石油论文范文

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1.石油贸易流向的概念

贸易流向是指贸易的地区分布和结构，通常表示为某地区贸易量在贸易总额中所占的比重。从这个意义上讲，石油贸易流向就是某地区石油贸易量占石油贸易总量的份额，因我国是以石油进口为主的国家，研究石油贸易流向主要是研究某地区石油进口量占我国石油总进口量的比重。另外，贸易流向包括两个不可分的因素：贸易的方向以及贸易的规模，在讨论石油贸易流向问题时，必须兼顾量的差别。

2.石油贸易流向的基本模式

在目前油价较高的情况下，世界各国的贸易流向模式大致可分为三种，并有各自的特点。战略导向型，即国家根据自己长期发展战略的需要来选择贸易伙伴、地区及贸易量；经济导向型，即出于经济考虑，如考虑能源运输成本或本国产业经济发展规划的要求，选择贸易方式；地缘导向型，即在扩大贸易伙伴时，更多考虑地理位置临近或者有着地理运输优势的国家作为潜在或现实的贸易伙伴。

(二)国际石油贸易整体环境

宏观环境是研究问题的出发点，作为石油贸易的重要组成部分，研究石油贸易流向必须结合当前国际石油贸易的整体背景。主要体现在以下几点：(1)全球经济的区域结构变化助推国际石油贸易；(2)石油金融市场对现货贸易的影响越来越大；(3)世界石油地缘政治格局呈现多元化态势；(4)替代能源引发石油贸易格局演变。

(三)世界石油贸易流向未来趋势

当前，世界石油贸易流向在出现新的分化组合，多元化程度进一步加深。整体看来，欧佩克的统治地位受到一定程度的冲击，世界石油贸易逐渐向俄罗斯、非洲等非欧佩克国家偏移，正确分析世界石油贸易流向趋势可以避免无谓竞争，有利于我国石油贸易流向的优化。主要表现在：(1)欧佩克石油贸易份额将有所降低，但总份额及发展潜力仍很大；(2)俄罗斯是未来石油贸易流向的重点地区；(3)里海地区贸易量增长潜力与障碍并存；(4)拉美国家石油贸易前景广阔；(5)非洲是各国实现石油贸易流向多元化的重点地区。

二、我国石油贸易流向现状分析

(一)世界石油储量分布及发展趋势

1.现有储量分布

世界石油资源的分布存在明显的区域差异。除在陆地上有大量分布以外，近年来海底石油的探明储量增长很快，现在海底石油的探明储量已占世界石油总储量的1/4以上。世界石油资源大都分布在发展中国家，其分布规律为西半球多于东半球；在五大洲中，大洋洲最少，亚洲最多。世界原油分布极不均衡，仅中东地区就占55.58％的可采储量，美洲、非洲、东欧及前苏联、亚太地区，分别占24.78％、8.72％、7.45％、2.53％。

2.能源发展趋势及未来油气生产预测

从未来世界经济、能源、环境协调发展的角度，从能源发展的资源基础和技术发展的可能性出发，预测油气生产和其他能源的发展结构，可以比较科学地反映客观规律。石油在能源消费结构中的比重正逐步下降，而天然气则是主要的替代能源，将成为21世纪的主力能源。

(二)我国石油贸易流向状况分析

1.贸易来源。中国近年来虽努力分散原油进口来源，大力实施石油贸易来源多元化战略，但进口来源单一的状况并未得到有效改善。具体到国家来讲，2007年我国主要从沙特、俄罗斯、伊朗、安哥拉和阿曼五国进口原油，自每个国家进口的原油量，均超过了1000，合计为9069万吨，占当年原油进口总量的61%。其中，沙特、安哥拉和伊朗分别以16%、15%、13%位居前三位。

2.贸易方式。当前，参与国际石油贸易的方式主要有四种，即现货、期货、长期合约及获取份额油等，我国的石油贸易方式主要集中在现货，期货很少参与，长约及份额油的获取都非常少：有关资料表明，我国石油贸易中，份额油只占进口石油的不足20%，现货采购达50%，长约油仅为50%（日本高达90%）；我国缺乏充足的储运设施，期货市场刚刚开设燃料油期货，原油期货仍未启动。国际油价的定价权在期货，我国虽然是国际石油市场的“战略买家”，但仍无定价权。

3.运输状况。相较而言，海运石油的成本较低，管道运输相对可靠，铁路运输虽然运量有限，但是陆地线路对于国家能源安全具有一定的战略意义。我国目前的石油进口方式，主要以海运为主，采用管道运输的石油主要来自中亚，而来自俄罗斯的石油基本是通过铁路运输。

4.小结。综合以上分析，整体看来，我国非洲、南美地区的石油贸易份额逐渐增大，石油贸易流向进一步多元化，但进口来源仍较为集中，主要是中东和非洲，而与我国有着良好地缘关系的俄罗斯中亚地区的贸易份额则相对不足，甚至呈现缩减趋势。具体来讲，我国目前的石油贸易流向也存在一定风险：(1)运输风险。(2)中东作为贸易主流向有一定风险。(3)与美国可能产生较大冲突。

三、我国石油贸易流向优化及保障措施

(一)我国石油贸易流向优化策略

1.石油贸易来源多元化。从地理位置上看，我国北依俄罗斯，西临中亚，与我国接壤的东南亚地区也有很丰富的油气资源，我国获得充足的油气供应，有很强的地缘保证。同时，随着我国进一步健全运输管线建设，中东海湾地区的石油输送安全性也将大大提高，我国与中东地区的石油合作也将进一步加强。

2.石油贸易方式多元化。国际石油贸易主要有三种方式，即分成油、长期供货合同和现货期货贸易。为了提高我国石油贸易方式的合理性，笔者认为可以从以下几个方面努力：(1)为了保证中国对石油资源获得的稳定性，进口原油的贸易方式应以长期合同为主，应占60％以上。(2)国家间贸易多样化。(3)大力发展石油期货贸易，参与石油金融市场，规避石油进口和价格风险，争夺石油的定价权。我国可在借鉴国际石油贸易市场多层次性、交易方式和交易主体多元性的基础上，逐步完善国内实货交易市场，有步骤地推进期货市场的建设，形成现货、远期、期货为重点的多层次、开放性的市场体系和交易方式的多元化。

3.构建“蜘蛛网”式战略运输线路。海运作为我国的主要石油运输方式，其运输能力和风险抵御能力都不足以满足国家能源安全的需要。结合我国的地缘特征和世界石油储量分布，我国要保障石油运输线路安全，应以石油管线为主，大力构建“蛛网式”战略线路，有效解决我国对马六甲海峡的过分依赖和我国周边陆路运输能力严重不足的问题。具体讲可分为以下两个方面：(1)获得印度洋的入海口；(2)构建俄罗斯、中南亚陆地运输体系。

(二)我国石油贸易流向优化保障措施

1.提高国内供给能力，适当控制国内需求和适度进口。提高国内石油供给能力是未来解决石油供需缺口最基本的一步，建议我国优先加强国内勘探，努力增加石油后备储量，保持必要的石油自给率；鼓励中国海上合资原油销往国内。在控制国内需求方面，应适当控制一次能源消费中石油比例增长的速度，大力发展可替代能源；利用税收作用，抑制石油消费。适度进口应是实现油气资源进口尽可能地满足国民经济可持续发展的实际需要。

2.充分利用当前经济危机，提高石油贸易主动性。经济危机下，很多国家需要资金救市，我国庞大的外汇储备找到了有效的投资渠道。一是可以对政治友好国家进行经济援助，为石油贸易创造良好的国际关系；二是可以用外汇与油气资源丰富的国家开展油气资产交换，比如我近期实现的中俄“贷款换石油”交易，为保证本国能够拥有长期稳定的油源供应奠定了基础，并正在一定程度上改变着国际石油交易的格局，使之朝着有利于中国的方向发展。

