天下加油范例【精选4篇】

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天下加油范文【第一篇】

一、开采石油、天然气、凝析油的原料基础和产量目标

优先开发俄罗斯石油、天然气产区的主要目的之一是在东西伯利亚和远东地区形成新的石油、天然气、石油天然气再加工、石油化工、天然气化工和氦工业中心，向太平洋市场(亚太地区各国及美国太平洋沿岸)供应石油、天然气和石油天然气深加工产品。

东西伯利亚和远东地区多数碳氢化合物产地的开采许可证都具有综合的特点，即该产地既有天然气，又有石油，均可开采。而石化企业所需原料也既有天然气，又有伴生气，还有石油及凝析油。所以，在该地区形成新的石油工业中心时，须及时关注天然气综合体发展的数据。

东西伯利亚和远东地区拥有超过150亿吨的石油初始总资源，占全国石油资源的18％以上，同时，未探明的资源约占50％，这表明该地区的地质勘探工作前景广阔(已探明的石油储量超过12亿吨)。

该地区集中了超过54万亿立方米的天然气，约占俄罗斯天然气初始总资源的21％，已探明的天然气储量有万亿立方米，约占全国总量的10％。东西伯利亚和远东地区天然气资源的勘探量分别占％和％。

东西伯利亚和远东地区凝析油的初始总资源约有33亿吨，已探明的储量有亿吨，勘探量分别为％和％。

东西伯利亚(包括万科尔一苏祖斯克区)和远东地区的石油开采量预计在2015年增长到7500万吨，2020年达到9500万吨，2030年达到亿吨(见表1)。

与天然气田开采直接相关的凝析油开采量预计在2015年达到350万吨，2020年达到1050万吨，2030年达到1180万吨。已开采的部分凝析油将与石油一起通过输油管被输送到国内市场及用于出口。另一部分凝析油将被用来满足现有的和计划建设的石油天然气加工综合体、石油天然气化工综合体(下波伊玛天然气加工厂和国家控股公司、萨彦斯克天然气加工厂和国家控股公司、哈巴罗夫斯克天然气加工厂和国家控股公司、哈巴罗夫斯克炼油厂、符拉迪沃斯托克炼油厂和国家控股公司等)的需要。

东西伯利亚和远东地区石油和凝析油的总开采量预计在2015年达到约7900万吨，2020年达到约1亿吨，2030年达到亿吨。东西伯利亚和萨哈(雅库特)共和国液态碳氢化合物的开采量预计在2015年达到6000万吨，2020年达到7600万吨，2030年达到8700万吨(见表2)。远东地区该项指标在2015年将达到1500万吨，2020年将达到2100万吨，2030年将达到3200万吨。

如果营销和投资环境有利，那么东西伯利亚和远东地区的天然气开采总量预计在2015年达到550亿立方米，2020年达到1580亿立方米，2030年超过2300亿立方米(见表3)。

在油气田开采过程中直接获得的可利用的伴生气，将通过输气管被输送到大型天然气加工厂和国家控股公司进行加工，或者被就地利用。在油气田可就地利用石油伴生气发电来满足油气田用电需要，以及向当地市场供电。

二、基础运输设施的发展前景

(一)东西伯利亚――太平洋输油管

东西伯利亚－太平洋输油管(二期)的建设目的是向俄罗斯远东和亚太地区市场输送石油。技术上，该管线已与现有的大输油管接通，有望结成统一管网，以保证在俄境内向西部和东部的输油业务。

预计东西伯利亚一太平洋输油管的输送能力是年均8000万吨石油。管线全长超过4770千米，终点建在滨海边疆区科兹米诺海湾一个新型专业化石油海港。

塔什甘－斯科沃罗季诺一期工程(2757千米)建设始于2006年4月，2009年12月建成。

东西伯利亚一太平洋输油管一期建设投资3900亿卢布(超过130亿美元)，用于科兹米诺终点站的建设费用为600亿卢布(超过20亿美元)。

从2008年10月至2009年10月东西伯利亚一太平洋输油管塔拉甘斯科一塔什甘段已运行，塔拉甘斯科和上全斯科油田的石油经塔什甘一安加尔斯克输油管输送，之后再由铁路输送到中国和哈巴罗夫斯克炼油厂。2009年东西伯利亚的石油开采量已增长到300万吨。

2009年10月东西伯利亚一太平洋输油管终点站科兹米诺石油专用的建成，为卸载油罐车新建了货运站。货运站每昼夜能卸载720辆油罐车，成为全国最大的专业化货运站之一。油罐车卸载出的石油将储存在专用储油罐中，然后经23千米长的输油管输送到石油专用的科兹米诺码头。港口运行所必需的最低石油量为万吨。2009年11月，石油运输股份公司将最低石油量注入科兹米诺港和东西伯利亚－太平洋一期输油管中，2009年12月石油被输入油轮。

