發布時間：2022-03-23 09:30:04
開篇：寫作不僅是一種記錄，更是一種創造，它讓我們能夠捕捉那些稍縱即逝的靈感，將它們永久地定格在紙上。下面是小編精心整理的1篇天然氣論文，希望這些內容能成為您創作過程中的良師益友，陪伴您不斷探索和進步。
一、石油天然氣的管道存在的風險
1.對天然氣管道的保護意識不足。導致管道安全問題最基本的原因是燃氣管道的運行維護管道保護意識薄弱。主要的原因在于制度建設不完備，缺乏良好的監督和激勵機制。有些員工缺乏責任感，在管線巡查中責任失職，在管道檢查時沒有不仔細，使天然氣管道運行存在安全風險。對一些壓管道的現象不能及時制止，總覺得對管道的影響不大，不會出現安全問題。存在這些現象，說明缺乏對保護天然氣管道的意識。還有就是和企業對日常管道的管理也存在很大的關系，使得在日常的工作中出現管理不到的，從而給天然氣管道的安全運行產生了風險。
2.不法行為對天然氣管道的風險。天然氣作為我們生活中不可或缺的能源，具有很高的經濟意義，所以就有一些不法分子冒著犯法的危險去偷盜天然氣，這不僅對國家的經濟利益到來了損失，同時也使天然氣管道的正常運行帶來了隱患，主要表現在偷盜時在管道上打孔，都完之后會想辦法把小孔封堵，然而這種行為會導致一些安全的事故發生，并不僅僅是天然氣的失竊。
3.外界環境對天然氣管道的腐蝕。暴露在環境中的石油天然氣管道腐蝕風險是急需解決的安全問題，石油天然氣管道材料基本上都是鋼質材料，大面積與外部環境接觸，從而引發大規模的管道腐蝕。一旦管道腐蝕發生，就會速度很快，導致嚴重的危害，發生管道泄漏，加上天然氣本身的化學成分會加速腐蝕的進行。埋在土中管道的一部分，除了發生腐蝕和化學腐蝕外，電化學反應發生的可能性更大，可見管道腐蝕對管道運行的影響。
4.焊接對天然氣管道風險的影響。在許多情況下，天然氣管道以通過焊接進行連接，焊接質量直接影響管道的安全性。在管道施工過程中，由于焊接過程不到位，會影響管道焊接的質量，在對管道進行運輸的過程中，多少會由于振動的原因使得焊接口出現壓力，從而容易造成裂紋的產生，使得天然氣管道在平常的運行中出現風險。
二、如何做好石油天然氣管道的保護
1.重視對天然氣管道保護。對天然氣管道的保護必須從思想上引起重視，在認識到管道保護的重要性之后才能真正的重視起來。并促進每位負責檢查管道的工作人員應具有良好的責任意識，切實履行管道安全監控，管道損壞應立即采取行動修補。同時，企業應建立健全監督和激勵機制，對于有過失的員工，要進行相應的經濟處罰和批評，對于認真負責的工作人員，應給予物質獎勵。使員工形成良好的管道安全意識，注意維護的工作思想。
2.打擊偷盜天然氣的行為。首先，要加強對管道的檢查力度，組織人員分組檢查，二十四小時工作，尤其是在夜間，提高員工的檢查權，起到防止盜竊和預防作用。其次，地方政府和公眾安全部門要加強地方治安，在交通路口安裝攝像裝置和設置天然氣管道警示標志，提高石油天然氣管道周邊的治安安全。通過與企業和政府緊密合作，做到打擊非法盜竊天然氣的行為。
3.提高天然氣管道焊接技術。在焊接施工過程中，工作人員要切實履行職責，按照規定和要求，認真完成任務。應嚴格執行焊接程序，有問題或不符合條件的，要及時制止，焊接檢驗人員應當遵守職業道德，認真審核焊接技術措施進行現場焊接作業進行全面的檢查和控制，并能夠承受外界的壓力，以完成自己的工作，焊接技術人員應負責指導焊接工作，給焊工必要的技術支持，及時處理在焊接過程中遇到的問題，并參與焊接的質量管理工作，完成焊接的技術問題，焊后熱處理的工作人員應當嚴格按照設計要求，施工要求在焊接完成后進行熱處理工作。
4.科學進行管道防腐。在針對周圍環境造成的腐蝕問題時要采用科學的方式進行防腐，常見的有緩蝕劑防腐、涂層防腐、陰極防腐。緩蝕劑的防腐原理為極性吸附，可以高效率的吸附在管道表層，隔離管道與腐蝕源。涂層防腐的原理是切斷腐蝕的傳播途徑，降低腐蝕物體與腐蝕源的接觸機率。陰極防腐主要是完善涂層防腐，部分管道在運輸或使用時，導致防腐涂層破損，降低抗腐蝕能力，因此利用陰極防腐，作為補救措施。
作者：張保勝 單位：西安石油大學
一、石油天然氣站場安全管理工作存在的問題
1.安全管理機制不健全
當前，絕大部分的中國石油天然氣站場以及生產型企業都制定有嚴格的安全管理相關制度，并且對于違規行為的處罰也都非常明確，但是，往往在違規行為發生之后的執行處罰的力度不夠，最終導致安全事故頻發。因此，對違規操作人員造成危險事故的，一定要嚴格按照處罰制度處理，對于后果嚴重的員工，甚至要免職開除。強烈的責任心與使命感是每一個工作在天然氣站場人員的必備素質，嚴懲低素質工作人員。所以，石油天然氣場站必須要按照國家規定制定相應的管理體系，并且還要嚴格執行相關的體系。
2.缺乏細致的安全規劃
面對當前科技的日新月異，經濟的不斷革新與發展，安全規劃工作顯得尤為重要，培養一批高素質的專業安全人員是安全生產的保障。安全規劃對石油天然氣站場的安全意義重大。安全管理是石油天然氣站場安全生產的前提，由于石油天然氣站場的特殊性，如果企業不能在第一時間采取合理手段控制突發的安全事故，其造成的后果和損失將是難以估算的，并且對國內經濟的發展建設產生重要影響，但是，當前的許多職工并不能意識到安全管理對石油天然氣站場的重要性，在安全管理和風險管理上缺乏重視，制定安全規劃的精力不足，在生產的過程中也往往忽視了安全管理工作，從而造成安全事故的頻發。
3.缺乏相關安全培訓
在安全管理工作中，安全培訓是非常重要的一部分，同時它也是提升勞動者全員安全生產素質的關鍵性途徑。生產石油天然氣的過程中存在很大的危險性，有許多地方需要特別關注，所以，安全管理過程中，安全培訓是其根基，要想減少安全事故的發生幾率，保證員工生產操作過程中的安全，專業的安全培訓是必經之路。而安全管理工作人員，也只有通過學習創新和培訓才能轉變舊的思想觀念，樹立全心的管理思想。由此，石油天然氣站場安全管理工作的順利開展，首先就要健全安全管理體系，并獲得相關能力，但是這種能力絕不可能是一蹴而就獲得的，只能通過不斷的培訓和學習才能獲得。
二、加強石油天然氣站場安全管理工作的措施
1.構建健康安全環境(HSE)管理體系
近年來，隨著各國安全管理經驗的日益豐富，新的管理體系——HSE管理體系逐漸通行于國際各石油天然氣，改管理體系的主要特點是加強了對領導承諾、全員參與、預防為主的重視，這也是當前市場環境下的石油天然氣企業運作日益規范的體現。這種管理模式對石油天然氣站場非常有效，并且作為一種現代化的管理模式，它順應了歷史的發展，有著其他模式所沒有的長處，并且把健康、安全、環境融合為一個管理整體。在安全管理過程中，中國的石油天然氣站場也應該發揮創新性學習精神，采用這種管理模式，是中國的石油天然氣站場與國際石油天然氣站長相接軌，使天然氣的安全邁上新的臺階，并進一步推動祖國創建社會主義現代化的進程。
2.加強設備的安全管理
安全生產管理除了管理模式外，生產設備安全性能的提高也是其重點之一。因為設備問題而導致的原油與天然氣泄漏，其后果也是難以想象的，因此，為了防止因設備問題而造成火災、爆炸等安全事故導致資源大量浪費，設備的運行是否安全正常也是生產過程中應該密切關注的問題，平時更要做好設備的維護。在對設備進行規范操作、管理及使用過程中，應涵蓋以下檔案內容，即安全設施適用的范圍、維護維修記錄、涉及安全設施的全部資料等。
3.重視人員的安全管理工作
將安全工作劃分責任到個人是安全管理工作的首要任務，尤其是生產管理人員，生產工作安全有序運行的關鍵就在于生產管理人員安全意識的高低。企業安全生產管理工作的主要內容就是安全生產責任制，有經驗表明，一個企業安全情況的好壞與其是否落實安全生產責任有直接的關系。為了切實貫徹落實好安全生產責任制度，就需要加強對工作人員的培訓，制定安全生產責任條例，逐層逐級地落實工作，將安全生產責任落實到每個員工身上。
三、小結
總體而言，石油天然氣站場維持生產的保障就是安全管理，任何人都不會愿意為一份無法保證個人生命安全的工作努力。所以，保障石油天然氣站場的安全穩定和潛力挖掘意義重大，同時，當前中國創建社會主義現代化和石油天然氣行業穩步健康發展都需要安全管理的保證。
作者：魏后超 單位：江蘇新世紀江南環保股份有限公司
1天然氣發展方向
天然氣具有低碳、環保、資源廣泛、熱值高、價格低廉的特性，在國家政策的扶持下，深受建設單位青睞，從立項、審批、選址籌建到土建、設備訂購、安裝、投入運營，加氣站項目建設方興未艾，成為今后能源的開發趨勢，客運車、貨運車、出租車、私家車等機動車燃氣，機關、企事業單位、廠礦以及自然村落燃氣取暖、洗漱、廚房熱源用氣等等，推動著天然氣熱源的蓬勃發展。從2010年至今，我項目部有幸參與到這些項目的工程建設中來。完成天然氣自然村進戶工程6個，管線工程50余千米，正在建設當中的加氣站有5個:陽盂路加氣站、307國道娘子關加氣站、平定南外環合建站、平定兩郊加氣站、昔陽新源合建站等等。
2工程性質、特點、工程監理人員現狀
天然氣(甲烷80%)屬易燃、易爆的壓縮氣體和液化氣體，主要儲存在壓力容器LNG儲氣罐內，內筒溫度為－196℃;CNG為壓縮氣體，靠壓縮機25MPa壓縮至儲氣井內，加氣站建成并投入運營后，其場所站區是一個較大危險園區，整個站區的防火、防雷、防靜電的級別要求相當高，天然氣的生產、經營、儲存、運輸使用必須遵守《危險化學品安全管理條例》，所以天然氣加氣站工程的建設給我們參建各方提出了更高的要求。類似工程我們介入短短兩年，工程由于其特殊性，項目選址獨立，多為遠離市區和城鎮，可謂前不著村，后不挨店，交通工具常不能抵達，生活工作條件簡陋，無辦公、休息場所，用餐也極其不便。監理機構工作環境異常艱苦，這就要求我們的監理人員必須有吃苦耐勞的心理準備，克服嚴寒酷暑，路途疲勞，還要有高度責任感和敬業精神，有安全意識，風險意識。目前，我們中心相關專業或接近相關專業的工程監理人員不夠用，通過面向社會招賢納才，吸收進來通過監理培訓上崗。
3加氣站工程監理質量控制措施
1)施工安裝單位資質審查(單位資質、人員資質)。由于設備工程專業性較強，對專業設備(成套設備由廠家組裝完成運至安裝場地)的安裝，安裝企業自身的施工技術標準、質量保證體系、質量控制及檢驗制度都要求高，因此資質審查是重要環節，其企業資質經營范圍應滿足工程要求，其焊工必須持有效的合格焊工證，持證焊工操作必須在其考試合格項目認可范圍內。
2)材料、構配件的進場驗收。a．管材:管材分為三種:介質溫度在－196℃～－20℃，管道選用標準為GB/T14976—2002輸送流體不銹鋼無縫鋼管的不銹鋼管，其材質為0Cr18Ni9;介質溫度在－20℃～60℃的管道，選用GB/T8163—2008輸送流體用無縫鋼管的碳鋼管，其材質為20號鋼消防水管和用鍍鋅管，設計有特殊要求的管道采用真空管。管道進場必須有產品合格證，材料標準代號、生產批號、檢驗印簽標志、生產單位名稱及材料相關數據，外觀檢驗無缺陷。b．閥門:低溫閥門和常溫閥門。低溫閥門原則上均采用焊接連接，常溫閥門原則上采用法蘭連接。閥門的訂購安裝按《閥門訂貨技術要求》，常溫閥門在安裝前需按SH3064石油化工鋼制通用閥門選用、檢驗及驗收的要求，逐個進行溫度試驗和嚴密性試驗。安全閥和壓力表需經相關技術質量監督部門進行校驗。c．管件:管件生產廠家必須有壓力管道制造許可證，管道生產標準執行GB12459—2005鋼制對焊無縫鋼管中Ⅱ系統。d．法蘭緊固件:LNG低溫設備配對的法蘭、螺栓、螺母、墊片及地腳螺栓由設備生產廠統一配套供應。e．真空管道:按設計要求，廠家的生產標準驗收。3)安裝質量控制。a．管道防腐。質量控制:除銹、防腐、檢漏。質量控制內容:埋地敷設的碳鋼工藝管道采用擠壓聚乙烯三層結構加強防腐，架空碳鋼管道除銹后先涂兩道與環氧漆配套的防腐底漆，再涂兩道外用環氧漆;不銹鋼管和真空鋼管不用防腐。b．焊接。質量控制要點:焊工資格、焊接環境、焊縫外觀質量、焊縫檢測一次合格率。質量控制內容:焊工必須取得特殊設備作業人員證書。所焊設備滿足焊接工藝要求，檢查焊接設備上所有計量儀表是否在檢定的有效期內。檢查管材、焊材是否符合焊接工藝規定，焊接材料在保管時符合產品的說明書上的規定。c．無損檢測。質量控制要點:焊縫檢測單位資質審查。質量控制內容:焊縫外觀、X射線檢測、超聲波檢測。d．吹掃、試壓。質量控制要點:計量表檢定、安裝檢測合格、壓力等級、穩壓時間及壓降。質量控制內容:按業主、監理批準的《吹掃、試壓方案》試壓用壓力表必須經計量檢定部門檢定合格并在檢定有效期內，且壓力表精度必須符合規范要求。e．管道的保冷及預冷。質量控制要點:外觀質量應嚴格執行設計要求和GB50126—2008工業設備及管道施熱工程施工中有關規定。f．電氣儀表安裝。站內的儲罐區、加氣區、裝卸區及放散管等屬于爆炸危險區:設計危險環境的工藝生產裝置區。除設備區獨立設避雷針外，全站防雷、防靜電、接地保護共用接地裝置，接線系統采用TN-S系統實地測試接地電阻要求不大于1Ω。第一，盤、柜及二次回路。質量控制要點:母帶搭接、二次回路接線。質量控制內容:執行GB50171電氣裝置安裝工程盤、柜及二次回路接線施工及驗收規范，母帶搭接必須搪錫，并均勻涂抹電力復合脂，二次回路接線緊密無松動。第二，電纜、接地裝置。質量控制要點:接地體頂面埋深、電氣裝置接地。質量控制內容:執行GB50169電氣裝置工程、接地裝置施工及驗收規范，接地體頂面埋深達0．6m，焊接部位必須做防腐處理;電氣裝置接地必須以單獨接線與接地干線相連接，不得采用串聯方式。第三，防爆電氣安裝。質量控制要點:接線盒、接線箱、電纜線路穿過不同危險區、保護鋼管的連接。質量控制內容:執行GB50257電氣裝置安裝工程、爆炸和火災危險環境電氣裝置施工及驗收規范，接線盒、接線箱的防爆面上無砂眼和機械傷痕，電纜線路穿過不同危險區，在交界處的電纜溝內填干砂，保護兩端管口用玻璃纖維布堵塞嚴密并填塞密封膠泥，保護鋼管內的連接以及鋼管與電氣設備、鋼管附件之間的連接用螺紋連接方式，絲扣處涂電力復合脂。第四，儀表安裝。質量控制要點:調試校驗，電纜電線與絕緣試驗，儀表設備外殼保護接地。質量控制內容:執行SH3521石油化工儀表工程施工技術規程，安裝前須進行校驗合格，電纜電線在敷設前須進行導通與絕緣試驗，儀表設備外殼、儀表盤(箱)、接線箱等保護接地。g．報警系統。質量控制要點:可燃氣體檢測器，報警裝置。質量控制內容:第一，加氣站、加氣合建站應設置可燃氣體檢測報警系統;第二，加氣站、加氣合建站內設置LNG設備的場所和設置CNG設備(罐、瓶、泵、壓縮機)罩棚下應設置可燃氣體檢測器;第三，可燃氣體檢測器一般報警設定值應不大于可燃氣體爆炸下限的25%;第四，LNG儲罐應設置液位上限、下限報警裝置和壓力上限報警裝置;第五，報警器要設置在控制室內或值班室內;第六，報警系統應配有不間斷電源;第七，可燃氣體檢測器和報警器的選用和安裝，應符合現行GB50493石油化工可燃氣體和有毒氣體檢測報警設計規范的有關規定;第八，LNG泵應設置超溫、超壓、自動停泵保護裝置。h．緊急切斷系統。質量控制要點:應急切斷系統、啟動開關、操縱關閉。質量控制內容:加氣站應設置緊急切斷系統，該系統能在事故狀態下迅速切斷LNG泵、CNG升縮機電源和關閉CNG，LNG管道閥門，并應有失效保護功能。第一，LNG泵、CNG壓縮機的電源和加氣站管道上的緊急切斷閥，應能由手動啟動的過程控制，切斷系統操縱關閉;第二，緊急切斷系統應在下列位置設置啟動開關:距加氣站卸車點5以內;在加氣站現場工作人員容易接近地位;在控制室內或值班室內;第三，緊急切斷系統應能手動復位。
作者:劉國紅 單位:陽泉市工程建設監理中心
石油生產是一項極為復雜的工業鏈，也是決定石油生產能力和生產規模的決定性因素。為貫徹《中華人民共和國環境保護法》的章程。在開采石油天然氣的同時，應防止對環境與生態平衡的破壞，加強污染防治技術，合理開采資源。石油天然氣的開采要同時注意污染防治和開采活動等多方面內容，對油氣田進行整體開采規劃、布局，將防止環境污染作為重要項目，結合當地地質情況進行合理開采、清潔開采。在石油天然氣開采前，要進行勘察，對其生態、環境進行詳細的了解，做出總體評價，制定合理的方案，加強對生態、環境污染的防范措施，以及風險發生時的治理方案。
1清潔生產石油天然氣
1.1在石油天然氣開采時要注意不得違背國際公約的條例，禁止用含有化學物質的油氣田化學劑，逐漸剔除油氣田中具有微毒的化學劑，使用無毒的化學劑進行石油天然氣開采。
1.2石油天然氣在開發的時候要集中規劃，結合各方面影響和被影響因素進行合理布局，進而降低石油天然氣在開采中的損失，以及縮小占地面積，合理集中排放廢物和實現油氣的集中處理。
1.3在石油天然氣的勘察開采過程中，要盡量避免產生落地原油現象。在井下作業時要配備相應的刮油器、泄油器等設備。對落地的原油要及時采取回收措施，以保護不可再生資源的妥善利用。
1.4燃料泄漏造成污染我們熟知的問題，在石油天然氣勘察開采中，要使用可控震源和環保型炸藥，并采取全面的防滲措施，以防燃料的泄露現象對環境造成不同程度的污染，破壞生態平衡。
1.5鉆井時，要制定環保型鉆井體系，配備完善的設施，硬件設備，專業的作業人員，以保證鉆井液的循環使用率達到95%以上，并且在鉆井過程中所產生的廢水應合理回收利用。
1.6井下作業過程中，對壓裂液和酸化液要集中配置，并將壓裂殘液和酸化殘液進行無害處理或者回收利用，操作過程中都要做好防漏、防溢、防刺等相關措施。
2石油天然氣清潔開采是生態保護
2.1在油氣田建設時，要以減少占地面積和廢物的產生做基礎，建設叢式井組，采用空氣鉆井、多分支井、小孔鉆井、水平井等鉆井的技術。
2.2勘測過程中，要采用核磁共振的技術，減少對生態平衡的破壞，進行科學環保測井；測井放射源的運輸車輛也要安裝定位系統，以做安全保障。
2.3在對油氣田的勘察時，需要對爆炸點和行車路線進行合理的規劃，避免讓環境受到破壞，對爆炸點要及時采取恢復措施。
2.4石油天然氣開采的過程中，要將不可回收的物質，進行充分燃燒，降低溫室氣體的排放量，達到80%的可回收率。
2.5石油天然氣開采過程中，對附近植被的影響也是層出不窮的現象。在開采前，要注意做好防護措施，及時對被破壞的植被進行恢復。加強對地下水質的監控，防止對地下水造成污染。
2.6在油氣田被建設在鳥類必要的活動范圍，及自然保護區時，其附近的油井、油田，會對其生態造成嚴重的影響，因此，要將采油管線及電線都埋置在地下，并采取相應的保護措施。
3石油天然氣開采中的清潔污染防治
3.1石油天然氣開采中會產生許多固體廢物，因此，對固體廢物的存放、收集、處理都需要按照相應的規范采取合理的防滲措施，及時封閉試油的廢棄貯池。
3.2在開采時，造成的污染，無論是土壤，還是植被，都要采取相應的方式進行恢復。
3.3注意各開采企業盡量采用SO2的尾氣處理方式，對天然氣進行凈化處理。
3.4對石油天然氣開采中出現的落地原油現象，應及時采取回收措施，在原油及廢水的處理中，產生的油泥等，含有油類物質，對其利用率要達到90%以上，按照《國家危險廢物名錄》以及危險物品的鑒別，對殘余的固體廢物，要依據相關條例進行識別，并采取無害處理或資源利用。
3.5在鉆井與井下作業的過程中，其產生的污水和污油要作為資源在生產流程中進行循環利用，沒有進入生產流程的污水、污油要根據情況采取廢水處理、固液分離等處理方式，直至處理達標后向外排出。
4污染防治新技術的研發污染防治
作為石油天然氣開采中的重點問題，其技術的研發鼓勵以下幾點：
4.1二氧化碳的驅采油技術，是低滲透地層中，注水的處理技術。
4.2采用壓裂、酸化技術，將鉆井產生的廢物，所鉆井直接處理，提高天然氣的凈化回收率，采用環境友好的壓裂液、酸化液、鉆井液、油田化學劑等。
4.3對井下作業的廢液、油污泥、廢棄鉆井液等進行無害處理或資源利用，石油污染物的降解技術，受污染地下水、土壤的修復技術。
5結語
在石油天然氣的開采過程中，要注意其運行的管理和對其風險的防范。通過對相關法律法規制定企業適用的環境保護等管理規定，建立安全、環保的管理體系。加強在油氣田的勘察、建設、開采中的環境監測，加強對開采設備的監測與維護，防止石油天然氣開采時出現泄露現象污染地下水。石油天然氣的開采很重要，但對環境污染的防治也是國家發出的號召，加強污染防治技術，促進經濟發展。
作者:楊峰 陳鵬 王華杰 單位:長慶油田分公司第三采氣廠氣井修井大隊
尼日利亞是歐佩克成員國，非洲第一大產油國、第二大石油儲量國、第三大產氣國、第一大天然氣儲量國，國內油氣資源十分豐富。但是長期以來，尼日利亞國內天然氣價格由聯邦政府確定，政府定價遠低于國際市場價格。油氣田作業者對勘探、開發和生產天然氣缺乏積極性，近10年來天然氣儲量和產量一直徘徊不前。尼日利亞所產的天然氣主要為油田伴生氣，天然氣嚴重供不應求。由于缺乏天然氣處理加工的基礎設施，該國天然氣利用率一直較低，放空燃燒現象較為嚴重。尼政府曾三令五申禁止放空燃燒天然氣，近年天然氣放空燃燒情況雖有所改善，但要徹底杜絕還存在很大困難。2008年，尼日利亞聯邦政府制定了雄心勃勃的天然氣工業發展總體規劃，卻由于相應的改革措施不到位，以及新石油法案中天然氣財稅條款尚不確定，一直未能有效地調動石油公司投資天然氣工業的積極性。自2011年起，尼政府對天然氣價格進行改革，逐步提高天然氣價格，直至完全放開價格。2013年，尼政府又對天然氣工業發展總體規劃進行了分解和細化，尤其是提出了3個天然氣工業園自由貿易區規劃。在總理2014年5月8日訪問尼日利亞時，尼總統喬納森提出，尼日利亞天然氣工業發展總體規劃的實施需要中國的大力支持，希望中國石油企業積極參與天然氣工業園自由貿易區的投資和建設。
一、天然氣儲產量
截至2013年底，尼日利亞天然氣剩余可采儲量為5.1萬億立方米（見圖1），居非洲第一位、世界第九位。據尼日利亞國家石油公司（NNPC）的統計數據，2013年，尼日利亞天然氣總產量為658億立方米，實際利用量為543億立方米，扣除天然氣作業者自用量（包括發電用氣、回注氣和氣舉采油用氣）后，在市場銷售的天然氣只有349億立方米（見圖2），居非洲第三位、世界第22位。2013年，尼日利亞液化天然氣（LNG）出口量為223.66億立方米，居世界第四位，比印度尼西亞的224.11億立方米略低。2013年，該國國內天然氣消費量4814萬立方米/日。據估計，尼日爾三角洲盆地還有約171萬億立方米的天然氣資源量有待發現，尼日利亞天然氣的勘探開發前景廣闊。從圖1和圖2可以看出，尼日利亞天然氣儲量自2002年來幾乎沒有什么變化，近10年來該國天然氣產量也非常穩定，幾乎未有增加。目前，已有上百家石油公司云集在油氣資源豐富的尼日爾三角洲地區，投資油氣項目，但油氣資源主要被殼牌、埃克森美孚、雪佛龍、道達爾和阿吉普這5家西方大石油公司壟斷。
