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石油化工和石油工程的区别范文1
前言
随着我国油田的开采期的延长，以及化工行业的快速发展，使其逐渐成为我国经济发展的龙头企业。石油化工在世界大范围开采和应用，促进了国家和地区的经济发展，可是很多国家和地区只是侧重于石油化工的开发和利用，忽略了其对环境的影响。一般的含油污水中的石油类主要由浮油、分散油、乳化油、肢体溶解物质和悬浮固体等一系列物质构成，其中的有害成分较多。生产过程中所产生的废水对于周围的生物和环境具有较大的伤害性，从可持续发展的角度，严重的石油化工废水排放会给人们的生活造成困扰，影响国家或地区的经济发展，影响国家或地区的平衡发展。因此，在促进我国经济快速发展的同时，也不能忽视石油工业废水排放技术的应用，保障生活生产环境，促进可持续发展。
一、石油化工废水的特点
石油化工企业是以石油或天然气为主要原料，通过不同的生产工艺过程、加工方法，生产各种石油产品、有机化工原料、化学纤维及化肥的工业。各种成分的物料在这里加工、储存、装卸、输送。一旦发生火灾，导致容器和管道破裂，物料就会泄漏出来，石油化工废水排出来的时候，河流及农田就会被污染。石油废水的排放石油从地底下开采出来后，就会经过脱水等处理后就会进入到集输管线中，之后才能送到炼油厂或者是油库中，还要在油库中进行再次的脱水以及脱盐处理等措施，但是当原油中含水量小于或等于某种数据时，之后才能今日到减压的装置中去，这其中就会产生一些重油和渣油。。每次的深加工都会产生一些石油化工的废水，这些废水的处理是进行安全生产工作的重点，因此在加工的过程中，都要把石油化工的废水运用比较实用的技术进行处理，也同时在处理过程中也要提高处理的能力及技术。
石油化工废水的基本特点：污染的水源扩散的特别的快。由于石油化工废水只有在再次加工的过程中才可以应用，因而其用水量与石油化工加工时实际用水量有关，而石油化工的加工实际用水量也与石油的加工数量有关。当加工的石油比较少时，产生的石油化工废水量就比较少。当石油加工比较大量时，石油加工过程中实际用水量就大，产生的石油废水也就多；当石油严重需要时，企业内石油加工设施不能满足石油量的需求时，需要动用企业外部石油加工设施，此时产生的石废水就特别的多。污水中污染物组分复杂。石油化工企业产品种类繁多、化工装置千差万别。不同的化工装置、不同的工艺流程、石油化工发生的不同位置的泄漏时，石油化工废水中污染物的组分都会不同。物料泄漏量不同，石油化工中污染物的浓度也会有很大差异。时候化工具有区别于其它形式污水的特点，但是无论何种形式的污水，它都存在着收集与处理的问题。
二、石油化工废水处理工艺简析
从石油化工废水的产生过程来看，其产生须具备两个条件：其一，石油化工废水只有在再次加工时才会产生；其二，石油化工废水只有在物料泄漏并混入正常的无污染水时才会产生。所以，石油化工废水如果不采取措施加以收集及处理，就会流入到下水道中，也就会进入到河流和湖泊中，这样就会使地下水和地表水都会遭到污染。
首先，石油化工废水作为一种比较常见的污染，对环境的破坏和生态平衡的危害影响特别的大。根据石油化工企业的环保法规，石油化工企业应该做到废水的清除及分流的处理措施，也就是说石油化工废水应该从没有受污染的水中分流出来，所以石油化工废水的收集与处理是很重要的，不能因为对石油的需要，就忽略了对环境的保护意识。特别是加工过程中含有有毒物质的企业，也更应该注意这个问题的重要性。
其次，针对石油化工废水的一些特点，在将其送入污水处理厂之前，也应该十分的注意，石油化工废水在被送入到污水处理厂之前，必须进行废水的检测工作，查看被污染的程度。石油化工的废水池也是有一定的容积量的，如果石油化工废水能够被回收利用时，必须考虑回收利用。这样才能使生态环境不会被污染。
另外，含油污水的产量大，涉及的范围广，如石油的开采，石油的炼制、和石油的化工、油品的储运。邮轮事故、轮船航运、车辆清洗、机械制造、食品加工等过程中都会产生石油化工的废水。在当今现代，有一些油水的分离技术。这样就可以使石油化工的废水能过滤在利用。比如重力分类法、空气悬浮法、过滤法、超声波法等技术。油水分离技术是当前处理含油污水的关键技术之一，上述方法各有不同的范围，应根据不同种类油的性质和不同的水质要求，采用不同的处理方法。以上各种处理单元在含油废水处理中并不是单一出现的，因为废水中的油粒多数同时存在集中状态，很少以单一状态存在，所以含油废水处理采用多级处理工艺，经多单元操作分别处理后方能达到排放或回用标准。
三、结束语
石油化工工程的的设计中应该多考虑些废水的收集及处理问题，建立石油化工企业废水处理厂及过滤重复在利用，发展适合石油化工废水特点的新的处理工艺和技术，如用空气悬浮法等处理石油化工废水具有很高的效率。因此应该重视石油化工的废水处理及回收在利用，这样才能保护我国的生态发展。
参考文献
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石油化工和石油工程的区别范文2
因此有计划，有目的对煤制油技术研究开发，建设示范装置是非常重要的解决国家能源安全的重要战略措施。今后，除去中科院山西煤化所、神华、兖矿、山西潞安、伊泰等一批开发、研究部门的工作尽快取得阶段性成果，对国外南非、美国等已有示范装置和工业装置的成熟技术，煤间接制油要加大力度开发具有我国自由知识产权的F-T合成技术，并尽早建立几个大型煤间接液化百万吨以上工厂，对现在和今后我国能源格局和战略都有着举足轻重重要意义。煤间接液化便是实现这一目标的重要技术途径之一。
