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企业经营管理对于一个企业来说具有至关重要的作用,决定了企业的发展方向和生死存亡。下面是我为大家整理的关于经营管理论文 范文 ，供大家参考。
《 石油企业经营管理面临的机遇和挑战 》
摘要：随着经济全球化模式的不断完善，对于石油企业未来经营管理的模式上也有了全新的机遇以及挑战。按照我国现阶段的石油企业发展状况，由于全新的社会形势，导致石油企业在今后的经营模式管理方面应该有全新的格局和安排，以便更好适应现在社会的发展状况。本文以新形势下石油企业经营管理面临的机遇和挑战进行分析和讨论。
关键词：石油企业;经营管理;机遇;挑战
石油企业在我国发展的众多企业中属于支柱性的企业，对于国家整体经济状况的发展起了很大程度的推动。随着现在原油开采的情况不容乐观，原油开采的价格也日渐提升，导致石油企业自身的利益空间逐步的降低。面对这种发展的状况，石油企业应该对待这种全新的社会模式，进行经营管理进一步的改革和完善，以便面对全新的行业挑战以及企业机遇。
1新形势下石油企业经营管理面临的机遇和挑战
针对新形势下石油企业经营管理面临的机遇和挑战。可以分成以下几方面进行分析：
1.1国际层次上石油价格下降
在现有的社会状况中，由于国际的石油价格下降，导致石油企业在今后的石油开采的利润降低，想要将利润进行可观的提升，就对原油开采成本提出了比较高的要求。受到整个世界格局的影响，在这种问题的影响之下，应该保证在石油企业开采原油的过程中，尽可能的避免原油成本的提升，降低原油的开采成本，能够在售价比较低的情况下，保证石油企业正常运作。所以，在现有的社会背景下，石油价格的下降，为今后原油开采成本的问题提出了更高的要求，在今后石油企业的运作中，应该正视该问题的解决。
1.2国际原油的需求程度降低
按照国际石油价格下降的趋势进行分析，国际原油的需要程度也在普遍下降，这种问题产生的主要原因就是因为原油开采过度，导致供过于求的状况产生。受到现有国际压力的影响，在石油企业的发展中，必须改变现在的模式，将经营模式进行进一步的完善，以便适应现在的状况。针对这方面问题的解决，就应该将重心放在原油的产量上，只有及时的稳定原油的产量，积极地转变现在的模式和思路，从之前单一的发展模式逐渐变成多元化的发展形势，这样才能在现有的条件下，提升石油企业自身的整体效益。
1.3国内石油价格呈稳定状态
在国际的石油价格变动中，国内的石油价格一直处于比较稳定的销售模式，面对这种背景，正好可以为石油企业模式的改变提供时间。在国内的石油使用现状中，对于石油企业来说，从生产到销售的整个模式中，都有比较明显的推动力量，在这种基础上进行经营模式的改革，可以有良好的背景以及科学的分析时间。虽然，在新形势下，石油企业在现有的状况中进行整体环境的调整比较困难，但是想要保证石油企业今后的发展前景，就应该将现实的社会背景进行有效的结合。只有这样的改变才能保证石油企业在今后的发展中，有比较突出的竞争力量，提升企业今后长远的整体效益。
2新形势下石油企业经营管理的具体 措施 以及策略
针对新形势下石油企业经营管理的具体措施以及策略来说，首先应该按照石油企业现阶段的发展背景进行分析，制定今后的发展目标以及发展规划。在现在的社会条件下，石油企业想要获得比较可观的经济利益，就应该结合自身的条件，合理的规划今后企业的发展方向，为企业今后的发展提供比较科学的建议，保证企业的整体发展状况更加的完善;然后，石油企业应该按照现在的市场机遇进行经营模式的调整，这种调整的目的就是为了企业在完善的过程中，可以顺应社会的发展背景，将企业的模式管理进行结合，降低生产成本，在石油整体下降趋势的环境下，为石油企业经营管理提供有力的支持和保障。在石油企业的生产过程中降低成本，可以直接达到提升企业整体效益的目的;最后，石油企业在经营模式的改革中，按照市场的形式为导向，制定比较具体的经营模式管理规划。这种经营模式管理规划的建立，可以使石油企业在今后的发展过程中，围绕着市场的形式进行运转，保证石油企业在新形势下的管理改革得到有效的改进，为石油企业今后的发展提供有力的保证。
3结语
随着市场经营模式的不断变化，在石油企业的发展中，也应该进行相对应的更新。由于现在石油使用的状况逐渐的下降，石油企业在这种新形势下，应该认真的分析现在的市场特征，结合自身的特点进行经营模式的更新，以保证石油企业的整体经营利益得到比较全面的提升。
作者:张苏敏 单位:中国石化集团中原石油勘探局供热管理处
参考文献：
[1]杨雪霞,卫洁.浅析新形势下石油企业内部控制面临的机遇、挑战及对策[J]. 财经 界(学术版),2011,10:92.
[2]赵曙明,王成城,杜鹏程.后金融危机时期 企业管理 面临的机遇、挑战与对策——第七届(2011南京)企业跨国经营国际研讨会综述[J].经济管理,2011,08:186-192.
[3]何平,席莹,朱坤梅.新形势下石油企业经营管理面临的机遇和挑战[J].经营管理者,2015,06:130.
[4]王小健.新形势下石油企业管理面临的机遇与挑战[J].现代国企研究,2016,04:93.
[5]韩文文.信息化环境下石油企业全面风险管理优化研究[D].首都经济贸易大学,2014.专业管理
《 信息化建设在石油企业经营管理中的应用 》
摘要：这是一个信息化与网络科技高速发展的时代，进行信息化推广是企业必然的选择。信息化的推广与建设对企业能否获得可持续发展举足轻重，石油企业也不例外。多年以来，石油企业在信息化技术上有了显著提升。尽管与其他国家相比还存在较大的差距但就信息而言，我国的石油企业看到了这个差距并努力缩小，纷纷尝试着改进各自的系统技术。对此，本文主要分析了信息化建设在石油企业的管理应用和发展趋势。
关键词：信息化建设;石油企业;发展趋势
长期以来信息化技术的发展与提高是推动企业发展的主要条件。信息化建设可提高工作效率且对企业的各式资源进行高效完善。它体现了科技 文化 技术的发展，公司可以借助信息化建设来提高公司的整体实力以达到提高生产率的目的，对公司内各类设备进行统一优化更新，降低运营成本，使企业的利润最大化。
1信息化技术对企业的发展的影响
1.1对公司的影响深刻
信息化技术对企业的可持续发展与信息化建设有着举足轻重的作用，随着信息化技术不断推广，各公司越来越重视信息化建设，并建立了独立的信息化管理部门，而且每年都有大量资金投入到企业信息化建设当中。因此建立信息化工作管理平台，强化企业信息化的工作制度都成为了信息化管理的必经之路。
1.2石油公司信息化的现状
近些年来，石油公司在政府的支持下，通过加强团队合作协调石油业务不断的扩展了市场规模，进入持续快速发展的阶段，使公司经营管理利益最大化。
1.3石油信息化存在的问题
石油企业是能源生产与消耗的大户，同时也是水资源的消耗大户，世界各国的石油企业对产业的生产节能一直都在进行着不懈努力。现阶段石油企业在信息化技术上存在着专业水平、基层等级之间的协作能力、调节能力、团队能力问题。针对当前形势，石油企业需要通过进一步了解企业在未来发展对信息化技术的渴望与需求，根据国家经济、政策、发展会提出专业的科学信息化的发展动向，会制定合理符合石油公司的信息化战略策略，信息化的数据与设施，以经营管理为主逐渐实现信息化的标准体系，对信息化建设的构架进行深入了解，对各层级，专业、各业务之间进行洽谈对接，过程中必须以高度的信息化建设为策略，扎实推广信息化建设，改变石油信息化的面貌。
2石油信息化的经营管理战略
2.1从石油公司目前发展来看
石油公司应该适当提升基本传统的产业，通过技术的改造使石油等传统产业继续富有活力。提升综合实力使石油产业相关内容得到改进提高。搭建交流平台，通过创新科技交流新能源与再生资源的发展，通过信息化的 方法 来提高效果。掌握信息技术，为传统石油产业发挥活力，建立互联网系统对掌握业务及时进展并且进行深入了解，能够及时应对突发状况。
2.2加强石油信息化经营管理的核心应用
对各层次的信息资源进行统一整理分析，为其提供信息平台展示交流，提升总体的管理水平。完善各个专业的掌控，构造一个简单明了的构架，使各专业更方便了解和管理。
2.3技术流程的重要性
现需原料--产品要企业经过一系列的生产流程才能实现，其中每个环节生产的步骤技术的掌控要求很高。
3发展趋势
随着网络计算机技术的提高，信息化建设在企业与社会中扮演着很重要的角色。很久以前人类通过钻木取火进入了文明时代。五六千年前古人用圆形的轮子做运载工具，这是人类智慧的进化。又在70多年前发明了第一台电脑，这是象征着人类的智慧进步文明的三大阶段。
3.1网络信息化
法国的启蒙运动和瓦特改良的蒸汽机把人们带进来工业文明，而20世纪发明的计算机和互联网把人类带进了信息经济社会，从这就可以看出信息化的发展与贡献是非常惊人的进步。工业革命推动变革把人类文明带入了信息时代，互联网。
3.2石油企业的发展与挑战
石油企业信息化在全方面的推动下，在信息化建设的基础上进行了运行与经营的管理，有些部分已经建立完善了相应的信息化应用。随着工程建设的发展迅速，石油企业原有的信息化不能被很好的保存，不能足够的满足工程建设的要求。绝大多数石油施工项目集中于不发达地区，使工作的技术需求面临着一系列的挑战。石油企业的信息化建设是一个结构复杂，由于网络的开放性一些工程信息文件的安全也受到影响。因此建立安全的可靠的信息保密平台是至关重要的，也能保障信息与施工的正常进行。
3.3石油企业的创新研究
进一步加大对石油企业研究。企业把相关的信息内容进行归类，完善设备研究，并且研究一套相对实用的石油企业系统。应该包括科学技术、哲学、相关部门的工程技术方法，全面的展现出石油企业的信息化技术方法与内容结构。此外企业应该做一些深入的研究与探索对企业信息化战略进一步加强。有些企业仅仅是信息上的改变并没有意识到管理理念和技术的重要性，只有同时配套的进行企业改革、技术研究和方法的创新才能发挥信息化技术的作用。
4结语
综上分析可知，信息化建设在石油产业经营管理和发展趋势中有着举足轻重的地位。以具体的角度了解并认识了全国石油企业的信息化情况，对石油企业的未来发展充满了希望与期待。
作者:连鹏宇 单位:中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司信息中心
参考文献：
[1]兰卫华.浅析信息化建设在石油企业经营管理中的作用与对策[J].企业技术开发,2013,14:39-40.