二、國內天然氣市場
近年尼日利亞經濟發展速度較快，GDP增長率一直維持在約7%，能源消耗逐年增加，天然氣市場需求旺盛，理論上天然氣市場應是一派欣欣向榮的景象。但由于長期以來尼政府確定的天然氣價格為全球最低，石油公司對勘探和生產天然氣缺乏積極性，加之產出的80%以上是伴生氣，天然氣處理和儲運能力不足，造成天然氣開發生產嚴重滯后。與此同時，尼日利亞廉價天然氣導致消費量不斷攀升，市場嚴重供不應求。由于缺氣，尼日利亞燃氣發電廠時常停產，國家電網供電嚴重不足，導致政府機構、學校、企事業單位和城市居民自備柴油發電機，以備不時之需。由于柴油發電成本太高，許多制造業工廠被迫關閉，嚴重制約了該國民族工業的發展。由于缺氣，西非輸氣管道被迫低效運營，貫穿撒哈拉沙漠的長輸天然氣管道項目、尼日利亞LNG廠擴建和新建項目被迫推遲，投資者被迫放棄了興建以天然氣為原材料的化工廠、化肥廠、甲醇廠等許多下游項目。一方面是供氣嚴重短缺，另一方面是天然氣利用率很低，尼日利亞天然氣放空燃燒量位居世界第二。為此尼聯邦政府在2003年規定，2008年底前停止放空燃燒天然氣，否則將予以處罰。此后，尼日利亞天然氣放空燃燒量逐年下降，年放空燃燒量占年產量比率由2003年的46.2%降至2013年的17.6%（見圖3）。但是，由于天然氣處理廠和管道等基礎設施落后且嚴重匱乏，加之氣價過低，處罰不嚴格、不及時等原因，天然氣放空燃燒仍屢禁不絕。該國政府再次提出，2012年年底后禁止放空燃燒天然氣，否則將處以高額罰款。盡管如此，直至2013年，尼日利亞仍有116億立方米天然氣被放空燃燒，占世界放空燃燒量的10%，僅次于俄羅斯，尼政府因此損失超過10億美元。
三、主要天然氣項目
1.埃斯科拉沃斯（Escravos）天然氣合成油（EGTL）項目該項目位于尼日爾三角洲埃斯科拉沃斯河西岸，雪佛龍公司為作業者，持有75%的股份，尼日利亞國家石油公司（NNPC）持有其余25%的股份。一期建成產能3.3萬桶/日，加工天然氣920萬立方米/日；二期產能為12萬桶/日。一期建設始于2008年，但施工進展緩慢，經歷多次延期，預算也屢次上調，建設成本最后增至95億美元，已于2013年底投產。
2.液化天然氣項目尼日利亞是世界上重要的液化天然氣生產國之一，近年其市場份額雖有下降，國際市場占有率由11%下降為7%，但仍是世界第四大LNG出口國。尼日利亞共有6條LNG生產線，年產LNG量2200萬噸，液化石油氣（LPG）400萬噸。預計未來幾年，該國LNG年產量將達到4200萬噸。1）尼日利亞LNG廠（NLNG）。該廠位于尼日爾三角洲河流州伯尼（Bonny）島，是目前唯一在產的LNG項目。股份分配為尼日利亞國家石油公司49%、殼牌（作業者）22.6%、道達爾15%、阿吉普10.4%。該項目于1999年投資38億美元建成2條生產線，開始出口LNG到美國、歐洲（西班牙、法國、葡萄牙）及亞洲（日本、韓國）。項目已有6條生產線，LNG產能為2200萬噸/年，LPG產能為400萬噸/年，天然氣需求量為9910萬立方米/日。目前該項目正在籌劃第7條生產線，將增加產能800萬噸/年，但由于氣源緊張，尚未得到尼政府批準。2）布拉斯（Brass）LNG廠。該項目位于尼日爾三角洲拜耶爾薩州，股份分配為尼日利亞國家石油公司49%、奧昂多（Oando）17%（2012年收購康菲的股份）、阿吉普17%、道達爾17%，預計投資85億美元，設計2條生產線，年產LNG量1000萬噸。該項目12年前已啟動設計、工程建設招標和征地等，已花費10多億美元，但目前僅完成設計、征地和部分前期輔助工程。由于融資問題和新石油法案未出臺，最終投資決定一直未獲伙伴公司的簽署。3）奧羅柯拉（Olokola）LNG廠。該廠位于奧貢州和昂多州交界的海濱，由尼日利亞國家石油公司、雪佛龍和殼牌等合資興建。初步計劃建設2條生產線，日加工天然氣約2832萬立方米，年產能為2×630萬噸，最終建成產能為LNG3500萬噸/年、LPG3萬桶/日、凝析油1.5萬桶/日。2006年該項目正式啟動，2007年簽署了自由貿易區協議，目前已經完成前端工程設計、工程建設招投標、征地和前期營房建設等，并開始了陸上和海上的巖土工程測量和海底測量。4）進步（Progress）LNG廠。該項目計劃建設1條生產線，雖然已經得到政府許可，但目前尚處在可行性研究和設計階段。
3.西非天然氣管線（WAGP，WestAfricanGasPipeline）該項目由雪佛龍、殼牌，以及尼日利亞、加納、貝寧和多哥等國家的石油公司共同投資建成。管線從尼日利亞三角洲沿海岸由東向西，經貝寧、多哥至加納，全長676千米。2010年建成并開始運營，天然氣運輸能力為1274萬立方米/日，目前運輸量僅約481萬立方米/日，將來不僅要增加輸氣量，而且管線將進一步向西延伸至科特迪瓦。
4.貫穿撒哈拉沙漠的天然氣管線（Trans-SaharanGasPipeline）2002年，尼日利亞與阿爾及利亞兩國政府簽署諒解備忘錄，計劃修建一條貫穿撒哈拉沙漠的天然氣管道，從尼日利亞三角洲向北，經尼日爾到阿爾及利亞地中海港口，面向歐洲市場，全長4023千米。目前已完成可行性研究，預計管道建設費約100億美元，集輸站建設費約30億美元，該項目面臨的主要挑戰是融資問題。
四、天然氣工業總體規劃、相關政策及制約因素
前已述及，尼日利亞天然氣儲量位居非洲第二，具有雄厚的天然氣工業發展基礎。為了加快天然氣工業的發展，尼政府制定了包括上述項目在內的宏大的天然氣總體規劃。
1.天然氣工業總體規劃2008年2月13日，尼日利亞聯邦政府正式批準了該國的天然氣總體規劃，該規劃旨在加快天然氣工業基礎設施的建設和發展，促進國內天然氣開發利用，提升其在國際天然氣市場的地位，使天然氣工業成為尼新一輪經濟發展的引擎。天然氣總體規劃包括三個主要戰略：一是激勵天然氣工業的發展，使之成為國民經濟發展的助推器；二是增強尼日利亞在國際天然氣市場的競爭力，并確立其高附加值天然氣產品出口國的地位；三是確保尼日利亞長期能源安全。該規劃有三個主要目標：一是到2015年，向燃氣發電廠的輸氣量增加3倍，保證生活和生產用電供應；二是建設撒哈拉以南非洲天然氣工業樞紐，包括天然氣處理中心站、化肥廠、石油化工廠和甲醇廠等，將天然氣工業變為增加附加值的行業；三是發展西非天然氣管道運輸和LNG出口，鞏固并提升尼在國際天然氣市場的地位。該規劃除了包括上述項目中未建成的項目之外，還包括建設4座化肥廠、4座甲醇廠、若干座天然氣制油廠、20多座發電廠以及6座天然氣中央處理廠等。總體規劃將完善尼日利亞國內天然氣管網，縱貫南北，橫穿東西，使各石油公司的管線建設和國家建設相統一，實現統一調氣，協調使用，避免重復建設。預計到2017年，實現每天向國內發電廠、制造業工廠、水泥廠、石油化工廠和西非天然氣管道輸送天然氣92.6萬桶油當量（約15.21億立方米），LNG日出口量增加至86.8萬桶油當量（約14.26億立方米）。尼日利亞政府分四個步驟實施天然氣總體規劃。第一步，2008年2月，以激活天然氣市場為目的對國內天然氣市場進行干預，包括出臺國內供氣義務法規，禁止放空燃燒天然氣的法令，引入氣價改革過渡框架，建立天然氣買賣協議和證券化等商業模式，制定天然氣基礎設施的規劃方案等；第二步，2011年1月，國內天然氣實行市場價格，天然氣基礎設施投資開始起步，出臺相應天然氣法規；第三步，2013年1月，主要天然氣基礎設施投資啟動，實現完全的天然氣貨幣化，成立多個新天然氣公司或投資公司；第四步，2014年1月，實現完全市場化，結束政府對天然氣市場的干預，實現市場引導投資者在天然氣勘探、生產和利用產業鏈的投資。
2.天然氣相關政策與天然氣總體規劃配套，尼政府出臺了有關合同、禁止放空燃燒天然氣和氣價改革等政策與法規。1）產品分成合同有關天然氣條款規定，作業者在開發天然氣前，需簽署天然氣開發協議，該協議包括優先滿足資源國戰略需要等內容。2）國內天然氣義務供應法案規定，作業者須為尼日利亞國內市場預留出一定數量的義務天然氣；未完成義務供氣量者，按3.5美元/千立方英尺處以罰款，且罰款不能抵稅；只有在滿足義務供氣量后才允許天然氣出口。3）禁止放空燃燒天然氣法令規定，作業者放空燃燒天然氣須獲得尼政府批準，并按3.5美元/千立方英尺處以罰款，且罰款不能抵稅，不得計入可回收成本。4）天然氣價格政策。在2010年前，以相對便宜的氣價首先供應尼國內，并將天然氣用戶分為3個領域，對應3個定價方案：一是民生領域，例如電力和輕工業用戶，天然氣采用成本價格，氣價不足0.2美元/千立方英尺，此價為全球天然氣最低價格，這部分供氣是石油公司最主要的天然氣供應義務；二是以天然氣為基礎的工業領域，例如甲醇、化肥和天然氣制油業等，天然氣價格采用凈回值作價法，氣價隨產品價格波動，約為1美元/千立方英尺；三是商業領域，例如制造業、LNG行業，天然氣按代用燃料價格計價，氣價約為2.5美元/千立方英尺。自2011年開始，尼政府實施了天然氣價格改革，規定供應發電廠的天然氣價格由0.3美元/千立方英尺上調為1美元/千立方英尺，2012-2013年上調至1.5美元/千立方英尺，2014年上調至2美元/千立方英尺。但是，由于種種原因，2011年和2012年實際氣價分別為0.3美元/千立方英尺和1美元/千立方英尺，氣價改革滯后，沒有到位。尼國內非發電用氣價格規定為：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廠用氣價格由市場決定。通過調整天然氣價格，尼日利亞天然氣價格倒掛問題得到了徹底解決，在一定程度上激發了在尼石油公司投資、生產、供應天然氣的積極性。
3.制約因素天然氣總體規劃和相關天然氣政策實施后，尼國內天然氣利用率和供應量有所提高，2012年供應量達到創紀錄的4248萬立方米/日，而且呈現不斷增長的趨勢。然而，天然氣總體規劃實施情況遠遠落后于尼政府的計劃和預期。究其原因，除了天然氣項目投資拖了項目建設期后腿，目前主要面臨以下幾方面的制約因素。一是新石油法案至今仍在尼國會審議遲遲未能出臺，油氣財稅條款尚未確定，嚴重影響著石油公司的油氣勘探開發投資，包括對天然氣總體規劃的響應和投資決定。目前，尼日利亞朝野和工會組織均已認識到，應盡快通過新石油法案，否則將嚴重影響尼日利亞經濟的支柱產業——油氣工業的健康發展。二是尼日利亞近10年來社會安保形勢日趨惡化，國際救援組織（SOS）近年一直將尼日利亞社會安全列為高風險I級和極高風險II級。尼日爾三角洲產油區武裝組織不斷對油田設施和人員進行襲擊和騷擾，不僅影響油氣生產，也嚴重影響了石油投資。三是油田社區矛盾日益突出和復雜。在過去半個世紀的油氣生產歷史中，尼政府和石油公司均忽視了對當地社區的發展投入和對百姓就業的教育培訓。同時，油氣生產事故和不法分子的盜油活動頻繁，漏油事件對社區環境造成污染與破壞，影響了社區居民的生產和生活。石油生產與社區的矛盾嚴重影響了油氣生產效益。四是尼日利亞國內天然氣供產銷市場三角債錯綜復雜。油氣作業者將處理后的天然氣賣給尼天然氣公司，天然氣公司將氣賣給發電廠，發電廠將電力賣給電網公司，電網公司向社區供電。由于電網公司不能及時全額收取電費，最終影響油氣作業者及時收取天然氣費用，由此形成惡性循環。對此，電網公司開始推行先付費后用電的插卡電表，以扭轉居民用電后不付費的局面。
五、天然氣總體規劃下的基礎建設項目
根據天然氣總體規劃，尼日利亞加快推進天然氣基礎設施建設，一批輸氣管道和天然氣處理廠已經建成或即將建成投產，并計劃建設天然氣工業園區。目前，總體規劃中確定的總長722千米的6條新的輸氣管道已經竣工投產；總產能為6088萬立方米/日的6個天然氣中心處理廠項目正處于開發階段，并將于2015-2019年陸續建成，屆時該國國內供氣量將翻番。2013年以來，尼政府進一步提出在尼日爾三角洲建立3個天然氣處理加工工業園自由貿易區，分別位于三角洲奧吉迪哥本（Ogidigben）鎮（西園）、河流州（中園）和阿夸伊博州（東園）。其中西園已經破土動工，稱為奧吉迪哥本天然氣革命工業園，占地面積2700公頃，其中一期585公頃，包括化肥廠、甲醇廠、石油化工廠、發電廠以及辦公室和居住設施，西園將是撒哈拉以南地區非洲最大的天然氣工業城。尼政府的目標是通過該工業園區的3個項目提升天然氣附加值：一是天然氣發電，提供可靠的平價電力，確保民生用電；二是天然氣工業化，建設以天然氣為原材料的化肥廠、甲醇廠、石油化工廠等，推動工農業發展，形成天然氣產業價值鏈；三是出口創匯，通過西非天然氣管道和LNG把天然氣出口到西非地區和其他國際市場，實現外匯收入。天然氣工業園區將以天然氣中心處理廠為中心，沿海岸而建，位于伊斯克拉沃斯（Escravos）河東岸，在雪佛龍的伊斯克拉沃斯油氣站的河對面，是尼日利亞天然氣工業總體規劃的組成部分，將為其他天然氣園區起到示范作用，由尼日利亞國家石油公司運營管理。目前，該工業園區已經破土動工，尼政府正在招商引資，尼總統希望中國石油企業積極參與。作為該地區的主要天然氣生產商，雪佛龍將參加該園區的投資建設。中園和東園的開發建設正處于招投標過程中，殼牌將參加中園項目的投資。總體來看，尼日利亞天然氣總體規劃的實施呈現穩步有序推進之勢。
六、展望
盡管存在諸多制約因素，尼日利亞近年油氣儲量和產量維持穩定，這主要得益于尼日爾三角洲盆地油氣資源豐富、地質條件好、油氣質量好、生產成本低。目前，該國越來越多的有識之士認識到國會盡快審議并通過新石油法案的緊迫性，預計2015年上半年尼國會和政府換屆后，國會將會通過新石油法案，屆時石油合同的法律和財稅條款就會確定下來。同時，天然氣和電力系統的三角債問題會隨著插卡電表的引入而得到解決。隨著電價和天然氣價格大幅提高，氣田作業者和發電廠的效益會越來越好。為推進落實天然氣總體規劃，不排除尼政府進一步推出包括寬松的天然氣開發財稅條款在內的新的改革措施和政策。天然氣工業園區可以使投資者享受自由貿易區減免稅的優惠政策，對投資者具有一定的吸引力。據估計，在未來兩三年內，尼日利亞天然氣工業將進入快速發展軌道，這對中國石油企業在尼擴大油氣合作不失為一個很好的機遇。
作者:劉舒考 單位:中油國際（尼日利亞）有限公司
1引言
石油天然氣是關乎國計民生的戰略資源，但中國能源公司目前參與海外資源開發的程度和質量均較低，“技術、合作與創新”成為能源領域各型公司未來發展的指導方針[1]。隨著中國NOC與世界IOC不斷加深合作，中國能源領域工程設計公司迎來發展良機，但也面臨國外設計公司的巨大挑戰。在國家能源戰略大背景下，中國設計公司不甚健全的組織結構和稍顯粗放的管理模式嚴重制約企業競爭力提高，組織革新成為關乎生存的重大課題。國內許多研究工程設計公司組織結構的文獻指出：專業所和綜合院是國內工程設計公司的兩種基本組織結構模式[2]。國際上大多數歐美設計公司多采用以事業部制為主的組織結構，國內大中型設計公司也多吸納并模仿此種組織結構形式[3]。按照組織結構的權變理論，組織結構與外部環境、戰略定位、系統構成、工藝過程、企業規模等因素緊密相關，不存在適用于任何情景的組織結構，但是，可以建立一定條件下的最佳組織結構的關系類型[4]。近10年以來，隨著國內業務多元化和公司規模擴大，在形式上盲目改組為事業部制的做法蔚然成風，照搬某種模式的形而上學的錯誤做法導致很多綜合院的國際競爭力尚不及歐美公司的單一事業部。工業與能源領域設計公司多屬國企，均不同程度上殘留著傳統生產組織體系的影子，發展步調與競爭力水平參差不齊，與世界同領域前10強公司在企業規模、優秀技術、管理水平、市場占有率等方面差距明顯，追趕起來還要一定時間，在尋求組織革新時更要切忌生搬硬套。相比其他工程行業，工業與能源工程設計公司有其獨特性，組織結構革新時應當量體裁衣。
2石油天然氣能源工程設計公司的內在特征
2.1科技知識是競爭力優秀科技創新是國內外能源市場的外在需求。科技創新是石油產業的生命力，也是石油公司的優先發展戰略。未來20年油氣仍將是主要能源，以深水、極地、油砂和頁巖氣為代表的新興領域將成為重要的戰略資源接替區，成為科技創新的重點和熱點。油氣資源勘探開發項目具有難度大、系統復雜、技術先進、時間敏感、國際化程度高等典型特征，工程設計公司作為主要的技術輸出組織，從企業體制來看，工程設計公司本質上屬于科技型企業，不斷追求科技實力的提升才能滿足外部能源市場的需求。科技創新是企業競爭力提高的內在需求。21世紀是知識經濟時代，著名管理大師德魯克說：“知識已經成為關鍵的經濟資源，而且是競爭優勢的主導性來源，甚至可能是唯一的來源”。工程設計公司開發如下形式的信息體：報告、各種圖表、演示文稿、文件、視頻或音頻文件等，可廣義定義為項目產品，本質為知識集合，最終被定義為“最優技術解決方案”提供給客戶。這是很多公司的共有特征，但工程設計公司對知識的關注度是獨一無二的[5]。工程設計咨詢公司由優秀的“知識工作者”組成，他們既是項目執行所需的主體資源，又是科技創新的主導力量。項目執行情況受多種因素影響，如：客戶關系、組織結構、員工素質、企業文化、管理程序和工具水平等，但人員素質決定產品質量，技術解決方案作為設計公司提供的知識產品，其質量對客戶投資的成敗影響巨大。公司一般配置工藝、配管等多個專業團隊，屬于專業知識創新的團隊，知識工作者按照知識發展內在規律進行知識積累、共享、轉化、運用和創新，保證組織具有可持續發展的項目執行力，最終轉化為企業競爭力。
2.2項目是組織活動的中心工程設計公司可做如下定義：以“回答問題”為主要目標的組織。客戶需求的實質是多個相關問題，問題的形式有多種多樣，這些問題的集合形成項目需求。項目執行目標是“提供問題的解決方案”，項目執行過程包含各種為尋找答案而開展的項目活動。項目是工程設計公司組織存在的必要條件，工程設計公司一切組織活動都源于項目并且服務于其最終目標。工程設計項目的全生命周期一般劃分為4個階段：識別需求、提出方案、執行項目、關閉項目。執行設計項目的基本流程可以概括為：1）客戶提出需求：招標文件進行招標，或直接委托；2）公司內部評估：從可行性、成本、目標成果等方面做綜合評估，編制初步方案；3）組建項目團隊：接到客戶正式委托后開始組建項目團隊，并委任項目經理；4）進行資源配置：編制詳細預算，完成項目所需各種資源的配置；5）編制執行計劃：包括時間點、里程碑、完成日期、目標體系以及監管程序等；6）執行分項任務：團隊成員執行子任務，協作完成中間環節和階段成果；7）交付設計成果：向客戶交付報告、圖表、發明和專利等各種形式的項目產品；8）提供后續支持：提供技術支持等后續服務，關閉合同。項目全生命周期中各項活動在公司的組織行為中占據主導地位，公司組織結構理應圍繞項目執行過程進行搭建，這是公司以項目為運營中心的客觀需求。項目耗用資源以獲得客戶回報，它既是提出資源配置需求的主體，也是利潤核算的基本單位，從企業贏利角度出發，其主體地位毋庸置疑。目前，國內設計公司重專業技術而輕項目管理的做法是國內工程設計公司與國外公司的主要差距之一。
3石油天然氣設計公司組織結構構成的基本要求
3.1資源配置集中化組織結構必須解決兩個主要問題：資源建設和資源利用。資源建設旨在培養項目執行能力，而資源利用著眼于能力發揮。能力培養需要專業化，能力發揮則要高效率，資源建設與利用也應滿足同樣要求。人員作為組織的基本構成元素，也是最重要的資源。人才隊伍配置需要滿足兩個集中化要求：第一，企業根據工作職能劃分團隊，資源建設以團隊為中心，即“同職能資源集中化”；第二，人員能力和素養高度專業化，企業應優先從提高員工個人能力入手，其次才是擴大同崗人員的規模，即“同崗資源集中化”。專業分工細分是實現同崗資源集中化的基礎，有利于提高崗位人才匹配度，培養專家人才。企業擴張的實質目的是占領更多市場，規模擴大只是形式上的結果，換言之，對資源質量的關注應重于追求數量。擴張過程中，專業資源宜合不宜分、資源質量宜精不宜多，這在競爭日益激烈的形勢下尤為重要，國外很多知名設計公司對此已形成普遍共識[6]。
3.2項目管理專業化組織的活動是在不斷變動的條件下以反饋形式趨向組織目標的過程。因此，必須根據組織的近遠期目標以及當時的條件，采取依勢而行的管理方式。組織的權變理論對組織提出穩定性和適應性雙重要求，設計公司的組織應兼具穩定形態組織構成與靈活調整的動態組織構成。從職能上看，專業團隊是相對穩定的組織構成，而項目團隊或項目組則是動態形式的組織結構元素。根據上文分析，為了對設計項目執行全過程中的各種活動進行嚴格控制、協調和監管，需要設置專門的項目管理團隊。考慮到不同項目在資源占用方式、資源類別、數量和周期長短等方面存在差異，有必要根據每個項目的特點實施針對性管理，以滿足不同項目之間的差異要求。配置相對穩定的專業項目管理團隊體現了對“項目為主導”基本原則的尊重，也有利于企業積累項目管理專業人才和經驗。資源建設與資源利用應均衡發展，任何一個成為短板都會影響競爭力。項目是使用資源的主體，項目管理水平提高與專業團隊建設應相輔相成，項目在最大程度發揮資源效能的同時要扮演好專業資源建設平臺的角色。國內很多設計院重技術輕管理，等同于重視資源建設而輕視資源利用，很不可取。
4基本組織單元根據
上文論述，設計公司的組織系統可以劃分為管理系統與業務系統。由項目全生命周期分析可知，項目活動主要包含產品生產和項目管理兩大類，應分別設置項目管理團隊和產品生產團隊。除此之外，項目執行過程中需要一些必要的服務與支持，該部分職能由企業運行團隊提供。因此，能源工程設計公司可劃分為3大基本團隊：項目管理、產品生產和企業運行。下面分別討論每種團隊的基本組織構成。
