时间：2022-03-23 09:30:04
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一、石油天然气的管道存在的风险
1.对天然气管道的保护意识不足。导致管道安全问题最基本的原因是燃气管道的运行维护管道保护意识薄弱。主要的原因在于制度建设不完备，缺乏良好的监督和激励机制。有些员工缺乏责任感，在管线巡查中责任失职，在管道检查时没有不仔细，使天然气管道运行存在安全风险。对一些压管道的现象不能及时制止，总觉得对管道的影响不大，不会出现安全问题。存在这些现象，说明缺乏对保护天然气管道的意识。还有就是和企业对日常管道的管理也存在很大的关系，使得在日常的工作中出现管理不到的，从而给天然气管道的安全运行产生了风险。
2.不法行为对天然气管道的风险。天然气作为我们生活中不可或缺的能源，具有很高的经济意义，所以就有一些不法分子冒着犯法的危险去偷盗天然气，这不仅对国家的经济利益到来了损失，同时也使天然气管道的正常运行带来了隐患，主要表现在偷盗时在管道上打孔，都完之后会想办法把小孔封堵，然而这种行为会导致一些安全的事故发生，并不仅仅是天然气的失窃。
3.外界环境对天然气管道的腐蚀。暴露在环境中的石油天然气管道腐蚀风险是急需解决的安全问题，石油天然气管道材料基本上都是钢质材料，大面积与外部环境接触，从而引发大规模的管道腐蚀。一旦管道腐蚀发生，就会速度很快，导致严重的危害，发生管道泄漏，加上天然气本身的化学成分会加速腐蚀的进行。埋在土中管道的一部分，除了发生腐蚀和化学腐蚀外，电化学反应发生的可能性更大，可见管道腐蚀对管道运行的影响。
4.焊接对天然气管道风险的影响。在许多情况下，天然气管道以通过焊接进行连接，焊接质量直接影响管道的安全性。在管道施工过程中，由于焊接过程不到位，会影响管道焊接的质量，在对管道进行运输的过程中，多少会由于振动的原因使得焊接口出现压力，从而容易造成裂纹的产生，使得天然气管道在平常的运行中出现风险。
二、如何做好石油天然气管道的保护
1.重视对天然气管道保护。对天然气管道的保护必须从思想上引起重视，在认识到管道保护的重要性之后才能真正的重视起来。并促进每位负责检查管道的工作人员应具有良好的责任意识，切实履行管道安全监控，管道损坏应立即采取行动修补。同时，企业应建立健全监督和激励机制，对于有过失的员工，要进行相应的经济处罚和批评，对于认真负责的工作人员，应给予物质奖励。使员工形成良好的管道安全意识，注意维护的工作思想。
2.打击偷盗天然气的行为。首先，要加强对管道的检查力度，组织人员分组检查，二十四小时工作，尤其是在夜间，提高员工的检查权，起到防止盗窃和预防作用。其次，地方政府和公众安全部门要加强地方治安，在交通路口安装摄像装置和设置天然气管道警示标志，提高石油天然气管道周边的治安安全。通过与企业和政府紧密合作，做到打击非法盗窃天然气的行为。
3.提高天然气管道焊接技术。在焊接施工过程中，工作人员要切实履行职责，按照规定和要求，认真完成任务。应严格执行焊接程序，有问题或不符合条件的，要及时制止，焊接检验人员应当遵守职业道德，认真审核焊接技术措施进行现场焊接作业进行全面的检查和控制，并能够承受外界的压力，以完成自己的工作，焊接技术人员应负责指导焊接工作，给焊工必要的技术支持，及时处理在焊接过程中遇到的问题，并参与焊接的质量管理工作，完成焊接的技术问题，焊后热处理的工作人员应当严格按照设计要求，施工要求在焊接完成后进行热处理工作。
4.科学进行管道防腐。在针对周围环境造成的腐蚀问题时要采用科学的方式进行防腐，常见的有缓蚀剂防腐、涂层防腐、阴极防腐。缓蚀剂的防腐原理为极性吸附，可以高效率的吸附在管道表层，隔离管道与腐蚀源。涂层防腐的原理是切断腐蚀的传播途径，降低腐蚀物体与腐蚀源的接触机率。阴极防腐主要是完善涂层防腐，部分管道在运输或使用时，导致防腐涂层破损，降低抗腐蚀能力，因此利用阴极防腐，作为补救措施。
作者：张保胜 单位：西安石油大学
一、石油天然气站场安全管理工作存在的问题
1.安全管理机制不健全
当前，绝大部分的中国石油天然气站场以及生产型企业都制定有严格的安全管理相关制度，并且对于违规行为的处罚也都非常明确，但是，往往在违规行为发生之后的执行处罚的力度不够，最终导致安全事故频发。因此，对违规操作人员造成危险事故的，一定要严格按照处罚制度处理，对于后果严重的员工，甚至要免职开除。强烈的责任心与使命感是每一个工作在天然气站场人员的必备素质，严惩低素质工作人员。所以，石油天然气场站必须要按照国家规定制定相应的管理体系，并且还要严格执行相关的体系。
2.缺乏细致的安全规划
面对当前科技的日新月异，经济的不断革新与发展，安全规划工作显得尤为重要，培养一批高素质的专业安全人员是安全生产的保障。安全规划对石油天然气站场的安全意义重大。安全管理是石油天然气站场安全生产的前提，由于石油天然气站场的特殊性，如果企业不能在第一时间采取合理手段控制突发的安全事故，其造成的后果和损失将是难以估算的，并且对国内经济的发展建设产生重要影响，但是，当前的许多职工并不能意识到安全管理对石油天然气站场的重要性，在安全管理和风险管理上缺乏重视，制定安全规划的精力不足，在生产的过程中也往往忽视了安全管理工作，从而造成安全事故的频发。
3.缺乏相关安全培训
在安全管理工作中，安全培训是非常重要的一部分，同时它也是提升劳动者全员安全生产素质的关键性途径。生产石油天然气的过程中存在很大的危险性，有许多地方需要特别关注，所以，安全管理过程中，安全培训是其根基，要想减少安全事故的发生几率，保证员工生产操作过程中的安全，专业的安全培训是必经之路。而安全管理工作人员，也只有通过学习创新和培训才能转变旧的思想观念，树立全心的管理思想。由此，石油天然气站场安全管理工作的顺利开展，首先就要健全安全管理体系，并获得相关能力，但是这种能力绝不可能是一蹴而就获得的，只能通过不断的培训和学习才能获得。
二、加强石油天然气站场安全管理工作的措施
1.构建健康安全环境(HSE)管理体系
近年来，随着各国安全管理经验的日益丰富，新的管理体系——HSE管理体系逐渐通行于国际各石油天然气，改管理体系的主要特点是加强了对领导承诺、全员参与、预防为主的重视，这也是当前市场环境下的石油天然气企业运作日益规范的体现。这种管理模式对石油天然气站场非常有效，并且作为一种现代化的管理模式，它顺应了历史的发展，有着其他模式所没有的长处，并且把健康、安全、环境融合为一个管理整体。在安全管理过程中，中国的石油天然气站场也应该发挥创新性学习精神，采用这种管理模式，是中国的石油天然气站场与国际石油天然气站长相接轨，使天然气的安全迈上新的台阶，并进一步推动祖国创建社会主义现代化的进程。
2.加强设备的安全管理
安全生产管理除了管理模式外，生产设备安全性能的提高也是其重点之一。因为设备问题而导致的原油与天然气泄漏，其后果也是难以想象的，因此，为了防止因设备问题而造成火灾、爆炸等安全事故导致资源大量浪费，设备的运行是否安全正常也是生产过程中应该密切关注的问题，平时更要做好设备的维护。在对设备进行规范操作、管理及使用过程中，应涵盖以下档案内容，即安全设施适用的范围、维护维修记录、涉及安全设施的全部资料等。
3.重视人员的安全管理工作
将安全工作划分责任到个人是安全管理工作的首要任务，尤其是生产管理人员，生产工作安全有序运行的关键就在于生产管理人员安全意识的高低。企业安全生产管理工作的主要内容就是安全生产责任制，有经验表明，一个企业安全情况的好坏与其是否落实安全生产责任有直接的关系。为了切实贯彻落实好安全生产责任制度，就需要加强对工作人员的培训，制定安全生产责任条例，逐层逐级地落实工作，将安全生产责任落实到每个员工身上。
三、小结
总体而言，石油天然气站场维持生产的保障就是安全管理，任何人都不会愿意为一份无法保证个人生命安全的工作努力。所以，保障石油天然气站场的安全稳定和潜力挖掘意义重大，同时，当前中国创建社会主义现代化和石油天然气行业稳步健康发展都需要安全管理的保证。
作者：魏后超 单位：江苏新世纪江南环保股份有限公司
1天然气发展方向
天然气具有低碳、环保、资源广泛、热值高、价格低廉的特性，在国家政策的扶持下，深受建设单位青睐，从立项、审批、选址筹建到土建、设备订购、安装、投入运营，加气站项目建设方兴未艾，成为今后能源的开发趋势，客运车、货运车、出租车、私家车等机动车燃气，机关、企事业单位、厂矿以及自然村落燃气取暖、洗漱、厨房热源用气等等，推动着天然气热源的蓬勃发展。从2010年至今，我项目部有幸参与到这些项目的工程建设中来。完成天然气自然村进户工程6个，管线工程50余千米，正在建设当中的加气站有5个:阳盂路加气站、307国道娘子关加气站、平定南外环合建站、平定两郊加气站、昔阳新源合建站等等。
2工程性质、特点、工程监理人员现状
天然气(甲烷80%)属易燃、易爆的压缩气体和液化气体，主要储存在压力容器LNG储气罐内，内筒温度为－196℃;CNG为压缩气体，靠压缩机25MPa压缩至储气井内，加气站建成并投入运营后，其场所站区是一个较大危险园区，整个站区的防火、防雷、防静电的级别要求相当高，天然气的生产、经营、储存、运输使用必须遵守《危险化学品安全管理条例》，所以天然气加气站工程的建设给我们参建各方提出了更高的要求。类似工程我们介入短短两年，工程由于其特殊性，项目选址独立，多为远离市区和城镇，可谓前不着村，后不挨店，交通工具常不能抵达，生活工作条件简陋，无办公、休息场所，用餐也极其不便。监理机构工作环境异常艰苦，这就要求我们的监理人员必须有吃苦耐劳的心理准备，克服严寒酷暑，路途疲劳，还要有高度责任感和敬业精神，有安全意识，风险意识。目前，我们中心相关专业或接近相关专业的工程监理人员不够用，通过面向社会招贤纳才，吸收进来通过监理培训上岗。
3加气站工程监理质量控制措施
1)施工安装单位资质审查(单位资质、人员资质)。由于设备工程专业性较强，对专业设备(成套设备由厂家组装完成运至安装场地)的安装，安装企业自身的施工技术标准、质量保证体系、质量控制及检验制度都要求高，因此资质审查是重要环节，其企业资质经营范围应满足工程要求，其焊工必须持有效的合格焊工证，持证焊工操作必须在其考试合格项目认可范围内。
2)材料、构配件的进场验收。a．管材:管材分为三种:介质温度在－196℃～－20℃，管道选用标准为GB/T14976—2002输送流体不锈钢无缝钢管的不锈钢管，其材质为0Cr18Ni9;介质温度在－20℃～60℃的管道，选用GB/T8163—2008输送流体用无缝钢管的碳钢管，其材质为20号钢消防水管和用镀锌管，设计有特殊要求的管道采用真空管。管道进场必须有产品合格证，材料标准代号、生产批号、检验印签标志、生产单位名称及材料相关数据，外观检验无缺陷。b．阀门:低温阀门和常温阀门。低温阀门原则上均采用焊接连接，常温阀门原则上采用法兰连接。阀门的订购安装按《阀门订货技术要求》，常温阀门在安装前需按SH3064石油化工钢制通用阀门选用、检验及验收的要求，逐个进行温度试验和严密性试验。安全阀和压力表需经相关技术质量监督部门进行校验。c．管件:管件生产厂家必须有压力管道制造许可证，管道生产标准执行GB12459—2005钢制对焊无缝钢管中Ⅱ系统。d．法兰紧固件:LNG低温设备配对的法兰、螺栓、螺母、垫片及地脚螺栓由设备生产厂统一配套供应。e．真空管道:按设计要求，厂家的生产标准验收。3)安装质量控制。a．管道防腐。质量控制:除锈、防腐、检漏。质量控制内容:埋地敷设的碳钢工艺管道采用挤压聚乙烯三层结构加强防腐，架空碳钢管道除锈后先涂两道与环氧漆配套的防腐底漆，再涂两道外用环氧漆;不锈钢管和真空钢管不用防腐。b．焊接。质量控制要点:焊工资格、焊接环境、焊缝外观质量、焊缝检测一次合格率。质量控制内容:焊工必须取得特殊设备作业人员证书。所焊设备满足焊接工艺要求，检查焊接设备上所有计量仪表是否在检定的有效期内。检查管材、焊材是否符合焊接工艺规定，焊接材料在保管时符合产品的说明书上的规定。c．无损检测。质量控制要点:焊缝检测单位资质审查。质量控制内容:焊缝外观、X射线检测、超声波检测。d．吹扫、试压。质量控制要点:计量表检定、安装检测合格、压力等级、稳压时间及压降。质量控制内容:按业主、监理批准的《吹扫、试压方案》试压用压力表必须经计量检定部门检定合格并在检定有效期内，且压力表精度必须符合规范要求。e．管道的保冷及预冷。质量控制要点:外观质量应严格执行设计要求和GB50126—2008工业设备及管道施热工程施工中有关规定。f．电气仪表安装。站内的储罐区、加气区、装卸区及放散管等属于爆炸危险区:设计危险环境的工艺生产装置区。除设备区独立设避雷针外，全站防雷、防静电、接地保护共用接地装置，接线系统采用TN-S系统实地测试接地电阻要求不大于1Ω。第一，盘、柜及二次回路。质量控制要点:母带搭接、二次回路接线。质量控制内容:执行GB50171电气装置安装工程盘、柜及二次回路接线施工及验收规范，母带搭接必须搪锡，并均匀涂抹电力复合脂，二次回路接线紧密无松动。第二，电缆、接地装置。质量控制要点:接地体顶面埋深、电气装置接地。质量控制内容:执行GB50169电气装置工程、接地装置施工及验收规范，接地体顶面埋深达0．6m，焊接部位必须做防腐处理;电气装置接地必须以单独接线与接地干线相连接，不得采用串联方式。第三，防爆电气安装。质量控制要点:接线盒、接线箱、电缆线路穿过不同危险区、保护钢管的连接。质量控制内容:执行GB50257电气装置安装工程、爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范，接线盒、接线箱的防爆面上无砂眼和机械伤痕，电缆线路穿过不同危险区，在交界处的电缆沟内填干砂，保护两端管口用玻璃纤维布堵塞严密并填塞密封胶泥，保护钢管内的连接以及钢管与电气设备、钢管附件之间的连接用螺纹连接方式，丝扣处涂电力复合脂。第四，仪表安装。质量控制要点:调试校验，电缆电线与绝缘试验，仪表设备外壳保护接地。质量控制内容:执行SH3521石油化工仪表工程施工技术规程，安装前须进行校验合格，电缆电线在敷设前须进行导通与绝缘试验，仪表设备外壳、仪表盘(箱)、接线箱等保护接地。g．报警系统。质量控制要点:可燃气体检测器，报警装置。质量控制内容:第一，加气站、加气合建站应设置可燃气体检测报警系统;第二，加气站、加气合建站内设置LNG设备的场所和设置CNG设备(罐、瓶、泵、压缩机)罩棚下应设置可燃气体检测器;第三，可燃气体检测器一般报警设定值应不大于可燃气体爆炸下限的25%;第四，LNG储罐应设置液位上限、下限报警装置和压力上限报警装置;第五，报警器要设置在控制室内或值班室内;第六，报警系统应配有不间断电源;第七，可燃气体检测器和报警器的选用和安装，应符合现行GB50493石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范的有关规定;第八，LNG泵应设置超温、超压、自动停泵保护装置。h．紧急切断系统。质量控制要点:应急切断系统、启动开关、操纵关闭。质量控制内容:加气站应设置紧急切断系统，该系统能在事故状态下迅速切断LNG泵、CNG升缩机电源和关闭CNG，LNG管道阀门，并应有失效保护功能。第一，LNG泵、CNG压缩机的电源和加气站管道上的紧急切断阀，应能由手动启动的过程控制，切断系统操纵关闭;第二，紧急切断系统应在下列位置设置启动开关:距加气站卸车点5以内;在加气站现场工作人员容易接近地位;在控制室内或值班室内;第三，紧急切断系统应能手动复位。
作者:刘国红 单位:阳泉市工程建设监理中心
石油生产是一项极为复杂的工业链，也是决定石油生产能力和生产规模的决定性因素。为贯彻《中华人民共和国环境保护法》的章程。在开采石油天然气的同时，应防止对环境与生态平衡的破坏，加强污染防治技术，合理开采资源。石油天然气的开采要同时注意污染防治和开采活动等多方面内容，对油气田进行整体开采规划、布局，将防止环境污染作为重要项目，结合当地地质情况进行合理开采、清洁开采。在石油天然气开采前，要进行勘察，对其生态、环境进行详细的了解，做出总体评价，制定合理的方案，加强对生态、环境污染的防范措施，以及风险发生时的治理方案。
1清洁生产石油天然气
1.1在石油天然气开采时要注意不得违背国际公约的条例，禁止用含有化学物质的油气田化学剂，逐渐剔除油气田中具有微毒的化学剂，使用无毒的化学剂进行石油天然气开采。
1.2石油天然气在开发的时候要集中规划，结合各方面影响和被影响因素进行合理布局，进而降低石油天然气在开采中的损失，以及缩小占地面积，合理集中排放废物和实现油气的集中处理。
1.3在石油天然气的勘察开采过程中，要尽量避免产生落地原油现象。在井下作业时要配备相应的刮油器、泄油器等设备。对落地的原油要及时采取回收措施，以保护不可再生资源的妥善利用。
1.4燃料泄漏造成污染我们熟知的问题，在石油天然气勘察开采中，要使用可控震源和环保型炸药，并采取全面的防渗措施，以防燃料的泄露现象对环境造成不同程度的污染，破坏生态平衡。
1.5钻井时，要制定环保型钻井体系，配备完善的设施，硬件设备，专业的作业人员，以保证钻井液的循环使用率达到95%以上，并且在钻井过程中所产生的废水应合理回收利用。
1.6井下作业过程中，对压裂液和酸化液要集中配置，并将压裂残液和酸化残液进行无害处理或者回收利用，操作过程中都要做好防漏、防溢、防刺等相关措施。
2石油天然气清洁开采是生态保护
2.1在油气田建设时，要以减少占地面积和废物的产生做基础，建设丛式井组，采用空气钻井、多分支井、小孔钻井、水平井等钻井的技术。
2.2勘测过程中，要采用核磁共振的技术，减少对生态平衡的破坏，进行科学环保测井；测井放射源的运输车辆也要安装定位系统，以做安全保障。
2.3在对油气田的勘察时，需要对爆炸点和行车路线进行合理的规划，避免让环境受到破坏，对爆炸点要及时采取恢复措施。
2.4石油天然气开采的过程中，要将不可回收的物质，进行充分燃烧，降低温室气体的排放量，达到80%的可回收率。
2.5石油天然气开采过程中，对附近植被的影响也是层出不穷的现象。在开采前，要注意做好防护措施，及时对被破坏的植被进行恢复。加强对地下水质的监控，防止对地下水造成污染。
2.6在油气田被建设在鸟类必要的活动范围，及自然保护区时，其附近的油井、油田，会对其生态造成严重的影响，因此，要将采油管线及电线都埋置在地下，并采取相应的保护措施。
3石油天然气开采中的清洁污染防治
3.1石油天然气开采中会产生许多固体废物，因此，对固体废物的存放、收集、处理都需要按照相应的规范采取合理的防渗措施，及时封闭试油的废弃贮池。
3.2在开采时，造成的污染，无论是土壤，还是植被，都要采取相应的方式进行恢复。
3.3注意各开采企业尽量采用SO2的尾气处理方式，对天然气进行净化处理。
3.4对石油天然气开采中出现的落地原油现象，应及时采取回收措施，在原油及废水的处理中，产生的油泥等，含有油类物质，对其利用率要达到90%以上，按照《国家危险废物名录》以及危险物品的鉴别，对残余的固体废物，要依据相关条例进行识别，并采取无害处理或资源利用。
3.5在钻井与井下作业的过程中，其产生的污水和污油要作为资源在生产流程中进行循环利用，没有进入生产流程的污水、污油要根据情况采取废水处理、固液分离等处理方式，直至处理达标后向外排出。
4污染防治新技术的研发污染防治
作为石油天然气开采中的重点问题，其技术的研发鼓励以下几点：
4.1二氧化碳的驱采油技术，是低渗透地层中，注水的处理技术。
4.2采用压裂、酸化技术，将钻井产生的废物，所钻井直接处理，提高天然气的净化回收率，采用环境友好的压裂液、酸化液、钻井液、油田化学剂等。
4.3对井下作业的废液、油污泥、废弃钻井液等进行无害处理或资源利用，石油污染物的降解技术，受污染地下水、土壤的修复技术。
5结语
在石油天然气的开采过程中，要注意其运行的管理和对其风险的防范。通过对相关法律法规制定企业适用的环境保护等管理规定，建立安全、环保的管理体系。加强在油气田的勘察、建设、开采中的环境监测，加强对开采设备的监测与维护，防止石油天然气开采时出现泄露现象污染地下水。石油天然气的开采很重要，但对环境污染的防治也是国家发出的号召，加强污染防治技术，促进经济发展。
作者:杨峰 陈鹏 王华杰 单位:长庆油田分公司第三采气厂气井修井大队
尼日利亚是欧佩克成员国，非洲第一大产油国、第二大石油储量国、第三大产气国、第一大天然气储量国，国内油气资源十分丰富。但是长期以来，尼日利亚国内天然气价格由联邦政府确定，政府定价远低于国际市场价格。油气田作业者对勘探、开发和生产天然气缺乏积极性，近10年来天然气储量和产量一直徘徊不前。尼日利亚所产的天然气主要为油田伴生气，天然气严重供不应求。由于缺乏天然气处理加工的基础设施，该国天然气利用率一直较低，放空燃烧现象较为严重。尼政府曾三令五申禁止放空燃烧天然气，近年天然气放空燃烧情况虽有所改善，但要彻底杜绝还存在很大困难。2008年，尼日利亚联邦政府制定了雄心勃勃的天然气工业发展总体规划，却由于相应的改革措施不到位，以及新石油法案中天然气财税条款尚不确定，一直未能有效地调动石油公司投资天然气工业的积极性。自2011年起，尼政府对天然气价格进行改革，逐步提高天然气价格，直至完全放开价格。2013年，尼政府又对天然气工业发展总体规划进行了分解和细化，尤其是提出了3个天然气工业园自由贸易区规划。在总理2014年5月8日访问尼日利亚时，尼总统乔纳森提出，尼日利亚天然气工业发展总体规划的实施需要中国的大力支持，希望中国石油企业积极参与天然气工业园自由贸易区的投资和建设。
一、天然气储产量
截至2013年底，尼日利亚天然气剩余可采储量为5.1万亿立方米（见图1），居非洲第一位、世界第九位。据尼日利亚国家石油公司（NNPC）的统计数据，2013年，尼日利亚天然气总产量为658亿立方米，实际利用量为543亿立方米，扣除天然气作业者自用量（包括发电用气、回注气和气举采油用气）后，在市场销售的天然气只有349亿立方米（见图2），居非洲第三位、世界第22位。2013年，尼日利亚液化天然气（LNG）出口量为223.66亿立方米，居世界第四位，比印度尼西亚的224.11亿立方米略低。2013年，该国国内天然气消费量4814万立方米/日。据估计，尼日尔三角洲盆地还有约171万亿立方米的天然气资源量有待发现，尼日利亚天然气的勘探开发前景广阔。从图1和图2可以看出，尼日利亚天然气储量自2002年来几乎没有什么变化，近10年来该国天然气产量也非常稳定，几乎未有增加。目前，已有上百家石油公司云集在油气资源丰富的尼日尔三角洲地区，投资油气项目，但油气资源主要被壳牌、埃克森美孚、雪佛龙、道达尔和阿吉普这5家西方大石油公司垄断。