[2]梁若渺.信息化建设在石油企业中的应用[J].科技与企业,2013,10:90.
[3]鹿英平,韩涛,王荣荣,张平,李翔,宋宜树.石油工程企业信息化现状及发展趋势研究[J].科技与企业,2016,01:9-10.
《 建筑企业经营管理创新能力的提升 》
摘要：2000年以来，中国经济得到飞跃性的发展，建筑企业所面临的经营环境无论是内部或是外部都发生了相当大的转变。市场的繁荣也使得企业间竞争变得更加地激烈，建筑企业为了寻求发展的持续化和稳定性就需要积极地做好企业经营管理战略的规划，明晰企业当下的经营目标、经营环境以及经营管理模式，找准方向，以创新来推动企业经营效益的提升。据此， 文章 首先说明了建筑在自身经营管理中进行创新的必要性，再根据建筑企业经营管理的特点，制定了建筑企业经营管理创新能力的提升策略。
关键词：建筑企业;经营管理;创新能力;提升
1建筑施工企业经营管理创新的必要性
创新已经逐步成为了现代企业可持续化发展的灵魂。从企业的创新来看，主要包括了技术、体制以及理念的创新。技术的创新减少了生产过程中的不必要时间和资金支出，提高效率和经济效益。而体制的创新则能够帮助企业理顺管理关系，优化管理和运行，减少过去体制中的桎梏。而经营管理的创新则是保障企业规划得以实施的重要举措，是实现企业效益增长的重要 渠道 。因此，经营管理创新是企业创新的基础。
2建筑企业经营管理创新能力的提升
2.1经营管理理念的创新
(1)管理者需要从自身思想和理念上转变对于经营的认识。过去往往需要保障自身的位置，不能进行过于创新的管理措施，不能规划创新型的企业经营模式。然而，现阶段的企业管理人需要具备职业化的素质，将自身与企业的未来经营联系在一起。(2)需要进行生产意识的革新。将企业的经营目标和市场紧密联系在一起。(3)还需要看到未来的发展趋势，经济效益的最大化不再是主要目标，而要看到持续化发展、社会效益以及对用户的责任等多个方面，实现经营目标多元化理念的创新。
2.2建筑企业经营管理内容创新
社会主义市场经济体制下的建筑企业经营管理内容已经发生了不少的转变，内容不仅包含了过去传统观念中建筑企业的内部 财务管理 、现场施工管理、施工工艺和技术的管理、劳务管理等方面的内容，现在又拓展了建筑企业在经营战略、管理理念、投资预决算以及原材料市场和分析预测等方面的内容。因此，面对反复的管理内容，市场经济条件下的建筑企业需要进行更多地经营管理转变，积极开展经营管理内容上的创新。从目前的建筑企业经营管理模式来看，创新工作需要从以下三个方面来展开：(1)是建筑企业的管理者需要从经营管理的理念上进行转变，帮助生产管理实现单一化朝复合化的转型。而建筑企业需要将自身看作为市场这个混合物中的一个“单一”元素，在整个市场体系中进行管理、规划和运营。(2)建筑企业在开展管理工作时，需要可以对市场信息进行精确的把握，掌握各同行的发展水平、经营策略以及主营方向等，关注国家在政策走向上的变化，实现对市场各类信息的掌握。这是因为建筑企业的工程建设周期较长，所面对的不确定因素较多，简单的市场环境变动也会引发企业经营效益的巨幅变化。(3)需要建筑企业的管理层确立价值管理的中心地位，将创新价值形态作为管理工作的中心，创新价值经营和管理的对象，对建筑企业经营和管理中各项资源进行综合控制，保障企业经济价值的创造途径。
2.3建筑企业经营管理制度创新
管理制度作为约束建筑企业内部各职能部门的重要手段，是保障不同部门工作相互协调的重要措施。因此，严谨、高效而且强有力的约束性制度，必然可以帮助建筑企业更加有序地开展经营管理和内部组织的活动，同时也相当有效地规范了经营管理人员的工作。建筑企业经营管理制度创新的主要内容是引入市场机制，构建一个能够将企业各类资源和生产要素进行有机融合的机制，同时该机制运行的主要目标便是实现企业经济效益的最大化。以其中的人力资源为例，需要在不仅需要保障企业职工的薪酬和奖励，还需要对企业职工的工作热情和创新积极性进行有效地激发，使之更大地发挥自身能力，为企业创造更多的利益，帮助企业确立在行业内的竞争优势。
2.4建筑企业经营管理体制创新
在目前，我国的社会主义市场经济已经有了较大的发展，企业在这样市场环境下的发展和竞争都需要紧跟市场经济的发展目标。需要坚持改革和创新的企业发展理念，紧密联系管理和改革的关系，构建创新型的企业经营管理体制。从目前建筑企业的性质及经营内容来看，经营管理体制的创新需要在企业层次、项目层次及劳务层次三个方面来进行。具体来看，这三方面的创新主要是针对公司总部关系、项目部以及施工部进行的。公司总部关系相对于其他两个方面来看，具有一定的差异，但是，总的来说，都属于公司经营管理的大范围。三者都需要将企业的经营管理和效益实现为责任，都需要在市场经济的客观规律和大环境之下开展工作。而三者工作的差异性主要体现在管理主体、管理层次、管理方法以及管理模式等方面。
2.5健全和完善项目管理制度，强化管理
工程施工项目对于企业的发展具有最直观的影响，因为一个企业效益的实现主要是通过具体工程的开展。同时，该工程项目的质量水平也直接影响着企业的口碑和品牌形象，更是企业管理工作的最终落脚点。为此，企业管理的重点也需要落实到工程管理之中，按照国家建设部在《建设工程项目管理规范》中所要求的情况，结合企业和市场在当下的发展状况，对自身项目的管理制度进行完善。
2.6人本管理创新
过去传统的企业经营管理模式是针对资源为重心开展的。而现代化的企业要求将人才作为管理的第一要务，围绕人力资源来开展管理活动。因为知识经济时代的最大推动力便是知识，人才则是将掌握的知识化为资源运用的主体。因此，人才也就成为当下最重要的资源。这也决定了现阶段企业的管理和经营主要是针对人才的吸纳、人才潜力的挖掘等方面来开展，体现了当代人本管理的主要内容，是人才管理创新的方向。
3结束语
建筑企业要结合实践 经验 和市场环境来对自身经营管理进行创新，不断地调整和磨合。确定适合自身经营现状和发展期望的经营管理模式，推动生产力的发展，提高企业的经济效益，实现企业可持续化发展的目标。
作者:任明星 候耀远 单位:河南省水利第一工程局 郑州神汽汽车技术发展有限公司
参考文献：
[1]徐娟.国有建筑施工企业经营管理创新的基本思路[J].山西高等学校社会科学学报,2007,(7):49-51.
[2]张海库.新形势下建筑企业经营与管理探索[J].企业研究,2012,(16).
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中国大中型油气田主力烃源岩的分布在时代、盆地类型、岩性和沉积环境方面都具有多样性.在地质时代上,从中元古代到新生代(泥盆系除外)均有烃源岩分布,最重要的是在中、新生代.在盆地类型上,有中、新生代的裂谷盆地、古生代早期的克拉通盆地和晚期的前陆盆地、以及中生代的前陆盆地.不同类型盆地的烃源岩的分布、地质地化特征和生烃潜力差别较大.源岩类型有海相碳酸盐岩、泥岩以及海陆过渡相和陆相泥岩、煤系及碳酸盐岩,其中以湖相碎屑岩为主. 根据多方资料查证，得到了中国油气田特征及其分布规律。指出，中国大中型油田主要分布在裂谷型盆地中，大中型油田主要分布在克拉通盆地和山前盆地中；陆相生烃岩是中国大中型油气田的主要生烃岩，生烃岩从早古生代到新生代都有，南中国海和东中国海的古近系和新近系，中国北方的侏罗系和石炭系--二叠系是中国的主要生气层，古近系，新近系，白垩系，侏罗系，三叠系，二叠系是中国的主要生油层；大中型气田的储集层主要为陆源层（中砂岩，细砂岩和砂砾岩），其成因类型为扇三角洲和三角洲体系，碳酸盐储集层主要为裂缝型、风化壳型；油气藏盖层主要为均质泥岩，油气成藏期较晚，绝大多数大中型油气田形成于新生代，在早生代地层中仍有相当储量的油气田未被发现。中国油气资源潜力丰富，大多数盆地的油气田处于开发的早中期，发现大中型油气田的可能性是很大地。 中国的油气储量和世界大多数国家一样主要分布在大中型油气田中。自上世纪50年代初期以来，我国先后在82个主要的大中型沉积盆地开展了油气勘探，发现油田500多个。以下是我国主要的陆上石油产地。大庆油田： 位于黑龙江省西部，松嫩平原中部，地处哈尔滨、齐齐哈尔市这间。油田南北长140公里，东西最宽处70公里，总面积5470平方公里。1960年3月党中央批准开展石油会战，1963年形成了600万吨的生产能力，当年生产原油439万吨，对实现中国石油自给自足起到了决定性作用。