一、煤间接制油当前的现状
1.间接制油研近年来，随着国际石油价格的不断上涨，以石油为原料路线的生产面临越来越大的压力
在这种背景下各国在煤液化技术的研究开发和大规模工程示范方面投入了大量的精力并取得了可喜的进展。在煤炭间接液化方面，典型的间接液化技术有：Sasol工艺、荷兰皇家Shell石油公司的SMDS合成工艺、中科院山西煤化所浆态床合成技术的开发和兖矿煤制油技术开发和神华18万吨间接示范技术。南非萨索尔公司已经具备较为成熟的合成技术，并已利用此技术建成了工业化的合成油装置。
2.我国煤制油技术已取得了实质性进展，我国几个示范装置相继投产
2.1中科院山西煤化所从20世纪80年代开始进行铁基、钴基两大类催化剂费-托合成油煤炭间接液化技术研究及工程开发，完成了2000吨/年规模的煤基合成油工业实验，5吨煤炭可合成1吨成品油，产品包括高品质汽油、柴油等近500种化工延伸产品。
2.2兖矿煤制油中试装置规模5000吨粗油品/年、100吨/年催化剂于2003年7月2日破土动工。2004年3月31日一次投料试车成功。2004年11月26日圆满 完成，按计划停车。装置累计运行6068小时，连续平稳满负荷运行4706小时。
2.3神华18万吨间接液化示范装置建设规模为18万吨级/年合成油品，主要产品包括液化气4.96万吨/年、石脑油3.57万吨/年、柴油9.81万吨/年等，年合成气用量为87.18万吨。项目位于鄂尔多斯市伊金霍洛旗境内，现神华煤直接液化厂内的西北侧。2009年开车成功，并连续运行。
2.4潞安16万吨间接液化示范装置，采用中国自主知识产权技术建设的山西潞安煤基合成油示范项。2008年取得了成功开车并产出合格油品。山西潞安煤基合成油示范项目是通过国家级项目招标确定的煤变油示范项目。潞安煤基合成油示范厂位于潞安集团屯留煤-油-电循环经济园区内。
2.5伊泰16万吨间接液化示范装置，2002年9月，伊泰集团在千吨级装置上试车成功，打通了流程，并获得了油品大样。煤基合成油核心技术于2004年通过中国科学院技术鉴定，2005年通过科技部“国家863”项目验收.伊泰煤制油项目于2006年5月11日正式动工。伊泰项目正在动工建设的是年产规模16万吨的一期工程，总投资21.7亿元，其中固定资产投资18.5亿元。主要产品为柴油、石脑油及液化石油气，年产量分别为11万吨、3.8万吨、1.2万吨。伊泰项目将于2010年达到48万吨/年煤基合成油的规模，其中柴油32.7万吨、石脑油11.57万吨、液化石油气3.7万吨以及副产品混合燃料3.2万吨。
3.煤间接制油可以有效的提高劣质褐煤的附加值。褐煤发热量地，不稳定，最好利用褐煤就是就地转化提高产品的经济效益。随着中国石油进口量迅猛增加，必须考虑建立战略石油储备作为保障石油供应的手段之一，它是国家整个能源安全战略的重要组成部分。其综合对策包括，发展替代燃料和替代技术。其中"煤液化"作为石油替代品，具有保障国家能源安全的战略意义。
4.2010年以前，中国煤间接制油产业发展主要以工程开发和工业化示范为主，2010年后，随着国内煤间接液化工程技术开发的逐渐成熟和工程运行经验的积累，该技术的产业化发展将进入第二阶段。根据目前已经掌握的情况分析，在西北、华北、西南、东北等地都有发展煤液化产业化的资源条件，并于2010年至2020年期间建成若干个产业区。预计到2020年，我国煤炭直接液化总生产能力将达到每年1000～1800万吨，间接液化总产品能力将达到每年2000～2500万吨，届时煤液化生产的汽油、柴油等发动机燃料油为每年3000～3500万吨，可以提供国内约13%的交通燃料，形成补充石油短缺的重要途径之一。
二、煤间接制油在国外的发展实际情况
煤的间接液化是将煤汽化制得合成气（CO+H2）后，再在催化剂作用下将合成气合成为油品和化学品的过程。早在上个世界20年代，德国就开始了煤的间接液化技术研究，并于1936年首先建成工业规模的合成油工厂，总生产能力达到100万吨/年。
目前，在南非仍有商业化运行的煤间接液化厂。如SASOL公司采用F-T合成技术，先后建成三座生产厂，年处理煤炭总计达4590万吨，主要生产产品为汽油、柴油、蜡、氨、乙烯、丙烯、聚合物、醇、醛、酮等113种，总产量达760万吨，其中油品占60%左右，保证了全南非28%的汽油、柴油供给量。由于国际油价长期居高不下，世界各国出于保护环境的目的，不断推出越来越严格的油品规格，导致柴油产品的生产成本越来越高，使得费托技术的经济性越来越高。据预测到2015年全球GTL柴油的产量为600，000 BPD，占全球柴油消费总量的4%，占新增消费总量的13%
三、 煤间接制油中国发展的实际情况
我国在20世纪50～60年代初曾在锦州运行过规模5万吨/年的间接液化工厂因为发现大庆油田而终止。20世纪80年代又开始对煤炭间接液化技术进行了系统的研究，开发了固定床两段法合成（简称MFT）工艺和浆态床-固定床两段合成（简称SMFT）工艺，先后完成了MFT工艺的小试、模试、中间试验、工业性试验及SMFT工艺的模试，另外也进行了合成催化剂长周期运行试验，为我国煤炭间接液化技术的进一步开发奠定了良好的技术基础和人才基础。
七五”期间，山西煤化所开的煤基合成汽油技术被列为国家重点科技攻关项目。1989年在代县化肥厂完成了小型实验。“八五”期间，国家和山西省政府投资2000多万元，在晋城化肥厂建立了年产2000吨汽油的工业试验装置，生产出了90号汽油。在此基础上，提出了年产10万吨合成汽油装置的技术方案。经过20年的开发和研究，目前我国已经具备建设万吨级规模生产装置的技术储备，在关键技术、催化剂的研究开发方面已拥有了自主知识产权。可以这样讲，我国自己研发的煤炭液化技术已达到世界先进水平。
