国际油价降本增效措施_国际油价降本增效
1.如何保障企业的现金流?
2.概念和分类
3.石油企业老年工作者面对低油价寒冬期新形势我怎么看,我该做些什么征文
4.中石化在页岩气开发方面有什么新的进步?
5.生物燃料的国外现状
如何保障企业的现金流?
1.实施现金预算。
必须提高对现金流的认识,重视现金流量管理,强化现金流量表和现金预算的编制和应用,并注重现金流量的事前规划、事中控制和事后分析,把现金流量管理切实落实到企业的日常经营中来。
遵循平衡原则,保证现金收入和现金流入之间的静态平衡和动态平衡,也要注意在合理时期内使现金流入大于现金流出,提高企业价值。根据每笔支出的紧迫性和必要性合理安排支出时间, 例如部分大额的税费支出可在年度结束后财务宽松时进行结算。财务部门需提高现金预测能力和预算编制水平, 预算方法可以采用弹性预算和滚动预算相结合。
2.提高现金流量分析水平
中小企业可利用编制的财务报表作为规划和控制现金流的工具。通常,当经营活动产生的净现金流量比重偏低时, 意味着企业有较大风险。但是,处于成长期的企业如果有新的长期贷款,该比重可以低于平均水平。当经营活动产生的净现金流量为负时,意味着企业只能依靠贷款来维持经营活动, 这样的企业是不可持续的。企业管理层可以改进现金流量表,从资金来源和资金使用的角度揭示资金的来龙去脉,并分析其构成,尤其重点分析营运资金的变动, 以深入了解过去活动的现金管理情况并对未来的现金需求提供预警。
3.加强营运资金管理
加强营运资金的管理能有效防止资金闲置,加速资金周转,减少现金投入。营运资金周转速度每增加1%,就减少1%的营运资金总量。中小企业可以从以下几个方面完善:第一,优化信用政策,建立客户数据库,保证一定的应收账款收现率,减少坏账损失。有条件的企业也可通过应收账款融资,加速资金回笼。第二,合理利用商业信用,保证一定的现金留存。第三,深挖成本控制潜力,减少付现成本的发生。第四,重视营运资金的管理,加快资金流转,提高资金使用效率。第五,加强存货资金管理,可利用经济批量法等确定最佳进货批量,降低资金成本。通过建立现金流量管理制度,中小企业可以最大限度地指导自身财务活动,维持现金流顺畅。
4.抓好企业自主创新,加速转型升级。
目前的纺织服装、皮毛、化纤等行业的比较优势逐渐消失,收入大幅减少,经营较为艰难。要提高企业市场竞争力,中小企业需在技术、品牌、营销等方面有所创新。第一,明确企业战略定位,坚持核心产业的发展。第二,重视企业自身人才的培养,创建稳定的经营环境。第三,把握市场需求,注重新技术、新产品的开发与设备的更新换代,加速企业转型升级,实现从“中国制造”到“中国创造”的跨越。针对中小企业资金实力较弱的现状, 应发挥高校、科研单位服务社会的功能,建立产学研相结合的创新型体系。最后,企业应加强品牌建设,进而实现从品牌到名牌的提升,形成稳定经营活动现金流入,提高盈利质量。
5.打造具有战略眼光的现代企业家。
要实现中小企业转型升级,打造一批具有战略发展眼光的现代企业家是关键。现代企业家既要有系统的知识素质,又要有世界眼光、战略思维。中小企业主应积极参与政府举办的各项教育工程,注意在企业家精神、创新能力和社会责任感等方面的培养,提高科学管理能力。家族企业决策者应主动引入职业经理人,提高决策正确率,推进现金流量管理制度等各方面建设,保持现金流流畅,最终推动企业的有序健康发展。
6.加强自身信用建设,制定合理的融资计划。
中小企业必须未雨绸缪, 在企业发展的任何阶段都要根据自身发展情况、未来市场前景和企业的战略规划等制定合理的融资计划,在融资计划中清楚写明还款时间及资金来源等。
加强自身信用建设,妥善经营企业,按时足额归还银行和其他金融机构的贷款。同时控制财务风险,优化债务结构,积极寻求稳定的资金来源。杜绝盲目相互担保贷款,防止加大企业风险。
概念和分类
“低品位”油气资源是一个相对的概念,是相对于已经发现的规模大、丰度高、油质好、单井产量高的“高品位”而言;同时也是相对于技术经济条件而言,是技术经济条件的函数,与经营管理的方式密切相关[1],因此,世界各国学者根据所在国不同的资源状况和技术经济条件对“低品位”油气资源进行了不同的界定。1.1.1国外研究与实践
目前,美国等国家一般较少采用“低品位”的概念,因此也就没有对低品位油气资源提出相对统一的概念和分类。通常情况,美国采用“边际”、“非常规”等概念来描述低品位、难动用油气资源,以区别于优质资源。“边际”概念主要是指在一定市场(价格)条件下,采用现有成熟技术不能实现经济开采(满足一定的投资回报率)的石油、天然气储量,包括探明储量规模太小的油气田、规模大但开发难度大的油气田、重(稠)油、剩余油(尾矿)等。“非常规”的概念,则用来描述利用常规技术工艺不能开发的油气资源,如油砂、油页岩、煤层气、页岩气、致密砂岩气等。在实际应用中,这两个概念没有截然分开,存在明显交叉。即便如此,对于任何一种具体的边际储量和非常规资源,美国等国家在研究制定相关政策时,都给予了明确的界定,包括孔隙度、渗透率、密度、粘度等具体的物性、物理指标[2]。
国外曾把渗透率小于100mD(mD:毫达西,为渗透率单位)的油田划为低渗透油田。随着科学技术的发展,目前通常也把低渗透油田的上限定为50mD,并进一步将低渗透油藏分为以下三种类型[3~4]:
一类储层渗透率10~50mD,称为低渗透油田。此类储层的特点接近于正常储层。地层条件下含水饱和度为25%~50%。这类储层一般具有工业性自然产能,但在钻井和完井中极易造成污染,需采取相应的储层保护措施。开采方式及最终采收率与常规储层相似,压裂可进一步提高其产能。
二类储层渗透率1~10mD,称为特低渗透油田。此类储层含水饱和度变化较大,部分为低电阻油层,测井解释难度较大。这类储层自然产能一般达不到工业性标准,需压裂投产。
三类储层渗透率0.1~1mD,它属致密低渗透储层,称为超低渗透油田。由于孔隙半径很小,因而油气很难采出。这类储层已接近有效储层的下限,几乎没有自然产能,需进行大型压裂改造方能投产。就目前的世界工艺技术水平而言,0.1mD以下的低渗透油藏也是可以开发的,但经济上可能是无效的。