1976年原油产量突破5000万吨成为我国第一大油田。目前，大庆油田采用新工艺、新技术使原油产量仍然保持在5000万吨以上。 胜利油田： 地处山东北部渤海之滨的黄河三角洲地带，主要分布在东营、滨洲、德洲、济南、潍坊、淄博、聊城、烟台等8个城市的28个县（区）境内，主要开采范围约4.4平方公里，是我要第二大油田。 辽河油田： 主要分布在辽河中上游平原以及内蒙古东部和辽东湾滩海地区。已开发建设26个油田，建成兴隆台、曙光、欢喜岭、锦州、高升、沈阳、茨榆坨、冷家、科尔沁等9个主要生产基地，地跨辽宁省和内蒙古自治区的13市（地）32县（旗），总面积10万平方公里，产量居全国第三位。 克拉玛依油田： 地处新疆克拉玛依市。40年来在准噶尔盆地和塔里木盆地找到了19个油气田，以克拉玛依为主，开发了15个油气田，建成了792万吨原油配套生产能力（稀油603.1万吨，稠油188.9万吨），从1900年起，陆上原油产量居全国第四位。 四川油田： 地处四川盆地，已有60年的历史，发现油田12个。在盆地内建成南部、西南部、西北部、东部4个气区。目前生产天然气产量占全国总量近一半，是我国第一大气田。 华北油田： 位于河北省中部冀中平原的任丘市，包括京、冀、晋、蒙区域内油气生产区。1975年，冀中平原上的一口探井任4喷出日产千吨高产工业油流，发现了我国最大的碳酸盐岩潜山大油田任丘油田。1978年原油产量达到1723万吨，为当年全国原油产量突破1亿吨做出了重要贡献。直到1986年，保持年产量原油1千万吨达10年之久。目前原油产量约400多万吨。 大港油田： 位于天津市大港区，其勘探地域辽阔，包括大港探区及新疆尤尔都斯盆地，总勘探面积34629平方公里，其中大港探区18628平方公里。现已在大港探区建成投产15个油气田24个开发区，形成年产原油430万吨和天然气3.8亿立方米生产能力。目前，发现了千米桥等上亿吨含油气构造，为老油田的增储上产开辟了新的油气区。 中原油田： 地处河南省濮阳地区，于1975年发现，经过20年的勘探开发建设，已累计探明石油地质储量4.55亿吨，探明天然气地质储量395.7亿立方米，累计生产原油7723万吨、天然气133.8亿立方米。现已是我国东部地区重要的石油天然气生产基地之一。 吉林油田： 地处吉林省扶余地区，油气勘探开发在吉林省境内的两大盆地展开，先后发现并探明了18个油田，其中扶余、新民两个油田是储量超亿吨的大型油田，油田生产已达到年产原油350万吨以上，形万了原油加工能力70万吨特大型企业的生产规模。 河南油田： 地处豫西南的南阳盆地，矿区横跨南阳、驻马店、平顶山三地市，分布在新野、唐河等8县境内。已累计找到14个油田，探明石油地质储量1.7亿吨及含油面积117.9平方公里。 长庆油田： 勘探区域主要在陕甘宁盆地，勘探总面积约37万平方公里。油气勘探开发建设始于1970年，先后找到了油气田22个，其中油田19个，累计探明油气地质储量54188.8万吨（含天然气探明储量2330.08亿立方米），目前已成为我国主要的天然气产区，并成为北京天然气的主要输送基地。 江汉油田： 是我国中南地区重要的综合型石油基地。油田主要分布在湖北省境内的潜江、荆沙等7个市县和山东寿光市、广饶县以及湖南省境内衡阳市。先后发现24个油气田，探明含油面积139.6平方公里、含气面积71.04平方公里，累计生产原油2118.73万吨、天然气9.54亿立方米。 江苏油田： 油区主要分布在江苏的扬州、盐城、淮阴、镇江4个地区8个县市，已投入开发的油气田22个。目前勘探的主要对象在苏北盆地东台坳陷。 青海油田： 位于青海省西北部柴达木盆地。盆地面积约25万平方公里，沉积面积12万平方公里，具有油气远景的中新生界沉积面积约9.6万平方公里。目前，已探明油田16个，气田6个。 塔里木油田： 位于新疆南部的塔里木盆地。东西长1400公里，南北最宽外520公里，总面积56万平方公里，是我国最大和内陆盆地。中部是号称“死亡之海”的塔克拉玛干大沙漠。1988年轮南2井喷出高产油气流后，经过7年的勘探，已探明9个大中型油气田、26个含油气构造，累计探明油气地质储量3.78亿吨，具备年产500万吨原油；100万吨凝折、25亿立方米天然气的资源保证。 吐哈油田： 位于新疆吐鲁番、哈密盆地境内，负责吐鲁番、哈密盆地的石油勘探。盆地东西长600公、南北宽130公里，面积约5。3万平方公里。于1991年2月全面展开吐哈石油勘探开发会战。截止1995年底，共发现鄯善、温吉桑等14个油气油田和6个含油气构造探明含油气面积178.1平方公里，累计探明石油地质储量2.08亿吨、天然气储量731亿立方米。 玉门油田： 位于甘肃玉门市境内，总面积114.37平方公里。油田于1939年投入开发，1959生产原油曾达到140.29万吨，占当年全国原油产量的50.9。创造了70年代60万吨稳产10年和80年代50万吨稳产10的优异成绩。誉为中国石油工业的摇篮。 除陆地石油资源外，我国的海洋油气资源也十分丰富。中国近海海域发育了一系列沉积盆地，总面积达近百万平方公里，具有丰富的含油气远景。这些沉积盆地自北向南包括：渤海盆地、北黄海盆地、南黄海盆地、东海盆地、冲绳海槽盆地、台西盆地、台西南盆地、台西南盆地、台东盆地、珠江口盆地、北部湾盆地、莺歌海——琼东南盆地、南海南部诸盆地等。中国海上油气勘探主要集中于渤海、黄海、东海及南海北部大陆架。 1966年联合国亚洲及远东经济委员会经过对包括钓鱼岛列岛在内的我国东部海底资源的勘察，得出的结论是，东海大陆架可能是世界上最丰富的油田之一，钓鱼岛附近水域可以成为“第二个中东”。据我国科学家1982年估计，钓鱼岛周围海域的石油储量约为30亿~70亿吨。还有资料反映，该海域海底石油储量约为800亿桶，超过100亿吨。 南海海域更是石油宝库。中国对南海勘探的海域面积仅有16万平方千米，发现的石油储量达52.2亿吨，南海油气资源可开发价值超过20亿万元人民币，在未来20年内只要开发30，每年可以为中国GDP增长贡献1~2个百分点。而有资料显示，仅在南海的曾母盆地、沙巴盆地、万安盆地的石油总储量就将近200亿吨，是世界上尚待开发的大型油藏，其中有一半以上的储量分布在应划归中国管辖的海域。经初步估计，整个南海的石油地质储量大致在230亿至300亿吨之间，约占中国总资源量的三分之一，属于世界四大海洋油气聚集中心之一，有“第二个波斯湾”之称。据中海油2003年年报显示，该公司在南海西部及南海东部的产区，截至2003年底的石油净探明储量为6.01亿桶，占中海油已探明储量的42.53。 到目前为止，渤海湾地区已发现7个亿吨级油田，其中渤海中部的蓬莱19-3油田是迄今为止中国最大的海上油田，又是中国目前第二大整装油田，探明储量达6亿吨，仅次于大庆油田。至2010年，渤海海上油田的产量将达到5550万吨油当量，成为中国油气增长的主体。从以上来看，我国石油资源集中分布在渤海湾、松辽、塔里木、鄂尔多斯、准噶尔、珠江口、柴达木和东海陆架八大盆地，其可采资源量172亿吨，占全国的81.13％；天然气资源集中分布在塔里木、四川、鄂尔多斯、东海陆架、柴达木、松辽、莺歌海、琼东南和渤海湾九大盆地，其可采资源量18.4万亿立方米，占全国的83.64％。 从资源深度分布看，我国石油可采资源有80％集中分布在浅层(＜2000米)和中深层(2000米～35 00米)，而深层(3500米～4500米)和超深层(＜4500米)分布较少；天然气资源在浅层、中深层、深层和超深层分布却相对比较均匀。 从地理环境分布看，我国石油可采资源有76％分布在平原、浅海、戈壁和沙漠，天然气可采资源有74％分布在浅海、沙漠、山地、平原和戈壁。 从资源品位看，我国石油可采资源中优质资源占63％，低渗透资源占28％，重油占9％；天然气可采资源中优质资源占76％，低渗透资源占24％。 截至2004年底，我国石油探明可采储量67.91亿吨，待探明可采资源量近144亿吨，石油可采资源探明程度32.03％，处在勘探中期阶段，近中期储量发现处在稳步增长阶段；天然气探明可采储量2.76万亿立方米，待探明可采资源量19.24万亿立方米，天然气可采资源探明程度仅为12.55％，处在勘探早期阶段，近中期储量发现有望快速增长
如何写好采油工程论文
采油行业在我国有着非常大的发展前景。以下是我收集的相关论文，仅供大家阅读参考!