“十五”期间，在国家863计划的大力支持下，我国煤炭间接液化技术研发方面取得了重大突破，成功地建设并运行了两套产油品中科合成油750吨和兖矿5000吨的新型浆态床合成油品开发试验装置，取得了进一步放大及其工程化所需的相关数据，在催化剂制备及在线分离、反映器设计、系统稳定运行等方面均取得了重要成果，积累了一定的技术开发及工程经验，为我国煤炭的间接液化技术的进一步放大验证及商业化奠定了技术基础、培养了相关人才。
四、煤制油是缓解石油短缺的重要途径
我国每年用石油以2007年计是2.8亿吨进口1.4亿吨，我国是世界上蕴藏煤炭较大的国家之一，目前探明可开采2000亿吨以上。随着中国石油进口量迅猛增加，必须考虑建立战略石油储备作为保障石油供应的手段之一，它是国家整个能源安全战略的重要组成部分。其综合对策包括，发展替代燃料和替代技术。其中"煤液化"作为石油替代品，具有保障国家能源安全的战略意义。
中国石油资源匮乏，但煤炭资源丰富，据国土资源部矿产资源储量司今年6月的统计报告，截至2002年年底，中国探明可直接利用的煤炭储量1886亿吨，已探明的煤炭储量人均145吨，按全国年产25亿吨煤炭计算，中国的煤炭资源可以保证开采上80年。 对我国石油资源短缺的现状，通过煤液化合成油是实现我国油品基本自给的现实途径之一。煤炭液化合成油的道路是解决能源危机最有效可行的途径。
五、发展与建议
1.煤间接制油技术发展的制约原因之一。目前我国主要的资源还是来源于石油。不论是发展煤基间接液化还是直接液化，均没有足够的依据简单定位在取代我国的全部石油进口，而在于减轻并最终消除由于石油供应紧张带来的各种压力以及可能对经济发展产生的负面影响，同时应做到煤化工与石油化工在技术及产品方面的优势互补。
2.煤间接制油技术成熟，国外有大型工业化装置，煤基间接液化及煤加氢直接液化不能简单从技术论优劣，也不能简单从经济论优劣，二者虽有共性的一面，但根本的区别点在于各有其适用范围，各有其目标定位。从历史渊源、工艺特征、煤种的选择性、产品的市场适应性及对集成多联产系统的影响等多方面分析，2种煤液化工艺没有彼此之间的排它性。
不论是间接液化还是直接液化，均需加大技术投入，加快发展自主知识产权，特别是核心技术及关键技术的自主知识产权（如间接液化的合成反应器及高效催化剂、直接液化的加氢反应器及催化剂等），完全依附于他人，难免受制于人。促进我国自身液化技术的产业化进程是一项十分紧迫的任务。
如果煤炭液化厂建在煤炭生产国，则必须保证该国的煤炭储量足够液化厂25～30年服务年限内的用煤需求量。一座商业化生产的液化厂年煤炭消费量为300～400万t油当量。这意味着，最少需要1.5亿t硬煤储量（合1亿t油当量），或者3亿t的褐煤储量，最小储采比为25。分析中国的客观条件是比较适合发展煤转油项目的。
六、未来发展预测
现有一定规模的炼油厂利用煤炭液化工艺来生产同样多的液体燃料是不可行的。煤炭液化只能作为生产烃类液体的辅助手段。当原油的产量不能满足运输用燃料的需求量时，采用煤炭液化技术是一种较好的选择。在这种情况下，煤炭液化燃料可以利用现有的基础设施进行销售和供给，这不可避免地受到石油工业的控制和运作。但却有利于大大简化煤炭液化产品的供给和销售网络。因此，煤炭液化项目起初可能要由石油工业来实施，而不是煤炭工业。这个趋势已经被煤液化是由大部分石油公司进行各自开发这样的事实得到证实。
鉴于上述情况，最有利于煤炭液化企业的做法是，直接将自己的液化产品输送到现有的炼油厂中，作为进一步提炼的原材料，或者与炼油厂的产品进行混合使用。由于液化厂和炼油厂都有许多辅助设施，如电力和化学原料供应，有可能将一些必要的公共设施调配共享。另外，炼油厂和煤炭液化厂的一些单元操作也非常相似，也使得煤液化可能在石油行业中首先实施。
七、对煤转油项目的意见
从世界范围看，很长一段时间内，以煤炭为原料制油没有任何优势，不是新能源发展的趋势。中国是贫油国家，但并不意味着为缓解能源紧张就必须发展煤制油。虽然中国煤炭总体储量不小，但人均煤炭占有量只有世界平均值的60%，煤炭资源也是有限的，而煤转油是否是解决石油短缺的优化方式还是一个值得探讨的话题。当然根据现在的国家有关政策来看，批准适当规模的煤转油项目是符合国家近期经济发展形势的。
目前来看，核心技术的突破和产品的经济性是煤制油项目是否成功的关键，而项目遍地开花、投资无序化是目前最大忧患。
“煤制油”主要有直接液化和间接液化两种技术，而目前国内只有神华集团等少数几家企业宣称已拥有了核心技术，大部分打算上项目的地区和企业并不掌握核心技术。
煤间接制油技术在国内外已处于成熟期，而且工艺简单，风险低，中科院山西煤科所生产的煤制成油，几年来汽车试用效果非常好，成本低折合每桶40美元以下原油，汽油成本在3500-4000元/吨以下，经济效益可观，国外南非虽拥有760万吨生产能力但对F-T合成技术垄断封锁。
因此快速发展国内自由知识产权煤间接液化技术是今后作为国家的石油替代能源的战略储备技术。和解决国家能源危机都具有重要意义因地制宜是煤化工发展的重要趋势。
参考文献
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[2]苏歌平. 煤炭液化[M]. 北京：煤炭工业出版社， 2004.