3.和谐发展国际关系，保障石油供应稳定性。发达国家与我国的石油竞争，最终要通过石油输出国来实现。我国应该继续发挥能源外交优势，在互利互惠的基础上，发挥中国经济崛起的优势，将石油合作纳入全方位的合作中，积极参与地区性、国际性的各种对话和交流，特别是与国际能源机构和石油输出国组织的交流，深化原油资源合作，提高对资源的获取能力。

4.健全石油政策和法规体制，推进石油产业市场化。欧美等石油生产国和消费国在立法的基础上，通过政府制定政策、监管机构统一监管、企业商业化运作等途径，形成了普遍认同的石油管理体制，实现了规范的能源产业市场化运作，也为我国提供了很好的借鉴。在市场化建设方面，引入竞争机制，取消上下游领域和南北海陆地域的限制，形成统一开放、有序竞争的市场环境，为石油企业开辟更广阔的发展空间。

四、结论

我国的石油贸易流向关系到我国能源安全，关系到我国国民经济平稳、快速的发展。研究的过程中，主要得出了以下结论：(1)由于石油本身的特殊性，石油贸易流向的研究不应该仅仅局限于石油进口来源地，也应包括石油贸易方式和运输方式，石油贸易流向的优化也必须从这几方面展开。(2)石油贸易流向的研究必须紧跟世界能源安全的新观念。(3)“石油衍生品”市场地位空前提高。(4)我国石油贸易流向多元化应是贸易来源、贸易方式及运输路径的系统多元化，相关策略制定应该充分结合地缘特征，构建以俄罗斯—里海及东南亚地区为主的贸易多元化体系。

参考文献：

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棋局[M].北京：时事出版社，2005.

[2]蔡睿彦.中国对外贸易流向问题研究[D].福州大学2005年

硕士论文.

[3]熊韶辉.论中国实现石油安全的贸易战略和策略[D].对外经

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2.从业人员素质高国外科技中介机构从业人员都是具有很高的技术、商业、法律知识和丰富实践经验的专业性人才；高水平的专业人才往往是科技中介机构成功的关键要素。国外科技中介机构定期对从业人员进行多方面培训，并通过与高校、研究院所、企业集团建立合作关系，与世界技术研究中心建立密切联系的方式，吸纳营养，提高自身水平，或实现优势互补、强强联合，为科技创新活动提供高效服务。石油工业未来的技术创新活动将越来越依赖于跨领域、跨学科、跨行业的合作。在当前各大石油公司广泛采用合作研究、联合攻关的方式开展科技攻关的新形势下，拥有跨学科、高素质从业人员且与产学研合作密切的科技中介机构能够有效地进行技术的搜寻、评估和传播，为石油企业科技创新活动注入新的活力。比如，莫比尔技术公司（MTC）就是这样的一种机构，它主要通过与用户、大学甚至同业竞争者之间的合作研究与联盟的方式，为公司的勘探开发及油气加工、产品开发搜寻技术支持。

3.服务内容和方式不断创新为了满足不断变化的市场需求，国外科技中介机构近年来在服务内容和方式上不断创新。以技术推广服务为例，以往主要针对创新活动下游，仅是将高校与科研机构的创新成果商业化，很少参与技术创新活动。但近年来，除了深化与发展技术推广下游服务的内容之外，科技中介机构还向创新活动的中上游转移，甚至在研究开发阶段，就与高校和研究机构建立合作关系[9]。科技型风险投资公司也是近年来发展的一种新的服务形式，其服务对象是一般高新型、科技型企业或者具有转化潜力的科技成果拥有者，科技型风险投资公司通过对其的培育，特别是在资金方面的服务，创造出可以转化的科技成果，从而获得投资回报。对石油企业而言，风险技术投资公司能够利用外部科技资源，实现公司技术的跨越式发展。雪佛龙公司在1999年成立了雪佛龙科技风险投资公司（CTV），面向社会上的初创企业，投资石油天然气、新兴及替代能源、先进材料等领域，以识别、开发新出现的技术并使之商业化。

二、国内石油产业科技中介机构发展现状

1.三大石油公司成为主要推动力量石油产业科技创新活动面临较大的技术风险、市场风险和资金风险，我国石油产业科技成果大都是石油企业内部投资，由内部科研单位完成研发甚至成果转化的。目前，我国石油领域科技中介机构主要由三大石油集团公司投资建立的，如中国石油天然气集团公司咨询中心、中国石油天然气集团公司科技评估机构——赛兰德科技评估中心等。其中咨询中心是中国石油天然气集团公司的直属单位，赛兰德科技评估中心由中国石油天然气集团公司批准成立。这些石油领域科技中介机构都在多年来的发展中围绕本企业的发展战略、科技进步、生产经营做了不少服务工作，积累了一定经验，取得了显著成果。

2.业务范围不断拓展我国石油产业科技中介机构主要包括一些经济技术研究机构（原来的科技情报研究机构）、科技咨询机构、评估机构等，是改革开放以后，主要是20世纪90年代以后才逐渐发展起来，这些咨询机构、评估机构最初也只是为本部门、本企业提供服务。经过多年的实践中，我国石油产业科技中介机构逐渐成熟，各类科技中介机构提供的业务也越来越广泛。例如，大港油田的经济技术咨询中心，1992年成立初期只能在石油天然气专业内开展规划咨询、评估咨询、投产后咨询3项业务，经过30多年的发展，其资质范围扩展为在石油天然气和石油化工两大专业，可开展科研项目建议、评估咨询、招投标咨询等6项业务。诞生于克拉玛依油田的石油管理局工程咨询中心在石油管理局和油田公司的支持下，在发展中由单一咨询业务扩展为工程咨询、安全评价、规划咨询和油气咨询四大业务板块，其中工程咨询和安全评价更是拥有国家甲级资质。

3.服务水平逐渐提高目前，我国石油领域科技中介机构的发展已初具规模，各类科技中介机构积极从实践中总结经验、探索规律，服务水平得到了提升。以中国石油天然气集团公司咨询中心为例，该咨询公司汇集了一批包括中国工程院院士、著名教授、技术专家等在内的石油行业德高望重的优秀科技人才，自1993年成立发展至今围绕中国石油天然气工业发展战略和油气勘探开发目标、重大工程建设项目，根据科学第一的原则进行了决策咨询、专题研究、可行性论证等，十余年来先后完成了上百项成果。咨询中心在发展过程中还根据油气勘探、油田开发、炼油化工、工程经济等不同专业建立了相应的专业咨询部门及机构，组织了专家委员会，定期举行专题研讨，在管理和服务等方面逐步形成了一套科学具体的办法和程序，服务水平在国内堪称一流。

三、提升我国石油产业科技中介机构发展水平的对策

1.制定相关政策法规，引导市场化和规范化运行科技中介机构是一种专业性的科技服务机构，应该以独立的法人身份参与市场竞争。我国多数科技中介机构依托于相关行政部门，对政府依赖性强，缺乏明确的市场定位。目前，我国石油产业科技中介机构多由三大石油公司投资建立，隶属关系极强，由于种种原因不仅造成了一定程度上的业务垄断，阻碍了民间独立石油领域科技中介机构的发展，而且这些机构执业的公正性、透明性、客观性也往往受到质疑。因此，在我国尚处于经济与社会转型期的客观条件下，亟需依靠相关法律法规来规范中介服务市场秩序，为我国石油产业科技中介机构的健康发展奠定坚实的制度环境基础。一方面通过制定相关法律法规引导和规范石油产业科技中介机构，明确其法律地位、权利义务，使其成为政企分开、产权清晰、自主经营、自我发展的市场主体；另一方面，还要通过公正平等的政策，为石油产业科技中介机构的发展营造公平的社会环境，鼓励民间独立石油产业科技中介机构的培育和发展。

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完井工程技术是目前最成熟的采油技术之一，整个采油工程主要通过钻井来实现，但钻井的施工由于石油工程是想独立的状态。当钻井作业完成之后，即可实现向井下输送套管进行固井作业，包括射孔、排液、管柱安装等一系列过程，都是完井工程的必要构成部分。完井工程技术的密封性很好，普遍适用于直井、斜井、水平井类型，在二次和三次采油技术应用中发挥了很好的基础作用。

