油气投资环境（共10篇）
油气投资环境 篇1
0 引言
在经济全球化和国内油气资源日益匮乏两大因素推动下,我国油气企业开始走上发展海外投资、开拓国外油气资源的道路。经过近多年的不懈努力,我国油气企业已经成功地在海外建立起自己的油气开采基地,为弥补国内能源供给不足、保障国民经济的长期稳定发展做出了巨大贡献。然而,我国油气企业海外投资起步较晚,缺少经验,而且在资金、技术、人才、管理等方面与西方跨国公司都存在很大差距。随着近几年我国油气企业海外投资规模不断加大,很多问题也开始暴露出来,亏损性投资项目随之出现,其中不乏因投资策略失误而导致的亏损。因此若使我国油气资源的跨国投资成功,确保油气资源跨国投资做大做强,参与国际市场竞争,就需要油气企业选准投资策略,同时也需要我国政府方面的相关支持。
1 谨慎选择恰当的投资方式
油气企业海外投资总体来说主要有直接和间接两大类投资方式,其中直接投资主要有绿地投资(新建投资)和海外并购两种投资方式,而间接投资可细分参股投资、债券投资和金融衍生品投资三种投资方式,此外还有其他复合投资方式[1]。无论哪种投资方式,都各有优点和缺点,油气企业开展海外投资时应认真研究、依企业自身状况及资源国环境具体特点谨慎选择恰当的投资方式,以便顺利进入目标市场。
(1)依企业自身经营状况选择恰当投资方式。油气企业资金丰裕度、企业优势(所有权优势和内部化优势等)、投资动机等因素都会影响其海外投资方式的选择。与中石油、中石化相比,中海油在现金流及整体规模上存在一定的差距,然而其海外投资却更为成功,直到2007年其上市后所进行的所有项目无一亏损。这与中海油所选择的海外投资方式有莫大的关系,中海油依据其自身特点,在选择项目时多以参股或联合竞购等直接投资方式为主,这在很大程度上降低了投资风险,选择适合企业自身特点的投资方式成为其海外投资获得巨大成功的重要原因。(2)依投资项目资源国环境而选择恰当的投资方式。资源国政治、经济社会环境及资源国财税制度等都是油气公司无法改变和控制的,因此油气企业在进行海外投资时只能通过自己的经营策略的调整和投资方式的选择来规避它们产生的风险,从而取得更好的经济效益。
资源国经济状况、政治倾向以及文化氛围等投资经营环境,决定了国外投资者需承担的公共责任、能发挥的优势以及可以实现的社会合法性。政治环境是跨国投资主体需要考虑的第一重要因素,跨国油气投资者投资前必须对投资国或投资地区政治经济环境进行最为充分的评估,政治经济政策倾向宽松的资源国更有利于油气企业自由选择投资方式;两国的文化距离越大,越不利于投资企业整合人力资本和提高管理效率,合资方式更适合进入文化背景较生疏或政治经济约束很强的地区,只有在资源国政治经济管束较放松且两地文化趋同的条件下油气企业才会倾向于独资新建(绿地投资方式)。
2 要加强合作投资的运用
我国油气企业在开展国际投资业务时应该重视选择通过联合与重组建立投资伙伴关系的投资方式,这种投资方式强调相互利用合伙人的资金和技术,优化生产要素,降低成本,增强抵抗风险的能力。油气企业选择这种方式进行海外投资可以以最小的代价争取更多的机会[2],还可以学习到外国油气企业先进技术和管理理念,最终为我所用。
根据我国油气企业对外投资动机和现状,其对外直接投资宜采用合作开发方式。这种合投资方式,主要有以下四种基本做法:(1)租让制,即外国油气公司负责全部投资、承担全部风险,油气产品全部属于外国公司;(2)联合经营,即外国公司与东道国企业共同出资、共同经营、共担风险、共负盈亏;(3)承包合同,即发包方自负盈亏、独立经营,开发出的油气产品全部归开发方所有,承包方只取得一部分油气产品作为报酬;(4)油气分成合同,即外国投资者负责设备、技术、资金的筹措,资源国拥有油气资源所有权和全部油气产品的支配权、并负责经营,外国投资者按合同比例对油气产品报酬分成。
3 注重海外油气投资管理人才的引进与培养
专业人才不足是制约我国油气企业海外投资以及扩大国际化经营的重要因素,针对油气企业海外投资的不同方式,人才配套是关键。我国油气行业的人才队伍整体素质较低,大多数人知识面相对狭小,懂投资的不懂外语,懂外语的不懂技术,而油气企业海外投资合作经营需要大量能够懂得、熟悉和了解投资专业知识与跨国投资相匹配的高素质人才[3]。
在目前与海外投资方式配套人才短缺的情况下,我国油气企业应该加大对人才的投资开发力度。首先,招聘优秀的国际人才来弥补靠自身培养之不足,可以采用人才国际化与本土化相结合的战略,揽四海英才为我所用。在引进人才的同时,还应该注意人才的培养,建立起相应的培训机制,定期选派人员到境外参与投资项目,进行工作锻炼,使其深入了解不同的海外投资方式,增长实际投资经验,改善我国油气企业跨国投资配套人才短缺问题。
4 要加强海外油气投资风险管理
风险管理应贯穿一切项目始终,对于海外能源投资这样高风险高投入的投资项目,风险管理就更为重要。加强海外油气投资项目风险,我们要着力做好以下几方面的工作:第一,建立项目风险评价制度。在具体的工程进程中,组织专家对阶段工作进行评价,包括上一阶段的经验总结和下一阶段的工作指导,对重要风险进行打分量化,给出评价意见,以保证各项工作顺利完成;第二,要加强系统风险分析。将各个重点阶段风险加以细分,从法律、业务等角度出发,分别研究他们的化解风险的措施。主要包括可行性研究、资产评估、合同谈判几个方面;第三,要加强风险过程控制。为了及时发现风险、规避风险,我们要派遣专业人员进行监控,包括相关的专家、律师,他们对项目实施全过程实时监控;第四,要明确对外投资项目的责权利。为了使项目经理负责制落到实处,我们可以建立层层授权机制,同时成立投资项目小组,明确对外投资项目的责权利。
5 要建立配套的金融政策支持机制
我国油气企业的海外投资方式中直接投资方式占主要部分,这种直接投资方式既包括新建海外企业也包括通过资产或股权并购而设立海外企业,而这两种投资方式都是需要巨额资金的支持。海外能源开发投资是落实国家能源安全战略的重要步骤,需要巨额资金投入,投资回收期限长,投资风险大,因此政府的配套金融政策支持对其发展的意义重大。
我国政府支持海外能源开发投资金融政策可以从以下方面着手实施:主要包括政府对海外投资企业提供信贷支持,提供政府补贴,股本融资,实行优惠利率甚至无息利率。因此对政府金融政策建议:(1)建立针对海外不同投资方式的风险基金,凡是经国家批准的能源海外投资项目,油气公司可以根据投资方式不同按规定申请使用该基金。(2)多方面的资金支持:信贷政策方面,对于在境外投资的重点建设项目,国家金融机构可以提供贷款;为境外企业获得境外银团贷款、租赁提供担保,以及其它金融服务;选择经过挑选的境外投资企业,在国内和国际发行市场上发行股票和债券,为境外投资项目筹资;建立境外投资发展基金,对境外投资项目进行参股,境外企业可以向基金会提出资金申请,基金会根据国家境外投资政策对申请进行评估和审核,然后决定是否批准以及发放资金额度[5]。
6 要建立相应的海外油气投资保障机制
目前世界各国大都采取海外投资保险制度,境外投资保险制度是对本国可能遭受的风险提供的一种保障,我国的海外投资政治风险保险制度尚未建立,现行的制度又不够完善,适用性不强,还存在着许多弊端,亟待建立一种完善的保险机制。按照国际惯例,国家应先出台海外油气项目风险保险政策,同时建立专门从事海外投资保险业务的机构,在两方面的配合下,共同加强海外投资项目的安全保险工作。
摘要：油气企业海外投资是其进入海外油气市场、参与国际油气项目投资、确保油气来源的手段,同时也关乎我国能源安全问题。那么如何确保油气资源的跨国投资成功,降低投资风险,就需要在投资方式、国际油气合作、油气投资管理和投资机制等方面认真研究。
关键词：油气企业,海外投资,投资方式
参考文献
[1]彭民,周玉晶.我国石油企业海外投资模式的选择[J].经济研究导刊,2008,(4):34-35.
[2]康伊明.对中国石油公司“走出去”战略的思考[J].地质技术经济管理,2004,(2):9-12.
[3]张仁开.我国油气工业对外直接投资的战略研究[J].油气化工技术经济,2006,(3):13-17.
[4]张凯.浅谈石油企业投资风险管理[J].商场现代化,2009,(5):135.
[5]葛艾继,郭鹏,许红.国际油气合作理论与实务[M].北京:油气工业出版社,2004:127.