东西伯利亚－太平洋一期输油管接人输油管线系统后，能直接从伊尔库茨克州、萨哈共和国油田、托木斯克州和汉特－曼西自治区油田供应石油。根据协议规定，向东西伯利亚－太平洋输油管供应1300万吨萨莫特洛尔石油，来换取向梁赞炼油厂供应万科尔石油。

东西伯利亚－太平洋二期输油管斯科沃罗季诺－科兹米诺段全长1963千米，预计在2010－2012年建成。包括获取最低石油量所需费用在内，总投资3540亿卢布(超过120亿美元)，其中含资本投资3410亿卢布(超过117亿美元)。

设计石油输送能力为8000万吨的东西伯利亚一太平洋输油管将逐步增加其输送能力，预计在2010年达到1500万吨，2011年达到3000万吨，2016年达到5000万吨，2025年达到8000万吨。

从2011年起，1500万吨石油将沿输油管支线输送到中国。2009年10月石油运输公司在俄罗斯联邦境内建成了通往中国的输油管支线，现在中国方面的承包单位CNPC公司在阿穆尔河底进行了斜面钻探，建设东西伯利亚一太平洋输油管水下支线。中国境内阿穆尔河至大庆段输油管全长960千米。中方已建成输油管700多千米。

为从万科尔－苏祖斯克区、亚马尔－涅涅茨自治区和汉特－曼西自治区东北部的油田向东西伯利亚－太平洋输油管供应石油，2012年前应建成普尔别－萨莫特洛尔和扎博梁尔诺－普尔别输油管。

2012－2015年，在毗邻科兹米诺终点站的伊丽莎白角地区，将建设年产石化产品2000万吨的现代化滨海炼油厂。

(二)天然气管线

第一阶段――2010－2015年。俄罗斯东部天然气输送的一期设计是建设哈巴罗夫斯克一符拉迪沃斯托克输气管，施工期为2009－2011年。2009年7月焊接了该输气管的第一个接头。该输气管将与现有的萨哈林一哈巴罗夫斯克该输气管系统接通，以提高整个系统的输气能力。该输气管应能保证符拉迪沃斯托克的燃气供应，以及

2012年亚太经合组织峰会召开前实现滨海边疆区的燃气化。在第一阶段(2011年)，燃气输送能力预计为年均120亿～275亿立方米，之后将逐步增至1000亿～1200亿立方米(2025年)。第一阶段的投资约2100亿卢布。

2010－2011年，在伊尔库茨克州的燃气化框架内，将设计建设奇卡气田－萨彦斯克－安加尔斯克－伊尔库茨克输气管道，向萨彦斯克、安加尔斯克、伊尔库茨克消费者供应天然气。奇卡气田－萨彦斯克段输气管道的输气能力最初约为53亿立方米，之后将逐步增至240亿立方米。萨彦斯克－安加尔斯克－伊尔库茨克段输气管道的输气能力约为30亿立方米。奇卡气田－萨彦斯克－安加尔斯克－伊尔库茨克输气管道全长约645千米。

今后，为使东西伯利亚燃气经营多样化、优化俄罗斯整个燃气供应体系并与东西伯利亚和远东地区燃气开采中心接通、加强与亚太地区燃气进口商的谈判优势，须建设萨彦斯克一普罗斯科沃大输气管线。该项设计的施工期为2012－2015年，预计输气能力超过200亿立方米。设计中的萨彦斯克一普罗斯科沃输气管的天然气主要由科维克京天然气凝析油油气田供应。2015年将建成科维克京一奇卡气田输气管，输气能力为200亿～250亿立方米。

2013－2016年将建成查彦京斯克－哈巴罗夫斯克～符拉迪沃斯托克输气管。2016年东西伯利亚的天然气将能进入该输气管线，进而出口。该输气管的初始输气能力约为360亿立方米，之后将逐步增至640亿立方米。先期投资预计约4000亿卢布。从萨哈至远东地区的燃气供应管线应与哈巴罗夫斯克天然气加工厂和国家控股公司、符拉迪沃斯托克液化气工厂的建设同步。

远东地区燃气输送基础设施与萨哈天然气开采中心接通后，还须接通伊尔库茨克州的气田。预计将建设科维克京－查彦京斯克大输气管线，施工期为2016－2018年，输气能力约为280亿立方米，投资约1100亿卢布。

