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篇1：石油和天然气产业相关性研讨的论文
石油和天然气产业相关性研讨的论文
1.概述
我国的石油和天然气存储比较集中，国内的部分地区石油和天然气的储量十分丰富。经过国家的宏观调控和地区的自主经营，我国的整体石油和天然气的开采水平逐渐的提升，开采的质量也在提高，成为了一些相应地区的重要经济支柱。随着市场经济影响的深入，这些石油和天然气的储量丰富的地区逐步的形成了有自己特色的产业链。通常这些地区的经济结构比较单一，石油和天然气的经济收入直接制约着其他经济的发展，石油和天然气的发展势头良好则该地的其他企业受到带动，提高经济效益，相反，石油和天然气的效益低下，阻碍了其他经济领域的提高。同时，其他的经济收入也是关乎石油天然气经济效益的关键因素，二者相辅相成，密切联系。在这些地区的存储量和开发规模的基础上，虽然该地的石油和天然气产业在国内的发展势头良好，但是与国外的相关产业相比较，仍存在大量的不足，首先体现在相关的计算和数据统计不合理，数据不科学，不能如实的反应该地的实际情况；其次，该地的产业链条结构不合理，产出的业务项目繁复，多而不精，获利范围小。这些都需要做进一步的调整。
2.相关理论
2.1产业规划的.基本原理产业是指提供相近商品或服务、在相同或相关价值链上活动的企业所构成的企业结合。石油和天然气产业是一个相对复杂的产业，涵盖了其开采、加工、运输、销售等诸多的环节。对于具体的石油天然气的产业规划应该根据国家的宏观背景和实际情况进行综合的考量。
2.2投入产出的相关理论投入产出基本理论从二十世纪三十年代中期被提出来，它主要用于研究经济体系中各个部分之间投入与产出的相互依存关系的数量关系。具体的产业规划需要结合投入产出的理论，以最小的投入获取最大的产出，充分发掘产业的经济潜在动力。同时，对于投入产出的实际运算需要结合具体的数学统计知识和国家的经济数据等，它的计算过程比较复杂。需要相关的技术人员进行操作，同时要求计算科学合理准确，可以为产业的设置提供合理的数据参考。
3.相应实际案例分析研讨
3.1部分地区石油和天然气产业投入产出结构分析依据对于某些地区石油天然气的近年来的投入产出数据比和实际的资金量，我们将其与该地的实际经济收入做对比，结果发现石油和天然气是该地的主要经济来源，是重要的支柱产业。下面对以上的观点进行详细的论证。
3.1.1石油和天然气产业的最初投入结构分析。最初投入结构是指国民经济中的某一产业的各项最初投入的分布情况，用最初投入系数表示。根据数据统计我们发现，某些地区的石油和天然气的营业额的比重在逐年的攀升，而且所占的总营业额的比重也在加大，这也就是说，这些地区的石油和天然气的产业获得利润在逐年的增长，而且该产业的支柱地位也在逐年的上升。再结合生产税净额的相关数据，还可以得出结论：石油和天然气的产业效益为国家创造了大量的经济税收，为国家的财政收入贡献了力量。同时也数据也表明，经过几代人的不断努力，这些地区石油和天然气产业并不是传统意义上的劳动密集型产业。同时，该产业的设备引进需要加大，设备的维修和监管也需要进一步的完善起来。
3.1.2石油和天然气产业的最终使用结构分析。国民经济各产业部门的产出，经过初次分配和再分配，最终被分解为各种最终使用，包括投资、消费、流出等。根据部分地区的实际数据，得出石油和天然气主要用于外部的销售和利用，本地的实际利用量非常的小，多用于外部的取暖和工业生产。同时还可以总结出，部分地区石油和天然气的开采质量比较低，开采水平有所欠缺，主要的产品主要用于国内的自主消耗，而非国外销售，出口的比重几乎为零，基本上以满足国内的燃料需求为主。