4.1項目管理團隊從職能設置上，項目管理團隊應包含3個基本構成：主管項目管理的公司副職、項目經理、項目控制人員。1）根據管理分權化原則，應設置主管項目管理的副總經理，項目經理在縱向層級上向他直接匯報。設計公司往往多項目同時執行，有必要為每個項目指定排他性的項目經理，可視項目情況專職或兼職。目前，配備專職項目經理的必要性在國際上已經得到廣泛認同[7]。2）控制是項目管理的優秀活動，對產品生產過程的控制符合生產制造企業的一般性特征，配置專業控制團隊是項目產品生產的客觀要求。能源領域大型工程的設計成果雖然種類繁多、數量巨大，但僅是產品形式不同，對控制職能的設置上不能例外。對于工程設計項目，控制內容一般包含計劃、進度、成本、文件等若干方面，應按照管理專業化要求為每種職能配置專業人員。隨著高科技信息化手段的引進，項目控制團隊的規模得以大幅縮減，可由1名專職控制經理負責管轄。項目管理還涉及合同、質量和HSE等幾個重要方面，考慮到這些職能在公司內覆蓋很廣，不僅僅局限于項目本身，宜獨立設置以保證資源的合理共享和靈活調配。每個項目需要一定的控制資源，該需求也應由項目經理提出，控制經理進行合理配置，并視項目執行情況做動態調整。項目經理并不唯一，如果項目經理成為控制經理的上級，勢必導致項目之間的資源矛盾無法調和，因此，項目經理與控制經理應平行設置。項目管理團隊的基本組織結構見圖1。
4.2產品生產團隊建立專業技術團隊是產品生產和技術創新的職能所需，也是資源集中化配置的要求。能源工程設計公司按照專業不同一般設置如下團隊：工藝、配管、設備、電氣、儀表、建筑結構、總圖等，各專業團隊處于平行層級。為區別于專職負責項目管理的公司副職，應委派一名公司副職歸口管理。能源工程不同于傳統建筑工程：各專業在追求最優方案的同時，必須滿足其他專業的關聯要求，避免發生技術沖突。該工作必須依靠具有豐富工程整體方案經驗的專家才能實現，公司主管副職偏重管理無法勝任，引入技術專家是必要的，見圖2。筆者與國外工程設計公司合作時發現，國外公司中此類專家隊伍的規模與水平都大幅高于國內，是其優秀人才。
5石油天然氣能源工程設計公司的企業級組織結構
5.1設計公司基本組織結構上文根據能源工程設計公司的內在規律分別定義了3種團隊的基本組織單元，是開展能源工程設計項目所必需的基本職能構成，缺少任何元素都將導致組織結構不健全和職能缺失。把這3種基本組織結構進行橫向拼合，即可得到工程設計公司的企業級組織結構。其中陰影框代表靈活設置的專家崗位，比如合同、法律和人力等方面專家，級別可靈活對待，見圖4。根據常見企業組織結構的基本特征[8，9]，圖4所示基本組織結構是一種符合“直線-職能制”特征的變種結構。該組織結構為實現各類專業人員的矩陣式管理創造了條件，項目經理可根據項目需求申請調用專業人員，任務完成后隨即釋放，非常有利于項目團隊更高效、更廣泛地吸納專業性意見。此結構依據能源工程設計業務的內在特征量體裁衣，具有很強的針對性和代表性，其理念已被很多著名的工程設計公司所實踐。
5.2設計公司事業部制組織結構在企業擴張過程中，地區市場特點與業務類型是影響組織結構的兩個主要因素，主要因為：1)外部環境決定組織形式：設計公司為爭奪區域市場進行規模擴張，推動組織結構發生變革，這是組織革新的一般性過程。油氣能源項目呈現明顯的地域特性，不同國家、地區在能源政策、項目數量和類型、投資規模等方面存在差異。鑒于外部市場的多元化需求，國際工程設計公司往往通過兼并、收購和合作等手段擴大市場，而直接兼并優質設計資源的方式最為快捷。必須強調，企業規模變大只是形式結果而并非目的本身，例如國外公司會通過售出低質設計資源而縮小規模，從而保證企業競爭力優勢。國內很多企業偏重企業規模擴大而忽略優質設計資源占用數量，很不可取。2)據ENR統計，工業與能源領域前20名設計公司的業務范圍呈現出逐步覆蓋設計咨詢、項目管理咨詢、EPCM等多元業務的特性，不僅局限于單一的工程設計。但是，國際知名工程公司旗下的設計公司都有相對獨立的經營權，并符合圖4所示基本組織結構的特征。本文僅討論工程設計實體，對開展多元業務的工程公司的組織結構不做討論。根據國際大型設計公司的發展歷程可知，單個工程設計公司覆蓋一定地域范圍內的業務之后，可通過快速復制成功經驗組建多個類似的設計公司，形成位于不同區域的利潤中心。同時，為了適應外部市場需求，允許它們具有相對獨立的經營權，實行單獨核算以激勵經營。很明顯，上述要求符合“區域事業部制組織結構”的基本特征，符合P.R.勞倫斯和J.W.洛爾施關于組織分化與整合的理論。以事業部制為主的組織結構在國際工程設計公司中很多見，例如：美國FLUOR在波蘭、印度和菲律賓分別設立3個全球執行中心，為全球58家分支機構提供設計和管理支持；美國CNH2HILL在倫敦、迪拜和丹佛設有3個大區管理中心，下轄全球近50個地區辦事處，包含幾十個以工程設計為主營業務的事業部。為了區別分公司制，大區總經理與每個事業部制之間的關系用虛線表示，見圖5，含義為：各個事業部保持縱向弱附屬關系和橫向獨立關系，即使從組織關系上脫離縱向上層結構和橫向平行結構也仍能完成獨立經營；總部的職能機構和管理人員負責對各事業部進行考核、監督和指導；橫向事業部之間通過設置公司級別的專家中心實現優秀人力資源的靈活共享。
6結論
組織結構形成企業骨架，運行機制造就企業血脈，兩者相輔相成。只有在合理的組織結構上創建完善的運行機制才能真正提高優秀競爭力。“以科技知識為競爭力優秀、以設計項目為運行中心”是工業與能源工程設計公司的兩大典型特征，據此建立的基本組織結構，不但重視資源建設與資源利用的均衡發展，而且兼具穩定性與動態性雙重組織特性，是當前形勢下較為適合此類公司的基本組織結構構型。以事業部制為主的擴張型組織結構可減少公司內部職能部門之間的協調時間和費用，也為放權經營提供了條件，有利于針對市場做出快速決策和行動。事業部與管理層之間的有限聯系降低了企業高層的管理難度，事業部之間的相對獨立性保持了設計資源的相對集中，可很好地適應工程設計公司進行區域和行業市場擴張的組織變革要求。筆者希望通過本文研究，能夠給國內油氣領域工程設計公司提供有益參考。
隨著天然氣產業的快速發展，天然氣長輸管道的安全平穩運行，則成為下游用戶長期穩定用氣的必備保障，而閥室在天然氣長輸管道中起著重要的節點作用，科學合理的閥室工藝既便于長輸管道分段管理，又有利于后期天然氣市場的開發，為天然氣資源和管道資源的高效利用做出貢獻[1-3]。針對天然氣長輸管道生產作業過程中的常見問題，以陜西省天然氣長輸管道為例，詳細論述了在生產作業過程中閥室存在的缺陷，從工藝流程入手，分析了閥室工藝改造的可行性，提出了閥室工藝進行優化改造的措施，并對新工藝進行了HAZOP分析。
1優化輸氣干線閥室的主要作用
閥室是天然氣長輸管道干線中的重要設施，通常情況下無人值守，工藝流程相對簡單（圖1）。為便于進行長輸管道的維修，縮短放空時間，減少放空量，避免事故擴大化，在輸氣干線上間隔一定距離修建閥室，并安裝線路截斷閥[4-6]。閥室在天然氣長輸管道中的主要作用有：①當閥室上、下游管道突然發生事故時，管道內天然氣的壓力將會在短時間內驟降，則線路截斷閥可以根據預先設定的允許壓降速率自動關閉閥門，切斷上下游天然氣，防止事態進一步擴大；②在進行管道維修等生產作業時，通過關閉作業段管道上下游閥室，切斷上下游氣源，排除不安全隱患，便于生產作業安全、順利進行。
2生產作業中閥室的常見問題
在役的天然氣長輸管道中由于建設初期各種因素影響，存在部分輸氣干線閥室未設置注氮口及新增用戶供氣接口，給后期的生產運行管理帶來諸多不便，其中主要表現在以下兩個方面。
2.1無法從閥室直接完成干線氮氣置換
據不完全統計，在陜西省天然氣長輸管道每年的生產作業中，涉及到“氮氣置換”的約占91%，其中主要包括新建管道的投氣置換作業、輸氣干線改線碰口作業、接氣碰口作業以及輸氣干線附屬設施的拆裝更換作業等。在生產作業前期，科學合理地選取注氮點則成為工藝調整中的重要環節[7]。從歷年的大型生產作業情況來看，常常由于輸氣干線閥室未設置注氮接口，而只能通過拆卸作業管段上下游各側場站、閥室的放空閥、排污閥或其他閥門來連接注氮設備進行置換作業，常常由于所拆卸閥門的尺寸與注氮設備接口的尺寸不匹配而無法直接進行注氮，還需通過在兩者之間連接變徑短管進行注氮。這既延誤了作業時間，又額外增加了氮氣置換的風險，給生產作業帶來較大不便。
2.2無法從閥室直接向用戶接氣
隨著下游市場的開發，用戶對天然氣的迫切需求愈來明顯，每年新增的直接或間接用戶數穩步上升。據統計，2012年陜西省天然氣公司用戶總數為48家，截止2013年底，公司用戶總數已達68家，比上一年增加20家，增長率高達41.7%。當然，隨之而來的就是頻繁的新增用戶接氣碰口作業，根據用戶的不同，可將碰口作業分為以下3類：①通過輸氣場站預留供氣口直接接氣；②通過閥室預留供氣接口直接接氣；③輸氣干線上開口接氣。由于部分閥室未預留新增用戶供氣分輸接口，且用戶距離輸氣場站較遠，難以通過第①類、第②類方式直接進行連頭接氣，這樣就給新用戶的接氣碰口作業帶來諸多不便。在長輸干線上開口接氣或在閥室內進行開口連頭作業，其前期準備工作較為繁瑣，工程量較大，耗費大量的人力物力的同時還需進行復雜的工藝調整，并常常會影響到正常的輸氣工作。與此同時，在施工過程中繁瑣的操作步驟極易埋下安全隱患，從而引起事故的發生。
3閥室工藝改造的可行性分析
針對生產作業中上述兩大問題，通過對閥室工藝進行改造，合理設置標準注氮口及預留口，既可實現從閥室注氮口直接對作業段干線進行氮氣置換，又能滿足新增用戶直接從預留口連頭接氣的需求，保證生產作業順利、安全進行，確保各用戶用氣不受影響。
3.1方案設計
在進行閥室工藝改造設計時，閥室的原有功能，即在緊急狀態下關斷的功能和管道檢修作業時切斷氣源的功能不能改變。在閥室原有設備工藝的基礎上，增加標準注氮接口，應使其滿足既能向上游注氮，又能向下游注氮；增設預留供氣分輸接口，應滿足既能從長輸管道上游向用戶供氣，又能從長輸管道下游向用戶供氣，且要求注氮作業和用戶正常供氣二者互不影響（圖2）。當作業點位于閥室下游一側時，只需拆除注氮口8閥后盲板，將注氮設備與閥室標準注氮接口8用法蘭連接起來，同時確認閥門1、2、5、6、7、9、10、11關閉，確認閥門3打開，緩慢打開閥門8，控制注氮速度，向閥室下游開始注氮，對作業管段進行氮氣完全置換，當檢測到管道內氣體中O2含量低于2%、CH4組分含量低于天然氣爆炸下限的25%（25%LEL）且持續20min檢測合格后，則停止注氮[9]，關閉閥門3、8，拆除注氮設備，恢復注氮口8閥后盲板封堵。與此同時，確認閥門4打開，利用閥室上游來氣繼續向用戶供氣，這樣既可保證下游檢修時注氮作業正常進行，同時保證了用戶用氣不受影響。當作業點位于閥室上游一側時，將注氮設備與標準注氮接口8用法蘭連接后，確認閥門1、3、4、6、9、10、11關閉，確認閥門2、7打開，緩慢打開閥門8，控制注氮速度，向閥室上游開始注氮，注氮合格后，關閉閥門2、7、8，拆除注氮設備，恢復盲板封堵。在向上游注氮的同時，確認閥門5打開，利用長輸管道下游來氣繼續向用戶供氣，保證用戶用氣不受影響。
3.2閥室工藝
HAZOP分析危險與可操作性分析（HAZOP）是一種用于辨識設計缺陷、工藝過程危害及操作性問題的結構化、系統化的定性風險評價方法[10]，將其應用于改造后閥室工藝的風險評估中，根據閥室工藝改造的現場情況，按照改造后的閥室工藝流程可劃分HAZOP分析節點：正輸供氣并向下游進行干線注氮作業工藝流程，反輸供氣并向上游進行干線注氮作業工藝流程。針對改造后的兩種閥室工藝流程進行HAZOP分析（表1），分別考慮6種偏差，最終提出將改造后閥室工藝納入管道SCADA系統中進行實時監控，并在作業過程中增加氣體泄漏檢測裝置及檢測頻次等運行管理建議，便于新工藝的順利實施，最大限度的保障安全生產。
3.3方案實施
對已建成的管道、場站、閥室進行全面排查，梳理閥室工藝狀況，秉著“安全第一”的原則，根據地區不同、市場差異，對存在缺陷的閥室在條件允許的情況下逐步進行整改。在此次工藝改造過程中，每個閥室需增加閥門6個、法蘭盲板1個、對焊焊口9道（圖2b）。通過對閥室工藝進行升級改造，增設預留供氣分輸接口簡化輸氣干線碰口作業流程，加裝標準注氮接口，保證氮氣置換作業安全、高效，便于設備的管理，提高設備的互換性，簡化了氮氣置換的操作步驟，節約作業成本，減小工程量，消除了在拆裝其他無關設備閥門時的不安全因素。針對長輸管道干線開口接氣的碰口作業，生產部門應與下游用戶洽談協商，建議其通過就近分輸場站或閥室的供氣預留口接氣，通過法蘭連接進行連頭碰口，避免大型動土作業、割管焊接動火作業等危險操作，避免復雜的工藝調整，極大地縮短工期，節約物資成本，并有效避免管道原防腐材料、陰保設施等遭到破壞，保障下游用戶用氣不受影響，確保管道安全、平穩運行的同時保證管道的完整性[11]。針對此改造方案，建設單位會同設計單位多次進行溝通，對于新建、改建、擴建的項目，在設計之初就考慮到未來下游市場的發展及管道檢修等生產作業的需要，充分發揮閥室在整個天然氣管道中的節點作用，全面科學設計閥室工藝，合理設置標準注氮接口以保證生產作業安全經濟進行，合理預留供氣分輸接口以滿足下游市場發展的需要。例如陜西天然氣公司所轄西商線、漢安線、靖西三線、關中環線等，在管道設計建設中，閥室均采用了此方案，并取得了良好的應用效果。
4結論
從天然氣長輸管道閥室優化改造項目實施后反饋的結果分析，在閥室內合理增設標準注氮口，一定程度上簡化了氮氣置換時作業人員的操作步驟，降低了作業風險，提高了作業效率，為后續的生產作業爭取了寶貴的時間；通過閥室預留的分輸供氣接口與新增用戶連頭接氣，避免了復雜的工藝調整及長輸干線動土、動火等危險作業，保證管道完整性，并且減少工程量，節約物資成本，徹底消除了大型作業帶來的不安全因素，確保管道安全、平穩運行。從管道生產運行管理的角度出發，新建管道的投氣置換、輸氣干線改線碰口、新增用戶接氣碰口以及管道附屬設施維修等大型作業，必將會隨著天然氣管道的敷設、市場開發的深入而越來越頻繁，為了減小工程量、簡化作業步驟、降低作業風險，閥室工藝流程技術改造項目的開展意義深遠，且具有較強的可操作性。
作者: 張科 牛生輝 朱建平 單位:陜西省天然氣股份有限公司
中亞天然氣管道AB線的設計主要遵循烏國和哈國的法律、法規、規范（主要是蘇聯規范）和當地通用做法，但也結合了部分國際公認的ASME或API等標準和規范，具有諸多與我國國內不同的設計特色。以下以已經投產運行的AB線的輸氣站場為例，論述中亞與國內天然氣站場的若干設計差異，分析各自優勢和不足，以期對中亞天然氣管道后續設計的C線、D線起到更好的指導作用，對我國國內天然氣站場設計也有一定的借鑒意義。
1壓氣站進出站ESD閥門、越站管道和清管設施設置折差異分析
1.1中亞
對于中亞輸氣站場，蘇聯規范ОНТП51-1-85指出，輸氣管道清管站應與壓氣站的接通樞紐合建[7]，合建后簡稱清管站，壓氣站接通樞紐為干線管道和壓氣站的聯結點。蘇聯規范СНиП2.05.06-85規定了壓氣站與干線管道中心線的最小距離，其與干線管道的類別有關。中亞AB線干線管道直徑為1067mm，為I類管道，則壓氣站與離干線管道中心線的最小距離為225m（即壓氣站與壓氣站接通樞紐的距離不小于225m）[8]。按照以上規范要求，壓氣站和清管站為兩個單獨的站場，壓氣站圍墻與進出清管站干線管道的間距不小于225m。進出壓氣站的ESD閥設置在壓氣站接通樞紐與壓氣站之間的連接管道上，其與壓氣站的越站管道、清管設施均設置在清管站內（圖1）。
1.2國內
對于我國國內輸氣站場，按照國標GB50251—2003，清管站一般與壓氣站合建[9]。國內壓氣站的進出站ESD閥門、清管設施及越站旁通管道一般均設置在壓氣站內（圖2）。清管設施作為壓氣站的一個單獨分區（清管區），壓氣站的各個分區的間距滿足GB50183—2004防火等相關規范的要求[10]。壓氣站的進出站ESD閥門設置在收發球筒連接的干線管道上。管道和壓氣站之間的相互影響，安全性更有保障；中亞清管站和壓氣站分開設置，而國內設計為合建，更便于統一管理。對比中亞和國內壓氣站進出站ESD閥門的位置設置（圖1、圖2）可見，國內的ESD閥門設置在清管器必經的干線管道上，若在清管過程中觸發站場進出站ESD閥門，可能出現清管器不能進入收球筒的情況，對清管作業造成影響，而中亞設計卻有效避免了這種情況，即使在清管作業中觸發ESD，仍可順利完成清管作業。
2壓氣站放空立管設置的差異分析
2.1中亞放空立管的數量
哈國規范СТРК1916-2009不允許將手動和自動放空管道及不同設計壓力的放空管道合并[11]，因此根據實際情況壓氣站需設置多座放空立管。放空立管的高度：蘇聯規范ОНТП51-1-85要求壓氣站管網的放空立管距地面的設計高度不低于5m[7]，結合當地通用做法，在中亞AB線管道施工圖的最初設計階段，烏國和哈國兩國壓氣站站外放空立管的高度是5m。放空立管結構：根據當地通用做法（圖3），埋地的放空管道與90°彎頭焊接伸到地面之上，其頂部設有防雨蓋，以防雨水進入放空管道。防雨蓋和支承架由4mm厚的鋼板制作而成，旋轉軸由Φ14的圓鋼制作而成。防雨蓋一般情況下處于關閉狀態，只有在管道放空的時候，靠天然氣的沖擊力打開防雨蓋[6]。
2.2國內放空立管的個數
國標GB50183—2003指出，高壓、低壓放空管宜分別設置，并應直接與火炬或放空總管連接，不同排放壓力的可燃氣體放空管道接入同一排放系統時，應確保不同壓力的放空點能同時安全排放[5]。因此，國內天然氣站站場均設置一座總的放空立管（圖4），其他各放空支線在放空終端前就已匯入總管。放空立管的高度：國標GB50251—2004指出放空立管的高度應比附近建（構）筑物高出2m以上，且總高度不應小于10m[4]。在設計中，放空立管的具體高度需根據放空立管與站場的間距及放空量的要求（需滿足GB50251—2004和GB50183—2003規定）確定。使用軟件模擬放空立管放空時其出口周圍及下風向的天然氣擴散范圍，根據模擬結果選取合理的高度，以保證在滿足規范要求的間距范圍內天然氣濃度低于爆炸極限要求。
2.3對比分析
我國國內設置一根總的放空立管，存在放空時高壓氣體串到低壓管道破壞設備的可能性，也存在手動放空管道維修時，由于自動放空突然排放氣體發生串氣造成危險的可能性，但由于國內站場的各放空支線在放空終端前才匯入總管，系統中各泄放裝置的最大允許背壓也已經過計算，能夠保證不同壓力的放空點同時安全排放，確保不會發生危險。中亞天然氣站場將自動、手動、不同設計壓力的放管管道分別設置在放空立管，杜絕了發生以上問題的可能性，但設置多個放空立管，造成征地面積和工程投資增加。中亞AB線壓氣站放空立管最初設計高度是5m，高度過低，管道放空時，天然氣會彌漫到壓氣站，存在較大的安全隱患，因此對AB線已經施工完成的壓氣站的放空立管進行了改造，對未完成的壓氣站進行了整改，放空立管高度均超過12m。關于放空立管的結構，國內的放空立管結構設計明顯優于中亞的設計。由國內設計圖（圖4）可以看出，當雨水進入放空立管后，可以通過隔板上安裝的排污管道排出，不會進入放空管道；當立管內積有塵土時，可以通過手孔清理。中亞設計圖（圖3）中，防雨水主要靠放空立管頂部的防雨蓋。防雨蓋一般情況下處于關閉狀態，只有在管道放空時，靠天然氣的沖擊力打開防雨蓋，當防雨蓋打開后，必須人工才能復位，對于12m以上的放空立管，人工復位難度較大。綜上，在遵守當地規范的前提下，設計者應從操作更方便、運行更安全的角度考慮，對當地的通用做法進行優化。在中亞天然氣管道的后續設計中，站場放空立管的高度和結構將參照國內放空立管設計思想進行設計。
3清管站（區）排污收集系統的差異分析
3.1中亞清管污物收集裝置外形結構
蘇聯規范ОНТП51-1-85指出，清管站應設置輸氣I級管道鋼管制造的地下收集管來收集清管污物[8]。中亞天然氣清管站將這種清管污物地下收集管稱作冷凝液收集器（圖5），其采用干線鋼管和一些彎頭焊接而成，根據容積大小做成U形或多個U形相連通的形狀，設計壓力與干線管道相同。中亞AB線管道設計的冷凝液收集器容積均不低于50m3。裝置上設有清管污物進口、吹掃口、回流口（同時接放空管道）裝車口，以及液位計、壓力表等儀表接口。清管污物收集流程（圖6）：正常運行時，閥門1和ESD閥打開，其他閥門均處于關閉狀態。清管時，清管排污收集程序為：①中亞清管站進站前1km處設置有清管指示器，站內收到站外清管指示器發來的清管器通過信號時，先打開閥門5、6、7，再打開閥門4的平衡閥給收球筒、排污管道2和冷凝液收集器充壓，隨后打開閥門4、3、9。當清管器進站后，調整閥門1的開度，控制清管器的速度，當收球筒上清管指示器指示清管器進入收球筒后，全開閥門1，完成清管器接收，恢復正常運行時的閥門開關狀態。清管排污管道2位于收球筒之前的埋地干線管上，該排污管道上的閥門在清管器距離清管站1km時打開，由于冷凝液收集器與壓氣站進站管道相連，且與干線設計壓力一致，因此在清管污物進入冷凝液收集器的同時，污物中攜帶的天然氣循環回流到壓氣站進站管道，從而實現在線排污。②從圖6可以看到，除了清管排污管道2，還有清管排污管道1也同時接入冷凝液收集器。當完成清管器接收后，整個系統回到正常運行時的閥門開關狀態，收球筒內會收集有一定的清管污物需要排出，此時打開冷凝液收集器上的放空管道閥門，放空其內部的天然氣至常壓，再打開收球筒上的放空管道閥門進行放空，當筒內壓力降到0.2~0.4MPa時，關閉放空管道上的閥門，打開收球筒清管排污管道1上的閥門10、11，待筒內壓力降為常壓，完成筒內清污，關閉清管排污管道1上的閥門，隨后打開收球筒快開盲板，取出清管器，完成清管工作。以上程序適用于清管污物較多的情況，若清管污物較少，則可執行程序①，但程序①中的閥門5、6、7、9要始終處于關閉狀態，然后執行程序②。
3.2國內清管污物收集裝置外形結構
國內有清管功能的天然氣站場，清管污物的收集一般采用排污池或排污罐。目前設計采用排污罐的情況較多，以西氣東輸二線為例，排污罐的容量一般不會超過20m3，設計壓力為1.6MPa，排污罐可地上或埋地安裝。常見臥式圓柱形罐體，罐體一般設有人孔、排污進口、安全泄放口（設安全閥接放空管道）和裝車口，以及液位計、壓力表等一些儀表接口。清管污物收集流程：根據國內常見收球流程示意圖（圖7），清管污物進入排污罐只有一條排污管道。收球過程中不執行排污程序，當收球筒上清管指示器指示清管器進入收球筒時，清管污物被清管器推入收球筒內，此時恢復管道正常運行流程，閥門1和ESD閥全開狀態，其他閥門處于關閉狀態，隨后執行排污程序，打開收球筒放空管道上的閥門，當筒內壓力降到低于1.6MPa時，關閉放空管道上的閥門，打開清管排污管道上的閥門4、5，完成筒內清污后，關閉排污管道上的閥門，隨后打開收球筒快開盲板，取出清管器，完成清管工作。