同时还应将查彦京斯克一哈巴罗夫斯克一符拉迪沃斯托克输气管的输气能力增至640亿立方米。科维克京气田开采的天然气将主要用于出口，最先输往中国和韩国。通往中国的输气管支线预计沿着斯科沃罗季诺一布拉戈维申斯克一达利涅列琴斯克一线铺设，出口韩国的天然气将沿符拉迪沃斯托克－江陵－汉城水下输气管输送。未来朝鲜半岛的政治局势缓和后还有可能铺设陆上输气管线。

接通伊尔库茨克天然气开采中心与俄罗斯整个燃气供应体系的输气管线建成后，将有望开发克拉斯诺亚尔斯克边疆区的天然气田。首先要接通尤鲁布切诺－托霍姆斯克地区的输气管系统。预计将建设尤鲁布切诺－托霍姆斯克－博古恰内～下波伊玛输气管，并与萨彦斯克－普罗斯科沃输气管连接，施工期为2013－2015年。尤鲁布切诺－托霍姆斯克－博古恰内段输气管的输气能力预计约100亿立方米。

2015－2016年，索宾斯克一博古恰内输气管有望与尤鲁布切诺－托霍姆斯克－下波伊玛输气管连接，届时将接通索宾斯克－帕伊京斯克和阿加列耶夫斯克－伊姆宾斯克地区的气田。博古恰内一下波伊玛段输气管的输气能力将达到175亿立方米。

(三)天然气地下储备库

为调节国内天然气消费量的季节性不均以及天然气出口供应问题，保障在温差异常波动和输气管系统发生事故时能有效供应天然气，必须建立天然气地下储备设施。

根据俄罗斯天然气工业股份公司的评估，天然气地下储备有效总量(短期储备，至2030年)应为59亿～64亿立方米：

用于供应东西伯利亚地区消费者――19亿立方米；

用于供应远东地区消费者――15亿立方米；

用于大输气管线的天然气出口供应――25亿～30亿立方米。

伊尔库茨克州天然气地下储备一期工程计划建在安加尔斯克区的盐洞穴内，可完全保障伊尔库茨克州南部地区的天然气供应。阿钦斯克以北建立的天然气地下储备库将有望保障克拉斯诺亚尔斯克市和克拉斯诺亚尔斯克边疆区南部的天然气供应。小辛京斯克的地质构造是哈巴罗夫斯克区最有前景的工程点，天然气地下储备库有效容量的增长前景也与邻近小辛京斯克地质构造的地区有关。

三、加工业基础设施的建设前景

东西伯利亚天然气含有大量甲烷同系物，这是石化、气化原料。为加工东西伯利亚和远东地区的天然气，必须建设三个石油加工、天然气加工和石化及气化综合体。克拉斯诺亚尔斯克边疆区气田的天然气将在下波伊玛天然气加工厂和国家控股公司加工(见表4)。伊尔库茨克州气田的部分天然气将在萨彦斯克天然气加工厂和石化厂进行加工，并进入国家燃气统一供应系统管线，输送到南部和西部；另一部分天然气经萨哈共和国输送到北部和东部，与查彦京斯克及邻近气田的天然气一样，这部分天然气将在哈巴罗夫斯克天然气加工厂和国家控股公司加工。

哈巴罗夫斯克天然气加工厂的建设竣工应与来自萨哈天然气开采中心和伊尔库茨克州北部的天然气供应同步，供应量为450亿立方米。2018年将开始从伊尔库茨克州南部气田(科维克京－奇卡中心)向哈巴罗夫斯克天然气加工厂供应天然气，供应量可能达到280亿立方米。

哈巴罗夫斯克天然气加工厂和国家控股公司生产的主要商品是电力煤气、技术用丙烷一丁烷、聚乙烯、聚丙烯、聚氯乙烯、聚苯乙烯和苯乙烯聚合物。

根据输入原料的总量，截至2030年，电力煤气的生产有可能达到1200亿立方米，技术用丙烷一丁烷为100万吨，聚乙烯为260万吨，聚丙烯为240万吨，聚氯乙烯为260万吨，聚苯乙烯和苯乙烯聚合物为170万吨。必要时，还可向工厂输送凝析油。

考虑到伊尔库茨克州天然气开采的数据，以及输气管建设的施工期，2013－2015年还须建设萨彦斯克天然气加工厂和国家控股公司。伊尔库茨克州的科维克京天然气凝析油油气田以及该区一些小气田供应的天然气将在这里加工，之后输送到国家燃气统一供应系统中。预计2030年萨彦斯克天然气加工厂的燃气供应总量将达到200亿立方米。