3.2该地石油和天然气产业与其他产业相关联系
3.2.1部分地区石油和天然气产业的前向、后向关联。前向关联是从产出角度来说明某一产业部门对其他部门的关联影响。前向关联度用分配系数来表示。依据相关的数据我们可以得出，部分地区的产业结构比较单一，所以石油和天然气作为主要的经济支柱，是其他行业的支撑和依赖。二者的关联相对的密切。相关的关联部门比较多，比如石油及核燃料加工业、合成材料制造业、肥料制造业等。应该根据实际的关联数据重点发展核燃料及石油加工业，为这些产业的发展奠定基础。后向关联是从投入角度考虑某一产业部门与其他部门的关联影响。根据部分地区的石油和天然气产业直接消耗系数表的数据可知，石油和天然气产业的后向关联性不是很高。与其相关的产业有卫生、钢压延加工业等。石油及核燃料加工业的后向关联性强于石油及天然气开采业，与其后向关联性较强的产业部门有石油和天然气开采业等。
3.2.2部分地区石油天然气产业的影响力、感应度与综合关联产业。影响力反映了某一产业的最终产品变动对整个国民经济总产出变动的影响能力，这种影响能力表现为该产业对国民经济发展的推动能力，用影响力系数表示。根据对于这些地区的影响力系数的实际分析，说明：石油及核燃料加工业对国民经济的影响和受到国民经济的影响的能力都很强，应该作为主导产业大力发展。而燃气生产和供应业，不具有发展成主导产业的条件。可以适当的根据以上的数据结果进行重点产业的合理规划和管理。
4.结论
部分地区的石油和天然气产业总体的概括存在必要的四个关键的分支，虽然分支的发展程度不一，但是都是财政的重要组成部分。由于这些地区的产业结构比较单一，同时这些地区的石油和天然气的储备量十分的丰富，这一产业的发展可以带动大量的相关产业，促进所有产业的同时创收，为该地的财政收入贡献力量。因为石油和天然气是该地的主要经济支柱和支撑，所以对于该产业的结构优化是关乎该地的城市收入和未来发展的关键，必须结合当地的实际情况和国家的宏观背景进行必要的结构产业优化。
篇2：中国石油天然气集团公司盈利能力研讨论文
中国石油天然气集团公司盈利能力研讨论文
摘要：而近几年石油行业一直动荡不安，国际原油价格总体呈下降趋势，天然气及其加工产品价格也持续下降，受此影响许多石油企业的利润产生较大波动。企业在波动中是否能够取得效益主要受到企业盈利能力的影响。本文选取了中国石油天然气集团公司（简称中石油）为主要研究对象，通过各个指标分析，研究中石油的盈利能力问题。
关键词：波动；中石油；盈利能力
一、中石油基本情况
中国石油天然气集团公司是国有重要骨干企业，是以油气业务、工程技术服务、石油工程建设、石油装备制造、金融服务、新能源开发等为主营业务的综合性国际能源公司，是中国主要的油气生产商和供应商之一。8月，中国石油在2017中国企业500强中，排名第二。
二、中石油盈利能力指标分析
1.中石油净资产收益率
净资产收益率是指企业本期净利润与净资产的比率。其数值表现的越高说明该企业盈利能力的水平越好，反之说明该企业的盈利能力水平较为差。从2013至20，特别是和，净利润成迅速下降趋势。同时期，中石油平均净资产一直是稳定持续增长状态。同时，中石油的资产净收益率总体呈下降趋势。近五年净利润的迅速下降的主要原因在于从起，国际上的石油价格持续降低，国内因为新能源资源的出现及其快速发展，对石油的需求量也不断下降，而中石油的主要经营业务一大部分在于直接销售原油及其相关的加工产品。净利润的迅速减少和平均净资产的增长导致中石油净资产收益率的明显下降，企业投入资本经营以后取得利润的能力较弱。