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石油化工和石油工程的区别范文3
【关键词】石油；管道；风险管理；技术设计；应用
中图分类号： S611文献标识码：A 文章编号：
一、前言
石油是当今社会使用最为普遍的能源，而且尤为珍贵。目前，石油的长距离管道运输是石油运输的主线。石油管道的安全性不仅关系到能源问题，而且一旦管道出现事故更能引发严重的环境污染问题，甚至造成人员的伤亡。因此，如何确保石油这种珍贵的能源在管道运输的中的安全性，是我们研究的重要课题，也是石油管道风险管理技术日益受到重视的原因。
二、石油管道风险管理的必要性
石油管道风险管理,是指管道管理单位通过对管道经营所面临的风险进行预测,将管道运营的风险程度控制在合理的可接受的范围内, 达到降低管道事故发生的概率、确保石油管道经济、安全运行的目的。石油管道风险本身是一个动态量,随着时间不断改变,石油管道风险管理也是动态的,是一个循环、调整的过程。石油管道风险管理的实质是评价管道系统不断变化的风险,并对石油管道做出相应的维护、调整。石油管道风险管理的经济价值是将管道系统总风险率控制在可接受的程度之内,并将控制风险的费用限制在合理范围内,将有限资源优先用于对管道影响大的风险因素的控制。综上所述, 石油管道风险管理的目的是降低潜在事故发生的概率,减少事故的损失,减少事故后用于管道维修及环境恢复、停输损失等方面的费用。另外, 石油管道风险管理还可以优化配置有关维护管道安全的资源。
三、石油管道风险管理技术现状
1、国外石油管道风险管理技术状况
石油管道风险管理始于20世纪70年代的美国,90年代初,美国的许多石油管道都已经应用风险管理技术来指导管道的维护工作,随后欧洲较为发达的国家也先后开发和推广了石油管道风险管理技术。该项技术的研究与应用经历了定性、半定量到定量分析三个阶段,可适用于不同情况的需求。
定性风险评价的主要作用是找出管道系统存在的事故隐患、诱发事故的各种因素,以及这些因素在何种条件下可能导致管道事故的发生,分析事故的危害程度,最终确定控制管道事故的措施。传统的定性风险评价方法主要有安全检查表(CL)、预先危害性分析(PHA)、危险和操作性研究(HAZOP)、事故树分析(ETA)、故障类型、影响和致命度分析(FME-CA)等。
管道风险的半定量分析法以风险的数量指标为基础,对管道事故损坏后果和事故发生概率按权重值各分配一个指标,然后用加和除的方法,将两个对应事故的概率和事故严重程度进行组合,形成一个相对风险指标,最常用的是专家评分法。
定量风险分析是管道风险评价的高级阶段,它是将产生管道事故的各类因素处理成随变量或随机过程,通过对单个事故概率的计算得出最终事故的发生概率,然后再结合量化后的事故结果,计算出石油管道的风险值。
2、国内石油管道风险管理技术状况
20世纪90年代初,我国许多重点院校和研究部门在引进利用国外技术的基础上,相继开展了石油管道风险管理技术的研究,取得了一些研究成果,为发展和提高我国石油管道风险评价技术奠定了基础。
国内目前石油管道风险管理正处于风险评价技术的研究阶段,风险评价技术应用基本处于半定量化分析水平上,评价方法主要采用国际通用的专家评分指标体系法,还没有制定出石油管道风险评价技术标准和石油管道数据库标准,石油管道定量风险评价技术的研究尚处于研究阶段。
四、风险管理的技术
石油长输管道风险管理是指对管道风险进行识别、评价、控制和再评价的过程，具体流程见图1。在石油长输管道的风险管理中，风险识别是找出管道的各种明显和潜在风险并收集用于风险评价的资料的过程; 风险评价是对一定时间周期内风险的发生概率及对管道系统产生危害的性质和程度进行定性或定量描述的过程; 风险控制是对风险接受或规避的执行过程; 风险再评价是在风险识别、评价和控制之后，对管道风险进行重新评价，以了解管道风险现状的过程; 风险管理效能评价是对管道风险管理的过程或部分过程的效能进行评价，以发现管道风险管理中的优点和不足，并加以改进，以不断提高管道风险管理水平。
图1 风险管理流程
风险识别是风险管理的前提，可以为其他过程提供所需要的资料。风险评价是风险管理的核心，可以量化风险并对风险进行排序，为风险控制提供依据。当前的长输管道风险评价多采用指标评分法。该方法建立在风险识别的基础上，通过给风险评价指标体系赋分，根据赋分结果计算相对风险数。
指标评分法采用如下数学模型:
R = P( H) × P( S) × V × E
其中，R 为管道风险; P( H) 为风险发生概率，即风险易发性;P( S) 为风险影响到管道的概率; V 为风险影响到管道后对管道的损伤程度; E 为管道失效的后果。
五、我国石油管道风险管理技术的应用及发展方向
1、建立石油管道的风险评价信息数据库
管道设计、施工、运行的历史统计数据和资料是进行风险评价的基础，评价的数学模型、指标体系以及结果的精确性都取决于原始数据的完整性和真实可靠性，因此，必须根据风险评价的技术要求建立管道运行历史数据和环境特征参数数据库。近期迫切需要开展的工作是制定管道信息数据库的基本要求和分级标准。然后，由管道公司牵头组织，各输油(气)公司组织人员将每条管道的有关参数按要求录入各自的子级数据库，必要时可以通过智能清管器内检测技术来获取在役管道内部的缺陷参数，掌握石油管道的结构特性现状。这样做一方面可以提高评价结果的正确性，另一方面可以节约大量的数据采集费用。
2、我国石油管道的风险评价技术标准的制定
目前，国际上通用的管道风险评价方法是专家评分指标体系法，美国、加拿大等风险评价研究开展较早的国家根据此方法的基本原理制定了各自的风险评价技术标准，以指导本国的管道风险评价工作。由于我国石油管道系统的输送介质、沿线环境状况、设备和管理水平等都与国外有很大区别，因此在借鉴国外成熟评价技术方法和标准的同时，应根据我国管道的具体情况，尽早编制出石油怜道风险评价的行业技术标准，用以指导各条管道风险评价的技术开发和应用实践，确保评价结果具有可信度和可比性。