近年来,美国将渗透率低于1.0mD油藏定为低渗透油藏,而将渗透率低于0.01mD的油藏定为特低渗透油藏。美国联邦能源管理委员会根据《美国国会1978年天然气政策法》的有关规定,提出将有效渗透率低于0.1mD的砂岩气藏确定为致密气藏。美国能源部对致密砂岩气藏进一步分类,规定:0.05~0.1mD为致密砂岩气藏;0.001~0.05mD为很致密砂岩气藏;0.0001~0.001mD为极致密砂岩气藏。
1.1.2国内研究与实践
国内对低品位油气的界定比较多,没有形成统一的概念。国家有关部门、一些专家学者分别从不同角度对低品位油气资源进行了描述。
1.1.2.1国家行业标准
国家有关部门从油气藏分类的角度,对一些低品位油气藏进行了定量描述和界定。国家油藏分类(标准编号:SY/T6168-1995)如表1.1所示;国家气藏分类标准(标准编号:SY/T6169-1995)如表1.2所示。
表1.1 国家油藏分类(标准编号:SY/T6168-1995)
表1.2 国家气藏分类标准(标准编号:SY/T6169-1995)
1.1.2.2专家学者界定
国内专家学者也对低品位油气资源的概念和类型做了大量研究。
有的学者借鉴国外标准,从物性指标参数等方面对低渗透油藏概念进行了研究和界定。罗蛰潭等[5]认为:渗透率低于100mD的储层为低渗透储层。严衡文等在西安国际低渗透油气藏会议上,提出了低渗透储层的划分标准:渗透率大于100mD为好储层;渗透率10~100mD为低渗透储层;0.1~10mD为特低渗透储层。李道品等[6]提出:渗透率10~50mD为低渗透;渗透率1.0~10mD为特低渗透;渗透率0.1~1.0mD为超低渗透。由中国石油天然气集团公司组织编写的《中国石油勘探开发百科全书》[7]中规定:渗透率≥10~50mD为低渗透;渗透率≥1.0~10mD为特低渗透;渗透率<1.0mD为超低渗透。王光付等[8]提出:有效渗透率10~50mD的油藏为一般低渗透油藏;有效渗透率1~10mD的油藏为特低渗透油藏;有效渗透率0.1~1.0mD的油藏为超低渗透油藏。
李浩和杨海滨主要从经济和技术角度提出了低品位石油储量判断标准,他们认为低品位石油储量就是难动用石油储量[9]。从经济角度来说,12%的投资收益率是划分储量难动用与否的标准,投资收益率达不到12%的,被定义为难动用储量;将成本利润率小于6%的已开发油藏定义为石油尾矿[9]。从技术角度说,难动用储量是指在自然条件下由于技术原因开发难度较大的储量,一般又分为3种类型:油藏岩石的物性不好;油品本身特性不好,粘度太大;进入开发后期的难采储量。难动用石油储量具有以下特点:①资源本身物化特性或其储层物性较差,通常其相对密度较大、粘度较高、流动性差、非烃组分含量高,或具有储量丰度低、单井产量低及渗透率低的“三低特征”;②资源本身质量和储集性较好,但分布复杂,或储量规模较小,需要特殊工艺和设备,风险高;③随着技术的发展与油价的变化,可以变为可动用储量;④由于管理体制、管理水平等的不同,储量的可动用性不同。邱中建等认为[10]:难采储量往往受制于油价的高低,对油价的波动非常敏感,如果油价从18美元/桶增至28美元/桶,那么大部分难采储量都可以动用。而且他们还认为,由于难采储量开采成本高,大型国有石油公司动用它们的积极性往往不高,如果改变经营方式,缩小经营单位,采用股份制,由国有石油公司控股,精打细算,那么大部分难采储量也可以动用。这种经营方式在我国某些地方已经存在,而且可以盈利。如果同时加大科技攻关的力度,降低难采储量开发的成本,那么难采储量也会被动用。
查全衡等[2]认为“低品位”资源是相对概念,一是相对于已发现的规模大、丰度高、油品好、产量高油气田的“高品位”而言的。“低品位”资源的成因有两种:一种是天然形成的。我国通常将复杂的小断块油气田、稠油油田和低丰度、低渗透油气田的资源称为“低品位”资源。另一种是人为造成的。长期开采后的油气田剩余的资源,大体相当于固体矿藏的“尾矿”,资源品位变差。不过流体矿藏的“尾矿”总量巨大,目前一般占探明地质储量的70%以上。二是相对于技术经济条件而言。“品位”是技术经济条件的函数,随着技术进步、油价上升,“低品位”资源可以成为“高品位”资源,而在油价下降时,“高品位”资源也可以成为“低品位”资源,如图1.1所示。
图1.1 油气资源品位构成三角图
潘继平等[11]从资源质量、储集物性及分布特征等方面将低品位储量分为以下四大类:①Ⅰ类,即稠油类。这类资源本身质量比较差。从物理性质上看,密度大,密度一般超过0.934g/cm3,粘度大于100mPa·s(mPa·s:毫帕斯卡·秒,为粘度单位),流动性差;从化学性质组分上看,氧、硫、氮等元素、非烃及沥青质含量高,硫元素含量0.4%~1.0%;氮元素0.7%~1.2%,而常规油的硫和氮含量通常分别低于0.4%和0.7%,非烃和沥青质含量高达10%~30%,有的甚至可达50%。通常,这类资源埋藏浅,但储量规模较大。②Ⅱ类,即低渗透类。这类资源本身物化特征较好,但一方面储量丰度低,单井产量低,规模较大,总量较大,另一方面储集物性比较差,孔渗低,渗透一般小于50×10-3μm2,物性非均质性强,储集空间分布极其复杂,比如裂缝或溶蚀孔隙,总体上,这类储量属于油气贫矿类,主要是由于储层物性特征较差致使其难以动用开采,包括复杂岩性、地层油气藏和裂缝性油气藏。③Ⅲ类,即小油田类。这类资源本身品质及其储集物性较好,但由于单个油气藏(田)面积小、规模小、储量小,或者构造复杂,断裂发育,油水关系复杂的小型断块油藏,常呈成群或成带分布,多为边际油田。由于规模小,开采成本高,风险大,且需要采用先进的钻井技术,如多分支水平井技术和大位移水平井技术。④Ⅳ类,即剩余油类。这类资源是指经过多年生产后的油田所剩余的储量,属于油气“尾矿”,是一种人为生产活动造成的,通常分布在大型老油田,而且总量较大。在经过一次、二次采油后,油藏油水关系复杂,剩余的资源分布规律性差,开发和生产成本较高,通常需要先进有效的油藏经营管理技术,包括精细油藏描述技术和三次采油技术等。
1.1.2.3小结
从上述情况看,国内低品位油气资源的概念总体上包括以下四个方面内容:
一是市场经济条件,即石油价格因素。通常油价越高,越利于低品位油气资源开发利用,低品位资源将向高品位资源转换;反之,油价越低,高品位资源将向低品位资源转换。
二是开发工艺技术条件。技术水平越高、越有效,越有利于低品位油气资源开发利用,低品位资源向高品位资源转换;反之,技术水平低下,高品位资源将向低品位资源转换。
三是政策环境。主要指油气资源开发的各种税费政策,适当有效的鼓励政策有利于低品位资源开发。
四是经营管理水平。主要指企业开发资源的经营管理水平和成本控制能力,较高的经营管理水平和严格的财务管理、成本控制,有利于降本增效和低品位油气资源开发。
从国内外低品位油气资源的概念和界定指标看,随着科技进步和扶持政策的完善,低品位油气资源界定下限越来越低,特别是低渗透油气资源的下限越来越小,从早期的100mD、50mD逐步下降到20mD、10mD,直到目前的1.0mD、0.5mD、0.3mD、0.1mD,低品位资源的范围则越来越广。例如,20世纪80年代,我国采用“常规压裂”等技术只能使10~50mD的低渗透油藏得到有效动用。2000年以来,鄂尔多斯盆地其他油田,采用“整体压裂、超前注水”等技术,使得低于0.5mD以下的特低渗透储量也可以有效动用[12]。另外,低品位油气资源概念还与油气资源管理体制密切相关。通过对比,可以看出,国外低品位油气资源概念主要从地质和技术方面来确定,特别是储层物性特征、油气资源本身的物理化学参数等客观条件和特征。而国内低品位油气资源概念,特别是学术界,侧重于综合因素,既考虑了储层物性、资源本身特性,也考虑了技术、政策等人为因素和条件。
1.1.3本研究对低品位油气资源的界定与分类
综合考虑国内外低品位油气资源的概念,本研究对低品位油气资源的描述为:低品位油气资源是指在现行体制和一定市场条件(如油价)下,采用常规的经营管理方式,依靠现有成熟工艺技术不能经济开采的探明石油、天然气地质(资源)储量。通常具有渗透率低、丰度小、品质差、规模小、含水率高、单井产量低等一个或多个特征。
1.1.3.1低品位石油资源
具体来说,低品位石油资源主要包括以下几类:
低渗透石油:指有效渗透率小于10mD的储层中的原油资源,具有单井产量低、储量丰度低等特征。细分为一般低渗透(1~10mD)、特低渗透(0.5~1mD)、超低渗透(<0.5mD)三类。
稠(重)油:指地层温度条件下,密度大于0.934g/cm3、粘度大于50mPa·s的原油资源。
剩余油(石油尾矿):指进入开发生产后期,综合含水率超过90%的油气藏(田)中剩余的石油地质储量,具有含水率高、产量持续递减等特点。
高凝油:指凝固点≥40℃的油藏。
边际小油田:指在目前的开采技术条件下,没有经济效益和难以动用的、储量规模小的油气田。
深水油:指水深超过500m的地下储集层中的石油地质储量。
1.1.3.2低品位天然气资源
具体来说,低品位天然气资源主要包括以下几类:
低渗透砂岩气:指有效渗透率小于1mD的砂岩储层中的天然气资源,具有单井产量低、储量丰度低、分布广等特征。细分为低渗透气(0.1~1mD)、特低渗透气(致密砂岩气)(<0.1mD)两类。
高含非烃气:指硫化氢(H2S)、二氧化碳(CO2)或者氮气(N2)等非烃含量超过5%的天然气资源。
高温高压气:指同时具有地层超压(压力系数> 1.3)和高温(地层温度> 150℃)的天然气。
深水气:指水深超过500m的地下储集层中的天然气地质储量。
页岩气[13]:指赋存于富含有机质的暗色泥页岩或高碳泥页岩中,主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源。在埋藏温度升高或有细菌侵入时,暗色泥页岩中的有机质,甚至包括已生成的液态烃,裂解或降解成气态烃,游离于基质孔隙和裂缝中,或吸附于有机质和粘土矿物表面,在一定地质条件下就近聚集,形成页岩气藏。页岩气藏具有如下特点:
第一,与煤层气相似,页岩气藏具有自生自储特点,页岩既是烃源岩,又是储层,没有或仅有极短距离的运移,通常就近聚集成藏,不受构造控制,无圈闭、无清晰的气水界面。
第二,页岩气藏分布受暗色页岩分布控制,面积大,范围广,常呈区域性、连续性分布;页岩气形成温度范围大,在暗色泥页岩热演化的各阶段均可形成,埋藏深度范围大,从浅于200m到深于3000m都有可能有页岩气藏。
第三,页岩气藏储层具有典型的低孔、低渗特征,并随着埋深加大,物性变差。页岩气藏孔隙度一般4%~6%,渗透率一般低于0.001mD,若处于断裂带或裂缝发育带,页岩孔隙度、渗透率增加。
第四,页岩气主要以吸附或游离状态赋存于页岩储层中,其中吸附气含量20%~85%。另外,少量页岩气以溶解状态存在,一般不超过10%。
第五,页岩气藏自然压力低,开发难度大,技术要求高,通常无自然产能,采收率较低,单井产量低,但产量递减速度慢,生产周期长,一般超过30年。
石油企业老年工作者面对低油价寒冬期新形势我怎么看,我该做些什么征文
这种题目,是要写自己的心得感受啊,不同的人会有不同的认识的,无所谓标准答案的。写点俺的认识吧,仅供参考哈。
对低油价寒冬期怎么看:
市场有涨有跌,企业业绩有赚有赔,这都很正常。所以心态要沉稳,积极制订有效措施来应对低油价的考验。从企业经营策略来说,要细化业务、突出优势,赚钱的业务强化、扩大,赔钱的项目坚决关停并转。实施企业转型,由单一卖油向综合服务发展,扩大非油品业务,服务顾客同时增加新的利润增长点。实施科技增效,在采油、炼油、运输、加油各个环节做到降本增效、节能降耗、科技创效,一点一滴扣出效益来。从石油行业干部职工来说,要端正心态,积极应对,认真学习,苦练内功,增强科技创新的能力,增强岗位创效的意识,大家同舟共济、共度难关。
老年工作者该怎么做:
带领老年同志们,与企业一起共度难关。体谅企业难处,不要盲目攀比、动辄上访要待遇。老年同志身上往往具有年轻人缺少的“三老三严”精神,还有一些好的手艺技术,要不吝赐教,多给年轻人一些指导和帮助。大多数石油家庭都是二代、三代均为石油人,老同志要教育好下一代主动适应新常态,顺应改革要求,支持企业改革发展各种政策。
大概这些吧,题主可以继续完善哈。俺一个字一个字敲的哈,辛苦自己了哈。
中石化在页岩气开发方面有什么新的进步?