1.2人工举升技术

人工举升技术是采油过程中最常见的手段，又被称之为“机械采油”技术，主要针对与一些由于压力减弱，需要利用人工力量向油井下补充能量，促使原有不断被开采出来的方式。我国在人工举升技术的应用的实践持续了半个世纪之久，在技术研发方面取得了显著的成果，目前基于这一技术存在的的有电动潜油泵采油技术、水利活塞技术等。

1.3分层注水技术

分层注水技术主要利用在二次采油过程中，油井下方是多层油藏，其关键在于提高注水行为在地下形成的波及效率。这一技术在我国上世纪九十年代开始普遍采用，目前也达到了国际先进水平。

1.4热超导技术

热超导技术的原理是利用了物质的热阻差别，主要根据化学技术原理，在密封的管体内填充化学介质，促使它的热阻趋近于零；由于化学机制在受热情况下产生不均有的变化（相变），导致汽化潜热中产生巨大的声速传递能量。热超导技术的的特点是作用明显、成本低、效率高，同时对地下油井的影响业很小，具有环保亲和性，是一种安全性较高的技术。

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2石油化工控制室抗爆设计规范

(1)抗爆控制室宜布置在工艺装置的一侧，四周不应同时布置甲、乙类装置，且布置控制室的场地不应低于相邻装置区的地坪。(2)抗爆控制室应独立设置，不得与非抗爆建筑物合并建造。(3)抗爆控制室应至少在两个方向设置人员的安全出口，且不得直接面向甲、乙类工艺装置。(4)抗爆控制室建筑平面宜为矩形布置，层数宜为一层(不应超过两层)。(5)抗爆控制室宜采用现浇钢筋混凝土结构。(6)在人员通道外门的室内侧，应设置隔离前室。(7)活动地板下地面以上(即活动地板与室内基础地面之间)的外墙上不得开设电缆进线洞口。基础墙体洞口应采取封堵措施，并应满足抗爆要求。(8)抗爆控制室的重要房间、一般房间的空调系统宜分开设置。(9)重要房间空调设备的启停及故障报警信号应引至DCS。

3石油化工仪表系统防雷设计规范

(1)控制室建筑物应按GB50057第一类防雷建筑物的规定，采取防雷措施。老规范要求为二级。(2)仪表系统设备的安装位置距建筑物外墙的内壁距离应大于1．5m。对于抗爆结构建筑物，仪表系统设备的安装位置距建筑物外墙的内壁距离应大于1．0m。

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在海外资源的获取上不能服从超级大国的政治指挥棒

当前，尽管对国民经济未来中长期发展过程中的石油需求量还有不同预测，但一个可以基本确定的共识是，我国在“十五”及此后一段时期内的新增石油需求几乎将全部依赖于进口。特别是从一个长期过程看，到2020年前后，我国的石油进口量就很有可能要超过日本（日本目前的石油进口量约为2.5亿吨／年）而突破3亿吨／年，成为世界第一大油品进口国。而1999年全世界石油实际产量才只有33亿吨（含中国）。面对这样一个数量巨大的资源进口预期，仅仅从应对当前国际油价波动的角度探索石油安全的措施是远远不够的，还要及早在获取稳定的海外资源供给上采取战略性对策。其中最重要的，是要参与对海外石油富集地勘探开发权的竞争。

在过去一些年中，尽管我们已在参与海外油田勘探开发及获取“份额油”方面取得了一定的进展，但由于此前我国的石油进口仅是一种“补偿型”、“调剂型”的进口，总体上海外开发的努力仍属尝试性质。当前国际上资源富集的大油田仍主要掌握在西方的国际垄断资本手中，世界排位中前20家大型石油公司垄断了全球已探明优质石油储量的81％。今后我国的石油勘探开发要在一定程度上实施战略性外移。目前我国海外项目平均每桶原油的发现成本仅为2.41美元，平均操作成本仅为2.1美元。“与其贫中找，不如富中争”。我们要敢于、善于大规模加入到对国外油气前景非常优秀的地域的投资竞争中去。

在当前世界政治格局中，尽管和平仍是主基调，但个别大国操纵世界的企图非常明显。在事关国家经济安全的战略举措上，我们不能被动地服从大国的指挥棒，一定要有我们自己的利益取向，注重和那些石油资源富集的第三世界国家主动建立多元化的战略联盟关系。从目前看，中东地区应当是我们重点出击的地区。其中，伊拉克的石油储量居世界第二位，2000年世界格局中的一个重要动向是很多国家已经开始用各种方式打破个别大国的封锁靠拢伊拉克，其目的就是要在新一轮资源竞争中获取先机。我国的石油战略要走出去，就要选准走出去的目标；而且要赶紧走，坚定不移地走，排除阻力地走。

要加入对伊拉克这类国家的资源竞争，需要对我国目前的海外投资战略与政策进行必要调整。尽管随着人类对自然资源认识的深化还会有新的发现，但世界上有利的资源富集地已经所剩不多，这个基本状况不会有大的改变。“走出去”不是应对短期危机的措施，而是直接关系到我国长期经济发展目标能否实现的根本性举措。要从抢占新世纪发展制高点的高度、从资源战略重大转折的意义上来认识海外石油投资的重要性。

考虑到资源开发周期长、投资大的特点，规模小了不行，决策慢了也不行。因此在“十五”期间的国家战略性投资规模中，有必要对此作出专项安排。此外，由于运费及许可证、关税等方面原因，我国目前通过海外投资获取的“份额油”（2000年度预计达550万吨）大部分都在国际市场上卖掉了，因此在“份额油”进口上，国家有必要采取等同于国内自产油的税赋政策，以鼓励海外勘探开发。一个基本的估计是，如果到2010年我国通过海外投资获取的“份额油”达到3000万吨以上，海外石油生产基地的产量占到国内供给缺口的25％－30％时，我们就能在国际油市的采购价格和采购规模上取得较大的主动权。

要重视价格安全，积极参与国际期货市场的竞争

人们已经逐步认识到，在关于国家石油安全的探索中要重视价格安全的问题。我们不仅要着眼于在实物供给方面买到足够数量的油，还要着眼于买到风险尽可能低、价格尽可能便宜的油；我们的“走出去”战略不仅要包括走到海外石油资源勘探开发领域中去的战略，而且还应包括走到国际风险市场中去的战略。

总书记在中央经济工作会议上强调，要高度关注国际石油价格上涨问题，指出“西方国家正在全球掠夺石油和天然气资源的控制权”。可以说中央的这个判断非常准确。从1998年以来国际油价暴跌、暴涨的巨幅波动并非是石油供求关系变动的正常反映，而是国际石油垄断资本和国际投机资本操纵的结果，是西方大国政治层面纵容的结果。历史地看，整个20世纪中世界的不安定始终是和西方大国对包括石油在内的资源控制权的争夺密切联系在一起的。其手段，从掠夺和瓜分殖民地开始，到跨国公司垄断世界石油资源，到发动局部石油战争，到利用民族矛盾等鼓动某些政治势力颠覆石油战略要地的政府，20世纪末已发展为利用充裕的国际游资操纵国际石油市场。国际油价巨幅波动的实质是西方大国在力图利用市场化手段争夺资源控制权。这一新特点应当引起我们的高度警惕并采取切实有效的战略对策。

当前，我国已成为世界上石油需求量增长最快的国家，而且很快会成为世界上石油进口量最大的国家。作为仍处于工业化中后期的发展中国家，我们是国际油价巨幅波动的最大受害国。在过去很长时期中，我国的石油进口基本采取了对国际油价“被动接受”的方式。在国际石油期货市场上的“套期保值”以致“高抛低吸”等规避、抵御价格风险的操作只有少量尝试性参与。资料显示，由于缺乏经验和战略性筹划，在过去3年中，我国几乎总是在价格高位时在国际市场上的采购量最大，价格低位时相反。这个问题应当引起高度关注。我国在2003年时石油进口量就可能突破1亿吨，每桶采购价多花3美元，1亿吨就要多花20余亿美元（依不同油品，一吨约折合7桶计）。现在看，单纯的“内外贸一体化”改革不能满足规避价格风险的要求；从1999年末以来依靠不断调整成品油价格，毫无屏蔽地把国际市场风险向国内的下游产业释放也不利于国民经济的稳定运行。