随着社会经济的不断发展，人们的生活水平、生活质量的不断提高，对石油能源的需求量正在不断上升，我国石油行业得到了不断的发展。采油技术经过近几年的不断发展，化学驱油、注水开发技术得到了开发与应用，从而在一定程度上使原油采收率、油井产量得到了提升，但是现阶段还是比较低。因此，在油田的开发过程中，采油工程技术的发展以及应用非常重要。
1采油工程技术的发展
自进入21世纪以来，科学技术得到了不断的发展与进步，我国石油行业的采油工程技术经过不断研究与实验实践，也得到了不断发展。在进行发展的过程中，采油工程技术主要包括三个发展阶段，即分层采油技术的发展、采油工程技术的突破性发展以及采油工程体制的完善。
1.1分层采油技术的发展阶段
上世纪50到70年代，经过多方面的长期探索与实践，我国分层采油技术得到了有效的发展，主要成果包括实现了油田堵水、油田防砂等试验。分层采油技术的有效发展阶段主要包括以下四个方面：第一，分层采油，指的是有效地利用低渗透层潜力，分采自喷井，分层采油主要包括高压单管封隔器、油套管分采工艺、双管分采工艺。第二，分层测试，主要是对有杆泵抽油井实施环空测试以及对注水井的注入剖面、自喷采油井的产出剖面实施分层测试，第三，分层管理，通过在平面调整中实施注水结构，使注采系统得到完善，工程生产能力、细分注水能力得到提高，从而实现结构调整以及控液稳产的效果。第四，分层研究，以吸水刨面、产出剖面、密闭取心等资料为根据，结合油水井并进行改造，分析剩油分布情况、开发状态与油层动用情况，在油田的生产过程中掌握主动权。
1.2采油工程技术的突破性发展
上世纪70到90年代，我国采油工程技术得到了突破性发展，适合多种油藏类型、满足不同场地需要的采油工程技术得到开发与应用。主要有：首先，气顶砂岩采油技术，此种技术在大庆喇嘛甸油田的开采过程中得到了应用，并取得了良好的效果。其配套技术主要包括保障最优射孔井段、水锥与气锥保持稳定等。其次，稠油热力采油技术，上世纪80年代，在我国的许多油田中，稠油热力采油技术进行了大规模的实验以及应用，在克拉玛依、胜利等油田中完成了技术攻关。再次，潜山油藏开采技术，任丘油田中的一种典型油藏及时潜山油藏，与砂岩油藏不同的是，潜山油藏存在着是否适合开采、其大多数油气是否存在于孔隙、裂缝之中等问题。开采潜山油藏需要耐高温、大排量电潜泵技术以及完成裸眼测试。最后，断块采油技术，由于其油藏形状、油藏大小具有不确定性以及断层相互分割使油藏成为一个独立的单元等因素，在断块油藏的'开采过程中，必须要采取滚动勘探的方法进行注水、油层改造，才能保证产油效率及产油数量。
1.3采油工程体制的完善
在采油工程技术进行不断发展的过程中，采油行业的采油工程体制进行了不断地发展以及完善，体现在以下几个方面：第一，蒸汽吞吐接替的发展，能够扭转稠油开采过程中的被动局面。第二，在采油过程中采取中长期发展规划，可以处理好近期应用技术以及基础研究之间的关系，及时地、有效地解决出现的问题，并对采油技术进行改进。第三，采用简化地面流程、加强注水等采油工程技术对低渗透油田进行开发，可以使单井产量得到有效提高，实现利益的最大化。
2采油工程技术的展望
2.1对采油工程进行全面了解
第一，应对石油开采过程的规律性有一个全面的了解，对以此为根据采取相应的采油工程技术。第二，在采油过程中，采取人工补充能量、保持地层压力的采油措施，能够在很大程度上延长稳产期，实现采油效果的有效提高。第三，应国际项目加强合作，了解在采油技术方面国际上的最新发展趋势，并进行研究借鉴，使我国的采油工程技术得到发展。
2.2加强对专业人才的培养
采油工程技术的有效发展，离不开一支具有高技术水平、高操作技能的技术队伍。因此，采油企业应加强对专业人才的培养，组建专业团队，充分发挥其自身的组织能力、管理能力，深入挖掘人才潜力，从而实现整体队伍专业素质的提高，有助于采油工程实现效益的最大化。
2.3合理应用先进技术
应在采油工程合理应用先进技术，例如纳米技术、微生物技术等，从而使采油工程技术得到进一步的发展与完善。第一，纳米技术，目前纳米采油工程技术在我国处于起步阶段，MD膜驱油技术正在应用。第二，微生物技术，微生物采油技术是正在进行发展的三采技术，在含水高的油田、枯竭老油田中具有比较强的活力。
3结语
综上所述，随着人们对能源需求量的不断提升，我国正在面临着是由能源短缺问题，在油藏开采过程中合理利用采油工程技术，能够使原油采收率、油井产量得到有效的提升。
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一、文献类型标识介绍
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赵红雨邓宏伟邱国清参加工作的还有蒋龙，张可宝，王铭宝，周燕，孙玉红，程育红等，
摘要大王庄油田大古67块和大芦湖油田樊124块属特低渗透油藏，平均渗透率为5×10-3～8.8×10-3μm2，油藏埋深3100～3250m，且储集空间较为复杂，有溶孔和微裂缝存在，开发难度大。本文从低渗透油田的油藏特点和开采规律着手，具体分析了这两个区块的开采动态，开展了注水必要性和可行性评价，在此基础上对影响开发效果的井网、井距、转注时机及注采比进行优化研究，确定出各区块的推荐方案，预计当年可建产能9.2×104t。
关键词特低渗透油藏储集空间微裂缝评价优化推荐方案
一、引言
胜利油区低渗透油田已累积探明石油地质储量5.8×108t，占总探明储量的12.6%，其中已动用33个区块，动用储量3.6×108t，占探明储量62.1%。已动用的低渗透油田大部分埋藏较深，在2800m以下，且以构造、岩性油藏为主。空气渗透率一般小于20×10-3μm2，储量丰度一般小于100×104t/km2，但原油性质普遍较好。地层原油粘度为0.5～6mPa.s，凝固点26～53℃。油藏具有吸渗驱油的微观机理，流体渗流不遵循达西定律。油井自然产能较低，一般需要压裂或其他改造措施，才能获得较高产能。油井见水后，无因次采液（油）指数随含水上升降低的幅度大，提液困难，注采井间难以建立一定的驱替压力梯度。大古67块和樊124块属特低渗透油藏，1994年后陆续采用常规或压裂方法试采11口井，到1999年9月，平均单井日产油能力12.3t，累积产油2.9370×104t，地层压力下降快、产液产油量递减率大。为提高油田开发效果，2000年合理编制了两区块油藏开发方案，开展了注水可行性、井网、井距、注水时机和注采的设计与优化研究工作。
二、地质特征
大王庄油田大古67块位于车镇凹陷大王庄鼻状构造带大一断层上升盘中段，北以大一断层为界与大王北油田相接，南以大古2块与大古82井区相连，是一个四面为断层封闭的断块油藏。樊124块位于济阳坳陷东营凹陷西南部的金家－樊家鼻状构造带西翼，大芦湖油田的西南部，西邻高青油田。
大古67块主力含油层系为二叠系上石盒子组万山段，自下而上共分三个砂层组，总有效厚度为33.1m。在构造腰部附近有效厚度相对较大，达40m以上，向南北两侧逐渐变薄。大古67块万山段地层属河流相沉积，储集层岩性以中、细砂岩为主，储集空间主要以粒间孔为主。平均孔隙度13.4%，平均渗透率8.8×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层，且储集层层间、层内非均质性较严重。油藏类型为层状断块油藏，块圈定含油面积3.3km2，石油地质储量396×104t，储量丰度120×104t/km2，为深层、中丰度储量。
樊124块主要含油层系为沙三下亚段。砂体西北厚度大，并呈条带状或朵状向东南减薄直至尖灭。樊124块沙三下储集层为湖泊三角洲沉积，储集层岩性为粉、细砂岩，储集空间为残留粒间孔、溶蚀孔、微孔隙。平均孔隙度14.1%，平均渗透率5.0×10-3μm2，属低孔、特低渗储集层。油藏类型属具有边水的构造－岩性油藏。块圈定含油面积3.5km2，石油地质储量202×104t，储量丰度58×104t/km2，属深层、低丰度储量。
三、开采动态和注水可行性研究
1.开采动态分析
目前两油藏都经历了试油试采阶段，在试油试采过程中有以下特点。
大古67块和樊124块试油井均见油，但一般都需压裂投产才能获得较高产能。随着开采时间的延长，由于能量补充不及时，各井日产油能力下降较快，特别是压裂井下降速度更快。分析试采时间较长的8口井的递减情况，常规井月递减率为5.1%，而压裂井月递减率则高达13.2%。
2.注水可行性研究
（1）油层条件有利于注水
两区块油藏属弱、弱－中等水敏性油层，注入标准盐水，渗透率比值几乎无影响；注入蒸馏水，渗透率比值下降6.4%～30%左右。樊124块油层属非速敏，大古67块油层中等速敏，但临界流速高达2.82m/d，测算在此临界流速下，当日注水量为90m3，注水生产压差6.9MPa时，对储集层的伤害半径仅为50cm。根据低渗透油田启动压力与渗透率变化关系的经验公式，计算得到两油藏注水启动压力分别为13MPa和17MPa，要求注水泵压在30MPa左右，不超过目前注水工艺设备能力。
（2）同类型油田类比
目前两区块均无试注水资料，但与国内几个主要的低渗透油田（马西深层、牛25-C砂体和大芦湖油田）的油藏地质条件类比，两区块的油藏埋藏深度，有效厚度处于几个油藏的中间，只有孔隙度、渗透率参数略低，而这三个油藏预测的水驱采收率都在18%以上，因此在这两个油藏实施注水开发也是可行的。
四、开发方案优化研究
1.开发方案设计
1）设计原则
特低渗透率油田的渗流机理和开采规律，决定了影响其开发效果的因素较多，本次开发方案只针对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数进行优化，故制定了以下设计原则。
（1）考虑国内几个低渗透油田开发经验
马西深层、牛25-C砂体、大芦湖油田等是目前国内开发较为成功的低渗透油田，故在方案设计时充分考虑其初期布井方式的选择、转注时机的确定，以及开发后期注采井网的调整等。
（2）立足于早期注水开发