2.中石油总资产报酬率
总资产报酬率作为一个正项指标，指标数据越高则说明企业的资金利用效率较高，相反说明企业资金利用效率差。中石油利润总额在20到2017年期间总体呈下降趋势，特别是20，20利润大幅度下跌，2017年数据才有所回升。从历年财务报表上看，这两年中石油的利润跌至历史最低点。中石油利息支出在这两年的数值也是逐年减少，说明企业在当段时间内所进行的筹集资本进行投资活动的行为也在逐渐减少，外界对企业的.投资前景并不乐观。同时期企业平均总资产是缓慢增加，这就使总资产报酬率总体呈现出了下降甚至跌幅很大的情况。
3.收入利润率分析
中石油的企业净利润在2015年-2017年遭到了大幅缩水的形势，营业收入也是下降趋势。因为营业外收入的减少、营业外支出的增加、与此同时所得税费用的增加，最终导致了中石油净利润的下降趋势，以及销售净利率的大幅跌降。
三、中石油盈利能力存在的问题
（一）缺乏企业独有的竞争力
中石油作为一个石油行业领先位置的企业，在石油价格下降的情况下，企业所受到的影响巨大，这说明企业抵抗风险的能力较差，没有形成自己独有的产品和加工产品的核心竞争力。如果企业拥有独特的相关产品，那么即使整个行业遭遇到危机冲击，企业也可以保住自己的盈利利润安全度过风险期。
（二）资产运作效率差
中石油的总资产报酬率一直低于行业中下水平，甚至在遭遇危机之后远远低于行业平均值，而对于经营规模在全国领先的中石油来说，这是一个很严重的问题。资产运作效率低下，也说明集团产品的盈利能力较差，公司资金被占用而无法及时得到收益。
（三）投入资本回收利润少
中石油近几年来成本费用率的不断下降，其主要原因是营业收入的不断下降，前期投入的成本并不能为公司带来预计的营业收入并使利润增加。中石油的规模大，所涉及的人员也多，其人工成本较高，也会占用一部分投入且回报较低。
四、提高盈利能力的合理措施
（一）提高企业资金有效性利用
提高企业资金周转效率的有限措施就是使资金能够得到更为合理有效性的利用。在一方面保持资金适当的流动性使其能够应对可能突发的危机和风险，另外还要降低资金的占用成本，使其能够灵活的周转，在此过程中尽可能地使资金运作都能更为及时的获得其相应的利润收入，也可以推动企业进一步的投资运营，进入良好的经营模式，获得更稳定的发展。
（二）节约成本，提高利润率
企业付出的成本费用过高，直接影响企业的整体利润。在这种情况下，中石油应高效管理集团成本费用，减少不必要的成本支出。在项目投资方面，合理衡量投资项目的成本与收益，考虑时间成本，和可能遇见的风险收益大小，慎重决定投资，减少成本的浪费。
结束语：
中石油盈利能力相关指标近几年的发展形势均呈现了差强人意的形势，虽然依然有所盈利，但是已经是经营历史上的最低值，其现状应该得到管理者的高度重视，总结问题存在的原因，找出合理的措施解决中石油在近几年经营过程中遭遇的危机。
参考文献:
[1]吴芳.如何阅读上市公司财务报告[J].财会月刊.2011（13）.12-13.
[2]田野.财务报表分析在企业中的运用[J].国际商务财会2011（7）.39-43.
[3]梁朝美.提高石油化工企业财务分析质量的几点建议[J].财经界(学术版).2015(13).15-17.