二、国内天然气市场
近年尼日利亚经济发展速度较快，GDP增长率一直维持在约7%，能源消耗逐年增加，天然气市场需求旺盛，理论上天然气市场应是一派欣欣向荣的景象。但由于长期以来尼政府确定的天然气价格为全球最低，石油公司对勘探和生产天然气缺乏积极性，加之产出的80%以上是伴生气，天然气处理和储运能力不足，造成天然气开发生产严重滞后。与此同时，尼日利亚廉价天然气导致消费量不断攀升，市场严重供不应求。由于缺气，尼日利亚燃气发电厂时常停产，国家电网供电严重不足，导致政府机构、学校、企事业单位和城市居民自备柴油发电机，以备不时之需。由于柴油发电成本太高，许多制造业工厂被迫关闭，严重制约了该国民族工业的发展。由于缺气，西非输气管道被迫低效运营，贯穿撒哈拉沙漠的长输天然气管道项目、尼日利亚LNG厂扩建和新建项目被迫推迟，投资者被迫放弃了兴建以天然气为原材料的化工厂、化肥厂、甲醇厂等许多下游项目。一方面是供气严重短缺，另一方面是天然气利用率很低，尼日利亚天然气放空燃烧量位居世界第二。为此尼联邦政府在2003年规定，2008年底前停止放空燃烧天然气，否则将予以处罚。此后，尼日利亚天然气放空燃烧量逐年下降，年放空燃烧量占年产量比率由2003年的46.2%降至2013年的17.6%（见图3）。但是，由于天然气处理厂和管道等基础设施落后且严重匮乏，加之气价过低，处罚不严格、不及时等原因，天然气放空燃烧仍屡禁不绝。该国政府再次提出，2012年年底后禁止放空燃烧天然气，否则将处以高额罚款。尽管如此，直至2013年，尼日利亚仍有116亿立方米天然气被放空燃烧，占世界放空燃烧量的10%，仅次于俄罗斯，尼政府因此损失超过10亿美元。
三、主要天然气项目
1.埃斯科拉沃斯（Escravos）天然气合成油（EGTL）项目该项目位于尼日尔三角洲埃斯科拉沃斯河西岸，雪佛龙公司为作业者，持有75%的股份，尼日利亚国家石油公司（NNPC）持有其余25%的股份。一期建成产能3.3万桶/日，加工天然气920万立方米/日；二期产能为12万桶/日。一期建设始于2008年，但施工进展缓慢，经历多次延期，预算也屡次上调，建设成本最后增至95亿美元，已于2013年底投产。
2.液化天然气项目尼日利亚是世界上重要的液化天然气生产国之一，近年其市场份额虽有下降，国际市场占有率由11%下降为7%，但仍是世界第四大LNG出口国。尼日利亚共有6条LNG生产线，年产LNG量2200万吨，液化石油气（LPG）400万吨。预计未来几年，该国LNG年产量将达到4200万吨。1）尼日利亚LNG厂（NLNG）。该厂位于尼日尔三角洲河流州伯尼（Bonny）岛，是目前唯一在产的LNG项目。股份分配为尼日利亚国家石油公司49%、壳牌（作业者）22.6%、道达尔15%、阿吉普10.4%。该项目于1999年投资38亿美元建成2条生产线，开始出口LNG到美国、欧洲（西班牙、法国、葡萄牙）及亚洲（日本、韩国）。项目已有6条生产线，LNG产能为2200万吨/年，LPG产能为400万吨/年，天然气需求量为9910万立方米/日。目前该项目正在筹划第7条生产线，将增加产能800万吨/年，但由于气源紧张，尚未得到尼政府批准。2）布拉斯（Brass）LNG厂。该项目位于尼日尔三角洲拜耶尔萨州，股份分配为尼日利亚国家石油公司49%、奥昂多（Oando）17%（2012年收购康菲的股份）、阿吉普17%、道达尔17%，预计投资85亿美元，设计2条生产线，年产LNG量1000万吨。该项目12年前已启动设计、工程建设招标和征地等，已花费10多亿美元，但目前仅完成设计、征地和部分前期辅助工程。由于融资问题和新石油法案未出台，最终投资决定一直未获伙伴公司的签署。3）奥罗柯拉（Olokola）LNG厂。该厂位于奥贡州和昂多州交界的海滨，由尼日利亚国家石油公司、雪佛龙和壳牌等合资兴建。初步计划建设2条生产线，日加工天然气约2832万立方米，年产能为2×630万吨，最终建成产能为LNG3500万吨/年、LPG3万桶/日、凝析油1.5万桶/日。2006年该项目正式启动，2007年签署了自由贸易区协议，目前已经完成前端工程设计、工程建设招投标、征地和前期营房建设等，并开始了陆上和海上的岩土工程测量和海底测量。4）进步（Progress）LNG厂。该项目计划建设1条生产线，虽然已经得到政府许可，但目前尚处在可行性研究和设计阶段。
3.西非天然气管线（WAGP，WestAfricanGasPipeline）该项目由雪佛龙、壳牌，以及尼日利亚、加纳、贝宁和多哥等国家的石油公司共同投资建成。管线从尼日利亚三角洲沿海岸由东向西，经贝宁、多哥至加纳，全长676千米。2010年建成并开始运营，天然气运输能力为1274万立方米/日，目前运输量仅约481万立方米/日，将来不仅要增加输气量，而且管线将进一步向西延伸至科特迪瓦。
4.贯穿撒哈拉沙漠的天然气管线（Trans-SaharanGasPipeline）2002年，尼日利亚与阿尔及利亚两国政府签署谅解备忘录，计划修建一条贯穿撒哈拉沙漠的天然气管道，从尼日利亚三角洲向北，经尼日尔到阿尔及利亚地中海港口，面向欧洲市场，全长4023千米。目前已完成可行性研究，预计管道建设费约100亿美元，集输站建设费约30亿美元，该项目面临的主要挑战是融资问题。
四、天然气工业总体规划、相关政策及制约因素
前已述及，尼日利亚天然气储量位居非洲第二，具有雄厚的天然气工业发展基础。为了加快天然气工业的发展，尼政府制定了包括上述项目在内的宏大的天然气总体规划。
1.天然气工业总体规划2008年2月13日，尼日利亚联邦政府正式批准了该国的天然气总体规划，该规划旨在加快天然气工业基础设施的建设和发展，促进国内天然气开发利用，提升其在国际天然气市场的地位，使天然气工业成为尼新一轮经济发展的引擎。天然气总体规划包括三个主要战略：一是激励天然气工业的发展，使之成为国民经济发展的助推器；二是增强尼日利亚在国际天然气市场的竞争力，并确立其高附加值天然气产品出口国的地位；三是确保尼日利亚长期能源安全。该规划有三个主要目标：一是到2015年，向燃气发电厂的输气量增加3倍，保证生活和生产用电供应；二是建设撒哈拉以南非洲天然气工业枢纽，包括天然气处理中心站、化肥厂、石油化工厂和甲醇厂等，将天然气工业变为增加附加值的行业；三是发展西非天然气管道运输和LNG出口，巩固并提升尼在国际天然气市场的地位。该规划除了包括上述项目中未建成的项目之外，还包括建设4座化肥厂、4座甲醇厂、若干座天然气制油厂、20多座发电厂以及6座天然气中央处理厂等。总体规划将完善尼日利亚国内天然气管网，纵贯南北，横穿东西，使各石油公司的管线建设和国家建设相统一，实现统一调气，协调使用，避免重复建设。预计到2017年，实现每天向国内发电厂、制造业工厂、水泥厂、石油化工厂和西非天然气管道输送天然气92.6万桶油当量（约15.21亿立方米），LNG日出口量增加至86.8万桶油当量（约14.26亿立方米）。尼日利亚政府分四个步骤实施天然气总体规划。第一步，2008年2月，以激活天然气市场为目的对国内天然气市场进行干预，包括出台国内供气义务法规，禁止放空燃烧天然气的法令，引入气价改革过渡框架，建立天然气买卖协议和证券化等商业模式，制定天然气基础设施的规划方案等；第二步，2011年1月，国内天然气实行市场价格，天然气基础设施投资开始起步，出台相应天然气法规；第三步，2013年1月，主要天然气基础设施投资启动，实现完全的天然气货币化，成立多个新天然气公司或投资公司；第四步，2014年1月，实现完全市场化，结束政府对天然气市场的干预，实现市场引导投资者在天然气勘探、生产和利用产业链的投资。
2.天然气相关政策与天然气总体规划配套，尼政府出台了有关合同、禁止放空燃烧天然气和气价改革等政策与法规。1）产品分成合同有关天然气条款规定，作业者在开发天然气前，需签署天然气开发协议，该协议包括优先满足资源国战略需要等内容。2）国内天然气义务供应法案规定，作业者须为尼日利亚国内市场预留出一定数量的义务天然气；未完成义务供气量者，按3.5美元/千立方英尺处以罚款，且罚款不能抵税；只有在满足义务供气量后才允许天然气出口。3）禁止放空燃烧天然气法令规定，作业者放空燃烧天然气须获得尼政府批准，并按3.5美元/千立方英尺处以罚款，且罚款不能抵税，不得计入可回收成本。4）天然气价格政策。在2010年前，以相对便宜的气价首先供应尼国内，并将天然气用户分为3个领域，对应3个定价方案：一是民生领域，例如电力和轻工业用户，天然气采用成本价格，气价不足0.2美元/千立方英尺，此价为全球天然气最低价格，这部分供气是石油公司最主要的天然气供应义务；二是以天然气为基础的工业领域，例如甲醇、化肥和天然气制油业等，天然气价格采用净回值作价法，气价随产品价格波动，约为1美元/千立方英尺；三是商业领域，例如制造业、LNG行业，天然气按代用燃料价格计价，气价约为2.5美元/千立方英尺。自2011年开始，尼政府实施了天然气价格改革，规定供应发电厂的天然气价格由0.3美元/千立方英尺上调为1美元/千立方英尺，2012-2013年上调至1.5美元/千立方英尺，2014年上调至2美元/千立方英尺。但是，由于种种原因，2011年和2012年实际气价分别为0.3美元/千立方英尺和1美元/千立方英尺，气价改革滞后，没有到位。尼国内非发电用气价格规定为：2011-2012年2美元/千立方英尺，2013年2.5美元/千立方英尺，2014年3美元/千立方英尺；LNG厂用气价格由市场决定。通过调整天然气价格，尼日利亚天然气价格倒挂问题得到了彻底解决，在一定程度上激发了在尼石油公司投资、生产、供应天然气的积极性。
3.制约因素天然气总体规划和相关天然气政策实施后，尼国内天然气利用率和供应量有所提高，2012年供应量达到创纪录的4248万立方米/日，而且呈现不断增长的趋势。然而，天然气总体规划实施情况远远落后于尼政府的计划和预期。究其原因，除了天然气项目投资拖了项目建设期后腿，目前主要面临以下几方面的制约因素。一是新石油法案至今仍在尼国会审议迟迟未能出台，油气财税条款尚未确定，严重影响着石油公司的油气勘探开发投资，包括对天然气总体规划的响应和投资决定。目前，尼日利亚朝野和工会组织均已认识到，应尽快通过新石油法案，否则将严重影响尼日利亚经济的支柱产业——油气工业的健康发展。二是尼日利亚近10年来社会安保形势日趋恶化，国际救援组织（SOS）近年一直将尼日利亚社会安全列为高风险I级和极高风险II级。尼日尔三角洲产油区武装组织不断对油田设施和人员进行袭击和骚扰，不仅影响油气生产，也严重影响了石油投资。三是油田社区矛盾日益突出和复杂。在过去半个世纪的油气生产历史中，尼政府和石油公司均忽视了对当地社区的发展投入和对百姓就业的教育培训。同时，油气生产事故和不法分子的盗油活动频繁，漏油事件对社区环境造成污染与破坏，影响了社区居民的生产和生活。石油生产与社区的矛盾严重影响了油气生产效益。四是尼日利亚国内天然气供产销市场三角债错综复杂。油气作业者将处理后的天然气卖给尼天然气公司，天然气公司将气卖给发电厂，发电厂将电力卖给电网公司，电网公司向社区供电。由于电网公司不能及时全额收取电费，最终影响油气作业者及时收取天然气费用，由此形成恶性循环。对此，电网公司开始推行先付费后用电的插卡电表，以扭转居民用电后不付费的局面。
五、天然气总体规划下的基础建设项目
根据天然气总体规划，尼日利亚加快推进天然气基础设施建设，一批输气管道和天然气处理厂已经建成或即将建成投产，并计划建设天然气工业园区。目前，总体规划中确定的总长722千米的6条新的输气管道已经竣工投产；总产能为6088万立方米/日的6个天然气中心处理厂项目正处于开发阶段，并将于2015-2019年陆续建成，届时该国国内供气量将翻番。2013年以来，尼政府进一步提出在尼日尔三角洲建立3个天然气处理加工工业园自由贸易区，分别位于三角洲奥吉迪哥本（Ogidigben）镇（西园）、河流州（中园）和阿夸伊博州（东园）。其中西园已经破土动工，称为奥吉迪哥本天然气革命工业园，占地面积2700公顷，其中一期585公顷，包括化肥厂、甲醇厂、石油化工厂、发电厂以及办公室和居住设施，西园将是撒哈拉以南地区非洲最大的天然气工业城。尼政府的目标是通过该工业园区的3个项目提升天然气附加值：一是天然气发电，提供可靠的平价电力，确保民生用电；二是天然气工业化，建设以天然气为原材料的化肥厂、甲醇厂、石油化工厂等，推动工农业发展，形成天然气产业价值链；三是出口创汇，通过西非天然气管道和LNG把天然气出口到西非地区和其他国际市场，实现外汇收入。天然气工业园区将以天然气中心处理厂为中心，沿海岸而建，位于伊斯克拉沃斯（Escravos）河东岸，在雪佛龙的伊斯克拉沃斯油气站的河对面，是尼日利亚天然气工业总体规划的组成部分，将为其他天然气园区起到示范作用，由尼日利亚国家石油公司运营管理。目前，该工业园区已经破土动工，尼政府正在招商引资，尼总统希望中国石油企业积极参与。作为该地区的主要天然气生产商，雪佛龙将参加该园区的投资建设。中园和东园的开发建设正处于招投标过程中，壳牌将参加中园项目的投资。总体来看，尼日利亚天然气总体规划的实施呈现稳步有序推进之势。
六、展望
尽管存在诸多制约因素，尼日利亚近年油气储量和产量维持稳定，这主要得益于尼日尔三角洲盆地油气资源丰富、地质条件好、油气质量好、生产成本低。目前，该国越来越多的有识之士认识到国会尽快审议并通过新石油法案的紧迫性，预计2015年上半年尼国会和政府换届后，国会将会通过新石油法案，届时石油合同的法律和财税条款就会确定下来。同时，天然气和电力系统的三角债问题会随着插卡电表的引入而得到解决。随着电价和天然气价格大幅提高，气田作业者和发电厂的效益会越来越好。为推进落实天然气总体规划，不排除尼政府进一步推出包括宽松的天然气开发财税条款在内的新的改革措施和政策。天然气工业园区可以使投资者享受自由贸易区减免税的优惠政策，对投资者具有一定的吸引力。据估计，在未来两三年内，尼日利亚天然气工业将进入快速发展轨道，这对中国石油企业在尼扩大油气合作不失为一个很好的机遇。
作者:刘舒考 单位:中油国际（尼日利亚）有限公司
1引言
石油天然气是关乎国计民生的战略资源，但中国能源公司目前参与海外资源开发的程度和质量均较低，“技术、合作与创新”成为能源领域各型公司未来发展的指导方针[1]。随着中国NOC与世界IOC不断加深合作，中国能源领域工程设计公司迎来发展良机，但也面临国外设计公司的巨大挑战。在国家能源战略大背景下，中国设计公司不甚健全的组织结构和稍显粗放的管理模式严重制约企业竞争力提高，组织革新成为关乎生存的重大课题。国内许多研究工程设计公司组织结构的文献指出：专业所和综合院是国内工程设计公司的两种基本组织结构模式[2]。国际上大多数欧美设计公司多采用以事业部制为主的组织结构，国内大中型设计公司也多吸纳并模仿此种组织结构形式[3]。按照组织结构的权变理论，组织结构与外部环境、战略定位、系统构成、工艺过程、企业规模等因素紧密相关，不存在适用于任何情景的组织结构，但是，可以建立一定条件下的最佳组织结构的关系类型[4]。近10年以来，随着国内业务多元化和公司规模扩大，在形式上盲目改组为事业部制的做法蔚然成风，照搬某种模式的形而上学的错误做法导致很多综合院的国际竞争力尚不及欧美公司的单一事业部。工业与能源领域设计公司多属国企，均不同程度上残留着传统生产组织体系的影子，发展步调与竞争力水平参差不齐，与世界同领域前10强公司在企业规模、核心技术、管理水平、市场占有率等方面差距明显，追赶起来还要一定时间，在寻求组织革新时更要切忌生搬硬套。相比其他工程行业，工业与能源工程设计公司有其独特性，组织结构革新时应当量体裁衣。
2石油天然气能源工程设计公司的内在特征
2.1科技知识是竞争力核心科技创新是国内外能源市场的外在需求。科技创新是石油产业的生命力，也是石油公司的优先发展战略。未来20年油气仍将是主要能源，以深水、极地、油砂和页岩气为代表的新兴领域将成为重要的战略资源接替区，成为科技创新的重点和热点。油气资源勘探开发项目具有难度大、系统复杂、技术先进、时间敏感、国际化程度高等典型特征，工程设计公司作为主要的技术输出组织，从企业体制来看，工程设计公司本质上属于科技型企业，不断追求科技实力的提升才能满足外部能源市场的需求。科技创新是企业竞争力提高的内在需求。21世纪是知识经济时代，著名管理大师德鲁克说：“知识已经成为关键的经济资源，而且是竞争优势的主导性来源，甚至可能是唯一的来源”。工程设计公司开发如下形式的信息体：报告、各种图表、演示文稿、文件、视频或音频文件等，可广义定义为项目产品，本质为知识集合，最终被定义为“最优技术解决方案”提供给客户。这是很多公司的共有特征，但工程设计公司对知识的关注度是独一无二的[5]。工程设计咨询公司由优秀的“知识工作者”组成，他们既是项目执行所需的主体资源，又是科技创新的主导力量。项目执行情况受多种因素影响，如：客户关系、组织结构、员工素质、企业文化、管理程序和工具水平等，但人员素质决定产品质量，技术解决方案作为设计公司提供的知识产品，其质量对客户投资的成败影响巨大。公司一般配置工艺、配管等多个专业团队，属于专业知识创新的团队，知识工作者按照知识发展内在规律进行知识积累、共享、转化、运用和创新，保证组织具有可持续发展的项目执行力，最终转化为企业竞争力。
2.2项目是组织活动的中心工程设计公司可做如下定义：以“回答问题”为主要目标的组织。客户需求的实质是多个相关问题，问题的形式有多种多样，这些问题的集合形成项目需求。项目执行目标是“提供问题的解决方案”，项目执行过程包含各种为寻找答案而开展的项目活动。项目是工程设计公司组织存在的必要条件，工程设计公司一切组织活动都源于项目并且服务于其最终目标。工程设计项目的全生命周期一般划分为4个阶段：识别需求、提出方案、执行项目、关闭项目。执行设计项目的基本流程可以概括为：1）客户提出需求：招标文件进行招标，或直接委托；2）公司内部评估：从可行性、成本、目标成果等方面做综合评估，编制初步方案；3）组建项目团队：接到客户正式委托后开始组建项目团队，并委任项目经理；4）进行资源配置：编制详细预算，完成项目所需各种资源的配置；5）编制执行计划：包括时间点、里程碑、完成日期、目标体系以及监管程序等；6）执行分项任务：团队成员执行子任务，协作完成中间环节和阶段成果；7）交付设计成果：向客户交付报告、图表、发明和专利等各种形式的项目产品；8）提供后续支持：提供技术支持等后续服务，关闭合同。项目全生命周期中各项活动在公司的组织行为中占据主导地位，公司组织结构理应围绕项目执行过程进行搭建，这是公司以项目为运营中心的客观需求。项目耗用资源以获得客户回报，它既是提出资源配置需求的主体，也是利润核算的基本单位，从企业赢利角度出发，其主体地位毋庸置疑。目前，国内设计公司重专业技术而轻项目管理的做法是国内工程设计公司与国外公司的主要差距之一。
3石油天然气设计公司组织结构构成的基本要求
3.1资源配置集中化组织结构必须解决两个主要问题：资源建设和资源利用。资源建设旨在培养项目执行能力，而资源利用着眼于能力发挥。能力培养需要专业化，能力发挥则要高效率，资源建设与利用也应满足同样要求。人员作为组织的基本构成元素，也是最重要的资源。人才队伍配置需要满足两个集中化要求：第一，企业根据工作职能划分团队，资源建设以团队为中心，即“同职能资源集中化”；第二，人员能力和素养高度专业化，企业应优先从提高员工个人能力入手，其次才是扩大同岗人员的规模，即“同岗资源集中化”。专业分工细分是实现同岗资源集中化的基础，有利于提高岗位人才匹配度，培养专家人才。企业扩张的实质目的是占领更多市场，规模扩大只是形式上的结果，换言之，对资源质量的关注应重于追求数量。扩张过程中，专业资源宜合不宜分、资源质量宜精不宜多，这在竞争日益激烈的形势下尤为重要，国外很多知名设计公司对此已形成普遍共识[6]。
3.2项目管理专业化组织的活动是在不断变动的条件下以反馈形式趋向组织目标的过程。因此，必须根据组织的近远期目标以及当时的条件，采取依势而行的管理方式。组织的权变理论对组织提出稳定性和适应性双重要求，设计公司的组织应兼具稳定形态组织构成与灵活调整的动态组织构成。从职能上看，专业团队是相对稳定的组织构成，而项目团队或项目组则是动态形式的组织结构元素。根据上文分析，为了对设计项目执行全过程中的各种活动进行严格控制、协调和监管，需要设置专门的项目管理团队。考虑到不同项目在资源占用方式、资源类别、数量和周期长短等方面存在差异，有必要根据每个项目的特点实施针对性管理，以满足不同项目之间的差异要求。配置相对稳定的专业项目管理团队体现了对“项目为主导”基本原则的尊重，也有利于企业积累项目管理专业人才和经验。资源建设与资源利用应均衡发展，任何一个成为短板都会影响竞争力。项目是使用资源的主体，项目管理水平提高与专业团队建设应相辅相成，项目在最大程度发挥资源效能的同时要扮演好专业资源建设平台的角色。国内很多设计院重技术轻管理，等同于重视资源建设而轻视资源利用，很不可取。
4基本组织单元根据
上文论述，设计公司的组织系统可以划分为管理系统与业务系统。由项目全生命周期分析可知，项目活动主要包含产品生产和项目管理两大类，应分别设置项目管理团队和产品生产团队。除此之外，项目执行过程中需要一些必要的服务与支持，该部分职能由企业运行团队提供。因此，能源工程设计公司可划分为3大基本团队：项目管理、产品生产和企业运行。下面分别讨论每种团队的基本组织构成。