两区块地饱压差大（18.27～20.16MPa），利用地层能量开采的余地较大，但弹性产率低。另据琼斯实验室试验结果表明，随着地层压力下降，裂缝逐渐闭合，从而降低流体的渗流能力，动态上则表现为产量迅速下降。因此要使油藏有较高的采油速度和单井产量，必须早期注水以保持较高的油层压力。
（3）考虑油藏的地层最大主应力方向
低、特低渗透油田一般都需压裂投产，压裂后容易在地层最大主应力方向上产生裂缝，若注采井与地层主应力方向一致，不可避免会造成采油井暴性水淹，因此注采井应与主应力方向保持一定夹角。由地层倾角测井和地应力测试结果，大古67块地层最大主应力方向为N67.5°E、樊124块为N78°E。
（4）单井须有一定的有效厚度，并至少钻遇1～2个主力层
根据油藏地质特征和试油、试采特点，大古67块选择有效厚度大于10m的范围内布井，樊124块在有效厚度大于5m的范围内布井。
2）设计步骤
为更科学优化开发方案，依据上述原则，对井网、井距、转注时机、注采比4个敏感性参数逐级进行设计，即先设计井网方案，其次为井距、转注时机方案，最后是注采比方案，上一级参数方案优化结果可直接运用到下一级参数的方案优化中。
2.开发方案优化研究
在油藏地质研究的基础上，利用VIP数模软件建立了全油藏地质模型，并划分网格，网格模型X方向与地层最大主应力方向平行，利用数值模拟方法，结合油藏工程分析，对每一项参数进行了优化研究。预测结果至2019年，预测时间为20年。
1）井网优化研究
根据国内外低渗透率油田成功的开发经验，此类油田一般采用面积注水方式较为适宜，有利于强化注水，增加注水波及体积，提高水驱采收率。为此，设计并优化了五点法、反九点法、排状三种面积注水井网，共19个方案。
（1）全部采用直井
数值模拟对大古67块优化计算了8个对比直井井网方案（表1），计算结果反映出以下特点。
反九点法井网初期采油量高，但含水上升快，采出程度低。采用反九点法井网的1-1方案，采油井数多达16口，注采井数比为1∶5，因此初期产能相对较高，同时为保持压力平衡和维持较高的采油速度，则注水井注水强度相应地有所增大。但该井网有一部分角井位于水驱主流线上，即注采井与地层主应力方向平行，在较高的注水强度和采油井都压裂投产的前提下，使得这部分角井过早水淹，产能下降，含水迅速上升。该方案采出程度仅为22.5%，比其他方案低2～4个百分点，开发效果差。即使将这部分角井转成注水井的1-2方案，开发效果也未得到明显改善，采出程度只提高了0.2%。
表1大古67块井网方案数值模拟计算对比表
排状井网采出程度增幅不大 排状井网注采井数比为1∶1，为维持压力平衡，则注水井注水强度有所降低，减小了高速注水条件下采油井暴性水淹的可能性；同时位于地层主应力方向上的注采井距较大，延缓了采油井见水时间，因此其开采效果优于反九点法井网，但采出程度提高幅度不大。3个方案平均采出程度为25.3%，只比反九点法井网高3%左右。
注水井排平行地层主应力方向的五点法井网开发指标最好 方案1-3采用五点法井网，与排状井网一样，注采井数比为1:1，注水井注水强度不大，而与排状井网不同的是该方案注水井排平行于地层主应力，即在人工压裂裂缝方位上只有注水井或采油井，这就避免了采油井暴性水淹，从而延迟采油井见水时间，扩大注水波及体积，明显改善开发效果。采出程度比反九点法和排状井网分别高出5%和2%，且该方案新钻井数少于其他方案，经济效益也最高。因此，大古67块直井井网方案应采用五点法井网。
樊124块优化计算了7个对比直井井网方案，方案优化结果与大古67块类似，也应采用五点法井网。
（2）水平井与直井组合
表2樊124块水平井数值模拟计算对比表
为了应用新技术提高低渗透油藏的开发效果，樊124块在五点法直井井网方案基础上设计了4种水平井与直井组合的井网方案，并进行了优化计算（表2）。
从数值模拟计算结果看，由于水平井动用层位少，用一口水平井代替两口直井的方案1-16和方案1-17指标比全部采用直井的方案1-9差，方案1-18和方案1-19虽比方案1-9多采油2.7×10-3t，但须多钻一口水平井，同时累积注水和累积产水量都大于直井方案，因此在经济效益上利用水平井开发樊124块油藏是不适宜的。而且目前胜利油田利用水平井开发低渗透油藏处于探索阶段，采用水平井开采风险较大，故方案设计不采用水平井。
2）井距优化
低渗透油藏储集层存在非线性渗流特征，注水驱油时，存在注水启动压差，再加上储集层本身就存在较大的渗流阻力，导致注采井间压力消耗较大，因此注采井距不宜过大。然而为了提高油井产量，生产井均为压裂投产，通过压裂又可适当增大井距。
（1）经济合理的井网密度和井距的测算
根据胜利油田砂岩油藏的经济合理井网密度经验公式，结合两油藏各自的地质特点，在目前油价下，计算出大古67块、樊124块经济合理的井网密度分别为9口/km2和8口/km2。大古67块有效厚度大于10m（方案布井区）的含油面积为2.7km2，则该块经济合理的井数是24～25口，折算五点法和九点法井网的合理井距为300m。樊124块有效厚度大于5m（方案布井区）的含油面积为2.1km2，则该块经济合理的井数是16～17口，折算出五点法和九点法井网的合理井距为350m（已投产井的完钻井距也在350m左右）。
（2）井距优化计算
在五点法直井井网和测算的经济合理井距基础上，对两区块分别优化计算了三种不同的井距方案（大古67块为250m、300m、350m，樊124块为300m、350m、400m）。在不同井距下开发周期为20年，方案采出程度最高的井距都为各区块的经济合理井距，即大古67块300m、樊124块350m，采出程度比其他两个井距方案高1～1.5个百分点，而且此井距在整个开发阶段含水都略低于其他井距方案，经济效益好。由此认为最优井距大古67块为300m，樊124块为350m。
3）注水时机优化
根据设计原则，两油藏都须早期注水且保持较高的油层压力，考虑油藏目前的压力水平和现场及地面工程建设所需时间，对比了五种不同压降下的注水方案（表3），其压力水平均在饱和压力以上，压降为4～15MPa。
从数值模拟指标看，转注越早，采出程度越高。随着转注时压降的增加，采出程度呈下降趋势，特别是压降大于10MPa后，采出程度下降幅度更大。其原因主要是油藏低压力水平开采，导致油井供液不足。由此说明，油藏应在较高的压力条件下转注。但转注越早，注水量越多，在多采油的同时，采水量相应增加，含水上升速度加快。对比含水变化曲线（图1），当含水相同时，压降为7～10MPa转注的方案采油量相对较多，最终采收率高，经济效益较优。因此，方案选择油藏压降达到7～10MPa时转入注水开发，预计约在整体投产半年后。
4）注采比优化
选取合适的注采比对于油田注采平衡、实现高产稳产至关重要。为此，主要从恢复、保持地层能量出发，在两个区块分别设计并优化了五种不同注采比的开发方案（表4）。计算结果显示，在相同的井网形式和转注压力条件下，注采比越大，累积产油量越多，采出程度越高，当注采比由0.8提高到1.3时，采出程度提高 1～2倍。但注采比超过1.0后，采出程度增加幅度变缓，说明提高注水量在增加采油量的同时，主要是增加了采水量，而在相同含水期内，注采比为1.0的方案累积产油量多，且最终采收率高，经济效益好。故最佳的注采比为1.0，即油层压力保持在转注压力水平上的开发。
表3注水时机方案数值模拟计算对比表
图1大古67块不同注水时机含水量与累积产油量关系曲线图
5）开发方案推荐
大古67块推荐注水方案采用五点法井网，注采井距300m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至18～21MPa，注采比保持在1.0左右；樊124块推荐注水方案采用五点法，注采井距350m，油藏压降在7～10MPa后转注，即油藏平均压力降至21～24MPa，注采比保持在1.0左右。
3.产能的确定
（1）比采油指数、采油指数的确定
表4不同注采比方案数值模拟计算对比表
大古67块仅有大671井压裂后取得初期采油指数资料，该井射开有效厚度9.0m，投产半年多时间测得3个流压值，分别为22.3MPa、13.7MPa、7.13MPa，所对应的日产油量为22.5t、7.1、2.0t，计算出平均比采油指数为0.162t/(d·m·MPa）。樊124块计算了樊124-1井、樊125井两口井初期压裂后的比采油指数，樊124-1井为0.15t/(d·m·MPa），樊125井为0.17t/(d·m·MPa），平均的比采油指数为0.16t/(d·m·MPa）。分析认为，这些计算值能够反映采油井初期的开采水平，考虑全面开发对产量的影响，故初期比采油指数两区块都取0.15t/(d·m·MPa）。若单井平均射开有效厚度大古67块按15m、樊124块按10m计算，则初期平均采油指数大古67块为2.25t/(d·m·MPa），樊124块为1.5t/(d·m·MPa）。
（2）无因次采油指数随含水量的变化
由相渗曲线计算的无因次采油指数随含水变化曲线可知，见水后无因次采油指数随着含水量上升逐步下降。在含水量30%以前，大古67块含水量每上升1%，无因次采油指数下降1%；樊124块含水量每上升1%，无因次采油指数下降1.1%。
（3）产能的确定
根据初期的采油指数、无因次采油指数随含水量的变化规律以及油井所对应的生产压差，并结合数值模拟预测结果，确定出大古67块第一年单井平均日产油能力为13t，樊124块第一年单井平均日产油能力为14t。则第一年大古67块可建成年生产能力5.3×104t，樊124块可建成年生产能力3.9×104t，共建产能9.2×104t。
五、结论
大古67块和樊124块这两个特低渗透油藏应立足于注水开发，且注水开发是可行的。
两油藏注水开发方案采用注水井排平行于地层最大主应力方向的五点法井网，合理的注采井距为300～350m，最佳转注时机为地层压力下降7～10MPa，注采比保持1.0。
确定特低渗透油藏产能时必须综合考虑开发动态、油藏工程测算和数值模拟的结果，两油藏第一年可建产能9.2×104t。
主要参考文献