对我国这样的需求大国来说，参与以期货市场为主的国际风险市场的竞争是维护国家利益的必然选择。参与国际风险市场竞争需要重点考虑四个方面的政策。

一是我国应当积极、主动、规模逐步扩大地进入国际石油期货市场。我们要走出总是被动防守的格局，用市场化的手段来对抗市场化的风险。建议在国家石油安全战略中将进入国际期货市场作为重要措施之一。

二是对石油石化领域的国家级企业（集团），在国际期货市场上实行战略性分工，一部分重点作套期保值，以规避价格波动风险为主，例如可由目前中石化、中石油集团下属的联合石化和联合石油负责；另一部分重点进行高抛低吸的投机性运作，以降低价格波动的损害为主，例如可由中化公司负责。

三是积极培育参与国际风险市场竞争的企业主体和市场人才，研究国际风险市场的运作规律，制定对国际风险市场操作的相关政策，如金融支持政策、境外证券监管政策等。

四是在国内建立制度化

的风险采购屏障，由用油企业按进口量的一定比例与在国际市场上从事风险采购的企业签订固定价格的长期合约，部分地锁定资源成本，把一部分风险屏蔽在国民经济运行过程之外。从我国的油品价格形成机制看，到2005年左右，我国在国际期货市场上采取有“保价”措施的采购规模应当至少占到石油进口量的一半以上，才能使国民经济运行成本初步摆脱被国际油市过度频繁地“牵着鼻子走”的被动局面。

进入以期货交易为主的国际风险市场并不意味着国民经济运行风险的增大。实际上，在价格波动的特定周期内风险总是有的。这些风险如果不能在国外释放，就要在国内国民经济运行体系中集中释放。参与国际风险市场竞争的根本意义，一是要打破西方大国对资源控制权的垄断，二是把国际市场上的价格风险尽可能多地释放在国际市场中。

全方位地走出去，建立“石油金融”战略体系

应当强调，经济全球化下的竞争已经是实物市场与虚拟市场联动的全方位竞争。当前，不仅国际油市上的操作（实际上）已经变成了金融化的操作，期货交易量已经完全脱离了实物供给量与需求量，而且在其价格波动的背后，国际金融资本已经大规模参与到了实物市场中来。应对这样的竞争格局，我们也需要在“走出去”的战略中制定相应的金融对策，要把石油领域的“走出去”与金融领域的“走出去”、石油安全与金融安全联系起来考虑。从目前看，我国的对策重点在三个方面。

一是要在参与国际风险市场的操作中学会更大规模地利用国际金融资源，要特别注重培育在国际市场上具有较高信用能力的期货市场交易主体。我国的外债规模监控体系应当适应新的变化，要对战略性期货储备所需的长期融资和短期投机运作所需的短期融资制定不同政策，同时赋予参与期货市场交易的主体以较灵活的海外融资权限。

二是要建立对实物储备的金融支持体系。目前我国的外汇储备已经上升到了前所未有的规模，这实际上也孕育着较大的市场风险，有必要采取合理对策，把单纯的货币储备及外汇储备与更灵活的石油等资源的实物储备、期货储备密切结合起来，一方面通过变换资产存在形态来提高金融资产质量和规避金融风险、汇率风险，另一方面通过国内金融支持（包括国家财政贴息等政策性金融措施）大幅度提高国内企业的实物储备能力，给在国际市场上从事风险采购与投机运作的企业以调整仓量的更大进退余地，为其留下更安全的退出通道。

三是制定专门的“石油金融”货币政策，具体规定紧急情况下国家银行提供融资的条件，为国际石油期货市场上的风险操作提供战略性的后备金融授信额度，提高操作主体遭遇恶意狙击时的持仓安全性。

调整进口结构，合理利用国际成品油和石化产品市场

我国石油需求量的快速上升是难以避免的客观趋势，但从国际市场上买到油或采到油并非是“走出去”、“多种途径”和“多元化”战略的全部内容。在未来发展过程中调整进口结构，在成品油和石化产品上更多利用国外市场，可能会在相当大程度上缓解我国石油短缺的压力，同时将有利于国家石油安全。

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（二）适度开放我国的石油市场我国石油资源虽然比较丰富，但是蕴藏在陆路地区的石油资源分布存在着一定的局限性，资源的储量也比较有限；不过在我国范围内，海洋中的石油资源却是非常丰富的。所以，我国可以在对陆路石油资源进行开采的过程中，适度的开放我国的石油市场，对一些开展原有进出口贸易的民营企业放宽管制的限度，在提炼、开采、勘探石油的领域中加入这些民营企业，使我国资源在经营和管理的主体方面变得更加多元化，与此同时放宽海洋石油市场的监管政策，使我国的石油供给量得到增加，从而使我国的石油生产能力有所提高。在我国的长期发展过程中，由于居民的经济情况和国内一些企业的发展情况，所具有的承受能力是有限的，所以我国在原有的定价方面，一直实行的是与国际的市场进行接轨，但是原油成品的价格一直是受到我国政府管制的。

2008年年底，我国对成品油价推出了相对成形的管理机制，但是，这个机制中还存在一定的问题，比如：在进行原油调价时，有比较高的调价边界条件、调价过程中使用的周期比较长等等，这些问题的存在都可能造成我国原油销售存在一定的问题。所以，在进入2013年后，我国又对石油的机制进行了进一步的改制，这使我国石油又向着市场化的方向前进了一大步，在新的机制推行以后，国际市场中石油价格的变化，在我国可以非常及时的感知。但是，在未来的发展过程中，我国还应当更进一步对石油的价格以及石油的市场机制进行完善，这样才能使我国的原油市场面向国际化发展得越来越好，通过一些经济调控的手段以及市场供求关系的调节，我国在迎战石油价格波动的过程中，将会非常从容，得心应手。

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二、录井在油田开发中的地位及作用

随着科学钻井的日益普及，录井在石油工程活动中，尤其是在石油钻井现场占据着重要的地位。就以钻探现场为例子，由于录井是地质工程和地质工程的数据核心，这样就能够很好地将地质分析以及工程施工连接在一起，能够有效地降低工程风险的成本，对提高工程质量发挥重要作用，以便达到地质勘探的目的。通常情况下，工程施工与地质分析两者之间密不可分，这主要是因为依据工程施工可以达到地质分析的目的，依据地质分析可以更好地优化工程施工。也就是说，工程是为达到地质所进行的，而地质分析就可以为工程施工提供有利的地质岩石学力量以及化学控制分析做参考。凭借采集工程的数据录井可以为工程的顺利开展提供有力的参考依据，依据对钻井液的分析能够有效地为分析地质状况提供保障。与此同时，通过对于工程数据和地质状况进行的分析，便于工程施工环节中出现的问题进行及时解决，从而利于优化工程施工方案。

三、石油地质与录井的相互影响及协调

1.录井工作的地质分析一般而言，录井数据属于石油钻井现场的重要资料，与工程和地质具有密切的关系，能够有效地为分析现场工程地质提供参考依据。也就是说，工程地质分析以及录井数据之间是相互影响、相互协调的。我们可以依据录井数据来对钻地层压力实施科学评价，同时根据以往研究的数据来对现场和室内工程地质实施科学分析，这样就对解决工程地质问题发挥举足轻重的作用。通常情况下，录井不单纯地包括对基本资料的录取以及记录，而且涵盖了一些对地质方面的服务。主要表现为以下几方面：第一，对钻地层压力进行监测分析，并对钻井进行及时指导，最大限度降低工程施工环节的复杂性以及风险性。与此同时，随钻地层压力监测属于完善的科学体系。在现场活动中，压力工程师通过对压力数据进行收集和分析，这样就可以及时制定出钻井液密度的控制方案，对出现的井涌、溢流、漏失等现象进行科学解释，从而就可以为工程施工提供科学的参考依据，从而就可以有效地减轻工程施工环节的风险性，有效地防止恶性事故的发生；第二，提高工程质量，以便为科学钻井施工以及石油后期的开发奠定重要基础。也就是说，录井不仅要确保钻井施工环节，而且要切实符合石油工程后期施工要求，这样才利于实现石油工程的整体利益。除此以外，录井解释工程师对地质资料进行科学分析，并提出切实可行的勘探开发意见也是很有必要的。