4.1项目管理团队从职能设置上，项目管理团队应包含3个基本构成：主管项目管理的公司副职、项目经理、项目控制人员。1）根据管理分权化原则，应设置主管项目管理的副总经理，项目经理在纵向层级上向他直接汇报。设计公司往往多项目同时执行，有必要为每个项目指定排他性的项目经理，可视项目情况专职或兼职。目前，配备专职项目经理的必要性在国际上已经得到广泛认同[7]。2）控制是项目管理的核心活动，对产品生产过程的控制符合生产制造企业的一般性特征，配置专业控制团队是项目产品生产的客观要求。能源领域大型工程的设计成果虽然种类繁多、数量巨大，但仅是产品形式不同，对控制职能的设置上不能例外。对于工程设计项目，控制内容一般包含计划、进度、成本、文件等若干方面，应按照管理专业化要求为每种职能配置专业人员。随着高科技信息化手段的引进，项目控制团队的规模得以大幅缩减，可由1名专职控制经理负责管辖。项目管理还涉及合同、质量和HSE等几个重要方面，考虑到这些职能在公司内覆盖很广，不仅仅局限于项目本身，宜独立设置以保证资源的合理共享和灵活调配。每个项目需要一定的控制资源，该需求也应由项目经理提出，控制经理进行合理配置，并视项目执行情况做动态调整。项目经理并不唯一，如果项目经理成为控制经理的上级，势必导致项目之间的资源矛盾无法调和，因此，项目经理与控制经理应平行设置。项目管理团队的基本组织结构见图1。
4.2产品生产团队建立专业技术团队是产品生产和技术创新的职能所需，也是资源集中化配置的要求。能源工程设计公司按照专业不同一般设置如下团队：工艺、配管、设备、电气、仪表、建筑结构、总图等，各专业团队处于平行层级。为区别于专职负责项目管理的公司副职，应委派一名公司副职归口管理。能源工程不同于传统建筑工程：各专业在追求最优方案的同时，必须满足其他专业的关联要求，避免发生技术冲突。该工作必须依靠具有丰富工程整体方案经验的专家才能实现，公司主管副职偏重管理无法胜任，引入技术专家是必要的，见图2。笔者与国外工程设计公司合作时发现，国外公司中此类专家队伍的规模与水平都大幅高于国内，是其核心人才。
5石油天然气能源工程设计公司的企业级组织结构
5.1设计公司基本组织结构上文根据能源工程设计公司的内在规律分别定义了3种团队的基本组织单元，是开展能源工程设计项目所必需的基本职能构成，缺少任何元素都将导致组织结构不健全和职能缺失。把这3种基本组织结构进行横向拼合，即可得到工程设计公司的企业级组织结构。其中阴影框代表灵活设置的专家岗位，比如合同、法律和人力等方面专家，级别可灵活对待，见图4。根据常见企业组织结构的基本特征[8，9]，图4所示基本组织结构是一种符合“直线-职能制”特征的变种结构。该组织结构为实现各类专业人员的矩阵式管理创造了条件，项目经理可根据项目需求申请调用专业人员，任务完成后随即释放，非常有利于项目团队更高效、更广泛地吸纳专业性意见。此结构依据能源工程设计业务的内在特征量体裁衣，具有很强的针对性和代表性，其理念已被很多著名的工程设计公司所实践。
5.2设计公司事业部制组织结构在企业扩张过程中，地区市场特点与业务类型是影响组织结构的两个主要因素，主要因为：1)外部环境决定组织形式：设计公司为争夺区域市场进行规模扩张，推动组织结构发生变革，这是组织革新的一般性过程。油气能源项目呈现明显的地域特性，不同国家、地区在能源政策、项目数量和类型、投资规模等方面存在差异。鉴于外部市场的多元化需求，国际工程设计公司往往通过兼并、收购和合作等手段扩大市场，而直接兼并优质设计资源的方式最为快捷。必须强调，企业规模变大只是形式结果而并非目的本身，例如国外公司会通过售出低质设计资源而缩小规模，从而保证企业竞争力优势。国内很多企业偏重企业规模扩大而忽略优质设计资源占用数量，很不可取。2)据ENR统计，工业与能源领域前20名设计公司的业务范围呈现出逐步覆盖设计咨询、项目管理咨询、EPCM等多元业务的特性，不仅局限于单一的工程设计。但是，国际知名工程公司旗下的设计公司都有相对独立的经营权，并符合图4所示基本组织结构的特征。本文仅讨论工程设计实体，对开展多元业务的工程公司的组织结构不做讨论。根据国际大型设计公司的发展历程可知，单个工程设计公司覆盖一定地域范围内的业务之后，可通过快速复制成功经验组建多个类似的设计公司，形成位于不同区域的利润中心。同时，为了适应外部市场需求，允许它们具有相对独立的经营权，实行单独核算以激励经营。很明显，上述要求符合“区域事业部制组织结构”的基本特征，符合P.R.劳伦斯和J.W.洛尔施关于组织分化与整合的理论。以事业部制为主的组织结构在国际工程设计公司中很多见，例如：美国FLUOR在波兰、印度和菲律宾分别设立3个全球执行中心，为全球58家分支机构提供设计和管理支持；美国CNH2HILL在伦敦、迪拜和丹佛设有3个大区管理中心，下辖全球近50个地区办事处，包含几十个以工程设计为主营业务的事业部。为了区别分公司制，大区总经理与每个事业部制之间的关系用虚线表示，见图5，含义为：各个事业部保持纵向弱附属关系和横向独立关系，即使从组织关系上脱离纵向上层结构和横向平行结构也仍能完成独立经营；总部的职能机构和管理人员负责对各事业部进行考核、监督和指导；横向事业部之间通过设置公司级别的专家中心实现核心人力资源的灵活共享。
6结论
组织结构形成企业骨架，运行机制造就企业血脉，两者相辅相成。只有在合理的组织结构上创建完善的运行机制才能真正提高核心竞争力。“以科技知识为竞争力核心、以设计项目为运行中心”是工业与能源工程设计公司的两大典型特征，据此建立的基本组织结构，不但重视资源建设与资源利用的均衡发展，而且兼具稳定性与动态性双重组织特性，是当前形势下较为适合此类公司的基本组织结构构型。以事业部制为主的扩张型组织结构可减少公司内部职能部门之间的协调时间和费用，也为放权经营提供了条件，有利于针对市场做出快速决策和行动。事业部与管理层之间的有限联系降低了企业高层的管理难度，事业部之间的相对独立性保持了设计资源的相对集中，可很好地适应工程设计公司进行区域和行业市场扩张的组织变革要求。笔者希望通过本文研究，能够给国内油气领域工程设计公司提供有益参考。
随着天然气产业的快速发展，天然气长输管道的安全平稳运行，则成为下游用户长期稳定用气的必备保障，而阀室在天然气长输管道中起着重要的节点作用，科学合理的阀室工艺既便于长输管道分段管理，又有利于后期天然气市场的开发，为天然气资源和管道资源的高效利用做出贡献[1-3]。针对天然气长输管道生产作业过程中的常见问题，以陕西省天然气长输管道为例，详细论述了在生产作业过程中阀室存在的缺陷，从工艺流程入手，分析了阀室工艺改造的可行性，提出了阀室工艺进行优化改造的措施，并对新工艺进行了HAZOP分析。
1优化输气干线阀室的主要作用
阀室是天然气长输管道干线中的重要设施，通常情况下无人值守，工艺流程相对简单（图1）。为便于进行长输管道的维修，缩短放空时间，减少放空量，避免事故扩大化，在输气干线上间隔一定距离修建阀室，并安装线路截断阀[4-6]。阀室在天然气长输管道中的主要作用有：①当阀室上、下游管道突然发生事故时，管道内天然气的压力将会在短时间内骤降，则线路截断阀可以根据预先设定的允许压降速率自动关闭阀门，切断上下游天然气，防止事态进一步扩大；②在进行管道维修等生产作业时，通过关闭作业段管道上下游阀室，切断上下游气源，排除不安全隐患，便于生产作业安全、顺利进行。
2生产作业中阀室的常见问题
在役的天然气长输管道中由于建设初期各种因素影响，存在部分输气干线阀室未设置注氮口及新增用户供气接口，给后期的生产运行管理带来诸多不便，其中主要表现在以下两个方面。
2.1无法从阀室直接完成干线氮气置换
据不完全统计，在陕西省天然气长输管道每年的生产作业中，涉及到“氮气置换”的约占91%，其中主要包括新建管道的投气置换作业、输气干线改线碰口作业、接气碰口作业以及输气干线附属设施的拆装更换作业等。在生产作业前期，科学合理地选取注氮点则成为工艺调整中的重要环节[7]。从历年的大型生产作业情况来看，常常由于输气干线阀室未设置注氮接口，而只能通过拆卸作业管段上下游各侧场站、阀室的放空阀、排污阀或其他阀门来连接注氮设备进行置换作业，常常由于所拆卸阀门的尺寸与注氮设备接口的尺寸不匹配而无法直接进行注氮，还需通过在两者之间连接变径短管进行注氮。这既延误了作业时间，又额外增加了氮气置换的风险，给生产作业带来较大不便。
2.2无法从阀室直接向用户接气
随着下游市场的开发，用户对天然气的迫切需求愈来明显，每年新增的直接或间接用户数稳步上升。据统计，2012年陕西省天然气公司用户总数为48家，截止2013年底，公司用户总数已达68家，比上一年增加20家，增长率高达41.7%。当然，随之而来的就是频繁的新增用户接气碰口作业，根据用户的不同，可将碰口作业分为以下3类：①通过输气场站预留供气口直接接气；②通过阀室预留供气接口直接接气；③输气干线上开口接气。由于部分阀室未预留新增用户供气分输接口，且用户距离输气场站较远，难以通过第①类、第②类方式直接进行连头接气，这样就给新用户的接气碰口作业带来诸多不便。在长输干线上开口接气或在阀室内进行开口连头作业，其前期准备工作较为繁琐，工程量较大，耗费大量的人力物力的同时还需进行复杂的工艺调整，并常常会影响到正常的输气工作。与此同时，在施工过程中繁琐的操作步骤极易埋下安全隐患，从而引起事故的发生。
3阀室工艺改造的可行性分析
针对生产作业中上述两大问题，通过对阀室工艺进行改造，合理设置标准注氮口及预留口，既可实现从阀室注氮口直接对作业段干线进行氮气置换，又能满足新增用户直接从预留口连头接气的需求，保证生产作业顺利、安全进行，确保各用户用气不受影响。
3.1方案设计
在进行阀室工艺改造设计时，阀室的原有功能，即在紧急状态下关断的功能和管道检修作业时切断气源的功能不能改变。在阀室原有设备工艺的基础上，增加标准注氮接口，应使其满足既能向上游注氮，又能向下游注氮；增设预留供气分输接口，应满足既能从长输管道上游向用户供气，又能从长输管道下游向用户供气，且要求注氮作业和用户正常供气二者互不影响（图2）。当作业点位于阀室下游一侧时，只需拆除注氮口8阀后盲板，将注氮设备与阀室标准注氮接口8用法兰连接起来，同时确认阀门1、2、5、6、7、9、10、11关闭，确认阀门3打开，缓慢打开阀门8，控制注氮速度，向阀室下游开始注氮，对作业管段进行氮气完全置换，当检测到管道内气体中O2含量低于2%、CH4组分含量低于天然气爆炸下限的25%（25%LEL）且持续20min检测合格后，则停止注氮[9]，关闭阀门3、8，拆除注氮设备，恢复注氮口8阀后盲板封堵。与此同时，确认阀门4打开，利用阀室上游来气继续向用户供气，这样既可保证下游检修时注氮作业正常进行，同时保证了用户用气不受影响。当作业点位于阀室上游一侧时，将注氮设备与标准注氮接口8用法兰连接后，确认阀门1、3、4、6、9、10、11关闭，确认阀门2、7打开，缓慢打开阀门8，控制注氮速度，向阀室上游开始注氮，注氮合格后，关闭阀门2、7、8，拆除注氮设备，恢复盲板封堵。在向上游注氮的同时，确认阀门5打开，利用长输管道下游来气继续向用户供气，保证用户用气不受影响。
3.2阀室工艺
HAZOP分析危险与可操作性分析（HAZOP）是一种用于辨识设计缺陷、工艺过程危害及操作性问题的结构化、系统化的定性风险评价方法[10]，将其应用于改造后阀室工艺的风险评估中，根据阀室工艺改造的现场情况，按照改造后的阀室工艺流程可划分HAZOP分析节点：正输供气并向下游进行干线注氮作业工艺流程，反输供气并向上游进行干线注氮作业工艺流程。针对改造后的两种阀室工艺流程进行HAZOP分析（表1），分别考虑6种偏差，最终提出将改造后阀室工艺纳入管道SCADA系统中进行实时监控，并在作业过程中增加气体泄漏检测装置及检测频次等运行管理建议，便于新工艺的顺利实施，最大限度的保障安全生产。
3.3方案实施
对已建成的管道、场站、阀室进行全面排查，梳理阀室工艺状况，秉着“安全第一”的原则，根据地区不同、市场差异，对存在缺陷的阀室在条件允许的情况下逐步进行整改。在此次工艺改造过程中，每个阀室需增加阀门6个、法兰盲板1个、对焊焊口9道（图2b）。通过对阀室工艺进行升级改造，增设预留供气分输接口简化输气干线碰口作业流程，加装标准注氮接口，保证氮气置换作业安全、高效，便于设备的管理，提高设备的互换性，简化了氮气置换的操作步骤，节约作业成本，减小工程量，消除了在拆装其他无关设备阀门时的不安全因素。针对长输管道干线开口接气的碰口作业，生产部门应与下游用户洽谈协商，建议其通过就近分输场站或阀室的供气预留口接气，通过法兰连接进行连头碰口，避免大型动土作业、割管焊接动火作业等危险操作，避免复杂的工艺调整，极大地缩短工期，节约物资成本，并有效避免管道原防腐材料、阴保设施等遭到破坏，保障下游用户用气不受影响，确保管道安全、平稳运行的同时保证管道的完整性[11]。针对此改造方案，建设单位会同设计单位多次进行沟通，对于新建、改建、扩建的项目，在设计之初就考虑到未来下游市场的发展及管道检修等生产作业的需要，充分发挥阀室在整个天然气管道中的节点作用，全面科学设计阀室工艺，合理设置标准注氮接口以保证生产作业安全经济进行，合理预留供气分输接口以满足下游市场发展的需要。例如陕西天然气公司所辖西商线、汉安线、靖西三线、关中环线等，在管道设计建设中，阀室均采用了此方案，并取得了良好的应用效果。
4结论
从天然气长输管道阀室优化改造项目实施后反馈的结果分析，在阀室内合理增设标准注氮口，一定程度上简化了氮气置换时作业人员的操作步骤，降低了作业风险，提高了作业效率，为后续的生产作业争取了宝贵的时间；通过阀室预留的分输供气接口与新增用户连头接气，避免了复杂的工艺调整及长输干线动土、动火等危险作业，保证管道完整性，并且减少工程量，节约物资成本，彻底消除了大型作业带来的不安全因素，确保管道安全、平稳运行。从管道生产运行管理的角度出发，新建管道的投气置换、输气干线改线碰口、新增用户接气碰口以及管道附属设施维修等大型作业，必将会随着天然气管道的敷设、市场开发的深入而越来越频繁，为了减小工程量、简化作业步骤、降低作业风险，阀室工艺流程技术改造项目的开展意义深远，且具有较强的可操作性。
作者: 张科 牛生辉 朱建平 单位:陕西省天然气股份有限公司
中亚天然气管道AB线的设计主要遵循乌国和哈国的法律、法规、规范（主要是苏联规范）和当地通用做法，但也结合了部分国际公认的ASME或API等标准和规范，具有诸多与我国国内不同的设计特色。以下以已经投产运行的AB线的输气站场为例，论述中亚与国内天然气站场的若干设计差异，分析各自优势和不足，以期对中亚天然气管道后续设计的C线、D线起到更好的指导作用，对我国国内天然气站场设计也有一定的借鉴意义。
1压气站进出站ESD阀门、越站管道和清管设施设置折差异分析
1.1中亚
对于中亚输气站场，苏联规范ОНТП51-1-85指出，输气管道清管站应与压气站的接通枢纽合建[7]，合建后简称清管站，压气站接通枢纽为干线管道和压气站的联结点。苏联规范СНиП2.05.06-85规定了压气站与干线管道中心线的最小距离，其与干线管道的类别有关。中亚AB线干线管道直径为1067mm，为I类管道，则压气站与离干线管道中心线的最小距离为225m（即压气站与压气站接通枢纽的距离不小于225m）[8]。按照以上规范要求，压气站和清管站为两个单独的站场，压气站围墙与进出清管站干线管道的间距不小于225m。进出压气站的ESD阀设置在压气站接通枢纽与压气站之间的连接管道上，其与压气站的越站管道、清管设施均设置在清管站内（图1）。
1.2国内
对于我国国内输气站场，按照国标GB50251—2003，清管站一般与压气站合建[9]。国内压气站的进出站ESD阀门、清管设施及越站旁通管道一般均设置在压气站内（图2）。清管设施作为压气站的一个单独分区（清管区），压气站的各个分区的间距满足GB50183—2004防火等相关规范的要求[10]。压气站的进出站ESD阀门设置在收发球筒连接的干线管道上。管道和压气站之间的相互影响，安全性更有保障；中亚清管站和压气站分开设置，而国内设计为合建，更便于统一管理。对比中亚和国内压气站进出站ESD阀门的位置设置（图1、图2）可见，国内的ESD阀门设置在清管器必经的干线管道上，若在清管过程中触发站场进出站ESD阀门，可能出现清管器不能进入收球筒的情况，对清管作业造成影响，而中亚设计却有效避免了这种情况，即使在清管作业中触发ESD，仍可顺利完成清管作业。
2压气站放空立管设置的差异分析
2.1中亚放空立管的数量
哈国规范СТРК1916-2009不允许将手动和自动放空管道及不同设计压力的放空管道合并[11]，因此根据实际情况压气站需设置多座放空立管。放空立管的高度：苏联规范ОНТП51-1-85要求压气站管网的放空立管距地面的设计高度不低于5m[7]，结合当地通用做法，在中亚AB线管道施工图的最初设计阶段，乌国和哈国两国压气站站外放空立管的高度是5m。放空立管结构：根据当地通用做法（图3），埋地的放空管道与90°弯头焊接伸到地面之上，其顶部设有防雨盖，以防雨水进入放空管道。防雨盖和支承架由4mm厚的钢板制作而成，旋转轴由Φ14的圆钢制作而成。防雨盖一般情况下处于关闭状态，只有在管道放空的时候，靠天然气的冲击力打开防雨盖[6]。
2.2国内放空立管的个数
国标GB50183—2003指出，高压、低压放空管宜分别设置，并应直接与火炬或放空总管连接，不同排放压力的可燃气体放空管道接入同一排放系统时，应确保不同压力的放空点能同时安全排放[5]。因此，国内天然气站站场均设置一座总的放空立管（图4），其他各放空支线在放空终端前就已汇入总管。放空立管的高度：国标GB50251—2004指出放空立管的高度应比附近建（构）筑物高出2m以上，且总高度不应小于10m[4]。在设计中，放空立管的具体高度需根据放空立管与站场的间距及放空量的要求（需满足GB50251—2004和GB50183—2003规定）确定。使用软件模拟放空立管放空时其出口周围及下风向的天然气扩散范围，根据模拟结果选取合理的高度，以保证在满足规范要求的间距范围内天然气浓度低于爆炸极限要求。
2.3对比分析
我国国内设置一根总的放空立管，存在放空时高压气体串到低压管道破坏设备的可能性，也存在手动放空管道维修时，由于自动放空突然排放气体发生串气造成危险的可能性，但由于国内站场的各放空支线在放空终端前才汇入总管，系统中各泄放装置的最大允许背压也已经过计算，能够保证不同压力的放空点同时安全排放，确保不会发生危险。中亚天然气站场将自动、手动、不同设计压力的放管管道分别设置在放空立管，杜绝了发生以上问题的可能性，但设置多个放空立管，造成征地面积和工程投资增加。中亚AB线压气站放空立管最初设计高度是5m，高度过低，管道放空时，天然气会弥漫到压气站，存在较大的安全隐患，因此对AB线已经施工完成的压气站的放空立管进行了改造，对未完成的压气站进行了整改，放空立管高度均超过12m。关于放空立管的结构，国内的放空立管结构设计明显优于中亚的设计。由国内设计图（图4）可以看出，当雨水进入放空立管后，可以通过隔板上安装的排污管道排出，不会进入放空管道；当立管内积有尘土时，可以通过手孔清理。中亚设计图（图3）中，防雨水主要靠放空立管顶部的防雨盖。防雨盖一般情况下处于关闭状态，只有在管道放空时，靠天然气的冲击力打开防雨盖，当防雨盖打开后，必须人工才能复位，对于12m以上的放空立管，人工复位难度较大。综上，在遵守当地规范的前提下，设计者应从操作更方便、运行更安全的角度考虑，对当地的通用做法进行优化。在中亚天然气管道的后续设计中，站场放空立管的高度和结构将参照国内放空立管设计思想进行设计。
3清管站（区）排污收集系统的差异分析
3.1中亚清管污物收集装置外形结构
苏联规范ОНТП51-1-85指出，清管站应设置输气I级管道钢管制造的地下收集管来收集清管污物[8]。中亚天然气清管站将这种清管污物地下收集管称作冷凝液收集器（图5），其采用干线钢管和一些弯头焊接而成，根据容积大小做成U形或多个U形相连通的形状，设计压力与干线管道相同。中亚AB线管道设计的冷凝液收集器容积均不低于50m3。装置上设有清管污物进口、吹扫口、回流口（同时接放空管道）装车口，以及液位计、压力表等仪表接口。清管污物收集流程（图6）：正常运行时，阀门1和ESD阀打开，其他阀门均处于关闭状态。清管时，清管排污收集程序为：①中亚清管站进站前1km处设置有清管指示器，站内收到站外清管指示器发来的清管器通过信号时，先打开阀门5、6、7，再打开阀门4的平衡阀给收球筒、排污管道2和冷凝液收集器充压，随后打开阀门4、3、9。当清管器进站后，调整阀门1的开度，控制清管器的速度，当收球筒上清管指示器指示清管器进入收球筒后，全开阀门1，完成清管器接收，恢复正常运行时的阀门开关状态。清管排污管道2位于收球筒之前的埋地干线管上，该排污管道上的阀门在清管器距离清管站1km时打开，由于冷凝液收集器与压气站进站管道相连，且与干线设计压力一致，因此在清管污物进入冷凝液收集器的同时，污物中携带的天然气循环回流到压气站进站管道，从而实现在线排污。②从图6可以看到，除了清管排污管道2，还有清管排污管道1也同时接入冷凝液收集器。当完成清管器接收后，整个系统回到正常运行时的阀门开关状态，收球筒内会收集有一定的清管污物需要排出，此时打开冷凝液收集器上的放空管道阀门，放空其内部的天然气至常压，再打开收球筒上的放空管道阀门进行放空，当筒内压力降到0.2~0.4MPa时，关闭放空管道上的阀门，打开收球筒清管排污管道1上的阀门10、11，待筒内压力降为常压，完成筒内清污，关闭清管排污管道1上的阀门，随后打开收球筒快开盲板，取出清管器，完成清管工作。以上程序适用于清管污物较多的情况，若清管污物较少，则可执行程序①，但程序①中的阀门5、6、7、9要始终处于关闭状态，然后执行程序②。
3.2国内清管污物收集装置外形结构
国内有清管功能的天然气站场，清管污物的收集一般采用排污池或排污罐。目前设计采用排污罐的情况较多，以西气东输二线为例，排污罐的容量一般不会超过20m3，设计压力为1.6MPa，排污罐可地上或埋地安装。常见卧式圆柱形罐体，罐体一般设有人孔、排污进口、安全泄放口（设安全阀接放空管道）和装车口，以及液位计、压力表等一些仪表接口。清管污物收集流程：根据国内常见收球流程示意图（图7），清管污物进入排污罐只有一条排污管道。收球过程中不执行排污程序，当收球筒上清管指示器指示清管器进入收球筒时，清管污物被清管器推入收球筒内，此时恢复管道正常运行流程，阀门1和ESD阀全开状态，其他阀门处于关闭状态，随后执行排污程序，打开收球筒放空管道上的阀门，当筒内压力降到低于1.6MPa时，关闭放空管道上的阀门，打开清管排污管道上的阀门4、5，完成筒内清污后，关闭排污管道上的阀门，随后打开收球筒快开盲板，取出清管器，完成清管工作。