篇3：石油天然气生产环境保护论文
石油天然气生产是一种集化学、加工和制造为一体的产业，因此，与一般的传统工业相比，它对环境的污染也更加严重。具体来讲，石油天然气生产对环境的污染主要表现在以下几个方面。第一，废水对环境的污染。在石油天然气生产过程中，会产生一定的废水，例如天然气在开采过程中，冬季为了防止管道、设备内形成络化物冻堵管线，需要向地层注入一定的甲醇，这些含醇污水随着天然气的采出被携带到地面。这些废水若未经无害化处理一旦排放到自然界中，不仅会给生态环境造成破坏，严重时会进入到人体，引发各种疾病，威胁到人类的健康。第二，废气对环境的污染。石油天然气的生产还会产生大量的废气，比如，含硫天然气经过硫脱、脱碳净化处理后，产生大量含H2S有剧毒的酸性废气，这些废气若不经处理直接排放，将会给生态环境和人类健康造成严重危害。因此，天然气净化厂最初一般采用酸气焚烧炉将H2S高温燃烧生成SO2后排放的处理方式，随着国家对环境保护的日趋重视和严格，以前简单的灼烧方式已不能满足环境要求，现在多采用硫磺回收工艺，将硫化氢转化为工业硫磺颗粒。第三，废渣对环境的污染。废渣污染也是石油天然气生产中常见的'一种污染，比如，石油天然气生产中会产生盐泥、酸渣以及碱渣等各种废渣。如果这些废渣长期在地面上进行堆积，会影响地面土壤中的酸碱性质，进而影响到各种植物的生长。由此可见，石油天然气生产中会产生大量的废水、废气和废渣，如果对这些废弃物处理不当，不仅会给生态环境造成破坏，而且还会威胁到人类的健康。因此，我们必须高度重视石油天然气生产中的环境保护问题。
篇4：石油天然气生产环境保护论文
2.1石油天然气生产中环境保护现状
目前，我们已经逐渐认识到生态环境保护的重要性，越来越重视石油天然气生产中的环境保护问题，并取得了一定的成绩。但是，从目前实际情况来看，环境保护中还存在一些问题。具体来讲，这些问题主要表现在以下几个方面。第一，环保意识淡薄。关于环境保护问题，我国出台了一些政策，并提出了“谁污染，谁治理”的方针。但是，在现实中，石油天然气行业中的管理人员、工作人员环保意识依旧比较薄弱，对环境保护不够重视。比如，有些化工企业就没有设置环保部门，有的企业虽然成立了环保部门，但是，并没有发挥实质性的作用，形同虚设。第二，处理技术落后。在石油天然气生产中，各种废气物需要采用一定的技术处理之后才能排放。但是，与西方发达国家相比，我国废弃物处理技术和工艺还比较落后，并且处理成本比较高。因此，很多废弃物不经过处理就排放到自然界中，从而引发各种环境问题。第三，法律法规不健全。在环境保护方面，我国虽然制定了一些法律法规，但是还远远不能满足现实发展需要，尤其是在化工企业废弃物处理方面，没有系统的法律法规对其进行监督，导致废弃物处理中存在很多漏洞。
2.2加强石油天然气生产中环境保护的措施
2.2.1高度重视环境保护问题
在石油天然气化工产业生产中，很多企业领导对环境保护问题不够重视，只是一味地追求经济效益，而忽视了生态效益和社会效益。因此，今后相关管理部门要加大宣传的力度，深化化工企业领导和员工对环境保护重要性的认识，逐渐意识到石油天然气生产对环境造成的严重危害，这样才能在日常工作中高度重视环境保护问题，逐渐改善目前环境保护现状，促进化工企业的可持续发展。总之，化工企业在思想上高度重视环境保护问题是开展环境保护工作的基础和前提条件。
2.2.2加大环境保护投入