根据输入原料的总量，截至2030年，干气能源的生产有可能达到190亿立方米，技术用丙烷一丁烷为20万吨，聚乙烯为51万吨，聚丙烯为47万吨，聚氯乙烯为51万吨，聚苯乙烯和苯乙烯聚合物为34万吨。根据相应的技术条件，还可输送凝析油。

根据克拉斯诺亚尔斯克边疆区油气田的投产期、输气管线建设数据及施工期，2014－2015年还须建设下波伊玛天然气加工厂和国家控股公司。克拉斯诺亚尔斯克边疆区尤鲁布切诺－托霍姆斯克、索宾斯克－帕依京斯克和阿加列耶夫斯克－伊姆宾斯克天然气开采中心供应的天然气将在这里加工，预计2030年下波伊玛天然气加工厂的燃气供应总量将达到175亿立方米。

根据输入原料的总量，截至2030年，电力煤气的生产有可能达到159亿立方米，技术用丙烷一丁烷为23万吨，聚乙烯为58万吨，聚丙烯为54万吨，聚氯乙烯为58万吨，聚苯乙烯和苯乙烯聚合物为40万吨。根据相应的技术条件，还可输送凝析油。

四、开发东西伯利亚和远东地区油气田的经济效益评估

综合开发东西伯利亚和远东地区碳氢化合物资源及储备的经济技术指标见表5。

天下加油范文【第二篇】

摘要国际油价低位运行，石油行业面临前所未有的挑战和困难，河南油田新疆采油厂正经历着 “极寒”环境。研判形势，制定对策，增强抵御“低油价”寒冬能力。本文以新疆采油厂生产经营实际情况为基点，分析现状及存在问题，本着遵循“突出效益导向，突出价值引领”，调整油气生产结构方面入手，提出应对低油价的一系列措施。

关键词低油价；调结构；效益导向；价值引领；创新创效

1新疆采油厂简介

基本情况

河南油田新疆采油厂主要负责河南油田西部探区的油气勘探、开发等工作，跨巴州、伊犁、塔城和克拉玛依等地市，基地位于克拉玛依市五五新镇。下辖两个采油管理区：宝浪采油管理区、春光采油管理区。截止2016年12月，累计生产原油万吨，液化气万吨，天然气74067万方，累计销售原油万吨，液化气万吨，天然气25106万方。

油区分布及储量现状

至2016年底，新疆采油厂开发动用三个油田（宝浪、本布图和春光油田），含油面积平方千米，开发动用储量万吨。宝浪油田地质构造上位于焉耆盆地博湖凹陷，地处南疆巴音郭楞蒙古自治州，位于焉耆、博湖两县境内。春光油田地质构造上位于准噶尔盆地西缘隆起，地处北疆伊犁哈萨克自治州，位于克拉玛依、乌苏市境内，与宝浪油田相距800余公里。西部油田开发区标定采收率为%，可采储量万吨。截止2016年12月底，已累计产油万吨，剩余可采储量万吨。

开发区油水井建成情况

目前新疆采油厂建成油水井520口，其中油井442口，水井77口，观察井1口。宝浪、本布图油田建成油水井总井数217口，其中油井139口，水井77口，观察井1口；春光油田建成采油井303口，其中常采油井190口，热采油井113口（见表1）。

2.新疆采油厂生产经营面临的挑战

新疆采油厂自1996年投入整体开发至今已20年，因油藏特点、开发方式以及低油价冲击和体制机制改革等客观现实带来一系列困难和挑战，主要表现在以下方面。

油田稳产基础薄弱、产量风险大

开发生产面临着巨大的挑战和风险：宝浪、本部图油田开发时间长，地层水矿化度较高，管柱管网等腐蚀老化，注水井经多次提升注入压力，部分水井注入压力超过32MPa，注水井吸水能力弱，欠注井多，注采对应状况差，油水井故障井多，动态注采井网欠完善，调整困难，储量难以得到有效动用，油水井措施挖潜和增注效果差。春光油田可采储量资源严重不足；春光常采老区进入快速递减期，含水上升快，区块年自然递减在30%以上，递减较大，高含水井无有效治理对策，储量未能得到有效控制和动用；地层出砂导致躺井作业频次大大增加。

原油产量快速下降

产量快速下降，2016年总产量万吨，较2015年下降了万吨。自然递减加大，春光稀油2016年自然递减%，综合递减%，与2015年对比自然递减加大个百分点，综合递减加大个百分点。综合含水大幅上升，春光稀油2016年12月份综合含水%，与2015年12月份阶段对比综合含水上升了个百分点，综合含水大幅上升。