油气投资环境 篇2
报告名称：2014-2019年中国液化石油气(LPG)行业全景调研与投资战略报告报告编号：309304
联系电话：010-62665210 62664210（传真）
Email：service@cninfo360.com
报告链接：客户服务：本报告免费提供后续一年的数据更新服务
温馨提示：如需购买报告英文、日文等版本，请向客服咨询
报告目录 第一章 液化石油气的相关概述1.1 液化石油气的介绍1.1.1 液化石油气的定义1.1.2 LPG的主要成分1.1.3 液化石油气的问世和发展1.1.4 液化石油气的物理特性1.2 液化石油气的来源1.2.1 由炼油厂石油气中获取1.2.2 由油田伴生气中获取1.2.3 由天然气中获取1.3 液化石油气的利用1.3.1 用于有色金属冶炼1.3.2 窑炉焙烧1.3.3 作汽车燃料1.3.4 居民生活燃用 第二章 国际液化石油气市场2.1 国际液化石油气市场分析2.1.1 世界液化石油气市场逐步复苏2.1.2 2014年国际液化石油气开始上行2.2 世界液化石油气市场的贸易现状2.2.1 发展中地区LPG需求增长迅速2.2.2 LPG成熟市场需求增速缓慢2.2.3 全球LPG产量逐年增加供应充足2.2.4 供需平衡变化影响世界LPG贸易格局2.3 世界各地区液化石油气市场2.3.1 东亚液化气呈现稳定增长的势头2.3.2 印尼位居全球液化石油气出口之首2.3.3 秘鲁液化石油气市场处于紧张状态 第三章 中国液化石油气市场3.1 中国液化石油气市场总体概况3.1.1 中国液化石油气市场回顾3.1.2 液化石油气市场由竟争走向竞合3.1.3 油价上涨推动中国国产液化气地位提升
3.2 2010-2014年中国液化石油气市场分析3.2.1 2014年中国液化石油气市场3.2.2 2014年中国液化气市场需求出现拐点3.3 中国液化石油气市场供需及价格3.3.1 2014年中国液化石油气市场需求下降3.3.2 2014年中国液化气价格分析3.3.3 LPG市场价格的影响因素分析3.3.4 炼化企业LPG销售定价决策综述3.4 城市小区中央管道供给液化石油气的透析3.4.1 城市煤气发展的历史3.4.2 液化石油气的应用与发展3.4.3 液化石油气小区管道供气的发展3.4.4 深圳小区气化的经验受到推广应用3.4.5 不断完善的小区气化联网操作及管理3.4.6 迎接天然气大管网供气的到来 第四章 中国燃气生产和供应行业经济数据分析4.1 2010-2014年中国燃气生产和供应业总体数据分析4.1.1 2013年年中国燃气生产和供应业全部企业数据分析4.1.2 2014年年中国燃气生产和供应业全部企业数据分析4.2 2010-2014年中国燃气生产和供应业不同所有制企业数据分析4.2.1 2013年中国燃气生产和供应业不同所有制企业数据分析4.2.2 2014年中国燃气生产和供应业不同所有制企业数据分析4.3 2010-2014年中国燃气生产和供应业不同规模企业数据分析4.3.1 2013年中国燃气生产和供应业不同规模企业数据分析4.3.2 2014年中国燃气生产和供应业不同规模企业数据分析 第五章 LPG市场运输分析5.1 国际LPG运输市场5.1.1 韩国持LPG船订单占到全球47%5.1.2 印度瓦隆航运扩充LPG运输5.2 中国液化气运输市场5.2.1 国内LPG运输市场的竞争状态5.2.2 液化气运输市场步入良性循环阶段5.2.3 吉林要求瓶装LPG运输车辆“统一着装”5.3 国内液化气水运市场分析5.3.1 国内LPG水运市场现状5.3.2 液化石油气水运市场环境因素分析5.3.3 中国液化气水运市场中存在的问题5.3.4 中国液化气水运市场前景展望 第六章 中国主要地区液化石油气的发展6.1 广东6.1.1 广东省LPG储配设施分布6.1.2 广东省LPG需求与全国对比6.1.3 广东LPG主要经营企业运营分析6.1.4 广东省LPG市场发展的思考
6.2.1 武汉市燃气市场石油液化气消费供应状况分析6.2.2 大力推广LPG代用燃料汽车技术6.2.3 重新认识LPG市场6.2.4 加强LPG工业用气方面的研究6.3 海南6.3.1 海南液化气价位居全国高位6.3.2 海南首次出口LPG6.3.3 海南省液化气价格呈现波状下滑之势6.4 其他地区6.4.1 哈尔滨已经形成车用LPG产业链条6.4.2 天津口岸液化石油气进口利润空间加大6.4.3 新疆液化石油气出口呈现良好状态6.4.4 浙江液化石油气价格将继续上行 第七章 重点企业7.1 中华煤气7.1.1 公司简介7.1.2 2014年中华煤气经营状况7.1.3 2014年中华煤气净利增长情况7.2 百江燃气7.2.1 公司简介7.2.2 2014年百江燃气经营状况分析7.3 新奥燃气7.3.1 公司简介7.3.2 2014年新奥燃气净利润增长情况7.3.3 2014年新奥燃气净利润增长40%7.4 中国燃气7.4.1 企业简介7.4.2 中国燃气净利同比增长情况7.4.3 中国燃气投资12亿四川建液化气站 第八章 液化石油气的发展前景8.1 世界液化石油气发展预测8.1.1 全球液化石油气将由供需平衡转向较大的过剩8.1.2 2014年全球液化石油气供应将急增8.1.3 2014年日本LPG需求预测8.2 中国液化石油气的发展展望8.2.1 中国液化石油气发展前景向好8.2.2 2014年中国LPG市场前景8.2.3 2014年上海液化石油气的需求量 第九章 2014-2020年中国液化石油气（LPG）发展趋势分析9.1 2014-2020年中国液化石油气（LPG）产业前景展望9.1.1 2014年中国液化石油气（LPG）发展形势分析9.1.2 发展液化石油气（LPG）产业的机遇及趋势9.1.3 未来10年中国液化石油气（LPG）产业发展规划9.1.4 2014-2020年中国液化石油气（LPG）产量预测
9.2.1 2014-2020年液化石油气（LPG）产业前景展望9.2.2 2014-2020年液化石油气（LPG）产业发展目标 第十章专家观点与研究结论10.1报告主要研究结论10.2博研咨询行业专家建议 更多图表：见报告正文 详细图表略…….如需了解欢迎来电索要。本报告实时免费更新数据（季度更新）根据客户要求选择目标企业及调查内容。
附录：
附录一：《城市燃气安全管理规定》
附录二：《广东省燃气管理条例》
附录三：《上海市液化石油气管理办法》
附录四：《海南省燃气管理条例》
影响非常规油气投资的六大因素 篇3
过去数十年，我提供了大量咨询和研讨工作，在北美地区14处非常规油气盆地都有过实际工作经验，还参与过墨西哥、波兰、澳大利亚和北非的页岩气和致密油藏项目。凭借这些经历，我对投资者该如何面对非常规油气资源、迎接非常规能源的“美丽新世界”，得出了自己的结论，而且这些经验也进一步证实了我的结论。这些结论既涉及能源的获取，也涉及如何应对公众对于使用非常规能源产生的社会和环境担忧。
最近，美国能源部（Department of Energy）下属的能源信息署（EIA）以及美国地质调查局（Geological Survey），对于可能蕴藏的页岩气和致密油藏，给出了更多全球性的视点和观察。这些资源目前在全球已不可忽视，估计总储量至少相当于全球常规油气储量的60%，且这个数字还在上升。美国或许是最先开发这种新能源的国家，但是美国能源信息署在2013年6月发布的最新数据却显示，它的储量仅为全球第四，不及中国、阿尔及利亚和阿根廷。
这为全球能源构成的重大变革铺平了道路。这场变革不仅会对亚洲各国的国内市场需求造成冲击，也会对全球投资前景产生深远影响。
亚洲开发银行（ADB）和国际能源署（International Energy Agency）在2013年底发布的报告中都认为：从现在到2035年，亚洲和太平洋地区的总体能源需求将会极大增加。而预期可再生能源（太阳能和风能）、天然气产量（既包括进口也包括国内生产），以及进口原油总量将会出现大幅增加，这种趋势预示着对煤的依赖将会减少。
然而在亚太地区，煤炭仍将是主要的能源，不过煤炭的年均增长率会出现下降，中国增幅将降至1.4%，亚太地区总体增幅将降至1.7%。与之相比，化石燃料在能源构成中所占的比例将增至82.4%。
这将是机构投资者和散户投资者日益关注的大方向。亚行估计，到2035年，亚洲将至少需要11.7万亿美元（约71.3万亿元人民币）的基础设施投资，包括上游（井口）、中游（管线、终端、分离分馏和贮存）和下游（加工、提炼、输送和销售）。我为投资客户和全球研讨会所做的初步估计显示，这个金额接近15万亿美元。不过这两个数字都能显示未来几十年最重要的投资转向需求将出现在哪里。
每个国家的市场都是独特的，有着特有的投资、监管、公共规划和所有权的差异。然而，有六个因素总会对能源生产和供应产生重要影响。如果不能认识到这些因素并着手应对，就会直接导致政策失误和投资失败。
一是技术因素
在过去十年里，技术取得了极大的进步，主要发生在美国和加拿大。很多技术可以移植到其他国家的项目中，虽然一些技术所需的基础设施并不是所有国家都具备。要想实现投资收益最大化，从项目启动伊始就需要加以整合。
仅仅在过去三年，美国的钻井时间就缩短了60%，钻出5500英尺（約1676.4米）深的垂直井，只需要6.2天；7000英尺至1.35万英尺深的垂直井则需要7天至13天。与此同时，水平段长（因为页岩气和致密油气需要横向钻探）提高了80%，平均达到8000英尺，相当于6-8个压裂段。油气井的原生流量持续时间平均长达18个月，不过在很多盆地，产量持续超过最初的预期。通过重复压裂，这些气井可以扩展到8到10个压裂段，而发现新的储量和岩层产气潜力则会改进总体的盈利能力和油井寿命。
与此同时，页岩气或致密油井的成本在2013年也会同比下降15%，6000至7000英尺的井成本平均为220万美元至300万美元；1.25万英尺或更深的油气井成本则为800万美元或更高。支撑剂、钻井方法、套管柱、高压管汇、水处理技术和压裂液成分的改进也降低了运行费用。
二是成本压力
然而，在大多数的北美产油盆地，成本正在回升。随着可持续开采产量的增加，市场价格也日趋平衡，其中有三个因素值得特别关注。
首先，在生产出的油气通过市场得到回报之前，供给支持、管线、压缩机站和集输设施的运营网络往往会先提高成本。在开发新的产气盆地之时，这一点尤其明显。
第二，从钻探结束到油气井完工之间的时间出现延长。例如，在北美的某些产油区，工期延长幅度高达120%。由于油田服务商（OFS）供不应求，造成了油气井不得不延后生产。
最后，缺乏设备也造成了井口设施的成本迅速提高。主要原因是加压能力的欠缺。非常规生产方式需要在地面上安置大规模的设备和装置。在页岩气或致密油藏开采地，最为常见的景象就是油泵车队连绵不绝，穿梭频繁。尽管如此，能汇聚的总体抽汲能力依然有限，这已经成为设备成本快速提高的主要问题。
非常规油气生产方式的持续高速扩张会考验上述环节的承受力。如果一家中型企业不在钻井项目规划伊始将其纳入考虑，可能会招致极为严重的后果。
三是负面影响
虽然非常规开采方式极有可能为全世界提供可持续的能源供应，但我们仍需解决许多负面因素带来的影响。
尽管重大问题多数都能够克服，但一些钻井计划仍需认真面对和考虑，所有项目都需衡量以下因素的影响。
1. 土地和水资源的利用。非常规钻井需要投入更多土地用于建设钻井台，水力压裂法也需要投入更多的水资源。
nlc202309041930
2. 劳动力转移。需要临时聘用比例极大的钻井人员。
3. 地方性物价上涨。短期内迅速注入大量资本会推高当地物价，尤其是工业和民用都需要的两用资料、住房和社会服务的价格。
4. 地震事件的发生。主要原因是项目开工前的地质工作不够充分。
5. 辐射和尾矿。回流水和钻井坑中挖掘出的山石产生的辐射剂量高于周围环境。
6. 環境担忧。
很明显，公众最为关注的是最后一类问题。主要的担忧有三个方面：
1. 水质、回流水的毒性。这是由于压裂液在注入矿井时需要加入化学药剂。
2. 水库的污染。即需要防止套管渗漏。
3. 贮液池是否完好。回流水在处理、重复利用或注入废水井之前在这里贮存。
最近，一项技术获得重大进展：在美国，不使用化学药剂的水力压裂法已经成功投入使用。这就不必向矿井里注入有毒的化学品，也就不用担心它们再流出来。该方法不仅能够解除我们对污染的担忧，还能降低压裂成本。
四是灵活规划