3.3对比分析
当在投产初期或天然气中含液体及杂质较多需清管时，若收球筒的容积不足以容纳全部污物，会造成部分清管污物被带入下游管段，增加后续过滤分离设备的处理负荷。中亚清管污物收集系统除了设计有与国内相同的收球筒底部排污通道外，同时在天然气进入收球筒前的干线管道多设计了一条污物收集通道，与之相连的冷凝液收集器采用干线管及管件组成，设计压力与干线压力相同，设计了5‰的坡度，并与压气站进站管道连接。当含液体和杂质的天然气通过该通道进入冷凝液收集器时，液体和杂质沉积下来，净化过的天然气回流进入压气站进站管道，同时由于冷凝液收集器设计容积比国内排污收集容器大，因此中亚清管污物收集系统相对具有更强的纳污能力。另外，中亚清管站可根据管道中清管污物量选择清管污物收集程序，这一点比国内设计更加灵活。但是，中亚清管污物收集系统操作比国内复杂，同时在线排污收集操作时压力较高，增加了操作的风险。
4结论与建议
中亚压气站进出站ESD阀门、越站管道和清管设施布置的安全性比国内设计要高，但不便于统一管理，进出站ESD阀门的设置位置比国内设计更合理；国内放空立管的高度和结构设计优于中亚压气站放空立管设计；与国内设计相比，中亚清管污物收集系统具有更强的纳污能力，操作更灵活，但清管污物收集程序较复杂，操作风险高。除此之外，中亚天然气站场设计还有很多与国内不同的设计特色，设计过程中要善于多做对比，相互借鉴，这是提升中亚和国内设计水平的一个重要途径。
作者:赵翠玲 王晓红 孟令兵 罗叶新 李艳 董志伟 单位:中国石油天然气管道工程有限公司
灰色模型是一种针对小样本、贫信息不确定问题的预测方法，广泛应用于众多领域。在天然气行业中，已被用来预测管道腐蚀因素分析、管道完整性数据，以及管道优化等方面[1-3]，但在大量实例有效应用的同时，也出现了预测误差较大的情况。众多学者也相继提出了不同的改进优化方法，刘思峰等[4-7]通过改变模型参数的计算方法及优化背景值的方法来提高预测精度；肖新平等[8-11]采用灰色序列生成的方法对建模的原始数据进行处理，以获得更贴近原始数据变化趋势的预测效果；谢乃明等[12-13]关于模型稳定性的研究也取得了一定进展。上述研究成果虽然大大提高预测精度及稳定性，但在优化的同时却忽略了模型数据类型的局限性，其建模基础都是假定原始数据序列服从近似齐次指数规律，但当建模序列不符合近似齐次指数序列时，精度则难以保证。为预测未来天然气需求量，以灰色模型为建模基础，首先，通过数值分析了传统灰色预测模型预测的不足之处；其次，以预测数据序列类型与实际数据序列类型一致为目标，构建一种满足原始序列非齐次指数律变化的灰色模型，并推导模型的白化解和精确解，研究影响模型稳定性的因素；最后，对陕西省天然气销气量进行模型验证并预测。
1传统灰色模型
1.1建模机理
灰色预测模型主要针对具有少数原始数据及灰因白果律的事件进行预测。在天然气需求量的预测中，影响天然气需求量的因素很多，故为灰因，然而需求量又是具体的、具有全信息的量，称为白果。因此，在只具有很少原始数据的情况下，可通过建立灰色预测模型对未来天然气需求量进行预测。对原始数据列累加处理后呈现明显的指数规律是灰色预测模型的建模机理。为拟合指数曲线，建立差分微分方程模型，通过最小二乘法求解微分方程的时间响应函数，累减还原后即可得到原始数列的预测模型。因此，原始数据累加后指数曲线的光滑度及所建模型对原始序列的拟合程度将直接影响预测精度。为准确预测未来各地区天然气的需求量，有必要对其历史数据进行分析。以上海市、陕西省及山西省3个地区为例，取近7年天然气年销气量历史数据绘制曲线，通过对原始数据（图1a）的累加（图1b），3条曲线均呈明显的指数形式，说明原始数据具有一定的指数律，完全符合灰色模型的建模条件。
1.2数值分析
文献[13]指出：除原始数据曲线的光滑程度外，数据的级比偏差也是影响模型预测精度的重要方面。定义δ(k)=1?σ(k)=1?x(k?1)x(k)为原始数据序x（k）的级比偏差，其中σ（k）称为序列的级比。δ（k）越接近0，模型的精度就越高。δ≤0.5时，则称序列具有准指数律。根据上述地区天然气销气量序列的级比偏差值（表1）可知，δ（k）值均小于0.5，指数律明显，但各地区的δ（k）值并不是常数，且变化幅度较大，说明天然气销气量是非齐次指数序列。基于传统灰色GM（1，1）模型对上海市、陕西省及山西省2012年天然气销气量进行预测，预测结果分别为58.1×108m3、31.2×108m3、25.9×108m3。与实际销气量63.8×108m3、28.4×108m3、22.7×108m3的相对误差分别为8.9%、9.9%、14.1%，预测误差偏高，说明传统的灰色GM（1，1）模型对具有非齐次指数特性的原始序列的拟合度较低，模型欠妥。
2灰色非齐次模型的构建
以灰色模型能够预测的数据序列类型与实际数据序列类型的一致性为目标，通过优化改进模型结构，构建出一种满足原始序列非齐次指数律变化的灰色模型。
3灰色非齐次模型稳定性分析
由于所建立的非齐次一阶微分方程是连续方程，而为求解方程系数a、b，必须将其转化为离散方程。因此，从离散形式到连续形式的跳跃说明：用来拟合与预测的时间响应函数是“借用”的近似解，并不是由模型的定义型直接推导出来的，因而通常在使用白化解作为预测表达式进行预测时，往往会出现预测结果不稳定的现象。3.1模型的精确解为详细分析灰色非齐次预测模型不稳定现象产生的根源及其模型白化解的适用范围，从模型的离散表达式入手，直接推导出一种精确的原始序列预测表达式。同样，该预测表达式除指数项外，也存在非齐次项，满足了与实际数据序列类型一致的要求。在求解该表达式的过程中，并没有做任何的近似、简化处理，因此，可称作是灰色非齐次模型的精确解。3.2稳定性分析为分析上述两种预测表达式之间的区别，对其差值进行麦克劳林展开。基于以上分析，针对具有非齐次指数律特性的序列，由于造成误差的因素较多，因此，在进行预测时，最好用非齐次模型的精确解作为预测表达式，避免因系数不当带来预测误差，而白化解可作为近似形式辅助使用。
4模型验证及预测
以陕西省2006－2011年天然气销气量作为原始序列，以2012年销气量作为预测数据，对所建模型进行验证，数据序列如下（单位为108m3）：0x(k)=12.414.616.318.621.725.1。在建模之前，通常采用原始数据级比的覆盖区对模型的可行性进行检验[1]。对原始序列求得非齐次级比为0.73、1.29、0.73、0.74、0.91、1.03，基本落在级比覆盖区间（0.77，1.33）内，故原始序列符合建模条件。通过MATLAB编程运算得到模型系数：a=－0.1657，b=6.1482，分别建立传统灰色GM（1，1）预测模型、灰色非齐次白化模型以及灰色非齐次精确模型，并对2012年陕西省天然气销气量进行预测（表2）。显见，采用非齐次模型预测的结果的精确度明显高于传统的齐次模型，且预测误差在5%以内，说明非齐次模型对具有非齐次指数特性的原始序列的拟合度较高。其中，非齐次精确预测模型的预测准确度高达99.5%，所构建的模型与陕西省天然气销气量的增长趋势基本吻合，模型预测准确度高，参考价值大，适用性强。假设未来几年陕西省天然气用户用气结构不出现较大的改变，基于非齐次精确预测模型对陕西省天然气需求量进行预测。将模型系数代入式（11）得到未来3年的预测值分别为29.85、30.96、31.90。充分考虑模型的预测偏差。
5结论
（1）通过数值分析，论证了上海市、陕西省、山西省天然气销气量均具有非齐次指数律特性，传统的灰色模型对具有非齐次指数特性的原始序列拟合度较低，预测误差较大。（2）构建了一种满足原始序列为非齐次指数律变化的灰色非齐次预测模型，利用最小二乘法与矩阵运算法证明该模型成立，并推导出模型的白化解与精确解。（3）通过分析模型的白化解和精确解之间的差值，可知模型系数及原始数据初值是产生模型白化解预测不稳定的原因，建议使用精确解作为灰色非齐次模型的预测表达式。（4）以陕西省天然气销气量为实例，验证了所构建的模型对具有非齐次指数律特性的原始序列预测有较强的适用性，预测精度高达99.5%。
作者:张卫冰 单位:陕西燃气集团有限公司
一、我国天然气计量发展现状
1.天然气计量系统的含义
所谓天然气计量，就是指在天然气流动的过程中，对于天然气气流进行测量。而天然气测量系统的优化设计，维护管理都将成为影响天然气计量准确性的重要因素。若要保证计量系统的准确性，需要健全的计量系统标准和规范。
2.天然气计量技术现状
我国天然气计量技术与发达国家相比仍存在很大不足。近年来，我国参照国外标准，结合自己的实际情况，进行了新型计量仪表的研制,提高了仪表的测量精度和可靠性,同时，在天然气计量仪表选型、使用、维护和管理等方面做了大量的研究工作，摸索出了一些成熟的经验。制定了SY/T6143-1996《天然气流量的标准孔板计量方法》和GB/T11062-1998《天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法》等一系列天然气计量标准。尽管如此，我国的天然气计量系统标准仍不完善，与国际先进水平存在很大差距，计量标准难以与国际接轨。目前，我国的天然气计量方式主要有以下几种：（1）孔板流量计量。其是国内目前使用最为普遍的计量方式，技术成熟度高，但存在一定的偏差，改进和调整空间比较大（；2）涡轮流量计量。具有测量精度高、测量范围宽等特点，但对于流体的性质有较高的要求；（3）超声波流量计量。工作原理简单，测量精度高，量程比大，能实现双向流量计量，适应性强、占地少，无可动部件，坚固耐用，有望成为基准流量计；（4）互补式气体流量计量。技术成熟，结构多样，适用于高压、低容量的场合，目前还处于实验阶段的计量技术。
二、天然气计量技术的发展趋势
1.计量方式向自动化、智能化、远程化方向发展
天然气计量工作是一项庞大的系统工程，能否对天然气流量进行准确计量是一项非常重要的任务。随着社会信息化的快速发展，电子技术、计算机技术和互联网技术相继被运用到天然气流量计量领域中去，为构建自动化，智能化和远程化的流量计量系统奠定了良好的基础。该系统不仅可以依照标准程序进行运行，对天然气流量实现记录、存储和传输，还可以将其纳入到计算机网络平台上去，为远程操作和控制工作提供条件。由此可见，计量方式自动化、智能化和远程化是未来天然气计量技术的发展趋势。
2.计量仪表的多元化
以前使用天然气流量计量仪表相对较单一，并且结构简单，只能对天然气流量进行粗略的测量，误差较大，影响了天然气公平的贸易结算，成为了制约天然气工业发展的主要因素。为了满足各种测量的需要，我国加大了对流量计的研究力度，研制了多种不同类型和不同用途的流量计，使计量仪表选型从单一仪表向多元化仪表方向发展。针对不同测量范围、不同测量介质和不同的工作范围，可以选择不同种类和不同型号的流量计，能够很好的满足生产的需要。
3.计量标准的完善化
随着我国天然气计量标准不断发展、丰富和完善，国外先进的计量技术相继被运用，形成了与国际标准接轨的计量标准和规范。目前天然气计量标准已基本构成完整的体系，正逐步由单一标准向多重标准发展。
4.计量属性的精确性
从计量体积到计量能量的转变，表现了天然气计量技术的精确性。也就是说，以能量计量的方式可以更加公平的展现天然气的属性，有利于市场公平的发展，这也将成为我国天然气计量的重要发展趋势。现阶段，已有部分天然气计量站配备了天然气在线分析系统，由此提供的天然气组成和发热量数据，将反馈更多的天然气属性。从本质上来讲，这是计量内容不断丰富的表现，同时也为构建更加公平、科学的天然气计量体系奠定了基础。
5.计量管理的制度化
随着市场经济的不断发展，人们越来越重视天然气流量计量的准确性，特别是贸易计量。人们对天然气计量的管理观念正发生根本性的转变，流量计量由原来的单一数据向系统管理方向转变，不仅加强了对现场流量计的使用和相应技术人员的管理，而且在对仪表采购、选型、安装、使用、质量监督以及过程控制等方面都加强了管理，有效避免了计量纠纷。结束语综上所述，现阶段我国天然气计量技术还存在很多不足，需要我们积极采取有效措施着力解决，不断提高天然气流量计量的准确性。对天然气流量计量存在的问题主要从以下几个方面加以改善：一是大力开展天然气计量技术研究工作，为开展计量体系构建工作打下夯实的基础；二是积极推广天然气计量试点工作，促进天然气能量计量的合法性；三是不断健全我国天然气计量标准规范，使其朝着统一化的方向发展，构建更加公平的天然气测量市场。只有这样，天然气计量技术才能取得更大的发展和进步，我国天然气企业的竞争力才能不断提高，实现社会公平、促进经济社会更好的发展。
作者：曾银 单位：江西省天然气有限公司
1中国建立天然气期货市场的必要性
从天然气工业发达国家的经验来看,建立天然气期货市场可以合理解决天然气的定价问题。通过天然气期货市场定价有以下3个特点。
1.1期货市场发现的价格最接近理想的均衡价格
市场经济是最有效地配置资源的经济组织形式,而价格是市场配置资源的主要手段。在现实市场中,交易价格是不可能像理论中所描述的在某个时点上产生唯一的一个均衡价格,而是分散的、存在差异的,但是当实际交易价格偏离了均衡价格的时候,供求力量会引导价格向均衡价格调整。向均衡价格调整的速度越快,价格发现的效率就越高。由于商品的特性不同、竞争程度不同、市场组织形式不同、交易手段不同等多种原因,不同市场的价格发现效率也是不一样的。在市场类型中,完全竞争市场是最典型的一种市场结构。其主要的特点是:市场中有众多的卖方和买方;信息是完整的,买卖双方都能获取相关的所有信息;产品没有任何差别;交易者可以自由地进入或退出市场。在所有市场类型中,只有完全竞争市场能够实现资源最有效的配置。在均衡价格上,消费者和生产者剩余总和为最大,没有任何社会福利的损失,代表了帕累托最优的状态。所以说,由完全竞争市场产生的均衡价格,是市场经济发现价格从而配置资源的最理想状态和终极目标。从完全竞争市场所具有的这些特点来看,期货市场是与之最为相近的。首先,期货市场中汇集了大量的买方和卖方,他们或者出于套期保值的目的,或者出于投机的目的入市进行交易。在发展成熟的期货市场中,大量交易者的存在使得任何一个交易者不能操纵期货价格。第二,期货市场中交易的对象是标准化的期货合约,商品的品质等级、交割的时间等均是由交易所事先确定的,因而所有交易者面临的交易对象均是无差异的。第三,期货交易所对参与期货交易的主体没有过多的限制,除了因违规交易被视为“市场禁入者”之外,一般具有一定的资金量就可以入市交易,因此交易者可以自由进出市场。由此可见,期货市场所形成的价格是非常接近均衡价格水平的,因而也是最有效的市场价格。
1.2期货市场可以发现连续的远期价格
期货市场交易标的物是某种商品在未来某时间交割的合约。对于同一种商品来说,在同一时间段会有连续的多个未来月份的合约在交易。在2014年1月27日,同时可以交易买卖的豆油合约包括:201403合约、201405合约、201407合约、201408合约、201409合约、201411合约、201412合约、201501合约(表2)。这些合约的价格在交易日是适时波动变化的。对于同一种物品,我们可以利用期货市场得到在未来一段时间的价格预期走势。在2014年的1月27日,我们可以从市场获得豆油价格的连续预期(图1)。1.3在合约到期日(交割日),期货价格与现货价格收敛趋同由于期货市场的交易特点,决定了期货价格在临近交割日会与现货价格收敛趋同(图2)。对于商品期货来说,两者价差接近合约量商品的持仓成本。如果临近交割日,二者没有收敛趋同,就会产生投机套利空间,期货市场中大量的交易者会采取跨越期货、现货两个市场的套利行为,使二者价格收敛趋同。
2中国建立天然气期货市场的可行性
有的学者认为,天然气期货市场虽然很重要,但是我国目前还不具备条件。他们认为,只有在天然气现货市场健康发达、充分市场化的情况下,才能建立期货市场。这种观点,与发达国家的经验不相符,也与我国的国情不符。建立期货市场的目的是解决现货市场中出现的问题,发挥其在定价和市场流通方面不可替代的作用,为现货市场的发展提供补充和支持,促进现货市场的发展。而目前我国建立天然气期货市场的基本条件已经具备。
2.1我国天然气现货市场参与者已经达到一定数量,进行期货交易的需求潜力巨大
近10年来,我国天然气现货市场发展迅速。2000年天然气消费结构中,城市燃气、发电、化工和工业燃料分别占12%、14%、38%、36%;2010年分别占30%、20%、18%、32%,城市燃气和发电比例大幅度提高。2010年用气人口为1.88亿人,占总人口的14%;预计到2015年,我国城市和县城天然气用气人口数量约达到2.5亿,约占总人口的18%[2]。参与天然气现货市场的企业数量也逐渐增多。上游供气企业已经不止中石油、中海油这样的国企,也有众多煤层气、煤制气、页岩气等生产企业。下游城市燃气公司、工业用户等企业数量猛增,用天然气作为原料和能源的关联企业数量也急剧增长。据统计,截至2009年,仅我国城市燃气行业内规模以上企业就有853家,其中大型企业有10家,占1.17%;中型企业110家,占12.90%;小型企业733家,占85.93%。这些参与天然气现货市场的企业,都有利用期货市场套期保值的需求,为期货市场提供了交易主体。伴随着前十年中国货币投放(M2)的高速增长,在房地产、理财产品、工艺品收藏、银行存款等领域积累了大量的民间资金,建立天然气期货市场后,将为这些富余资金提供新的投资目标,会吸引大量民间资金进入天然气期货市场投资交易,有利于物价稳定。
2.2我国天然气管输和储备系统基本完善,交割条件已经具备
截至2010年底,全国天然气基干管网架构逐步形成。天然气主干管道长度达4×104km,地下储气库工作气量达到18×108m3,建成3座液化天然气(LNG)接收站,总接收能力达到1230×104t/a,基本形成“西气东输、北气南下、海气登陆”的供气格局。西北、西南天然气陆路进口战略通道建设取得重大进展,中亚天然气管道A、B线已顺利投产。基础设施建设逐步呈现以国有企业为主、民营和外资企业为辅多种市场主体共存的局面,促进了多种所有制经济共同发展。“十二五”期间,将新建天然气管道(含支线)4.4×104km,新增干线管输能力约1500×108m3/a;新增储气库工作气量约220×108m3,约占2015年天然气消费总量的9%;城市应急和调峰储气能力达到15×108m3。到“十二五”末,初步形成以西气东输、川气东送、陕京线和沿海主干道为大动脉,连接四大进口战略通道、主要生产区、消费区和储气库的全国主干管网,形成多气源供应,多方式调峰,平稳安全的供气格局[2]。由此可见,国家在天然气管网、储气库等基础设施方面的大量投入和建设,为天然气期货交割提供了基础条件。
2.3国内期货市场快速发展,提供了管理经验和人才保障
我国期货市场自1990年发展以来,大体经历了初期发展、清理整顿和规范发展3个阶段,经过近25年的发展改革,期货市场逐步走向成熟。尤其是2013年,步入了规范发展的新阶段,各方面成效显著,国内期货品种步入“40时代”。国内期货市场创新发展步伐明显加快,2013年就上市了焦煤、动力煤、石油沥青、铁矿石、鸡蛋、粳稻、纤维板、胶合板8个商品期货品种和国债期货1个金融期货品种,为国内期货市场清理整顿以来上市期货品种最多的一年,且新品种上市后表现整体较好。至此,国内期货品种增加至40个。2013年11月初,上海国际能源交易中心成功落户中国(上海)自由贸易试验区,承担推进国际原油期货平台筹建工作,自此,原油期货上市的信号越来越明显。原油期货破题,将标志着中国期货市场对外开放实现“零突破”,相关期货及衍生品市场将迎来历史性的机遇。与国际市场交易步调一致,2013年以来,上海期货交易所的6个期货品种“夜市”已经开锣。国内市场的黄金白银等期货品种基本可以与国际市场“同步”,一些曾经需要在国际市场上参与交易规避风险的投资者可以直接在国内市场交易就能达到同样的效果。国内期货市场的成熟,不但在交易的软硬件上提供了充足的保障,而且国内期货市场近25年的发展也为推出天然气期货交易提供了充足的管理经验和人才保障。
2.4中国地理位置优越,有望成为东亚天然气定价和交割中心
在国际天然气价格逐渐与油价脱钩,天然气交易向标准化、金融化方向发展的趋势下,日本已经先行一步,欲成为亚洲LNG期货市场首个吃螃蟹者。2013年5月,日本政府宣布,将于两年内于东京商品交易所(TOCOM,原名东京工业品交易所)推出亚洲第一份LNG期货合同。如果成功,那么日本将成为亚洲首个LNG期货交易市场。据媒体报道:美国已经与日本达成LNG长期出口协议,LNG贸易将纳入美国主导的跨太平洋伙伴关系协议(TPP)谈判。如过得到美国的全力支持,那么日被将在东亚天然气期货市场建设上领先于中国。这将对我国的金融安全、能源安全、和平崛起带来十分不利的影响。在争夺东亚天然气期货市场主导权的竞争中,我国具有独特的地理位置优势和数量优势。众所周知,船运LNG的成本大于管道输送天然气,其数量和稳定性不能与管道相比。而日本几乎不产气,而且目前还不具备建立天然气跨境管道的条件,所以只能通过船运LNG进口,这不能代表东亚天然气市场的主流。而我国的地理位置优越,地处欧亚大陆东部,有条件成为东亚天然气管网交汇中心。在这种形势下,如果中日两国同时推出天然气期货,日本无论在合约标的物、市场参与者数量和交易量上都处于弱势。
3结束语
国际上有美国的纽约商品交易所(NYMEX)、堪萨斯城商品交易所(KCBOT)和英国的伦敦国际石油交易所(IPE),分别于1990、1995和1997年推出了天然气期货[3]。天然气期货合约虽然推出时间较晚,但交易量上升很快,目前是仅次于原油的第二大能源期货品种。天然气这一商品完全具备期货品种的属性,能够推出期货合约,解决现货市场的定价问题。期货市场的独有特性,使天然气的交易方式更加丰富,供求信息更加透明,价格预测更加合理,能增强市场的信心,大大降低交易成本,维护供需的平衡。综上所述,我国建立天然气期货市场的基本条件已经具备,应该尽快建立天然气期货市场,发现天然气市场价格,促进天然气工业的发展。
作者：史建勋 单位：中国石油勘探开发研究院廊坊分院
1天然气母质成因类型
1.1天然气组分特征