利润指标压力加大

2016年新疆采油厂共实现亿元，其中：原油收入97463万元，轻油、天然气、液化气等附产品收入6083万元，但受价格与产量的双重影响同比减少亿元。

2016年新疆采油厂总成本为亿元，与上年同期相比，压缩了亿元，仍未能抵消收入减少的压力，如表2。

2017年河南油田分公司对新疆采油厂下达财务指标（豫油分公司2017年55号文件，《关于下达2017年度财务预算指标的通知》），明_在50美元/桶的预算条件下，厂级利润11570万元，单位完全成本1863元/吨。

经反复测算，2017年成本（或利润指标）缺口为亿元。

3对策与研究

作为大型国有企业中国石化的下属基层单位，在低油价与上述各种困难的多重叠压下，河南油田分公司新疆采油厂如何实现提质增效？基于对新疆采油厂的认真剖析，提出以下对策，并部署落实。

转变思想观念，强化效益意识，弘扬优良传统作风

借力“转观念、正作风、负责任、创效益”主题活动，宣讲目前面临形势，引导广大职工创效争效意识，激发员工队伍干事热情和信心，最广泛地凝聚起推进新疆采油厂发展的强大动力，为整体改革推进、多方挖潜增效奠定基础。

1.整合资源，发挥优势，实现转型发展，充分利用现有物质资源优势，调整产品结构，实现开发效益最大化。宝浪采油管理区原油产量虽仅有×104t/a，但原油品质好，轻质成分含量高，且天然气日产22×104m3/d，天然气、轻烃（液化气、轻油）是宝浪油田的优质资源和产品优势所在，为充分发挥优质资源优势，通过工艺流程改造、切换和参数优化，实现轻油分储分销售，增加销售收入，提高整体开发效益。

2.推广新工艺新技术，精细流程管理，提高系统运行效率。为提高天然气中C3的收率，增加液化气产量，对宝浪油田联合站轻烃系统进行深冷工艺改造（改造后干气中C3由原来的11%降至7%左右），提高天然气中丙烷的收率，在同等进料情况，提高液化气的产量和质量。

提高油气商品率

1.提高原油商品率，通过优化锅炉燃料结构，加强储运设施的维护与保养、合理安排运行方式、实行单井集中拉油等措施，减少原油自用和损耗，提高原油商品率。新疆采油厂原油商品率在油田年度计划基础上提高%，增加原油商品量3000吨。

2.提高天然气商品率，通过强化管理、优化运行参数，加强供气设施的维护与保养、杜绝泄漏与放空等措施，减少天然气自用和损耗，提高天然气商品率，增加天然气商品量200万方。

实行弹性销售、宝浪轻油分销

1.实行弹性销售，认真研判油价走势和市场情况，结合生产和库存实际，按照效益最大化的原则，科学编制油气产销计划，力争实现弹性销售增效300万元。

2.实行宝浪轻油分销，根据预算价格，结合客户需求，科学编制宝浪轻油产销计划。协调落实销售客户严格执行产销计划，力争实现宝浪轻油分销增效160万元。

提高焉耆原油销售价格

通过加强焉耆原油密度实测分析，强化与乌鲁木齐石化分公司沟通，及时对焉耆原油密度变化进行确认。积极向总部报告，及时依据焉耆原油实际密度调整焉耆原油价格，努力实现原油调价增收增效400万元。

提升宝浪天然气非居民用气占比

通过强化与焉耆、博湖县及鑫泰燃气公司、鸿发燃气公司等用户沟通、交流，重新核定西部非居民用气比例，及时调整提高2017年西部非居民用气比例。加强宝浪天然气计量和结算工作，确保完成非居民用气占比提升工作，努力实现增收增效300万元。

调整配置地炼客户

根据春光油田的生产和库存实际，结合客户需求和油价走势，合理编制月度原油产销计划，争取地炼客户原油资源配置。督促地炼客户严格执行产销计划和资金及时回笼，力争实现增收增效100万元。

4结论

突出效益导向，突出价值引领，坚持一切资源向价值创造聚焦、一切工作向价值创造发力，紧密围绕“四全四硬四严四保”，持续深化“四个增效”，积极开展“三比三创”创效发展和提质增效工作探寻了道路和方向。

参考文献：

天下加油范文【第三篇】

[关键词]石油，天然气，储备，普查

石油和天然气储备是为了保障国家的经济安全和社会稳定，由中央政府直接投资或者其他方式，拥有和控制一定数量的原油、成品油和天然气储备。这是国家为了保障能源安全稳定供应的重要手段之一。在发生战事、大规模禁运等非常时期，则可用于应对国际石油市场的剧烈动荡，减缓或屏蔽可能给国民经济带来的冲击。从1973年第一次世界石油危机以后，美国、日本、西欧一些国家都相继建立了石油和天然气战略储备。从他们的储备方式来看，地下储备库已成为储备的主要方式。