运营企业必须加强逐个项目规划运营方案的能力，主要通过组合安排使用不同的服务提供商。由一家OFS公司提供所有服务的时代已经结束，必须对项目进行优化调整，控制成本。
在监管层面，必须采用激励措施，鼓励通过市场手段促进设备、技术、培训、前端工程和设计的开发。这里蕴藏着本国二次技术研发的最大机遇，也是北美出口技术和专业优势的重要新市场。
五是融资
目前出现了很多为项目提供资金的新融资方式。在非常规生产方式走向全球之际，能适应快速变化的融资方式十分重要。其中一个重要环节就是将项目、生产、运输和输送资产作为抵押担保。仿照业主有限责任合伙企业（master limited partnerships，简称MLP）的形式建立新实体，再通过战略融资财团和信托安排，可以分摊风险——这是提升投资者利益、增强盈利能力的关键要素。
六是监管和风险评估
我为政府、企业和投资者提供咨询服务已有超过35年的时间，为了满足监管要求、应对风险评估因素，我认为采取前瞻性的主动策略更为可取。截至目前，我服务过的企业已经为可能影响项目和产业发展的47个不同的监管领域和237项风险因素（数目还在增加）制订了应对方案。
重要的是，要及早承认这些因素，并将其整合进项目的设计和管理中。无论是在企业层面还是在政府层面，它们都是战略规划中的关键组成部分，而不仅仅是附属成分。
未来数十年里，上述六大因素将对整个亚洲能源生产和供应来源的诸多方面产生重大影响。我们迎来了一个激动人心的能源新时代，将为投资者带来巨大回报。
海外油气投资风险管理体系构建 篇4
当前我国对石油的需求与日俱增,国内石油资源严重不足,石油缺口日益增大,对外依存度不断上升,2011 年达到56.3%。面对日益尖锐的石油供需矛盾,我国石油企业积极开拓国际石油市场,至今已形成一定规模。海外油气投资与国内油气投资相比,具有高风险性,具体表现为综合性风险高、投资回收期长、不确定性高等特点。由于石油行业高投入、高风险的特点,国外的大型石油公司已建立了比较完善的风险管理体系,而我国石油企业的风险管理才刚刚起步,海外油气投资既缺乏经验又缺乏有效的风险管理。目前,国内关于海外油气投资风险管理的研究思路比较单一,一方面从定性角度对风险分类识别,另一方面从定量角度通过构建数学模型进行风险评估。海外油气投资风险管理尚未形成完整体系,缺乏系统性与可操作性。基于目前海外油气投资风险管理和理论研究的现状以及存在的问题,十分有必要对海外油气投资风险管理进行系统的体系构建,该体系的构建具有重要的理论与现实意义。因此,本文确定了海外油气投资风险管理的体系的构建原则与思路,通过对海外油气投资风险管理进行流程设计与组织设计,提出配套措施,构建了完整的海外油气投资风险管理体系,以期对中国石油企业海外油气投资风险管理起到一定借鉴作用。
二、海外油气投资风险管理体系构建框架
(一)海外油气投资风险管理体系构建原则
具体如下:
(1)整体性原则。风险管理部门是海外油气投资风险管理的主要部门,但仅仅依靠风险管理部门是无法完成的,需要公司各部门的共同参与,将风险管理结合到公司所有管理与生产经营活动中。
(2)动态性原则。海外油气投资风险管理体系应充分反映海外油气投资动态变化的特点,体现其发展趋势。做到事前、事中、事后管理相结合,当内、外部环境改变时,管理体系也应随之改变,能较好地描述、度量和管理系统的发展趋势。
(3)理论性与操作性相结合原则。构建海外油气投资风险管理体系,一方面要总结出普遍适用性的理论,在总体上进行把握,以便风险管理体系能在整个行业推行。另一方面,要结合公司具体情况,注重该体系的可操作性。
(4)定性分析与定量分析相结合原则。海外油气投资风险管理是一个多层次、系统性的综合管理。一方面要在宏观上进行把握,进行定性分析。另一方面,通过数量化佐证以衡量风险程度,并注意统计口径的一致性和可比性,从而保证结果的准确性。
(二)海外油气投资风险管理体系构建思路
构建海外油气投资风险管理体系,首先对海外油气投资风险管理进行基本流程设计,然后进行组织体系设计,在此基础上,形成海外油气投资风险管理的的完善流程,并辅以相应配套措施,构建海外风险管理的完整体系。
三、海外油气投资风险管理体系构建
(一)海外油气投资风险管理基本流程设计
海外油气投资风险管理基本流程以既定的目标和环境为依据,通过分析和评估项目风险因素,最终达到决策目的。该流程包括三个方面,即海外油气投资风险识别、海外油气投资风险评估与海外油气投资风险控制。
(1)海外油气投资风险识别。海外油气投资风险识别是管理者搜集相关信息,综合分析企业内外部环境各要素,对潜在的和已经存在的风险进行判断,确定风险评价指标要素的过程。海外油气投资风险识别应遵循全面周详、综合考察、系统化制度化、科学量化等原则。本文从内外部两个层面对海外油气投资企业所面临风险进行识别,从自然、政治、经济、社会四个方面对企业外部环境进行分析,从而发现企业所面临的和潜在的外部风险;通过对海外油气投资企业各级管理人员以及员工进行头脑风暴法,以期对内部风险达到最优分析。在此基础上,得到评价指标及主要影响因素,如表1 所示:
(2)海外油气投资风险评估。作为海外油气投资风险管理中重要的一环,海外油气投资风险评估以定量的方法对风险进行分析,通过收集评价指标数据,结合数学和统计学等知识,对各风险要素发生的概率进行预测,并对风险损失程度进行估计,把风险数据转化为风险决策信息,为风险管理者采取措施提供客观可信的依据,其基本过程如图1 所示。
下面以委内瑞拉某项目为例进行风险评估:
首先确定风险指标变量集X={自然风险X1,政治风险X2,经济风险X3,社会风险X4,管理风险X5,组织风险X6,技术风险X7}。同时确定风险程度等级判断集V={较轻风险V1,轻度风险V2,一般风险V3,重度风险V4,严重风险V5},并进行区间量化,V1=[0,2],V2=(2,4],V3=(4,6],V4=(6,8],V5=(8,10]。
然后构造隶属函数。应用模糊统计法可得到模糊集的隶属函数曲线,从而得到隶属函数。这里隶属函数取线性函数,且认为函数曲线为梯形分布,建立隶属函数如下:
其中,uij表示相对于Xi来说隶属于Vj的程度,即风险因素Xi处于风险状态Vj的可能性程度。
使用德尔菲法,通过专家打分的方式对各风险因素指标量化,五位专家对此项目分别打分为[3,9,5,6,1,2,2],[2,8,4,6,1,1,1],[2,9,7,7,2,1,2],[4,9,4,5,1,2,1],[2,8,4,5,1,1,1]。然后将各Xi代入隶属函数,得到各uij的值。以各uij为元素,组成矩阵为:
定义风险因素敏感度 λ'=[2/10 ,2/10 ,1/10 ,] 1/ 10,1/10,1/10,2/10],建立风险模糊评价一级模型:
同理可得B2、B3、B4、B5,组成矩阵,建立风险模糊评价二级模型:
最后,考虑每个专家权重,W=(3/10,2/10,2/10,2/10,1/10),确定风险程度等级:
B'=W·B=(127/200 ,101/200 ,51/200 ,7/40 ,11/100)
根据最大隶属度原则, ,bj'=max(127/200 ,101/200 ,51/200 ,7/40 ,11/100),则该项目风险程度等级为V1级。
(3)海外油气投资风险控制。海外油气投资风险控制是指风险管理者通过采取各种措施和方法,消灭或减少风险事件发生的各种可能性,或者减少风险事件发生时造成的损失。常用的风险控制技术有风险规避、损失控制、风险转移和风险保留。根据确定的项目风险等级确定其可控性,并选择风险控制的方法。如表2 所示。
针对海外油气投资具体风险,提出风险控制措施,一般来说,政治风险的控制措施主要有建立健全政治风险评估体系,投保相关海外投资保险来转移风险,开展石油外交等。经济风险的控制方式有加强国际油价研究,利用合作、合资等投资方式,合理利用国际金融市场和实行外币集中管理等。可以采用恰当的股权结构,塑造良好企业形象等方式化解社会风险。通过加强企业的内部管理,建立健全预算管理体系,明确绩效考评激励机制,严格授权审批制度来控制企业的管理风险。组织风险的控制措施主要有优化组织结构,使组织扁平化;明确员工权责,将不相容职务分离。通过加强技术革新,提高员工技能等化解技术风险。
(二)海外油气投资风险管理组织设计
海外油气投资企业风险管理内部组织构架的设计主要涉及两个方面,即海外油气投资企业纵向组织构架与横向组织构架。
(1)海外油气投资企业纵向组织构架。通过在避税岛设立子公司,建立层层嵌套的公司构架,这种设计不仅可以节税,同时利用子公司有限责任的属性,可以实现“防火墙”功能,有效切断项目上的风险与损失向上传导到母公司。其基本构架如图2所示。
(2)海外油气投资企业横向组织构架。企业横向组织构架即公司风险管理部门设置,包括三个层级:第一层级为董事会,对风险全面负责。第二层级为风险管理委员会、审计部门与总经理。其中风险管理委员会是风险管理核心部门,不仅应包括董事、高级管理人员、风险部门经理, 还纳入财务、法律、市场等部门的管理人员。第三层级为风险管理部门、其他职能部门以及各具体项目部门,负责具体的风险管理。其横向组织构架如图3 所示。
(三)海外油气投资风险管理完善流程设计
在海外油气投资风险管理基本流程设计与海外油气投资风险管理组织构建的基础上,形成了海外油气投资全面风险管理的最终流程。如图4所示。
四、海外油气投资风险管理体系构建保障措施
(一)识别并有效利用外部力量
海外油气投资风险管理外部力量主要体现在政府、社会、中介机构、东道国等方面,企业应有效识别并利用这些外部力量以引导风险管理。
(1)遵守政府法律法规。政府通过立法引导并监督企业建立风险管理机制,国资委《中央企业全面风险管理指引》和证监会《企业内部控制基本规范》 是我国风险管理的直接法规和制度。国资委《中华人民共和国企业国有资产法》、《企业国有资产监督管理暂行条例》等是国有资产监管的法律法规,初步形成国有资产监管的法规体系。
(2)注重社会要求。由于股市的发展,社会对企业风险管理的关注度不断提升,促使企业风险管理的规范披露。
(3)利用中介机构的专业技能。近年来,一些国际和国内的会计师事务所以及咨询公司对全面风险管理做了大量研究和推广工作。主要做法是为企业做有偿咨询项目,通过管理者访谈等方式,为企业梳理出一些风险点,提出改进建议,并推荐一个全面风险管理体系理论框架。
(4)遵守东道国的法律法规。境外许多项目是与东道国政府或企业进行合资经营,因此东道国的法律法规对企业具有约束作用,其中关于风险管理的要求对合资经营企业具有相当效力。
(二)风险事前、事中、事后管理相结合
强化事前风险管理。主要是在海外投资项目投资开发前与风险未发生前进行预先管理,描述与度量项目失败的可能性,反映可能影响项目的所有风险事件综合产生的结果。企业风险管理中心应在于风险信息的收集加工,通过对企业外部投资环境的风险识别与评估,以确定是否达到投资标准,达到可控制标准才可进行投资。
(1)注重事中风险管理。指海外投资项目运行过程中的风险管理,这一阶段企业应将风险管理常态化,阶段性地对项目内外部风险进行识别与综合评估,针对重大风险提供不同的风险管理策略,进行比较筛选,选择最优的风险管理策略并最终实施。
(2)加强事后风险管理。产生全面风险管理报告,重点在于对前期风险识别、评估与控制方案的评价,针对风险解决程度对风险管理方案进行修正完善,提供压力测试和回溯测试。通过责任追溯员工考核,进行奖惩激励。
油气投资环境 篇5
石油、天然气是中国现代工业的重要物质基础，也是中国国民经济发展不可或缺、无法替代的重要资源。然而中国自身石油、天然气的资源储量却严重不足，因此，加强与哈萨克斯坦油气投资合作，尤其是推动其合作的可持续发展具有十分重要的意义。
一、中哈油气合作的重要性分析
（一）可以弥补中国油气资源的巨大缺口
随着中国经济的快速发展，对石油、天然气的需求量不断地大幅增长，未来中国的能源供求形势将相当严峻。截至到2010年年底，中国石油累计探明地质储量为312.8亿吨，人均占有量更是严重偏少，仅相当于世界平均水平的六分之一。2010年，中国石油总消费4.39亿吨，其中国内生产2.05亿吨，进口2.39亿吨，对外依存度接近55%。作为世界石油消费第二大国，中国进口石油的数量还将逐年攀升。
到2010年底，中国天然气累计探明地质储量为9.3万亿立方米，中国天然气资源人均占有量不到世界平均水平的十分之一。2010年中国国产天然气量为950亿立方米，进口天然气超过160亿立方米，对外依存度已超过8%。可以肯定，未来中国经济面临的石油、天然气缺口将会不断扩大，预计到2020年中国石油缺口将超过3亿吨，天然气缺口将达900亿立方米。要解决巨大的油气缺口，引进国外油气已成为中国能源战略的必然选择，加强与近邻哈萨克斯坦之间的油气投资合作更不失为一个重要选择。