中石化在页岩气开发方面有什么新的进步?
中国石化先后在四川威远新场上三叠统须家河组五段下亚段、四川盆地川西南坳陷金石极造下寒武九老洞组、重庆彭水、黔北丁山极造、重庆涪陵焦石坝龙马溪等页岩都有重大发现。
目前中石化取得重要进展的主要有两个页岩气区块,一个是重庆的涪陵区块,另一个是第一轮中标的重庆南川区块。
中石化施行“走出去”战略,向埃克森美孚、BP、壳牌等国际公司学习,且花巨资收购了美国戴文能源公司5个区块的页岩气资产。
低价油对中石化页岩气的开发有什么影响?毫无疑问,低油价肯定至少会迟滞页岩气开发的发展壮大,因为开采页岩气的成本相对较高。这次全球低油价持续这么久,对我们整个石油石化行业影响非常之大,三桶油日子过得都是紧紧张张的,更别说对高成本的页岩气开发的影响了。
中石化页岩气开发功勋井焦页1HF井在哪?中石化页岩气开发功勋井焦页1HF井
重庆市涪陵区焦石坝片区
中石化涪陵页岩气最近的开发进度情况?涪陵页岩气田建成20亿方产能!
12月22日,随着焦页15-3HF井等3口井相继顺利放喷测试求产,中国石化涪陵页岩气田2014年完成试气井75口,并提前完成全年新建20亿立方米产能目标任务。
2013年9月3日,国家能源局批准设立重庆涪陵国家级页岩气示范区。2014年1月,涪陵页岩气田一期产能建设正式启动,明确2014年新建产能20亿立方米。到2015年,中国石化将在涪陵页岩气田建成50亿立方米产能,2017年建成百亿立方米产能。
江汉油田全力贯彻落实集团公司部署,全面实施“一体化决策、一体化组织、一体化控制、一体化保障、一体化管理”会战模式,狠抓规范管理、创新提效、工程质量、安全环保和品牌建设,确保示范区建设高水平、高速度、高质量、高效益推进。
涪陵页岩气田以示范区建设为平台,积极争取国家重大专项支援,初步建立一套符合涪陵页岩气田地层特点、适应性良好的水平井优快钻井、长水平段压裂试气、试采开发配套等具有自主智慧财产权的页岩气开发配套技术系列。大力推广应用石油工程公司研发的3000型压裂车、泵送桥塞等精良装备,加快了装备国产化步伐,有力促进了气田经济高效开发。
他们积极探索“井工厂”钻井、压裂执行新模式,施工效率持续提高。目前,该气田钻井工程单井平均完井周期73天,比2013年缩短22天;压裂试气平均周期28天,比2013年缩短12天。值得一提的是,焦页30号平台实施国内页岩气开发首次“井工厂”钻井施工,较设计工期提前99天完井,平均完井周期50天;焦页42号平台实施国内页岩气开发最大规模同步压裂施工,创造了国内页岩气开发7项施工纪录,提高效率50%以上。
涪陵页岩气田加强地质研究,实时跟踪钻井情况,做好方案优化调整。针对近断层裂缝发育带、多口井钻进过程中出现漏失的情况,他们组织工程技术攻关,及时调整优化钻井设计。他们加强试气压裂工艺的改进研究,不断优化压裂液体系、支撑剂组合体系和压裂分段数,压裂试气效果大大提升,已试气井均获得较高产能。他们加强气田标准化管理和气藏管理标准化设计,强化试采规律研究,投产气井优于方案设计。据介绍,焦页1HF井按6万立方米/天配产已持续生产700多天;焦页6-2HF井投产一年多累计产气突破1.2亿立方米,成为国内首口产量破亿立方米的页岩气井。
他们积极探索高效执行的会战体制机制,大力推行油公司模式、市场化运作、专案化管理、专业化服务、标准化建设、规范化开发,加强队伍组织与准备、方案优化与监督、执行优化与实施,成效显著。
在产能建设中,涪陵页岩气田坚持资源开发与生态保护并重,走绿色低碳开发之路。他们组织编制了国内页岩气开发首部环境保护白皮书;推广“丛式井”设计、“井工厂”施工、“标准化”场站设计及施工后复耕等措施,单井土地征用面积节约30%以上。同时,他们全力保障当地企业和居民的用气需求,大力支援地方文化和基础设施建设,实现资源就地转化利用,积极推进企地和谐共建。
中石化和中石油谁在页岩气方面走在前面?中石化。
根据中石化的预计,2014年底涪陵页岩气田将实现产能18亿立方米/年,2015年底将建成产能50亿立方米/年。这一数字足足比中石油高了一倍。
“中石油和中石化在页岩气开发上一直较著劲,本来是中石油走在前面,但是中石化涪陵页岩气块确实有先天优势,赶超了中石油。”有石油行业业内人士向《证券日报》记者表示,这让中石油很有危机感。
中石化发现的整装页岩气田在哪?