1、建设石油地下储备的重要性和必要性

首先，建设地下油气储备库是保障能源安全的重要措施。现代战争中，重要经济目标是重点打击的对象，而油气设施在国民经济和战争上的重要性，使其成为打击的主要对象。从战略的角度看，建设地下油气储备有利于保护油气战略资源。

其次，地下油气储备库建设有利于防止恐怖袭击，油库是袭击的重点。地下油气储备库管理容易，不易接触，不易引爆。

再次，建设地下油气储备库可以大量节省土地资源，保护地面环境，而且地下油气储备库，特别是盐穴地下油气储备库的建设成本仅为地下建设成本的1/10，可以节约大量的建设资金。

第四，由于天然气长距离输送的特性，如何保障管道安全运行，保障天然气平稳运行非常重要。根据世界各国的经验，利用地下储气库进行调节，是确保天然气安全平稳供气的最有效途径。

从国外经验来看，地下战略油气储备库主要由地下盐穴、地下岩洞和废弃油气藏组成，因此，利用盐穴、地下岩洞和废弃油气藏建设油气储备库是今后发展的主要方向。

2、国外油气地下储备概况

、国外石油地下储备概况

发达的石油进口国主导着石油地下储存的技术发展。石油地下储存主要方式包括两大类。

第一类是利用地下岩洞储存石油。地下岩洞安全性好，油品长期储存，不易变质。从20世纪50～60年代至今，国外很多国家都将地下岩洞作为国家原油战略储备库。目前，瑞典等国家正在研究用洞库储存ING和CNG。利用地下岩洞建立石油储备的国家主要有北欧的瑞典、芬兰，亚洲的日本、韩国和新加坡等。

第二大类型是地下盐穴储备，利用深部盐层，通过水溶方式形成地下溶洞并储存石油，该方式储存量大，埋藏深度大，一般达500～1500m，造价低，广泛被具有盐层建库地质条件的国家所采用。美国、德国、法国等国家的地下石油储备方式主要为盐穴石油储备。美国石油储备美国能源部于1977年2月16日，美国能源部制定了战略石油储备计划，当年4月18日生效。在此后的10多年时间内，美国利用德克萨斯和路易斯安娜两个州墨西哥沿岸的地下盐穴建立了总储存能力为10×109bbl(×109t)的五大战略石油储备基地，储备的主要对象是原油。美国战略石油储备采用地下盐穴储存方式。储备系统全部分布在得州和路州的墨西哥湾沿岸。每个储油库都有数量不一的洞穴，典型的洞穴直径为60m，高为610m。只要往洞穴底部注水，原油上升即可抽出。美国战略石油储备盐穴储油库，单个储油库所包含的洞穴数从6个到22个不等。美国近6×109bbl原油储存在62个盐穴中，并全部位于德克萨斯州和路易斯安娜州。

、国外天然气地下储备概况

国际上主要天然气消费大国均已经建立了自己国家的天然气战略储备，其战略储备一般3～6个月的国内天然气消费量，除战略储备外，还有一部分商业储备，约占天然气年消费量的15%～20%。从俄罗斯与乌克兰的天然气之争对欧洲天然气供应引起的国际争端就可以看出，保障天然气的安全运行，必须建设相应的天然气储备。