(二)符合中国油气资源进口多元化战略，有利于国家能源安全
中国海外油气进口主要集中在中东和非洲地区，但这些地区政治、经济不稳定，存在发生战争的隐患，是潜在的不稳定地区。2012年新年伊始，在中东地区美国等西方国家与伊朗之间的“博弈”步步升级，双方处于剑拔弩张状态。2011年1-6月，中国从伊朗进口原油1347万吨，约占同期中国进口原油总量的10%，伊朗已成为中国第三大原油供应国。
然而在中东和非洲地区中国都没有太大政治经济影响力，一旦发生地缘政治的剧烈变动，中国从海外进口的石油将急剧减少。而哈萨克斯坦与中国接壤，无论是历史上还是现在，都与中国有着密切的传统联系，即便国内发生重大政治变动，一般不会在对待中国的政策上发生根本性转变。所以中哈油气投资合作，可以使中国油气进口更加多元化，有利于中国的能源安全。
（三）有助于中国“西部大开发”和“西气(油)东输”重大战略的实现
哈萨克斯坦是一个新兴的世界能源大国，中国可利用与之地理相邻的优势，投资进口哈萨克斯坦的油气，把从中亚铺设过来的进口石油管道作为中国西气（油）东输的一条路径，节约西部大开发的成本。同时利用中哈油气资源合作，配合中国西部大开发战略，发挥以新疆为首的西部省区自身优势，提升区域综合竞争力，有利于缩小中国东西部经济差距。
依托独山子石化公司现有设施和中哈原油管道，国家能源局决定在此兴建独山子石油储备库，工程总投资38.4亿元，主要储存从哈萨克斯坦和俄罗斯输入的原油，2010年10月主体已完工，石油储备库总容量为500万立方米。该工程是“西气东输”、“西部大开发”的一个标志性工程，也是中哈能源合作战略的重要组成部分。该工程全部建成后，储备规模相当于现在全国十多天的原油进口量，也相当于全国第二期战略石油储备基地规划库容的一半，将在应对重大突发事件、防范石油供应风险、保障国家能源安全方面发挥重要作用。
（四）促进新疆地区经济快速发展
新疆西邻哈萨克斯坦，具有得天独厚的地缘优势，随着中哈输油管道的建成，中国—中亚天然气管道、西气东输二线管道的陆续建成通气，必将使新疆成为中国油库，使里海之滨奔腾流淌的“黑色金子”注入新疆的石化产业。2009年9月总投资300亿元的中国石油独山子石化千万吨炼油、百万吨乙烯工程在新疆建成投产，成为国际一流的现代化石化基地，也是发展新疆石油化工产业的龙头项目。该项目每年可为社会提供清洁燃料617万吨炼油产品和295万吨化工产品，部分产品为延伸新疆石化产业链基础原料，可极大带动周边区域形成精细化工、新型材料等石化下游产品产业集群，促进新疆经济发展和产业升级，从而使新疆这片以能源资源为优势的广袤土地以石油经济为龙头，以点带面，全面提升新疆经济，加速新疆由资源优势向经济优势的转变。
二、影响中哈油气投资合作的国际性障碍因素
（一）“中国威胁论”、“中国掠夺论”等论调的影响
随着中国综合国力的迅速提升，国际影响力的不断扩大，中哈经贸合作的广泛开展和人员往来的增多，哈国内不时地受到西方所喧嚣的所谓“中国威胁论”、“中国掠夺论”、“中国扩张论”等论调的影响，使哈萨克斯坦一部分人不免对中国的快速发展产生一些疑虑和戒心，这对中哈油气投资合作的进一步发展不免带来一些消极影响。
如2005年6月出现的阿拉木图“清洁城市运动”等针对外国人、驱赶中国人的事件，以及同年8、9月份随之而来的特意调高中国人在哈落地签费等举措，还有2011年5月，哈萨克斯坦国内出现了“将百万公顷良田出租给中国99年”传闻，均引发哈网民激烈反应。哈萨克斯坦反对党“阿扎特”曾举行集会，打出“停止出卖哈萨克斯坦国家财产”的口号，对“中国公司把持超过四分之一的哈石油开采”表示抗议。另外，哈萨克斯坦一些学者也担心哈将沦为中国能源原材料的附庸，对中国与其开展正常的能源合作持消极立场。如此的社会反应，正在毒害着中哈油气合作的外部社会环境。
（二）与美国存在利益博弈
遏制中国的海外能源是美国的既定方针。长期以来，美国在中哈能源合作问题上一贯采取打压政策，并竭力阻挠中国获得哈萨克斯坦石油。中哈石油管道与代表美国利益的巴杰石油管道之间存在着利益博弈。巴杰石油管道的最大利益方是美国，该石油管道年输油能力为5000万吨，主要面向美欧等西方市场。然而，巴杰石油管道起点阿塞拜疆以及管道沿途国家的产油量远远满足不了该管道输送量的要求，如果巴杰石油管道没有哈萨克斯坦石油的注入，将面临严重亏损，美国必然会采取“胡萝卜加大棒”的手段引入哈萨克斯坦石油，致使中哈石油管道输往中国的石油量将会减少，形成中哈石油管道与巴杰石油管道之间的一种利益分配上的博弈。
哈萨克斯坦输往中国的石油计划于2006年5月通过阿塔苏—阿拉山口石油管道进入中国新疆的独山子石化公司。就在2006年5月初，有着“石油大亨”之称的美国副总统切尼对哈萨克斯坦进行了一次“恭维加拉拢”式的速访，切尼这次访问哈萨克斯坦的主要目的是敦促哈萨克斯坦对输油管道的走向做出“正确选择”，压制哈将输向中国的石油转向西方国际市场。
（三）与俄罗斯存在利益博弈
首先，中哈石油管道与代表俄罗斯利益的里海管道财团之间存在着利益博弈。里海管道财团中俄罗斯拥有31%多数股份，里海管道2005年运输能力为2800万吨，到2011年已提高到5070万吨，承担了哈50%的原油出口运输，如此数量的石油通过这条管道出口到国际市场，使得里海管道财团获得巨大利益。如此一来必定会影响哈萨克斯坦输往中国的油量。
其次，俄还担心中哈能源合作将弱化中俄间的油气贸易，从而失去中国这个大市场。近些年来，俄暗中干涉哈萨克斯坦石油公司与中国公司的交易，劝哈政府以法律形式中止双方的收购活动。
再次，俄哈都是独联体成员，俄哈之间签署一系列有关能源合作的政府和部门间协议，包括《俄哈政府关于技术和经济合作以及油气部门一体化协定》和《俄哈政府在天然气领域合作的协定》等等。俄罗斯还控制着哈一大部分油气资料、管线和技术，尤其是俄罗斯通过独联体油气联盟控制着哈萨克斯坦一部分已勘探的油气块的开采权，时间都在20年以上。因此，俄罗斯的态度对中哈油气合作影响重大。
三、中哈油气投资合作可持续发展的策略建议
第一，构建“和谐能源关系”。互利、共赢的“和谐能源关系”是中哈油气长期合作的根本要求，中国在哈能源企业要有本土意识，既要自身获利，又要为所在国服务，促进互利、共赢。中国能源企业应当充分考虑哈萨克斯坦国家和人民的利益和要求，对哈要采取多予少取、合理让利的原则，以市场换资源，力求形成互利、共赢局面，从而构建“和谐能源关系”。同时，还应该秉承“奉献能源、创造和谐”的企业宗旨，充分尊重哈国的重大关切，严格执行哈国法律法规和国际惯例，重视资源的合理开发和有效利用，始终注重能源与环境的和谐，重视保护哈国的生态环境，与哈方公司相互尊重、坦诚合作，确保合作项目的顺利实施。
第二，完善投资合作机制。能源信息是中哈两国进行油气合作的重要基础，提供信息、共享信息才能使双方能源合作顺利有效进行。建议中哈两国通过中哈能源合作分委会定期相互提供能源信息，建立能源信息共享机制，以便两国在油气勘探、开采、加工、储运、消费等方面制定符合实际的规划与战略。另外，在中哈油气合作中，难免会产生这样那样的问题，所以，建议建立一套适于中哈两国实际的解决争端协调机制，以解决中哈两国在油气合作过程中所产生的一些分歧。还有建立能源紧急分享机制对于中哈应对能源危机和国际能源价格异常波动具有重大意义，在油气能源供应严重短缺的情况下，哈应向中国优先供应能源，而中国则应给哈相应对价的报酬；在能源过剩或金融危机等特殊情况下而导致油气价格急剧下跌时，中国应以适当的价格购买哈的油气作为储备，以减少哈因油气出口量锐减而带来的经济损失。
第三，深化投资合作层次。新疆的石化企业加工能力非常强，但本地产油供不应求，而哈石油需大量外销，中哈又是近邻，两国共建“加工贸易开发特区”有很多有利条件。所以，中哈双方应借鉴中哈霍尔果斯国际边境合作中心一些经验，各拿出一块土地，建立“加工贸易开发特区”，打造一个大型石油化工基地，建设大型石油炼制、大型乙烯、大型芳烃等工程，形成有规模的石化产业集群。“加工贸易开发特区”的建立，不仅能带动周边地区经济的快速发展，而且能推动中哈油气工业的深度合作。
第四，改善通关环境。中哈两国边境海关、边防、检验检疫等口岸部门应进一步密切沟通联络，为企业、人员进出境以及中哈输油管道工程、中国－中亚天然气管道建设等开通专门“绿色通道”。特别是要加快中哈海关联合监管，推进“统一单证”、“互认查验结果”、“边境联合作业”的实施，进一步推动贸易便利化，避免以往中哈海关重复查验、重复工作的局面。由此可以大大缩短进出境货物的通关时间，便捷通关手续，减轻外贸企业的负担，使中哈外贸企业从中享受到贸易便利化带来的实惠，同时也可对两国海关逐步消除行政壁垒，进一步加强合作和推动两国贸易发展方面产生积极而深远的影响。
第五，打造企业直接对接平台。目前，哈萨克斯坦油气开采设备损耗严重，亟需更新或更换，相关市场潜力巨大。相比较而言，中国的石油天然气设备和零部件的生产与工艺水平比较先进，而且具有市场价格优势。然而中国油气设备生产企业与哈萨克斯坦设备采购企业的贸易合作仍然通过第三方进行,这与双方迫切的发展诉求极不相称，不仅使生产商的利润降低，购买商花冤枉钱，同时也无法体现良好的服务质量。中哈政府及企业都希望双方能建立一个直接交流和贸易洽谈的平台，推进双方在油气设备领域的深度合作。建议由中哈能源合作分委会牵头，在霍尔果斯国际边境合作中心开设一个中方设备生产企业与哈方设备采购企业对接“专区”，尽快实现双方企业直接对接。
油气投资环境 篇6
关键词：能源,突发环境事件,应急监测,易燃易爆,运输
0 引言
中国的油气消费快速增长,目前已成为仅次于美国的第二大能源消费国。2011年国内成品油消费量将达到2.57×108 t,汽油消费量7 460×104 t,柴油消费量1.64×108 t,天然气消费量达到1 300×108 m3[1]。
在油气运输中,交通事故及各种罐车火灾事故日趋上升,油气管道输送的介质易燃、易爆、易挥发,由各种原因造成管道泄漏、破坏均可能引发火灾、爆炸,给社会稳定和环境保护带来负面影响。因此,必须对其事故的特点、环境危害、应急处置、应急监测进行深入的分析研究。
1 油气运输突发环境事件的特点
1.1 罐车事故特点
油气罐车运输主要存在于,中长距离的天然气罐车及给加油站配油的中短途油罐车。据统计凌晨300-6:00为事故多发高峰,由交通事故引发的超过85%,其中人员因素占所有事故的67%。低等级公路及等外路,是加油站配油罐车的行进路线之一,但受道路条件和地理环境限制,致使大量碰撞事故发生,事故后泄漏概率为82.7%。进入秋冬季节后,燃油气类危险品需求量和运输量猛增,在11、12月份出现1个事故高峰[2]。成品油燃烧爆炸一般都会呈现时间短、爆炸突然且瞬间完成,爆炸和燃烧交叉发展,事故的发生具有不确定性。液化气罐车泄漏,可产生三次爆炸,形成杀伤力更大的立体爆炸区域[3]。
1.2 管道事故特点
油气管道具有管径大、运距长、压力高和输量大的特点,多年来的统计资料表明,管道投产初期,管道干线发生的事故主要以自然灾害和机械失效为主,近十几年来,以人为破坏和管道老化腐蚀穿孔占多数,事故发生的地点多数集中在穿跨江河沟壑段[4]。
1.3 事故的主要处置方式
喷水雾洗消,能引起空气和水汽的对流,能有效地降低空气中泄漏物质的浓度,同时也能稀释流淌在地表的泄漏物质[5]。对液态泄漏物质,利用低洼地形汇集或进行堵截,防止进入水体,采用燃烧法可以在短时间内将泄油完全处理[6];浅水水域的小量溢油,可采用吸附处理[7];土壤污染一般情况下,采取措施提高微生物的降解能力自然降解,严重污染的土壤可集中起来烧掉。
1.4 事故的主要环境影响
油气泄漏燃烧产生的烟雾,主要成分为:VOC(挥发性有机物)、HC(碳氢化合物)、CO2(二氧化碳)、CO(一氧化碳)、PM(颗粒物)、SOx、NOx、有害毒物(包括酚、醛、苯、烯、多环化合物、过氧化物、有机酸和铅等),其中对人危害最大的有一氧化碳、碳氢化合物、氮氧化合物、铅及颗粒物。
油气泄漏应急处置中,为消防灭火及喷水雾洗消需要消耗大量的水,据统计1辆10 t液化石油气罐车抢险要耗水近千吨,大量含油废水排入水体中,将会对水环境产生巨大影响。漏油进入地表水后,形成油膜隔绝空气,加之水中溶解油氧化消耗大量氧,造成水体缺氧;油类和它的分解产物中,存在多种有毒物质,危害水生生物,甚至可通过食物链进入人体。