3.3對比分析
當在投產初期或天然氣中含液體及雜質較多需清管時，若收球筒的容積不足以容納全部污物，會造成部分清管污物被帶入下游管段，增加后續過濾分離設備的處理負荷。中亞清管污物收集系統除了設計有與國內相同的收球筒底部排污通道外，同時在天然氣進入收球筒前的干線管道多設計了一條污物收集通道，與之相連的冷凝液收集器采用干線管及管件組成，設計壓力與干線壓力相同，設計了5‰的坡度，并與壓氣站進站管道連接。當含液體和雜質的天然氣通過該通道進入冷凝液收集器時，液體和雜質沉積下來，凈化過的天然氣回流進入壓氣站進站管道，同時由于冷凝液收集器設計容積比國內排污收集容器大，因此中亞清管污物收集系統相對具有更強的納污能力。另外，中亞清管站可根據管道中清管污物量選擇清管污物收集程序，這一點比國內設計更加靈活。但是，中亞清管污物收集系統操作比國內復雜，同時在線排污收集操作時壓力較高，增加了操作的風險。
4結論與建議
中亞壓氣站進出站ESD閥門、越站管道和清管設施布置的安全性比國內設計要高，但不便于統一管理，進出站ESD閥門的設置位置比國內設計更合理；國內放空立管的高度和結構設計優于中亞壓氣站放空立管設計；與國內設計相比，中亞清管污物收集系統具有更強的納污能力，操作更靈活，但清管污物收集程序較復雜，操作風險高。除此之外，中亞天然氣站場設計還有很多與國內不同的設計特色，設計過程中要善于多做對比，相互借鑒，這是提升中亞和國內設計水平的一個重要途徑。
作者:趙翠玲 王曉紅 孟令兵 羅葉新 李艷 董志偉 單位:中國石油天然氣管道工程有限公司
灰色模型是一種針對小樣本、貧信息不確定問題的預測方法，廣泛應用于眾多領域。在天然氣行業中，已被用來預測管道腐蝕因素分析、管道完整性數據，以及管道優化等方面[1-3]，但在大量實例有效應用的同時，也出現了預測誤差較大的情況。眾多學者也相繼提出了不同的改進優化方法，劉思峰等[4-7]通過改變模型參數的計算方法及優化背景值的方法來提高預測精度；肖新平等[8-11]采用灰色序列生成的方法對建模的原始數據進行處理，以獲得更貼近原始數據變化趨勢的預測效果；謝乃明等[12-13]關于模型穩定性的研究也取得了一定進展。上述研究成果雖然大大提高預測精度及穩定性，但在優化的同時卻忽略了模型數據類型的局限性，其建模基礎都是假定原始數據序列服從近似齊次指數規律，但當建模序列不符合近似齊次指數序列時，精度則難以保證。為預測未來天然氣需求量，以灰色模型為建模基礎，首先，通過數值分析了傳統灰色預測模型預測的不足之處；其次，以預測數據序列類型與實際數據序列類型一致為目標，構建一種滿足原始序列非齊次指數律變化的灰色模型，并推導模型的白化解和精確解，研究影響模型穩定性的因素；最后，對陜西省天然氣銷氣量進行模型驗證并預測。
1傳統灰色模型
1.1建模機理
灰色預測模型主要針對具有少數原始數據及灰因白果律的事件進行預測。在天然氣需求量的預測中，影響天然氣需求量的因素很多，故為灰因，然而需求量又是具體的、具有全信息的量，稱為白果。因此，在只具有很少原始數據的情況下，可通過建立灰色預測模型對未來天然氣需求量進行預測。對原始數據列累加處理后呈現明顯的指數規律是灰色預測模型的建模機理。為擬合指數曲線，建立差分微分方程模型，通過最小二乘法求解微分方程的時間響應函數，累減還原后即可得到原始數列的預測模型。因此，原始數據累加后指數曲線的光滑度及所建模型對原始序列的擬合程度將直接影響預測精度。為準確預測未來各地區天然氣的需求量，有必要對其歷史數據進行分析。以上海市、陜西省及山西省3個地區為例，取近7年天然氣年銷氣量歷史數據繪制曲線，通過對原始數據（圖1a）的累加（圖1b），3條曲線均呈明顯的指數形式，說明原始數據具有一定的指數律，完全符合灰色模型的建模條件。
1.2數值分析
文獻[13]指出：除原始數據曲線的光滑程度外，數據的級比偏差也是影響模型預測精度的重要方面。定義δ(k)=1?σ(k)=1?x(k?1)x(k)為原始數據序x（k）的級比偏差，其中σ（k）稱為序列的級比。δ（k）越接近0，模型的精度就越高。δ≤0.5時，則稱序列具有準指數律。根據上述地區天然氣銷氣量序列的級比偏差值（表1）可知，δ（k）值均小于0.5，指數律明顯，但各地區的δ（k）值并不是常數，且變化幅度較大，說明天然氣銷氣量是非齊次指數序列。基于傳統灰色GM（1，1）模型對上海市、陜西省及山西省2012年天然氣銷氣量進行預測，預測結果分別為58.1×108m3、31.2×108m3、25.9×108m3。與實際銷氣量63.8×108m3、28.4×108m3、22.7×108m3的相對誤差分別為8.9%、9.9%、14.1%，預測誤差偏高，說明傳統的灰色GM（1，1）模型對具有非齊次指數特性的原始序列的擬合度較低，模型欠妥。
2灰色非齊次模型的構建
以灰色模型能夠預測的數據序列類型與實際數據序列類型的一致性為目標，通過優化改進模型結構，構建出一種滿足原始序列非齊次指數律變化的灰色模型。
3灰色非齊次模型穩定性分析
由于所建立的非齊次一階微分方程是連續方程，而為求解方程系數a、b，必須將其轉化為離散方程。因此，從離散形式到連續形式的跳躍說明：用來擬合與預測的時間響應函數是“借用”的近似解，并不是由模型的定義型直接推導出來的，因而通常在使用白化解作為預測表達式進行預測時，往往會出現預測結果不穩定的現象。3.1模型的精確解為詳細分析灰色非齊次預測模型不穩定現象產生的根源及其模型白化解的適用范圍，從模型的離散表達式入手，直接推導出一種精確的原始序列預測表達式。同樣，該預測表達式除指數項外，也存在非齊次項，滿足了與實際數據序列類型一致的要求。在求解該表達式的過程中，并沒有做任何的近似、簡化處理，因此，可稱作是灰色非齊次模型的精確解。3.2穩定性分析為分析上述兩種預測表達式之間的區別，對其差值進行麥克勞林展開。基于以上分析，針對具有非齊次指數律特性的序列，由于造成誤差的因素較多，因此，在進行預測時，最好用非齊次模型的精確解作為預測表達式，避免因系數不當帶來預測誤差，而白化解可作為近似形式輔助使用。
4模型驗證及預測
以陜西省2006－2011年天然氣銷氣量作為原始序列，以2012年銷氣量作為預測數據，對所建模型進行驗證，數據序列如下（單位為108m3）：0x(k)=12.414.616.318.621.725.1。在建模之前，通常采用原始數據級比的覆蓋區對模型的可行性進行檢驗[1]。對原始序列求得非齊次級比為0.73、1.29、0.73、0.74、0.91、1.03，基本落在級比覆蓋區間（0.77，1.33）內，故原始序列符合建模條件。通過MATLAB編程運算得到模型系數：a=－0.1657，b=6.1482，分別建立傳統灰色GM（1，1）預測模型、灰色非齊次白化模型以及灰色非齊次精確模型，并對2012年陜西省天然氣銷氣量進行預測（表2）。顯見，采用非齊次模型預測的結果的精確度明顯高于傳統的齊次模型，且預測誤差在5%以內，說明非齊次模型對具有非齊次指數特性的原始序列的擬合度較高。其中，非齊次精確預測模型的預測準確度高達99.5%，所構建的模型與陜西省天然氣銷氣量的增長趨勢基本吻合，模型預測準確度高，參考價值大，適用性強。假設未來幾年陜西省天然氣用戶用氣結構不出現較大的改變，基于非齊次精確預測模型對陜西省天然氣需求量進行預測。將模型系數代入式（11）得到未來3年的預測值分別為29.85、30.96、31.90。充分考慮模型的預測偏差。
5結論
（1）通過數值分析，論證了上海市、陜西省、山西省天然氣銷氣量均具有非齊次指數律特性，傳統的灰色模型對具有非齊次指數特性的原始序列擬合度較低，預測誤差較大。（2）構建了一種滿足原始序列為非齊次指數律變化的灰色非齊次預測模型，利用最小二乘法與矩陣運算法證明該模型成立，并推導出模型的白化解與精確解。（3）通過分析模型的白化解和精確解之間的差值，可知模型系數及原始數據初值是產生模型白化解預測不穩定的原因，建議使用精確解作為灰色非齊次模型的預測表達式。（4）以陜西省天然氣銷氣量為實例，驗證了所構建的模型對具有非齊次指數律特性的原始序列預測有較強的適用性，預測精度高達99.5%。
作者:張衛冰 單位:陜西燃氣集團有限公司
一、我國天然氣計量發展現狀
1.天然氣計量系統的含義
所謂天然氣計量，就是指在天然氣流動的過程中，對于天然氣氣流進行測量。而天然氣測量系統的優化設計，維護管理都將成為影響天然氣計量準確性的重要因素。若要保證計量系統的準確性，需要健全的計量系統標準和規范。
2.天然氣計量技術現狀
我國天然氣計量技術與發達國家相比仍存在很大不足。近年來，我國參照國外標準，結合自己的實際情況，進行了新型計量儀表的研制,提高了儀表的測量精度和可靠性,同時，在天然氣計量儀表選型、使用、維護和管理等方面做了大量的研究工作，摸索出了一些成熟的經驗。制定了SY/T6143-1996《天然氣流量的標準孔板計量方法》和GB/T11062-1998《天然氣發熱量、密度、相對密度和沃泊指數的計算方法》等一系列天然氣計量標準。盡管如此，我國的天然氣計量系統標準仍不完善，與國際先進水平存在很大差距，計量標準難以與國際接軌。目前，我國的天然氣計量方式主要有以下幾種：（1）孔板流量計量。其是國內目前使用最為普遍的計量方式，技術成熟度高，但存在一定的偏差，改進和調整空間比較大（；2）渦輪流量計量。具有測量精度高、測量范圍寬等特點，但對于流體的性質有較高的要求；（3）超聲波流量計量。工作原理簡單，測量精度高，量程比大，能實現雙向流量計量，適應性強、占地少，無可動部件，堅固耐用，有望成為基準流量計；（4）互補式氣體流量計量。技術成熟，結構多樣，適用于高壓、低容量的場合，目前還處于實驗階段的計量技術。
二、天然氣計量技術的發展趨勢
1.計量方式向自動化、智能化、遠程化方向發展
天然氣計量工作是一項龐大的系統工程，能否對天然氣流量進行準確計量是一項非常重要的任務。隨著社會信息化的快速發展，電子技術、計算機技術和互聯網技術相繼被運用到天然氣流量計量領域中去，為構建自動化，智能化和遠程化的流量計量系統奠定了良好的基礎。該系統不僅可以依照標準程序進行運行，對天然氣流量實現記錄、存儲和傳輸，還可以將其納入到計算機網絡平臺上去，為遠程操作和控制工作提供條件。由此可見，計量方式自動化、智能化和遠程化是未來天然氣計量技術的發展趨勢。
2.計量儀表的多元化
以前使用天然氣流量計量儀表相對較單一，并且結構簡單，只能對天然氣流量進行粗略的測量，誤差較大，影響了天然氣公平的貿易結算，成為了制約天然氣工業發展的主要因素。為了滿足各種測量的需要，我國加大了對流量計的研究力度，研制了多種不同類型和不同用途的流量計，使計量儀表選型從單一儀表向多元化儀表方向發展。針對不同測量范圍、不同測量介質和不同的工作范圍，可以選擇不同種類和不同型號的流量計，能夠很好的滿足生產的需要。
3.計量標準的完善化
隨著我國天然氣計量標準不斷發展、豐富和完善，國外先進的計量技術相繼被運用，形成了與國際標準接軌的計量標準和規范。目前天然氣計量標準已基本構成完整的體系，正逐步由單一標準向多重標準發展。
4.計量屬性的精確性
從計量體積到計量能量的轉變，表現了天然氣計量技術的精確性。也就是說，以能量計量的方式可以更加公平的展現天然氣的屬性，有利于市場公平的發展，這也將成為我國天然氣計量的重要發展趨勢。現階段，已有部分天然氣計量站配備了天然氣在線分析系統，由此提供的天然氣組成和發熱量數據，將反饋更多的天然氣屬性。從本質上來講，這是計量內容不斷豐富的表現，同時也為構建更加公平、科學的天然氣計量體系奠定了基礎。
5.計量管理的制度化
隨著市場經濟的不斷發展，人們越來越重視天然氣流量計量的準確性，特別是貿易計量。人們對天然氣計量的管理觀念正發生根本性的轉變，流量計量由原來的單一數據向系統管理方向轉變，不僅加強了對現場流量計的使用和相應技術人員的管理，而且在對儀表采購、選型、安裝、使用、質量監督以及過程控制等方面都加強了管理，有效避免了計量糾紛。結束語綜上所述，現階段我國天然氣計量技術還存在很多不足，需要我們積極采取有效措施著力解決，不斷提高天然氣流量計量的準確性。對天然氣流量計量存在的問題主要從以下幾個方面加以改善：一是大力開展天然氣計量技術研究工作，為開展計量體系構建工作打下夯實的基礎；二是積極推廣天然氣計量試點工作，促進天然氣能量計量的合法性；三是不斷健全我國天然氣計量標準規范，使其朝著統一化的方向發展，構建更加公平的天然氣測量市場。只有這樣，天然氣計量技術才能取得更大的發展和進步，我國天然氣企業的競爭力才能不斷提高，實現社會公平、促進經濟社會更好的發展。
作者：曾銀 單位：江西省天然氣有限公司
1中國建立天然氣期貨市場的必要性
從天然氣工業發達國家的經驗來看,建立天然氣期貨市場可以合理解決天然氣的定價問題。通過天然氣期貨市場定價有以下3個特點。
1.1期貨市場發現的價格最接近理想的均衡價格
市場經濟是最有效地配置資源的經濟組織形式,而價格是市場配置資源的主要手段。在現實市場中,交易價格是不可能像理論中所描述的在某個時點上產生唯一的一個均衡價格,而是分散的、存在差異的,但是當實際交易價格偏離了均衡價格的時候,供求力量會引導價格向均衡價格調整。向均衡價格調整的速度越快,價格發現的效率就越高。由于商品的特性不同、競爭程度不同、市場組織形式不同、交易手段不同等多種原因,不同市場的價格發現效率也是不一樣的。在市場類型中,完全競爭市場是最典型的一種市場結構。其主要的特點是:市場中有眾多的賣方和買方;信息是完整的,買賣雙方都能獲取相關的所有信息;產品沒有任何差別;交易者可以自由地進入或退出市場。在所有市場類型中,只有完全競爭市場能夠實現資源最有效的配置。在均衡價格上,消費者和生產者剩余總和為最大,沒有任何社會福利的損失,代表了帕累托最優的狀態。所以說,由完全競爭市場產生的均衡價格,是市場經濟發現價格從而配置資源的最理想狀態和終極目標。從完全競爭市場所具有的這些特點來看,期貨市場是與之最為相近的。首先,期貨市場中匯集了大量的買方和賣方,他們或者出于套期保值的目的,或者出于投機的目的入市進行交易。在發展成熟的期貨市場中,大量交易者的存在使得任何一個交易者不能操縱期貨價格。第二,期貨市場中交易的對象是標準化的期貨合約,商品的品質等級、交割的時間等均是由交易所事先確定的,因而所有交易者面臨的交易對象均是無差異的。第三,期貨交易所對參與期貨交易的主體沒有過多的限制,除了因違規交易被視為“市場禁入者”之外,一般具有一定的資金量就可以入市交易,因此交易者可以自由進出市場。由此可見,期貨市場所形成的價格是非常接近均衡價格水平的,因而也是最有效的市場價格。
1.2期貨市場可以發現連續的遠期價格
期貨市場交易標的物是某種商品在未來某時間交割的合約。對于同一種商品來說,在同一時間段會有連續的多個未來月份的合約在交易。在2014年1月27日,同時可以交易買賣的豆油合約包括:201403合約、201405合約、201407合約、201408合約、201409合約、201411合約、201412合約、201501合約(表2)。這些合約的價格在交易日是適時波動變化的。對于同一種物品,我們可以利用期貨市場得到在未來一段時間的價格預期走勢。在2014年的1月27日,我們可以從市場獲得豆油價格的連續預期(圖1)。1.3在合約到期日(交割日),期貨價格與現貨價格收斂趨同由于期貨市場的交易特點,決定了期貨價格在臨近交割日會與現貨價格收斂趨同(圖2)。對于商品期貨來說,兩者價差接近合約量商品的持倉成本。如果臨近交割日,二者沒有收斂趨同,就會產生投機套利空間,期貨市場中大量的交易者會采取跨越期貨、現貨兩個市場的套利行為,使二者價格收斂趨同。
2中國建立天然氣期貨市場的可行性
有的學者認為,天然氣期貨市場雖然很重要,但是我國目前還不具備條件。他們認為,只有在天然氣現貨市場健康發達、充分市場化的情況下,才能建立期貨市場。這種觀點,與發達國家的經驗不相符,也與我國的國情不符。建立期貨市場的目的是解決現貨市場中出現的問題,發揮其在定價和市場流通方面不可替代的作用,為現貨市場的發展提供補充和支持,促進現貨市場的發展。而目前我國建立天然氣期貨市場的基本條件已經具備。
2.1我國天然氣現貨市場參與者已經達到一定數量,進行期貨交易的需求潛力巨大
近10年來,我國天然氣現貨市場發展迅速。2000年天然氣消費結構中,城市燃氣、發電、化工和工業燃料分別占12%、14%、38%、36%;2010年分別占30%、20%、18%、32%,城市燃氣和發電比例大幅度提高。2010年用氣人口為1.88億人,占總人口的14%;預計到2015年,我國城市和縣城天然氣用氣人口數量約達到2.5億,約占總人口的18%[2]。參與天然氣現貨市場的企業數量也逐漸增多。上游供氣企業已經不止中石油、中海油這樣的國企,也有眾多煤層氣、煤制氣、頁巖氣等生產企業。下游城市燃氣公司、工業用戶等企業數量猛增,用天然氣作為原料和能源的關聯企業數量也急劇增長。據統計,截至2009年,僅我國城市燃氣行業內規模以上企業就有853家,其中大型企業有10家,占1.17%;中型企業110家,占12.90%;小型企業733家,占85.93%。這些參與天然氣現貨市場的企業,都有利用期貨市場套期保值的需求,為期貨市場提供了交易主體。伴隨著前十年中國貨幣投放(M2)的高速增長,在房地產、理財產品、工藝品收藏、銀行存款等領域積累了大量的民間資金,建立天然氣期貨市場后,將為這些富余資金提供新的投資目標,會吸引大量民間資金進入天然氣期貨市場投資交易,有利于物價穩定。
2.2我國天然氣管輸和儲備系統基本完善,交割條件已經具備
截至2010年底,全國天然氣基干管網架構逐步形成。天然氣主干管道長度達4×104km,地下儲氣庫工作氣量達到18×108m3,建成3座液化天然氣(LNG)接收站,總接收能力達到1230×104t/a,基本形成“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸”的供氣格局。西北、西南天然氣陸路進口戰略通道建設取得重大進展,中亞天然氣管道A、B線已順利投產。基礎設施建設逐步呈現以國有企業為主、民營和外資企業為輔多種市場主體共存的局面,促進了多種所有制經濟共同發展。“十二五”期間,將新建天然氣管道(含支線)4.4×104km,新增干線管輸能力約1500×108m3/a;新增儲氣庫工作氣量約220×108m3,約占2015年天然氣消費總量的9%;城市應急和調峰儲氣能力達到15×108m3。到“十二五”末,初步形成以西氣東輸、川氣東送、陜京線和沿海主干道為大動脈,連接四大進口戰略通道、主要生產區、消費區和儲氣庫的全國主干管網,形成多氣源供應,多方式調峰,平穩安全的供氣格局[2]。由此可見,國家在天然氣管網、儲氣庫等基礎設施方面的大量投入和建設,為天然氣期貨交割提供了基礎條件。
2.3國內期貨市場快速發展,提供了管理經驗和人才保障
我國期貨市場自1990年發展以來,大體經歷了初期發展、清理整頓和規范發展3個階段,經過近25年的發展改革,期貨市場逐步走向成熟。尤其是2013年,步入了規范發展的新階段,各方面成效顯著,國內期貨品種步入“40時代”。國內期貨市場創新發展步伐明顯加快,2013年就上市了焦煤、動力煤、石油瀝青、鐵礦石、雞蛋、粳稻、纖維板、膠合板8個商品期貨品種和國債期貨1個金融期貨品種,為國內期貨市場清理整頓以來上市期貨品種最多的一年,且新品種上市后表現整體較好。至此,國內期貨品種增加至40個。2013年11月初,上海國際能源交易中心成功落戶中國(上海)自由貿易試驗區,承擔推進國際原油期貨平臺籌建工作,自此,原油期貨上市的信號越來越明顯。原油期貨破題,將標志著中國期貨市場對外開放實現“零突破”,相關期貨及衍生品市場將迎來歷史性的機遇。與國際市場交易步調一致,2013年以來,上海期貨交易所的6個期貨品種“夜市”已經開鑼。國內市場的黃金白銀等期貨品種基本可以與國際市場“同步”,一些曾經需要在國際市場上參與交易規避風險的投資者可以直接在國內市場交易就能達到同樣的效果。國內期貨市場的成熟,不但在交易的軟硬件上提供了充足的保障,而且國內期貨市場近25年的發展也為推出天然氣期貨交易提供了充足的管理經驗和人才保障。
2.4中國地理位置優越,有望成為東亞天然氣定價和交割中心
在國際天然氣價格逐漸與油價脫鉤,天然氣交易向標準化、金融化方向發展的趨勢下,日本已經先行一步,欲成為亞洲LNG期貨市場首個吃螃蟹者。2013年5月,日本政府宣布,將于兩年內于東京商品交易所(TOCOM,原名東京工業品交易所)推出亞洲第一份LNG期貨合同。如果成功,那么日本將成為亞洲首個LNG期貨交易市場。據媒體報道:美國已經與日本達成LNG長期出口協議,LNG貿易將納入美國主導的跨太平洋伙伴關系協議(TPP)談判。如過得到美國的全力支持,那么日被將在東亞天然氣期貨市場建設上領先于中國。這將對我國的金融安全、能源安全、和平崛起帶來十分不利的影響。在爭奪東亞天然氣期貨市場主導權的競爭中,我國具有獨特的地理位置優勢和數量優勢。眾所周知,船運LNG的成本大于管道輸送天然氣,其數量和穩定性不能與管道相比。而日本幾乎不產氣,而且目前還不具備建立天然氣跨境管道的條件,所以只能通過船運LNG進口,這不能代表東亞天然氣市場的主流。而我國的地理位置優越,地處歐亞大陸東部,有條件成為東亞天然氣管網交匯中心。在這種形勢下,如果中日兩國同時推出天然氣期貨,日本無論在合約標的物、市場參與者數量和交易量上都處于弱勢。
3結束語
國際上有美國的紐約商品交易所(NYMEX)、堪薩斯城商品交易所(KCBOT)和英國的倫敦國際石油交易所(IPE),分別于1990、1995和1997年推出了天然氣期貨[3]。天然氣期貨合約雖然推出時間較晚,但交易量上升很快,目前是僅次于原油的第二大能源期貨品種。天然氣這一商品完全具備期貨品種的屬性,能夠推出期貨合約,解決現貨市場的定價問題。期貨市場的獨有特性,使天然氣的交易方式更加豐富,供求信息更加透明,價格預測更加合理,能增強市場的信心,大大降低交易成本,維護供需的平衡。綜上所述,我國建立天然氣期貨市場的基本條件已經具備,應該盡快建立天然氣期貨市場,發現天然氣市場價格,促進天然氣工業的發展。
作者：史建勛 單位：中國石油勘探開發研究院廊坊分院
1天然氣母質成因類型