天然气地下储存比石油储存更加受到天然气主要消费国的重视，天然气地下储存作为一门工业技术发展已相当完善、成熟。国外第一座地下储气库建于1915年，至今已有八十多年的历史(教学案例，试卷，课件，教案)，这一技术在20世纪80年代以来发展较快。据统计，世界已有各类地下储气库602座，总有效工作量达×109m3，储气能力相当于总耗气量的11%。国外一般大型输配气系统都建有一定的储备能力，一般储备系统为11%～15%。美国储存气占年销售气量的20%以上，地下储气库供气量占所有调峰方式供气量80%以上。这说明建设一定规模地下储气库是其他方式难以取代的。利用枯竭油气田、地下含水层、含盐层或废弃矿井建造地下储气库，是20世纪燃气工业的一项主要技术成就。据统计，全世界共建成地下储气库602多座，其中%是由枯竭油气藏改造而成，%为含水层，%为盐岩层。就欧洲而言，1999年20%的商品气来自地下储气库。全世界储气库主要集中在美国、加拿大、德国、前苏联。其中美国已建成各类储气库410座，其中利用枯竭油气藏350座，含水层40多座，是世界上使用储气库最多的国家。各国储气库的大小取决于该国的能源状况、供气情况和产气区与消费市场的供求关系以及能供建库的构造条件等因素。随着世界天然气需求量的迅速增加，地下储气库也将大力发展，预测2010年世界将需要大约160×109～200×109m3左右新的工作气能力。国外地下储气库的发展的趋势之一是战略储备向大型化发展，目前世界上最大的枯竭气藏储气库的库容达到400×108m3，工作气量达到，200×108m3;最大的含水层储气库库容达到200×1008m3，工作气量达到90×1008m3;这类大型储气库可以作为战略储备，气库储气量大，调峰能力强，但建设周期长，一次性投资大，总体经济效益好。趋势之二是民用库向灵活性大、周转率较高的小型气库发展，如盐穴或矿穴储气库在不断地增加，这种气库生产能力及调峰能力强，见效快，多个气库“联网”也是一种发展方式，使气库联成一片，统一调度，统一控制，如美国70%以上的储气库库容在×108～×108m3(1×108～100×108ft3)，既有很大的库容量，又有很大的灵活性。

3、国内油气地下储备现状

、中国石油地下储备现状

中国于1977年在山东青岛设计建造了第一座总库容为15×104m3的原油地下洞库。该地下油库由2个洞室组成，其容量分别为5×104m3和10×104m3。80年代，我国又在浙江象山建成了第一座地下成品油库，但容积仅为4000m3。由于黄岛洞库的单洞室容积较小，进油时的呼吸损耗较大，建设投资高于地上储罐，加之大型浮项罐的广泛应用，因此，地下洞库技术在我国没有得到进一步的应用和发展。直到20世纪末，随着我国大量进口LPG，地下洞库才在我国东南沿海地区开始重新得到应用，在汕头和宁波建成了2座地下LPG洞库，每座洞库的储量都超过20×104m3。

、中国天然气地下储备现状

中国的地下储气库起步较晚，20世纪70年代在大庆油田曾经进行过利用气藏建设气库的尝试，真正开始研究地下储气库是在90年代初，随着陕甘宁大气田的发现和陕京天然气输气管线的建设，才开始研究建设地下储气库以确保北京和天津两大城市的安全供气。到目前为止，为保证北京和天津两大城市的调峰供气，在天津市附近的大港油田利用枯竭凝析气藏建成了4个地下储气库，即大张坨地下储气库和板876地下储气库、板中北储气库、板中南储气库，这几个储气库总的调峰气量为×108m3，即每年通过这2个储气库储存和采出20×108m3的天然气来平衡京津地区用气变化。由于北京用气市场变化剧烈，冬天用气量是夏天用量的7～10倍，这几个储气库已经接近满负荷运行，随着京津地区用气量的不断扩大，需要建设新的储气库来保证调峰需要，目前第五、第六储气库及华北储气库群已经开始着手建设。

为确保“西气东输”工程的实施，保证“西气东输”管线沿线和下游长江三角洲地区用户的正常用气，现在长江三角洲地区选择了江苏省金坛盐矿和江苏省刘庄建设地下储气库，设计总的调峰气量为20×108m3，地下储气库将于2006年后陆续投入使用。同时为配合川渝天然气东输“两湖”地区，还将在长江中游地区建设地下储气库，以确保该地区的安全供气。从近几年的储气库对确保京津地区的安全供气所发挥的作用来看，储气库已经作为天然气消费和输送过程中不可缺少的重要组成部分。

4、加大地下储备库技术研发力度，保障油气安全供给

国内油气储存技术存在着巨大的发展前景。从石油地下储存来看，根据欧美等主要石油进口石油储存的经验来看，石油储备达到国内90～120d的石油消费量。根据预测，中国石油消费量到2020年将会达到×108t以上，其中60%左右需要依赖进口，按照这样的消费量计算，中国的需要建立的石油储备储备量应该在6000×104～8000×104t之间，假设其中50%采用地下储存的方式，地下储存量将达到300×104～400×104t。面对如此巨大的需求，必须加大地下石油储备技术的发展，推动中国石油地下储备库的建设。

同样，对天然气来说，根据需求预测，到2020年，中国天然气消费量将会达到2000×108m3以上，其中40%需要依赖进口。根据世界各国天然气利用较为成熟的国家的经验，仅调峰用气的储备量需要达到300×108～400×108m3，如果加上部分战略储备，总的天然气储备工作气量需要将达500×108～600×108m3。因此，在未来15年内，国内针对天然气储存同样存在巨大的市场需要。