你好:在重庆涪陵。希望能帮到您,满意请采纳,谢谢。
中石化页岩气ESG报告的情况?2014年12月29日,中国石化在京举行释出仪式,正式释出《中国石化页岩气开发环境、社会、治理报告》(页岩气ESG报告),这是中国首个页岩气开发环境、社会、治理的专题报告,在国际同行中也位居前列。报告目的是方便广大利益相关方了解中国石化页岩气开发的ESG表现,更广泛地倡导全社会关注页岩气开发的ESG情况,同时更好地接受来自媒体、公众和利益相关方的监督。
中石化页岩气2015年计划开采多少万方?亲,中石化计划到2015年将在涪陵页岩气田建成产能50亿立方米,供应近2000万户居民使用页岩气,2017年建成百亿立方米产能的页岩气田,在全国页岩气总产量中的占比将超过了50%。
中石化深度页岩气开发专案有何重要意义?该专案的启动将构建我国深层页岩气开发关键装备与工具的研发平台;研制具有自主智慧财产权、总体达到国际先进、部分达到国际领先的深层页岩气开发关键装备与工具,在“十三五”期间,重点解决深层页岩气开发的电动压裂装备大功率电传、高效钻井、低碳环保、降本增效等难题,形成16项关键技术和10项核心装备与工具,推动装备制造向自动化、标准化、数字化国产化的“四化”转型,促进页岩气安全、绿色、高效开发。
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中石化页岩气开采核心技术是什么?20141010央视网讯息(新闻联播):我国页岩气开采核心技术近日取得重大突破,用于地下水平井进行分段的“分割器”——桥塞商用成功,这使我国成为继美国和加拿大之后,第三个使用自主技术装备进行页岩气商业开采的国家。
2011年开始,我国页岩气开发主力军中石化石油工程公司开始了自主创新,用3年时间,相继实现了页岩气钻井、测录井,和国家科技重大专项3000型成套压裂装备的国产化道路。桥塞作为分段压裂、加大产气接触面积的“分割器”,成为实现我国页岩气开发工程技术自主化的“最后一块拼图”。
生物燃料的国外现状
目前,生物燃料主要被用于替代化石燃油作为运输燃料,如替代汽油的燃料乙醇和替代石油基柴油的生物柴油。在化石燃料储量逐步下降、环境保护日益严峻的背景下,生物燃料受到各国政府的高度重视。欧盟委员会积极推进生物燃料发展,制定了2015年生物燃料占运输燃料消费总量8%的目标。美国通过法律手段强制在运输燃料中添加生物燃料,具体比例是柴油中添加2%的生物柴油,汽油中添加5%的燃料乙醇。据调查数据统计,2011年8月16日,美国白宫宣布推出一项总额为5.1亿美元的计划,由农业部、能源部和海军共同投资推动美国生物燃料产业的发展。英国政府从2006年起要求生产运输燃油的能源企业必须有3%的原料是来自可再生资源,并且比例将逐年提高。根据国际能源机构(IEA)的数据,2010年全球生物燃料日产量为182.2万桶,2011年降至181.9万桶。 作为应对气候变化战略的一部分,西欧和北美政府强制要求,在未来15年里汽油和柴油中要添加更多的生物燃料组分。修改后的欧盟燃料质量法规定,欧盟汽油中可再生乙醇的含量将从5%倍增至10%,欧盟各国将在加油站出售这种命名为E10的汽油。
世界对生物柴油的需求量有望从2006年的690万吨增长至2010年的4480万吨。到2010年,亚洲有望超过北美、中欧和东欧,成为仅次于西欧的世界第二大生物柴油生产地区。全球生物柴油工业呈现快速增长,2000~2005年产能、产量及消费量年均增长率约为32%,而到2008年产能和需求增速更快,年均增速将分别达到115%和101%,甚至更高。2005~2010年全球生物柴油生产模式也将发生变化,2005年西欧生物柴油产量占全球总产量的75%,2010年将减少至低于40%,主要原因是以亚洲为首的其他地区产量增速加快,亚洲将可能成为第二大生物柴油生产地区,其次是北美地区。从消费情况来看,2005年德国占全球消费量的61%,其他消费国家主要包括法国、美国、意大利和巴西,其消费总和只占到全球消费量的11%。2010年,美国可能成为全球最大的生物柴油市场,占全球消费量的18%,新的大型消费市场将出现在中国和印度,其他国家的消费总和将占到全球消费量的44%。生物燃料的原料来源成为生物燃料可持续发展的重要课题。
东南亚正在崛起成为一个主要的生物柴油生产基地,到2010年更有望成为世界上领先的供应地区。东南亚各国政府和企业纷纷斥巨资发展生物柴油工业,在建的生物柴油工厂遍及各地,也因此成为未来西欧和北美地区生物柴油的主要供货地。棕桐油是东南亚最丰富的自然资源之一,将成为该地区发展生物柴油工业的主要原料。同时,该地区还计划将大量土地开发为新的油棕种植园。东南亚生物柴油工业发展最快的是马来西亚,然后是泰国和印尼,马来西亚和印尼的粗棕榈油合计产量大约占到全球产量的85%。