2.地质因素对录井工作的影响以钻井液录为例，通常钻井液录在固定的时间内会从井口返出钻井液的出口处那里获取特定的样品，并从中获得与之相关的地下资料。与此同时，测量钻井液的密度以及分析泥浆中烃类气体变化的状况。如果出现了钻遇油气层的状况，从而就会导致油类所融入的烃类气体逐步增加，这样不仅会降低钻井液的密度，而且加快钻井液流动的速度，同时出现了气泡及油花现象。这时就要求立即提高钻井液的密度，否则的话，就会因大量油气进入从而出现井涌，更严重的话，会导致井喷现象的发生。因此，对钻井环节中影响钻井液性能相关的地质因素进行充分了解是很有必要的。具体来讲，影响钻井液性能的地质因素主要涵盖以下几方面：第一，高压油、气和水层。也就是说，如果钻穿高压层油气层时，从而油气层就会直接融入到钻井液中，这时就会导致钻井液的粘度变高、密度降低；如果钻井液遇到淡水层时，从而钻井液的密度、粘度和切力都会呈现出较低状态，失水量变大；第二，盐侵。倘若钻遇可溶性盐类的时候，从而就会增加钻井液的含盐量，导致钻井液性能发生变化；如果出现盐侵较为严重的情况，不仅也影响到粘土颗粒的分散程度，而且会导致凝土颗粒凝结，降低其粘度，使得失水量不断升高。

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（1）施工设备、材料准备：跟踪材料设备到货情况，配合施工单位开箱验收和领取材料；监督施工单位材料储存条件；做好设备的单校，阀门打压检查。

（2）做好作业人员（特别是特种作业人员）监督，包括人员资质、安全培训检查，要求持证上岗，证在检验有效期。

（3）机器设备检查，包括种类、数量、资质和有效期状态情况。

1.2施工阶段

在土建施工、设备和管道安装时，要随时关注施工进度，并对仪表施工程序过程进行监督，评判是否符合图纸要求，执行相关标准。

1.3后期阶段

包括试车、交工阶段。试车包括配合工艺单体试车、DCS系统回路调校、ESD或SIS联锁试验、联动试车、热态调试和化工投料运行合格后交工验收。

2施工管理方法

2.1处理问题办法

（1）组织与协调。要熟悉各工程建设相关部门的组织机构设置和人员分工，针对不同的问题，以恰当的时机和方式找到协调部门负责人和责任人，落实到人头。

（2）对协调问题要跟踪到底，直到问题解决。

（3）检查仪表线路故障问题，建立“回路”观点，从起点到终点分段、分区逐一查找问题原因。

（4）建立好例会和专题讨论会议制度。

2.2进度控制

（1）根据项目总进度计划及时调整仪表专业的进度计划，偏离关键线路、重大偏差要及时向负责人汇报，以采取合理措施调整。

（2）根据一级和二级网络施工进度计划动态调整物装材料订货计划，制定材料需求计划，落实材料上单情况，动态跟踪材料到库情况。

（3）在施工前期阶段应做好取源管件、法兰的组对焊接，做好立柱、管架、支架等的预制和防腐，以及所领设备与套管、法兰、螺栓和垫片的预组装。一般应先敷设受其它专业影响较小且对仪表调试工作影响较大的气源管路及气信号管路，也可哪一部分条件成熟集中力量尽快完成。

（4）施工中要合理调配，密切配合，合理催料入场，开辟新的作业面，合理调度人员，考虑天气、麦收和秋收对施工人员的影响；按规范施工，避免返工。

（5）在施工中应尽量协调催促外管廊等公用工程的施工，避免因电缆桥架无法施工造成工期延误。

（6）室内机柜、卡件安装上电后，可以提前开始组态建点。

2.3质量控制

（1）贯彻质量理念，做好宣传。

（2）建立完善质量控制制度，加强监督力度，分清主次，重抓主控项目监督和验收，重抓事前预控、事中监控和事后纠控。

（3）以施工图纸为依据，严格遵守相关规范标准，如《石油化工安全仪表系统设计规范》（GB-T50770-2013）、《石油化工自动化仪表选型设计规范》（SH/T3006-2012）、《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》（GB50493-2009）、《自动化仪表工程施工及质量验收规范》（GB50093-2013）、《石油化工仪表工程施工技术规程》SH/T3521-2007。

（4）要求施工单位建立质量控制小组，责任到人头，做好自检和互检；要求监理对关键环节和隐蔽工程做好旁站、平行检验和巡视监督；业主方定期开展项目部内的质量监督专检和第三方的专业检验，配合总公司、公司内的各种质量检查工作，对提出的问题及时更改；涉及设计问题的，及时沟通设计出变更。

（5）具体操作可以从“人员、机具、材料、方法、环境”几个方面进行质量控制和监督。

2.4安全控制

（1）设计选型方面：按危险区域划分，现场仪表应选用相适应的防爆仪表，本安型或隔爆型，现场机柜间按抗爆结构设计；恰当采用可燃性、有毒性气体现场检测器，检测器可带现场声光报警功能，在中心控制室内进行集中监视和超限报警设置，安装后用标气调试，调试验收要多方确认；室内及现场仪表供电设置仪表专用的UPS，不间断供电时间一般为30min，重要的气动阀设置净化风储罐，其容量保证装置内仪表使用15～30min；采用技术成熟、先进可靠的DCS系统；设置安全仪表系统（SIS），完成工艺联锁保护和设备联锁保护，重要联锁系统的检测元件或输入信号按“三取二”方式设置，同一检测点的联锁信号和控制信号分开设置检测元件，重要联锁切断阀采用双电磁阀，安全联锁保护系统按“故障安全型”设计；设置机组专用监测和控制系统(CCS)，完成机组的调速、防喘振控制、负荷控制、过程控制、联锁保护等功能。

（2）入场施工人员做好安全培训，施工前做好安全交底，在特殊环境下施工要有相应的保护措施和安全监护，严格执行作业票及监护制度。

（3）按照正确的程序和方法施工，在投运过程中，要了解施工工艺，对特殊部位或场合，应在仪表班长和工艺技术员指导下进行施工。

2.5合同、成本及信息化管理

（1）合同管理：加强合同管理，做好合同交底和跟踪，控制好工程变更。

（2）成本管理：根据合同合理控制费用，严格图纸会审，选择经济合理的设备、材料和系统，控制好设计变更。

（3）信息化管理：运用ERP系统，控制好设备、材料的上单采购，出入库；选择先进适用的仪表控制系统，对施工资料进行信息化管理，提高工作效率，加强资料的可追溯性。

2.6仪表与相关专业的接口问题

2.6.1土建与仪表

与土建提前做好设计交底，重点审查预埋件的位置、规格、数量，预留孔洞的大小及标高，坡度和孔洞的防爆、防鼠封堵等；落实活动地板的高度和厚度，保证机柜底座制作尺寸准确，基础高度应与活动地板上表面标高一致。

2.6.2管道与仪表

确定一个有权威的调度负责人，提前做好交叉专业交底，及时焊接管嘴，加装一次阀；确认调节阀、节流装置、流量计等安装方向和前后直管段长度是否符合要求；做好吹扫和投用的配合。

2.6.3电气与仪表

电气和仪表的往来电缆，要求由电气专业铺设并完成到机柜的接线；电气、仪表、设备专业共同完成联锁实验。

2.6.4设备与仪表

查阅设备图纸，落实仪表取源部件的规格型号、间距是否与仪表相符，留有仪表安装的足够空间，法兰面要在同一平面上。要求施工单位对成套设备所带仪表进行校验；如果开箱发现损坏和施工中损坏的仪表，要及时统计，由领导审批，物装及时采购。