1.1天然氣組分特征
西北緣天然氣組分以烴類氣體為主,具有氣頂氣與氣藏氣兩種類型。其中,氣頂氣主要分布在克拉瑪依五、八開發區,甲烷含量(體積分數,下同)主要分布為73.64%~85.81%,為濕氣;氣藏氣主要分布在中拐凸起,甲烷含量為91.52%~95.75%,為干氣。非烴組分中主要為N2,平均含量為2.10%;CO2平均含量僅為0.16%。從天然氣的分布特征來看,濕氣主要分布在佳木河組頂面不整合附近,干氣分布較為廣泛,既有不整合型又有內幕型分布。
1.2天然氣碳同位素組成特征
天然氣碳同位素組成特征分析結果表明,該區天然氣類型主要有油型氣和煤型氣兩種,并有不同程度的混合。油型氣與煤型氣的乙烷碳同位素組成分布均較為集中,煤型氣的乙烷碳同位素值主要介于-27.49‰~-25.81‰。甲烷碳同位素值則有較大的變化范圍,油型氣主要介于-48.92‰~-34.26‰,煤型氣主要介于-46.46‰~-29.60‰,前者總體偏輕,后者總體偏重。從兩類天然氣的分布特征來看,煤型天然氣主要分布在佳木河組內部遠離其頂部不整合面,即內幕型天然氣;在不整合面附近則分布油型或混合型天然氣,即不整合面型天然氣。除主要的類型劃分參數乙烷和丙烷碳同位素值外[9-10],其他參數也能較好地區分油型氣與煤型氣。油型氣甲烷碳同位素組成較輕,C1/(C2+C3)較低,說明濕度大;煤型氣甲烷碳同位素組成較重,C1/(C2+C3)總體偏高,均高于油型氣,說明煤型氣濕度小。在甲烷與乙烷相對含量關系中,油型氣的甲烷含量高,乙烷含量低,煤型氣則相反。此外,從油型氣乙烷碳同位素值與乙烷含量關系來看,部分井天然氣的乙烷碳同位素組成偏重,應該存在煤型氣的混入。這些井均位于風城組尖滅線以外腐殖型母質為主的佳木河組烴源巖和腐泥型母質為主的風城組烴源巖都可以向其供給油氣[11]。所以,從地質條件來說,兩種不同類型天然氣的混合是合理的。綜上所述,克拉瑪依五、八開發區天然氣主要為濕氣,類型為氣頂氣,主要賦存于不整合面附近,成因類型以油型氣為主,個別樣品屬于煤型氣或混合氣;中拐區天然氣主要為干氣,類型為氣藏氣,主要賦存于佳木河組內部,即內幕型天然氣,成因類型為煤型氣。
1.3天然氣來源
下二疊統佳木河組烴源巖沉積上受火山作用的影響明顯,以凝灰質泥巖為主,有機質豐度整體偏低,有機碳含量為0.08%~2.00%,平均值為0.55%,氯仿瀝青“A”含量介于0.0014%~0.0696%,平均值為0.0088%,總烴含量介于0.89~51.8μg/g,S1+S2含量介于0.05~0.25mg/g。佳木河組干酪根碳同位素值很重,581井、514井和594井9個樣品干酪根的碳同位素值為-21.96‰~-20.29‰,有機質類型以腐殖型干酪根為主。這套烴源巖成熟度較高,鏡質體反射率為1.38%~1.90%,綜合評價為高成熟的較差氣源巖。依據沉積古地理推測在凹陷中泥巖的有機碳含量應該更高。因此,佳木河組應該是一套(且是研究區內唯一一套)具有一定有機質豐度、演化程度較高、具有生氣能力的烴源巖。加之煤型氣與其碳同位素值相近,并且同一來源天然氣的順層運移會造成碳同位素分餾,以煤型氣為主的天然氣甲烷碳同位素值在該區區域性斜坡的背景上,呈現出自佳木河組氣源中心向氣藏方向逐漸變輕的趨勢(圖2),指示了天然氣自東向西的運移方向。油型氣來源已有大量研究[12],皆表明其與原油同源,主要來自于風城組烴源巖。
2天然氣的分布規律及其主控因素
2.1天然氣的分布規律
2.1.1平面分布規律
不同類型天然氣的分布特征是其來源的重要反映,從平面分布來看,各類天然氣呈條帶狀分布(圖2)。風城組尖滅線以內,主要分布油型氣,尖滅線以外較近的區域主要分布混源氣,尖滅線以外較遠的區域則主要分布煤型氣。
2.1.2垂向分布規律
垂向自上而下,上烏爾禾組分布范圍最廣,底部為一套重要的不整合面,其賦存的天然氣成因類型多樣。其中,克拉瑪依五、八區主要分布油型氣,中拐區則以煤型氣及混源氣為主。下烏爾禾組分布范圍小于下伏風城組,受風城組的封隔,僅能接受來自于風城組烴源巖的油型氣。佳木河組主要為內幕型煤型氣聚集,其平面分布范圍比風城組大,且佳木河組頂部為一套不整合面,風城組生成的油型氣也可沿不整合面運移進入佳木河組形成混源氣,構成了其以煤型氣為主、少量混源氣的天然氣成因格局。
2.2主控因素
2.2.1氣源灶控制了天然氣的集中分布
佳木河組氣源灶的演化歷史模擬結果表明,佳木河組氣源灶在風城末期即開始出現,但此時范圍較小,主要分布在瑪湖凹陷的西北斜坡部位;隨著地質時間的推移,氣源灶的范圍不斷擴大,位置也由瑪湖凹陷的中心向東南方向遷移。二疊紀末期,氣源灶范圍達到最大,之后由于部分地區烴源巖過成熟不再產氣而氣源灶范圍開始縮小。到現今,氣源灶的范圍主要分布在中拐區(圖3)。根據煤型氣(克82井)碳同位素值計算出天然氣Ro值(Ro=2.17%),與佳木河組下亞段烴源巖演化史對比分析發現,天然氣應當是古近紀—現今的產物[13]。目前發現的煤型氣藏也主要分布在西北緣的中拐區[14-17],說明新近紀氣源灶控制了煤型氣藏的集中分布[18]。風城組烴源灶是該區油型氣的主要來源,該烴源灶形成于風城組沉積末期,但當時有效生烴范圍較小,主要分布在瑪湖凹陷中心部位,且以生油為主(圖4)。隨著地質時間的推移,烴源灶范圍不斷擴大,中心位置也逐漸由油源灶向氣源灶轉化。至今,大部分地區仍在供烴,靠近凹陷邊緣位置的烴源灶以生油為主,靠近凹陷中心位置的烴源灶以生氣為主,凹陷中心由于演化程度過高而不再生成油氣。這樣的烴源灶分布形成了油型氣與原油相伴生、油氣圍繞風城組尖滅線環帶狀分布的特征。
2.2.2“斷—蓋”遮擋控制了油氣的差異聚集
斷層是形成二疊系圈閉的重要封閉條件,克百地區斷層遮擋具有以下特征:①斷層較為古老,二疊紀后未活動,剖面上表現為未錯斷上烏爾禾組蓋層;②延伸較長,斷距較大的斷層控制了主要油氣藏的形成;③呈弧形彎曲的斷層易形成有效的圈閉和油氣藏。統計結果表明(圖5),當前三疊系斷層斷距大于單砂層厚度時[19],利于形成上傾方向遮擋,如581井北斷裂井北斷裂、克007井北斷裂、克80井西斷裂等,而當斷層斷距小于單砂層厚度時,不利于形成上傾方向遮擋。該區主要發育烏爾禾組頂部、風城組、佳木河組頂部3套蓋層。其中,烏爾禾組頂部蓋層為湖相暗色泥巖沉積,是該區最為重要的區域性蓋層,厚度為20~80m,受其對油氣的分隔作用形成了該區“上油下氣”的特征;風城組蓋層對應于二疊紀最大湖侵期沉積的泥巖,厚度可達200m;佳木河組頂部蓋層為風化黏土層,厚度介于10~20m,對聚集于佳木河組內幕的煤型氣起封蓋作用。蓋層的宏觀封閉性主要取決于蓋層厚度[20],天然氣藏與油藏的統計結果表明,該區天然氣對蓋層厚度要求更為苛刻,在蓋層厚度小于10m的條件仍有油藏形成,卻無法形成天然氣藏,最終形成了油氣平面分布的差異性。
2.2.3“斷—面”輸導體系控制了不同成因天然氣的分布序列
在區域向東傾斜的背景下,佳木河組頂部不整合面之下的風化黏土層構成了有效封閉,其下的半風化巖石是二疊系油氣重要的側向運移通道。統計結果表明,距離不整合面越近,儲集層物性越好,有油氣顯示的層數越多。風城組生成的油型氣一方面受自身烴源巖的封隔作用,另外一方面由于烴源巖的演化階段未完全進入生氣階段,使得油型氣主要分布在風城組尖滅線以內。而佳木河組氣源巖生成的煤型氣大量沿著這套半風化巖石發生長距離的側向運移(圖6),大范圍分布在斜坡外緣。煤型氣與油型氣之間則分布了混源氣。輸導斷層相比遮擋型斷層,其發育規模更大,歷史上經歷了多期活動,垂向上斷穿至白堊系,平面上主要分布于西北緣斜坡外環的克拉瑪依—烏夏斷裂、紅山嘴斷裂等,主要對早期生成并運移至此的原油及油型氣起到縱向調節作用[21]。綜上所述,供氣層位及分布范圍、“斷—蓋”遮擋條件及“斷—面”輸導條件的配置關系,構成了西北緣克拉瑪依—中拐區不同類型天然氣有序分布的格局(圖6):靠近凹陷一側的佳木河組上部與油型氣源灶對接形成油型氣藏,下部則接收了來自凹陷中心的煤型氣;由于斷裂與不整合面對天然氣垂向的調整作用,在風城組尖滅線附近形成了混合氣藏;佳木河組內幕的煤型氣則順著該組頂部的不整合面發生較長距離的側向運移。
3結論
1)準噶爾盆地西北緣五八區天然氣主要為濕氣,類型為氣頂氣,主要賦存于烏爾禾組頂部不整合面附近,成因類型以油型氣為主,個別樣品屬于煤型氣或混合型天然氣,成藏期次與成藏過程與風城組烴源巖生成的原油一致。2)中拐區天然氣主要為干氣,類型為氣藏氣,主要賦存于佳木河組內部,成因類型為煤型氣。該類天然氣成藏時間較晚,為古近紀至今,平面分布主要受控于佳木河組新近紀氣源灶。3)不同成因類型天然氣的有序分布受控于供氣層位及分布范圍、“斷—蓋”遮擋條件及“斷—面”輸導條件三者的耦合關系。
作者：柳波 賀波 黃志龍 張越遷 殷忠樸 郭天旭 吳凡 單位：東北石油大學 中國石油大學 中國石油新疆油田公司勘探開發研究院 中國石油大慶油田有限責任公司第一采油廠
一、甲烷化工藝主要類型
由于甲烷化反應是一個強放熱過程，保持甲烷化反應器床層的溫度在允許的范圍內，及時而有效的移走反應熱是甲烷化工藝過程平穩進行的關鍵。根據移走熱量的方式不同，目前國內甲烷化工藝過程有多種，但經常應用的主要有以下三種類型：（1）等溫甲烷化工藝（2）無循環絕熱甲烷化工藝（3）有循環外移熱甲烷化工藝第一種工藝是甲烷化反應直接在等溫（典型的為列管式）反應器中進行，反應產生的熱量由冷媒及時移走。其優點是反應可以控制在最佳的溫度范圍內進行、反應床層的溫度梯度小，因為催化劑裝填量較小；缺點是：反應器結構較為復雜、反應管材質為不銹鋼，造價較高；其次，除了為反應器移走熱量的冷媒循環系統之外，還需要另外設置反應熱回收系統（如鍋爐給水-蒸汽系統）。國內以中科院大連化物所開發工藝為代表，使用導熱油作為反應器移熱的冷媒。第二種工藝流程的反應器采用絕熱反應器，反應熱在反應器外被移走。該類流程經常在合成氨等工業裝置中采用：通過甲烷化反應將工藝器中微量的CO和CO2與H2反應轉化為CH4來達到凈化的目的。在原料氣中CO和CO2含量較高的情況下采用本工藝方案，由于反應溫升明顯，要求甲烷化催化劑有非常好的耐熱性能，同時反應器必須能夠使用高溫反應工況。目前在國內，從事耐高溫甲烷化催化劑和絕熱甲烷化工藝研究，并取得較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）等單位，他們研制的耐高溫甲烷化催化劑可以耐受600℃以上的高溫。第三種工藝流程的反應器仍為絕熱反應器，不同之處在于：甲烷化反應氣在回收了熱量并分離掉游離水之后，部分氣通過循環壓縮機升壓后，與新鮮原料氣混合，再回到反應器的入口。這種工藝適合于中、大型工業裝置上采用。與其它方案相比，具有明顯的優點：反應溫升不劇烈，流程相對簡單，控制相對平穩，可以有效回收中壓蒸汽，反應器結構簡單、無須采用特殊材質、投資相對節省、易于放大。同時，也存在不足：由于反應器進料流量增大，反應推動力減小，催化劑裝填量在一定程度上明顯增加，此外，該工藝必須要設置循環氣壓縮機，與無循環方案相比，會增加一定的動力消耗。
二、國內外甲烷化工藝現狀
國外甲烷化催化劑及工藝的研究可追溯到上世紀初，當時主要用于脫除合成氣中殘留少量的碳氧化物（CO和CO2）。高CO含量的甲烷化的開發始于20世紀40年代，而真正發展時期是從20世紀70年代初開始。國外從事甲烷化催化劑和工藝研究的很多，美國煤氣化研究所（GRI）、法國煤氣發展公司（GI）、美國芝加哥煤氣研究所（IGT）、托普索（Topsφe）、Lurgi等的研究成果，最引人注目。20世紀70年代初英國煤氣公司采用間接甲烷化路線將魯奇氣化爐生產的煤氣經變化再甲烷化得到合成天然氣（SNG）；1984年，歷時8年的美國的煤氣甲烷化生產代用天然氣的示范工廠——大平原廠終于建成投產。該裝置采用RM多級甲烷化工藝直接將煤氣轉化為天然氣。目前，利用煤氣甲烷化生產天然氣已經在美國、德國、丹麥等多個國家應用。有代表性的甲烷化流程有RM的多級絕熱甲烷化工藝、Koppers-SNG法的變換-甲烷化聯合工藝、Lurgi-Sasol甲烷化工藝、托普索的TREMP甲烷化工藝等。國內中科院大連化物所、西北化工研究院、華東理工大學、北京煤氣化所和西南化工研究設計院（四川天一科技股份有限公司）等單位也開展了許多研究工作，在甲烷化催化劑的研制和甲烷化工藝研究上取得了不少成果。如西北化工研究院開發的RHM-266型耐高溫煤氣甲烷化催化劑在1986年就通過了化工部的鑒定，該院開發的JRE性耐高溫煤氣甲烷化催化劑1996年也通過了化工部的鑒定。西南化工研究設計院生產的甲烷化催化劑在國內多套合成氨裝置的甲烷化單元實際運用多年，使用效果較好。總體來說，國內的甲烷化技術的不足在于缺少大規模的工業實踐，已有裝置規模偏小。
三、甲烷化工藝的綜合比較
國外已工業化的SNG裝置，以及國外公司（如丹麥托普索公司等）推薦采用的甲烷化工藝方案都是通過循環氣外部移走反應熱。因此，通過以上工藝的比較，第三種工藝較好，即有循環氣外部傳熱（絕熱多段固定床循環）的甲烷化工藝流程。當然，這些都需根據各地區的實際情況進行綜合考慮,從而實現項目的經濟最優化。
作者：李偉 單位：河北國泰安全評價有限公司
一、天然氣管道泄漏的原因
1.管道腐蝕
通常，管道的外層會有防腐絕緣層，但是在運行過程中，非常容易出現因老化而開裂的現象，從而導致管道直接與外界的土壤、空氣或者天然氣接觸，從而加速了腐蝕過程的進行。管道腐蝕是天然氣管道泄漏的主要因素之一，由于腐蝕能夠使管道壁厚減薄，因此會造成管道過度變形甚至破裂，也有可能造成管道穿孔或腐蝕開裂，從而造成嚴重的天然氣泄漏事故。
2.環向焊縫開裂
天然氣輸送管道中存在很多的環向焊縫，而這些環向焊縫容易出現未焊透、溶蝕或者錯邊等缺陷，當受到天然氣暑期壓力或者外界壓力時，容易在斷面上產生一定大小的應力，當產生的應力比較大時，就會使缺陷進一步擴展，從而達到臨界值而失穩，甚至出現裂紋，直接導致管道焊縫鍛煉，從而造成嚴重的天然氣泄漏事故。
3.外界因素的影響
所謂外界因素就是由于第三方責任事故以及不可抗外力而引發的管道泄漏事故的原因。一方面由于一些不法分子對輸氣管線進行盜竊破壞，兩一方面由于操作不當或者工程機械的使用不當而損毀了長輸管線，從而使長輸管線在運行中出現故障。通常這些外界因素的發生頻率與管道直徑、壁厚和管道埋設深度有非常密切的關系，通常管徑越小，管道埋設越淺，越容易遭到破壞。
二、天然氣管道泄漏的搶修技術
1.更換管道
對于在天然氣輸送過程中損壞比較嚴重的管道，或者腐蝕面積比較大，人為造成管道斷裂等等需要采取更換管道法進行搶修。通常更換管道之前要做好相應的安全措施，并且依據已經受損的管道情況去決定管道應該切除的長度，通常還需要在待切管的兩端外側1.2m的范圍之內。另外還要查看管道有無焊口，之后方可切割。當舊管道被切除之后，要按照略長于舊管道的長度將新管道準備好，并且新管與原管的兩端要用60o-70o的角打坡口，并且與原管道進行對口，之后再用鈣基脂堵住原管兩端的關口，通常鈣基脂要在掛呢你距管口40cm以上的位置上，從而避免在進行焊接時由于高溫熔化而使其失去密封性。對口后，還要沿著圓周等距離利用點焊的方式進行焊接，通常點焊的長度是管壁厚度的2-3倍。固定焊接的焊縫加強高度為2-3mm，不能夠比壁厚大出百分之四十。另外，如果需要利用多層焊接技術，各層的焊道起點就需要錯開20mm，并且逐層焊接。
2.補塊修復法
補塊修復法通常應用于內徑比較大的腐蝕管道的修復當中。如果產生泄漏是由于裂縫造成的，則用熔斷絲進行堵封，并且在管道中涂抹一層鈣基脂。如果是由于腐蝕性穿孔而造成的泄漏，則應該先對補塊進行點焊，再進行環向或者縱向的焊接，要將補塊與管子形成90o的焊接角，并且對補塊周圍的管道進行必要的冷卻措施。如果進行分層焊接，則需要在第一層焊完并且冷卻之后在進行第二層的焊接。另外，管道在焊接后應該進行自然冷卻，從而有效的避免由于冷脆影響焊接質量的現象產生。
3.管卡修復法
對于腐蝕泄漏點造成的天然氣泄漏，通常由泄漏卡箍去解決。泄漏卡箍由相對輕的金屬板條組成，采用單拉螺栓緊固在管線上。在離拉緊螺栓180o對面的位置上，還有一個絲扣活動件，通過它能夠將密封橡膠板緊密壓實堵住泄漏點。一般這種堵漏卡箍在獨立的泄漏點的維修上應用比較廣泛，并且該段管件最終會被更換。這類維修通常都被看做是臨時性的緊急維修。
三、結束語
天然氣管道安全輸送過程中最重要的安全隱患就是泄漏，因此如何能夠對泄漏采取有效的搶修措施是非常重要的一項技術。在確保天然氣輸送管道安全運行的前提下，不僅需要提高泄漏搶修技術，還需要對天然氣管線進行好日常維護，如對整體管道安全性進行評估，盡量排除隱患，并且努力探索和研究新型高效的管道治理與維護措施等等。總之，為了人民的生命財產安全，一定要從根本上杜絕長輸管道泄漏事故的發生。
信息：黃鶴 單位：中石化江漢油建工程建設有限公司
摘要：天然氣水合物是21世紀潛在的新能源，它正受到各國科學家和各國政府的重視，本文簡介了天然氣水合物和各國對其合物資源調查和研究現狀。
1什么是天然氣水合物
天然氣水合物又稱固態甲烷，它是由天然氣與水所組成，呈固體狀態，其外貌極象冰雪或固體酒精，點火即可燃燒，因此有人稱其為"可燃冰"、"氣冰"、"固體瓦斯"。天然氣水合物的結晶格架主要由水分子構成，在不同的低溫高壓條件下，水分子結晶形成不同類型多面體的籠形結構。其分子式為MnH2O加表示甲烷等氣體，n為水分子數）。天然氣水會物的結構類型有：I、11和H型。I型為立方晶體結構、Ⅱ型為菱型晶體結構、H型為六方晶體結構。Ⅰ型天然氣水合物在自然界頒最廣，而Ⅱ及H型水合物更為穩定。它是在低溫高壓條件下，由水與天然氣（主要是甲烷氣，每平方米的天然氣水會物可釋放出164立方米甲烷和0.8立方米的水）結合形成一種外觀似水的白色結晶固體，主要存在于陸地上的永久凍土帶和海洋沉積物中。
2國際上天然氣水合物資源調查、研究現狀
隨著世界上石油、天然氣資源的日漸耗盡，各國的科學家正在致力于尋找新的接替能源。天然氣水合物被稱為ZI世紀具有商業開發前景的戰略資源，正受到各國科學家和各國政府的重視。
自60年代開始，俄、美、巴德、英、加等許多發達國家，甚至一些發展中國家對其也極為重視，開展了大量的工作。
俄羅斯自60年代開始，先后在白令海、鄂霍茨克海、千島海溝、黑海、里海等開展了天然氣水合物調查，并發現有工業意義的礦體。即使近期經濟比較困難，仍堅持在巴倫支海和鄂霍茨克海等海域進行調查或研究工作。位于西西伯利亞東北部的Messoyakha天然氣水合物礦田已成功生產了17年。
美國科學家早在1934年首次在輸氣管道中發現了天然氣水合物，它堵塞了管道，影響了氣體的輸送而開始了對水合物結構及形成條件的研究。隨后美、加在加拉斯加北坡、馬更些三角洲凍土帶相繼發現了大規模的水合物礦藏。70年代初英國地調所科學家在美國東海岸大陸邊緣所進行的地震探測中發現了"似海底反射層"（BottomSimilating，Reflector，英文稱BSR）。緊接著于1974年又在深海鉆探巖芯中獲取天然氣水合物樣品，并釋放出大量甲烷，證實了"似海底反射"與天然氣水含物有關。1979年美國借助深海鉆探計劃（DSDP）和大洋鉆探計劃（ODP），長期主持和組織了此項工作，最早指出天然氣水合物為未來的新型能源，并繪制了全美天然氣水含物礦床位置圖。積極參加這項工作的還有英國、加拿大、挪威、日本和法國等。1991年美國能源部組織召開"美國國家天然氣水合物學術討論會"。最為重要的是1995年冬ODP64航次在大西洋西部布萊克海臺組織了專門的天然氣水合物調查，打了一系列深海鉆孔，首次證明天然氣水會物廣泛分布，肯定其具有商業開發的價值。同時指出天然氣水會物礦層之下的游離氣也具有經濟意義。以甲烷碳量計算，初步估計該地區天然氣水合物資源量多達100億噸，可滿足美國105年的天然氣消耗。在天然氣水合物取得一系列研究成果的基礎上，美國地質學會主席莫爾斯于1996年把天然氣水合物的發現作為當今六大成就之一。因此，美國參議院于1998年通過決議，把天然氣水合物作為國家發展的戰略能源列入部級長遠計劃，要求能源部和美國地質調查局等有磁部門組織實施，其內容包括資源詳查、生產技術、全球氣候變化、安全及海底穩定性等五方面的問題，擬每年投人資金2000萬美元，要求2010年達到計劃目標，20年將投入商業性開發。
亞洲東北亞海域是天然氣水合物又一重要富集區。80年代末ODP127、131航次在日本周緣海域進行鉆探，獲得了天然氣水會物及BSR異常廣布的重要發現。美國能源部的Krason在1992年日本東京召開的第29屆國際地質大會上表明在日本周緣海域共發現9處的BSR分布區。天然氣水合物礦層位于海底以下150-300M處，礦層厚度分別為3m、5m、7m，總厚為15m。估計在日本南海海槽的BSR頒面積約35000Km2。由于美國能源部發表了上述評估數據，加之日本油氣能源短缺，它引起了日本通產省、科技界及企業界的高度重視。1995年日本通產省資源能源廳石油公司（JNOC）聯合10家石油天然氣私營企業制定了1995-l999年宏偉的"甲烷天然氣水合物研究及開發推進初步計劃"，投資6400萬美元。通過對日本周邊海域，特別是南海海槽、日本海東北部的鄂霍茨克海的靶區調查，發現南海海槽水合物位于水深850—1150m離岸較近，易于開發。水會物賦存一砂巖和火山沉積物中，其也隙度為35％，水合物充填率達85％，初步評價，日本南海海槽的天然氣水合物甲烷資源量為7.4×l012m3，可滿足日本100年的能源消耗。
德國從80年代后期還曾利用"太陽號"調查船與其他國家合作，先后對東太平洋俄勒岡海域的卡斯凱迪亞增生楔，以及西南太平洋和白令海域進行了水合物的調整。在南沙海槽、蘇拉威西海、白令海等地都發現了與水合物有關的地震標志，并獲取了水合物樣品。
印度在1995年全國地質地球物理年會上統一了認識，認為天然氣水含物已成為現今地質工作的主題。在印度科學和工業委員會的領導下制定了"全國天然氣水合物研究計劃"，投資5600萬美元。迄今為止，印度已在其東西地區發現了多處地球物理異常，顯示出良好的找礦前景。
韓國資源研究所和海洋開發研究所于1997年開始在其東南部近海郁龍盆地進行水含物調查，相繼發現了略受變形的BSR、振幅空白帶、淺氣層、麻炕、海底滑坡、菱錳結核等一系列與水會物相關的標志。
新西蘭在北島東岸近海水深1-3Km，發現面積大于4×104km2的BSR分布區。