土壤的污染大多集中在20 cm左右的土壤表层,石油物质进入土壤后,会引起土壤理化性质的变化,如堵塞土壤的孔隙,破坏土壤微生态环境[8]。漏油对地下水环境产生影响,取决于油在土壤中的迁移转化、地面污染程度以及泄漏点的地质构造[9]。
2 油气运输应急监测的特点
2.1 油气运输事故易燃易爆
汽油、煤油、柴油、天然气、石油液化气均为易燃易爆物品,1 kg液化石油气的爆炸威力相当于4 kg~10 kg TNT炸药的当量,点火能量仅为0.2 m J~0.3 m J。当泄漏点周围空气中的气体含量或液体蒸气含量超过其爆炸下限,遇到火源就能引发火灾或爆炸。
因此在突发环境事件应急监测技术规范中要求,进入易燃易爆事故现场的应急监测车辆应有防火、防爆安全装置,应使用防爆的现场应急监测仪器设备进行现场监测,或在确认安全的情况下使用现场应急监测仪器设备进行现场监测。环境应急监测的目的是为了确定污染影响的范围,在油气运输突发环境事件应急监测中,在确保安全的条件下,可从警戒区外围下风向处,向内推进监测,高危险的核心区域不必进入,以保障人身安全。
2.2 监测内容复杂多变
在油气运输突发环境事件应急监测中,监测可分为事故处理阶段和环境污染评价阶段。根据泄漏是否进入水体,是否燃烧等不同情况,确定不同的监测内容。
空气监测中,泄漏未发生燃烧时,以监测燃气体为主,有条件时监测,VOC(挥发性有机物)、HC(碳氢化合物);发生燃烧、爆炸后,监测项目以CO(一氧化碳)、PM(颗粒物)、SOx、NOx为主,有条件的可以使用便携式GC-MS、傅立叶红外光谱,监测是否存在其他有毒有害物质;事故处理结束后基本不用考虑持续监测。水环境监测中,泄漏油未进入水体时,以监测水体中是否有油渗入为主;泄漏油已经进入水体时,监测项目以水中石油类、COD、溶解氧、PH、漏油量和油污面积为主,有条件的可以使用便携式GC-MS,监测水体中是否存在有毒有害物质;在事故处理结束后,应持续监测到水体恢复功能区标准,有条件的可以监测水生生物受到的影响。土壤主要监测受污染土壤含油率及污染面积,农田作物受影响情况,有条件时可持续监测,土壤理化性质及土壤生物变化趋势。
2.3 事发现场监测能力薄弱
油气泄漏事故现场危险重重,但只属于易燃易爆物质不属于危险化学物品,所以消防及交通部门在事故发生时,以抢险救灾为主,还没有形成环保应急监测的意识,不能在第一时间通知环保部门。而且铁路及管道选线偏僻,高山密林,较多地方不通道路,公路运输事故部分出现在低等级公路及等外道路上,致使环境监测部门往往不能及时到达事故现场。加之许多县级监测站,应急监测快速响应能力较低,不能快速布点、取样、测试、计算、审核并传输汇报[10]。造成了在油气运输突发环境事件中,应急监测能力薄弱,不能及时到达现场开展应急监测,错过最佳监测时间,甚至有事件处理结束后,才得到消息赶赴事故现场的现象。
3 应急监测应对方法
3.1 完善应急监测预案
环境监测应急预案一般都带有普遍性,通用的突发污染事件的应急监测预案,只能适用程序规定,对具体污染事件的特点没有针对性。油气运输突发环境事件应急监测有着其独有的特点,因此有必要建立有针对性的应急监测预案。建立辖区内油气运输线路、铁路、油气输送管道档案资料,对监测方法、仪器设备、量值溯源、现场采样及分析、数据处理及结果报告等内容都应给予明确规定。组建与油气运输、储存、安全有关的专家库,收集油气运输经过区域河流、气象、水文的资料及专家联系方式。
3.2 改善应急监测设备
事发地点多高山密林,在低等级公路及等外道路上,配备GPS的应急监测车,能在第一时间到达事故现场,进行事故源定位及污染面积测算[11]。汽柴油及天然气易燃易爆,应配备防爆应急灯、防爆对讲机,所用的工具也应具备防爆功能。使用检测管手动采样,可燃气体浓度测试仪,傅立叶红外气体分析仪,具有防爆功能的便携式GC-MS,在事故监测中往往起到决定性作用。
3.3 加强应急监测队伍建设
应急监测技术人员是决定应急监测工作成败关键的因素,其业务素质和政治素质与成功开展应急监测密不可分。应急监测技术人员必须有很强的工作责任心,了解应急监测预案和环境应急预案,熟知应急监测程序,掌握环境监测的业务知识,有极强的自我保护意识和自我牺牲精神。加强学习提高政治素质,监测业务知识和油气贮存、运输、使用和防护知识,学习污染物迁移扩散的规律,才能掌握现场环境监测的主动权。
3.4 强化应急监测演练
应急演习可以使应急监测人员,掌握突发性应急监测的工作流程,而且能熟悉应急监测仪器和设备的使用,提高应急监测工作效率,有效的节约了应急监测的宝贵时间。演练工作要做到实用并改进,在演练的基础上进行修改完善,预案演练或事件应急处置中发现不符合项,应及时对应急预案进行相应的调整[12]。
参考文献
[1]吴莉.2011我国油气消费解析[N].中国能源报,2011-01-24(13).
[2]刘凯峥,刘浩学,晏远春,等.罐体车辆道路运输危险品事故特征分析[J].安全与环境学报,2010,10(3):130-133.
[3]李慎彦.液化石油气罐车泄漏的应急抢险[J].劳动保护杂志,2007(10):98-99.
[4]姜玉梅.长输油气管道环境污染事故的预测与预防[J].油气储运,1999(6):44-46.
[5]郭艳丽.重大易燃易爆物质泄漏的危害及应急对策[J].武警学院学报,2007,23(8):29-33.
[6]张希斌,孙昌友,边博,朱伟.水源地突发性污染事件应急处理--以温岭市湖漫水库为例[J].水资源保护,2008,24(5):76-78.
[7]万本太.突发性环境污染事故应急监测与处理处置技术[M].北京:中国环境科学出版社,1996:162-173.
[8]秦岩.陇东油区土壤石油污染现状及修复技术初探[J].陇东学院学报,2010,21(2):64-66.
[9]胡睿.成品油管道工程油品泄漏对水环境的风险分析与评价[J].科技广场,2007,(10):242-245.
[10]夏冬前.环境应急监测的准备与实施[J].中国环境管理,2010(4):41-43.
[11]冯大伟,张明明,张会.GPS导航定位技术在环境应急监测车载系统中的应用[J].环境科学与管理,2011,36(1):128-130.
油气投资环境 篇7
为减少陆上油气钻井给环境带来的负面影响, 减少和杜绝环境污染事故发生, 油气钻探企业有必要建立陆上油气钻井作业环境风险评估体系, 让钻探企业和业主方根据钻井项目对其可能产生的环境风险进行评估, 建立环境风险预警机制, 防范重大的环境污染事故。
2 陆上油气钻井作业与环境影响
根据安全系统观点, “人-机-物-法-环”这几个要素动态相关, 不可分割。陆上油气钻井作业也可以看做是这几个要素的综合构成, 钻井过程中所产生的环境影响与人、机、物、法 (管理) 这几个要素是密不可分的。
2.1 现场人员对环境的影响
陆上油气钻井作业人员的岗位包括队长, 指导员, 技术员, 大班, 司钻, 井架工, 内外钳工, 场地工等等。根据岗位职责要求, 除了大部分工种在执行HSE管理要求方面侧重安全管理外, 大多缺乏对环境风险管理的职责要求。
2.2 钻机与工具对环境的影响
在陆上油气钻井作业中, 完成这一任务的是整套大型、复杂、系统的钻机设备, 钻机在运转、清扫过程中都会对环境产生暂时或持续的影响。柴油机、钻井泵和振动筛等设备跑油后将导致污染物渗入地层、地下水而污染环境, 而且设备运转排放的废气以及冲洗和冷却机械后所排放的废水都将对环境产生较大危害。
2.3 物料使用与储存对环境的影响
原油、汽油、柴油等各类油品是对环境造成影响的主要物料。原油的闪点、燃点及自燃点较低, 容易燃烧, 其蒸汽与空气能形成爆炸性混合物, 其燃烧爆炸产生的气体将严重污染了环境。汽油遇明火、高热极易燃烧爆炸, 其蒸气能在较低处扩散到相当远的地方, 遇火源会着火回燃, 燃烧后产生的气体会造成环境污染。柴油在使用过程中, 由于燃烧不充分会导致烟气排放, 对大气造成污染, 在储存过程中, 如遇火源发生火灾, 在抢险过程中会产生大量的一氧化碳、二氧化碳和含油的消防废水, 严重污染大气和水体。
2.4 现场管理对环境的影响
在陆上油气钻探企业中的HSE管理制度主要包含:消防管理制度, 交通管理制度, 安全生产管理制度, 施工现场环境保护管理制度等。这些制度中只有施工现场环境保护管理制度明确了对环境的保护职责, 所以导致了现场环境管理较为随意。若任由各类废弃物随意排放、处理会对周边环境造成极大污染, 这些废弃物可能会污染地下水, 会使土壤板结、肥力下降, 作物无法生长。产生的污染物还会被植物吸收通过食物链在生物体之间不断富集, 最后影响人的生命健康。
3 陆上油气钻井环境风险评估体系构建
环境风险指人们在建设、生产和生活过程中, 所遭遇的突发性事故 (一般不包括自然灾害和不测事件) 对环境 (或健康乃至经济) 的危害程度。环境风险发生的可能性是很难确定的, 突发性事故发生所造成的后果同样难以事先确定, 难以采用技术方法进行定量分析。因此我们主要围绕风险源强、受体敏感性和管控措施有效性等因素, 制定了五个一级指标, 即风险源强 (指钻井技术影响、危险物质特性) 、受体 (指环境敏感目标) 、管控措施 (指环保设施和环境管理) , 探索构建陆上油气钻井环境风险评估体系。
3.1 钻井技术影响
1) 钻井工艺:从钻井工艺来看, 近平衡钻井虽然在经济和作业等方面不如欠平衡钻井, 但从环境封校的角度考虑, 近平衡钻井对环境风险相对小些。
2) 钻井设备:钻机自身对环境造成的风险主要是钻机的新旧程度、运转情况等, 钻机越新、运转越好则对环境的风险就越小, 反之越大。
3.2 危险物质特性
1) 毒害物品:有毒有害物品一旦发生泄露, 进入大气、土壤、水体, 将会给环境带来极大的影响。而钻井场所中可能存在的毒害物品对环境风险的影响大小主要取决于这种物质本身的毒害特性以及其存放量。
2) 燃爆物品:一是物质的燃爆性, 如物质的闪点、着火点、爆炸极限、火焰传播速度等;另一个因素是物质在井场的存放量, 存放量越多, 安全风险就越大。
3.3 环境敏感目标
1) 人员居住情况:对于陆上油气钻井这个高风险作业而言, 人员居住越集中的区域, 如城镇、学校等, 钻井带来的环境风险越大, 环境管理压力也越大。
2) 生态环境:此处主要考虑井场周边是否为依法设立的各级各类自然、文化保护地, 以及对建设项目的某类污染因子或者生态影响因子特别敏感的区域。
3.4 环保设施
1) 环保设施配置情况:在钻井过程中不仅会产生废水, 大马力钻井柴油机还会排放出大量的高温有害废气和噪声, 对周围环境造成污染, 所以针对废水和废气的环保装置一定要齐全, 如污水处理设备, 废水废气同步处理装置等等。
2) 环保设施处理效率:环保设施处理效率越高, 钻井排出的三废对环境的影响也就越小。
3.5 环境管理
1) 环境管理制度的完善性:包括制度是否全面、有效、具有可操作性, 更重要的是应考量钻井现场所有人员对环境管理制度的遵循和执行情况。
2) 工作人员素质:指所有一线员工的环境保护素质, 也包括专职或兼职的环境管理人员 (包括HSE现场监督) 的业务能力和管理能力。
3) 政府监管力度:由于钻井作业的特殊性, 目前陆上油气钻井作业在环境管理水平不高, 对环境的保护主要还是来自于外部压力, 即地方环境管理主管部门的导向、监督作用。
陆上油气钻井作业环境风险评估指标体系的层次结构见图1所示。
4 结论
陆上油气钻井带来的环境问题是不容忽视, 也是不可回避的, 油气钻探企业必须落实企业主体责任, 做好钻井作业环境风险防范工作, 避免重大环境污染事故的发生。通过本文的研究, 得到如下结论:
1) 以安全系统观点的视角, 较为系统的阐述了陆上油气钻井人、机、物、法 (管理) 几个方面都会对环境产生重要影响。
2) 结合钻井生产特点, 清楚的认识到, 陆上油气钻井作业中可能产生的环境风险是不可忽视的, 包括水污染、大气污染、固体废弃物、噪声、钻井废弃物等带来的风险。
3) 采用层次分析法, 结合陆上油气钻井作业环境风险和环境影响的分析, 从钻井技术影响、危险物质特性、环保设施、环境敏感目标、环境管理五个方面建立了陆上油气钻井作业环境风险评估指标体系, 为后期建立油气钻井环境风险预警机制提供了依据。
陆上油气钻井作业的环境保护工作任重而道远, 一方面需要企业应自觉的履行环境保护责任和义务, 另一方面需要环保部门加强引导和监督, 共同打造和推进绿色钻井作业。
参考文献
[1]钱洪伟.环境风险评估的技术本质[J].能源环境保护, 2010:1-7.