3、集中力，研制开发管道风险评价的计算机软件
目前，国外有许多管道风险评价软件，在实际应用中取得了很好的效果，但是，由于各国管道的实际情况不同，影响管道事故的主要随机因素和概率分布模型不同，用于风险评价的指标体系也不尽相同，如果直接引进国外的软件进行评估，将会得到误差较大的评价结果。因此，在现阶段，可以先采用国际上通用的专家评分法建立评价的数学模型和指标体系，集中力量自行研制开发管道风险评价软件，然后尽快在现役石油管道进行现场应用，根据实际应用结果对模型不断修正、完善，使之逐渐成熟。长输管道风险评价软件应具备以下基本功能。
六、结束语
石油管道风险管理技术的研究及其在石油管道安全管理中的应用是确保石油长距离运输安全性的重要保障。在石油管道风险管理技术中风险评估是最为重要的环节，同时也是我国在这方面的薄弱环节，还需要我们努力研究探索。
参考文献
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石油化工和石油工程的区别范文4
关键词：旬邑地区 延长组 长6储层 成岩作用
鄂尔多斯盆地是中国第二大陆相沉积盆地，区域面积25×104km2。也是我国主力产油区之一[1]，2012年油气当量5000×104t以上，现主要开发区块位于一级构造单元——陕北斜坡上，旬邑地区位于鄂尔多斯盆地的东南部陕北斜坡与渭北隆起的过渡带上。近年来，受国际油价和国内石油需求等因素影响，该区油气田开发得到重视，储层特征得到进一步认识，通过也盆地北部储层对比[1-4]，发现由于所处构造位置、物源和沉积环境的不同，该区储层特征与盆地东北部有较大区别（图1）。
一、储层岩石学特征
1.碎屑组分特征
岩石碎屑薄片统计表明，长6储层的碎屑组分比较复杂，石英类矿物含量较低，一般占碎屑组分的51%～60%，平均55%；长石类含量较高，一般占碎屑组分的11%～16%，平均13%；岩屑类主要为变质岩，有少量火山岩和沉积岩，一般占碎屑组分的14%～19%，平均16%；另外还有少量云母碎屑，含量占碎屑组分的1%～5%，平均3%。颗粒粒度中值在1.63～4.17之间，平均2.76，即0.15mm左右，成熟度低，分选性中等-好，磨圆度为此棱角状-次圆状，碎屑组分统计表明，旬邑地区长6储层岩石属细粒长石岩屑砂岩（图2）。
2.填隙物特征
旬邑地区长6储层填隙物总量9.0%～14.0%，主要为硅质平均占填隙物总量的30.5%，其次为铁方解石和伊利石，平均各占填隙物含量的25.8%和24.0%，还有少量白云母、长石质和高岭石，分别占12.8%、9.1%和6.9%。
由于受物源和后期成岩作用影响，填隙物含量变化范围比较大，硅质占填隙物总量的范围在27.3%～33.3%，铁方解石变化范围在14.3%～36.4%，伊利石为11.1%～35.7%。白云母、长石质和高龄石分别为8.3%～22.2%、7.1%～11.1%和0%～10.0%。其中原生填隙物主要反应沉积搬运距离及物源区特征，次生填隙物主要反应后期成岩作用，具体将在下节成岩作用中详细阐述。
二、储层孔渗特征
1.孔隙度分布特征
通过对旬邑地区254块物性资料统计，孔隙度分布形态为单峰分布，孔隙度主要分布区间为6.5～9.5%，去除孔隙度< 4.5%的非储层和由于测量误差天然裂缝等因素影响孔隙度>15.0%的异常高值样品15块，平均为7.46%。孔隙度在6.5～9.5%分布占总样品数的65.5%，大于12%样品占16.7%，小于6.5%的样品占18.7%。（图2）。
2.储层渗透率分布特征
通过对旬邑地区254块物性资料统计，渗透率分布在0.03～12.65×10-3μm2之间，主要分布在0.2～0.6×10-3μm2之间，通过去除渗透率< 0.1×10-3μm2的非储层和由于天然裂缝等因素影响渗透率>20×10-3μm2的异常高值样品20块，对234块样品加权平均得平均渗透率为0.42×10-3μm2。（图4）。
三、成岩作用
成岩作用是沉积物沉积后所经历的一种极其重要的地质作用，它不仅使岩石成分、结构发生了深刻变化，而且对岩石的孔隙类型、孔隙数量、渗透性强弱、孔隙结构及分布等物理特征均有着重要的影响[5，6]。
1.压实作用
压实作用使碎屑沉积物原始孔隙体积缩小，孔隙度和渗透率降低，孔隙结构变差，对储层的储集物性是一种破坏作用。压实作用过程中颗粒发生压实定向，常见于杂基支撑的粉砂岩、粉细砂岩中。由于埋藏加深，地层压力增大，使碎屑颗粒长轴近于水平方向定向排列（图5）。
2.胶结作用
胶结作用使碎屑岩储层的孔隙进一步缩小。但若成岩晚期胶结物发生溶解，则可形成一定数量的次生孔隙。本区长6储层胶结作用强烈，胶结物含量高，胶结物类型主要有碳酸盐矿物、自生粘土矿物、石英次生加大、长石次生加大。
2.1 碳酸盐岩矿物胶结
长6储层中方解石、铁方解石、白云石等碳酸盐岩矿物的胶结都有出现，其中方解石、铁方解石相对较多，胶结物总量一般较高，个别层段可达20%以上。白云石常呈菱形自生晶体，分散充填于孔隙中。各种类型的碳酸盐岩胶结物均对储层的孔渗性有影响，结果使孔隙度进一步缩小（图6）。
2.2 自生粘土矿物胶结
粘土矿物有自生和他生两种，它们在成分、结构、构造、以及分布上都有较大的区别。自生粘土矿物是直接从孔隙水中沉淀或碎屑组分与地层水反应而形成的，它不同于从水体中沉淀的碎屑粘土矿物，后者属陆源碎屑成因。由于粘土矿物颗粒细小，一般在普通偏光显微镜下很难确定其种类和含量，但通扫描电镜分析。本区长8储层中自生粘土矿物主要类型有伊利石和高岭石等（图7）。
2.3 长英质的加大、充填孔隙
局部层段长英质的加大极其发育，使碎屑颗粒呈镶嵌状接触，自生石英晶粒、自生钠长石大部分充填溶孔、晶间孔，堵塞喉道等，极大地降低了储层的渗透率（图8）。
2.4 自生沸石
自生沸石胶结物主要有浊沸石、方沸石、片沸石等，本区的浊沸石胶结既起到了堵塞孔隙的作用，又起到了支撑作用，使骨架颗粒免遭强烈压实，并为后来次生溶蚀孔隙发育奠定了基础[7]。
3.交代作用