西北缘天然气组分以烃类气体为主,具有气顶气与气藏气两种类型。其中,气顶气主要分布在克拉玛依五、八开发区,甲烷含量(体积分数,下同)主要分布为73.64%~85.81%,为湿气;气藏气主要分布在中拐凸起,甲烷含量为91.52%~95.75%,为干气。非烃组分中主要为N2,平均含量为2.10%;CO2平均含量仅为0.16%。从天然气的分布特征来看,湿气主要分布在佳木河组顶面不整合附近,干气分布较为广泛,既有不整合型又有内幕型分布。
1.2天然气碳同位素组成特征
天然气碳同位素组成特征分析结果表明,该区天然气类型主要有油型气和煤型气两种,并有不同程度的混合。油型气与煤型气的乙烷碳同位素组成分布均较为集中,煤型气的乙烷碳同位素值主要介于-27.49‰~-25.81‰。甲烷碳同位素值则有较大的变化范围,油型气主要介于-48.92‰~-34.26‰,煤型气主要介于-46.46‰~-29.60‰,前者总体偏轻,后者总体偏重。从两类天然气的分布特征来看,煤型天然气主要分布在佳木河组内部远离其顶部不整合面,即内幕型天然气;在不整合面附近则分布油型或混合型天然气,即不整合面型天然气。除主要的类型划分参数乙烷和丙烷碳同位素值外[9-10],其他参数也能较好地区分油型气与煤型气。油型气甲烷碳同位素组成较轻,C1/(C2+C3)较低,说明湿度大;煤型气甲烷碳同位素组成较重,C1/(C2+C3)总体偏高,均高于油型气,说明煤型气湿度小。在甲烷与乙烷相对含量关系中,油型气的甲烷含量高,乙烷含量低,煤型气则相反。此外,从油型气乙烷碳同位素值与乙烷含量关系来看,部分井天然气的乙烷碳同位素组成偏重,应该存在煤型气的混入。这些井均位于风城组尖灭线以外腐殖型母质为主的佳木河组烃源岩和腐泥型母质为主的风城组烃源岩都可以向其供给油气[11]。所以,从地质条件来说,两种不同类型天然气的混合是合理的。综上所述,克拉玛依五、八开发区天然气主要为湿气,类型为气顶气,主要赋存于不整合面附近,成因类型以油型气为主,个别样品属于煤型气或混合气;中拐区天然气主要为干气,类型为气藏气,主要赋存于佳木河组内部,即内幕型天然气,成因类型为煤型气。
1.3天然气来源
下二叠统佳木河组烃源岩沉积上受火山作用的影响明显,以凝灰质泥岩为主,有机质丰度整体偏低,有机碳含量为0.08%~2.00%,平均值为0.55%,氯仿沥青“A”含量介于0.0014%~0.0696%,平均值为0.0088%,总烃含量介于0.89~51.8μg/g,S1+S2含量介于0.05~0.25mg/g。佳木河组干酪根碳同位素值很重,581井、514井和594井9个样品干酪根的碳同位素值为-21.96‰~-20.29‰,有机质类型以腐殖型干酪根为主。这套烃源岩成熟度较高,镜质体反射率为1.38%~1.90%,综合评价为高成熟的较差气源岩。依据沉积古地理推测在凹陷中泥岩的有机碳含量应该更高。因此,佳木河组应该是一套(且是研究区内唯一一套)具有一定有机质丰度、演化程度较高、具有生气能力的烃源岩。加之煤型气与其碳同位素值相近,并且同一来源天然气的顺层运移会造成碳同位素分馏,以煤型气为主的天然气甲烷碳同位素值在该区区域性斜坡的背景上,呈现出自佳木河组气源中心向气藏方向逐渐变轻的趋势(图2),指示了天然气自东向西的运移方向。油型气来源已有大量研究[12],皆表明其与原油同源,主要来自于风城组烃源岩。
2天然气的分布规律及其主控因素
2.1天然气的分布规律
2.1.1平面分布规律
不同类型天然气的分布特征是其来源的重要反映,从平面分布来看,各类天然气呈条带状分布(图2)。风城组尖灭线以内,主要分布油型气,尖灭线以外较近的区域主要分布混源气,尖灭线以外较远的区域则主要分布煤型气。
2.1.2垂向分布规律
垂向自上而下,上乌尔禾组分布范围最广,底部为一套重要的不整合面,其赋存的天然气成因类型多样。其中,克拉玛依五、八区主要分布油型气,中拐区则以煤型气及混源气为主。下乌尔禾组分布范围小于下伏风城组,受风城组的封隔,仅能接受来自于风城组烃源岩的油型气。佳木河组主要为内幕型煤型气聚集,其平面分布范围比风城组大,且佳木河组顶部为一套不整合面,风城组生成的油型气也可沿不整合面运移进入佳木河组形成混源气,构成了其以煤型气为主、少量混源气的天然气成因格局。
2.2主控因素
2.2.1气源灶控制了天然气的集中分布
佳木河组气源灶的演化历史模拟结果表明,佳木河组气源灶在风城末期即开始出现,但此时范围较小,主要分布在玛湖凹陷的西北斜坡部位;随着地质时间的推移,气源灶的范围不断扩大,位置也由玛湖凹陷的中心向东南方向迁移。二叠纪末期,气源灶范围达到最大,之后由于部分地区烃源岩过成熟不再产气而气源灶范围开始缩小。到现今,气源灶的范围主要分布在中拐区(图3)。根据煤型气(克82井)碳同位素值计算出天然气Ro值(Ro=2.17%),与佳木河组下亚段烃源岩演化史对比分析发现,天然气应当是古近纪—现今的产物[13]。目前发现的煤型气藏也主要分布在西北缘的中拐区[14-17],说明新近纪气源灶控制了煤型气藏的集中分布[18]。风城组烃源灶是该区油型气的主要来源,该烃源灶形成于风城组沉积末期,但当时有效生烃范围较小,主要分布在玛湖凹陷中心部位,且以生油为主(图4)。随着地质时间的推移,烃源灶范围不断扩大,中心位置也逐渐由油源灶向气源灶转化。至今,大部分地区仍在供烃,靠近凹陷边缘位置的烃源灶以生油为主,靠近凹陷中心位置的烃源灶以生气为主,凹陷中心由于演化程度过高而不再生成油气。这样的烃源灶分布形成了油型气与原油相伴生、油气围绕风城组尖灭线环带状分布的特征。
2.2.2“断—盖”遮挡控制了油气的差异聚集
断层是形成二叠系圈闭的重要封闭条件,克百地区断层遮挡具有以下特征:①断层较为古老,二叠纪后未活动,剖面上表现为未错断上乌尔禾组盖层;②延伸较长,断距较大的断层控制了主要油气藏的形成;③呈弧形弯曲的断层易形成有效的圈闭和油气藏。统计结果表明(图5),当前三叠系断层断距大于单砂层厚度时[19],利于形成上倾方向遮挡,如581井北断裂井北断裂、克007井北断裂、克80井西断裂等,而当断层断距小于单砂层厚度时,不利于形成上倾方向遮挡。该区主要发育乌尔禾组顶部、风城组、佳木河组顶部3套盖层。其中,乌尔禾组顶部盖层为湖相暗色泥岩沉积,是该区最为重要的区域性盖层,厚度为20~80m,受其对油气的分隔作用形成了该区“上油下气”的特征;风城组盖层对应于二叠纪最大湖侵期沉积的泥岩,厚度可达200m;佳木河组顶部盖层为风化黏土层,厚度介于10~20m,对聚集于佳木河组内幕的煤型气起封盖作用。盖层的宏观封闭性主要取决于盖层厚度[20],天然气藏与油藏的统计结果表明,该区天然气对盖层厚度要求更为苛刻,在盖层厚度小于10m的条件仍有油藏形成,却无法形成天然气藏,最终形成了油气平面分布的差异性。
2.2.3“断—面”输导体系控制了不同成因天然气的分布序列
在区域向东倾斜的背景下,佳木河组顶部不整合面之下的风化黏土层构成了有效封闭,其下的半风化岩石是二叠系油气重要的侧向运移通道。统计结果表明,距离不整合面越近,储集层物性越好,有油气显示的层数越多。风城组生成的油型气一方面受自身烃源岩的封隔作用,另外一方面由于烃源岩的演化阶段未完全进入生气阶段,使得油型气主要分布在风城组尖灭线以内。而佳木河组气源岩生成的煤型气大量沿着这套半风化岩石发生长距离的侧向运移(图6),大范围分布在斜坡外缘。煤型气与油型气之间则分布了混源气。输导断层相比遮挡型断层,其发育规模更大,历史上经历了多期活动,垂向上断穿至白垩系,平面上主要分布于西北缘斜坡外环的克拉玛依—乌夏断裂、红山嘴断裂等,主要对早期生成并运移至此的原油及油型气起到纵向调节作用[21]。综上所述,供气层位及分布范围、“断—盖”遮挡条件及“断—面”输导条件的配置关系,构成了西北缘克拉玛依—中拐区不同类型天然气有序分布的格局(图6):靠近凹陷一侧的佳木河组上部与油型气源灶对接形成油型气藏,下部则接收了来自凹陷中心的煤型气;由于断裂与不整合面对天然气垂向的调整作用,在风城组尖灭线附近形成了混合气藏;佳木河组内幕的煤型气则顺着该组顶部的不整合面发生较长距离的侧向运移。
3结论
1)准噶尔盆地西北缘五八区天然气主要为湿气,类型为气顶气,主要赋存于乌尔禾组顶部不整合面附近,成因类型以油型气为主,个别样品属于煤型气或混合型天然气,成藏期次与成藏过程与风城组烃源岩生成的原油一致。2)中拐区天然气主要为干气,类型为气藏气,主要赋存于佳木河组内部,成因类型为煤型气。该类天然气成藏时间较晚,为古近纪至今,平面分布主要受控于佳木河组新近纪气源灶。3)不同成因类型天然气的有序分布受控于供气层位及分布范围、“断—盖”遮挡条件及“断—面”输导条件三者的耦合关系。
作者：柳波 贺波 黄志龙 张越迁 殷忠朴 郭天旭 吴凡 单位：东北石油大学 中国石油大学 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院 中国石油大庆油田有限责任公司第一采油厂
一、甲烷化工艺主要类型
由于甲烷化反应是一个强放热过程，保持甲烷化反应器床层的温度在允许的范围内，及时而有效的移走反应热是甲烷化工艺过程平稳进行的关键。根据移走热量的方式不同，目前国内甲烷化工艺过程有多种，但经常应用的主要有以下三种类型：（1）等温甲烷化工艺（2）无循环绝热甲烷化工艺（3）有循环外移热甲烷化工艺第一种工艺是甲烷化反应直接在等温（典型的为列管式）反应器中进行，反应产生的热量由冷媒及时移走。其优点是反应可以控制在最佳的温度范围内进行、反应床层的温度梯度小，因为催化剂装填量较小；缺点是：反应器结构较为复杂、反应管材质为不锈钢，造价较高；其次，除了为反应器移走热量的冷媒循环系统之外，还需要另外设置反应热回收系统（如锅炉给水-蒸汽系统）。国内以中科院大连化物所开发工艺为代表，使用导热油作为反应器移热的冷媒。第二种工艺流程的反应器采用绝热反应器，反应热在反应器外被移走。该类流程经常在合成氨等工业装置中采用：通过甲烷化反应将工艺器中微量的CO和CO2与H2反应转化为CH4来达到净化的目的。在原料气中CO和CO2含量较高的情况下采用本工艺方案，由于反应温升明显，要求甲烷化催化剂有非常好的耐热性能，同时反应器必须能够使用高温反应工况。目前在国内，从事耐高温甲烷化催化剂和绝热甲烷化工艺研究，并取得较好成果的有西北化工研究院、西南化工研究院（四川天一科技股份有限公司）等单位，他们研制的耐高温甲烷化催化剂可以耐受600℃以上的高温。第三种工艺流程的反应器仍为绝热反应器，不同之处在于：甲烷化反应气在回收了热量并分离掉游离水之后，部分气通过循环压缩机升压后，与新鲜原料气混合，再回到反应器的入口。这种工艺适合于中、大型工业装置上采用。与其它方案相比，具有明显的优点：反应温升不剧烈，流程相对简单，控制相对平稳，可以有效回收中压蒸汽，反应器结构简单、无须采用特殊材质、投资相对节省、易于放大。同时，也存在不足：由于反应器进料流量增大，反应推动力减小，催化剂装填量在一定程度上明显增加，此外，该工艺必须要设置循环气压缩机，与无循环方案相比，会增加一定的动力消耗。
二、国内外甲烷化工艺现状
国外甲烷化催化剂及工艺的研究可追溯到上世纪初，当时主要用于脱除合成气中残留少量的碳氧化物（CO和CO2）。高CO含量的甲烷化的开发始于20世纪40年代，而真正发展时期是从20世纪70年代初开始。国外从事甲烷化催化剂和工艺研究的很多，美国煤气化研究所（GRI）、法国煤气发展公司（GI）、美国芝加哥煤气研究所（IGT）、托普索（Topsφe）、Lurgi等的研究成果，最引人注目。20世纪70年代初英国煤气公司采用间接甲烷化路线将鲁奇气化炉生产的煤气经变化再甲烷化得到合成天然气（SNG）；1984年，历时8年的美国的煤气甲烷化生产代用天然气的示范工厂——大平原厂终于建成投产。该装置采用RM多级甲烷化工艺直接将煤气转化为天然气。目前，利用煤气甲烷化生产天然气已经在美国、德国、丹麦等多个国家应用。有代表性的甲烷化流程有RM的多级绝热甲烷化工艺、Koppers-SNG法的变换-甲烷化联合工艺、Lurgi-Sasol甲烷化工艺、托普索的TREMP甲烷化工艺等。国内中科院大连化物所、西北化工研究院、华东理工大学、北京煤气化所和西南化工研究设计院（四川天一科技股份有限公司）等单位也开展了许多研究工作，在甲烷化催化剂的研制和甲烷化工艺研究上取得了不少成果。如西北化工研究院开发的RHM-266型耐高温煤气甲烷化催化剂在1986年就通过了化工部的鉴定，该院开发的JRE性耐高温煤气甲烷化催化剂1996年也通过了化工部的鉴定。西南化工研究设计院生产的甲烷化催化剂在国内多套合成氨装置的甲烷化单元实际运用多年，使用效果较好。总体来说，国内的甲烷化技术的不足在于缺少大规模的工业实践，已有装置规模偏小。
三、甲烷化工艺的综合比较
国外已工业化的SNG装置，以及国外公司（如丹麦托普索公司等）推荐采用的甲烷化工艺方案都是通过循环气外部移走反应热。因此，通过以上工艺的比较，第三种工艺较好，即有循环气外部传热（绝热多段固定床循环）的甲烷化工艺流程。当然，这些都需根据各地区的实际情况进行综合考虑,从而实现项目的经济最优化。
作者：李伟 单位：河北国泰安全评价有限公司
一、天然气管道泄漏的原因
1.管道腐蚀
通常，管道的外层会有防腐绝缘层，但是在运行过程中，非常容易出现因老化而开裂的现象，从而导致管道直接与外界的土壤、空气或者天然气接触，从而加速了腐蚀过程的进行。管道腐蚀是天然气管道泄漏的主要因素之一，由于腐蚀能够使管道壁厚减薄，因此会造成管道过度变形甚至破裂，也有可能造成管道穿孔或腐蚀开裂，从而造成严重的天然气泄漏事故。
2.环向焊缝开裂
天然气输送管道中存在很多的环向焊缝，而这些环向焊缝容易出现未焊透、溶蚀或者错边等缺陷，当受到天然气暑期压力或者外界压力时，容易在断面上产生一定大小的应力，当产生的应力比较大时，就会使缺陷进一步扩展，从而达到临界值而失稳，甚至出现裂纹，直接导致管道焊缝锻炼，从而造成严重的天然气泄漏事故。
3.外界因素的影响
所谓外界因素就是由于第三方责任事故以及不可抗外力而引发的管道泄漏事故的原因。一方面由于一些不法分子对输气管线进行盗窃破坏，两一方面由于操作不当或者工程机械的使用不当而损毁了长输管线，从而使长输管线在运行中出现故障。通常这些外界因素的发生频率与管道直径、壁厚和管道埋设深度有非常密切的关系，通常管径越小，管道埋设越浅，越容易遭到破坏。
二、天然气管道泄漏的抢修技术
1.更换管道
对于在天然气输送过程中损坏比较严重的管道，或者腐蚀面积比较大，人为造成管道断裂等等需要采取更换管道法进行抢修。通常更换管道之前要做好相应的安全措施，并且依据已经受损的管道情况去决定管道应该切除的长度，通常还需要在待切管的两端外侧1.2m的范围之内。另外还要查看管道有无焊口，之后方可切割。当旧管道被切除之后，要按照略长于旧管道的长度将新管道准备好，并且新管与原管的两端要用60o-70o的角打坡口，并且与原管道进行对口，之后再用钙基脂堵住原管两端的关口，通常钙基脂要在挂呢你距管口40cm以上的位置上，从而避免在进行焊接时由于高温熔化而使其失去密封性。对口后，还要沿着圆周等距离利用点焊的方式进行焊接，通常点焊的长度是管壁厚度的2-3倍。固定焊接的焊缝加强高度为2-3mm，不能够比壁厚大出百分之四十。另外，如果需要利用多层焊接技术，各层的焊道起点就需要错开20mm，并且逐层焊接。
2.补块修复法
补块修复法通常应用于内径比较大的腐蚀管道的修复当中。如果产生泄漏是由于裂缝造成的，则用熔断丝进行堵封，并且在管道中涂抹一层钙基脂。如果是由于腐蚀性穿孔而造成的泄漏，则应该先对补块进行点焊，再进行环向或者纵向的焊接，要将补块与管子形成90o的焊接角，并且对补块周围的管道进行必要的冷却措施。如果进行分层焊接，则需要在第一层焊完并且冷却之后在进行第二层的焊接。另外，管道在焊接后应该进行自然冷却，从而有效的避免由于冷脆影响焊接质量的现象产生。
3.管卡修复法
对于腐蚀泄漏点造成的天然气泄漏，通常由泄漏卡箍去解决。泄漏卡箍由相对轻的金属板条组成，采用单拉螺栓紧固在管线上。在离拉紧螺栓180o对面的位置上，还有一个丝扣活动件，通过它能够将密封橡胶板紧密压实堵住泄漏点。一般这种堵漏卡箍在独立的泄漏点的维修上应用比较广泛，并且该段管件最终会被更换。这类维修通常都被看做是临时性的紧急维修。
三、结束语
天然气管道安全输送过程中最重要的安全隐患就是泄漏，因此如何能够对泄漏采取有效的抢修措施是非常重要的一项技术。在确保天然气输送管道安全运行的前提下，不仅需要提高泄漏抢修技术，还需要对天然气管线进行好日常维护，如对整体管道安全性进行评估，尽量排除隐患，并且努力探索和研究新型高效的管道治理与维护措施等等。总之，为了人民的生命财产安全，一定要从根本上杜绝长输管道泄漏事故的发生。
信息：黄鹤 单位：中石化江汉油建工程建设有限公司
摘要：天然气水合物是21世纪潜在的新能源，它正受到各国科学家和各国政府的重视，本文简介了天然气水合物和各国对其合物资源调查和研究现状。
1什么是天然气水合物
天然气水合物又称固态甲烷，它是由天然气与水所组成，呈固体状态，其外貌极象冰雪或固体酒精，点火即可燃烧，因此有人称其为"可燃冰"、"气冰"、"固体瓦斯"。天然气水合物的结晶格架主要由水分子构成，在不同的低温高压条件下，水分子结晶形成不同类型多面体的笼形结构。其分子式为MnH2O加表示甲烷等气体，n为水分子数）。天然气水会物的结构类型有：I、11和H型。I型为立方晶体结构、Ⅱ型为菱型晶体结构、H型为六方晶体结构。Ⅰ型天然气水合物在自然界颁最广，而Ⅱ及H型水合物更为稳定。它是在低温高压条件下，由水与天然气（主要是甲烷气，每平方米的天然气水会物可释放出164立方米甲烷和0.8立方米的水）结合形成一种外观似水的白色结晶固体，主要存在于陆地上的永久冻土带和海洋沉积物中。
2国际上天然气水合物资源调查、研究现状
随着世界上石油、天然气资源的日渐耗尽，各国的科学家正在致力于寻找新的接替能源。天然气水合物被称为ZI世纪具有商业开发前景的战略资源，正受到各国科学家和各国政府的重视。
自60年代开始，俄、美、巴德、英、加等许多发达国家，甚至一些发展中国家对其也极为重视，开展了大量的工作。
俄罗斯自60年代开始，先后在白令海、鄂霍茨克海、千岛海沟、黑海、里海等开展了天然气水合物调查，并发现有工业意义的矿体。即使近期经济比较困难，仍坚持在巴伦支海和鄂霍茨克海等海域进行调查或研究工作。位于西西伯利亚东北部的Messoyakha天然气水合物矿田已成功生产了17年。
美国科学家早在1934年首次在输气管道中发现了天然气水合物，它堵塞了管道，影响了气体的输送而开始了对水合物结构及形成条件的研究。随后美、加在加拉斯加北坡、马更些三角洲冻土带相继发现了大规模的水合物矿藏。70年代初英国地调所科学家在美国东海岸大陆边缘所进行的地震探测中发现了"似海底反射层"（BottomSimilating，Reflector，英文称BSR）。紧接着于1974年又在深海钻探岩芯中获取天然气水合物样品，并释放出大量甲烷，证实了"似海底反射"与天然气水含物有关。1979年美国借助深海钻探计划（DSDP）和大洋钻探计划（ODP），长期主持和组织了此项工作，最早指出天然气水合物为未来的新型能源，并绘制了全美天然气水含物矿床位置图。积极参加这项工作的还有英国、加拿大、挪威、日本和法国等。1991年美国能源部组织召开"美国国家天然气水合物学术讨论会"。最为重要的是1995年冬ODP64航次在大西洋西部布莱克海台组织了专门的天然气水合物调查，打了一系列深海钻孔，首次证明天然气水会物广泛分布，肯定其具有商业开发的价值。同时指出天然气水会物矿层之下的游离气也具有经济意义。以甲烷碳量计算，初步估计该地区天然气水合物资源量多达100亿吨，可满足美国105年的天然气消耗。在天然气水合物取得一系列研究成果的基础上，美国地质学会主席莫尔斯于1996年把天然气水合物的发现作为当今六大成就之一。因此，美国参议院于1998年通过决议，把天然气水合物作为国家发展的战略能源列入国家级长远计划，要求能源部和美国地质调查局等有磁部门组织实施，其内容包括资源详查、生产技术、全球气候变化、安全及海底稳定性等五方面的问题，拟每年投人资金2000万美元，要求2010年达到计划目标，20年将投入商业性开发。
亚洲东北亚海域是天然气水合物又一重要富集区。80年代末ODP127、131航次在日本周缘海域进行钻探，获得了天然气水会物及BSR异常广布的重要发现。美国能源部的Krason在1992年日本东京召开的第29届国际地质大会上表明在日本周缘海域共发现9处的BSR分布区。天然气水合物矿层位于海底以下150-300M处，矿层厚度分别为3m、5m、7m，总厚为15m。估计在日本南海海槽的BSR颁面积约35000Km2。由于美国能源部发表了上述评估数据，加之日本油气能源短缺，它引起了日本通产省、科技界及企业界的高度重视。1995年日本通产省资源能源厅石油公司（JNOC）联合10家石油天然气私营企业制定了1995-l999年宏伟的"甲烷天然气水合物研究及开发推进初步计划"，投资6400万美元。通过对日本周边海域，特别是南海海槽、日本海东北部的鄂霍茨克海的靶区调查，发现南海海槽水合物位于水深850—1150m离岸较近，易于开发。水会物赋存一砂岩和火山沉积物中，其也隙度为35％，水合物充填率达85％，初步评价，日本南海海槽的天然气水合物甲烷资源量为7.4×l012m3，可满足日本100年的能源消耗。
德国从80年代后期还曾利用"太阳号"调查船与其他国家合作，先后对东太平洋俄勒冈海域的卡斯凯迪亚增生楔，以及西南太平洋和白令海域进行了水合物的调整。在南沙海槽、苏拉威西海、白令海等地都发现了与水合物有关的地震标志，并获取了水合物样品。
印度在1995年全国地质地球物理年会上统一了认识，认为天然气水含物已成为现今地质工作的主题。在印度科学和工业委员会的领导下制定了"全国天然气水合物研究计划"，投资5600万美元。迄今为止，印度已在其东西地区发现了多处地球物理异常，显示出良好的找矿前景。
韩国资源研究所和海洋开发研究所于1997年开始在其东南部近海郁龙盆地进行水含物调查，相继发现了略受变形的BSR、振幅空白带、浅气层、麻炕、海底滑坡、菱锰结核等一系列与水会物相关的标志。
新西兰在北岛东岸近海水深1-3Km，发现面积大于4×104km2的BSR分布区。