澳大利亞近年在其東部豪勛爵海底高原發現BSR分布面積達8×104km2。
巴基斯坦在阿曼灣開展了水會物調查，也取得了進展。
加拿大西側胡安一德賽卡洋中脊斜坡區發現約1800億油當量的天然氣水合物資源量。
總之，目前已調查發現并圈定有天然氣水合物的地區主要分布在西太平洋海域的白令海、鄂霍茨克海、千島海溝、沖繩海槽、日本海、四國海槽、南海海槽、蘇拉威西海、新西蘭北島；東太平洋海域的中美海槽、北加利福尼亞一俄勒岡濱外、秘魯海槽；大西洋海域的美國東海岸外布萊克海臺、墨西哥灣、加勒比海、南美東海岸外陸緣、非洲西西海岸海域；印度洋的阿曼海灣；北極的巴倫支海和波弗特海；南極的羅斯海和威德爾海，以及黑海與里海等。目前世界這些海域內有88處直接或間接發現了天然氣水合物，其中26處巖心見到天然氣水會物，62處見到有天然氣水合物地震標志的似海底反射（BSR），許多地方見有生物及碳酸鹽結殼標志。據專家估算：在全世界的邊緣海、深海槽區及大洋盆地中，目前已發現的水深3000m以內沉積物中天然氣水會物中甲烷資源量為2.1×1016m3（2.l萬萬億m3）。水合物中甲烷的碳總量相當于全世界已知煤、石油和天然氣總量的二倍。可滿足人類1000年的需求，其儲量之大，分布面積之廣，是人類未來不可多得的能源。以上儲量的估算尚不包括天然氣水合物層之下的游離氣體。
3我國有關天然氣水合物的研究、調查現狀
近年來，國家領導和國土資源部、科技部、財政部、國家計委等部委領導非常重視天然氣水合物的調查與研究。首先是對我國管轄海域歷年來做過大量的地震勘查資料分析，在沖繩海槽的邊坡、南海的北部陸坡、西沙海槽和西沙群島南坡等處發現了海底天然氣水合物存在的似海底地震反射層（BSR）標志。并在對海底天然氣水合物的成因、地球化學、地球物理特征、外北采集、資料處理解釋、鉆孔取樣、測井分析、資源評價、海底地質災害等方面進行了系統的研究，并取得了豐富的資料和大量的數據。
自1984年始，我國地質界對國外有關水會物調查狀況及其巨大
的資源潛力進行了系統的資料匯集。廣州海洋地質調查局的科技人員對80年代早、中期在南海北部陸坡區完成的2萬多公里地震資料進行復查，在南海北部陸坡區發現有似海底反射（BSR）顯示。根據國土資源部中國地質調查局的安排，廣州海洋地質調查局于1999年10十月首次在我國海域南海北部西沙海槽區開展海洋天然氣水合物前期試驗性調查。完成三條高分辯率地震測線共543.3km。2000年9-11月，廣州海洋地質調查局"探寶號"和"海洋四號"調查船在西沙海槽繼續開展天然氣水含物的調查。共完成高分辯率多道地震1593.39km、多波束海底地形測量703.5km、地球化學采樣20個、孔隙水樣品18個、氣態烴傳感器現場快速測定樣品33個。獲得突破性進展。資料表明：地震剖面上具明顯似海底反射界面(BSR）和振幅空白帶。"BSR"界面一般位于海底以下300-700m，最淺處約180m。振幅空白帶或弱振幅帶厚度約80-600m，"BSR"分布面積約2400km''''。以地震為主的多學科綜合調查表明：海域天然氣水合物主要賦存于活動大陸邊緣和非活動大陸邊緣的深水陸坡區，尤以活動陸緣俯沖帶增生楔區、非活動陸緣和陸隆臺地斷褶區水含物十分發育。根據ODP184航次1144鉆井資料揭示，在南海海域東沙群島東南地區，l百萬年以來沉積速率在每百萬年400-1200m之間，鶯歌海盆地中中新世以來沉積速度很大。資料表明：南海北部和西部陸坡的沉積速率和已發現有豐富天然氣水合物資源的美國東海岸外布萊克海臺地區類似。南海海域水含物可能賦存的有利部位是：北部陸坡區、西部走滑剪切帶、東部板塊聚合邊緣及南部臺槽區。本區具有增生楔型雙BSR、槽緣斜坡型BSR、臺地型BSR及盆緣斜坡型BSR等四種類型的水合物地震標志BSR構型。從地球化學研究發現南海北部陸坡區和南沙海域，經常存在臨震前的衛星熱紅外增溫異常，其溫度較周圍海域升高5-6℃，特別是南海北部陸坡區，從瓊東南開始，經東沙群島，直到臺灣西南一帶，多次重復出現增溫異常，它可能與海底的天然氣水會物及油氣有關。
綜合資料表明：南海陸坡和陸隆區應有豐富的天然氣水合物礦藏，估算其總資源量達643.5-772.2億噸油當量，大約相當于我國陸上和近海石油天然氣總資源量的1/2。
西沙海槽位于南海北部陸坡區的新生代被動大陸邊緣型沉積盆地。新生代最大沉積厚度超過7000m，具斷裂活躍。水深大于400m。基于應用國家863研究項目"深水多道高分辨率地震技術"而獲得了可靠的天然氣水合物存在地震標志：1）在西沙海槽盆北部斜坡和南部臺地深度200-700m發現強BSR顯示，在部分測線可見到明顯的BSR與地層斜交現象。2）振幅異常，BSR上方出現弱振幅或振幅空白帶，以層狀和塊狀分布，厚度80-450m。3）BSR波形與海底反射波相比，出現明顯的反極性。4）BSR之上的振幅空白帶具有明顯的速度增大的變化趨勢。資料表明：南海北部西沙海槽天然氣水合物存在面積大，是一個有利的天然氣水合物遠景區。
2001年，中國地質調查局在財政部的支持下，廣州海洋地質調查局繼續在南海北部海域進行天然氣水合物資源的調查與研究，計劃在東沙群島附近海域開展高分辨率多道地震調查3500km，在西沙海槽區進行沉積物取樣及配套的地球化學異常探測35個站位及其他多波束海底地形探測、海底電視攝像與淺層剖面測量等。另據我國臺大海洋所及臺灣中油公司資料，在臺西南增生楔，水深500-2000m處廣泛存在BSR，其面積2×104km2。并在臺東南海底發現大面積分布的白色天然氣水合物賦存區。
4意見與建議
（1）鑒于天然氣水合物是21世紀潛在的新能源，它正受到各國科學家和各國政府的重視，其調查研究成果日新月異，故及時了解、收集、交流這方面的情況、勘探方法及成果尤為重要，為趕超國際天然氣水合物調查、研究水平，促進我國天然氣水會物的調查、勘探與開發事業，為我國經濟的持續發展做出新貢獻，建議每兩年召開一次全國性的"天然氣水合物調查動態、勘探方法和成果研討會"。
（2）我國南海廣闊的陸坡及東海部分陸坡具有形成天然氣水含物的地質條件，建議盡快開展這兩個海區的天然氣水含物的調查研究工作，為我國國民經濟可持續發展提供新能源。
（3）天然氣水合物的開采方法目前主要在熱激化法、減壓法和注人劑法三種。開發的最大難點是保證井底穩定，使甲烷氣不泄漏、不引發溫室效應。針對這一問題，日本提出了"分子控制"開采方案。天然氣水會物礦藏的最終確定必須通過鉆探，其難度比常規海上油氣鉆探要大得多，一方面是水太深，另一方面由于天然氣水合物遇減壓會迅速分解，極易造成井噴。日益增多的成果表明，由自然或人為因素所引起溫壓變化，均可使水合物分解，造成海底滑坡、生物滅亡和氣候變暖等環境災害。因而研究天然氣水合物的鉆采方法已迫在眉捷，建議盡快開展室內外天然氣水合物鉆采方法的研究工作。
石油天然氣行業是具有高風險、高投資、長周期和效益遞減等特性的特殊行業，在國民經濟中占有重要地位，并且眾多大型石油天然氣企業公開上市，這要求該行業必須有適合自己行業特點的制度化、準則化的會計業務處理政策和原則。在美國等西方國家，石油天然氣會計準則是其會計準則中的重要內容。美國財務會計準則委員會（以下簡稱FASB）先后頒布了六個關于石油天然氣行業的專門會計準則（FASNo.19、25、69、95、109、121），其中仍然適用的內容或條款，包括在《FASB現行的關于石油天然氣生產活動的規定（第Oi5節）》中。而國際會計準則理事會（以下簡稱IASB）也在2005年1月頒布了IFRS6《礦產資源的勘探與評價》。本文就石油天然氣會計準則的幾個重點問題進行國際比較，并提出制訂我國石油天然氣會計準則的建議。
一、FASB、IASB石油天然氣會計準則的比較
（一）準則制訂的背景比較
20世紀70年代的石油危機引發社會對石油天然氣的供應安全的焦慮與擔心，促使美國政府開始重視能源數據以滿足建立國家儲備的需要，并且當時指導石油天然氣公司會計與報告的文件很多，導致報告的復雜與混亂且缺少可比性，因此FASB花費幾十年進行了大量的石油天然氣會計理論研究，并以此為基礎制訂并頒布了一系列石油天然氣會計準則，用以指導會計信息的計量與披霹。而IASB是從21世紀開始進行石油天然氣等采掘業的會計理論研究，其主要目的是為了減少采掘行業企業在財務會計與報告方面的差異以利于采掘業企業的跨國經營，但是由于許多采掘業的主體自2006年1月1日起需要按國際會計準則編制和提供財務會計報表，因此IASB只能先關注于礦產資源勘探與評價這主要問題，于2004年12月頒布了IFRS6《礦產資源的勘探與評價》。同FASB相比，IASB制訂的準則只是一個中間過渡產物，并且由于概念理解上的區別，IASB制訂的準則在名稱上和FASB存在區別，采掘業所包括的內容范圍更廣一些。
（二）準則內容的比較
FASB現行的關于石油天然氣生產活動的規定（第Oi5節）主要內容包括：總論、范圍、成本發生時的會計處理、資本化成本的處理、礦區轉讓和相關交易、所得稅的會計處理、探明礦區的減值測試和資本化的勘探、開發成本、全部成本法下的資本化利息、披露和名詞解釋等；而IFRS6其內容包括目標、范圍、勘探和評價資產的確認、勘探和評價資產的計量、列報、減值、披露、生效日期與過渡性規定等。可以看出FASB和IASB的準則都涉及了對采掘行業礦產資源的勘探與評價的會計處理。只是FASB的準則包括從事石油天然氣生產活動的企業的礦產權益的取得、勘探（包括前景勘探）開發和原油的生產和權益的取得與轉讓的會計處理，其內容完整并且構成了一個嚴密的準則體系；而IASB的準則僅僅涉及到了礦產資源勘探與評價。以下我們將就兩個組織頒布的準則中涉及的共同方面一勘探與評價所包括的具體內容進行比較。
（三）確認與計量的比較
1.確認時計量的比較
FASB現行準則認為：勘探應包括鉆勘探井和勘探參數井，勘探成本包括輔助設備和設施的折舊和操作成本以及進行其他勘探活動發生的成本，其主要種類有地層、地質和地球物理研究費用、為維持未開發礦區所發生的成本、干井貢獻和井底貢獻、鉆探和裝備勘探井的成本、鉆勘探參數井的成本等；而IFRS6認為勘探與評價資產的計量按歷史成本計量，初始計量時勘探與評價資產的成本構成包括與下列活動有關的費用：探礦權的取得、地形與地質地球物理化學研究、鉆探井、土建、采樣、與評價開采礦產資源的技術可行性和商業可采性等活動、相關恢復和拆除成本等。可以看出兩個組織對勘探成本構成要素的認識基本一致，只是FASB認為一般石油企業經營活動分為取得礦權、勘探、開發和生產四個階段，每個階段都發生相關的成本，會計都要對其進行相應的記錄與反映；而IFRS6卻將礦權取得成本歸入勘探與評價支出，將石油天然氣經營活動前兩個階段和為一個階段。
2.減值的確認與計量的比較
FASB規定應對分別對探明礦區和未探明礦區進行評估來確認減損，在未探明礦區鉆干井后不繼續打井或租期已到而未在油藏附近打井時，則認為該礦區可能遭受減損，減損的確認和評價備抵的數目應通過礦區的攤銷來實現，對于找到油天氣儲量的勘探井，如當年不能確定探明儲量或以后發現儲量不能生產時則應假設發生減損，并將其成本做費用列支；IFRS6認為勘探與評價資產的主體應每年進行減值評估并確認相應的減值損失，在確認減值時應考慮IAS36《資產減值》的規定和某些表明主體將終止勘探的跡象。主體確定會計政策將勘探與評價資產分配到現金產出單元或現金產出單元組中以便對資產減值進行評估，為減值測試而確定的層次可能由一個或多個現金產出單元組成。可以看出兩者都規定每年都進行減值評估并確認相應的減值損失。但FASB規定分別對探明礦區和未探明礦區進行評估來確認減損，減損的確認和評價備抵的數目應通過礦區的攤銷來實現；而IFRS6則規定將勘探與評價資產分配到現金產出單元或現金產出單元組中以進行減值評估，并認為一個或多個現金產出單元構成減值測試的層次。
（四）列報與披露的比較
FASB認為對石油天然氣礦區的取得、勘探、和開發活動中發生的成本的揭示，應按成本的發生地點分地理區域揭示，并且探明礦產權益成本很大時，要和未探明礦區分開揭示，在對油氣生產的經營成果的揭示中必須說明勘探費用、折舊、折耗和攤銷以及估價準備等信息。IFRS在開采一項礦產資源的技術和商業可行性得到證明之前將勘探和評價資產分為有形資產和無形資產兩類，并認為主體應披露以下信息：關于勘探與評價支出的會計政策，由礦產資源的勘探與評價所引起的資產、負債、收入和費用的金額。可以看出FASB和IASB都要對取得礦區和勘探成本進行揭示，只是FASB對礦區取得成本與勘探成本的揭示是做為石油企業經營活動的兩個過程中所發生的成本的揭示，并且需要分探明礦區和未分探明礦區進行揭示，在經營成果中也需要對勘探費用進行披露；而IFRS6則是將礦區取得與勘探評價過程所形成的資產負債收入與費用進行披露，并需披露關于勘探與評價支出的會計政策。
二、我國石油天然氣會計信息披露規范的現狀
目前我國石油天然氣生產公司主要有三家，即中國石油天然氣股份有限公司（CNPC）中國石油化工股份有限公司（SINOPEC）和中國海洋石油總公司（CNOOC）。其中CNOOC的會計核算制度相對與國際慣例比較接近，類似于成果法。而CNPC和SINOPEC也借鑒采用了國際通行的成果法，對香港和國外10％股份股東的報告則按國際會計準則或美國油氣準則的要求對現行資料進行調整，但其對國內90％股份股東的報告使用的是《股份有限公司會計制度》和已頒布的具體會計準則。于是出現了這樣的現象：對上市的股份執行的IASB或FASB的準則，對非上市的股份則執行各自內部會計制度，在國內沒有統一的油氣上游作業信息披露規范。這樣在我國石油天然氣行業企業實際上是按照不同的標準來對其生產活動進行計價與報告，這不但造成了不同企業間的會計信息的不可比，不利于投資人和其他會計信息使用者的投資與決策，也大大增加了我國石油企業的會計信息轉換成本，并且在國際會計準則標準化的趨勢下，也不利于體現我國石油企業的意愿和維護自己的利益，因此借鑒國際石油天然氣會計準則制訂符合我國國情的石油天然氣會計準則勢在必行。
三、改進我國石油天然氣會計披露的建議
通過對FASB和IASB對石油天然氣會計準則的制訂的過程及內容的比較，并結合我國石油天然氣會計信息披露規范的現狀，我們可以得到下列啟示。
（一）必須建立我國石油天然氣會計準則
在我國，石油天然氣等戰略資源對我國經濟發展和經濟安全有著十分重要的影響，因此客觀、公允地計量與報告石油天然氣生產活動對投資者投資和政府進行管制來說都是十分重要的。但是我國石油企業會計報告由于缺乏石油天然氣會計準則，造成了報告內容的不規范和上市企業的高成本，這也不利于企業的發展和投資者的需要，因此必須制定我國的石油天然氣會計準則，規范油氣企業的會計核算，完善我國會計準則體系，促進國際間的協調。
（二）加強石油天然氣會計理論的研究
FASB和IASB兩個組織在準則的制訂過程中都進行了大量的理論研究和準備工作，尤其FASB幾個石油天然氣會計準則的制訂經歷十數年，其間頒布的準則的部分內容隨著研究的深入分別被以后的準則所替代，最終形成了一個嚴整的石油天然氣會計準則體系。而我國制訂石油天然氣會計準則，雖然有FASB和IASB現存的準則可以借鑒，但我國有自己的社會政治經濟環境，因此必須對我國國情下石油天然氣會計理論進行研究，尤其是需要充分界定石油天然氣資產的定義和其構成內容，以體現我國特色和符合國人的閱讀理解習慣。
（三）借鑒國際會計準則，制訂石油天然氣會計準則
通過對FASB和IASB石油天然氣會計準則的比較，我們可以發現，FASB的現行的石油天然氣會計準則，在準則名稱、內容范圍、對油氣企業活動的會計處理的規范中，都具有更高的借鑒性。因此，我們完全可以借鑒FASB現行的石油天然氣會計準則，來制訂我國的石油天然氣會計準則，在準則制訂中有以下幾點值得注意：
準則名稱上應該將石油天然氣行業從采掘業中劃分出來，因為在我國石油天然氣行業的重要性和其生產的特性決定有必要專門為規范其活動制訂準則，其他采掘行業可以仿照執行。
準則內容上應該對油氣企業整個生產經營活動的會計處理進行規范，而不是僅僅限于油氣生產活動某一環節，其具體可以分為引言、定義、費用發生時的基本會計核算、油氣生產活動的揭示、礦區財產權益的轉讓及相關的交易、所得稅的會計核算以及生效日期和過渡等幾個部分。
準則的制定需以對基本概念的界定和對會計基本原則的把握為基礎，不同的概念基礎或對基本原則不同角度的理解會導致不同的確認與計量結果，由于中國的財務會計有對資產做明確的類別劃分并規定具體的內容和條件的習慣，這不僅便于實務操作，也便于信息使用者的閱讀和理解，因此在準則中可以對石油天然氣資產的定義和其構成內容首先進行嚴格的界定。
由于中國石油企業習慣上將其經營活動可劃分為四個階段，即礦權取得階段、勘探階段、開發階段和生產階段，因此在對其費用發生時的會計核算應該就這四個階段分別進行會計處理，尤其是取得成本的核算，隨著我國經濟體制改革的深入，必然需要對成本的取得進行單獨處理，這點需在準則中有所體現，而不能因當前的情況而忽視。
石油天然氣資產應采用的會計方法的選擇上需要實施和完善成果法，雖然FASB和IASB的準則中沒有明確規定必須采用成果法，但通過其對資本化成本的處理可以看出，兩者都傾向于采用成果法，并且我國石油企業的實力也決定其完全可以采用成果法，目前需要做的是對我國現行近似成果法的進一步完善。例如可以取消儲量使用費，改變CNOOC對自營勘探投資不論是否發現商業性油氣流，均在次年攤入油氣銷售成本的會計處理方法。
一、石油天然氣行業下一步改革的主要內容
為保證能源安全和石油天然氣的可持續供應，下一步必須在阻礙石油天然氣改革的難點領域有所突破。應該在完善法律法規的基礎上加大市場化改革的力度，實現政企分開，轉變政府職能，打破行政壟斷，引入市場競爭，營造真正的市場競爭主體，加快投融資體制和價格體制改革，為我國石油天然氣行業改革創造一個良好的內外部環境。
（一）完善政府管理體制
石油天然氣是關系國家經濟命脈的行業，政府無疑必須在其中發揮重要作用。要集中分散在各政府部門的職能，將仍保留在企業中的行政職能分離出來，建立綜合的能源政府管理部門，并根據行業發展的要求建立相應的監管機構，將政府的政策制定職能與監管職能逐步分開，按照依法監管的原則建立現代監管制度，逐漸淡化行政審批等行政管理職能，在進行經濟監管的同時，增強技術、安全、環保等社會監管手段。根據我國石油天然氣行業所處發展階段、資源狀況和市場特征，政府的職能應主要體現在：制定宏觀發展政策；在建立國家能源管理體制的基礎上，實行石油戰略管理；針對石油天然氣行業制定有關促進競爭和反壟斷的政策和法規，保證市場的公平有序競爭，使企業成為真正的市場競爭主體；根據上下游各環節的技術經濟特點，采取不同的監管機制，在競爭性環節放開競爭，進行市場準入和價格管制等，在自然壟斷環節實行政府管制；發揮規范、協調企業行為和督促企業自律的作用；進行市場預測和提供信息服務等。
（二）打破行政壟斷和市場分割，培育有效市場競爭
石油天然氣行業應深化市場化改革，引入競爭機制，建立與健全市場機制。主要包括放松市場準入，逐步放開終端銷售市場；打破地域壟斷，積極培養市場主體；從開放、完善和規范市場入手，制定市場規則，形成合理的、有序的競爭格局；鼓勵其它社會資金進入流通領域，營造健康有序的市場環境；充分運用市場經濟手段，如建立國內石油現貨和期貨交易市場，以達到發現價格、規避風險、跟蹤供求、調控市場的目的，合理引導石油天然氣的生產、經營和消費。
應根據行業發展階段和上下游各環節的技術經濟特點，在我國石油天然氣行業有序引入競爭。具體來說，上游石油天然氣資源開采環節在實行許可證制度的基礎上，引入競爭，這樣有利于打破資源的區域性壟斷，促進企業增加勘探投入，增加石油天然氣資源儲量，提高開采效率；下游銷售環節，特別是加油站是競爭性市場，應加大放開競爭的步伐，并通過安全、技術和環保標準等手段維護市場競爭秩序；從管道運輸環節來看，天然氣管道運輸環節具有一定的自然壟斷性，特別是我國的天然氣產業還處在發展初期，管網非常薄弱，大部分生產者和用戶之間都是單線聯系，而且需求規模有限，還不具備歐美國家那樣廣泛引入競爭的條件，應該逐步引入競爭，可首先實行管道運輸特許經營權的公開招標制度，引入市場競爭；同時，實行運輸與銷售分離，加強對管道運輸定價的監管。石油管道運輸與天然氣管道運輸有所不同，石油管道可與其他運輸工具平行競爭，其壟斷性要比天然氣管道弱，但由于我國所處發展階段及石油戰略的重要地位，且管道建設仍非常不足，國家仍有必要加強對管道建設的投入和監管。
（三）劃分自然壟斷業務與競爭性業務
石油天然氣行業是由開發勘探、管道運輸和終端銷售等多個環節組成，各環節的性質不盡相同。總的來說，除管道運輸因其網絡特征而具有自然壟斷性質外，其它各環節從經濟學角度來說應該是競爭性的。而我國的現狀是這兩種業務混合在一起參與市場競爭，這對于形成公平的市場競爭秩序極其不利。一方面，企業會憑借優勢地位將壟斷延伸到競爭性環節；另一方面，會導致“交叉補貼”的長期存在。
從國際經驗看，為在具有自然壟斷業務的行業改革時創造公平競爭的環境，各國都在改革之初嚴格界定石油天然氣行業的非自然壟斷環節和自然壟斷性環節，并將這兩種業務根據改革的進程逐步分離。如美國的天然氣行業改革就是從分離銷售與管道開始的。首先，聯邦能源規制委員會要求管道公司把天然氣運輸與其他各種服務（主要是銷售）分離，規定消費者可以從任一生產者處購買天然氣，生產者也可以直接向最終用戶和批發商賣氣，生產者之間展開爭奪用戶的競爭。其次，要求管道公司公平地提供管道服務。盡管天然氣產業上下游已經形成了競爭市場，但是，由于管道運輸具有一定的自然壟斷特性，聯邦能源規制委員會要求管道公司對所有的市場參與者提供非歧視性的管道運輸服務。
應借鑒國外改革的經驗，根據我國行業特征和發展階段，逐步將自然壟斷性業務從競爭性業務中分離出去，競爭性業務放開市場準入，建立公平有序的競爭秩序，形成多元化發展的格局；而在自然壟斷性環節加強監管，防止濫用壟斷優勢，確保管道運輸的安全和穩定，保證對第三方提供非歧視性管道接入，保證整個市場的公平競爭；在有條件的情況下可引入一定程度的競爭，如可由兩家國有企業競爭經營，以最大程度地降低壟斷造成的效益損失。在嚴格區分自然壟斷業務與競爭業務的基礎上，應該對不能獲得正常經營利潤，具有普遍服務性質的環節形成合理的財政補貼機制，避免因行業內的交叉補貼而擴大壟斷的范圍。