正如上文所述，石油天然气生产所制造的废弃物中含有很多的有害物质，对环境的危害很大，处理的难度也比较大。因此，化工企业在对这些废弃物进行处理的时候需要借助于一些复杂的工艺和技术，这就需要大量的资金和技术支持。但是，很多化工企业由于环境保护意识淡薄，不愿意在废气物处理中投入资金，从而导致环境保护问题没有得到有效解决。由此可见，资金和技术也是制约废弃物处理的一个重要因素。针对这个问题，一方面化工企业要通过多种手段筹集废弃物处理资金，建立环境保护专项资金，加大环境保护经费投入；另一方面，化工企业要引进一些先进的废弃物处理工艺，使石油天然气生产中的废弃物达标排放。比如，在废弃物处理中，如果废弃物没有特殊危害，我们可以使用卫生填埋的方法进行处理；如果废物物中含有较多的有害物质，我们可以借助于生物分解技术对其进行分解处理等。
2.2.3完善环境保护法律法规，强化执行
在化工企业中，完善的法律法规可以保证环境保护工作的顺利开展。受限于原有的法律规定，长期以来，中国环保部门的处罚力度、执法手段都相当有限，相对于公安甚至税务和工商部门来说，环保部门一直都是一个“软衙门”，难以震慑日益猖獗的环境违法行为。随着经济社会的发展，这些法律法规已经不能适应新时期的现实需要。4月24日，十二届全国人大常委会第八次会议表决通过了《环保法修订案》，新法将于1月1日起施行。新法首次将“保护公众健康”写入总则，首次明确“保护优先”的原则；提出“环境信息公开与公众参与”，提出“按日连续处罚”加大排污惩处力度；进一步完善企业污染防治责任制度，重点排污单位应按照有关标准规范安装使用检测设备，保证检测设备正常运行，及时办理排污许可证并交纳排污费；新法还突出强调了政府责任和政府监督，各级人民政府必须对本行政区域内的环境质量负责，对于违反相关规定的政府工作人员给予记过直至开除处分，其主要负责人应当引咎辞职。新法堪称史上最严环保法，但是最为关键的是如何执法。环境的日益恶化，不能简单归咎于没有一部有力的法律，而是法律能否得到有效执行，违法官员能否得到问责。因此，国家相关部门还要不断完善环境保护法律法规，建立问责机制，强化执行。使环境保护做到有法可依，有法必依，执法必严，违法必究，从而在法律法规层面上对化工企业废弃物的处理形成严厉的制约作用。
3结语
综上所述，在我国经济社会发展中，石油天然气生产为我国创造了巨大财富，与此同时，化工企业中的环境问题也越来越严重。因此，为了顺应时代发展潮流和满足现实发展需要，我们要高度重视环境保护问题，加大环保投入，并不断完善相关的法律法规，建立问责机制，加强政府各级部门和公众的参与与监督，促进石油天然气生产中环境保护工作的顺利开展，响应我国经济生态发展的口号，实现经济效益、社会效益以及生态效益的统一。
作者：杜一琛马宏才单位：陕西省西安市未央区长庆油田分公司安全保护监督部
篇5：石油天然气钻井工程技术论文
石油天然气钻井工程技术论文
[摘 要]在我国社会经济的迅速发展背景下，我国社会对于各种能源的需求日益增大，尤其是石油能源和天然气能源在我国各个领域都具备着重要作用，其主要使用方向是作为工业生产中的原料和日常生活中的设备能源。但是石油天然气都是不可再生资源，其获取条件只能通过大自然采集，在石油天然气的采集过程中就必须要进行钻井工程，而钻井工程是一项具有较高风险性的施工作业，一旦在钻井工程中存在问题，势必就会影响到施工现场的人身安全，严重阻碍着石油天然气的采集工作。鉴于此，本文就针对石油天然气钻井工程风险识别与评价方法做一些分析，并提出相应建议以供参考，希望能为我国石油天然气等能源的安全生产提供有效参考价值。