交代作用是在两颗粒之间的溶液膜中进行的，溶解物质通过薄膜带出，交代物质通过它带入而沉淀，其结果可以使原有孔隙被充填，也可以造成次生孔隙。本区长6碎屑岩的交代作用主要表现为碳酸盐矿物对不稳定组分的交代、粘土矿物交代石英颗粒和长石的伊利石、高岭石化等现象（图9）。
4.溶解、溶蚀作用
溶解、溶蚀作用使不稳定或易溶解的矿物被溶解搬运或转化为其它稳定的矿物。随着埋藏深度增加，地层温度和压力增大，孔隙水和地层水的性质发生变化，部分矿物被溶解而形成次生孔隙。本区常见到岩屑组分不同程度的发生了溶蚀现象，常见长石局部沿解理缝溶蚀。此外部分碳酸盐岩胶结物、交代物质也被溶解、溶蚀，从而改善了储层的孔渗性（图10）。
四、结论
1.旬邑地区长6储层颗粒成熟度低，磨圆度次圆-次棱角状，分选中等-好，属细粒长石岩屑砂岩；
2.砂岩填隙物中原生填隙物较少，主要为后期硅质和铁方解石等成岩阶段矿物加大边或化学反应析出物，反映该区后期成岩作用强烈；
3.旬邑地区长6储层成岩作用主要有压实作用、胶结作用、交代作用、溶解溶蚀总用等类型，其中压实左右、胶结作用对储层物性主要起破坏作用，溶解溶蚀作用对储层物性起建设性作用，交代作用对储层物性影响不大。
参考文献
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石油化工和石油工程的区别范文5
1.总量分析
井下测量控制技术的核心内容包括井下测量控制相关的理论和方法、控制信号采集与传输技术及井下控制系统三大部分。采用国际专利分类法(IPC),通过德温特(Derwent)国际专利数据库汇总检索得到符合条件的同族专利申请共6443件,在中国知识产权网专利数据库中检索得到符合条件的中国发明专利申请共1434件(截至2012年6月底)。
1)年度走势
1995年至今,井下测量控制专利数量柱状图如图1所示。观察专利数量的年度变化发现,总体呈现出持续上升的趋势。在检索得到的6443个相关专利中,仅2000—2012年的12年间,专利数量就达到3736个,超过总数的一半,说明2000年后,该领域的技术发展较为迅速。
2)生长曲线
生长曲线,又名S形曲线,可反映经济、技术发展,人口增长变化的一般特征。因为很多技术、经济、社会现象的发生、发展和成熟(稳定)的全过程,其时间序列数据的趋势线大致都呈S形,所以称S形曲线。专利作为技术的载体,其数量随时间的变化也遵循技术发展的这一基本规律。在研究中采用生长曲线法对专利数据进行时间序列分析,以获知技术目前所处阶段和增长趋势。将1970年至今历年的专利数据,应用生长曲线进行拟合:(略)式中x——指代年份;Y——自1970年到x年的专利总量;xc——拐点年份,此时取值为2022.8。拟合后的生长曲线表达式为:Y=19583.7/[1+e-0.0805(x-2022.8)]从拟合曲线(图2)可以看出,井下测量控制技术领域的专利数量虽然经过了长时期的高速增长,但仍处于成长期。根据曲线走势预测,未来10年,井下测量控制技术在总量上还将保持着快速增长的态势,到2022年之后,增长速度可能会逐渐放慢,逐渐步入成熟期,走势也会趋于平缓。
2.国家或地区分析
1)在先专利申请国家和地区分布
井下测量控制技术领域在先专利申请量最多的10个国家、国际组织和地区见表1。从表中可以看出,井下测量控制技术在地域上的分布非常不均衡,美国作为专利申请量最大的国家,远远高于其他国家和地区。前苏联凭借着1992年以前的专利量稳居第二位,从侧面说明其他国家和地区发展较为迟缓。在所有国家和地区中,在中国申请专利的总量位于第8位,成为唯一进入到前十的发展中国家,但是专利数量与美国相比仍有非常大的差距。库检索的中国专利可能与中国专利局数据库检索的数量有较大区别。
2)主要专利申请国和地区年度统计
选取专利申请量70件以上的国家和地区,统计其历年来专利申请量,对其申请量的变化情况进行对比分析(图3)。1963—2012年这段时间内,从总体上看,除德国外,各国和地区的专利申请规模都有不同程度的提升,特别是在1998年后,专利申请量显着提高,说明各国对井下测量控制技术的重视程度正不断增强。
3)技术领域分析
根据IPC分类法,对6443个专利进行分类归纳。按照专利数量的多少进行排序,提取出专利量最多的前16个技术领域,并将这16个技术领域的专利总量和其在2000年后的数量进行统计(表2)。从上面的统计分析可以看出,E21B-043、E21B-047是专利申请的核心领域。16个技术领域中,2000年以后的专利数量都占据了50%以上的比重,尤其以G01V-003、E21B-029、E21B-041、E21B-019表现的最为明显,说明近12年来,行业内对这4个领域的关注程度有所增加。相反,2000年以后的专利数量占总数的比重较低,说明该领域已经较为成熟或者其创新的重要性正在逐渐降低,比较典型的有E21B-049和G01V-001。从表2中提取出排名靠前的7个领域,分析其在2000年后的年度数量变化趋势,基本呈震荡上涨的趋势(图4)。
国外主要油田服务公司专利布局
1.总量分析
针对德温特检索得到的6443条专利文献中的专利权人字段的内容进行统计分析,得到世界范围内专利总量最多的10个集团或公司(表3)。这10个公司无一例外都是外国大油公司、油田服务公司及其合资公司。这一现象说明目前,市场还基本是由这些来自国外的国际公司所把持,他们在井下测量控制的技术发展中起到了主导作用。
2.专利布局
从专利的类别来看,世界范围内专利总量最多的10家公司,各自的重点领域大致相同,但在细分类别上又有较大区别。总的来看,井眼测量、测井、可地面控制井下工具、智能完井等是研究的热点。斯伦贝谢公司的专利数量及侧重的技术领域详见表4。贝克休斯公司专利申请重点主要是智能完井、井眼测量及测井,普拉德研究与开发有限公司侧重于井眼测量、测井、地层测试等,威德福国际公司侧重于井下工具,史密斯国际侧重于定向钻井,壳牌公司侧重于智能完井,英特利服务公司主要是智能钻杆等。
国内专利分析
1.现状