[2]王志远.浅谈石油钻井施工作业中的环境保护[J].科技创新导报, 2012 (24) :150.
[3]邓昌松, 周进等.浅析石油钻井作业中的环境污染[J].安全与环境工程, 2011 (4) :48-51.
油气田地面工程投资双层动因研究 篇8
经过几十年的大规模开发, 我国待开发的油气资源的储量品质逐渐下降, 多为埋藏较深、储层结构复杂的低渗透、稠油、断块油气田等低品质油田。低渗透油气田开发的特点是多井低产, 井站数量多[1], 这就使得配套的增压点、注水井等地面工程建设量明显加大;稠油的粘度高、含蜡量大, 开采和集输需要增加注蒸汽、参降粘液等专门的处理工艺, 因此新建百万吨产能的地面工程建设投资需要增加。各油田公司为了控制经营成本, 对百万吨产能的油田地面工程投资实施目标管理, 制定相关的投资上限。现行的油气田地面工程投资采用定额法, 过程复杂但效果有限, 结算投资额往往超出了投资限额。由于定额更新相对滞后、价格波动和新工艺新技术的应用, 传统定额控制模式不能完全适应当前开发的实际需要。
1 已有相关研究的评述
国内外专家学者对地面工程投资的研究主要集中在以下方面: (1) 优化集输、注水工艺流程。魏立新[2]建议优化油气集输管网, 合理配置井网密度, 既保证产能又合理节约投资;Paige.R.W[3]认为优化注水管网, 减少注水系统投入, 控制投资额。 (2) 加强采购管理。宋志宗[4]认为设备采购、工程材料占地面建设投资比重较大, 合适的批量采购材料是降低工程投资的关键。 (3) 多阶段、整个生命周期控制。胡韫频[5]建议对工程项目分决策、设计、施工、决算多个阶段控制, 对工程项目的设计、施工、使用维修整个生命周期协调控制。现有油气田地面工程投资的研究重技术轻经济, 在技术问题解决后才去算节省了多少投资, 缺乏把经济管理和技术并重, 在控制投资思想引导下去进行技术、管理、制度创新。
2 油气田地面工程双层动因理论分析和假设的提出
2.1 成本动因理论
成本动因是指引起产品成本的原因, 不同的方法和概念框架下对引起成本的理解不同, 如经济、战略、会计[6]。美国学者瑞利 (Riley) 将其划分为两个层次:一是微观层次, 作业成本动因, 即实现既定目标所履行的作业量;二是战略层次, 战略成本动因, 即导致发生具体作业的决定因素, 分为结构性动因和执行性动因。结构性动因通常涉及企业的规模、资源整合、技术、地理位置等;执行性动因是企业既定结构情况下, 决定企业作业程序的成本动因, 如员工参与、全面质量管理、生产过程设计等[7]。本文从工程作业层和开发参数层两个层次去分析油田地面工程建设投资。
2.2 相关的假设
本文分层次对理论框架下的研究提出了一些假设: (1) 不同区块的油气田地面工程投资额存在差异。 (2) 油气区块的投资额与它对应工程作业量存在一定的关系。油气井、注水井配套设备、各种管网、各种站点的投入量和建设量不同, 会引起投资额的差异。 (3) 油气区块的投资额与它对应的开发参数、储层物性存在一定得关系。开发设计参数对执行各项作业耗费的投资额有决定性的影响, 主要的开发参数不同, 投资额也会存在差异, 是否新增区块对投资额也有影响。
3 油气田地面工程投资双层动因实证研究
3.1 模型设计
对油田地面工程建设投资涉及的多个动因采用多元回归分析, 通过回归分析找出最能代表它们之间关系的数学表达形式。
3.1.1 工程作业层的模型变量
基于作业动因分析, 以地面工程的主要工程作业量作为回归模型的变量, 包括: (1) 井场和井的配套设备:井场数量、油气井配套设备、注水井配套设备; (2) 各种管线:集输油管、集输气管、注水管、供水管、井下套管、井下油管; (3) 各种辅助站:计量站、增压点、拉油注水站、联合站, 除增压点单站投入量较大, 其他各站投入差不多, 故将其他各种站合并为综合站; (4) 其他辅助设施:电线、变电所、道路、食宿点。
3.1.2 开发参数层的模型变量
基于执行动因分析, 把地面工程建设的开发参数和储层物性评价值作为回归模型的主要变量, 包括: (1) 储层物性, 产能或单井日产量。油田的地质条件决定单井的产量, 百万吨产能需要建设的地面工程与储层物性紧密相关; (2) 井数量, 油气井数量和注水井数量。一口油气井或注水井都会要求一系列的配套设施辅助其完成井的功能; (3) 集输半径。集输半径关系到所有的管网密度, 即涉及到各种管线的布局和资金投入; (4) 泵挂深度, 泵挂的深度会引起不同的井下油管长度、不同型号的动力及辅助设施; (5) 注水套管长度, 注水井套管下到井下的深度会要求涂料套管长度不同、增压不同及相关问题; (6) 是否为新增区块, 哑变量, 1表示是, 0表示不是。在新增区块作业和在原有区块上作业所需投入的基础设施建设差异较大, 如道路、供电、供水等。
3.2 数据的来源和统计描述
取样某油田的2006-2008年的84个样本数据, 来源于地面工程工作量表、地面工程投资额表、钻井开发方案等, 以数据资料完整、正常的77个油田区块作为回归分析的样本。
3.2.1 工程作业层数据统计描述
工程作业层数据统计描述如表1所示。
通过SPSS软件对工程作业层数据进行统计分析, 主要包括样本数、变化范围、最小值、最大值、均值和方差。由表1可知, 自变量的跨度较广, 均值相对偏向最小值, 个别方差很大, 分布较为分散;因变量投资额间差异较大且分散。
3.2.2 开发参数层统计描述
开发参数层统计描述如表2所示。
通过SPSS软件对开发参数层数据进行同样的统计分析, 由表2可知, 选取自变量的跨度较大, 均值中泵挂深度和套管深度偏最大值, 其他的偏最小值, 单井日产量、集输半径较为集中, 其余较为分散, 因变量投资额间差异较大且分散。
3.3 双层动因回归分析
对取得的某油田2006-2008年77个样本分工程作业和开发参数两个层次, 分别通过SPSS软件进行逐步多元回归分析, 建立回归模型并检验。
3.3.1 工程作业层回归模型
Y=12.615-17.764X1+19.386X2+130.099X3+140.24X4+34.88X5+268.389X6+115.533X7+48.566X8+14.425X9
式中, Y为投资额, 万元;X1为油气井配套设备, 套;X2为电线, km;X3为输气管, km;X4为综合站, 个;X5为套管长度, km;X6为增压点, 个;X7为供水管, km;X8为道路, km;X9为输油管, km。
进行统计检验, 相关系数R=0.988, 调整判定系数R軍2=0.973, 回归方程的拟合度较优。F检验, 回归方程F值307.37>F0.05 (9, 67) =2.03, 通过显著性检验。系数t检验, 逐步回归选取了9个变量, 其中有2项没有达到t0.05 (67) =1.67, 但是作为最重要的变量也选取进来了;其余各项均显著。
3.3.2 开发参数层回归分析
Y=-706.456+84.127X1+907.909X2+1300.631X3
式中, Y为投资额, 万元;X1为油气井数, 口;X2为集输半径, km;X3为哑变量, 是否新增区块。
进行统计检验, 相关系数R=0.966, 调整判定系数R軍2=0.93, 从指标来看, 回归方程的拟合度较好。模型F检验, 回归方程F值307.37>F0.05 (3, 73) =2.75, 通过显著性检验。回归系数t检验, 逐步回归选取了3个变量, t0.05 (73) =1.669, 回归自变量各项t检验均显著。
4 双层动因模型预测结果比较分析
将某油田2008年油气田地面工程工作量和开发参数数据通过得出的两个层次的模型分别进行预测, 如表3、4所示。
应用工程作业层模型进行预测, 将预测值和实际值进行比较, 误差率均在20%以内, 78.5%的预测值误差在15%以内, 半数以上的预测值误差都是在10%以内, 最低误差仅为1.61%, 误差率集中在10%左右, 经检验, 模型良好。
应用开发参数层模型进行预测, 将预测值和实际值进行比较, 误差率除B3误差37.21%和B9项误差20.79%外, 均在20%以内, 70%的预测值误差都在15%以内, 并且一半预测值误差都是在10%以内。虽然个别预测误差较大, 但绝大部分预测值还是精度较高。
对工程作业层和开发参数层模型的预测值及实际值之间进行比较两个层次的预测对同一区块的预测值是存在差异的。总体来说, 开发参数层预测不如工程作业层预测精确, 存在较大误差的可能性。在油气井数和集输半径适中时, 开发参数层较相对精确, 在区块各项作业量存在较大波动时, 工程作业层预测相对精确。14个样本中, 作业层有6个的预测精度高于开发参数层, 并且预测值精度稳定, 全部保持在20%以内。开发参数层预测的一些预测值的精度很高, 同时也存在误差较大项, 稳定性不如作业层预测。若二者均加以考虑, 取其中预测精度较高者, 最大误差为15.96%, 最小的仅为0.18%, 具有较高的预测精度。
5 结 论
对油气田地面工程投资分工程作业层和开发参数层进行动因分析, 得出以下结论:
(1) 不同油气区块的投资额确实存在差异。无论从工程作业层面还是开发参数层面都显著地表现出来。
(2) 油气区块的投资额与它对应的工作量存在一定的关系。各项管网和修建的各种站点和投资额均表现出正相关, 而油气井配套设备与投资额负相关, 这是由于在同一个区块上进行大量开发建设时, 存在规模效应, 当井口数很大时, 相对的平均单井投资额会下降, 系数反映的是这种趋势和内在关系。
(3) 油气区块的投资额与它对应的开发参数存在一定得关系。各个油气区块的开发设计参数中的油气井数和集输半径对各项作业耗费的投资额有决定性的影响, 并且是否为新区块也有显著影响, 并且他们之间均为正相关。
参考文献
[1]冉新权.长庆油气田开发建设中的工程管理创新[J].中国工程科学, 2008 (12) :58-62
[2]魏立新.基于智能计算的油田地面管网优化技术研究[D].大庆:大庆石油学院, 2005
[3]Paige R W.optimising water injection performanee[J].SPE, 1996, 29774
[4]宋志宗.石油工程项目的采购和施工成本控制[J].油气田地面工程, 2008 (3) :66-67
[5]胡韫频.基于三峡工程的重大工程项目投资控制机制研究[D].武汉:武汉理工大学, 2006 (10) :51-63
[6]Trond Bjornenak.Understanding cost differences in thepublic sector-a cost drivers approach[J].ManagementAccounting Research, June 2000, 11 (2) :193-211
油气投资环境 篇9
一、石油天然气生态