澳大利亚近年在其东部豪勋爵海底高原发现BSR分布面积达8×104km2。
巴基斯坦在阿曼湾开展了水会物调查，也取得了进展。
加拿大西侧胡安一德赛卡洋中脊斜坡区发现约1800亿油当量的天然气水合物资源量。
总之，目前已调查发现并圈定有天然气水合物的地区主要分布在西太平洋海域的白令海、鄂霍茨克海、千岛海沟、冲绳海槽、日本海、四国海槽、南海海槽、苏拉威西海、新西兰北岛；东太平洋海域的中美海槽、北加利福尼亚一俄勒冈滨外、秘鲁海槽；大西洋海域的美国东海岸外布莱克海台、墨西哥湾、加勒比海、南美东海岸外陆缘、非洲西西海岸海域；印度洋的阿曼海湾；北极的巴伦支海和波弗特海；南极的罗斯海和威德尔海，以及黑海与里海等。目前世界这些海域内有88处直接或间接发现了天然气水合物，其中26处岩心见到天然气水会物，62处见到有天然气水合物地震标志的似海底反射（BSR），许多地方见有生物及碳酸盐结壳标志。据专家估算：在全世界的边缘海、深海槽区及大洋盆地中，目前已发现的水深3000m以内沉积物中天然气水会物中甲烷资源量为2.1×1016m3（2.l万万亿m3）。水合物中甲烷的碳总量相当于全世界已知煤、石油和天然气总量的二倍。可满足人类1000年的需求，其储量之大，分布面积之广，是人类未来不可多得的能源。以上储量的估算尚不包括天然气水合物层之下的游离气体。
3我国有关天然气水合物的研究、调查现状
近年来，国家领导和国土资源部、科技部、财政部、国家计委等部委领导非常重视天然气水合物的调查与研究。首先是对我国管辖海域历年来做过大量的地震勘查资料分析，在冲绳海槽的边坡、南海的北部陆坡、西沙海槽和西沙群岛南坡等处发现了海底天然气水合物存在的似海底地震反射层（BSR）标志。并在对海底天然气水合物的成因、地球化学、地球物理特征、外北采集、资料处理解释、钻孔取样、测井分析、资源评价、海底地质灾害等方面进行了系统的研究，并取得了丰富的资料和大量的数据。
自1984年始，我国地质界对国外有关水会物调查状况及其巨大
的资源潜力进行了系统的资料汇集。广州海洋地质调查局的科技人员对80年代早、中期在南海北部陆坡区完成的2万多公里地震资料进行复查，在南海北部陆坡区发现有似海底反射（BSR）显示。根据国土资源部中国地质调查局的安排，广州海洋地质调查局于1999年10十月首次在我国海域南海北部西沙海槽区开展海洋天然气水合物前期试验性调查。完成三条高分辩率地震测线共543.3km。2000年9-11月，广州海洋地质调查局"探宝号"和"海洋四号"调查船在西沙海槽继续开展天然气水含物的调查。共完成高分辩率多道地震1593.39km、多波束海底地形测量703.5km、地球化学采样20个、孔隙水样品18个、气态烃传感器现场快速测定样品33个。获得突破性进展。资料表明：地震剖面上具明显似海底反射界面(BSR）和振幅空白带。"BSR"界面一般位于海底以下300-700m，最浅处约180m。振幅空白带或弱振幅带厚度约80-600m，"BSR"分布面积约2400km''''。以地震为主的多学科综合调查表明：海域天然气水合物主要赋存于活动大陆边缘和非活动大陆边缘的深水陆坡区，尤以活动陆缘俯冲带增生楔区、非活动陆缘和陆隆台地断褶区水含物十分发育。根据ODP184航次1144钻井资料揭示，在南海海域东沙群岛东南地区，l百万年以来沉积速率在每百万年400-1200m之间，莺歌海盆地中中新世以来沉积速度很大。资料表明：南海北部和西部陆坡的沉积速率和已发现有丰富天然气水合物资源的美国东海岸外布莱克海台地区类似。南海海域水含物可能赋存的有利部位是：北部陆坡区、西部走滑剪切带、东部板块聚合边缘及南部台槽区。本区具有增生楔型双BSR、槽缘斜坡型BSR、台地型BSR及盆缘斜坡型BSR等四种类型的水合物地震标志BSR构型。从地球化学研究发现南海北部陆坡区和南沙海域，经常存在临震前的卫星热红外增温异常，其温度较周围海域升高5-6℃，特别是南海北部陆坡区，从琼东南开始，经东沙群岛，直到台湾西南一带，多次重复出现增温异常，它可能与海底的天然气水会物及油气有关。
综合资料表明：南海陆坡和陆隆区应有丰富的天然气水合物矿藏，估算其总资源量达643.5-772.2亿吨油当量，大约相当于我国陆上和近海石油天然气总资源量的1/2。
西沙海槽位于南海北部陆坡区的新生代被动大陆边缘型沉积盆地。新生代最大沉积厚度超过7000m，具断裂活跃。水深大于400m。基于应用国家863研究项目"深水多道高分辨率地震技术"而获得了可靠的天然气水合物存在地震标志：1）在西沙海槽盆北部斜坡和南部台地深度200-700m发现强BSR显示，在部分测线可见到明显的BSR与地层斜交现象。2）振幅异常，BSR上方出现弱振幅或振幅空白带，以层状和块状分布，厚度80-450m。3）BSR波形与海底反射波相比，出现明显的反极性。4）BSR之上的振幅空白带具有明显的速度增大的变化趋势。资料表明：南海北部西沙海槽天然气水合物存在面积大，是一个有利的天然气水合物远景区。
2001年，中国地质调查局在财政部的支持下，广州海洋地质调查局继续在南海北部海域进行天然气水合物资源的调查与研究，计划在东沙群岛附近海域开展高分辨率多道地震调查3500km，在西沙海槽区进行沉积物取样及配套的地球化学异常探测35个站位及其他多波束海底地形探测、海底电视摄像与浅层剖面测量等。另据我国台大海洋所及台湾中油公司资料，在台西南增生楔，水深500-2000m处广泛存在BSR，其面积2×104km2。并在台东南海底发现大面积分布的白色天然气水合物赋存区。
4意见与建议
（1）鉴于天然气水合物是21世纪潜在的新能源，它正受到各国科学家和各国政府的重视，其调查研究成果日新月异，故及时了解、收集、交流这方面的情况、勘探方法及成果尤为重要，为赶超国际天然气水合物调查、研究水平，促进我国天然气水会物的调查、勘探与开发事业，为我国经济的持续发展做出新贡献，建议每两年召开一次全国性的"天然气水合物调查动态、勘探方法和成果研讨会"。
（2）我国南海广阔的陆坡及东海部分陆坡具有形成天然气水含物的地质条件，建议尽快开展这两个海区的天然气水含物的调查研究工作，为我国国民经济可持续发展提供新能源。
（3）天然气水合物的开采方法目前主要在热激化法、减压法和注人剂法三种。开发的最大难点是保证井底稳定，使甲烷气不泄漏、不引发温室效应。针对这一问题，日本提出了"分子控制"开采方案。天然气水会物矿藏的最终确定必须通过钻探，其难度比常规海上油气钻探要大得多，一方面是水太深，另一方面由于天然气水合物遇减压会迅速分解，极易造成井喷。日益增多的成果表明，由自然或人为因素所引起温压变化，均可使水合物分解，造成海底滑坡、生物灭亡和气候变暖等环境灾害。因而研究天然气水合物的钻采方法已迫在眉捷，建议尽快开展室内外天然气水合物钻采方法的研究工作。
石油天然气行业是具有高风险、高投资、长周期和效益递减等特性的特殊行业，在国民经济中占有重要地位，并且众多大型石油天然气企业公开上市，这要求该行业必须有适合自己行业特点的制度化、准则化的会计业务处理政策和原则。在美国等西方国家，石油天然气会计准则是其会计准则中的重要内容。美国财务会计准则委员会（以下简称FASB）先后颁布了六个关于石油天然气行业的专门会计准则（FASNo.19、25、69、95、109、121），其中仍然适用的内容或条款，包括在《FASB现行的关于石油天然气生产活动的规定（第Oi5节）》中。而国际会计准则理事会（以下简称IASB）也在2005年1月颁布了IFRS6《矿产资源的勘探与评价》。本文就石油天然气会计准则的几个重点问题进行国际比较，并提出制订我国石油天然气会计准则的建议。
一、FASB、IASB石油天然气会计准则的比较
（一）准则制订的背景比较
20世纪70年代的石油危机引发社会对石油天然气的供应安全的焦虑与担心，促使美国政府开始重视能源数据以满足建立国家储备的需要，并且当时指导石油天然气公司会计与报告的文件很多，导致报告的复杂与混乱且缺少可比性，因此FASB花费几十年进行了大量的石油天然气会计理论研究，并以此为基础制订并颁布了一系列石油天然气会计准则，用以指导会计信息的计量与披霹。而IASB是从21世纪开始进行石油天然气等采掘业的会计理论研究，其主要目的是为了减少采掘行业企业在财务会计与报告方面的差异以利于采掘业企业的跨国经营，但是由于许多采掘业的主体自2006年1月1日起需要按国际会计准则编制和提供财务会计报表，因此IASB只能先关注于矿产资源勘探与评价这主要问题，于2004年12月颁布了IFRS6《矿产资源的勘探与评价》。同FASB相比，IASB制订的准则只是一个中间过渡产物，并且由于概念理解上的区别，IASB制订的准则在名称上和FASB存在区别，采掘业所包括的内容范围更广一些。
（二）准则内容的比较
FASB现行的关于石油天然气生产活动的规定（第Oi5节）主要内容包括：总论、范围、成本发生时的会计处理、资本化成本的处理、矿区转让和相关交易、所得税的会计处理、探明矿区的减值测试和资本化的勘探、开发成本、全部成本法下的资本化利息、披露和名词解释等；而IFRS6其内容包括目标、范围、勘探和评价资产的确认、勘探和评价资产的计量、列报、减值、披露、生效日期与过渡性规定等。可以看出FASB和IASB的准则都涉及了对采掘行业矿产资源的勘探与评价的会计处理。只是FASB的准则包括从事石油天然气生产活动的企业的矿产权益的取得、勘探（包括前景勘探）开发和原油的生产和权益的取得与转让的会计处理，其内容完整并且构成了一个严密的准则体系；而IASB的准则仅仅涉及到了矿产资源勘探与评价。以下我们将就两个组织颁布的准则中涉及的共同方面一勘探与评价所包括的具体内容进行比较。
（三）确认与计量的比较
1.确认时计量的比较
FASB现行准则认为：勘探应包括钻勘探井和勘探参数井，勘探成本包括辅助设备和设施的折旧和操作成本以及进行其他勘探活动发生的成本，其主要种类有地层、地质和地球物理研究费用、为维持未开发矿区所发生的成本、干井贡献和井底贡献、钻探和装备勘探井的成本、钻勘探参数井的成本等；而IFRS6认为勘探与评价资产的计量按历史成本计量，初始计量时勘探与评价资产的成本构成包括与下列活动有关的费用：探矿权的取得、地形与地质地球物理化学研究、钻探井、土建、采样、与评价开采矿产资源的技术可行性和商业可采性等活动、相关恢复和拆除成本等。可以看出两个组织对勘探成本构成要素的认识基本一致，只是FASB认为一般石油企业经营活动分为取得矿权、勘探、开发和生产四个阶段，每个阶段都发生相关的成本，会计都要对其进行相应的记录与反映；而IFRS6却将矿权取得成本归入勘探与评价支出，将石油天然气经营活动前两个阶段和为一个阶段。
2.减值的确认与计量的比较
FASB规定应对分别对探明矿区和未探明矿区进行评估来确认减损，在未探明矿区钻干井后不继续打井或租期已到而未在油藏附近打井时，则认为该矿区可能遭受减损，减损的确认和评价备抵的数目应通过矿区的摊销来实现，对于找到油天气储量的勘探井，如当年不能确定探明储量或以后发现储量不能生产时则应假设发生减损，并将其成本做费用列支；IFRS6认为勘探与评价资产的主体应每年进行减值评估并确认相应的减值损失，在确认减值时应考虑IAS36《资产减值》的规定和某些表明主体将终止勘探的迹象。主体确定会计政策将勘探与评价资产分配到现金产出单元或现金产出单元组中以便对资产减值进行评估，为减值测试而确定的层次可能由一个或多个现金产出单元组成。可以看出两者都规定每年都进行减值评估并确认相应的减值损失。但FASB规定分别对探明矿区和未探明矿区进行评估来确认减损，减损的确认和评价备抵的数目应通过矿区的摊销来实现；而IFRS6则规定将勘探与评价资产分配到现金产出单元或现金产出单元组中以进行减值评估，并认为一个或多个现金产出单元构成减值测试的层次。
（四）列报与披露的比较
FASB认为对石油天然气矿区的取得、勘探、和开发活动中发生的成本的揭示，应按成本的发生地点分地理区域揭示，并且探明矿产权益成本很大时，要和未探明矿区分开揭示，在对油气生产的经营成果的揭示中必须说明勘探费用、折旧、折耗和摊销以及估价准备等信息。IFRS在开采一项矿产资源的技术和商业可行性得到证明之前将勘探和评价资产分为有形资产和无形资产两类，并认为主体应披露以下信息：关于勘探与评价支出的会计政策，由矿产资源的勘探与评价所引起的资产、负债、收入和费用的金额。可以看出FASB和IASB都要对取得矿区和勘探成本进行揭示，只是FASB对矿区取得成本与勘探成本的揭示是做为石油企业经营活动的两个过程中所发生的成本的揭示，并且需要分探明矿区和未分探明矿区进行揭示，在经营成果中也需要对勘探费用进行披露；而IFRS6则是将矿区取得与勘探评价过程所形成的资产负债收入与费用进行披露，并需披露关于勘探与评价支出的会计政策。
二、我国石油天然气会计信息披露规范的现状
目前我国石油天然气生产公司主要有三家，即中国石油天然气股份有限公司（CNPC）中国石油化工股份有限公司（SINOPEC）和中国海洋石油总公司（CNOOC）。其中CNOOC的会计核算制度相对与国际惯例比较接近，类似于成果法。而CNPC和SINOPEC也借鉴采用了国际通行的成果法，对香港和国外10％股份股东的报告则按国际会计准则或美国油气准则的要求对现行资料进行调整，但其对国内90％股份股东的报告使用的是《股份有限公司会计制度》和已颁布的具体会计准则。于是出现了这样的现象：对上市的股份执行的IASB或FASB的准则，对非上市的股份则执行各自内部会计制度，在国内没有统一的油气上游作业信息披露规范。这样在我国石油天然气行业企业实际上是按照不同的标准来对其生产活动进行计价与报告，这不但造成了不同企业间的会计信息的不可比，不利于投资人和其他会计信息使用者的投资与决策，也大大增加了我国石油企业的会计信息转换成本，并且在国际会计准则标准化的趋势下，也不利于体现我国石油企业的意愿和维护自己的利益，因此借鉴国际石油天然气会计准则制订符合我国国情的石油天然气会计准则势在必行。
三、改进我国石油天然气会计披露的建议
通过对FASB和IASB对石油天然气会计准则的制订的过程及内容的比较，并结合我国石油天然气会计信息披露规范的现状，我们可以得到下列启示。
（一）必须建立我国石油天然气会计准则
在我国，石油天然气等战略资源对我国经济发展和经济安全有着十分重要的影响，因此客观、公允地计量与报告石油天然气生产活动对投资者投资和政府进行管制来说都是十分重要的。但是我国石油企业会计报告由于缺乏石油天然气会计准则，造成了报告内容的不规范和上市企业的高成本，这也不利于企业的发展和投资者的需要，因此必须制定我国的石油天然气会计准则，规范油气企业的会计核算，完善我国会计准则体系，促进国际间的协调。
（二）加强石油天然气会计理论的研究
FASB和IASB两个组织在准则的制订过程中都进行了大量的理论研究和准备工作，尤其FASB几个石油天然气会计准则的制订经历十数年，其间颁布的准则的部分内容随着研究的深入分别被以后的准则所替代，最终形成了一个严整的石油天然气会计准则体系。而我国制订石油天然气会计准则，虽然有FASB和IASB现存的准则可以借鉴，但我国有自己的社会政治经济环境，因此必须对我国国情下石油天然气会计理论进行研究，尤其是需要充分界定石油天然气资产的定义和其构成内容，以体现我国特色和符合国人的阅读理解习惯。
（三）借鉴国际会计准则，制订石油天然气会计准则
通过对FASB和IASB石油天然气会计准则的比较，我们可以发现，FASB的现行的石油天然气会计准则，在准则名称、内容范围、对油气企业活动的会计处理的规范中，都具有更高的借鉴性。因此，我们完全可以借鉴FASB现行的石油天然气会计准则，来制订我国的石油天然气会计准则，在准则制订中有以下几点值得注意：
准则名称上应该将石油天然气行业从采掘业中划分出来，因为在我国石油天然气行业的重要性和其生产的特性决定有必要专门为规范其活动制订准则，其他采掘行业可以仿照执行。
准则内容上应该对油气企业整个生产经营活动的会计处理进行规范，而不是仅仅限于油气生产活动某一环节，其具体可以分为引言、定义、费用发生时的基本会计核算、油气生产活动的揭示、矿区财产权益的转让及相关的交易、所得税的会计核算以及生效日期和过渡等几个部分。
准则的制定需以对基本概念的界定和对会计基本原则的把握为基础，不同的概念基础或对基本原则不同角度的理解会导致不同的确认与计量结果，由于中国的财务会计有对资产做明确的类别划分并规定具体的内容和条件的习惯，这不仅便于实务操作，也便于信息使用者的阅读和理解，因此在准则中可以对石油天然气资产的定义和其构成内容首先进行严格的界定。
由于中国石油企业习惯上将其经营活动可划分为四个阶段，即矿权取得阶段、勘探阶段、开发阶段和生产阶段，因此在对其费用发生时的会计核算应该就这四个阶段分别进行会计处理，尤其是取得成本的核算，随着我国经济体制改革的深入，必然需要对成本的取得进行单独处理，这点需在准则中有所体现，而不能因当前的情况而忽视。
石油天然气资产应采用的会计方法的选择上需要实施和完善成果法，虽然FASB和IASB的准则中没有明确规定必须采用成果法，但通过其对资本化成本的处理可以看出，两者都倾向于采用成果法，并且我国石油企业的实力也决定其完全可以采用成果法，目前需要做的是对我国现行近似成果法的进一步完善。例如可以取消储量使用费，改变CNOOC对自营勘探投资不论是否发现商业性油气流，均在次年摊入油气销售成本的会计处理方法。
一、石油天然气行业下一步改革的主要内容
为保证能源安全和石油天然气的可持续供应，下一步必须在阻碍石油天然气改革的难点领域有所突破。应该在完善法律法规的基础上加大市场化改革的力度，实现政企分开，转变政府职能，打破行政垄断，引入市场竞争，营造真正的市场竞争主体，加快投融资体制和价格体制改革，为我国石油天然气行业改革创造一个良好的内外部环境。
（一）完善政府管理体制
石油天然气是关系国家经济命脉的行业，政府无疑必须在其中发挥重要作用。要集中分散在各政府部门的职能，将仍保留在企业中的行政职能分离出来，建立综合的能源政府管理部门，并根据行业发展的要求建立相应的监管机构，将政府的政策制定职能与监管职能逐步分开，按照依法监管的原则建立现代监管制度，逐渐淡化行政审批等行政管理职能，在进行经济监管的同时，增强技术、安全、环保等社会监管手段。根据我国石油天然气行业所处发展阶段、资源状况和市场特征，政府的职能应主要体现在：制定宏观发展政策；在建立国家能源管理体制的基础上，实行石油战略管理；针对石油天然气行业制定有关促进竞争和反垄断的政策和法规，保证市场的公平有序竞争，使企业成为真正的市场竞争主体；根据上下游各环节的技术经济特点，采取不同的监管机制，在竞争性环节放开竞争，进行市场准入和价格管制等，在自然垄断环节实行政府管制；发挥规范、协调企业行为和督促企业自律的作用；进行市场预测和提供信息服务等。
（二）打破行政垄断和市场分割，培育有效市场竞争
石油天然气行业应深化市场化改革，引入竞争机制，建立与健全市场机制。主要包括放松市场准入，逐步放开终端销售市场；打破地域垄断，积极培养市场主体；从开放、完善和规范市场入手，制定市场规则，形成合理的、有序的竞争格局；鼓励其它社会资金进入流通领域，营造健康有序的市场环境；充分运用市场经济手段，如建立国内石油现货和期货交易市场，以达到发现价格、规避风险、跟踪供求、调控市场的目的，合理引导石油天然气的生产、经营和消费。
应根据行业发展阶段和上下游各环节的技术经济特点，在我国石油天然气行业有序引入竞争。具体来说，上游石油天然气资源开采环节在实行许可证制度的基础上，引入竞争，这样有利于打破资源的区域性垄断，促进企业增加勘探投入，增加石油天然气资源储量，提高开采效率；下游销售环节，特别是加油站是竞争性市场，应加大放开竞争的步伐，并通过安全、技术和环保标准等手段维护市场竞争秩序；从管道运输环节来看，天然气管道运输环节具有一定的自然垄断性，特别是我国的天然气产业还处在发展初期，管网非常薄弱，大部分生产者和用户之间都是单线联系，而且需求规模有限，还不具备欧美国家那样广泛引入竞争的条件，应该逐步引入竞争，可首先实行管道运输特许经营权的公开招标制度，引入市场竞争；同时，实行运输与销售分离，加强对管道运输定价的监管。石油管道运输与天然气管道运输有所不同，石油管道可与其他运输工具平行竞争，其垄断性要比天然气管道弱，但由于我国所处发展阶段及石油战略的重要地位，且管道建设仍非常不足，国家仍有必要加强对管道建设的投入和监管。
（三）划分自然垄断业务与竞争性业务
石油天然气行业是由开发勘探、管道运输和终端销售等多个环节组成，各环节的性质不尽相同。总的来说，除管道运输因其网络特征而具有自然垄断性质外，其它各环节从经济学角度来说应该是竞争性的。而我国的现状是这两种业务混合在一起参与市场竞争，这对于形成公平的市场竞争秩序极其不利。一方面，企业会凭借优势地位将垄断延伸到竞争性环节；另一方面，会导致“交叉补贴”的长期存在。
从国际经验看，为在具有自然垄断业务的行业改革时创造公平竞争的环境，各国都在改革之初严格界定石油天然气行业的非自然垄断环节和自然垄断性环节，并将这两种业务根据改革的进程逐步分离。如美国的天然气行业改革就是从分离销售与管道开始的。首先，联邦能源规制委员会要求管道公司把天然气运输与其他各种服务（主要是销售）分离，规定消费者可以从任一生产者处购买天然气，生产者也可以直接向最终用户和批发商卖气，生产者之间展开争夺用户的竞争。其次，要求管道公司公平地提供管道服务。尽管天然气产业上下游已经形成了竞争市场，但是，由于管道运输具有一定的自然垄断特性，联邦能源规制委员会要求管道公司对所有的市场参与者提供非歧视性的管道运输服务。
应借鉴国外改革的经验，根据我国行业特征和发展阶段，逐步将自然垄断性业务从竞争性业务中分离出去，竞争性业务放开市场准入，建立公平有序的竞争秩序，形成多元化发展的格局；而在自然垄断性环节加强监管，防止滥用垄断优势，确保管道运输的安全和稳定，保证对第三方提供非歧视性管道接入，保证整个市场的公平竞争；在有条件的情况下可引入一定程度的竞争，如可由两家国有企业竞争经营，以最大程度地降低垄断造成的效益损失。在严格区分自然垄断业务与竞争业务的基础上，应该对不能获得正常经营利润，具有普遍服务性质的环节形成合理的财政补贴机制，避免因行业内的交叉补贴而扩大垄断的范围。
（四）投融资体制改革