由于德温特专利数据库收录标准、语言及时滞等原因,部分中国专利数据无法收录其中,为了更加全面地了解国内井下测量控制技术领域专利现状,特从中国知识产权网专利数据库中进行检索,为了保持可比性,仅就发明专利申请进行分析,共得到1434个检索结果(图5)。中国自1985年才开始出现井下测量控制领域的专利,相较于国外晚了20余年。1985—2000年这15年间,专利数量都维持在一个非常低的水平。进入21世纪之后,国内的专利数量开始快速增长,仅2011年专利数量就达到了284件。将1980年至今国内历年的专利数据应用生长曲线法进行拟合,拟合后的公式为Y=3434230/[1+e-0.2368(x-2044.4)],拐点年份为2044.4。表明国内井下测量控制技术处于成长期,可能在2044年后,逐渐步入成熟期,放缓增长速度。
2.国内主要专利权人分析
国内,中国石油天然气集团公司(简称中国石油)、中国石油化工集团公司(简称中国石化)和中国海洋石油总公司(简称中国海油)三大国有企业基本占据了中国市场,在国外也有较大的业务量。虽然经济总量实力雄厚,但是仅从专利数量的角度出发,这三大油公司的发明专利数量还较少,专利数量最多的中石油占比也不到在中国申请的所有发明专利数量的10%。同时,各公司均有较大数量的实用新型专利。这也在一定程度上反映出,相比跨国公司,中国大型石油公司在井下测量控制领域技术的总体发展上相对落后,重视程度有待进一步提高,并需要提高发明专利的申请比例。三大石油公司专利数量统计详见表5。就国内三大公司的专利数量比较,中国石油高于中国海油和中国石化。值得注意的是,最近几年来,中国石油和中国海油在该领域的专利数量大规模增加,从原来的不到10件上升到近30件专利。三大石油公司历年专利数量走势见图6。同时,从专利类别来看,主要集中在井眼测量、测井及定向钻井等方面。
石油化工和石油工程的区别范文6
作者简介：高振福（1972-），男，山东济阳人，博士，北京大学科技开发部博士后，主要从事企业管理和财务会计研究。
（1.北京大学科技开发部，北京100871；2.中国石油化工集团公司财务部，北京100728）
摘要：由于石油天然气行业的特殊性以及其本身生产技术的独特特点，导致石油天然气行业会计核算与其他行业相比，具有很大的差异性。本文从分析石油天然气行业的特殊性入手，对石油天然气会计核算中存在的问题进行了阐述。
关键词 ：石油天然气；资产折旧；会计核算
中图分类号：F230文献标识码：A文章编号：1000-176X（2015）06-0088-03
收稿日期：2015-04-10
一、石油天然气行业的特殊性
1.它是资源型行业
石油天然气资源来自于千万年地层深处的自然沉积，规模上的扩张受制于石油天然气资源的储量。随着石油天然气的开采，石油天然气等不可再生资源正在日益减少，易开采的资源也越来越少，产量递减趋势是不可避免的，并且减少后不能通过人力和自然的力量进行重置，其价值也随储量资产的减少逐渐降低。同时，随着开采的深化，含水率将不断上升，导致开采成本递增。而不进行采掘和开发时，它的蕴藏量不会折耗，其价值也不会发生转移，即石油天然气只有物质实体的有形损耗而没有无形损耗，这构成了它区别于固定资产的特征，使石油天然气的折耗不同于固定资产的折旧。
2.生产经营活动的高投入、高风险、投资回收期长，并且收益和风险的相关性较低
石油天然气采掘业项目的成本非常高，特别是海上石油项目和深矿项目。石油天然气从正式确认到资源枯竭需要经历很长的时期，石油和天然气生产企业一般要经过矿区权的取得、租约定金的支付、钻井作业的支出、开采过程的支出和生产过程的支出等，最后才通过石油天然气销售流回企业。从勘探到正式生产需要几年甚至十几年的时间，在此之后，为探明矿藏所发生的支出才能从矿产品的销售收入中得到补偿，探明的矿藏在企业的存续期内将带来持续的现金或现金等价物的流入，成为企业生存和发展的基础。石油天然气投资回报具有不确定性，尤其是它的勘探活动，在勘探结果确定之前，技术可行性和商业价值始终不可得知。并且采掘业的收益与风险的相关性较低，其主要表现在：很少的投资有可能发现价值高出投资很多倍的矿藏，相反，大量的投资有可能只发现很小的矿藏甚至没有任何发现。正是基于以上所述特点，对发生的所有取得、勘探和开发矿物的成本是否资本化，产生了成果法和完全成本法的分歧，而还有一些观点认为，矿物储量的历史成本是无关紧要的，对于管理者、股东和其他财务报表使用者来说，矿物储量的价值更为重要。储量认可法便是基于这种考虑产生的。
3.物流的特殊性
在物流方面，一般企业与特殊企业相比从表面上看似乎是相同的，但事实上两者有很大的差异。以石油天然气生产企业为例，其物流的特征在于：几乎所有流入企业的各种实物形态的生产资料，事实上只有流入，没有流出。而一般行业企业则完全不同，物流的过程是一个连续的过程，即先流入，再流出，然后再流入，往复循环。其主要原因在于产品的基本构成不同，如石油天然气生产企业的产品是原油天然气，并非由流入企业的各种材料所构成。所以说，石油天然气生产企业的物流过程是非连续的，具有间断性特征。
二、石油天然气会计核算的难点
1.石油天然气资产确认的难点
储量在我国不被作为企业的资产，一般是以发现储量时的相关投资及企业拥有的石油天然气生产设施来代替。我国企业会计准则定义：资产是企业拥有或控制的能以货币计量的经济资源，包括各种财产、债权和其他权利。由于在会计报表上不能体现出企业拥有的储量，对企业信息的需求者来说，不能准确判断企业未来的赢利能力，企业的价值不能反映出来，也就是说，企业的勘探投资多寡与发现的储量的价值之间没有必然的联系，如果仅以发现储量时的投资来代表企业所拥有的储量是很牵强的。
石油天然气的折耗只有在被采掘时才会发生，其折耗额直接构成可供企业销售的商品，并与所采出的储量资产数量成正比变动，在没有储量资产采出的情况下，不需要计提折耗额。而企业的固定资产，如房屋、建筑物，即使不使用也要计提折旧。储量资产与一般性固定资产的差别导致它的计量基础与方法的不同，储量资产的计量有较大的不确定性，它以公允价值为基础，带有较大的人为估计性。