油气系统是一个十分复杂、完整并不封闭的系统。它一般包括:从上游到下游,从规划部署——油气勘探(地质研究、地球物理测量、钻井勘探、资源评价)———油田开发(油井测试、开发试验、实验室研究、开发方案设计、方案实施)———油气集输(集输系统、远距输送、战略储备)——炼油加工(设计、施工、调试、运行、优化)———石化加工(设计、施工、调试、运行、优化)———油气分配与销售等几个环节。当然,每个环节实际上还包括了一系列的分、子系统,内部各种过程有着串行、并行、前馈、后馈、循环等复杂关系。譬如一个地区的勘探工作往往要实践、认识、再实践、再认识…有着漫长曲折的历程。
由于石油天然气是非常重要的不可再生的战略资源,所以在这个系统中油气勘探取得地下油气储量尤其重要,居于关键地位。只有解决了前提性的资源问题,然后才有后续的各个环节,当然,没有后面的各个重要环节也不可能形成完整的石油天然气系统,或者说形成完整的石油天然气生态。譬如地下油气必须通过高科技手段和规模工程才能开采出来,原始的石油必须经过炼油过程才能获得汽油、煤油、柴油等各种可用油品。为获得化肥、化纤、特制材料,如碳纤维等等都要有特定的石化产品线。井口生产出来的油气只要通过管道和/或轮船、汽车系统才能输送到工业用户、城市和亿万居民。为了保证油气的平稳供应还必须要有相应的存储和运输系统。当然,实际的油气系统中自然包含有完整的管理系统,还包括相关的制造业、服务业,一个支撑体系。还有与之相匹配、相适应、相融合的(虚拟)信息系统,这里包括从办公系统OA到企业资源系统ERP以及直接控制系统DCS、实时采集控制系统SCADA等等。
在这个石油天然气生态系统或“0层”之外,还依此有
国家社会(1)层;在国家法律制度框架下与有关政府组织、非政府组织和个人进行合法的政治、经济、技术、贸易、文化和服务等活动和交流。
国际社会(2)层;在国家法律制度框架下与有关外国政府组织和非政府组织和个人进行合法的政治、经济、技术、贸易、文化和服务等活动和交流
大自然层(3);在各项生产和非生产活动中,人、集体和社会与资源、气候和环境的互动。
除了3层外,在层内和各层之间有广泛的人流、物流、资金流和信息流等。
二、油气业面临资源的挑战
油气工业的资源挑战或危机———现代石油工业至今已经历了100多年的发展,现已进入深度发展和面临新挑战的时代,最基本的仍是资源问题,这是由于1,油气田发现的数量减少,陆上发现的新油田规模变小。2,老油气田产量自然衰减。3,油气需求稳步和快速增长,在近5年来全球能源需求大约增加了15%。4,在地理上,主要的油气生产区与消费区的不一致,问题依然严重。其次,是成本问题1,开采难度增加。如所开采的石油储量等级变差,单井产量变化小。在近十年发现的大型油气田中60%是海洋油气田。海洋油、气的产量(2009年)在全球产量中各占33%和31.2%,非技术性成本增加3,环保成本增加。再者是环保问题1,各种环境保护区不断扩大2,环保要求越来越高3,政策限制越来越严格,处罚力度加大等等。
就我国而言,(1)能源结构总体上仍以煤为主(近70%,1978年为70.3%,2008年为76.8%,2009年为77.3%),油(同期为23.7%、10.5%和9.9%)气,特别是作为清洁能源的气的比例还不高(同期为2.9、4.1%和4.1%)。其它能源(同期为3.1%、8.6%和8.7%。)(2)油气产量虽然有很大发展,但产量增长的幅度还小于需求增长的幅度,人均保有量还比较低(如2006年世界平均为1.8吨标准油,我国为1.43吨标准油)。(3)对外依存度比较高(油已超过50%,气为34%)。(3)已开采的主力油田已多处于中、后时期,产量递减比较快,开采难度和成本大大增加。(4)油气的后续品种(如煤层气、页岩气、水化合物等)还处于比较起始或初级阶段(5)各种新能源或油气替代能源要超高速发展还面临技术、成本等困难。
从能源总体而言,能源的发展速度还不完全能适应经济和人民生活的发展和要求,油气亦然。因此,(1)必须在新、老油区继续推广采用有效的新技术,如大面积三维地震、储层预测、水平井、三低(渗透、压力、产量)油层开采、稠油开采、注聚合物以及其它更有效的新技术等;老区要开创新思路如勘探复杂断块、隐蔽岩性、低潜山、南方碳酸岩、火山岩、盐下建造等。(2)不断开辟新领域,如海洋(水深1000-3000米以上)的深部勘探。(3)在双赢或多赢的基础上,加强国外资源的利用如购买、开发国外油气田,风险勘探,合作开发取得分成油等。(4)开创国外合作的新思路、新途径,如加强技术服务、人才培养等等。
三、油气业面临环境的挑战
石油天然气是常处于高压高温的环境,有易燃、易爆、容易产生毒素的特性。在全球由于油气直接或间接产生的事故不少,在我国历史上也有四川井喷失火、渤海2号钻井平台沉没的事故等。对国际石油公司而言,既是能源的提供者,更应是和谐的制造者;不仅是环保技术的受惠者,更应是环保技术的创造者和提供者。
国际上伊拉克战场上焚烧油井产生大火,造成大范围环境污染是人所共知的严重事件。面临全球气候变化,保护环境、发展低碳经济的压力,油气产业的发展必须走以人为本,注意人员健康、安全和环境的可持续发展的道路。在形势的推动下,健康H、安全S和环境E的全面理论和概念也就应运而生,并且经过多年实践和总结已形成了一套完整的体系。中石油一位领导在2010年安全论坛上的一次发言中,特别强调HSE工作要点:1,重点在基层基础;2,关键在领导重视3,核心在风险管理4,基础在健全制度5,根本在以人为本6,目标在培育文化。这是很值得注意和重视的。在庞大复杂的油气工程中必须全程、全网、全时间的做好各项工作才能保证HSE系统目标的实现。
人所共知,早在1989年3月24日美国Exxon石油公司的瓦尔迪兹号油轮在阿拉斯加触礁,导致688万加仑原油流入威廉王子海湾,形成空前严重的海洋环境污染。根据美国一家投资公司计算:Exxon为此已支付赔偿费45亿美元,而且问题至今未完。
目前,全球已钻有深水石油井约1.4万口,有的井难度很大,如雪佛龙已在深达10000英尺(3048米)的海床之下20000英尺(6096米)的岩层中发现了石油。不幸,2010年在墨西哥海湾深海英国石油公司(BP)深水地平线钻井平台于4月20日(作业水深1544米,钻深5596米)发生爆炸起火,然后下沉,漏油造成海域严重污染,经过下控油罩、吸油管回收、顶部压井、切管盖帽等方法并未解决问题,一直到9月19日両口救援井封井成功,才解决井下泄漏问题。这是一场巨大的海洋环境污染灾难。事故发生后,公司股票市值一度缩水了30%,相当770亿美元。当时英国石油公司说每日泄漏5000桶,但根据一家会计公司的专家从井口及流量测算估计为19000桶/日,如按Exxon赔付标准,BP的最终赔付额约为1。4-5。2亿/日,50日即达70-112亿美元,至8月底,则可能达到172-692亿美元。而且由于墨西哥海湾和阿拉斯加的地区差别,如考虑对渔业、旅游、能源与航运等影响,赔偿额自然要高得多。但是它对生态的巨大而深远的负面影响是不能简单地用金钱数值计算出来的。
个人认为深水地平线事故的主要教训不在于工艺技术问题,问题在于从高层到基层的麻痹大意、管理制度上有严重疏漏。因为BP具有国际先进水平的钻井技术,在该海域深水钻井技术已完全成熟。仅在最后完井这一重要环节中,不下8个子环节(如临时改变下管柱方案,未等井下水泥凝固即进入下一工序,没有及时压井……)没有得到正确的处理,以致造成非常严重的后果。人所共知,一口5000米的井钻到4999米,并不一定是完成了4999/5000,可能是0。另一方面,据说事故当时公司高层正在平台上举行庆祝7年安全生产的聚会。再次说明安全是24*7,365天不能松懈的大事,不仅在工程全过程是如此,即使是非工作时间也应予以足够重视。
从一个反面的例子说明“千里之堤可毁于蚁穴”,HSE不仅是一个理念,不仅是一个系统,而且是一个科学、完整、严密、从顶(上)到底(下)的系统工程,只有全体有关人员身体力行地加以实施的系统工程才能达到预期的目的。
四、结论
1,油气工程是一个庞大复杂的系统,对其中的问题必须采取系统分析的方法去认识问题,用系统工程的方法去解决问题。
2,油气是不可再生的宝贵的稀缺资源,发现新油气田的难度、成本在非线形增加需要进一步加强研究,扩大勘探领域,对比较新的矿种,如页岩气、水化合物等要加强研究,加强国际合作。
3,要继续在老油气区运用新观念、新思路,采用和发展新技术;要在勘探程度比较低的新区,如复杂山区、沙漠腹地、深海、超深层等复杂地区采取更有效的新技术。
4,要充分发挥信息技术在油气业中的作用,如在油气勘探中应很好利用油气勘探开发数据库(仓库)的全部历史数据,进行数据挖掘和业务智能BI等技术使用以获得油气规律的深入认识,并发现最有潜力的油气勘探对象。
5,积极发展新能源,发展节能减排新技术,积极参与二氧气化碳捕获和封存(CCS)的项目和规范CDM项目的开发和运行活动,发展低碳经济。
6,强化全民的节约观念,业内业外都来重视挖潜创新,对油气资源和产品要提高使用效率,加以充分利用,要完善油气定价系统,使优质能源得到最有价值的使用。
7,HSE体系经过全球性的推广利用已取得了明显的效果,有很好的经济效益和社会效益。但是油气业工作范围广泛,会遭遇各式各样的复杂和恶劣条件的考验(譬如海洋平台中海况恶劣、设备复杂、空间狭窄、容易疲劳等),切切不能麻痹大意。要严格执行相关规程和条例,并成为从上到下每一个人的信条。对要求高可靠的高风险的环节必须有足够的保证措施。
参考文献
[1].胡文海,陈冬晴.《美国油气田分布规律和勘探经验》[M].1995.6石油出版社.
[2],Geoffrey A Moore《Dealing with Darwin》(How Great Com-panies Innovate at Every Phase of Their Evolution)[M].2005 byPortfolio,A Member of Penguin Group(USA)Inc.
[3],吕志良.《系统工程概念初探》.[R].中国信息经济学会成立大会及信息经济研讨会1989.7.20.
[4],吕志良.《系统工程中应注意的几个基本问题》[R].石油科技管理论坛1990(1).
[5],吕志良.《运用信息系统论优化论方法做好石油规划设计工作》[J].石油规划设计1994.4.
[5],吕志良.《试论世界石油市场的亚临界状态》[J].国际石油经济2006.12.
[6],陈如为.《BP为漏油损失买得起单吗》[J].经济参考报2010。6.9.
[7],[法]妮科尔.涅索托、[意]吉奥瓦尼.格雷维《能源困局为何将成为掣肘》[M].2010年1月东方出版社.
[8],吕建中等《BP墨西哥湾钻井平台爆炸漏油事故分析与启示》[R].2010年国内外油气行业发展报告中石油集团经济技术研究院2011.1.
[9],Steve Sasanow<Deepwater developments>[M].Petroleumreview May2010.Vol 64 No 760
[10],中国统计年鉴[M].2009 2010,中国统计出版社2009 2010.