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. [银行金融] 石油市场的金融支持体系研究 [佚名][2008年1月14日][510]简介：无内容： 内容摘要 : 国际石油市场价格不断攀升，中国作为第二大消费国深受影响。石油基金、石油外汇和石油银行的运作是石油市场发展的动力，并通过石油金融支持的法律法规、部门规章程序加以保障。 关键词:石油金融;石油衍生品市场;石油战略储备;石油基金 &nbs……2. [机械制造] BOG压缩机在液化石油气基地的应用 [佚名][2007年1月11日][73]简介：无内容：摘 要：介绍了在液化石油气基地用压缩机处理蒸发气时的工艺流程、压缩机容量的调节、辅助设备的自动控制以及压缩机的报警和连锁保护控制系统。1 前言通常情况下，低温丙烷（C3）罐内液体温度为-40～-42℃，而低温了烷（C4）罐内液体温度为0～-2℃；正常运行时，罐压一般都保持在5～11KPa。尽管罐体有很厚的保温层，但由于罐壁以及工艺管线等与外界的换热，低温罐内液体会部分吸热蒸发，……3. [国际经济] 美拟对伊拉克动武推升石油价格 [佚名][2006年12月15日][81]简介：无内容： [摘要] 美国坚持动用武力推翻伊拉克总统，引发石油价格上升。石油价格上涨影响世界经济增长，抬高经济活动成本并转化为通货膨胀，减缓近几个月来美元兑欧元和日元的贬值趋势。但原油市场价格不大可能持续超过每桶30美元的水平，即使美国对伊拉克动武，油价短期剧烈波动后，仍可能回到每桶30美元以下。 美国坚持动用武力……4. [管理科学] 入世后我国石油安全储备战略研究 [佚名][2006年8月24日][295]简介：无内容：0 引言 1999年，我国对石油和石化行业的管理体制进行了重大改革，组建了中国石油集团和中国石化集团，形成南北竞争的格局；2000年，中国石油和中国石化两家股份有限公司股票分别在境外上市，标志着我国石油行业管理体制已步入市场化和国际化的轨道。石油行业经营的不仅是国家的自然资源，而且是投资者的财富；不仅肩负着国民经济的能源供应，而且力求投资者效益最大化目标的完成。在新的经营环境下，风险、收益、安全……5. 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[材料科学与工程] 浅谈在中、小城市和地区发展液化石油气燃料汽车 [佚名][2006年8月23日][86]简介：无内容：前言 北京市液化石油气公司是全国最早开展液化石油气燃料汽车项目的单位之一，早在95年就已装出样车数部，并做了大量的试验工作。为了更好的适应液化石油气燃料汽车市场需求，北京市液化石油气公司集中了大量优秀的技术人才，专门进行液化石油气燃料汽车的开发、小型加气装置的研制、加气站的设计与施工，以及液化石油气燃料汽车及其项目的推广与应用。北京市液化石油气公司在稳固并扩大北京市场的同时，还积极开拓全国市场。我……18. [材料科学与工程] 大型液化石油气气化站运行管理模式的探讨 [佚名][2006年8月23日][123]简介：无内容：一、概况 深圳市从一九八二年开始，借鉴和移植香港地区小区气化的经验，采用了投资省、见效快的城市气化途径一—液化石油气小区中央气化管道供气方式，以适应深圳这个现代化城市的建设需求，在《全面规划，分区建设，逐步联网，逐步实现石油气供应管道化》的方针指引下，十多年来已先后建成了罗湖、滨河、木头龙、百花、东乐、莲花、金湖、罗芳、南油等十多个中央气化站，为特区内30多万居民和公福用户提供着优质的气源。随……19. [材料科学与工程] 液化石油气管道建设应注意的若干问题 [佚名][2006年8月23日][134]简介：无内容：摘要：从安全监查的角度。针对液化场站工艺管道设计方面。提出应加以注意的问题。近几年来，国内液化石油气管道漏气着火或爆炸事故屡有发生，给人民生命财产安全造成严重危害。分析其原因，主要是由于液化石油气管道在设计、安装、监理检验、使用维护等方面没有完全执行国家或行业有关法规、技术规范或技术标准的要求，存在质量问题或安全隐患，最终导致事故的发生。本人从事锅炉压力容器和压力管道安全监察工作多年、曾对本市二十……20. [材料科学与工程] 液化石油气区域气化站与天然气高中压调压站台建的设计实践与探讨 [佚名][2006年8月23日][88]简介：无内容：摘要：对液化石油气区域气化站与天然气高中压调压站合建的规划，设计，建设之间关系的探讨。1前言 城市燃气化是城市现代化的重要标志，燃气工程是城市重要基础设施之一。随着经济的快速增长和城市规模的不断扩大，深圳市城市煤气无论从规模，还是从气源的性质都难于适应城市的发展要求，根据国务院批准的《深圳市城市总体规划》(1996—2010)，深圳市的管道燃气供应区域将不断扩大，气源从液化石油气逐步过渡到天然气，……
城市集中供热管网设计之浅见 [内容摘要] 通过分析城市集中供热管网设计中问题，对管网布置、直埋敷设等提出自己粗浅的看法 [主 题 词] 城市集中供热管网、布置类型、直埋敷设、补偿器应用、水力平衡 随着经济发展和居民生活质量的提高，城市集中供热因其易控制、能源利用率高，供热范围广和环境影响较低等优势得到迅速发展。但随着城市集中供热的推广和室内采暖系统采用热计量，也产生了一系列的问题。对城市集中供热管网设计也提出了更高的要求。本文就供热管网设计的几个技术问题进行分析。 一、城市集中供热管网布置类型 城市集中供热管网布置与热媒种类、热源与热用户相互位置有一定的关系，其布置应考虑系统的安全性和经济性。城市供热系统的特点是热用户分布区域广、分支多。在管网发生事故时，通常允许有若干小时的停供修复时间。有些热网为提高供热可靠性和应付供热发展的不确定性，在规划设计时就将热网象市政给水管网一样成网格状布置，但这样存在一定的问题，热网水力工况和控制的十分复杂，同时网格状管网投资非常高。在城市多热源联合供热时，有些规划设计时将热网主干线设计成环管网环状布置，用户管网是从大环网上接出的枝状管网，这种布置方式具有供热的后备性能，运行安全可靠，但热网水力工况和控制的也比较复杂，投资很高。 在充分考虑系统的安全性和经济性的前提下，笔者认为城市热力管网应是多条枝状管网放射型布置。在规划设计时，根据城市规模、热用户分布及热源位置布置几条输配主干线，在实施过程中根据供热能力和热用户情况，逐步完善不同的主干线。当城市供热主干线骨架形成后，适当敷设连通管，在正常工作时连通管上的阀门关闭，当主干线某段出事故时，可利用连通管进行供热。这种热网布置形式保证了枝状管网适应不确定热用户的发展，如果一条干管供热能力不够，敷设相邻干管时加大其供热能力就可以解决，以达到供热管网输配能力最优化，不必象环状管网那样先埋入较大管道去等负荷确定的热用户。 二、热力管道直埋敷设 供热管网直埋敷设由于占地面积小、工程造价低、施工周期短、保温性能好等特点，在实际工程中得到了广泛应用。正确认识热力管道直埋原理，合理选择敷设方式是很关键的。热水管道直埋与架空或管沟敷设主要不同之处在于直埋敷设的供热管道保温结构与周围土壤直接接触，管道热胀冷缩的过程受到土壤摩擦力约束，此时管道处于锚固状态，在热胀冷缩过程中产生的位移势能，被储存在管道壁上，使管道受力复杂化。管道直埋敷设方式可分为：无补偿直埋敷设、一次性补偿直埋敷设和有补偿直埋敷设三大类。 热力管道的敞开预热无补偿直埋敷设是一种“冷紧”式直埋。工艺过程是在管道焊接完毕后 ，对一定长度管道进行预热，管道受热产生变形，释放一部分热应力，同时对管沟进行回填夯实，利用土壤摩擦力将管道嵌固。这种敷设方式不需要设补偿器和固定支墩，其工程造价最低。但这种方法不仅施工复杂，而且管线预热只能改变管线的热态应力水平，而不能改变它的全补偿值，从管材疲劳的角度来看，在实际采用时应仔细斟酌。 一次性补偿直埋也是一种“冷紧”型直埋。工艺过程是：在管道焊接完毕沟槽回填后，对管道进行预热，管道热伸长被“一次性补偿器”吸收，此时立即将“一次性补偿器外壳和管道 焊死，使其不能再次伸缩，这样预热结束后，管道由于温降产生的热应力在管道中表现为拉应力，用以克服管道再次受热时的热应力。 有补偿直埋是目前应用最多的敷设方式，因其施工方便，所以得到广泛采用。实际工程中应尽量合理布置补偿器，使管道的补偿器分段长度接近最大安装长度，(管段由于移动所产生的土壤摩擦力在管道截面上产生的应力和材料许用应力相等，这个管段长度即最大安装长度)同时应保证补偿器在固定支墩两侧 对称布置，以减小固定支墩受力，降低支墩土建费用。另外对直线段“驻点”位置的固定支墩应考虑取消，以降低造价。对于小区二次热网，如果仅是为集中空调或地板辐射采暖服务，热媒温度65℃以下，实际工作温度较低，热应力较小，因此热网设计中可根据管网柔性考虑非预热的无补偿直埋敷设。 直埋敷设管线最大安装长度Lmax计算如下： Lmax＝（2.4ƒ[δ]20-pdi/4s）A/(πDoFf) m 式中：A－－管道横截面积 mm2 Ff－－管道外表面摩擦力 N/ m2 ƒ－－应力范围的减小系数 di－－管道内径 mm p－－设计压力 MPa [δ]20－－钢材许用应力 MPa Do－－保温管直径 m s－－管道壁厚 mm 供热管网直埋敷设应注意下列有关事项：直埋管道尽可能直线敷设，管道自然弯曲应限制在5º以内；从主干线引出的分支干线处，应设“L”、”Z”型弯管；水平弯管处应力集中，受力较大，应增加弯头壁厚、加大弯头的曲率半径；在土壤下沉性属于二级或高于二级地区，直埋敷设要采取一定的措施。 三、波纹管补偿在热力管网中的应用 在热力管网敷设中，补偿器是保证管道安全运行的重要部件。波纹管补偿以其体积小、重量轻、节省钢材、占地面积小、流动阻力小、不易渗漏，已开始占有举足轻重的地位，而且很有发展前景。目前波纹管制造突破了传统的材料和工艺，采用高弹性金属管经滚压一次成型，并采用多层金属结构，从而提高了其补偿能力和承压能力，应用新技术制造的波纹管补偿为其在热力管网中的应用提供了可靠的保证。 尽管波纹补偿器有很多优点，但它也有自身的缺点。例如轴向型波纹补偿器对主固定支架产生压力推力，管壁较薄不能承受扭力，设备投资高等。