虽然美国证券交易委员会曾经提出储量认可法作为石油天然气资产确认的方法，但是由于现实条件的制约，最终未能推广实施，而美国会计准则委员会提出的标准计量法也只是作为会计报表的补充信息进行披露，并未将储量资产纳入到会计报表科目当中。为适应社会主义市场经济改革，企业需要强化石油天然气储量资产的概念，健全和完善相关财务会计制度设立与石油天然气储量相关的各类资产科目，应在石油天然气生产成本核算中增加相应类别石油天然气储量资产的折耗项目。
2.石油天然气资产折旧方式不合理
石油天然气企业中，固定资产80%以上为石油天然气资产，这些资产是供企业长期使用，具有潜在的服务能力。它的特殊性体现在以下几个方面：（1）油井及其地面设施等固定资产的使用年限，要以地下资源量和资源可供开采年限来决定，因此，地下资源一旦枯竭，即使固定资产的物理性能并未全部丧失，但它也不再具有使用价值。（2）石油天然气企业很大一部分资产埋在地下，无法移动，自然损耗大，清理费用高。（3）技术装备多，而目前科学技术发展快，因而无形损耗大。
虽然在新会计准则中规定了石油天然气资产的折旧方法可以在直线法和产量法中选取，但在实际操作中，中国石油和中国石化在日常会计核算中遵照我国会计准则和会计制度的规定，选用直线法对石油天然气资产计提折旧，向境外报送财务报告时，再调整为按产量法对石油天然气资产计提折旧。相对于其他折旧方法而言，直线法是一种较为简单的方法，即：固定资产原值扣除预计的净残值后的价值，除以固定资产预计使用年限，即为每年应计提的折旧额。
直线法的优点主要在于其简便性，利于实务操作，并且每年产量相对比较稳定，直线法和产量法计提的折旧额并没有显著的差异。其缺点主要在于使用年限内每年的产量不同，相同成本不能带来相同的收益，违反了成本与收益的配比原则。
虽然产量法对石油天然气资产的折旧方式非常符合石油天然气资产的特性，但是由于我国对储量的确认准确性不够，加上多年来石油天然气企业都是按照直线法进行折旧的，要想转换为国际通行的产量法需要一定的时间、国家的支持以及企业的重视。为使产量法在我国能顺利运用，需要加快石油天然气储量资产评估体系的建设，建立健全石油天然气储量资产评估机构，充实有关人员，与国际储量管理接轨，最大限度地利用国内外两种资源来发展我国石油工业经济。
3.资产弃置费的计提比例
20世纪90年代之前的石油天然气田作业者并不考虑拆移恢复的净支出，仅仅假设设施的残余价值与将其拆除、运移和必要的场地清理恢复发生成本相等。然而随着石油天然气勘探和生产业务活动不断向荒芜和生态环境比较敏感和脆弱的地区扩展，以及国家对监管条例不断修改和完善，石油和天然气资产的弃置恢复成本可能会变得非常大，在有些情况下，甚至超过相关设施最初发生的建筑安装成本。现在国际上对资产报废责任的确认和会计处理的要求是，要在相关的石油天然气储量开始生产时进行确认，而不是在资产退出使用或报废时再确认。
1993年美国证券交易委员会颁布了会计公告92号，“关于或有损失的会计处理和披露。”会计公告92号阐明了美国证券交易委员会关于确认和计量未来环保负债的态度，并特别指出环境清理成本包括任何维护修理义务，均适用于石油天然气勘探和生产业务。会计92号公告规定，公司不得以计算不精确而推迟到准确估算出一个数字时才确认这笔费用，因为尽管对于这个或有损失的估计值会有一个幅度，但至少其最小值不会是零。同时，会计公告92号还指出，用潜在的其他的回收金额抵消负债的做法是不妥的，这些责任应以总额记入资产负债表，列示为负债。采用成果法进行核算的公司，根据第Oi5.128条款要求“在计算折旧、折耗和摊销的时候，要考虑废弃恢复成本和设备残值”。同样，在采用完全成本法进行核算的公司，美国证券交易委员会条例规定“摊销成本应该包括——预计的扣除净残值后的废弃和拆除成本。” 因为不同的行业对拆除和恢复成本的会计处理不同。
中石化股份有限公司内部会计制度规定：“石油天然气开采公司确认井及相关设施的成本时，应根据《环境保护法》和矿区所在地法律法规的要求、与利益相关方达成的协议，预计矿区废弃时应当承担的弃置义务。该弃置义务符合预计负债的确认条件时，应当计入预计负债，同时相应增加井及相关设施的账面价值。”
由于我国石油天然气准则的要求，中石化对资产弃置费的计提比例做出了明确的规定，将石油天然气资产弃置费的比例规定在石油天然气资产的3%—10%，其中油井、水井、注聚井的弃置费比例为4%，输油、转油、集油站库、注水、聚合物及计量配水站的弃置费比例为3%，气井的弃置费比例为10%，其余的石油天然气资产弃置费为7%。石油天然气资产弃置费比例的规定为油田企业的具体操作带来了很大便利。
三、未获取矿区租赁权的预探成本
美国对未获得矿区租赁权的勘探成本的处理如下：在获得矿区之前或者之后都可以进行勘探活动，在大多数情况下，如果在获得一项租赁权前实施勘探，就必须从矿区所有者那里获得所谓的放炮权的勘探许可，如果涉及的是海上勘探，必须获得通常不要求支付费用的许可，一般是从美国内政部矿产管理署获得，无论是海上还是陆上的活动，实施勘探都要求获得许可。在单独放炮权的合同下，允许勘探权的持有者进入矿区并实施勘探活动，直到对一口探井实施勘探前，但不包括对一口探井实施的钻探。成本法下这种合同涉及的成本被适当归类为勘探费用，获得勘探许可时，借记“在建工程—放炮权”，贷记“应付款凭证”。
在其他情况下，合同不仅可以授予放炮权，而且可以包括被授予人以特定金额租用合同项下全部或者部分矿区的一种选择权，选择权协议说明适用于放炮权的数额，并分别陈述选择权成本。在这种情况下，勘探权成本将以与任何其他勘探成本相同的方式进行处理。但是，如果在合同中没有对成本进行划分，全部支付应该作为适用于获得矿区选择权的支付进行处理。如果租赁的是选择权没有覆盖的矿区，采用成果法的公司为了进行财务会计核算，同时也是为了税收目的，选择权成本的全部数额记入费用，如果租赁了全部矿区，选择权的全部成本将资本化为矿区权的成本，如果只租赁了矿区的一部分，采用成果法将把全部或部分成本资本化。