泰国能源部去年5月份开始实施一项到2012年使生物柴油产量达到255万吨的计划。马来西亚政府表示,2007年,该国生物柴油产量将翻一番多,达到110万吨,工厂将由3家增加至今年的22家,到2008年将达到29家,到2010年,马来西亚生物柴油产量将达到330万吨,成为仅次于美国和德国,与印度并列的世界第三大生物柴油生产国。印尼政府表示,该国生物柴油产量有望从2006年的18万吨增长至2007年的75万吨,到2008年将达到120万吨,该国的生物柴油工厂将由4家增加至今年的15家,到2008年将达到23家。到2010年,印尼和泰国的生物柴油年产量都将达到约130万吨。 目前,巴西所有车用汽油均添加20%~25%的燃料乙醇,并且已有大量使用纯燃料乙醇的汽车。除在本国大力发展生物乙醇工业之外,巴西还积极开展国际“乙醇外交”。今年3月,巴西与美国签订了在西半球鼓励生产和消费乙醇的协定。此外,还同意大利和厄瓜多尔签订了共同开发乙醇项目的合作协定。中国限制使用玉米加工生物燃料之后,引起了巴西工业界的广泛关注,巴西农业部1995年就表示关注中国推广使用乙醇汽油的行动,希望与中国在发展乙醇燃料方面进行广泛的合作。
美国从上世纪70年代开始利用其耕地多、玉米产量大的优势,发展燃料乙醇,目前以玉米为原料生产燃料乙醇的生产工艺已经基本成熟。今年年初布什表示,美国到2012年法定的可再生和替代性能源的总量目标是要达到75亿加仑,到2017年达到350亿加仑,而当前的替代能源每年产量是40亿加仑。因此美国玉米价格节节攀升。随着对燃料汽油需求的不断增加,美国的乙醇加工项目也不断上马,2004—2005被用于生产乙醇的玉米总量是13.23亿蒲式耳,2005~2006达到21.5亿蒲式耳,美国农业部预计,2007年将会有约32亿蒲式耳玉米用于加工成燃料乙醇。
一些企业正在致力于将非粮食类或废弃生物质如秸秆等转化为乙醇,以帮助解决原料供应问题。以木质纤维素为原料生产生物乙醇是技术开发的焦点。木质纤维素来源于农业废弃物(如麦草、玉米秸秆、玉米芯等)、工业废弃物(如制浆和造纸厂的纤维渣)、林业废弃物和城市废弃物(如废纸、包装纸等)。目前世界各国研究利用木质纤维素发酵生产乙醇的科研机构都围绕着这几大关键技术进行攻关,但是目前世界上还没有一家工业规模利用纤维质原料生产燃料乙醇的企业。其主要障碍是酶解成本过高、缺乏经济可行的发酵技术。因此,技术路线的优化组合问题、生产过程中成本降低的问题以及乙醇废糟的综合利用等问题,需要解决。
养殖藻类是另一个潜在的生物燃料原料。一些企业正在开发从藻类中产业化生产合成气和氢气的体系。绿色燃料技术公司与亚利桑那公共服务公司合作,利用以天然气为原料的发电厂排出的二氧化碳养殖可以转化为生物柴油或生物乙醇的藻类。绿色燃料技术公司的技术去年在亚利桑那州的一个发电厂进行了中试并获得了巨大成功。公司计划将该项目范围扩大,并于2008年在亚利桑那州开始商业化生产,然后扩展至澳大利亚和南非。 我国玉米资源比较丰富,2006年产量1.44亿吨,居世界第二位,玉米秸秆年产量达6亿多吨。在全球高度关注能源危机,关注可再生资源开发利用的大背景下,以玉米为原料生产的燃料乙醇、玉米乙烯及其衍生物、可降解高分子材料等,成为企业竞相开发和投资的热点。2006年,我国可再生能源年利用量已达到1.8亿吨标准煤,约为一次能源消费总量的7.5%。掺入10%燃料乙醇的乙醇汽油成为中国能源替代战略的着力点之一。
2001年国内酒精原料中玉米占原料总量的比重为59%,到2006年,这一比重已经上升到79%。目前有关部门正着手研究、开发汽车用甘蔗燃料乙醇。目前我国甘蔗年产量在8500万吨左右,仅产食用酒精50多万吨。若技术攻关成功,成本控制得当,用甘蔗生产燃料乙醇,将会有很好的发展前景。但问题在于,我国甘蔗种植面积十分有限,主要集中在广西、云南等少数几个省份,而且随着国内食糖消费量大幅增加,价格也将一路上扬,生产成本将可能大大高于玉米制造燃料乙醇。国家发改委相关人士也表示,继续推广乙醇汽油是大势所趋,非粮生物能源如红薯、木薯、甜高粱、纤维质乙醇是今后发展的重点,将加大这方面的科研投入力度。而另一方面,相关部委紧急叫停玉米加工乙醇后,政府仍会继续“适度”发展燃料乙醇行业,坚持能源与粮食双赢,在确保粮食安全的前提下,国家会采取一些财税扶持政策,支持燃料乙醇的生产和使用。
(一)我国大型集团公司积极进行生物燃料的研究开发及生产
2006年11月,中国石油集团与四川省签订合作开发生物质能源框架协议,双方将以甘薯和麻疯树为原料发展生物质能源,“十一五”期间将建成60万吨/年燃料乙醇、10万吨/年生物柴油项目。2006年12月,中石油又与云南省签署框架协议,在以非粮能源作物为原料制取燃料乙醇、以膏桐等木本油料植物为原料制取生物柴油等方面进行合作。2007年初,中石油与国家林业局就发展林业生物质能源签署合作框架协议,并正式启动云南、四川第一批能源林基地建设。作为我国石油能源行业的巨头,中石油在生物质能源的频频出手令人瞩目,充分显示了生物质能源对中石油集团发展的战略重要性。中石油总经理表示,“十一五”末,中石油非粮乙醇年生产能力将超过200万吨/年,达到全国产量的40%以上,同时形成林业生物柴油每年20万吨/年的商业化规模,并建设生物质能源原料基地40万公顷以上。
无独有偶,中粮集团近年也将生物质能源发展提到了战略重地的高度,一时间与中石油并驾齐驱,成鏖战之势。2007年4月6日,紧随中石油之后,中粮集团与国家林业局签署《关于合作发展林业生物质能源框架协议》,双方将重点建设一批能源林基地,开发利用林业生物柴油、燃料乙醇和木本食用油三大产品。
中粮集团在燃料乙醇、生物柴油等方面频频重拳出击,进行企业并购。目前,国家发改委先后批准建设的4套燃料乙醇生产装置。2006年国家审批第5个燃料乙醇生产装置,也是唯一的一个非粮作物燃料乙醇装置——广西15万吨/年木薯乙醇项目正在建设中。