（四）投融資體制改革
我國石油天然氣還處在發展階段，需要大量資金投入，而石油天然氣行業又具有投入周期長，見效慢，風險大等特點。我國在計劃經濟體制下形成的投融資體制已經遠遠不能滿足石油天然氣改革和發展的需要。因此，完善投融資體制，建立投資風險機制，形成包括外資和民間資本積極參與的多元化發展格局，對于我國能源安全保障和可持續供應具有重要意義。
要改變過去由政府決定和主導投資的方式，政府在投資領域的角色應是制定行業發展規劃，公布投資信息，協調部級的投資項目；對關系到國計民生重大項目適當進行投資，但這些項目的投資決策應充分科學化和民主化，且不一定由國有企業獨資經營；同時，抓緊制定和規范我國天然氣企業境外投資監管制度。至于具體的投資活動應由企業自主決策，鼓勵多渠道，包括在國內外資本市場上籌集資金的方式，加大石油天然氣勘探、開發、管道運輸的投資；鼓勵各種資本通過參股、控股、合資、合作等形式參加我國石油天然氣建設，逐步推行投資主體多元化；鼓勵能夠發揮我國比較優勢的石油天然氣企業對外投資，支持具有競爭力的天然氣企業跨國經營，并在信貸、保險等方面予以幫助。
（五）價格體制改革
價格的市場化改革往往是各行業改革的攻堅環節，它要求市場競爭的局面初步形成，有相應的體制環境和配套條件，如在自然壟斷領域就要求有發達的管網作保證，而這些在我國現階段基本不具備，因此不能操之過急，應根據我國石油天然氣行業的發展階段和行業特點制定相應的價格市場化道路。
1.完善與國際價格接軌的辦法，促進石油價格機制的形成
從長遠看，國內石油價格改革的最終目標是放開價格，由市場競爭形成。但在競爭性市場結構尚未建立，市場競爭還不充分的條件下，完全放開價格不現實。近期改革的重點應是進一步完善石油價格
接軌，接軌的原則是：一是有利于充分發揮市場配置資源的基礎性作用，價格的確定要反映市場供求變化；二是適應加入WTO后市場逐步開放的要求，堅持與國際市場接軌；三是以企業為主體，國家適度管理；四是多種機制減少價格波動。石油價格的市場化改革可先在成品油環節突破，并帶動其它環節的價格市場化進程。
2.以供求關系為基礎，兼顧能源比價，形成合理的天然氣價格機制
天然氣定價機制改革應按照發展階段和行業特點，循序推進市場化進程，保障投資者的合理回報。改革初期，政府應確定管輸價格，可以采取社會平均回報率或略高的投資回報率，以吸引多種資金進入，擴大管網規模；逐步放松對天然氣行業其它環節的價格的管制，鼓勵供求雙方制定包括“照付不議”條款在內的長期供氣合同；還應與可替代能源(如燃料油、柴油、LNG等)價格和物價指數掛鉤，以鼓勵天然氣消費。改革后期，應逐漸在上游引入競爭，允許第三方進入天然氣管輸網絡，創造競爭的市場環境，在條件成熟時政府不再監管天然氣井口價，但對管輸價格仍然嚴格監管。
（六）現代企業制度建設
石油天然氣行業國有企業改革與重組應以建立現代企業制度為目標，建立合理的公司治理結構，實現責權利相統一和所有權與經營權徹底分離，完善經營機制，提高優秀競爭力。同時，建立有效的激勵和懲罰機制，特別是在投融資領域，實行法人負責制，研究出臺一系列優惠政策，支持并推動企業減員增效，處理不良資產。
由于國有經濟在石油天然氣行業中占主導地位，為推動改革的順利進行，必須探索國有資本的多種實現形式，實現產權多元化。其中，股份制是優化國有經濟的有效方式之一。國有資本通過股份制可以吸引和組織更多的社會資本，從而放大國有資本的功能，提高國有經濟的控制力、影響力和帶動力，并促進產權多元化的形成和市場化改革進程。
二、政策建議
（一）健全法律法規體系
應從法律保障我國能源安全角度出發，制定國家層面涵蓋整個國民經濟的《能源法》；抓緊制定和修訂《反壟斷法》、《反傾銷反補貼條例》、《保障措施條例》等維護公平競爭、整頓和規范市場經濟秩序的法律法規；加快制定《石油法》和《天然氣法》；為促進節能，應根據需要完善《節能法》，并加快制定《節能法》配套法規和實施細則，引導和規范全社會用能行為，其重點是制定《節約石油管理辦法》、《能源效率標識管理辦法》等。為保證法律法規的落實，應加強執法，完善法律法規的基礎上，健全執法體系，加強監督檢查，依法實施管理。
（二）制定綜合發展戰略
石油天然氣不僅與國民經濟各部門的發展休戚相關，而且內在聯系也非常強的行業，因此，在對國內外資源和需求變化進行科學預測的基礎上，制定長期的系統的行業發展戰略和政策措施，不僅對行業發展非常必要，而且還將促進整個能源產業的發展，對國家能源安全保障和能源可持續供應都有著重要的意義。石油天然氣行業的發展變化非常快，行業內外的經濟關系非常復雜，制定發展戰略應周全考慮，充分征求社會各界的意見，以保證政策的連續性、穩定性和協調性。
（三）管理機構改革
1.建立集中統一的能源管理部門
能源產業是關系到國計民生的國民經濟重要產業，涉及石油等國家短缺戰略物資、以及電網和天然氣網的建設和運行等國家經濟命脈，同時，能源內部各行業間的關聯性和互動性很強，這些決定了能源產業是一個綜合性很強的產業部門，其發展除了應遵循市場經濟規律外，還應有政府管理和協調。而我國目前的能源管理呈多部門分散態勢，綜合性和長遠性較差，為此，應借鑒北美經驗建立國家層面的集中的宏觀能源管理模式。這種模式比較符合我國能源大國的特點。應將分散在多家綜合部門的能源部門分離出來重新整合，將管理權集中，這能有效避免政府職能的重復及交叉；按照煤炭、石油、天然氣、電力、新能源和可再生能源分別設立專業性的司局，以加強對這些行業的發展戰略、政策目標、管理體制框架、法律法規的研究和制定。
2.建立獨立的監管機構
由于能源產業改革的特殊性及其廣泛存在自然壟斷性環節，發揮政府管理的作用是勿庸置疑的。但政府應該逐步從競爭性領域退出，進一步轉變職能，從“指令性管理”向“禁令性管理”轉變，這就要求將政策的制定與監管職能完全分開，建立獨立的部級綜合監管機構和行業監管機構。
根據監管機構設置的原則及職能確定，設計了三個能源領域監管設置的方案。
第一種方案：建立獨立于能源主管部門的部級綜合能源監管機構；部級綜合能源監管機構下對網絡性質較強的行業（如電力、石油、天然氣）設單獨的行業監管機構。
第二種方案：國家能源主管部門內設立能源監管機構，并通過立法規定其獨立監管的權力，在監管機構下對自然壟斷性較強的電力、天然氣、石油單獨設立行業監管機構，這些行業監管機構是相對獨立的。
第三種方案：充分考慮現有能源管理機構的現狀和正在進行的改革，可考慮在現有能源管理格局下盡快建立自然壟斷性強的電力、天然氣、石油行業單獨的監管機構，按照權責對等的原則賦予這些機構真正行使監管的權力，并將能源局仍保留的相關行業監管職能盡快分離出來，歸入成立的行業監管機構，沒有建立獨立的行業監管機構的行業監管職能仍暫由能源局行使。
上述三種方案是根據不同的背景和目標而設計的，從真正實現政監分開，提高監管效率方面考慮，第一種方案是理想方案，也是最符合建立現代監管體制要求的模式；從現實性和可操作性角度考慮，第二種方案是現在應該采取的模式，但鑒于我國現有的能源管理格局，可先由第一方案起步，但過渡時間不能太長。需要強調的是，這三種方案都是在國家和地方設立相應的監管機構，即都在省一級也建立相應的政府主管部門、綜合監管部門或行業監管機構（個別行業可根據情況需要在區域一級設立相應機構，如區域的電力監管機構）。其中地方成立的監管機構，職能相對獨立，權限也較大，且隨著改革的深入，具體監管的實施應主要放在地方監管機構，但地方級的機構都接受國家相應機構的管理或監督；不管采取何種方案，都應在明確各自隸屬關系和職能劃分的基礎上，處理好國家能源主管部門、部級能源監管機構、行業協會及各地方相應機構的關系；在發揮能源主管部門和能源監管機構作用的同時，逐漸加強行業協會在能源協調發展和社會監管中的獨特作用，以促進監管的公開透明，提高監管效率。
（四）建立石油安全保障體系，確保可持續供應
我國石油供應的不安全性體現在多個方面，對外依存的增大、企業石油庫存量過低、國家石油戰略儲備尚未建立、石油進口外匯支出逐年增加、進口通道安全性變差、國內石油價格過分依賴國際油價、國際石油地緣政治的重大變化等等都對中國獲得穩定、可靠、安全的石油供應產生影響。我國石油供應既存在價格急劇變動的經濟風險，也存在石油供應階段性、部分性供應中斷的隱患，因此，完
善石油安全保障體系應成為我國能源發展戰略中的重要內容。
1.多種方式保障石油安全
為確保經濟的穩定發展和能源的安全供應，必須采取多種途徑利用國際能源資源和市場。現在盡管世界區域性紛爭不斷，但經濟手段仍是解決能源領域的主要途徑，我國還是應充分發揮經濟杠桿的作用，遵循市場規律，主動出擊，在全球性的石油資源爭奪中逐步占據有利位置，不再受制于人。但世界的復雜形勢也要求我們有應對策略，未雨綢繆，在主要運用經濟手段時，必要時結合使用多種辦法保障我國的能源安全。隨著我國實力的增強及國際地位的提高，保障石油安全應該日益與國家的政治、經濟甚至是軍事緊密聯系起來，國家應增強外交活動中對能源領域的關注度及目的性，在國家層面對開放性能源政策實施統一指導和協調，建議與俄羅斯等能源大國建立穩定的能源合作雙邊機制。
2.立足國內，利用國際市場
總體而言，應該立足國內、面向世界，解決我國石油供應不足的問題。首先，應立足國內，一方面要在提高經濟效率的前提下，充分挖掘國內能源生產能力，加大對國內油氣資源勘探的投入，增加海洋油氣資源勘探的投入，大力發展油氣生產。另一方面，應改善我國能源結構，形成我國多元化能源結構，特別是充分利用可再生能源，發展石油替代能源；大力實行節油，發展石油高效利用技術，提高石油利用效率。同時，應加強西部能源的開發，提高開發和利用西部能源在保障我國能源安全中的戰略地位。
在加強我國油氣資源勘探和開發的同時，要充分利用國際市場，多方位開拓油氣供應渠道。隨著經濟實力的進一步增強，中國已有能力在國際市場上調整石油供應安全戰略。應盡快確定成本較低和較為可行的能源供應方案，盡可能經濟、合理地利用國外能源資源。可通過對海外石油勘探開發給予積極的扶持政策，如對運往國內加工利用的海外份額油取消或優先獲得進口配額和許可證，建立海外石油勘探開發基金和信貸支持等，并對份額油的進口免征進口稅等辦法推動有實力的企業走出去，建立海外油氣生產基地，以減少對國外的直接依賴，降低能源供應風險。
3.加強能源安全評估和預警體系建設
我國石油不安全性主要集中在石油行業，既存在價格急劇變動的經濟風險，也存在石油供應階段性、部分性供應中斷的風險。應該建立一套保障能源安全的全面、系統和完善的機制，包括密切關注國際能源發展態勢，全面評估我國的能源狀況，監控我國能源發展變動情況，并對可能出現的能源危機做出預警反應，相應采取應急措施等。應全面分析在哪些情況下我國可能發生能源危機，根據國內外能源形勢適時判斷可能發生危機的嚴重程度，進行能源安全評級（可有不同的評級方法，如可按程度不同采取“藍”、“綠”、“黃”、“橙黃”、“紅”的警示），并針對不同級別的能源危機設計系統的應急方案。這樣既可以保證我國在突發事件發生時從容應對，又不至于在出現一般性的國際市場價格波動或暫時性的國內供求矛盾時采取過急措施而導致國民經濟遭受重大損失。
4.完善油氣儲備體系
建立油氣儲備是世界各國通行的解決能源安全的重要舉措，其中石油是最主要的戰略儲備物資。20世紀70年代兩次世界石油危機使一些石油消費大國紛紛響應由經合組織(OECD)1974年設立的國際能源機構(1EA)所制定的石油儲備標準，建立起由政府控制的國家戰略石油儲備。與此同時，西方國家的石油生產銷售商也擴大了各自企業的石油儲備能力，這使得這些國家在能源安全方面應變能力大大加強，并藉此給其他國家施加更大壓力。而我國對進口石油的依賴度不斷上升，進口石油又主要來自局勢動蕩的中東地區并且要通過漫長的海上運輸線，石油的持續供給存在一定的不確定性。為防止突發事件導致我國能源供應的中斷，建立我國的石油戰略儲備勢在必行。應結合我國國情，借鑒國際成熟經驗，組成部級的專門機構，并由國家作專項資金安排，確保石油儲備的戰略性、統一性、安全性；科學確立戰略石油儲備的水平，合理安排儲備基地的布局，建立有效機制促使企業積極參與石油儲備工作，逐步形成“實物儲備與產地儲備相結合”，“國家為主、分級儲備、官民結合”的儲備體系；隨著科學技術在石油天然氣中的作用日益顯現，技術儲備也應逐漸成為油氣儲備體系中的重要內容，以使我國能在發生石油安全危機時能啟動技術儲備從容應對；應完善石油市場體系，盡早使國內油價與國際油價真正接軌，采取國際通行的市場手段，如石油期貨交易等緩沖石油危機的壓力。
（五）提升石油天然氣在能源結構中的地位
隨著我國經濟和社會的發展，現代經濟工業部門的不斷崛起，我國對石油天然氣的需求將進一步上升，并將占能源進口的絕大部分。今后我國能源安全的焦點將集中在石油天然氣行業，它的發展將影響我國的能源安全和可持續性供應。多年來，我國的能源發展戰略都是將煤放在主導地位，這和我國的能源資源狀況及當時所處的發展階段有關，而且這種能源發展戰略也確實在我國制造業競爭力的形成過程中發揮了重要作用。但隨著國際能源形勢的變化，我國經濟實力的提升，經濟結構的戰略性調整的推進，以及環保對經濟和能源發展的制約日益顯現的背景下，調整我國的能源結構勢在必行。煤炭將繼續在我國經濟和能源發展中占據重要地位，但這并不是我們的最佳選擇，甚至是一種無奈的接受。隨著我國煤炭開發成本的提高以及煤質的下降，結合環境壓力綜合考慮，煤炭在能源發展中已沒有以往的優勢，石油天然氣在現代經濟中的地位將日益重要。一個處于現代社會的國家，沒有煤炭可以維持一段時間，但如果沒有石油，整個社會將立即癱瘓。因此，在強調煤炭的重要性的同時，應該提升石油天然氣在能源發展戰略中的重要性，雖然目前還不能取代煤炭在我國能源結構中的重要地位，但至少應該將石油天然氣提升到與煤炭同等重要的地位。其中石油與天然氣的重要性在性質上略有不同，石油的重要性是從國家能源安全的角度考慮的，而天然氣的重要性是作為一種上升勢頭非常好的清潔能源，將有可能成為我國調整以煤為主的能源結構的突破口。
（六）制訂經濟激勵政策
建立國家能源安全戰略固然要靠政府支持，但更為重要的是必須鼓勵其它資金參與，實現國家的能源發展戰略目標。為此，各國政府通過各種政策鼓勵和支持民間企業對有利于國家能源安全的投資、開發和儲備。主要通過增加低息貸款、貼息貸款、調節稅費、財政擔保和補貼、建立專用基金，以及加速折舊等多種方式對行業發展給予必要的支持。我國也可借鑒國際經驗制訂相應的經濟激勵政策，加快石油天然氣行業的改革和發展步伐。
為保證石油天然氣行業的可持續發展，建議制定稅收優惠政策，妥善處理石油天然氣生產、運輸，上游、中游與下游間，以及資源性地區與非資源性地區的分配關系。應研究建立石油天然氣行業稅收在相關地區的合理分配制度，兼顧資源省區、過境省份的利益，體現向西部傾斜的政策。為保證石油天然氣安全，鼓勵天然氣形成使用，建議逐步將生產型稅種調整為消費型稅，并提高汽油的消費稅率，減輕天然氣勘探開發、城市配氣、LNG進口稅賦，實行差別稅率，對發電用氣給予稅收優
惠。建立海外石油勘探開發投資保險機制，放寬審批權限，份額油返銷國內實行零關稅；節油代油設備投資稅收減免。
（七）設定改革的過渡期
由于石油天然氣行業改革的特殊性和艱巨性，在朝著市場化改革的目標邁進的過程中，不能寄希望于短期內解決所有問題，特別是在完善法律法規，健全行政管理體制等方面，更有賴于改革的探索實踐。因此，對改革設置一個3到5年的過渡期非常有必要。在這段由舊體制向新體制轉變的過渡期內，允許對改革內容作一些特殊安排。如在現有能源局的基礎上過渡一段時間再成立綜合能源主管部門；盡快完善電力監管委員會，并著手建立天然氣監管委員會，在此基礎上著手建立綜合性能源監管機構；在國家相關法律沒有出臺之前先制定行之有效的有關條例，待時機成熟后再逐步過渡到國家層次的法律。
一、石油天然氣行業下一步改革的主要內容
為保證能源安全和石油天然氣的可持續供應，下一步必須在阻礙石油天然氣改革的難點領域有所突破。應該在完善法律法規的基礎上加大市場化改革的力度，實現政企分開，轉變政府職能，打破行政壟斷，引入市場競爭，營造真正的市場競爭主體，加快投融資體制和價格體制改革，為我國石油天然氣行業改革創造一個良好的內外部環境。
（一）完善政府管理體制
石油天然氣是關系國家經濟命脈的行業，政府無疑必須在其中發揮重要作用。要集中分散在各政府部門的職能，將仍保留在企業中的行政職能分離出來，建立綜合的能源政府管理部門，并根據行業發展的要求建立相應的監管機構，將政府的政策制定職能與監管職能逐步分開，按照依法監管的原則建立現代監管制度，逐漸淡化行政審批等行政管理職能，在進行經濟監管的同時，增強技術、安全、環保等社會監管手段。根據我國石油天然氣行業所處發展階段、資源狀況和市場特征，政府的職能應主要體現在：制定宏觀發展政策；在建立國家能源管理體制的基礎上，實行石油戰略管理；針對石油天然氣行業制定有關促進競爭和反壟斷的政策和法規，保證市場的公平有序競爭，使企業成為真正的市場競爭主體；根據上下游各環節的技術經濟特點，采取不同的監管機制，在競爭性環節放開競爭，進行市場準入和價格管制等，在自然壟斷環節實行政府管制；發揮規范、協調企業行為和督促企業自律的作用；進行市場預測和提供信息服務等。
（二）打破行政壟斷和市場分割，培育有效市場競爭
石油天然氣行業應深化市場化改革，引入競爭機制，建立與健全市場機制。主要包括放松市場準入，逐步放開終端銷售市場；打破地域壟斷，積極培養市場主體；從開放、完善和規范市場入手，制定市場規則，形成合理的、有序的競爭格局；鼓勵其它社會資金進入流通領域，營造健康有序的市場環境；充分運用市場經濟手段，如建立國內石油現貨和期貨交易市場，以達到發現價格、規避風險、跟蹤供求、調控市場的目的，合理引導石油天然氣的生產、經營和消費。
應根據行業發展階段和上下游各環節的技術經濟特點，在我國石油天然氣行業有序引入競爭。具體來說，上游石油天然氣資源開采環節在實行許可證制度的基礎上，引入競爭，這樣有利于打破資源的區域性壟斷，促進企業增加勘探投入，增加石油天然氣資源儲量，提高開采效率；下游銷售環節，特別是加油站是競爭性市場，應加大放開競爭的步伐，并通過安全、技術和環保標準等手段維護市場競爭秩序；從管道運輸環節來看，天然氣管道運輸環節具有一定的自然壟斷性，特別是我國的天然氣產業還處在發展初期，管網非常薄弱，大部分生產者和用戶之間都是單線聯系，而且需求規模有限，還不具備歐美國家那樣廣泛引入競爭的條件，應該逐步引入競爭，可首先實行管道運輸特許經營權的公開招標制度，引入市場競爭；同時，實行運輸與銷售分離，加強對管道運輸定價的監管。石油管道運輸與天然氣管道運輸有所不同，石油管道可與其他運輸工具平行競爭，其壟斷性要比天然氣管道弱，但由于我國所處發展階段及石油戰略的重要地位，且管道建設仍非常不足，國家仍有必要加強對管道建設的投入和監管。
（三）劃分自然壟斷業務與競爭性業務
石油天然氣行業是由開發勘探、管道運輸和終端銷售等多個環節組成，各環節的性質不盡相同。總的來說，除管道運輸因其網絡特征而具有自然壟斷性質外，其它各環節從經濟學角度來說應該是競爭性的。而我國的現狀是這兩種業務混合在一起參與市場競爭，這對于形成公平的市場競爭秩序極其不利。一方面，企業會憑借優勢地位將壟斷延伸到競爭性環節；另一方面，會導致“交叉補貼”的長期存在。
從國際經驗看，為在具有自然壟斷業務的行業改革時創造公平競爭的環境，各國都在改革之初嚴格界定石油天然氣行業的非自然壟斷環節和自然壟斷性環節，并將這兩種業務根據改革的進程逐步分離。如美國的天然氣行業改革就是從分離銷售與管道開始的。首先，聯邦能源規制委員會要求管道公司把天然氣運輸與其他各種服務（主要是銷售）分離，規定消費者可以從任一生產者處購買天然氣，生產者也可以直接向最終用戶和批發商賣氣，生產者之間展開爭奪用戶的競爭。其次，要求管道公司公平地提供管道服務。盡管天然氣產業上下游已經形成了競爭市場，但是，由于管道運輸具有一定的自然壟斷特性，聯邦能源規制委員會要求管道公司對所有的市場參與者提供非歧視性的管道運輸服務。
應借鑒國外改革的經驗，根據我國行業特征和發展階段，逐步將自然壟斷性業務從競爭性業務中分離出去，競爭性業務放開市場準入，建立公平有序的競爭秩序，形成多元化發展的格局；而在自然壟斷性環節加強監管，防止濫用壟斷優勢，確保管道運輸的安全和穩定，保證對第三方提供非歧視性管道接入，保證整個市場的公平競爭；在有條件的情況下可引入一定程度的競爭，如可由兩家國有企業競爭經營，以最大程度地降低壟斷造成的效益損失。在嚴格區分自然壟斷業務與競爭業務的基礎上，應該對不能獲得正常經營利潤，具有普遍服務性質的環節形成合理的財政補貼機制，避免因行業內的交叉補貼而擴大壟斷的范圍。
（四）投融資體制改革
我國石油天然氣還處在發展階段，需要大量資金投入，而石油天然氣行業又具有投入周期長，見效慢，風險大等特點。我國在計劃經濟體制下形成的投融資體制已經遠遠不能滿足石油天然氣改革和發展的需要。因此，完善投融資體制，建立投資風險機制，形成包括外資和民間資本積極參與的多元化發展格局，對于我國能源安全保障和可持續供應具有重要意義。
要改變過去由政府決定和主導投資的方式，政府在投資領域的角色應是制定行業發展規劃，公布投資信息，協調部級的投資項目；對關系到國計民生重大項目適當進行投資，但這些項目的投資決策應充分科學化和民主化，且不一定由國有企業獨資經營；同時，抓緊制定和規范我國天然氣企業境外投資監管制度。至于具體的投資活動應由企業自主決策，鼓勵多渠道，包括在國內外資本市場上籌集資金的方式，加大石油天然氣勘探、開發、管道運輸的投資；鼓勵各種資本通過參股、控股、合資、合作等形式參加我國石油天然氣建設，逐步推行投資主體多元化；鼓勵能夠發揮我國比較優勢的石油天然氣企業對外投資，支持具有競爭力的天然氣企業跨國經營，并在信貸、保險等方面予以幫助。
（五）價格體制改革
價格的市場化改革往往是各行業改革的攻堅環節，它要求市場競爭的局面初步形成，有相應的體制環境和配套條件，如在自然壟斷領域就要求有發達的管網作保證，而這些在我國現階段基本不具備，因此不能操之過急，應根據我國石油天然氣行業的發展階段和行業特點制定相應的價格市場化道路。
1.完善與國際價格接軌的辦法，促進石油價格機制的形成