许多设计人员对波纹补偿器的认识还不够全面，因此在设计中存在计算和补偿管系选定不合理问题。 波纹管补偿器根据位移形式可基本分为轴向、横向、角向三类，每一类都有各自的优点和缺点，所以必须根据不同的使用条件，恰当地选用才能使波纹补偿器正常工作，做到波纹补偿器设计选型经济、合理。 轴向补偿 直管段上的膨胀节对沿膨胀节及管段的轴向方向拉伸与压缩进行补偿。膨胀节给出的额定补偿量包括拉伸、压缩位移的总和。轴向型补偿器。这是应用最多的也是最基本的型式。在工作时主要是利用其波纹部分的轴向变形来吸收管道的轴向位移。 横向补偿 是在“L”、“Z”、“Ⅱ”型管道中的补偿形式。通过成对的波纹管弯曲变形实现直线补偿。 角向补偿 管路补偿需要膨胀节作弯曲变形，它们往往是两个或三个角向式膨胀节组合使用，实现直线补偿。 铰链型补偿器 在结构上由波纹管、活动铰链、销轴组成。该补偿器可在同一平面内作角向偏转，因此可吸收管道在同一平面内的角位移。 万向铰链型补偿器 在结构上由波纹管、铰链和万向铰链组成。它可以在任意平面内作角向偏转，从而可吸收管道的任意平面内的角位移（空间角位移）。 波纹管的产品性能有两大类：其中一种是为满足使用必须保证的性能，如耐压、耐温、耐疲劳和弹性补偿等；另一类，如刚度、有效面积、材质等，它们不是使用所需要的，但它们对管系的设计及补偿器的使用有重要影响，所以对它们都要有充分的认识。 波纹补偿器的补偿能力源于波纹管的弹性变形，有拉伸、压缩、弯曲及它们的组合变形。补偿能力的大小，由设计者根据需要确定规定的额定补偿量，即表示在一定条件下具有的最大补偿能力。热力管网两固定点之间的最大长度是由管道失稳条件决定的，它与管径的大小及补偿器的补偿能力有关，一条管线无论如何复杂都可以通过设置固定支座将其分割成若干形状相对简单的独立管段，如直管段，L形管段，Z形管段等。波纹管补偿器的计算应从以下几方面着手。 （1）热力管道的热伸长量通常按下式计算： Δx=α(t1-t2)L 其中：Δx —— 管道的热伸长量，mm; α —— 钢管的线膨胀系数，mm/(m ℃), t1 —— 管内介质温度，℃，管内介质指蒸汽、热水、过热水等; t2 —— 管道安装时的温度,℃, L —— 管道计算长度，m。 计算管道热伸长量，是为了确定补偿器的所需补偿量，或验算管道因热伸长而产生的压缩应力，所以对于管道的热伸长量应计算其最大值，即取冷态安装条件的最低温度和热态运行条件的最高温度之间的最大温差。由于管网安装的气候条件差异很大，因此t2不应有统一的取值，应根据当时的气候条件和施工环境，确定适当的管道安装温度。 （2）安装轴向型补偿器的管道轴向推力F，按下式计算： Fx=Fp+Fm+Fs N 式中： Fp——内压力产生的推力， N FS——波纹管补偿的弹性反力 N Fm——管道活动支架的摩擦力 N 计算固定支架推力时，应按管道的具体敷设方式，参考上述公式按支架两侧管道推力的合力计算。 （3）管道应力验算 补偿器在内压作用下的失稳包括两种情况，即平面失稳和轴向柱状失稳。 A、 平面失稳 表现为一个或几个波纹的平面相对于波纹管轴线发生转动而倾斜，但其波平面的圆心基本在波纹管的轴线上。这是由于内压产生的子午向弯曲应力和周向薄膜应力的合力超过材料屈服强度，局部出现塑性变形所致。 B、 柱失稳 波纹管的波纹连续地横向偏移，使波纹管偏移后的实际轴线成弧形或S形（在多波情况下呈S形）。这种情况多数是因为波纹数太多，波纹管有效长度L跟内径d之比（L/d）太大造成的。为避免失稳情况发生，对管道应进行应力验算。 管道在工作状态下，由内压产生的折算应力按下式计算： σeq＝P[0.5do－Y(s－α)]/ s－α ≤[σ]t MPa P－设计压力 MPa do－管线外径 mm s－管线设计壁厚 mm Y－温度对计算管线壁厚的修正系数 α－腐蚀裕量 mm [σ]t－设计温度下的许用应力 Mpa 四、推广使用水力平衡元件，提高水输送系数 在供热系统中，热媒介质由闭式管路系统输送至各用户。对于一个设计合理，并能够按设计工况运行的供热管网，其各用户应均能获得相应的设计流量，以满足其负荷要求。但在实际运行当中，由于缺乏消除环路剩余压头的水力平衡元件，大部分管网系统近段环路的剩余压头只能靠管线管径的变化来消除，而且目前管网上控制阀门既无调节功能，又没有流量显示，使得部分环路及末端用户的流量，并不按设计要求输配。水力失调直接导致热力失调，供热系统存在的冷热不均现象，主要原因就是系统的水力失调亦即流量分配不均所致。 水力失调度计算如下：水力失调度X=实际流量G’/设计流量Gsj 当水力失调度X 远远大于1 时，根据散热器性能曲线可以看出，此时平均室温的增长缓慢；当X远远小于1时，平均室温的减少幅度明显增加。热力工况失调形成了“大流量，小温差”的运行方式。实际上大流量运行方式并没有从根本上消除系统的水力失调，反而带来了能耗的增加。即大流量要求大水泵，增加了电耗；大流量形成了大热源，热源低负荷运行降低了热源热效率，管网小温差运行增加了输送能耗，还影响了散热器的散热效率。除此之此，大流量还降低了系统的可调性，即系统流量过大，近端多余的流量无法调剂到末端，甚至出现回水温度过高的假象。结果增加了整个供热系统的热耗，降低了输水系统的热效率。 规范中规定“设计中应对采暖系统进行水力平衡计算，确保各环路水量符合设计要求。在室外各环路及建筑物入口处采暖供水管（或回水管）路上应安装平衡阀或其它水力平衡元件，并进行水力平衡调试”。为搞好管网的初调节，在一、二次管网的各个分支处和各热力入口处装置调节性能好的平衡调节阀，以保证各环路水量符合设计要求。 目前市场水力平衡元件主要有手动调节阀（平衡阀）和自动调节阀（自力式调节阀）两大类，其具体选用应结合系统运行方式的不同，分别对待。对于手动调节阀来说，流量G=KV ∆P，式中K V为手动调节阀阀口的流量系数，∆P为手动调节阀阀口两侧的压差。K V的大小取决于开度，开度固定，K V即为常数，那么只要∆P 不变，则流量G不变，安装后可替代原有管网控制阀门。而自力式调节阀从结构上说，是一个双阀组合，由手动孔板和自动孔板组成一个有机的整体，手动孔板是按设计流量进行调控的锁定机构，自动孔板是保证设计流量恒定的控制机构。当流经手动孔板流量大于设计流量时，自动孔板的阀瓣上移，减少自动孔板的断面，从而减少通过调节阀的流量，使其与设计流量相符。反之亦然。 当系统的运行调节为质调节时，可以采用自力式调节阀，因为这种调节方式只改变供水温度，而与系统的水力工况无关，即在不改变系统的水力工况的情况下，把调节传达到每个用户和设备。采用自力式流量控制阀，可以吸收网路的压力波动，维持被控负载的流量恒定。采用自力式压差控制阀可以吸收网路的压力波动，以维持施加于被控环路上的压差恒定。 当系统的运行调节采用集中量调节(水泵的变频调节等)时，不能采用自力式调节阀。因为这种调节是通过改变水量实现的，因而调节时改变了系统的水力工况，所以若采用自力式调节阀，势必造成出现流量分配的混乱。显然，由于自力式调节阀的存在而造成了系统集中调节的不能实现。这时若采用手动调节阀(比如平衡阀)，则系统总流量增减时，各支路、各用户的流量可以同比例增减，即系统的集中调节可以传达至每一个末端装置。当系统采用分阶段改变流量的质调节时，虽然每个阶段流量不变。但若采用自力式调节阀，每个流量阶段要对控制流量或控制压差进行设定，给运行管理带来很大不便，所以不宜采用。 五、结束语 热力管线工程运行是否正常直接关系到居民生活质量，在设计过程中应遵循技术先进、经济合理、安全适用的原则，作为一项系统工程，从管网的设计到管道的 制造、安装及管网的启动运行，每个环节都直接影响着工程的成败。而一项好的设计可以使产品的性能得以充分发挥，可以最大限度地减少施工中的困难，可以降低工程造价。因此，我们的设计一定要做到严谨合理，为工程的成功提供可靠的前提保证，如若不然，不仅增加工程造价，同时还由于设计不当而削弱了热力管线运行的安全性和可靠性。
真给石油工程的人抹黑
西部甘肃的玉门、新疆的克拉玛依和兰州炼化公司都是我国石油开采和炼制的发源地和老基地。目前，克拉玛依、独山于、兰州、乌鲁木齐、延安都有一定的石油一次加工能力并具有配套的二次加工能力。其中，兰炼是全国最大的润滑油生产厂之一，也是全国三大炼油催化剂生产基地和两大石油添加剂生产基地之一。今后，这些企业几乎都面临着通过进一步技术改造、提高原油加工深度、减少重质油比重、充分发挥已有加工能力、提高竞争云、贵、川、渝是极大的油品市场，而这些地区却没有象样的炼油厂。其油品的供应是由兰炼扩大炼量用管道输送解决，还是像有人建议的那样在四川建炼厂解决，以带动四川乃至西南地区石油化工的发展，要通过科学论证后再确定。但是这个间题应在2005年之前解决。兰炼应充分发挥其配套二次加工能力的优势，建成我国润滑油、催化剂、润滑油添加剂、道路沥青生产基地。独山子、兰化都有14万t/a～16万t/a乙烯生产装置，在一段时间内，主要应立足于技术改造，扩大生产能力至20万t/a左右，并重点搞好几个后加工产品。西部大乙烯项目的建设，兰化已经做过大量前期工作，有了一定的生产建设中小乙烯装置的经验，原料供应相对有保证。但兰化的原料油的供应距离、价格都不具备明显的竞争优势，加之环保容量的限制，一直进展不快。若合资生产，当前吸引力还不是很大，因此对兰化或西部地区45万t/a～60万t/a乙烯项目的建设，既要积极又要充分论证，认真地做扎实的、多方案的比较后再定。但是笔者相信，随着西部的大开发，一定会有达到国际经济规模的大乙烯装置矗立在祖国西部的土地上。 大力发展磷矿开采及后加工要充分利用西部，特别是云贵一带丰富的、品位较高的磷矿资源。一方面要保证其他省份的磷肥企业生产和建设用矿，同时可在云贵建设几个大型磷肥、氮磷钾复合肥生产基地，还可建设大型磷酸装置以供应其他省份生产磷按或复合肥。在云贵建设磷铰企业规模要达到30万t/a～60万t/a，复合肥企业规模要达到30万t/a～90万t/a，也就是说一定要达到经济规模，以适应加入WTO以后的市场竞争。我国钾肥生产，目前主要靠青海柴达木盆地的钾盐矿。