我国石油天然气还处在发展阶段，需要大量资金投入，而石油天然气行业又具有投入周期长，见效慢，风险大等特点。我国在计划经济体制下形成的投融资体制已经远远不能满足石油天然气改革和发展的需要。因此，完善投融资体制，建立投资风险机制，形成包括外资和民间资本积极参与的多元化发展格局，对于我国能源安全保障和可持续供应具有重要意义。
要改变过去由政府决定和主导投资的方式，政府在投资领域的角色应是制定行业发展规划，公布投资信息，协调国家级的投资项目；对关系到国计民生重大项目适当进行投资，但这些项目的投资决策应充分科学化和民主化，且不一定由国有企业独资经营；同时，抓紧制定和规范我国天然气企业境外投资监管制度。至于具体的投资活动应由企业自主决策，鼓励多渠道，包括在国内外资本市场上筹集资金的方式，加大石油天然气勘探、开发、管道运输的投资；鼓励各种资本通过参股、控股、合资、合作等形式参加我国石油天然气建设，逐步推行投资主体多元化；鼓励能够发挥我国比较优势的石油天然气企业对外投资，支持具有竞争力的天然气企业跨国经营，并在信贷、保险等方面予以帮助。
（五）价格体制改革
价格的市场化改革往往是各行业改革的攻坚环节，它要求市场竞争的局面初步形成，有相应的体制环境和配套条件，如在自然垄断领域就要求有发达的管网作保证，而这些在我国现阶段基本不具备，因此不能操之过急，应根据我国石油天然气行业的发展阶段和行业特点制定相应的价格市场化道路。
1.完善与国际价格接轨的办法，促进石油价格机制的形成
从长远看，国内石油价格改革的最终目标是放开价格，由市场竞争形成。但在竞争性市场结构尚未建立，市场竞争还不充分的条件下，完全放开价格不现实。近期改革的重点应是进一步完善石油价格
接轨，接轨的原则是：一是有利于充分发挥市场配置资源的基础性作用，价格的确定要反映市场供求变化；二是适应加入WTO后市场逐步开放的要求，坚持与国际市场接轨；三是以企业为主体，国家适度管理；四是多种机制减少价格波动。石油价格的市场化改革可先在成品油环节突破，并带动其它环节的价格市场化进程。
2.以供求关系为基础，兼顾能源比价，形成合理的天然气价格机制
天然气定价机制改革应按照发展阶段和行业特点，循序推进市场化进程，保障投资者的合理回报。改革初期，政府应确定管输价格，可以采取社会平均回报率或略高的投资回报率，以吸引多种资金进入，扩大管网规模；逐步放松对天然气行业其它环节的价格的管制，鼓励供求双方制定包括“照付不议”条款在内的长期供气合同；还应与可替代能源(如燃料油、柴油、LNG等)价格和物价指数挂钩，以鼓励天然气消费。改革后期，应逐渐在上游引入竞争，允许第三方进入天然气管输网络，创造竞争的市场环境，在条件成熟时政府不再监管天然气井口价，但对管输价格仍然严格监管。
（六）现代企业制度建设
石油天然气行业国有企业改革与重组应以建立现代企业制度为目标，建立合理的公司治理结构，实现责权利相统一和所有权与经营权彻底分离，完善经营机制，提高核心竞争力。同时，建立有效的激励和惩罚机制，特别是在投融资领域，实行法人负责制，研究出台一系列优惠政策，支持并推动企业减员增效，处理不良资产。
由于国有经济在石油天然气行业中占主导地位，为推动改革的顺利进行，必须探索国有资本的多种实现形式，实现产权多元化。其中，股份制是优化国有经济的有效方式之一。国有资本通过股份制可以吸引和组织更多的社会资本，从而放大国有资本的功能，提高国有经济的控制力、影响力和带动力，并促进产权多元化的形成和市场化改革进程。
二、政策建议
（一）健全法律法规体系
应从法律保障我国能源安全角度出发，制定国家层面涵盖整个国民经济的《能源法》；抓紧制定和修订《反垄断法》、《反倾销反补贴条例》、《保障措施条例》等维护公平竞争、整顿和规范市场经济秩序的法律法规；加快制定《石油法》和《天然气法》；为促进节能，应根据需要完善《节能法》，并加快制定《节能法》配套法规和实施细则，引导和规范全社会用能行为，其重点是制定《节约石油管理办法》、《能源效率标识管理办法》等。为保证法律法规的落实，应加强执法，完善法律法规的基础上，健全执法体系，加强监督检查，依法实施管理。
（二）制定综合发展战略
石油天然气不仅与国民经济各部门的发展休戚相关，而且内在联系也非常强的行业，因此，在对国内外资源和需求变化进行科学预测的基础上，制定长期的系统的行业发展战略和政策措施，不仅对行业发展非常必要，而且还将促进整个能源产业的发展，对国家能源安全保障和能源可持续供应都有着重要的意义。石油天然气行业的发展变化非常快，行业内外的经济关系非常复杂，制定发展战略应周全考虑，充分征求社会各界的意见，以保证政策的连续性、稳定性和协调性。
（三）管理机构改革
1.建立集中统一的能源管理部门
能源产业是关系到国计民生的国民经济重要产业，涉及石油等国家短缺战略物资、以及电网和天然气网的建设和运行等国家经济命脉，同时，能源内部各行业间的关联性和互动性很强，这些决定了能源产业是一个综合性很强的产业部门，其发展除了应遵循市场经济规律外，还应有政府管理和协调。而我国目前的能源管理呈多部门分散态势，综合性和长远性较差，为此，应借鉴北美经验建立国家层面的集中的宏观能源管理模式。这种模式比较符合我国能源大国的特点。应将分散在多家综合部门的能源部门分离出来重新整合，将管理权集中，这能有效避免政府职能的重复及交叉；按照煤炭、石油、天然气、电力、新能源和可再生能源分别设立专业性的司局，以加强对这些行业的发展战略、政策目标、管理体制框架、法律法规的研究和制定。
2.建立独立的监管机构
由于能源产业改革的特殊性及其广泛存在自然垄断性环节，发挥政府管理的作用是勿庸置疑的。但政府应该逐步从竞争性领域退出，进一步转变职能，从“指令性管理”向“禁令性管理”转变，这就要求将政策的制定与监管职能完全分开，建立独立的国家级综合监管机构和行业监管机构。
根据监管机构设置的原则及职能确定，设计了三个能源领域监管设置的方案。
第一种方案：建立独立于能源主管部门的国家级综合能源监管机构；国家级综合能源监管机构下对网络性质较强的行业（如电力、石油、天然气）设单独的行业监管机构。
第二种方案：国家能源主管部门内设立能源监管机构，并通过立法规定其独立监管的权力，在监管机构下对自然垄断性较强的电力、天然气、石油单独设立行业监管机构，这些行业监管机构是相对独立的。
第三种方案：充分考虑现有能源管理机构的现状和正在进行的改革，可考虑在现有能源管理格局下尽快建立自然垄断性强的电力、天然气、石油行业单独的监管机构，按照权责对等的原则赋予这些机构真正行使监管的权力，并将能源局仍保留的相关行业监管职能尽快分离出来，归入成立的行业监管机构，没有建立独立的行业监管机构的行业监管职能仍暂由能源局行使。
上述三种方案是根据不同的背景和目标而设计的，从真正实现政监分开，提高监管效率方面考虑，第一种方案是理想方案，也是最符合建立现代监管体制要求的模式；从现实性和可操作性角度考虑，第二种方案是现在应该采取的模式，但鉴于我国现有的能源管理格局，可先由第一方案起步，但过渡时间不能太长。需要强调的是，这三种方案都是在国家和地方设立相应的监管机构，即都在省一级也建立相应的政府主管部门、综合监管部门或行业监管机构（个别行业可根据情况需要在区域一级设立相应机构，如区域的电力监管机构）。其中地方成立的监管机构，职能相对独立，权限也较大，且随着改革的深入，具体监管的实施应主要放在地方监管机构，但地方级的机构都接受国家相应机构的管理或监督；不管采取何种方案，都应在明确各自隶属关系和职能划分的基础上，处理好国家能源主管部门、国家级能源监管机构、行业协会及各地方相应机构的关系；在发挥能源主管部门和能源监管机构作用的同时，逐渐加强行业协会在能源协调发展和社会监管中的独特作用，以促进监管的公开透明，提高监管效率。
（四）建立石油安全保障体系，确保可持续供应
我国石油供应的不安全性体现在多个方面，对外依存的增大、企业石油库存量过低、国家石油战略储备尚未建立、石油进口外汇支出逐年增加、进口通道安全性变差、国内石油价格过分依赖国际油价、国际石油地缘政治的重大变化等等都对中国获得稳定、可靠、安全的石油供应产生影响。我国石油供应既存在价格急剧变动的经济风险，也存在石油供应阶段性、部分性供应中断的隐患，因此，完
善石油安全保障体系应成为我国能源发展战略中的重要内容。
1.多种方式保障石油安全
为确保经济的稳定发展和能源的安全供应，必须采取多种途径利用国际能源资源和市场。现在尽管世界区域性纷争不断，但经济手段仍是解决能源领域的主要途径，我国还是应充分发挥经济杠杆的作用，遵循市场规律，主动出击，在全球性的石油资源争夺中逐步占据有利位置，不再受制于人。但世界的复杂形势也要求我们有应对策略，未雨绸缪，在主要运用经济手段时，必要时结合使用多种办法保障我国的能源安全。随着我国实力的增强及国际地位的提高，保障石油安全应该日益与国家的政治、经济甚至是军事紧密联系起来，国家应增强外交活动中对能源领域的关注度及目的性，在国家层面对开放性能源政策实施统一指导和协调，建议与俄罗斯等能源大国建立稳定的能源合作双边机制。
2.立足国内，利用国际市场
总体而言，应该立足国内、面向世界，解决我国石油供应不足的问题。首先，应立足国内，一方面要在提高经济效率的前提下，充分挖掘国内能源生产能力，加大对国内油气资源勘探的投入，增加海洋油气资源勘探的投入，大力发展油气生产。另一方面，应改善我国能源结构，形成我国多元化能源结构，特别是充分利用可再生能源，发展石油替代能源；大力实行节油，发展石油高效利用技术，提高石油利用效率。同时，应加强西部能源的开发，提高开发和利用西部能源在保障我国能源安全中的战略地位。
在加强我国油气资源勘探和开发的同时，要充分利用国际市场，多方位开拓油气供应渠道。随着经济实力的进一步增强，中国已有能力在国际市场上调整石油供应安全战略。应尽快确定成本较低和较为可行的能源供应方案，尽可能经济、合理地利用国外能源资源。可通过对海外石油勘探开发给予积极的扶持政策，如对运往国内加工利用的海外份额油取消或优先获得进口配额和许可证，建立海外石油勘探开发基金和信贷支持等，并对份额油的进口免征进口税等办法推动有实力的企业走出去，建立海外油气生产基地，以减少对国外的直接依赖，降低能源供应风险。
3.加强能源安全评估和预警体系建设
我国石油不安全性主要集中在石油行业，既存在价格急剧变动的经济风险，也存在石油供应阶段性、部分性供应中断的风险。应该建立一套保障能源安全的全面、系统和完善的机制，包括密切关注国际能源发展态势，全面评估我国的能源状况，监控我国能源发展变动情况，并对可能出现的能源危机做出预警反应，相应采取应急措施等。应全面分析在哪些情况下我国可能发生能源危机，根据国内外能源形势适时判断可能发生危机的严重程度，进行能源安全评级（可有不同的评级方法，如可按程度不同采取“蓝”、“绿”、“黄”、“橙黄”、“红”的警示），并针对不同级别的能源危机设计系统的应急方案。这样既可以保证我国在突发事件发生时从容应对，又不至于在出现一般性的国际市场价格波动或暂时性的国内供求矛盾时采取过急措施而导致国民经济遭受重大损失。
4.完善油气储备体系
建立油气储备是世界各国通行的解决能源安全的重要举措，其中石油是最主要的战略储备物资。20世纪70年代两次世界石油危机使一些石油消费大国纷纷响应由经合组织(OECD)1974年设立的国际能源机构(1EA)所制定的石油储备标准，建立起由政府控制的国家战略石油储备。与此同时，西方国家的石油生产销售商也扩大了各自企业的石油储备能力，这使得这些国家在能源安全方面应变能力大大加强，并藉此给其他国家施加更大压力。而我国对进口石油的依赖度不断上升，进口石油又主要来自局势动荡的中东地区并且要通过漫长的海上运输线，石油的持续供给存在一定的不确定性。为防止突发事件导致我国能源供应的中断，建立我国的石油战略储备势在必行。应结合我国国情，借鉴国际成熟经验，组成国家级的专门机构，并由国家作专项资金安排，确保石油储备的战略性、统一性、安全性；科学确立战略石油储备的水平，合理安排储备基地的布局，建立有效机制促使企业积极参与石油储备工作，逐步形成“实物储备与产地储备相结合”，“国家为主、分级储备、官民结合”的储备体系；随着科学技术在石油天然气中的作用日益显现，技术储备也应逐渐成为油气储备体系中的重要内容，以使我国能在发生石油安全危机时能启动技术储备从容应对；应完善石油市场体系，尽早使国内油价与国际油价真正接轨，采取国际通行的市场手段，如石油期货交易等缓冲石油危机的压力。
（五）提升石油天然气在能源结构中的地位
随着我国经济和社会的发展，现代经济工业部门的不断崛起，我国对石油天然气的需求将进一步上升，并将占能源进口的绝大部分。今后我国能源安全的焦点将集中在石油天然气行业，它的发展将影响我国的能源安全和可持续性供应。多年来，我国的能源发展战略都是将煤放在主导地位，这和我国的能源资源状况及当时所处的发展阶段有关，而且这种能源发展战略也确实在我国制造业竞争力的形成过程中发挥了重要作用。但随着国际能源形势的变化，我国经济实力的提升，经济结构的战略性调整的推进，以及环保对经济和能源发展的制约日益显现的背景下，调整我国的能源结构势在必行。煤炭将继续在我国经济和能源发展中占据重要地位，但这并不是我们的最佳选择，甚至是一种无奈的接受。随着我国煤炭开发成本的提高以及煤质的下降，结合环境压力综合考虑，煤炭在能源发展中已没有以往的优势，石油天然气在现代经济中的地位将日益重要。一个处于现代社会的国家，没有煤炭可以维持一段时间，但如果没有石油，整个社会将立即瘫痪。因此，在强调煤炭的重要性的同时，应该提升石油天然气在能源发展战略中的重要性，虽然目前还不能取代煤炭在我国能源结构中的重要地位，但至少应该将石油天然气提升到与煤炭同等重要的地位。其中石油与天然气的重要性在性质上略有不同，石油的重要性是从国家能源安全的角度考虑的，而天然气的重要性是作为一种上升势头非常好的清洁能源，将有可能成为我国调整以煤为主的能源结构的突破口。
（六）制订经济激励政策
建立国家能源安全战略固然要靠政府支持，但更为重要的是必须鼓励其它资金参与，实现国家的能源发展战略目标。为此，各国政府通过各种政策鼓励和支持民间企业对有利于国家能源安全的投资、开发和储备。主要通过增加低息贷款、贴息贷款、调节税费、财政担保和补贴、建立专用基金，以及加速折旧等多种方式对行业发展给予必要的支持。我国也可借鉴国际经验制订相应的经济激励政策，加快石油天然气行业的改革和发展步伐。
为保证石油天然气行业的可持续发展，建议制定税收优惠政策，妥善处理石油天然气生产、运输，上游、中游与下游间，以及资源性地区与非资源性地区的分配关系。应研究建立石油天然气行业税收在相关地区的合理分配制度，兼顾资源省区、过境省份的利益，体现向西部倾斜的政策。为保证石油天然气安全，鼓励天然气形成使用，建议逐步将生产型税种调整为消费型税，并提高汽油的消费税率，减轻天然气勘探开发、城市配气、LNG进口税赋，实行差别税率，对发电用气给予税收优
惠。建立海外石油勘探开发投资保险机制，放宽审批权限，份额油返销国内实行零关税；节油代油设备投资税收减免。
（七）设定改革的过渡期
由于石油天然气行业改革的特殊性和艰巨性，在朝着市场化改革的目标迈进的过程中，不能寄希望于短期内解决所有问题，特别是在完善法律法规，健全行政管理体制等方面，更有赖于改革的探索实践。因此，对改革设置一个3到5年的过渡期非常有必要。在这段由旧体制向新体制转变的过渡期内，允许对改革内容作一些特殊安排。如在现有能源局的基础上过渡一段时间再成立综合能源主管部门；尽快完善电力监管委员会，并着手建立天然气监管委员会，在此基础上着手建立综合性能源监管机构；在国家相关法律没有出台之前先制定行之有效的有关条例，待时机成熟后再逐步过渡到国家层次的法律。
一、石油天然气行业下一步改革的主要内容
为保证能源安全和石油天然气的可持续供应，下一步必须在阻碍石油天然气改革的难点领域有所突破。应该在完善法律法规的基础上加大市场化改革的力度，实现政企分开，转变政府职能，打破行政垄断，引入市场竞争，营造真正的市场竞争主体，加快投融资体制和价格体制改革，为我国石油天然气行业改革创造一个良好的内外部环境。
（一）完善政府管理体制
石油天然气是关系国家经济命脉的行业，政府无疑必须在其中发挥重要作用。要集中分散在各政府部门的职能，将仍保留在企业中的行政职能分离出来，建立综合的能源政府管理部门，并根据行业发展的要求建立相应的监管机构，将政府的政策制定职能与监管职能逐步分开，按照依法监管的原则建立现代监管制度，逐渐淡化行政审批等行政管理职能，在进行经济监管的同时，增强技术、安全、环保等社会监管手段。根据我国石油天然气行业所处发展阶段、资源状况和市场特征，政府的职能应主要体现在：制定宏观发展政策；在建立国家能源管理体制的基础上，实行石油战略管理；针对石油天然气行业制定有关促进竞争和反垄断的政策和法规，保证市场的公平有序竞争，使企业成为真正的市场竞争主体；根据上下游各环节的技术经济特点，采取不同的监管机制，在竞争性环节放开竞争，进行市场准入和价格管制等，在自然垄断环节实行政府管制；发挥规范、协调企业行为和督促企业自律的作用；进行市场预测和提供信息服务等。
（二）打破行政垄断和市场分割，培育有效市场竞争
石油天然气行业应深化市场化改革，引入竞争机制，建立与健全市场机制。主要包括放松市场准入，逐步放开终端销售市场；打破地域垄断，积极培养市场主体；从开放、完善和规范市场入手，制定市场规则，形成合理的、有序的竞争格局；鼓励其它社会资金进入流通领域，营造健康有序的市场环境；充分运用市场经济手段，如建立国内石油现货和期货交易市场，以达到发现价格、规避风险、跟踪供求、调控市场的目的，合理引导石油天然气的生产、经营和消费。
应根据行业发展阶段和上下游各环节的技术经济特点，在我国石油天然气行业有序引入竞争。具体来说，上游石油天然气资源开采环节在实行许可证制度的基础上，引入竞争，这样有利于打破资源的区域性垄断，促进企业增加勘探投入，增加石油天然气资源储量，提高开采效率；下游销售环节，特别是加油站是竞争性市场，应加大放开竞争的步伐，并通过安全、技术和环保标准等手段维护市场竞争秩序；从管道运输环节来看，天然气管道运输环节具有一定的自然垄断性，特别是我国的天然气产业还处在发展初期，管网非常薄弱，大部分生产者和用户之间都是单线联系，而且需求规模有限，还不具备欧美国家那样广泛引入竞争的条件，应该逐步引入竞争，可首先实行管道运输特许经营权的公开招标制度，引入市场竞争；同时，实行运输与销售分离，加强对管道运输定价的监管。石油管道运输与天然气管道运输有所不同，石油管道可与其他运输工具平行竞争，其垄断性要比天然气管道弱，但由于我国所处发展阶段及石油战略的重要地位，且管道建设仍非常不足，国家仍有必要加强对管道建设的投入和监管。
（三）划分自然垄断业务与竞争性业务
石油天然气行业是由开发勘探、管道运输和终端销售等多个环节组成，各环节的性质不尽相同。总的来说，除管道运输因其网络特征而具有自然垄断性质外，其它各环节从经济学角度来说应该是竞争性的。而我国的现状是这两种业务混合在一起参与市场竞争，这对于形成公平的市场竞争秩序极其不利。一方面，企业会凭借优势地位将垄断延伸到竞争性环节；另一方面，会导致“交叉补贴”的长期存在。
从国际经验看，为在具有自然垄断业务的行业改革时创造公平竞争的环境，各国都在改革之初严格界定石油天然气行业的非自然垄断环节和自然垄断性环节，并将这两种业务根据改革的进程逐步分离。如美国的天然气行业改革就是从分离销售与管道开始的。首先，联邦能源规制委员会要求管道公司把天然气运输与其他各种服务（主要是销售）分离，规定消费者可以从任一生产者处购买天然气，生产者也可以直接向最终用户和批发商卖气，生产者之间展开争夺用户的竞争。其次，要求管道公司公平地提供管道服务。尽管天然气产业上下游已经形成了竞争市场，但是，由于管道运输具有一定的自然垄断特性，联邦能源规制委员会要求管道公司对所有的市场参与者提供非歧视性的管道运输服务。
应借鉴国外改革的经验，根据我国行业特征和发展阶段，逐步将自然垄断性业务从竞争性业务中分离出去，竞争性业务放开市场准入，建立公平有序的竞争秩序，形成多元化发展的格局；而在自然垄断性环节加强监管，防止滥用垄断优势，确保管道运输的安全和稳定，保证对第三方提供非歧视性管道接入，保证整个市场的公平竞争；在有条件的情况下可引入一定程度的竞争，如可由两家国有企业竞争经营，以最大程度地降低垄断造成的效益损失。在严格区分自然垄断业务与竞争业务的基础上，应该对不能获得正常经营利润，具有普遍服务性质的环节形成合理的财政补贴机制，避免因行业内的交叉补贴而扩大垄断的范围。
（四）投融资体制改革
我国石油天然气还处在发展阶段，需要大量资金投入，而石油天然气行业又具有投入周期长，见效慢，风险大等特点。我国在计划经济体制下形成的投融资体制已经远远不能满足石油天然气改革和发展的需要。因此，完善投融资体制，建立投资风险机制，形成包括外资和民间资本积极参与的多元化发展格局，对于我国能源安全保障和可持续供应具有重要意义。
要改变过去由政府决定和主导投资的方式，政府在投资领域的角色应是制定行业发展规划，公布投资信息，协调国家级的投资项目；对关系到国计民生重大项目适当进行投资，但这些项目的投资决策应充分科学化和民主化，且不一定由国有企业独资经营；同时，抓紧制定和规范我国天然气企业境外投资监管制度。至于具体的投资活动应由企业自主决策，鼓励多渠道，包括在国内外资本市场上筹集资金的方式，加大石油天然气勘探、开发、管道运输的投资；鼓励各种资本通过参股、控股、合资、合作等形式参加我国石油天然气建设，逐步推行投资主体多元化；鼓励能够发挥我国比较优势的石油天然气企业对外投资，支持具有竞争力的天然气企业跨国经营，并在信贷、保险等方面予以帮助。
（五）价格体制改革
价格的市场化改革往往是各行业改革的攻坚环节，它要求市场竞争的局面初步形成，有相应的体制环境和配套条件，如在自然垄断领域就要求有发达的管网作保证，而这些在我国现阶段基本不具备，因此不能操之过急，应根据我国石油天然气行业的发展阶段和行业特点制定相应的价格市场化道路。
1.完善与国际价格接轨的办法，促进石油价格机制的形成