2.6.5防腐保温与仪表

除锈后刷漆，刷漆遍数和厚度符合要求，做好成品保护，防弄脏和损坏。

3设计、安装和调试要点

（1）测量仪表和阀的选用。温度仪表：显示且测量点特别集中的地方采用现场多路温度信号采集器，采集器与DCS间采用冗余MODBUS、RTU、RS-485总线通信。压力检测仪表：测量压差或微压力选用差压变送器，测量粘度较大、腐蚀性较强、易结晶介质的压力，选用带隔离密封远传装置的压力变送器或差压变送器。流量测量仪表：优先选用节流装置，配差压变送器，首选法兰取压同心锐孔板，需要计量的电导率高的水类介质选用电磁流量计；进、出装置油品计量选用质量流量计或超声波流量计；带大/小分段量程的蒸汽计量选用喷嘴流量计（配双变送器）；进/出装置双向流量的蒸汽计量选用双向孔板流量计（配双变送器）；测含杂质多、粘稠的流量应选用楔形流量计，但注意伴热保温。液位测量仪表：一般场合选透光式玻璃板液位计；测量范围较大选用磁浮子液位计。当测量范围≥1000mm且温度≤250℃时，一般选用双法兰差压式变送器；当测量范围＜1000mm时，一般选用外浮筒液位变送器；当测量范围≥1000mm且温度＞250℃时，一般选用引压管配差压变送器测量液位；地下污油罐液位测量选用雷达液位计。阀：调节阀中，低压场合选用偏心旋转调节阀，高压差场合选用高压降多级角型调节阀；装置区联锁保护用切断阀选用气动两位式切断阀，配双电控电磁阀和阀位回讯器；高压场合选用气动切断闸阀；机组进出口选用电动切断闸阀。

（2）取源部件/节流装置取压点/取压口方位应符合：测量气体时，在工艺管道上半部；测量液体时，在工艺管道下半部与工艺管道的水平中心线成0～45°夹角范围内；测蒸汽压力时，在工艺管道上半部及下半部与工艺管道的水平中心线成0～45°夹角范围内；在合金钢、有色金属的工艺设备和管道上面开孔时，应采用机械加工的方法。

（3）变送器管路铺设及安装施工前，建设单位、监理人员和施工单位等相关人员应共同研讨管路的敷设方式、设备安装方位，优化选择，统一方案，并做出样板，供施工人员学习，推行“首件样板引路”方式施工。

（4）接地检查，涉及保护接地、工作接地、本质安全系统接地、防静电接地和防雷接地等，必须对电阻测试并做好记录，整个接地电阻值不大于4Ω，注意接地线截面积大小和颜色的区分。

（5）与其他设备通信：跨接电缆型号和通信接口形式要符合其他专业设备的端口需求,同时要仔细确认接口界面材料的提供方，防止施工时无料。

（6）仪表系统投入之前，应进行系统实验，包括检测与调节系统实验、报警系统实验、联锁保护系统和程序控制系统实验。实验前应具备的条件：系统有关的硬件和软件功能实验完成，系统相关的回路实验完成；系统中的各有关仪表和部件的动作设定值，已经根据设计文件规定进行整定。

4建议

（1）管理者应多参加项目管理和专业技术方面的培训，提高解决问题的能力。

（2）加强对施工进度、质量和安全的控制力度，完善考核制度。

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在石油企业建设工程前期，工作人员所不能缺少的就是经济学的相关知识，特别是关于合同的管理以及项目的分析知识，当工作人员具备这两种知识之后，不仅能参与到项目的决策和投标工作中，还能处理一些索赔工作，不仅方便了工作人员的工作，同时也提高了工作人员胜任工作的能力，推动石油企业更加稳定的发展。

2专业技术素质

现如今的石油企业工程建设，不仅在资金的投入上比较多，同时涉及到的技术也非常多，包括电气、化工、机械、布线等很多方面，由于工程中应用的技术比较广泛，在人员的协作方面就会比较复杂。因此工作人员必须要具有高学历和多学科的专业技能知识，以综合技术素质作为基础，具备某一个领域或某种工程的专业技能，成为一名优秀的石油企业工程建设人才。

3项目管理

知识所谓管理就是对人们的行为进行督促和约束。石油企业工作人员在对工作进行管理时，对工程的进度、质量的监控也可以说是对工程建设施工的监督，因此工作人员必须具备一定的项目管理知识，以监督为基础，把工程建设队伍的主动性充分的激发出来，使项目目标能够顺利实现。随着石油企业建设工程的发展逐步扩大，在项目管理方面也更加繁琐，因此，工作人员在对项目前期工作进行管理时，要以合同为主要依据，以管理为核心，从质量、进度和成本三个角度进行全方位的控制，处理好各参与方之间的关系。石油企业建设工程前期工作应要具有项目管理能力的人才，不仅要具有技术能力，还要具备一定的协调、控制能力。在工程项目管理中，两个重要的方面就是控制和协调，二者既是对立的，也是统一的，只有在协调工作做好的基础上才能对工程进行合理的控制；只有科学的制度控制才能处理好协调工作。明确工程建设的目标、做好组织协调工作这是项目管理的核心。

4现场实践经验

理论知识和实践就好比双刃剑，任何一项存在欠缺都会影响剑的威力，所以，对于石油建设工程中的工作人员来讲，具备一定的现场实践经验是非常重要的。如果工作人员只具备理论知识而不具备实践能力，不仅不能把理论知识充分的利用好，还会对建设工程造成一定的影响，甚至导致工程失败。在我国相关法律中有这样的政策：“参与工程建设的人员必须要具备一定年限的设计或施工经验”，这也就说明了工作人员必须要具备一定的现场实践经验。石油建设工程中所包括的实践经验主要有：监理经验、设计经验、招标投标经验、施工经验、评估评价经验、地质勘查经验、管理经验、设备生产经验等。

5心态和体魄

石油建设工程中，工作人员处于工程开展中的核心地位，其行为会影响到多个方面的利益，所以，工作人员必须要具备良好的职业操守和道德，遵纪守法、秉公办事；要秉承科学的工作态度，为企业工程建设而努力。由于石油建设工程的流动性较大、工作条件艰苦、工作时间也不规律，有时为了完成任务连续长时间工作，所以工作人员还要具备强健的身体和精力，才能更好地完成建设工程的前期任务。

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1.合作方式：以公司为主包方与民营钻井队合作共同投标获取工作量。今年中标卡拉姆卡斯和热的拜区块72口井，侧钻井由我公司承担，直井和水平井则和民营钻井队平均分配工作量。

2.合作内容：由民营钻井队提供施工人员和设备，公司提供套管、完井工具等大宗物资。3.合作规模：目前代管钻井队伍6支（其中华盛达5支，滨里海1支），预计全年完成进尺7万米。

（二）哈萨克斯坦克孜洛尔达项目

1.合作方式：与KAM油田公司签有战略合作协议，大包80%的作业井，由于自有钻机数量不够，无法在KAM油田公司合同规定时间内完成大包合同，因此将部分工作量拿出与民营钻井队伍展开合作。

2.合作内容：由民营钻井队提供施工人员和设备，公司负责井队搬迁。3.合作规模：目前民营钻井队伍3支（其中海隆2支，华油1支），预计全年完成进尺2.9万米。

二、资质管理方面的做法

公司始终将资质审核作为开展合作的关键，首先，通过银行提供信息，审核民营企业资产负债情况，优选信贷良好企业合作。第二，通过安监网等途径，审核民营钻井队是否取得有效的五大证件（即：营业执照、地方安全生产许可证、税务登记证、组织机构代码证、开户行许可证），其中地方安全生产许可证、营业执照必须注明可从事油气井钻探施工，坚决不与证件不全或持假证民营企业合作。第三，严格按照油田公司作业要求，审核民营钻井队设备和人员资质，要求必须提供设备、设施购置发票、产权证明以及主要生产设备的相关资料，其中井控设备的检测必须是中石油指定的检测机构，其他关键设备检测必须是由中石油认证的服务方，员工必须取得中石油认可的安全证件。