2006年7月,中石化在攀枝花建设了一座10万吨/年的生物柴油装置,配套的能源林基地为40万~50万亩。同月,中石化总投资约1800万元、规模为2000吨/年生物柴油的试验装置在河北建成。2007年4月13日,中石化与中粮集团签订《关于发展中国生物质能源及生物化工的战略合作协议书》,共同发展生物质能源及生物化工,双方将在未来5年内合作建设100万~120万吨/年燃料乙醇的生产装置。
尤其值得注意的是,在政府的帮助下,一些中国公司在海外开办生物燃料加工厂。例如,一家中国企业在尼日利亚投资9000万美元开生物乙醇加工厂,以木薯作原料,年产15万吨,北京出资85%,15%由尼日利亚政府负担。2007年4月12日,国家科技部与意大利环境国土与海洋部签署协议:武汉的生物柴油公司与意大利有关单位合作,在武汉兴建一条将餐馆产生的潲水油、地沟油等废弃油脂,加工成为生物柴油的生产线。这条生产线建成投产后每年可生产3万吨生物柴油,生产成本在5000元/吨左右,与石油柴油相当,发展前景看好。该项目在武汉实施成功后还将向我国的其他大中城市推广。
(二)国家鼓励以非粮食作物进行生物燃料的研发及生产,企业积极响应
国家发改委2006年12月18日下发的《关于加强玉米加工项目建设管理的紧急通知》明确提出,我国将坚持非粮为主积极稳妥推动生物燃料乙醇产业发展,并立即暂停核准和备案玉米加工项目,对在建和拟建项目进行全面清理。通知要求,“十五”期间建设的4家以消化陈化粮为主的燃料乙醇生产企业,未经国家核准不得增加产能。
相关部委鉴于目前危及粮食安全的严峻形势对国内一些地方盲目发展玉米加工乙醇能力的态势实施紧急刹车,令生产企业猝不及防。粮食问题直接关系到整个社会与国家经济的稳定,这也许是国家部委对发展玉米加工乙醇能力紧急刹车的最根本原因。去年玉米和大豆的国际期货价格大幅飙升,受此影响,国内市场的玉米价格也一路走高,国内四大定点乙醇生产厂全部亏损,为了不进一步刺激玉米需求,国家发改委此前已经叫停了一些中小乙醇生产项目。
国家现在和将来都不会鼓励用玉米大规模发展燃料乙醇和工业酒精,但我国有6亿多吨的农作物秸秆,应该展开规模化利用,还有北方的甜高粱及南方的木薯等非粮作物都在国家鼓励利用之列。寻找玉米替代资源,企业已经开始行动。
中粮集团正努力发展木薯、甜高粱和纤维素乙醇,中粮集团的广西15万吨/年木薯乙醇项目正在建设中,计划在今年投产;甜高粱乙醇正在中试阶段,分别在广西桂林和内蒙古五原建设了液态发酵和固态发酵中试装置;在黑龙江肇东建立了500吨/年的纤维素乙醇中试装置,目前正改造生产装置,优化工艺流程,为万吨级工业示范装置的建设奠定基础。到2010年,中粮集团将年产燃料乙醇310万吨,其中玉米乙醇占42%、木薯乙醇占26%、红薯及甜高粱等为原料的乙醇占32%。 诚然,我国有丰富的非粮生物质资源有待开发利用,除了有农作物秸秆、甜高粱、木薯、红薯处,还有甘蔗、甜菜、芒草、柳枝稷等。但这些作物普遍存在收集、贮运的难题,生产中又有技术、工艺、设备不成熟等诸多问题,另外农业生产的季节性和工业化生产连续性的矛盾也是制约非粮食乙醇发展的主要因素。
(一)乙醇燃料的推广促使粮食价格上涨
让人担忧的迹象频频出现。世界一些积极推广乙醇燃料的国家粮食已在上涨,比如美国、巴西、墨西哥和中国等国家。以美国为例,用玉米生产乙醇对粮价上涨起到了促进作用。2006年8月,购买1蒲式耳(等于35.238升)玉米要付2.09美元,但2006年9月、10月、11月和12月,这个价格分别上涨到2.2美元、2.54美元、2.87美元和3美元。2006年美国乙醇燃料工业消耗了美国20%左右的玉米,今年预计增加至25%以上。
在中国,掺入10%乙醇的乙醇汽油成为中国能源替代战略的重要目标,但是粮食和粮食产品与乙醇燃料的争夺也日趋白热化。专业研究机构预测,“十一五”期间,中国玉米缺口在350万吨左右,将由玉米的净出口国转变为净进口国,而加工企业抢购粮源必然会使玉米价格扶摇直上。此外,与其他国家不同的是,中国的玉米都是非转基因,非常适合人畜食用,用来生产乙醇燃料显然大材小用。
(二)反对声音渐起,有研究认为乙醇燃料加剧了环境污染
世界范围内已经有多项研究表明,被标榜为绿色的乙醇燃料并非如人所愿可以保环境,而是更加剧了环境污染。美国斯坦福大学大气科学家马克·雅各布森等人的研究结果表示,乙醇燃料对人和生物健康损害比人们以前想象的还要大,以乙醇为燃料的车辆可能导致更多人罹患或死于呼吸系统疾病。如果用以乙醇为燃料的车辆替代所有的轿车和卡车,美国死于空气污染的人数将增加4%。证明乙醇燃料不“绿”反“黑”的研究结果并非孤例。美国华盛顿州立大学的生物学家伯顿·沃恩的研究小组通过实际调查发现,生产乙醇的过程中造成了另一种环境污染,减少生物多样性和增加土壤的侵蚀。另外,即使用非粮食作物甘蔗来生产乙醇,也要消耗很多的水,每处理1吨甘蔗需要用水3900升(3.9吨水),对环境又增加了负担。
(三)生物乙醇产出效率较低
目前世界上普遍用玉米生产生物乙醇,但是产出效率比较低。即使技术最先进的工厂用100kg玉米也只能生产出约45L乙醇,而且在生产乙醇和栽培玉米等原料作物过程中消耗的能量相当于所产乙醇产生能量的80%,同时也会排放二氧化碳。科学家经过系统测算之后,对生物燃料的经济性产生了疑问。
