染物多数处于集中状态，不是单一状态的存在，因此，油污废水处理要采用多种处理方法结合，多单元操作分别处理后，对有机物进行回收，对分离后的达标水进行排放。4）应用新技术，提高石油化工废水的处理效果，降低处理成本。

目前石油化工废水处理技术主要有物理化学法、生物处理法和两者相结合的方法。下面是对目前一些较传统技术而言有效地技术进行一下介绍。

（1）生化处理技术改进。目前含油废水处理普遍使用“老三级”除油工艺，即隔油-一级气浮-二级气浮-生化处理，人工固定化工程菌除油装置将工程菌放入废水中，吸附在活性炭中，以水中的有机物为食物，利用微生物的新陈代谢，转化为简单的无机物，而使有机物被去除。完全替代了二级气浮工艺，较传统工艺降低了成本，具有实际的应用价值。

（2）物理化学法改进。膜处理技术的发展对废水的处理有重要意义，随着膜技术的不段进步，膜具有多样化、高质量、低成本的特点。对石油化工废水用超滤膜一级处理―反渗透膜二级处理，处理后的水回用循环水，此方法维护方便，工艺流程简单。

（3）生物膜法。在生化池中投入填料，在好氧的状态下，微生物构成的生物膜吸附到填料上，由于石油化工废水污染物成分复杂，对微生物的冲击比较大，生物膜法可以提高微生物的耐冲击能力，由于生物膜的附着面积较大，从而提高有机物污染物的去除率，提高处理效果，降低处理成本。

3 结语

近年来各类石油化工废水处理技术的研究与应用得到了迅速发展，处理方法也越来越多。但上述方法各有不同的适用范围，需要针对不同的情况进行研究，确定适合的工艺。由于受到废水成分、油分存在的形成、回收利用的深度以及排放方式等多因素的影响，如果只使用单一的处理方法，难以达到满意的效果。在实际应用中通常是将几种方法结合在一起，形成多级处理的工艺，从而实现良好的除油效果，使出水水质达到废水排放标准。但是，废水的末端治理只是治标不治本，必须从根本上找到污水产生的原因，从源头遏制住废水的产生。

篇10

华北石油局的前身是1975年成立的国家计委河南石油普查勘探指挥部，其所属队伍最早于1955年从事油气普查勘探开发，足迹遍布祖国20多个省、市、自治区，为大庆、胜利、江汉、长庆、中原、河南、江苏、塔河等10余处油气田的发现和建设发挥了战略性先导作用，为当代中国石油天然气事业的发展作出了历史性贡献，享有“地质战线的猛虎队”“鄂尔多斯雄狮”的美誉。2000年，华北石油局随新星石油公司整体并人中国石化。

几十年的风雨兼程，华北石油局实现了从单纯的地质勘探单位到集石油天然气勘探开发、科研技术服务和油气销售为一体的现代化油气田企业的华丽“转身”。目前，拥有资源量39.64亿吨，其中石油14.9454亿吨，探明率13.15%；天然气2.5312万亿立方米，探明率20.77%。油气资源丰富，开发潜力和后续发展潜力巨大。在陕、甘、宁、蒙、晋5省区10个地市拥有5个油气生产基地和5个主要生活基地，企业员工逾万人，企业资产200亿元，年上缴税费10亿元以上。2012年，进入郑州市年销售收入超百亿元的工业企业行列。

华北石油人的足迹遍布祖国大江南北，并成功进军哈萨克斯坦、沙特、也门等海外市场，成为走出中原、勇闯市场、创新创效的中原儿女典型代表。作为中石化驻豫企业，华北石油局源于中原、心系中原、反哺中原，自2007年以来，华北石油局大牛地气田累计向我省中原大化、中原乙烯、绿能高科企业和郑州、安阳、开封、濮阳等城市居民供应清洁天然气21.06亿立方米，为国家能源事业和我省经济社会发展作出了重要贡献。

能源报国 投身会战

2003年，华北石油局在陕蒙交界的鄂北工区开始组织第一轮油气上产会战，第一个10亿立方米天然气产能建设项目正式启动。2004年，工区开展以“大漠放歌”为题的群众性歌曲演唱活动以及工区运动会，引导工区78支油气施工作业队伍广大职工以良好的精神状态，投入到鄂尔多斯大气田的建设中。半个世纪以来，几代华北人高唱着《勘探队员之歌》、《我为祖国献石油》，脚步踏遍了鄂尔多斯的每一寸土地，以“艰苦奋斗，无私奉献”的精神，为祖国能源的开发使命前赴后继。石油职工黄新顺、赵丽芬创作的《情系鄂尔多斯》歌词写道：“有谁这样无畏，让蓝天无比灿烂；将生命付于激情，高原上燃烧着青春的火焰！啊，华北人。弹奏着理想的旋律，在鄂尔多斯高原高唱了五十年！啊，华北人，舞动着信念的翅膀，在鄂尔多斯高原翱翔了五十年……”一位老石油人说：“歌里有火，把心都唱热了！”