三、下一步合作思路和改进措施

总体思路是做到民营钻井队与公司自营队伍“安全同标准，管理同水平”，重点是抓好以下五个方面：

（一）强化市场开发。继续站稳抓牢现有市场，同时持续开发长庆油田钻井市场和专业化服务市场，尝试开展管理输出业务，确保代管业务规模稳步拓展。

（二）强化运营管理。严格审核，优选管理好、能力强的队伍，淘汰落后队伍；加强制度建设，进一步规范生产运行管理；完善设备配套、检查验收标准；建立代管项目内部竞争机制，工作量实行内部招标分配。

（三）强化组织保障。加强企地协调，提前安排部署各井队生产，全力做好技术支撑和物资保障，开展劳动竞赛，确保生产工作高效、高质量运行。

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（1）信号损耗较低，可实现长距离传播；

（2）使用时间长；

（3）其所需空间较小；

（4）耐高温，其可用于180℃以上的条件下工作；

（5）可以实现分布式分布检测模式，得到不同层面的信息；

（6）光纤检测具有良好的安全性；

（7）灵敏度高。光纤传感器和以电为基础的传统传感器相比，光纤传感能检测0.1rad的相位差，采用干涉型光纤传感器可测非常小的物理量。基于上述几种优点，光纤检测在石油勘探特别是油井中得到了较多的应用和发展。但是，光纤检测在油井中也遇到了很多问题，如安装存活率低，高温高压条件下的传感器精度和灵敏度不满足要求，试验室条件下无法完全模拟油井实际情形等。

2油井压力温度测量系统的优化设计措施

油井下的作业环境是高温高压，常用的电子式传感器在这种条件下无法保证测量数据的精度。为此，油井下常常采用FBG传感器来测量油井下压力及温度等数据。但是采用FBG传感器来布置测量系统也有以下几个问题：

（1）传输光纤的腐蚀性和传感器的探头灵敏度（高温高压条件下）问题；

（2）在液体中产生较大的压力（pressure）-温度（thermal）交叉影响；

（3）井下安装的经验较少，技术难度较大；

（4）资料整理及油井的网络化应用。对此，油井压力温度光纤测量系统优化设计应从几方面解决：

（1）提高传感器的压力敏感性，降低温度敏感性；

（2）提高光纤的耐腐蚀能力；

（3）测量系统的井下安装模型及其注意事项；

（4）资料整理及油井的网络化应用发展。

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(二)铁路运输中的环境污染隐患俄东部油田及炼油厂除通过管道运输外还利用西伯利亚大铁路实现外运，但在运输中出现事故并导致石油泄漏的危险也很大。2006年4月，在贝阿干线哈巴罗夫斯克边疆区境内发生一起八节油罐专列脱轨事故，导致不同程度泄漏并有两节油罐起火。由于生产和运输过程中处理不当，2006年秋在该边疆区境内的阿穆尔河段连续出现两起事故:10月发生了一次小规模的石油污染事件，大约400公斤(约三桶)石油在一支流与阿穆尔河交汇处进入水体;11月，俄联邦自然资源部官员宣布在哈巴罗夫斯克热电厂附近发生了另一起石油污染事件。2012年初，在阿穆尔河支流布列亚河附近还发生了较此更为严重的事故。这年1月末，距离西伯利亚大铁路与布列亚河交叉大约500米处(西伯利亚大铁路8033公里处)一列17节油罐运输专列脱轨并引发火灾，同时大约有850吨原油泄漏。通常，极度低温条件可以降低石油的流动性，而且1月份布列亚河的冰层厚度至少1米，这在相当大程度上可以阻滞泄漏石油进入水体，这些都是避免污染的有利条件。然而，由于几年前在布列亚河上游修建了一座水电站，导致河水温度上升，电站下游相当长距离的河水即便在冬季也不结冰或只结薄冰。当时卫星图像显示，这种没有冰层的河段十分接近石油泄漏地点。幸运的是，这次事故并没有酿成更大的生态灾难，但有关部门确实应该引以为鉴。布列亚河是阿穆尔河的支流，两者生态系统密切相联，前者“受难”后者必然“蒙羞”。

(三)石油生产的“外援”与环境保护俄联邦独立初期的经济危机和社会动荡使其难以更多顾及业已存在和潜在的环境问题，欧盟国家曾帮助其解决恶化的环境问题。90年代，欧盟通过“对独联体国家技术援助项目”(TACIS)向这些国家提供了总额为8．5亿欧元的技术援助用以解决环境及安全问题，其中俄联邦占相当大的比例。截至2009年，美国国际开发署在15年中向俄联邦提供了数百万美元援助用于环境保护和实现可持续发展。“联合国开发项目”还对西伯利亚的阿尔泰和白令海沿岸等21个地方项目进行了资助。在远东地区，萨哈林近海油气田的开发极大促进了地区社会经济的发展，大量外资的注入使得该地区基础设施不断升级，使其生产年限至少可到2035年［5］。萨哈林地区社会经济及环境的巨大变化是随着油气资源开发活动而出现的。由于该地区油气资源开发活动涉及美日等国，所以这里的环境问题也就不仅是一个地区性问题了。公路、油气管道、贮存设备、液化气厂以及在南萨哈林斯克的侨民居住区“美国村”和“草莓山”等多国合作的痕迹在岛上随处可见。尽管石油污染问题并没有因此销声匿迹，但较西西伯利亚油田开发时期对土地及河流的污染来说，其数量大大减少。这一方面是因为萨哈林油气资源大规模开发较晚，且具有多国合作的特点，能更多利用先进的生产技术和环保技术;另一方面是因为该地区的石油生产还受到国际绿色和平组织等国际组织的关注。不管是主动还是被动，以上因素从整体上使萨哈林地区的石油生产企业较西西伯利亚地区具有更高的环保意识。

二、对黑龙江省石油生产的启示

(一)以基本的生态环境意识指导生产在生产过程中，生产者如果有意识地对某个方面加以注意，那么他就能很容易在这个方面达到其既定目标。反之，若忽略某一方面而其意义又恰恰特别重要，那么生产者迟早会面对由此而引发的不良后果。在西西伯利亚石油资源开发中，由于对保护生态环境的认识程度不高而出现了许多问题。随着原有油田的“老龄化”以及国内外石油市场需求量的迅速攀升，增加石油产量是一种客观要求。这既要加强对原有油田的充分利用，更要大力勘探开发新油田。在这个过程中，如果没有对该地区生态环境状况的正确认识，开采活动恣意妄行，必然会对新开发地区脆弱的生态环境造成破坏。苏联在开发西西伯利亚石油资源过程中很大程度上是采取了一种粗放的经营方式，尽管凸显出许多问题，但由于当时主要油田均属于新建油田且生产发展相当迅速，于是，存在的“问题”与“成就”相比便在决策者的头脑中黯然失色了，结果酿成了因石油污染而引发的环境问题。黑龙江省在开发新油田的过程中也会遇到生态环境脆弱的地区，因此要充分保证石油开发企业以及石油工人具有较强的生态环保意识。从决策部门到一线石油工人都应该始终如一地保持这种意识。这是一个紧迫的任务，但又不能一蹴而就。石油企业在这方面的投入应该慷慨大方，作出专门预算并建立奖罚激励机制，以促使各级生产单位及个人生态环境意识的提高。上世纪60年代西西伯利亚成为国家石油产业中坚地区以来，这种地位一直保持着。目前，西西伯利亚石油储量位居世界第二，并且是世界最大的天然气蕴藏地。2004年世界银行报告显示，自然资源出口量占俄联邦出口总量的80%，单是油气出口创汇即占其GDP的20%。所以，“一旦西西伯利亚的石油生产衰落了，俄联邦的工业也将完结。”［6］笔者认为，倒不一定会出现“完结”的情况(因为东西伯利亚和远东萨哈林近海石油开发活动已进入了新阶段)，但其工业生产遭到重创却是必然结果。如石油资源开发生产过程漠视对生态环境的保护的话，石油生产之“所得”必为损坏环境之“所失”而抵消。80年代末，苏联16%的领土(约370万平方公里)被认为存在着“严重的”环境问题，而同比数字在1992年的俄联邦为15%(约250万平方公里)，在俄联邦有13个地区被认为存在着极为严峻的生态环境问题，其中就包括西西伯利亚地区［7］。西西伯利亚作为苏联及俄联邦最主要的石油生产基地，一直面临着严峻的环境污染问题。石油资源开发的任何一个环节都可能出现“跑、冒、滴、漏”的情况，处理不妥即会酿成程度不一、影响不同的污染。石油生产在某种意义上说是一个地区性污染产业，但也绝不能因噎废食，关键是考虑怎样将这个容易引发污染的产业科学地置于国家和地区的可持续发展战略之中，如何科学合理地认识“资源开发”与“生态环境保护”之间的关系。迅速增加的社会需求与我国能源生产的有限性及生态环境承载力之间形成了尖锐矛盾，应对能源生产所产生的环境问题已成为整个社会的一项艰巨任务。黑龙江省石油工业的发展历史与西西伯利亚石油资源开发的历史有很多相同之处，尽管我们目前在某些方面做得很好，可依然存在一些差强人意、仍须改进的地方，除了依靠科学技术和提高自身思想意识以外，还要虚心借鉴他国的经验教训。