油气投资环境 篇10
在油气田的勘探开发过程中,不可避免地会对水环境、大气环境、土壤和生态环境产生土地退化、水资源紧缺、水质恶化、植被破坏、生物多样性减少及咸水入侵等人为环境问题,破坏人类的生存环境,损害人类健康甚至危及人类生命。特别是近年来,随着我国油气需求的持续增长,油气供需矛盾日益加剧,油气资源的过度开发导致环境负荷过大,资源和环境问题日益突出,资源开发中的经济收益和环境治理之间的矛盾更为尖锐。
1 油气生产对环境的影响
石油的生产过程中,会不可避免地对环境造成破坏,比如水污染、大气污染、土壤污染、植被破坏等。
石油勘探开发阶段的主要工程包括地质勘探、钻井、修井、油气集输等,在这个过程中,会对环境产生废水、噪音、废气、固体废弃物等污染,其中最主要的是废水污染和固体废弃物污染。石油勘探开发阶段的污染,主要是由钻井作业造成的。在钻井作业中,产生的废弃物以钻井废水和废弃钻井液居多,钻井液的添加剂是钻井过程中的主要污染源,同时还会产生无机盐类污染、重金属污染、有机烃(油类物质)污染等。
在石油炼制过程中产生的污染物主要包括废气、废水和含油污泥等三大类。其中,废气包含两大类,一类是由燃料燃烧产生的烟气,主要污染物包括二氧化硫、多氧化硫、一氧化碳、烟尘等。另一类是生产工艺废气,主要污染物包括硫化氢、沥青油烟、催化剂粉尘、非甲烷烃等;石油炼制过程中产生的污水主要包括含硫污水、汽提净化污水、碱渣污水、轻污油罐脱水、汽油罐脱水,污水处理场“三泥”滤后液,其他特殊的高浓度污水,生产装置无组织排放的污水等。在这些废水中,主要包含硫、二氧化硫、酚、硝酸纤维等有毒物质;含油污泥是石油化工工业的主要污染物之一。石油化工企业的污水处理系统产生的污泥主要来自隔油池的底泥、浮选池浮渣、剩余活性污泥,统称为“三泥”。含油污泥一般由水包油(O/W)、油包水(W/O)以及悬浮固体组成的稳定的悬浮乳状液体系,脱水效果差,污泥成分和物性受污水水质、处理工艺、加药剂等因素影响,差异性大,处理难度高,含油量差别较大,部分具有回收再利用价值,且含油污泥含有PAHs、重金属等有害物质,对环境还具有放射性污染。
近年来,随着人们环保观念的增强和对环保工作的重视,我国石油行业大力推行清洁生产,不断增加环保投入,依靠科技进步降低污染物的排放。虽然目前我国石油工业的污染排放总量仍然较大,但呈现逐年递减的趋势。2008年,石油工业二氧化硫排放量66.06万吨,同比降低3.5%;工业烟尘排放量26.66万吨,同比降低36.6%;工业粉尘排放量21.51万吨,同比降低1.8%;工业废水排放量81705万吨,同比降低1.7%;工业固体废物排放量51万吨,同比降低4.6%。
2 促进油气生产与生态环境的协调发展
为促进油气勘探开发与生态环境的可持续协调发展,应积极推进油气资源的清洁生产,加快油气回收进程,循环利用水资源,建立油气田环境恢复保障机制,并不断提高节能的意识和水平。
2.1 以理念创新引领社会责任
世界上最重要的资源是人类自身以及人类赖以生存的自然环境,因此,我国石油企业应把关爱生命、保护环境当做工业发展的核心工作之一,以“奉献能源、创造和谐”为宗旨,牢固树立“安全第一、环保优先、以人为本”的安全环保理念,关注并积极应对气候变化,强力推进节能减排;追求零伤害、零污染、零事故的目标,努力在健康、安全与环境管理方面达到国际同行业先进水平;积极推行安全生产、清洁生产、节约生产,大力倡导生态文明,努力创建资源节约型和环境友好型企业。
同时,作为特大型国有企业,我国石油企业不仅要在自身的生产运营过程中,力争把对环境的负面影响控制到最小,还应以大企业的资源和影响力,搭建广阔的社会参与平台,积极倡导和带动全社会共同参与到绿色生态环境建设的大行动中去,在减碳理念与碳捕获、碳储存专业技术与社会公民绿色行动之间,搭建桥梁和通道,积极推动全国性的绿色创新行动。
2.2 积极推进油气资源的清洁生产
清洁生产是一种“源头控制”污染的思想,其概念的提出最早可追溯到1976年,30多年后的今天,“大力推进清洁生产,积极实现可持续发展”已经成为当今全球工业界的普遍共识。目前,油气清洁生产的趋势是由污染控制向生态控制转变,即在油气生产的过程中,着眼于污染的预防,将对资源与环境效益的考虑有机融入开发生产全过程中,最大限度地降低原料和能源的消耗,提高油气资源和生产用能源的利用效率,使油气生产过程对环境的不利影响降到最低。我国油气资源的清洁生产应做好以下几个方面的工作:
2.2.1 坚持以人为本,实施生态设计管理,使清洁生产成为促进石油工业发展的持续动力。
首先,切实把清洁生产纳入到我国石油工业的企业文化建设中,围绕我国石油工业“安全发展、清洁发展、和谐发展”的理念,把清洁生产纳入到“创造能源与环境的和谐”的企业文化建设中,按照可持续发展的生态影响成本化原则,建立经济效益与环境效益有机结合的综合决策体系,并积极举办环境管理、清洁生产、环境信息等各类环境保护培训班,利用先进的环境文化为实施清洁生产创造良好的空间。其次,认真制订并实施清洁生产战略规划。通过与国际石油公司清洁生产“对标”分析,开展环境保护职能研究,制订相关落实制度,提出环境保护发展目标,确定实施清洁生产的主要任务和保障措施,明确生产全过程防治污染和保护生态要求,为建立清洁生产目标责任制,推进循环经济的持续发展提供保证。最后,建立投资安全的环境评价制度,按照我国石油工业的环保规章制度,把清洁生产纳入到石油工业的经营决策过程中。我国石油工业的发展规划应当包括清洁生产专项规划,建设项目环境影响评价应当落实清洁生产措施,新产品开发应当从生命周期进行清洁生产分析,重大设备更新改造应当进行产业政策评估和清洁生产论证。通过实施生态设计管理,使清洁生产有机地融入到产品、生产、服务领域,促进我国石油工业可持续发展能力的提高。
2.2.2 开展“绿色”示范活动,实施技术创新工程,使清洁生产成为提高市场竞争力的基础保证。
我国石油工业应牢固树立科学技术是第一生产力的思想,高度重视清洁生产技术创新和系统集成,把清洁生产作为专项领域列入到各级科技规划和计划中,实行分级、分类管理,实施生产作业与环境保护的协调发展。石油行业层面上,以清洁生产技术创新为主导,注重形成具有自主知识产权的专有技术;在石油企业层面上,以推进清洁生产技术集成为主导,注重解决生产过程中的污染控制和生态环境保护问题;在基层单位层面上,以实施绿色工程为主导,注重解决生产过程中的清洁生产技术问题。通过实现清洁生产技术创新工程,开展“绿色”示范活动,全面提高生产现场环境保护水平,提高我国石油工业的市场竞争力。
2.2.3 推行HSE管理体系,实施清洁生产审核,使清洁生产成为持续提高环境绩效的重要措施。
我国石油工业应高度重视HSE管理体系与清洁生产机制的融合,以清洁生产战略预防性原则促进HSE管理体系的有效实施,以HSE管理体系规范化运作推进清洁生产的持续改进,在企业环境保护管理中发挥重要作用。通过推行HSE管理体系,严格控制环境风险;通过实施清洁生产审核,落实生产全过程环境管理;通过开展ISO14001认证,持续提高环境保护水平。
2.3 加快油气回收进程,循环利用水资源
油气回收是节能环保的高新技术,运用油气回收技术回收油品在储运、装卸过程中排放的油气,可以大大减少油气对大气的污染,可以消除可能导致的爆炸、燃烧等安全隐患,有利于安全、健康和环保。同时,通过提高对能源的利用率,减小经济损失,从而得到可观的效益回报。美洲和欧洲各国早在70年代初期就建立了油气回收行业,发达国家目前的油气回收装置使用率已经超过90%,每年产生直接效益500多亿元。我国虽然是世界上最早提出油气回收概念的国家,但目前仅有1/3的炼油企业建有油气回收装置,仅相当于美国上世纪90年代的水平。按照《储油库大气污染物排放标准》、《汽油运输大气污染物排放标准》、《加油站大气污染物排放标准》等强制性国家标准的规定,2010年以前,所有储油库必须建设油气回收设施;2012年以前,所有加油站、汽油运输车辆必须建设(或增加)油气回收设施;对于新、改、扩建的加油站、储油库,标准要求“必须同步设计、建设、运行油气回收装置”。这个期限目前已经越来越近,逼迫企业现在必须抓紧油气回收装置的建设。同时,随着《大气污染物排放法》的修订并实施,油气回收的范围从汽油扩大到油漆、苯、甲醇、二甲醚等所有易挥发的轻质有机物,国家要求这些产品的储存、运输及销售单位,必须按规定建设相应规模的油气回收设施,减少挥发性有机物的排放。所以从环境保护、节约能源及安全等方面考虑,从我国油气资源可持续供给考虑,我国必须加快引进并创新国外先进的工艺技术和油气回收装置,加快油气回收的产业化进程。
另外,在油田开发建设的过程中,各种作业中产生的多种污染物,例如落地油等,可随雨水通过土壤渗入的方式进入地下水环境,污染水资源。在原油开采的中后期,为保持地层压力和提高采收率,必须进行油田注水,不仅消耗地下水,脱油后的水中也会含有微量原油,排放后造成环境污染。要按照“污染治理与生态保护并重、水量与水质并重”的模式,对于受污染的水源采用水源地保护技术和生态恢复技术进行合理治理,并合理开发利用水资源,使水环境生态系统保持平衡。同时运用污水生物处理技术,对油气开发过程产生的钻井废水、采油废水、作业废水以及废弃泥浆等进行处理,最大限度的实现水资源的循环利用,进一步加强石油开发生态环境保护,走出一条科学可持续开发之路,促进石油开发与环境保护双赢。
2.4 建立油气田环境恢复保障机制
人类活动,特别是资源开发利用目前已对生态环境造成了严重的负面影响。在今后的发展中,应将经济效益与环境效益统一起来。将综合运用法律、经济和行政手段,落实“谁开发谁保护,谁污染谁治理,谁破坏谁恢复”的原则,树立环境有价、资源有价的观念,使企业自觉处理好贡献与补偿的关系,建立资源开发利用补偿机制和生态环境恢复补偿机制,按照“统筹兼顾、突出重点,预防为主、防治结合,过程控制、综合治理”的原则,加强油气勘探开发地区的生态环境恢复治理,建立健全油气开采生态补偿机制,构筑油气开发的“事前防范、过程控制、事后处置”三大生态环境保护防线。
2.4.1 生态恢复既要有政府手段,也有市场手段,但整体上要有一个合理的规划。
在油气资源勘探开发过程中,要通过科学规划、合理开发,以最小的环境代价,取得最好的油气资源开发效果;要建立油气资源开发利用全过程的生态环境承载力评价标准体系,进行油气资源区域生态环境进行承载力评价;以保护生态环境为前提,加大生态环境建设的投入,保护油田周边的水、土、林等自然环境;制定行之有效的生态环境保护措施和环境恢复保障实施方案,建立油气田环境恢复的多元化投资机制。同时要预防和减少油气田开发运营中的地质灾害。重视油气资源勘探开发中的各种灾害和事故的预防及治理,采取积极有效的措施,合理开发利用资源,科学规划和实施工程建设。同时,应广泛开展地质灾害的调查、监测、预测和减灾宣传及教育工作。
2.4.2 积极探索和实施我国油气开发的生态补偿机制。
近年来,一些地方积极探索生态补偿机制,但从总体上看进展还是比较缓慢。生态补偿涉及复杂的利益关系调整,尚缺乏明确的法律规定,对生态补偿资金来源、补偿渠道、补偿方式和标准还存在争议。因此,为了实现油气开发的可持续发展、保证社会和谐,有必要采取多种措施,建立科学合理的资源补偿机制,让油气资源地人民分享经济社会发展的成果。因此,建立石油天然气相应的生态补偿机制迫在眉睫。一是进一步推动生态补偿政策规范化,二是建立风险共担、利益共享的资源开发新机制,三是深入研究生态补偿标准,四是抓紧开展生态补偿试点,五是强化部门间的协调和合作,六是大力开展国际合作。同时,由于油气资源属于不可再生资源,油气资源地应在经济上升期注意节约资源、避免资源枯竭城市衰落;而开发企业也要在开发资源时不断进行技术创新,体现资源价值,保持与资源地之间关系融洽。只有加强环境保护,注重经济发展与环境保护协调发展,才能够保证经济发展的持续性,也才能够保证人民安居乐业。
3 结束语
经济社会的可持续发展应将生态环境保持良好状态作为基本的约束,在采掘资源时利用先进的勘探和开采技术,最大限度地减少对自然环境,尤其是地壳表层环境整体性的破坏。同时,积极开发和利用洁净生产技术,向社会提供清洁的能源及相关产品。
参考文献
[1]吴宇.石油行业的环保现状[J].环境教育.2009(2):75-77.
[2]张晓慧.我国油气资源——社会经济系统协调发展研究[D].东营:中国石油大学(华东).2008.10.
[3]严安.生态工业是中国特色新型工业化的必由之路[J].桂海论丛,2009(,1):67-70.