目前，华北石油局在鄂北的杭锦旗、塔巴庙、定北等区块，已累计探明天然气储量超过5000亿立方米，成为中石化储量第一的大气田。2003年9月7日，对外供气实现产气量零的突破；2005年7月17日，第一个10亿立方米产能项目建成投产向北京供气；2012年完成国内首个水平井10亿立方米天然气产能项目建设。10年来，大牛地气田已累计产气160亿立方米，实现了“边际气田”向“效益气田”的转变。

在中石化“十二五”油气增储上产总体战略规划部署中，华北石油局成为西部快上产的主阵地和打造上游长板的主力军，在鄂尔多斯盆地主战场，承担中国石化44%的原油上产任务和21%的天然气上产任务，分别位列第一和第二。

2011年12月4日，中国石化启动鄂尔多斯致密油气增储上产会战，华北石油局仅用3个多月就集结系统内外千余支队伍近3万人，迅速形成会战大场面。“70后”李建山和梁文龙接过一线的“指挥棒”，在石油上产会战的甘陕工区和天然气上产会战的鄂北工区担任指挥部主任。“等不及、坐不住、睡不着是生活常态，我们要让‘磨刀石’冒出石油。”李建山说，“油二代”们有着老石油人的冲劲、拼劲和韧性。

华北石油局在一年内新增镇泾、旬邑一宜君、彬长、富县等4个亿吨级石油开发区块。2012年，荣获中石化“鄂尔多斯盆地南部石油勘探重大突破特等奖”，并成为系统内首个年度提交2亿吨油当量探明油气地质储量的单位。继红河油田、宁东油田投入开发实现规模效益开发之后，渭北油田投入开发并快速上产逐步成为主力贡献油区，泾河油田、洛河油田业已处于开发准备阶段，百万吨石油会战大场面已经形成。

华北健儿战陇东，黄塬上下旌旗红。

激情催开花万树，岐黄大地物葱茏。

钻塔林立冲霄汉，油井座座沐春风。

五大会战牵龙首，一跃迈上千万重。

华北石油工程公司总经理、党委书记常兴浩即兴创作的这首《大会战》诗歌，引起了新老石油人的共鸣。

为大力支持中原经济区建设，华北石油局加大在我省的油气勘查力度，力争在郑州、开封、商丘、周口等为主的南华北盆地发现一个千亿立方米天然气田，实现年产天然气40亿立方米，彻底缓解中原地区天然气紧张局面。另外，大力支持油区地方经济社会建设和民生改善，近几年，在各省区助学、扶贫、社会公益方面捐赠资金逾千万元；改造油区道路、桥梁和村镇环境，累计投入资金近2.4亿元，较好地履行了国有大企业的社会责任。

科技引领 发展迅猛

华北石油局始终坚持“科技兴企”的理念，大力推进科技创新和科技进步，从“六五”到“十一五”末，完成省部级科研项目数百项，并多次承担国家重点科技攻关项目，获得国家和省部级科技成果奖百余项。复杂岩性气藏描述技术、分区动用立体开发对策、多层合采建产技术和生产数字化管理等技术，实现了大牛地致密低渗气田储量分类分级评价和持续经济有效开发。黄土塬三维地震精细储层预测技术、x射线荧光录并评价技术、高精度测井技术等技术的研究应用和多级压裂技术的试验攻关，为提高钻井成功率、提升油田开发效果提供了战略支撑。水平井井眼轨迹预测及控制技术、定录一体化技术、不动管柱分层压裂工艺等技术的应用促进了水平井的全面提速。2005年4月，承担施工的亚洲第一深井——塔深1井，历时462天顺利钻达完钻井深8408米，创造了10多项钻井技术中国纪录和亚洲纪录。2011年12月，承钻的川东北元坝121H井完钻井深7786米，垂深6991.19米，水平段长612米，水平位移989.29米，最大井斜93.5度，创世界陆上水平井钻井垂深最深纪录。2012年，水平井分段压裂技术趋于完善，“井工厂”模式成功应用，成为国内首家用水平井完成10亿立方米天然气产能项目建设的单位。

当前，华北石油局以“科技会战”助推上产会战，勇敢挑战“三低”致密油气藏开发这一世界级难题。通过组织国内一流科研团队，深化油藏地质认识，吸取国际先进开发经验，确保产建提速提效，走上油气田高效勘探开发之路。2012年全年承担省部级科研项目16项，开展局级攻关研究60项，制定中石化一级企业标准2项，获得国家授权专利8项。“大牛地气田水平井钻完井及多级分段压裂技术”获中石化科技进步一等奖。《大牛地气田致密碎屑岩成藏理论与勘探开发实践》和《万米级特深井陆用钻机设计制造与工业化运用》2项成果荣获国家科技进步二等奖。鄂南黄土塬三维地震全层系储层精细描述技术体系、井网优化技术、水平井固井完井及分段压裂技术、超低渗油田补充能量技术等科技创新成果对油气上产的战略支撑作用凸显。油气产量从小到大，10年间迅速崛起，成为年产量达400万吨级的国有中型油气田。