从长远看，国内石油价格改革的最终目标是放开价格，由市场竞争形成。但在竞争性市场结构尚未建立，市场竞争还不充分的条件下，完全放开价格不现实。近期改革的重点应是进一步完善石油价格接轨，接轨的原则是：一是有利于充分发挥市场配置资源的基础性作用，价格的确定要反映市场供求变化；二是适应加入WTO后市场逐步开放的要求，坚持与国际市场接轨；三是以企业为主体，国家适度管理；四是多种机制减少价格波动。石油价格的市场化改革可先在成品油环节突破，并带动其它环节的价格市场化进程。
2.以供求关系为基础，兼顾能源比价，形成合理的天然气价格机制
天然气定价机制改革应按照发展阶段和行业特点，循序推进市场化进程，保障投资者的合理回报。改革初期，政府应确定管输价格，可以采取社会平均回报率或略高的投资回报率，以吸引多种资金进入，扩大管网规模；逐步放松对天然气行业其它环节的价格的管制，鼓励供求双方制定包括“照付不议”条款在内的长期供气合同；还应与可替代能源(如燃料油、柴油、LNG等)价格和物价指数挂钩，以鼓励天然气消费。改革后期，应逐渐在上游引入竞争，允许第三方进入天然气管输网络，创造竞争的市场环境，在条件成熟时政府不再监管天然气井口价，但对管输价格仍然严格监管。
（六）现代企业制度建设
石油天然气行业国有企业改革与重组应以建立现代企业制度为目标，建立合理的公司治理结构，实现责权利相统一和所有权与经营权彻底分离，完善经营机制，提高核心竞争力。同时，建立有效的激励和惩罚机制，特别是在投融资领域，实行法人负责制，研究出台一系列优惠政策，支持并推动企业减员增效，处理不良资产。
由于国有经济在石油天然气行业中占主导地位，为推动改革的顺利进行，必须探索国有资本的多种实现形式，实现产权多元化。其中，股份制是优化国有经济的有效方式之一。国有资本通过股份制可以吸引和组织更多的社会资本，从而放大国有资本的功能，提高国有经济的控制力、影响力和带动力，并促进产权多元化的形成和市场化改革进程。
二、政策建议
（一）健全法律法规体系
应从法律保障我国能源安全角度出发，制定国家层面涵盖整个国民经济的《能源法》；抓紧制定和修订《反垄断法》、《反倾销反补贴条例》、《保障措施条例》等维护公平竞争、整顿和规范市场经济秩序的法律法规；加快制定《石油法》和《天然气法》；为促进节能，应根据需要完善《节能法》，并加快制定《节能法》配套法规和实施细则，引导和规范全社会用能行为，其重点是制定《节约石油管理办法》、《能源效率标识管理办法》等。为保证法律法规的落实，应加强执法，完善法律法规的基础上，健全执法体系，加强监督检查，依法实施管理。
（二）制定综合发展战略
石油天然气不仅与国民经济各部门的发展休戚相关，而且内在联系也非常强的行业，因此，在对国内外资源和需求变化进行科学预测的基础上，制定长期的系统的行业发展战略和政策措施，不仅对行业发展非常必要，而且还将促进整个能源产业的发展，对国家能源安全保障和能源可持续供应都有着重要的意义。石油天然气行业的发展变化非常快，行业内外的经济关系非常复杂，制定发展战略应周全考虑，充分征求社会各界的意见，以保证政策的连续性、稳定性和协调性。
（三）管理机构改革
1.建立集中统一的能源管理部门
能源产业是关系到国计民生的国民经济重要产业，涉及石油等国家短缺战略物资、以及电网和天然气网的建设和运行等国家经济命脉，同时，能源内部各行业间的关联性和互动性很强，这些决定了能源产业是一个综合性很强的产业部门，其发展除了应遵循市场经济规律外，还应有政府管理和协调。而我国目前的能源管理呈多部门分散态势，综合性和长远性较差，为此，应借鉴北美经验建立国家层面的集中的宏观能源管理模式。这种模式比较符合我国能源大国的特点。应将分散在多家综合部门的能源部门分离出来重新整合，将管理权集中，这能有效避免政府职能的重复及交叉；按照煤炭、石油、天然气、电力、新能源和可再生能源分别设立专业性的司局，以加强对这些行业的发展战略、政策目标、管理体制框架、法律法规的研究和制定。
2.建立独立的监管机构
由于能源产业改革的特殊性及其广泛存在自然垄断性环节，发挥政府管理的作用是勿庸置疑的。但政府应该逐步从竞争性领域退出，进一步转变职能，从“指令性管理”向“禁令性管理”转变，这就要求将政策的制定与监管职能完全分开，建立独立的国家级综合监管机构和行业监管机构。
根据监管机构设置的原则及职能确定，设计了三个能源领域监管设置的方案。
第一种方案：建立独立于能源主管部门的国家级综合能源监管机构；国家级综合能源监管机构下对网络性质较强的行业（如电力、石油、天然气）设单独的行业监管机构。
第二种方案：国家能源主管部门内设立能源监管机构，并通过立法规定其独立监管的权力，在监管机构下对自然垄断性较强的电力、天然气、石油单独设立行业监管机构，这些行业监管机构是相对独立的。
第三种方案：充分考虑现有能源管理机构的现状和正在进行的改革，可考虑在现有能源管理格局下尽快建立自然垄断性强的电力、天然气、石油行业单独的监管机构，按照权责对等的原则赋予这些机构真正行使监管的权力，并将能源局仍保留的相关行业监管职能尽快分离出来，归入成立的行业监管机构，没有建立独立的行业监管机构的行业监管职能仍暂由能源局行使。
上述三种方案是根据不同的背景和目标而设计的，从真正实现政监分开，提高监管效率方面考虑，第一种方案是理想方案，也是最符合建立现代监管体制要求的模式；从现实性和可操作性角度考虑，第二种方案是现在应该采取的模式，但鉴于我国现有的能源管理格局，可先由第一方案起步，但过渡时间不能太长。需要强调的是，这三种方案都是在国家和地方设立相应的监管机构，即都在省一级也建立相应的政府主管部门、综合监管部门或行业监管机构（个别行业可根据情况需要在区域一级设立相应机构，如区域的电力监管机构）。其中地方成立的监管机构，职能相对独立，权限也较大，且随着改革的深入，具体监管的实施应主要放在地方监管机构，但地方级的机构都接受国家相应机构的管理或监督；不管采取何种方案，都应在明确各自隶属关系和职能划分的基础上，处理好国家能源主管部门、国家级能源监管机构、行业协会及各地方相应机构的关系；在发挥能源主管部门和能源监管机构作用的同时，逐渐加强行业协会在能源协调发展和社会监管中的独特作用，以促进监管的公开透明，提高监管效率。
（四）建立石油安全保障体系，确保可持续供应
我国石油供应的不安全性体现在多个方面，对外依存的增大、企业石油库存量过低、国家石油战略储备尚未建立、石油进口外汇支出逐年增加、进口通道安全性变差、国内石油价格过分依赖国际油价、国际石油地缘政治的重大变化等等都对中国获得稳定、可靠、安全的石油供应产生影响。我国石油供应既存在价格急剧变动的经济风险，也存在石油供应阶段性、部分性供应中断的隐患，因此，完善石油安全保障体系应成为我国能源发展战略中的重要内容。
1.多种方式保障石油安全
为确保经济的稳定发展和能源的安全供应，必须采取多种途径利用国际能源资源和市场。现在尽管世界区域性纷争不断，但经济手段仍是解决能源领域的主要途径，我国还是应充分发挥经济杠杆的作用，遵循市场规律，主动出击，在全球性的石油资源争夺中逐步占据有利位置，不再受制于人。但世界的复杂形势也要求我们有应对策略，未雨绸缪，在主要运用经济手段时，必要时结合使用多种办法保障我国的能源安全。随着我国实力的增强及国际地位的提高，保障石油安全应该日益与国家的政治、经济甚至是军事紧密联系起来，国家应增强外交活动中对能源领域的关注度及目的性，在国家层面对开放性能源政策实施统一指导和协调，建议与俄罗斯等能源大国建立稳定的能源合作双边机制。
2.立足国内，利用国际市场
总体而言，应该立足国内、面向世界，解决我国石油供应不足的问题。首先，应立足国内，一方面要在提高经济效率的前提下，充分挖掘国内能源生产能力，加大对国内油气资源勘探的投入，增加海洋油气资源勘探的投入，大力发展油气生产。另一方面，应改善我国能源结构，形成我国多元化能源结构，特别是充分利用可再生能源，发展石油替代能源；大力实行节油，发展石油高效利用技术，提高石油利用效率。同时，应加强西部能源的开发，提高开发和利用西部能源在保障我国能源安全中的战略地位。
在加强我国油气资源勘探和开发的同时，要充分利用国际市场，多方位开拓油气供应渠道。随着经济实力的进一步增强，中国已有能力在国际市场上调整石油供应安全战略。应尽快确定成本较低和较为可行的能源供应方案，尽可能经济、合理地利用国外能源资源。可通过对海外石油勘探开发给予积极的扶持政策，如对运往国内加工利用的海外份额油取消或优先获得进口配额和许可证，建立海外石油勘探开发基金和信贷支持等，并对份额油的进口免征进口税等办法推动有实力的企业走出去，建立海外油气生产基地，以减少对国外的直接依赖，降低能源供应风险。
3.加强能源安全评估和预警体系建设
我国石油不安全性主要集中在石油行业，既存在价格急剧变动的经济风险，也存在石油供应阶段性、部分性供应中断的风险。应该建立一套保障能源安全的全面、系统和完善的机制，包括密切关注国际能源发展态势，全面评估我国的能源状况，监控我国能源发展变动情况，并对可能出现的能源危机做出预警反应，相应采取应急措施等。应全面分析在哪些情况下我国可能发生能源危机，根据国内外能源形势适时判断可能发生危机的严重程度，进行能源安全评级（可有不同的评级方法，如可按程度不同采取“蓝”、“绿”、“黄”、“橙黄”、“红”的警示），并针对不同级别的能源危机设计系统的应急方案。这样既可以保证我国在突发事件发生时从容应对，又不至于在出现一般性的国际市场价格波动或暂时性的国内供求矛盾时采取过急措施而导致国民经济遭受重大损失。
4.完善油气储备体系
建立油气储备是世界各国通行的解决能源安全的重要举措，其中石油是最主要的战略储备物资。20世纪70年代两次世界石油危机使一些石油消费大国纷纷响应由经合组织(OECD)1974年设立的国际能源机构(1EA)所制定的石油储备标准，建立起由政府控制的国家战略石油储备。与此同时，西方国家的石油生产销售商也扩大了各自企业的石油储备能力，这使得这些国家在能源安全方面应变能力大大加强，并藉此给其他国家施加更大压力。而我国对进口石油的依赖度不断上升，进口石油又主要来自局势动荡的中东地区并且要通过漫长的海上运输线，石油的持续供给存在一定的不确定性。为防止突发事件导致我国能源供应的中断，建立我国的石油战略储备势在必行。应结合我国国情，借鉴国际成熟经验，组成国家级的专门机构，并由国家作专项资金安排，确保石油储备的战略性、统一性、安全性；科学确立战略石油储备的水平，合理安排储备基地的布局，建立有效机制促使企业积极参与石油储备工作，逐步形成“实物储备与产地储备相结合”，“国家为主、分级储备、官民结合”的储备体系；随着科学技术在石油天然气中的作用日益显现，技术储备也应逐渐成为油气储备体系中的重要内容，以使我国能在发生石油安全危机时能启动技术储备从容应对；应完善石油市场体系，尽早使国内油价与国际油价真正接轨，采取国际通行的市场手段，如石油期货交易等缓冲石油危机的压力。
（五）提升石油天然气在能源结构中的地位
随着我国经济和社会的发展，现代经济工业部门的不断崛起，我国对石油天然气的需求将进一步上升，并将占能源进口的绝大部分。今后我国能源安全的焦点将集中在石油天然气行业，它的发展将影响我国的能源安全和可持续性供应。多年来，我国的能源发展战略都是将煤放在主导地位，这和我国的能源资源状况及当时所处的发展阶段有关，而且这种能源发展战略也确实在我国制造业竞争力的形成过程中发挥了重要作用。但随着国际能源形势的变化，我国经济实力的提升，经济结构的战略性调整的推进，以及环保对经济和能源发展的制约日益显现的背景下，调整我国的能源结构势在必行。煤炭将继续在我国经济和能源发展中占据重要地位，但这并不是我们的最佳选择，甚至是一种无奈的接受。随着我国煤炭开发成本的提高以及煤质的下降，结合环境压力综合考虑，煤炭在能源发展中已没有以往的优势，石油天然气在现代经济中的地位将日益重要。一个处于现代社会的国家，没有煤炭可以维持一段时间，但如果没有石油，整个社会将立即瘫痪。因此，在强调煤炭的重要性的同时，应该提升石油天然气在能源发展战略中的重要性，虽然目前还不能取代煤炭在我国能源结构中的重要地位，但至少应该将石油天然气提升到与煤炭同等重要的地位。其中石油与天然气的重要性在性质上略有不同，石油的重要性是从国家能源安全的角度考虑的，而天然气的重要性是作为一种上升势头非常好的清洁能源，将有可能成为我国调整以煤为主的能源结构的突破口。
（六）制订经济激励政策
建立国家能源安全战略固然要靠政府支持，但更为重要的是必须鼓励其它资金参与，实现国家的能源发展战略目标。为此，各国政府通过各种政策鼓励和支持民间企业对有利于国家能源安全的投资、开发和储备。主要通过增加低息贷款、贴息贷款、调节税费、财政担保和补贴、建立专用基金，以及加速折旧等多种方式对行业发展给予必要的支持。我国也可借鉴国际经验制订相应的经济激励政策，加快石油天然气行业的改革和发展步伐。
为保证石油天然气行业的可持续发展，建议制定税收优惠政策，妥善处理石油天然气生产、运输，上游、中游与下游间，以及资源性地区与非资源性地区的分配关系。应研究建立石油天然气行业税收在相关地区的合理分配制度，兼顾资源省区、过境省份的利益，体现向西部倾斜的政策。为保证石油天然气安全，鼓励天然气形成使用，建议逐步将生产型税种调整为消费型税，并提高汽油的消费税率，减轻天然气勘探开发、城市配气、LNG进口税赋，实行差别税率，对发电用气给予税收优惠。建立海外石油勘探开发投资保险机制，放宽审批权限，份额油返销国内实行零关税；节油代油设备投资税收减免。
（七）设定改革的过渡期
由于石油天然气行业改革的特殊性和艰巨性，在朝着市场化改革的目标迈进的过程中，不能寄希望于短期内解决所有问题，特别是在完善法律法规，健全行政管理体制等方面，更有赖于改革的探索实践。因此，对改革设置一个3到5年的过渡期非常有必要。在这段由旧体制向新体制转变的过渡期内，允许对改革内容作一些特殊安排。如在现有能源局的基础上过渡一段时间再成立综合能源主管部门；尽快完善电力监管委员会，并着手建立天然气监管委员会，在此基础上着手建立综合性能源监管机构；在国家相关法律没有出台之前先制定行之有效的有关条例，待时机成熟后再逐步过渡到国家层次的法律。
前言
自国家作出西部大开发的重大战略决策以来，西起塔里木东抵上海的“西气东输”天然气管道工程成了燃气行业最热门的话题之一，引起国内外广泛关注；它是西部大开发的标志性工程，序曲工程，是贯彻落实西部大开发战略的重要举措。该项工程将于2001年开工，2003年建成送气。它的建成对于加快新疆以及我国西部地区具有重大意义，将促进我国能源结构的调整，有效地治理大气污染。
广东地区(尤其是深圳市)经济增长较快，能源需求量较大，然而省内能源匿乏，能源自给率仅为10％；同时南海天然气在数量和时间上均难以满足需求。因此，1999年底国家正式批准广东LNG试点工程总体项目一期工程立项，各项筹建工作正紧锣密鼓地进行，目前，己进入了LNG接收站和输气干线的招商阶段。
深圳市早在1986年就开始为迎接南海天然气而积极准备，规划做了一轮又一轮，方案讨论了一次又一次，随着MG项目的启动，深圳天然气梦真要成为现实了。
越来越多的迹象表明：的天然气正伴随着21世纪的钟声向我们走来。
一、天然气资源情况
我国有丰富的天然气资源。全国第二轮资源评价结果认为：我国有38×1012米3(38万亿米3)的天然气资源量，其中陆上30×1012米3，海域8×1012米3，主要分布在中西部地区和近海海域(约占全国天然气资源总量的80％)。至今累计探明了2．3×1012米3的天然气储量，探明率仅为5．8％。“八五”以来的近十年间，我国探明天然气储量年均以1200×108米3以上的速度增长；年产气量平均以10％以上速度增长。1999年全国天然气生产量为252亿米3，预计2000年生产天然气300亿米3，到2005年可达到400—450亿米3,到2010年将达到700—800亿米3。
全球天然气探明储量比过去20年增长了一倍，截止到2000年1月1日，世界天然气探明储量为5146万亿立方英尺(145万亿米3)，前苏联、中东、亚太地区的天然气探明储量都呈上升趋势，仅俄罗斯和中亚三国就拥有剩余可采的天然气储量达58×1012米3，每年可向我国提供数百亿米3的天然气资源。
进口LNG有着广泛的资源基础，1998年全球LNG进出口贸易量达8249万吨(1130亿米3)，主要出口国包括印度尼西亚、澳大利亚、文莱、卡塔尔等，LNG出口能力合计达1亿吨以上。由于LNG贸易属于买方市场，资源供大于求，中国进口LNG将有多个来源可供选择。在2000—2005年间，亚太地区的马来西亚、澳大利亚和印尼都有新增LNG供应能力的项目，此外，还将涌现阿曼和也门两个LNG新出口国。我国天然气进口在2005年将达到50—120亿米3、2010年达到210—260亿米3，2020年达到537—1037亿米3，进口天然气届时将成为中国天然气市场的重要组成部分。
二、我国近中期利用天然气项目
目前我国累计探明天然气储量主要分布在中西部地区和近海海域，天然气开发利用受到地区性的限制，：到目前为止建成输气管线只有13000多公里，且主要以地区性干线为主，如陕一京输气管线和崖13-1一香港输气管线等。为满足我国经济发达、能源短缺的东部及东南沿海地区的需求，今后十年内我国将新建六项天然气利用工程，形成六个区域性输气管网。计划建设的这六项工程分别是：
1)已经开工的涩北一西宁一兰州管道
管线全长950公里，年输气能力，20亿米3,计划2001年10月建成。国家已将该项工程列为重点工程项目实施。
2)重庆忠县一武汉管道
主管线全长703公里，管径700mm，年输气能力30亿米3，计划2002年建成，主要供湖北、湖南省用气，中远期部分供江西省。
3)新疆轮南一上海管道
管线全长4200公里，管径1500mm两条。管线计划2003年建成，2005年一期规模达产，供气量在2003年、2004年、2005年分别为42亿米3、74亿米3、108亿米3，2010年达到199亿米3。
4)陕北一北京复线
在已建成的陕京管线上，增建加压站，提高输气压力，将原输气能力由20亿米3／年，增加到30亿米3／年。供应河北、山东两省，保证对北京的供气量。管线计划2002年建成。
5)俄罗斯一东北一华北一华东管道
管线全长4091公里，其中中国境内2131公里。规划从俄罗斯进口300亿米3／年，中国境内利用200亿米3／年，其中，东北地区100亿米3／年；环渤海地区l00亿米3／年。输送到韩国100亿米3／年。
6)引进LNG和利用海上油气资源的管道
包括广东LNG项目，渤西南气田向胶东半岛供气，东海春晓气田向浙江供气，南海气田向海南和广西供气。
待这六项工程建成后，将把这些管道所在区域性管网连接起来，形成产、运、储、配、销五位一体，横穿西东、纵贯南北的天然气输送，这样全国的天然气利用程度也将从现在的百分之二左右，提高到百分之七以上。
三、广东LNG工程项目
广东LNG工程项目包括：接收站和输气干线项目(以下简称站线项目)，以及燃气电厂、城市燃气、独立等用气项目。
1、项目规模
一期工程规模年进口300万吨LNG，接收站站址位于深圳秤头角，通过输气干线，向惠州和深圳前湾2个新建燃气电厂，深圳3个现有燃油改燃气电厂，深圳、广州、佛山和东莞4个城市燃气，以及香港电灯集团有限公司新建燃气电厂和香港中华煤气有限公司供气，目标是2005年投产。
二期工程，新增年进口200万吨LNG，引入南海天然气15亿米3／年，实现近海天然气和进口LNG两种资源互补，除增加向已有项目供气外，输气干线延伸向珠江三角洲的惠州、肇庆、江门、中出和珠海等城市供气，计划2008年投产。
LNG接收站也分两期建设。一期工程设置两座13．5万米3储罐，
二期再增加一座约10万米3的储罐。接收站配备高压开架式海水气化器，并设高压浸没燃烧式气化器作调峰和备用。气化能力：一期1200米3／小时LNG；二期2000米3／小时LNG。接收站港址内建可停靠13．6万米3LNG运输船的专用泊位一个，栈桥长450米，停泊水域设计水深为—13．2米。主泊位旁建一工作船泊位。
该项目的输气干线一期主干线起自秤头角接收站出站端，经坪山、东莞、广州，到达佛山，全长215．4公里，年输气量约为40亿米3。一期还包括两条支干线，坪山惠州电厂支干线长32．6公里，坪山至前湾电厂、美视电厂支干线共长78．8公里。二期主干线起自珠海市的横琴岛，经珠海、中山、江门、鹤山市，最终到达佛山，全长181．7公里，年总输气量82亿米3，包括南海15亿米3天然气。
2、投资
接收站和输气干线一期投资约51亿元人民币；二期投资21亿元人民币。资本金30％由参股各方自有资金注入。资本金以外部分的融资方案在可研阶段确定。
3、股份
本项目为中外合资项目，项目发起方包括：中国内地发起方、中国香港发起方和外商合作伙伴。参股比例中，中国内地发起方占64％，香港发起方占6％，外商合作伙伴参股30％。在中国内地发起方中，中国海洋石油总公司占33％，深圳市投资管理公司占14％，广东省电力集团公司占6％，广州市煤气公司占6％，东芜市燃料工业总公司占2．5％，佛山市燃气总公司占2．5％。香港发起方中，香港电灯公司和中华煤气公司各占3％的股份。
4、用户
广东LNG工程项目其供气范围覆盖珠江三角洲和香港地区，用户包括以下四大方面：1、珠江三角洲九个城市的燃气供应，包括民用和工业用户。一期覆盖深圳市、东莞市、广州市和佛山市，二期增加惠州市、肇庆市、江门市、中出市和珠海市。本项目将供气至各城市门站。2、新建电厂经可行性研究和广东省电力供应情况确定，本项目将供气至电厂；3、油改气电厂，一期包括深圳南山电厂、美视电厂、月亮湾电厂，本项目将供气至电厂；二期项目包括佛山得胜电厂和沙口电厂，初步考虑由城市燃气管网供气。4、香港用户，包括香港电灯集团有限公司(以下简称港灯)电厂用气和香港中华煤气有限公司(以下简称中华煤气)的城市燃气。
5、下阶段工作计划
广东LNG工程项目，在完成接收站和输气干线项目外商合作伙伴选择后，将进行一期工程有关用气项目和站线项目可行性研究，进一步落实天然气市场，落实项目建设条件；竞争性选择LNG资源，谈判签定上游购气及运输原则协议；下游售气原则协议和融资原则协议，并且探讨国家试点政策支持。目标是2002年一季度向国家上报总体项目可行性研究报告。目前已进入了接收站和输气干线项目外商合作伙伴选择阶段，已有27家外商取得了标书，将于近期开标。
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