(二)重视管道运输中的安全问题石油管道穿越各种地形，在各种情况下都应该保证管道运输的安全性，尤其是在穿越河流或接近河流、湖泊之处更须格外注意避免石油泄漏情况的发生。泄漏到河流中的石油不但直接破坏水质及水中生态环境，而且由于水体处于不同程度的运动状态，它可以携带污染物流到其他地方，从而使石油污染范围扩大。陆地石油管线泄漏事故时有发生，尽管其规模大小不等，在引起经济损失的同时都无一例外给生态环境造成直接损害。穿越河流是石油管道运输中不可避免的情况，黑龙江省的许多石油管线也是如此，比如新建的漠大线就穿越了额木尔河、河、呼玛河、塔河、嫩江等将近十条河流。近千公里的漠大线是在高寒地区修建的一条石油管线，面临着低温环境下的较为脆弱的生态环境，况且还要穿越众多大中型河流，一旦发生石油泄漏非常难于治理，应该多吸取西西伯利亚高寒地区管道泄漏事故的教训。另外，从整体上看，大庆油田所处地区土质含盐、碱程度较高，且多位于沼泽地带，加上降水集中，地下水水位相对其他地区高很多，这些因素都要求石油管道具有较高的防腐性。石油是一种宝贵的自然资源，但在生产和加工过程中产生泄漏等事件则会给我们赖以生存的社会环境造成巨大灾害。大庆—大连等输油管线是大庆石油外运的主要通道。这条管线始建于上世纪70年代初，其中大庆—嫩江南岸段穿越嫩江，这在大口径石油运输管道穿越大江大河工程建设方面积累了宝贵经验，但也必须时刻重视防泄漏的工作。同时，在大庆和林甸之间的土壤有盐渍化的表征，该地区的水体矿化度也较高，这对输油管道具有很大的腐蚀作用。2003年7月初，大庆—大连输油管线在沈阳附近发生泄漏事故，其主要原因是石油管线处于超期服役状态(管线老化)。2011年9月中旬，黑龙江省安达市升平镇拥护村有五六亩玉米田因石油泄漏引发火灾，使这块土地在相当长时期内无法进行农作物生产。此次污染事故是铺设在该玉米田地下的石油运输管道发生泄漏而引发的，大庆油田公司第八采油厂第二矿区认可了事故原因并做了善后处理工作［8］。作为最主要的石油运输方式，管道运输具有不可替代的作用，随着石油生产的扩大，运输管道的延伸是必然的。笔者认为，实际上保持石油运输管线安全运行的方法很普通，就是建立定期检查检修机制，重在狠抓落实。利用先进技术手段，分段包干、定期检修，防微杜渐，及时发现问题并解决问题。其中，要重点检查年代久远的石油管线，多投放人力、财力和物力，及时更换老旧管线。同时，在检查和检修之前必须制定各种预案，比如遇到管道腐蚀、接口不严、小规模渗漏以及大规模崩裂等的应对机制。

(三)重视铁路运输中的石油污染问题管道和油轮运输是目前最主要的石油运输方式，但陆上油田或炼油厂还有一种运输方式，即铁路运输。尽管铁路运量有限，但在相当长时期内它在陆上油田石油外运领域还会占有一席之地。哈巴罗夫斯克边疆区和阿穆尔州是俄联邦远东经济较发达地区，包括石油行业在内的各种工业企业数量比较多，其中从事与石油相关生产活动的大小企业有数十家，对于通过铁路运进原料和运出成品，有些企业的管理并不十分严格，易出现石油污染事件。如今，在俄联邦远东接近中俄两国界江地区铁路石油运输活动依然很多。同时，在黑龙江省沿江地区也有一些石油加工企业，它们在运进原料和运出成品过程中的安全问题必须时刻予以注意。由于石油生产及运输活动区域或紧邻两国界江，或与之近在咫尺，两国在铁路石油运输的各个环节都不能掉以轻心，界江污染问题极有可能转化为外交事件。一旦有污染事件发生，事发地方是直接受害者，而且地方政府和生产者要承担更多责任。因为涉及界江流域生态环境保护问题，所以还应该从政府层面、从国家和地方法规方面着眼来确定行之有效的约束管理机制，中俄双方加强黑龙江中下游河段的环境监测与防护工作实为必要之举。比较起来，尽管铁路运量少，但其便捷性和机动灵活性是管道运输不具备的。况且在新油田投产初期，其产量尚不能达到管道设计运量时，必须通过铁路等其他方式实现石油外运。黑龙江省内铁路线相对密集，主要方向都有干线作支撑、支线作辅助，不但可以通过哈大(庆)线、滨绥线等干线将石油及石油制品直接运抵本省各地区，而且还可以通过京哈线、哈大(连)线等国家铁路干线系统实现石油外运。总之，在目前的情况下，通过铁路实现石油外运依然是必要之举。铁路油罐车运输实际上和管道运输有很多类似之处，都要将石油置于密闭容器内，油罐就好比是管道运输中的一段，但与管道相比，对其检查、维修和保养要容易些，事故潜在诱因易于发现和修缮。如果按规程操作的话，铁路石油运输是可以实现零泄漏的。

(四)正确看待外部资金支持问题俄联邦石油开发过程中出现很多环境问题，该问题的缓解和解决是有外部资金支持的。这与我们的情况不同。欧洲国家十分关注前苏联及俄联邦的环境问题对自己的影响，尤其是切尔诺贝利核泄漏事件以后，它们对这个国家的环境问题更加关注。我国及黑龙江省在治理和预防石油污染方面尚没有如此大规模的外来资金支持，在开展这项工作时主要依靠我们自身的力量。我们可以利用世界各国普遍重视的包括防治石油污染在内的各类环境保护机制，争取做到以下两点:第一，采取积极主动态度加入治理石油污染的环保组织，尤其是那些地区间环保组织。对黑龙江省而言，主要是加强对俄合作，相互交流环境情报信息，预防黑龙江流域的石油污染。第二，我国应该参加环保方面的国际合作，尤其要关注那些陆上油田占优势的国家是如何防治陆上石油污染的。无论从上述哪个方面着手，增加政府在这方面的投入都是最基本的前提条件。应该时刻认识到，石油泄漏对环境造成的危害既有直接影响更有长期影响，有的危害甚至直到泄漏事故发生十几年或者几十年后才显现出来。也就是说，在没有“外援”的情况下，我们要主动地、心甘情愿地进行投入，这是有利于后世的一笔投入。事实将证明，这是符合科学发展观的先见之举。