因科技工作业绩突出，华北石油局先后获得“全国科技重大贡献奖”、“地质找矿功勋单位”、“大庆式企业”、“塔北会战一等功”、“鄂北天然气重大突破有功单位”等荣誉称号。2011年，被评为河南省十佳科技型企业，局长、分公司总经理周荔青被评选为河南省十佳科技型企业家。

文化传承 续写传奇

在半个多世纪的发展过程中，华北石油人传承“三光荣”地矿精神、大庆铁人精神、新星文化精髓和中原文化血脉，形成了艰苦奋斗、敢打硬仗、务实奉献、永争第一的华北石油精神，在中国石油工业发展史上，续写着中原儿女的创业传奇。

鄂北天然气上产会战指挥部协调员刘新军，携手大牛地由不毛之地走向年产34亿立方米天然气的大气田。10年来，他一直坚守一线，编织“华北梦”，即使在恶性肿瘤术后的化疗期间，他也从没有让工作间断过。大牛地开发初期，没有厂房，后勤跟不上，工区内甚至连条像样的道路都没有。“那个时候几乎没有路，沙漠很深，我们背着干粮和水，每走一步都会深陷下去，鞋子很快就灌满了沙子，脚经常磨出血。后来就有经验了，干脆不穿鞋子了，把鞋用鞋带系一块儿搭到肩上甩开脚丫跑。”就是在这样的条件下，刘新军每天跑现场为气田建设工程协调征地。

图克镇大牛地村有个村民在自家院子里挖坑灌水，装上井盖伪装成水井想多拿征地赔偿款。了解真相后，刘新军带领协调人员去他家，要求将水井挖开查验，老乡一听就不好意思地说：“都是国家的钱，何必这么认真。”“啥事都是有规矩的啊，兄弟，你就不要为难哥了！”功夫不负苦心人，刘新军以他的认真和诚恳，很快就和当地政府及老乡建立了良好关系。就连县长也称赞说，“老刘做的事我们相信”，当地老乡由衷地说，“他说的话我们放心”。看到如今崛起的大牛气田，刘新军自豪地说：“千万吨，华北梦，就在我们脚下。”

“明天我随车去定边上班……”2013年春天的一天，采油一队的采油工许鹏翠说。“你身体调理得怎样了？孩子还小……要么再缓几天？”丈夫刘军说。

“没事……我担心再继续待下去我会越不舍得去了。”就这样，许鹏翠带着对家的牵挂，带着对不满7个月的女儿的依依不舍，打好行囊，又开始了她的采油工生活。

2010年结婚后的许鹏翠成为一名采油工，从那天开始，她脱下婚装穿上工装，告别了新婚丈夫，离开了城市的繁华，至今在野外工作近3年。她常年在野外工作，一年四季守候在荒凉的戈壁滩上，聆听着隆隆的机器声……

许鹏翠只是坚守在大漠中一名最普通的女工代表。“兰花花”女子站的7名采气姑娘是第一采气厂110多名女员工、3个女子站的代表，平均年龄26岁，学历均在大专以上，她们在这个朝气蓬勃、积极向上的团队中成长，在成长中证明自己。

甘肃黄土塬上的镇泾采油厂采油一队队长王克洋，见证了红河油田的成长与发展。他在塬上采油厂工作了9年，2013年被评为中国石化劳动模范。

当年，华北石油局16人来到鄂尔多斯南部的镇原，建立华北局陕甘宁指挥部，王克洋作为采油一队副队长跟着开始了艰苦的创业。一辆电动三轮车、几间旧铁皮房子，冬天冻得俩人合钻一个被窝。最难忘的是“测功图”“打液面”的活，三轮车走不了黄泥路，他们拎着仪器箱子在峁梁坡爬上爬下录取数据。每天从驻地SK2井出工，必须蹚水通过红河，后来，他们就用油管焊接做了一个便桥。2005年7月的一天发洪水淹没了便桥，对岸一号站的9名职工吃饭成了问题，王克洋领着人用塑料袋裹住馒头一次次扔向河对岸。

塬上采油生活是艰苦的，面对建在塬上、沟底、半山腰的野外营房，如何改变“一人一井一条狗”的寂寞和无奈，留住新分配来的“学生娃”们，王克洋作了努力探索。将采油队划分区域实行班组管理，井台统一做饭，然后由送菜车分送到各井台，同时送书送报，各班组配有电视、冰箱、电饭锅、电磁炉等并开通互联网。怕在一个地方呆久了厌烦，职工还可以换井台调节情绪。有生病的派车接到镇、村医疗点，需要理发的集中完成，每月组织厂文艺小分队到各个井站演出。王克洋说：“随着企业跨越式发展，员工收入在增加，生活环境在改善，特别是优秀劳务工可以转正，给稳定队伍和后续发展带来了动力。”

“华北石油人三上陇东寻油、三上塔巴庙找气的油气勘探开发史，就是一部自强不息、不屈不挠、持续发展的奋斗史，体现了中原儿女至韧至强的文化特质和石油工人为国奉献的可贵精神。”华北石油局党委书记王程忠动情地说。