石油天然气钻井工程的施工工艺具有较高的复杂性，一旦在施工过程中存在失误操作和违规操作，就极有可能产生火灾、中毒、井喷失控、物体打击以及机械事故等等风险，严重影响着施工团队的人身安全。同时，石油天然气钻井工程的施工现场本就是一个充满不稳定因素的恶劣环境，在安全管理中会受到多方面因素的影响，继而造成安全事故，甚至由于事故突发性无法在第一时间内针对安全事故作出有效的解决措施。因此，为保证石油天然气钻井作业的安全环境，有必要针对其中的风险问题进行综合性评价，而在实际操作中，就是运用风险评价原理找出钻井作业中的风险隐患，预测风险问题背后隐藏的危害后果及危害程度，并根据石油天然气钻井工程的施工特性选择合理的风险评价方法，从而根据实际情况制定科学合理的安全措施，以此提高石油天然气钻井工程中的事故预防和风险监控，尽可能保证施工作业中的施工安全。
1.石油天然气钻井工程的风险识别
风险识别是确保石油天然气能够安全实施的重要手段，在具体操作中首先就要针对石油天然气钻井作业中存在的风险事件进行分析，从而了解风险事件的特征、类别以及危害，并在此条件下作出相应的防范措施和解决措施，有效保证施工安全。
1.1 石油天然气钻井施工中的风险特征
石油天然气钻井作业具有一定的'复杂性，其施工过程具有差异性、严重性、多样性、隐蔽性以及可转化型等多种风险特征。
（1）风险的差异性。主要是指在不同的施工阶段、不同的施工环境以及不同的施工工艺中都存在着不同的风险因素。
（2）风险的严重性。主要是指在施工中存在着不合理操作、不合理措施以及机械设备处于不安全运行状态等等因素，这些问题导致的安全事故都有着较高危害，例如发生井喷失控会造成井毁人亡等重大灾难。
（3）风险的多样性。主要是指在施工中存在着许多不同的风险危害，例如常见的物体打击、触电、爆炸以及火灾等等，也包括着有毒气体和机械设备伤害等等。
（4）风险的隐蔽性。主要是指施工中常常会受到环境因素、人为因素以及气候变化等不确定因素的影响，以致在事故发生时无法作出提前预测，也无法预料到事故程度。
（5）风险的可转化性。主要是指在施工中许多安全事故可能引发出其他的恶性事故，或是导致安全事故进一步升级到恶性事故。例如在施工中出现井漏状况时，施工现场又存在高压层等风险，这时处理措施不当就会引发井喷失控等事故。因此，在风险识别操作中必须全面了解钻井流程和环境，并通过施工工艺、施工设备、施工方式以及施工环境进行综合分析，从而找出危险、防范危险和解决危险。
2.石油天然气钻井工程风险评价方法
2.1 安全检查表法
安全检查表发是一项较简单和基础性的风险评价方法，其主要是根据相关规定和标准规范检查钻井工程中设计缺陷、工程设备、相关操作以及相关管理中的危害，之后根据相关标准判定其有害性和在危害性，并将其编制成不同表格，标明其判定结果，例如合格或不合格等等[2]。根据现状来看，这种风险评价方法已经得到了广泛应用，在实际操作中也体现出其多种优势，例如安全检查表法是建立在安全系统工程和安全检查基础上，在学习过程中具有简单易学和易掌握等优势；例如安全检查表法是按照风险原因和实践结果的重要顺序进行编制，通过一对一的问答方式使人们能够直观了解到风险事件的重要层次，从而选择正确的操作方式进行工作；例如安全检查表可以提前编制，并能够保证事故因素具备全面性、科学性以及系统性，从而为后续工作奠定基础。
2.2 预先危险性分析法