应在“八五”、“九五”建设的基础上，采用国内已掌握的技术，使其生产规模尽快达到100万t/a以上；同时应尽早研究塔里木盆地罗布泊的钾盐矿的开采和利用，有可能的话，在新疆建成新的钾肥生产基地。充分利用其他矿产资源发展无机盐和无机化工产品我国铬矿主要产在西藏等地。重庆、新疆都有铬盐生产企业。重庆的生产规模大、经验比较丰富；新疆有一定的矿源，有必要在达到环境保护要求的前提下，对其铬盐生产企业进行改扩建。在青海、重庆发展电子级碳酸锡，在重庆、贵州发展电子级碳酸钡、锑盐、锰盐、二氧化锰、五氧化二锑都是有基础的。可充分利用云贵川的磷及磷酸资源加工食品级、饲料级添加剂和多种磷酸盐如磷酸氢钙、磷酸二氢钙等产品。青海钾肥厂所用的卤水中含有大量的氯化锂、溴，也到了应考虑开发利用的时候了。综合利用可以大大提高钾矿开采利用的经济效益。四川芒硝、钒、钛矿储量丰富，是发展元明粉、钛白粉、钒催化剂生产的极好原料。总之，发展类似的无机盐和无机化工产品，是西部发展无机精细化工的优势，是比较切实可行的，也是有竞争力的。 其他化工产品重庆有较好的精细化工基础，应建成多行业、多品种的精细化工基地。云、贵、川、渝、陕、宁夏、新疆都有一定的橡胶加工基础，可以根据本地需要加以发展（例如载重钢丝子午胎等）。川化的赖氨酸、三聚氰胺、双氧水、催化剂，甘肃的黄原胶，重庆三峡及兰州永新涂料公司的油漆，重庆、贵州有机厂的醋酸系列产品，宁夏的双氰胺等，都是可进一步发展的产品。加快西部石油和化工发展的几点思考西部大开发是要长期坚持实施的重大战略选择，它既关系到西部的发展又关系到东部的再发展，也可以说关系到中国发展的未来。正确理解这一伟大战略决策，把开发热情与实际结合好，对于加快西部石油和化工发展十分重要。抓住机遇，勇于开拓又不要急于求成抓住机遇加快发展西部石油和化学工业，要积极但不要急于求成，盲目争项目。一定要经过科学论证，尽量减少人为的决策失误。最好的办法是借助“外脑”即咨询公司或专业的顾问公司的力量来完成科学论证。在国外，咨询业是很发达的一个行业。企业和咨询业是生存和发展路上结伴而行的旅友。世界上的大公司和大的咨询公司，不仅在本土上相帮相携，还联手跨国跨洲作战。跨国企业到了哪里，跨国咨询公司也紧随而至。世界企业500强有95％以上都要聘用50～100家咨询公司（或专业的顾问公司）或顾问。我国建立咨询业只有20年的历史，其市场还要进一步培育。但是，咨询业在中国的崛起是必然的，随着市场经济体系的健全和完善，特别是我国加入WTO以后，残酷的竞争最终会使企业的决策者们明白，必须借用“外脑”才能使企业决策更准确，才能使企业发展更快。我国石油和化工行业对项目的科学论证、择优选定，已有较好的基础。在西部大开发中，应进一步加强这方面的工作，企业不要盲目争项目，政府不要盲目批项目。能用市场机制和企业行为去办的事，绝不包揽在政府手中去办。一定不要给西部增加新的包袱，争取上一个成功一个，尽最大努力减少失误。调整工业结构是西部石油和化学工业开发的关键石油和化学工业结构调整，既要适应国内外经济发展的大趋势，也要结合西部的实际，发挥比较优势，努力把资源优势转变为经济优势，并加大技术含量，提高经济效益和竞争力。首先，要把天然气勘探开发作为重点，尽快形成陕甘宁、青、新和川渝天然气生产和外输基地。第二，要开发比较优势明显、市场前景好的钾、磷资源和能转化为经济优势的产品。第三，要加快油田开发、炼油和石油化工的发展（油田开发更为重要）。第四，应加大发展天然气后加工产品合成氨及甲醇的力度。产业结构调整的核心是结构升级，以升级带动调整。西部的不少化工企业从规模上，工艺装备上是落后的，例如小电石、小氯碱、小聚氯乙烯、小矿山、小无机盐、小碳铰、小普钙厂J、油漆厂，有一大批应该被淘汰。要关闭一批浪费资源、污染严重、产品质量低劣的企业，使化工结构升级。在结构调整中，一定要严防把国外和我国东部受到限制、高能耗的化工产业往西部转移。产业结构调整主要体现在增加品种、提高质量、增加经济效益上。为此，一要加大企业技术改造的力度，努力开发有市场需求的新产品、新技术、新工艺（如象青海钾肥厂那样）；二要积极发展新兴产业和高技术产业，例如西安金珠近代化工有限公司等所开发的HFCI34a生产技术，将结束依赖进口HFC134a的历史，打破了西方国家在ODS替代物生产领域的市场和技术垄断。4.3 必须走可持续发展之路中央明确指示，在实施西部大开发战略中，当前和今后一个时期，要把加快基础设施建设作为开发的基础，把加强生态环境的保护和建设作为开发的根本性措施。保护环境就是保护和发展生产力，保护环境才能保证国家可持续发展。这是对西部大开发的要求，更是对石油和化学工业发展的要求。兰州、重庆及长江中上游、乌鲁木齐都有大气、水体污染严重的报道。乌鲁木齐市附近去年曾因大气污染严重，能见度低，造成数十辆汽车相撞事故，飞机也难以起降。今年四川乐山某化工厂因污水滥排，造成大渡河和长江乐山一带大量鱼类中毒死亡。兰州因污染严重，有西雾（污）都之称。重庆嘉陵江受农药、红矾钠生产企业的污染，受到环保和化工管理部门的关注。化工系统容易变成污染大户，化工技术又是治理“三废”污染的主要手段。因此，发展西部石油和化工的过程中，一定要解决好环保问题：一是兼治已有污染源，以新带老；二是新上项目必须做到“三废”治理达标排放；三是经过治理也难以达标的化工企业要坚决限期关闭；四是决不准国外和东部沿海一带向西部转移容易污染环境的项目。东部沿海发达地区对西部进行石油和化工投资开发时，要充分考虑到为西部地区创造经济发展和环境保护相协调的环境，而不要给西部地区带来新污染源。西部污染加重，不仅影响西部的发展，最终也会对东部自身产生深远的影响。4.4 发展科技、教育，加大培养、吸纳人才的力度在知识经济和信息技术时代，国与国之间、企业与企业之间的竞争能力决定于人才。美国比尔·盖茨所经营的微软公司固定资产并不多，但发展却很快，利润率出奇地高，原因就在于它拥有一大批掌握了最新信息技术的人。应该说重庆、成都、兰州、西安等地的化学、化工高教力量也是比较强的，中科院系统、军工系统与化工系统的研究院所也不少，人才也不能说不多。关键是要稳住人才。例如，兰州曾经是我国最重要的石油化工基地，但是由于支援东部新的石油化工基地的建设，加之近几年人才大量流失，技术力量大大削弱，成为企业陷入困境的重要原因之一。因此，稳住现有人才十分重要，十分现实。要吸引和扩大能扎根西部的化工科技队伍：一是要使来自西部的生源能回得去、留得住；二是要实行优惠政策，使东部发达地区或海外归来的愿为石油和化工做贡献的优秀人才自愿流向西部；三是西部设有化工、化学专业的大专院校应主要增加西部生源，并多分配到西部；四是要给科技人才施展才能的空间和条件。做到这几点十分重要。因为实施西部大开发战略，加快中西部地区的发展，将有成千上万的项目上马，成千成万亿的资金投入，如果没有足够的人才投入，没有足够的资金用于人才工程的开发，再大的投资项目也很难获得应有的效益，其结果很可能是事倍功半。因此，人才的教育培养、吸纳和给予施展才能的空间、条件，是十分重要的。4.5 要有长期作战的思想准备加快发展西部石油和化工，是一项规模宏大的系统工程。它是随着基础设施和生态环境设施的建设而前进的。要有紧迫感，更要有长期艰苦奋斗的思想准备。目前，西部大开发尚处在启动阶段，不可能刚开始就遍地上项目，遍地开发。例如塔里木的罗布泊发现了丰富的钾矿，若交通不解决，淡水不解决，没有人生存的起码条件，又怎么去建设一个大钾肥基地呢？某些城市被污染的环境，怎么吸引外商来建设大的石油化学工程？若不花大气力解决环境容量，行吗？要彻底解决这类城市的生态环境保护，又要投入多少？要花多少时间呢？我国西部占全国56％以上的土地面积，普遍缺水，特别是内蒙古、陕北、甘肃、宁夏、青海、新疆等地缺水更为严重。水怎么解决，种草种树，水来之何处，缺水又怎能种活树，种好草？草、树种不活，水土如何保持，沙漠化如何解决？这些工作，不是一代两代人能解决的，不是人有多大胆就什么都能解决的。人才的培养、吸纳，也不是几年就到位的。可以设想，西部的优惠政策比沿海特区还优惠？要想比特区还优惠，那西部又要有多大的承受能力？这些政策的研究和制定，既要解放思想，真正做到改革开放，又不能离开西部的实际，而是要在不断开发的实践中总结和发展起来。除了上述开发条件，石油和化学工业的发展还有它自身的客观规律。首先是产品要有市场，生产有技术，资金有投入，有竞争力，而且要一一经过反复的科学论证。因此，头脑要冷静，不能不切实际地把发展速度定得大高。对开发的长期性、艰巨性必须要有一个清醒的认识，决不能抱有速战速决、速见成效的幻想。这样，发展的步伐才能更稳，效果才能更有保证。
毕业论文的论文题目，一般都是学校规定好了的吧！
石油工程有很多方向可以写的，比如石油开采技术、勘探、储存与运输。开始也不咋会，还是学姐给的文方网，写的《大庆油田石油开采环境成本的构成及核算方法》，十分顺利就过了完善石油开采企业成本管理对策研究大庆油田石油开采对水文地质环境的影响及应因对策美国石油开采技术的发展态势分析及其对我国的启示我国石油开采业战略成本管理理论体系的构建石油开采企业知识管理研究石油开采企业可持续发展战略研究表面活性剂在石油开采中的应用论沿海国对其专属经济区内石油开采设施环境污染的管辖权复合高效微生物处理高含盐石油开采废水浅析中国石油开采技术以及一些技术在石油开采中的应用庆阳地区石油开采补偿机制的调研报告我国石油开采企业的价值链分析及实证研究石油开采对地下水的污染及防治对策石油开采废水处理技术的现状与展望石油开采企业可持续发展战略研究石油开采区土壤污染等级判别技术探讨典型石油开采区生态风险评估与预警管理系统研究与构建石油开采区域产业转型潜力研究——以陕西省志丹县为例石油开采防护H_2S危害的研究我国石油开采设备领域专利技术现状与发展建议基于实物期权法的石油开采项目评价方法研究战略成本管理下石油开采成本管理体系研究石油开采存在的问题及原因分析黄河三角洲石油开发的环境影响定量评价研究浅析当前中国石油开采的现状及其措施基于污染物持久性的化学品评分排序模式(SCRAM)修正我国石油开采企业的物流成本优化哈萨克斯坦与俄罗斯矿产资源(石油)开采税浅析