從長遠看，國內石油價格改革的最終目標是放開價格，由市場競爭形成。但在競爭性市場結構尚未建立，市場競爭還不充分的條件下，完全放開價格不現實。近期改革的重點應是進一步完善石油價格接軌，接軌的原則是：一是有利于充分發揮市場配置資源的基礎性作用，價格的確定要反映市場供求變化；二是適應加入WTO后市場逐步開放的要求，堅持與國際市場接軌；三是以企業為主體，國家適度管理；四是多種機制減少價格波動。石油價格的市場化改革可先在成品油環節突破，并帶動其它環節的價格市場化進程。
2.以供求關系為基礎，兼顧能源比價，形成合理的天然氣價格機制
天然氣定價機制改革應按照發展階段和行業特點，循序推進市場化進程，保障投資者的合理回報。改革初期，政府應確定管輸價格，可以采取社會平均回報率或略高的投資回報率，以吸引多種資金進入，擴大管網規模；逐步放松對天然氣行業其它環節的價格的管制，鼓勵供求雙方制定包括“照付不議”條款在內的長期供氣合同；還應與可替代能源(如燃料油、柴油、LNG等)價格和物價指數掛鉤，以鼓勵天然氣消費。改革后期，應逐漸在上游引入競爭，允許第三方進入天然氣管輸網絡，創造競爭的市場環境，在條件成熟時政府不再監管天然氣井口價，但對管輸價格仍然嚴格監管。
（六）現代企業制度建設
石油天然氣行業國有企業改革與重組應以建立現代企業制度為目標，建立合理的公司治理結構，實現責權利相統一和所有權與經營權徹底分離，完善經營機制，提高優秀競爭力。同時，建立有效的激勵和懲罰機制，特別是在投融資領域，實行法人負責制，研究出臺一系列優惠政策，支持并推動企業減員增效，處理不良資產。
由于國有經濟在石油天然氣行業中占主導地位，為推動改革的順利進行，必須探索國有資本的多種實現形式，實現產權多元化。其中，股份制是優化國有經濟的有效方式之一。國有資本通過股份制可以吸引和組織更多的社會資本，從而放大國有資本的功能，提高國有經濟的控制力、影響力和帶動力，并促進產權多元化的形成和市場化改革進程。
二、政策建議
（一）健全法律法規體系
應從法律保障我國能源安全角度出發，制定國家層面涵蓋整個國民經濟的《能源法》；抓緊制定和修訂《反壟斷法》、《反傾銷反補貼條例》、《保障措施條例》等維護公平競爭、整頓和規范市場經濟秩序的法律法規；加快制定《石油法》和《天然氣法》；為促進節能，應根據需要完善《節能法》，并加快制定《節能法》配套法規和實施細則，引導和規范全社會用能行為，其重點是制定《節約石油管理辦法》、《能源效率標識管理辦法》等。為保證法律法規的落實，應加強執法，完善法律法規的基礎上，健全執法體系，加強監督檢查，依法實施管理。
（二）制定綜合發展戰略
石油天然氣不僅與國民經濟各部門的發展休戚相關，而且內在聯系也非常強的行業，因此，在對國內外資源和需求變化進行科學預測的基礎上，制定長期的系統的行業發展戰略和政策措施，不僅對行業發展非常必要，而且還將促進整個能源產業的發展，對國家能源安全保障和能源可持續供應都有著重要的意義。石油天然氣行業的發展變化非常快，行業內外的經濟關系非常復雜，制定發展戰略應周全考慮，充分征求社會各界的意見，以保證政策的連續性、穩定性和協調性。
（三）管理機構改革
1.建立集中統一的能源管理部門
能源產業是關系到國計民生的國民經濟重要產業，涉及石油等國家短缺戰略物資、以及電網和天然氣網的建設和運行等國家經濟命脈，同時，能源內部各行業間的關聯性和互動性很強，這些決定了能源產業是一個綜合性很強的產業部門，其發展除了應遵循市場經濟規律外，還應有政府管理和協調。而我國目前的能源管理呈多部門分散態勢，綜合性和長遠性較差，為此，應借鑒北美經驗建立國家層面的集中的宏觀能源管理模式。這種模式比較符合我國能源大國的特點。應將分散在多家綜合部門的能源部門分離出來重新整合，將管理權集中，這能有效避免政府職能的重復及交叉；按照煤炭、石油、天然氣、電力、新能源和可再生能源分別設立專業性的司局，以加強對這些行業的發展戰略、政策目標、管理體制框架、法律法規的研究和制定。
2.建立獨立的監管機構
由于能源產業改革的特殊性及其廣泛存在自然壟斷性環節，發揮政府管理的作用是勿庸置疑的。但政府應該逐步從競爭性領域退出，進一步轉變職能，從“指令性管理”向“禁令性管理”轉變，這就要求將政策的制定與監管職能完全分開，建立獨立的部級綜合監管機構和行業監管機構。
根據監管機構設置的原則及職能確定，設計了三個能源領域監管設置的方案。
第一種方案：建立獨立于能源主管部門的部級綜合能源監管機構；部級綜合能源監管機構下對網絡性質較強的行業（如電力、石油、天然氣）設單獨的行業監管機構。
第二種方案：國家能源主管部門內設立能源監管機構，并通過立法規定其獨立監管的權力，在監管機構下對自然壟斷性較強的電力、天然氣、石油單獨設立行業監管機構，這些行業監管機構是相對獨立的。
第三種方案：充分考慮現有能源管理機構的現狀和正在進行的改革，可考慮在現有能源管理格局下盡快建立自然壟斷性強的電力、天然氣、石油行業單獨的監管機構，按照權責對等的原則賦予這些機構真正行使監管的權力，并將能源局仍保留的相關行業監管職能盡快分離出來，歸入成立的行業監管機構，沒有建立獨立的行業監管機構的行業監管職能仍暫由能源局行使。
上述三種方案是根據不同的背景和目標而設計的，從真正實現政監分開，提高監管效率方面考慮，第一種方案是理想方案，也是最符合建立現代監管體制要求的模式；從現實性和可操作性角度考慮，第二種方案是現在應該采取的模式，但鑒于我國現有的能源管理格局，可先由第一方案起步，但過渡時間不能太長。需要強調的是，這三種方案都是在國家和地方設立相應的監管機構，即都在省一級也建立相應的政府主管部門、綜合監管部門或行業監管機構（個別行業可根據情況需要在區域一級設立相應機構，如區域的電力監管機構）。其中地方成立的監管機構，職能相對獨立，權限也較大，且隨著改革的深入，具體監管的實施應主要放在地方監管機構，但地方級的機構都接受國家相應機構的管理或監督；不管采取何種方案，都應在明確各自隸屬關系和職能劃分的基礎上，處理好國家能源主管部門、部級能源監管機構、行業協會及各地方相應機構的關系；在發揮能源主管部門和能源監管機構作用的同時，逐漸加強行業協會在能源協調發展和社會監管中的獨特作用，以促進監管的公開透明，提高監管效率。
（四）建立石油安全保障體系，確保可持續供應
我國石油供應的不安全性體現在多個方面，對外依存的增大、企業石油庫存量過低、國家石油戰略儲備尚未建立、石油進口外匯支出逐年增加、進口通道安全性變差、國內石油價格過分依賴國際油價、國際石油地緣政治的重大變化等等都對中國獲得穩定、可靠、安全的石油供應產生影響。我國石油供應既存在價格急劇變動的經濟風險，也存在石油供應階段性、部分性供應中斷的隱患，因此，完善石油安全保障體系應成為我國能源發展戰略中的重要內容。
1.多種方式保障石油安全
為確保經濟的穩定發展和能源的安全供應，必須采取多種途徑利用國際能源資源和市場。現在盡管世界區域性紛爭不斷，但經濟手段仍是解決能源領域的主要途徑，我國還是應充分發揮經濟杠桿的作用，遵循市場規律，主動出擊，在全球性的石油資源爭奪中逐步占據有利位置，不再受制于人。但世界的復雜形勢也要求我們有應對策略，未雨綢繆，在主要運用經濟手段時，必要時結合使用多種辦法保障我國的能源安全。隨著我國實力的增強及國際地位的提高，保障石油安全應該日益與國家的政治、經濟甚至是軍事緊密聯系起來，國家應增強外交活動中對能源領域的關注度及目的性，在國家層面對開放性能源政策實施統一指導和協調，建議與俄羅斯等能源大國建立穩定的能源合作雙邊機制。
2.立足國內，利用國際市場
總體而言，應該立足國內、面向世界，解決我國石油供應不足的問題。首先，應立足國內，一方面要在提高經濟效率的前提下，充分挖掘國內能源生產能力，加大對國內油氣資源勘探的投入，增加海洋油氣資源勘探的投入，大力發展油氣生產。另一方面，應改善我國能源結構，形成我國多元化能源結構，特別是充分利用可再生能源，發展石油替代能源；大力實行節油，發展石油高效利用技術，提高石油利用效率。同時，應加強西部能源的開發，提高開發和利用西部能源在保障我國能源安全中的戰略地位。
在加強我國油氣資源勘探和開發的同時，要充分利用國際市場，多方位開拓油氣供應渠道。隨著經濟實力的進一步增強，中國已有能力在國際市場上調整石油供應安全戰略。應盡快確定成本較低和較為可行的能源供應方案，盡可能經濟、合理地利用國外能源資源。可通過對海外石油勘探開發給予積極的扶持政策，如對運往國內加工利用的海外份額油取消或優先獲得進口配額和許可證，建立海外石油勘探開發基金和信貸支持等，并對份額油的進口免征進口稅等辦法推動有實力的企業走出去，建立海外油氣生產基地，以減少對國外的直接依賴，降低能源供應風險。
3.加強能源安全評估和預警體系建設
我國石油不安全性主要集中在石油行業，既存在價格急劇變動的經濟風險，也存在石油供應階段性、部分性供應中斷的風險。應該建立一套保障能源安全的全面、系統和完善的機制，包括密切關注國際能源發展態勢，全面評估我國的能源狀況，監控我國能源發展變動情況，并對可能出現的能源危機做出預警反應，相應采取應急措施等。應全面分析在哪些情況下我國可能發生能源危機，根據國內外能源形勢適時判斷可能發生危機的嚴重程度，進行能源安全評級（可有不同的評級方法，如可按程度不同采取“藍”、“綠”、“黃”、“橙黃”、“紅”的警示），并針對不同級別的能源危機設計系統的應急方案。這樣既可以保證我國在突發事件發生時從容應對，又不至于在出現一般性的國際市場價格波動或暫時性的國內供求矛盾時采取過急措施而導致國民經濟遭受重大損失。
4.完善油氣儲備體系
建立油氣儲備是世界各國通行的解決能源安全的重要舉措，其中石油是最主要的戰略儲備物資。20世紀70年代兩次世界石油危機使一些石油消費大國紛紛響應由經合組織(OECD)1974年設立的國際能源機構(1EA)所制定的石油儲備標準，建立起由政府控制的國家戰略石油儲備。與此同時，西方國家的石油生產銷售商也擴大了各自企業的石油儲備能力，這使得這些國家在能源安全方面應變能力大大加強，并藉此給其他國家施加更大壓力。而我國對進口石油的依賴度不斷上升，進口石油又主要來自局勢動蕩的中東地區并且要通過漫長的海上運輸線，石油的持續供給存在一定的不確定性。為防止突發事件導致我國能源供應的中斷，建立我國的石油戰略儲備勢在必行。應結合我國國情，借鑒國際成熟經驗，組成部級的專門機構，并由國家作專項資金安排，確保石油儲備的戰略性、統一性、安全性；科學確立戰略石油儲備的水平，合理安排儲備基地的布局，建立有效機制促使企業積極參與石油儲備工作，逐步形成“實物儲備與產地儲備相結合”，“國家為主、分級儲備、官民結合”的儲備體系；隨著科學技術在石油天然氣中的作用日益顯現，技術儲備也應逐漸成為油氣儲備體系中的重要內容，以使我國能在發生石油安全危機時能啟動技術儲備從容應對；應完善石油市場體系，盡早使國內油價與國際油價真正接軌，采取國際通行的市場手段，如石油期貨交易等緩沖石油危機的壓力。
（五）提升石油天然氣在能源結構中的地位
隨著我國經濟和社會的發展，現代經濟工業部門的不斷崛起，我國對石油天然氣的需求將進一步上升，并將占能源進口的絕大部分。今后我國能源安全的焦點將集中在石油天然氣行業，它的發展將影響我國的能源安全和可持續性供應。多年來，我國的能源發展戰略都是將煤放在主導地位，這和我國的能源資源狀況及當時所處的發展階段有關，而且這種能源發展戰略也確實在我國制造業競爭力的形成過程中發揮了重要作用。但隨著國際能源形勢的變化，我國經濟實力的提升，經濟結構的戰略性調整的推進，以及環保對經濟和能源發展的制約日益顯現的背景下，調整我國的能源結構勢在必行。煤炭將繼續在我國經濟和能源發展中占據重要地位，但這并不是我們的最佳選擇，甚至是一種無奈的接受。隨著我國煤炭開發成本的提高以及煤質的下降，結合環境壓力綜合考慮，煤炭在能源發展中已沒有以往的優勢，石油天然氣在現代經濟中的地位將日益重要。一個處于現代社會的國家，沒有煤炭可以維持一段時間，但如果沒有石油，整個社會將立即癱瘓。因此，在強調煤炭的重要性的同時，應該提升石油天然氣在能源發展戰略中的重要性，雖然目前還不能取代煤炭在我國能源結構中的重要地位，但至少應該將石油天然氣提升到與煤炭同等重要的地位。其中石油與天然氣的重要性在性質上略有不同，石油的重要性是從國家能源安全的角度考慮的，而天然氣的重要性是作為一種上升勢頭非常好的清潔能源，將有可能成為我國調整以煤為主的能源結構的突破口。
（六）制訂經濟激勵政策
建立國家能源安全戰略固然要靠政府支持，但更為重要的是必須鼓勵其它資金參與，實現國家的能源發展戰略目標。為此，各國政府通過各種政策鼓勵和支持民間企業對有利于國家能源安全的投資、開發和儲備。主要通過增加低息貸款、貼息貸款、調節稅費、財政擔保和補貼、建立專用基金，以及加速折舊等多種方式對行業發展給予必要的支持。我國也可借鑒國際經驗制訂相應的經濟激勵政策，加快石油天然氣行業的改革和發展步伐。
為保證石油天然氣行業的可持續發展，建議制定稅收優惠政策，妥善處理石油天然氣生產、運輸，上游、中游與下游間，以及資源性地區與非資源性地區的分配關系。應研究建立石油天然氣行業稅收在相關地區的合理分配制度，兼顧資源省區、過境省份的利益，體現向西部傾斜的政策。為保證石油天然氣安全，鼓勵天然氣形成使用，建議逐步將生產型稅種調整為消費型稅，并提高汽油的消費稅率，減輕天然氣勘探開發、城市配氣、LNG進口稅賦，實行差別稅率，對發電用氣給予稅收優惠。建立海外石油勘探開發投資保險機制，放寬審批權限，份額油返銷國內實行零關稅；節油代油設備投資稅收減免。
（七）設定改革的過渡期
由于石油天然氣行業改革的特殊性和艱巨性，在朝著市場化改革的目標邁進的過程中，不能寄希望于短期內解決所有問題，特別是在完善法律法規，健全行政管理體制等方面，更有賴于改革的探索實踐。因此，對改革設置一個3到5年的過渡期非常有必要。在這段由舊體制向新體制轉變的過渡期內，允許對改革內容作一些特殊安排。如在現有能源局的基礎上過渡一段時間再成立綜合能源主管部門；盡快完善電力監管委員會，并著手建立天然氣監管委員會，在此基礎上著手建立綜合性能源監管機構；在國家相關法律沒有出臺之前先制定行之有效的有關條例，待時機成熟后再逐步過渡到國家層次的法律。
前言
自國家作出西部大開發的重大戰略決策以來，西起塔里木東抵上海的“西氣東輸”天然氣管道工程成了燃氣行業最熱門的話題之一，引起國內外廣泛關注；它是西部大開發的標志性工程，序曲工程，是貫徹落實西部大開發戰略的重要舉措。該項工程將于2001年開工，2003年建成送氣。它的建成對于加快新疆以及我國西部地區具有重大意義，將促進我國能源結構的調整，有效地治理大氣污染。
廣東地區(尤其是深圳市)經濟增長較快，能源需求量較大，然而省內能源匿乏，能源自給率僅為10％；同時南海天然氣在數量和時間上均難以滿足需求。因此，1999年底國家正式批準廣東LNG試點工程總體項目一期工程立項，各項籌建工作正緊鑼密鼓地進行，目前，己進入了LNG接收站和輸氣干線的招商階段。
深圳市早在1986年就開始為迎接南海天然氣而積極準備，規劃做了一輪又一輪，方案討論了一次又一次，隨著MG項目的啟動，深圳天然氣夢真要成為現實了。
越來越多的跡象表明：的天然氣正伴隨著21世紀的鐘聲向我們走來。
一、天然氣資源情況
我國有豐富的天然氣資源。全國第二輪資源評價結果認為：我國有38×1012米3(38萬億米3)的天然氣資源量，其中陸上30×1012米3，海域8×1012米3，主要分布在中西部地區和近海海域(約占全國天然氣資源總量的80％)。至今累計探明了2．3×1012米3的天然氣儲量，探明率僅為5．8％。“八五”以來的近十年間，我國探明天然氣儲量年均以1200×108米3以上的速度增長；年產氣量平均以10％以上速度增長。1999年全國天然氣生產量為252億米3，預計2000年生產天然氣300億米3，到2005年可達到400—450億米3,到2010年將達到700—800億米3。
全球天然氣探明儲量比過去20年增長了一倍，截止到2000年1月1日，世界天然氣探明儲量為5146萬億立方英尺(145萬億米3)，前蘇聯、中東、亞太地區的天然氣探明儲量都呈上升趨勢，僅俄羅斯和中亞三國就擁有剩余可采的天然氣儲量達58×1012米3，每年可向我國提供數百億米3的天然氣資源。
進口LNG有著廣泛的資源基礎，1998年全球LNG進出口貿易量達8249萬噸(1130億米3)，主要出口國包括印度尼西亞、澳大利亞、文萊、卡塔爾等，LNG出口能力合計達1億噸以上。由于LNG貿易屬于買方市場，資源供大于求，中國進口LNG將有多個來源可供選擇。在2000—2005年間，亞太地區的馬來西亞、澳大利亞和印尼都有新增LNG供應能力的項目，此外，還將涌現阿曼和也門兩個LNG新出口國。我國天然氣進口在2005年將達到50—120億米3、2010年達到210—260億米3，2020年達到537—1037億米3，進口天然氣屆時將成為中國天然氣市場的重要組成部分。
二、我國近中期利用天然氣項目
目前我國累計探明天然氣儲量主要分布在中西部地區和近海海域，天然氣開發利用受到地區性的限制，：到目前為止建成輸氣管線只有13000多公里，且主要以地區性干線為主，如陜一京輸氣管線和崖13-1一香港輸氣管線等。為滿足我國經濟發達、能源短缺的東部及東南沿海地區的需求，今后十年內我國將新建六項天然氣利用工程，形成六個區域性輸氣管網。計劃建設的這六項工程分別是：
1)已經開工的澀北一西寧一蘭州管道
管線全長950公里，年輸氣能力，20億米3,計劃2001年10月建成。國家已將該項工程列為重點工程項目實施。
2)重慶忠縣一武漢管道
主管線全長703公里，管徑700mm，年輸氣能力30億米3，計劃2002年建成，主要供湖北、湖南省用氣，中遠期部分供江西省。
3)新疆輪南一上海管道
管線全長4200公里，管徑1500mm兩條。管線計劃2003年建成，2005年一期規模達產，供氣量在2003年、2004年、2005年分別為42億米3、74億米3、108億米3，2010年達到199億米3。
4)陜北一北京復線
在已建成的陜京管線上，增建加壓站，提高輸氣壓力，將原輸氣能力由20億米3／年，增加到30億米3／年。供應河北、山東兩省，保證對北京的供氣量。管線計劃2002年建成。
5)俄羅斯一東北一華北一華東管道
管線全長4091公里，其中中國境內2131公里。規劃從俄羅斯進口300億米3／年，中國境內利用200億米3／年，其中，東北地區100億米3／年；環渤海地區l00億米3／年。輸送到韓國100億米3／年。
6)引進LNG和利用海上油氣資源的管道
包括廣東LNG項目，渤西南氣田向膠東半島供氣，東海春曉氣田向浙江供氣，南海氣田向海南和廣西供氣。
待這六項工程建成后，將把這些管道所在區域性管網連接起來，形成產、運、儲、配、銷五位一體，橫穿西東、縱貫南北的天然氣輸送，這樣全國的天然氣利用程度也將從現在的百分之二左右，提高到百分之七以上。
三、廣東LNG工程項目
廣東LNG工程項目包括：接收站和輸氣干線項目(以下簡稱站線項目)，以及燃氣電廠、城市燃氣、獨立等用氣項目。
1、項目規模
一期工程規模年進口300萬噸LNG，接收站站址位于深圳秤頭角，通過輸氣干線，向惠州和深圳前灣2個新建燃氣電廠，深圳3個現有燃油改燃氣電廠，深圳、廣州、佛山和東莞4個城市燃氣，以及香港電燈集團有限公司新建燃氣電廠和香港中華煤氣有限公司供氣，目標是2005年投產。
二期工程，新增年進口200萬噸LNG，引入南海天然氣15億米3／年，實現近海天然氣和進口LNG兩種資源互補，除增加向已有項目供氣外，輸氣干線延伸向珠江三角洲的惠州、肇慶、江門、中出和珠海等城市供氣，計劃2008年投產。
LNG接收站也分兩期建設。一期工程設置兩座13．5萬米3儲罐，
二期再增加一座約10萬米3的儲罐。接收站配備高壓開架式海水氣化器，并設高壓浸沒燃燒式氣化器作調峰和備用。氣化能力：一期1200米3／小時LNG；二期2000米3／小時LNG。接收站港址內建可停靠13．6萬米3LNG運輸船的專用泊位一個，棧橋長450米，停泊水域設計水深為—13．2米。主泊位旁建一工作船泊位。
該項目的輸氣干線一期主干線起自秤頭角接收站出站端，經坪山、東莞、廣州，到達佛山，全長215．4公里，年輸氣量約為40億米3。一期還包括兩條支干線，坪山惠州電廠支干線長32．6公里，坪山至前灣電廠、美視電廠支干線共長78．8公里。二期主干線起自珠海市的橫琴島，經珠海、中山、江門、鶴山市，最終到達佛山，全長181．7公里，年總輸氣量82億米3，包括南海15億米3天然氣。
2、投資
接收站和輸氣干線一期投資約51億元人民幣；二期投資21億元人民幣。資本金30％由參股各方自有資金注入。資本金以外部分的融資方案在可研階段確定。
3、股份
本項目為中外合資項目，項目發起方包括：中國內地發起方、中國香港發起方和外商合作伙伴。參股比例中，中國內地發起方占64％，香港發起方占6％，外商合作伙伴參股30％。在中國內地發起方中，中國海洋石油總公司占33％，深圳市投資管理公司占14％，廣東省電力集團公司占6％，廣州市煤氣公司占6％，東蕪市燃料工業總公司占2．5％，佛山市燃氣總公司占2．5％。香港發起方中，香港電燈公司和中華煤氣公司各占3％的股份。
4、用戶
廣東LNG工程項目其供氣范圍覆蓋珠江三角洲和香港地區，用戶包括以下四大方面：1、珠江三角洲九個城市的燃氣供應，包括民用和工業用戶。一期覆蓋深圳市、東莞市、廣州市和佛山市，二期增加惠州市、肇慶市、江門市、中出市和珠海市。本項目將供氣至各城市門站。2、新建電廠經可行性研究和廣東省電力供應情況確定，本項目將供氣至電廠；3、油改氣電廠，一期包括深圳南山電廠、美視電廠、月亮灣電廠，本項目將供氣至電廠；二期項目包括佛山得勝電廠和沙口電廠，初步考慮由城市燃氣管網供氣。4、香港用戶，包括香港電燈集團有限公司(以下簡稱港燈)電廠用氣和香港中華煤氣有限公司(以下簡稱中華煤氣)的城市燃氣。
5、下階段工作計劃
廣東LNG工程項目，在完成接收站和輸氣干線項目外商合作伙伴選擇后，將進行一期工程有關用氣項目和站線項目可行性研究，進一步落實天然氣市場，落實項目建設條件；競爭性選擇LNG資源，談判簽定上游購氣及運輸原則協議；下游售氣原則協議和融資原則協議，并且探討國家試點政策支持。目標是2002年一季度向國家上報總體項目可行性研究報告。目前已進入了接收站和輸氣干線項目外商合作伙伴選擇階段，已有27家外商取得了標書，將于近期開標。