生物燃料在生产过程中所消耗的能源比它们所能够产生的能源要多,并且生产成本高于它们所替代的石油燃料。能源成本首先包括种植作物所需的化肥,也包括进行转化所需的水、蒸汽及电力。经济成本包括人工、除草剂、灌溉与机械以及化肥。与汽油相比能量密度较低的乙醇还增加了运输成本,并降低了发动机效率。玉米、柳枝稷、木质纤维素、大豆及葵花油等多种生物燃料原料植物的能源与经济性逆差是相似的。所有植物生长都需要二氧化碳,当这些植物作为燃料或者转化为其他用于燃烧用途的燃料时会被再次释放出来。从这个意义上说,生物质对碳吸收与排放的影响是中性的。不过,这没有将耕种、施肥、施杀虫剂、运输、干燥以及转化为可用燃料的过程中的能源消耗考虑进去。其中,化肥是消耗能源的主要方面,工业固氮生产氨的Haber-Bosch工艺需要消耗大量能源,大约每吨氨需要3100万英热单位的能源,如果原料不是天然气,而是煤,或者采用需部分氧化的其他工艺,则每吨氨需要4100万英热单位的能源。磷肥与钾肥生产过程中所消耗的能源要低许多(主要是在机械开采、粉碎、干燥等环节)。化肥在生物乙醇、生物柴油生产过程所消耗的能源中分别占45%、24%。在生物柴油的生产过程中,需要与甲醇进行酯交换反应,而这也要占到所消耗能源的35%。 我国正在拟订生物能源替代石油的中长期发展目标,到2020年,生物燃料生产规模达到2000万吨,其中生物乙醇1500万吨、生物柴油500万吨。如果进展顺利,到2020年,达到3000万吨以上。2006年我国进口石油1.4亿吨,预计2010年进口2亿吨,2020年进口3亿吨。这就能够在2020年以前把我国石油的对外依存度控制在50%以下,提高我国能源安全。中国的生物燃料很丰富,秸秆和林业采伐加工剩余物有10亿吨,合5亿吨标准煤,还有900万公顷木本油料林和薪碳林,30多种油料树种。
“十一五”我国将投入1010亿美元,到2020年实现生物能源占交通能源需要的15%,即1200万吨。我国还计划到2010年种植1300万公顷麻疯树,从中提取600万吨生物柴油。柴油机燃料调合用生物柴油(BDl00)生产标准近日正式颁布,于2007年5月1日实施。这必将大大促进我国生物燃料产业的发展。
但是为避免对粮食生产威胁,我国发展燃料乙醇也正在从粮食为主的原料路线向非粮转变,当然,作为调节粮食供需余缺的手段,玉米燃料乙醇仍将保持适度的规模。从大方向来看,不能再用粮食做燃料乙醇。用非粮物质替代石油将是长远的方向。我国农村劳动力丰富,在田头地角都可以种植纤维素原料植物,更有条件发展。
当2008年国际油价重挫曾一度冲破40美元之时,作为替代能源之一的燃料乙醇的发展前景也令人担心。但燃料乙醇拥有清洁、可再生等特点,可以降低汽车尾气中一氧化碳和碳氢化合物的排放。未来我国燃料乙醇行业的重点是降低生产成本、减少政府补贴,为此,制定生物燃料乙醇生产过程的消耗控制规范,及产品质量技术标准,统一燃料乙醇生产消耗定额标准,包括物耗、水耗、能耗等,是降本增效的有力手段。而未来我国燃料乙醇行业发展的方向是如何实现非粮乙醇的规模化。因此,决定未来燃料乙醇发展前景的关键是成本和技术。
未来,中国政府还将继续适度发展燃料乙醇行业。“十一五”期间,中国燃料乙醇的潜在市场规模将急剧扩大。以中国四家燃料乙醇生产企业的产能来看,远远不能满足未来国内对燃料乙醇的需求,燃料乙醇装置产能扩张不可避免。因此计划到“十一五”末,国内乙醇汽油消费量占全国汽油消费量的比例将上升到50%以上,这意味着届时中国燃料乙醇的产能和产量将会有一个质的飞跃。 中国在生物燃料方面的政策扶持相对较晚,近年随着政府的重视,生物燃料技术迅速提高,市场竞争日趋激烈。截至2010年底,我国生物质固体成型燃料年利用量为50万吨左右,非粮原料燃料乙醇年利用量增加20万吨,生物柴油年产量为50万吨左右。根据《可再生能源中长期发展规划》和《可再生能源发展“十一五”规划》,国家确定的“十一五”生物质能的发展目标为:到2010年,生物质固体成型燃料年利用量达到100万吨,增加非粮原料燃料乙醇年利用量200万吨,生物柴油年利用量达到20万吨。可见我国生物燃料的发展规模距离之前的规划相去甚远,生物质固体成型燃料只完成了1/2,非粮燃料乙醇则仅完成了既定目标的10%左右。总的来说,我国“十一五”期间生物质能源的利用出现“虎头蛇尾”的情况,究其原因主要是国家产业扶持政策没有跟上。截至2012年4月中旬,《可再生能源发展“十二五”规划》已上报,但仍未正式发布。《规划》已初定我国2015年生物燃料乙醇年利用量达到500万吨,与“十一五”的规划目标相比翻了一倍多;生物柴油年利用量为100万吨。
为了“十二五”期间不重蹈覆辙,我国有关部门正在积极制定应对措施。根据《可再生能源中长期发展规划》,到2020年,我国生物柴油年利用量达到200万吨,生物燃料乙醇年利用量达1000万吨。而由于化石能源的有限性,开发新型能源已上升为各国的能源战略。目前全球原油可采年限约为46年,而我国石油可采年限仅为15.62年。发展替代能源是解决我国能源供应紧张问题的有效途径。虽然由于原料短缺及价格高涨等原因,目前我国生物柴油的产能利用率较低,有些企业处于部分停产甚至完全停产状态,但随着国家产业扶持政策的出台,“十一五”期间生物燃料“先热后冷”的局面将不再出现,生物柴油行业必将得到长远的发展。
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