天下加油范文【第四篇】

宋天亮听见站长在身后骂：“你们这帮不懂规矩的小崽子！不服老子管，让你吃不了兜着走！”

部队转业、严厉又霸气的站长，管理几个习惯自由的90后年轻人，双方的冲突在所难免。宋天亮这边，认为站长管理不人性，经常骂骂咧咧，加班安排不合理；站长则觉得，对于这些散漫的年轻人，只有严加管教才是对他们负责。更深层次的原因在于，只有站长是石油公司体制内的正式员工，面对社会招聘来的年轻加油工们，他有无限的优越感。对立的情绪彻底爆发之后，宋天亮万没想到，自己的发泄换来了巨大的被动。

“宋天亮！你多次违反劳动纪律，违规使用加油卡套现，谋取私利，现将你退回劳务派遣公司处理。”站长对宋天亮的处理决定听上去像已经定罪的法院判决。

宋天亮以为听错了，“加油卡套现？这事儿也敢拿出来说？谁都这么干，凭啥拿我说事儿？！”可这时候没人听他解释，连一起进站的哥们儿，也有意无意地和他拉开了距离。宋天亮看明白了形势，“行，此处不留爷，自有留爷处，回去就回去，我还怕找不到活儿？”

派遣公司的领导对所属员工被大客户退回的事儿大为光火，认为有损公司形象，要和宋天亮解除关系，并要求他在确认自己违反劳动纪律的证明上签字，否则就不给他出具失业证明。

“没有失业证明，我就没法再就业！”宋天亮没想到事情会发展到不可挽回的地步。

两年前，宋天亮从家乡出来打工，在人才市场晃悠了几天，发现石油公司的招工启事：招聘加油工若干，隶属于大型石油公司，待遇优越，面谈。

能到石油公司上班？宋天亮兴奋得不能自已。面试过后，经过简单培训，宋天亮就上岗了。工作很简单，拿着油枪给过往车辆加油，技术含量极低。但宋天亮发现一个细节，“当时不少人都发现了，但没人敢提。”他们并没有和石油公司签订劳动合同，工资到日子就发，发多少拿多少，刚到就业岗位的年轻人，没人去问合同和工资构成之类的“高端”问题。

直到半年后，这批到油站工作的年轻人，被要求统一和市里一家大型劳务派遣公司签约。“人还是那些人，活还是那些活，可我们的身份变了，成了劳务派遣工，虽然都规范了，可我们也和人家石油公司没了劳动关系。”虽然和“隶属于大型石油公司”的天壤之别让宋天亮有点沮丧，但好歹有了详细的工资待遇规定，缴纳三险一金，还有意外的加班补贴，“算下来，这待遇不错。再说了，我们哪有资格和人家讨价还价？”

就这样，宋天亮身份变了，工作也从陌生日益熟练。随着对油站方方面面的熟悉，他对工作本身及油站的管理方式日益不满。“油站的工作看上去简单，但真的挺累，重复的动作连着干，谁也受不了。我们还是24小时加油，规定三班倒，但经常就无缘无故变成了两班倒，稍微犯点错，站长就大骂一通。”

工作时不愉快，最初承诺的加班补助也没有兑现，工资和刚上班时比没什么明显增长，“我们比力工还累，可人家一小时就200元，我们一个月才一千五，力工还不上夜班！”

面对不高的收入，加油工们几乎不约而同的找到了别的增收渠道……

在加油过程中，费用清清楚楚，哪里有空间可钻？答案是加油卡。

“了一阵之后，发现老员工偷偷这么做，才知道这里面的猫腻儿。”宋天亮试图用所见为自己开脱。原来，有些大的运输公司为了加油方便，给下属车辆配备了加油卡。时间长了，油站和司机都认识，于是，当开始加油时，司机把加油卡交给加油工，遇上用现金加油的顾客，就用加油卡为顾客加油，然后收取其他顾客的现金。加油工从收到的现金中抽取一部分作为回扣，“也就是10%”，剩下90%交给司机。加油工对用现金加油的车加完油后，不把油卡拔出，也不将油枪挂回加油机，而是让大运输公司的司机把车停好，继续加油。“这么一来，加油卡里就只有一条加油记录，套现部分和真实加油部分混在一起了。”

“这么做不允许，但都这么干，只有挣这个钱，大伙儿的收入才能对得起那点儿辛苦。”吃回扣的做法，就这样被大家默许着。“只是他现在想整我，才拿这个来说事儿！”

宋天亮是个聪明的打工者，他准备反戈一击，“合同里说有加班补贴，但从来没有给过，我要告他们！”