预先危险性分析法主要是通过管理人员、技术人员以及施工人员组成危险分析团队，针对以往施工中出现过的风险进行分析调查，并结合实际施工中的状况进行综合分析和数据比较，一旦发现两者之间存在着相同之处就必须要进行风险识别，也要正确判别风险等级如安全性、临界性、危险性及灾难性，从而为风险防治方案的制定提供便利。同时，风险分析团队在制定防治措施的时候，必须要根据事故原因和事故影响作出合理分析，以保证防治措施具备科学合理性[3]。就目前来看，预先危险性分析法主要是根据不同领域人员的工作经验对施工方式进行完善，从而起到防范与未来的作用。例如在风险识别中判定危险程度为临界性，也就是此项风险暂时不会成为安全事故，对于这种风险就可以进行预先排除；例如在风险识别中判定危险程度是危险性，这项风险就可能造成严重的安全事故，对此就要根据实际情况做好防治措施。此外，在应用这种风险评价方法进行分析中，工作人员也要考虑到施工工艺的特点，将其中的危险性和状态尽数列出，例如相关的设备设施、施工环境、施工流程以及各系统之间的关系等等。
2.3 故障树分析法
故障树分析法又称之为事故树分析法，这种方法主要是将一个事故开始到结束进行逻辑分析和表达，也就是从第一个事件进行逻辑分析，推到是中间事件可能出现的几率，并分析其发生原因、发生时间以及中间可能产生的事故等等，从而根据实际情况制定防治措施[4]。在故障树分析法的有效应用下能够可起到的效果包括：一方面，通过故障树分析法获知事故产生的基本原因，并为防治措施的制定提供有力线索，从而降低事件发生的几率；同时，能够有效分析出施工中存在的固有危险和潜在危险，从而为施工管理、施工设计和项目施工提供重要的科学依据[5]。另一方面，在描述事故原因、事故程度以及事故之间的相互关系时，确保描述具备形象性、间接性以及全面性；并且，能够发现之前未曾发现的事故，能够使工作人员更好的掌握事故防范重点。
3.结语
综上所述，石油天然气钻井工程是一项具有较高复杂性和长期性的施工作业，在施工中一旦存在失误操作和违规操作，势必就会产生一系列的安全事故。同时，石油天然气钻井工程施工中存在着许多不稳定因素，例如气候变化、环境因素以及人为因素等等，这些因素都具有着较高的动态性，而且其中一项因素产生变化就会引发出其他问题，如何正确分析各个因素的相互关系也是确保施工安全的重要措施。而在风险识别和风险评价过程中，工作人员也要不断完善施工现场的安全管理制度，提高各个工作人员的安全意识和质量意识，从多方面保证石油天然气钻井工程的施工安全。
篇6：石油天然气体制改革的论文
有关石油天然气体制改革的论文
本轮改革的目标是什么
采取目标导向还是问题导向，这是改革方案在制定过程中争论的一个焦点。有人质疑，不能为了改革而改革，不能为了市场化而市场化，要回归改革的初衷。《意见》提到“深化石油天然气体制改革要坚持问题导向和市场化方向”。这表明，本轮改革中目标导向和问题导向是有机统一的，二者不可偏废。
笔者认为，改革从根本上说是利益调整的过程，从现有的利益平衡状态调整到另一种更好的利益平衡状态。这个“更好”必须是对全局而言，而不是只对某些局部；既要涵盖当下，也要兼顾长远。因此，上述意义上的“更好”无疑是改革的目标。“更好”一定是相对当前而言的，所以又是问题导向的。
因此，《意见》在总体思路中明确要“针对石油天然气体制存在的深层次矛盾和问题”进行改革，对存在问题的油气勘查开采、进出口管理、管网运营、生产加工、产品定价和国有油气企业等产业环节深化改革，“促进油气行业持续健康发展，大幅增加探明资源储量，不断提高资源配置效率，实现安全、高效、创新、绿色，保障安全、保证供应、保护资源、保持市场稳定”。可以看到，这是一个多目标函数，多目标的权衡取舍以及现实条件的约束，正是改革的难度所在。
本轮改革将“保障国家能源安全、促进生产力发展、满足人民群众需要”作为顶层设计，充分说明能源安全仍是影响中国经济和社会稳定发展的重要因素，保障油气供应安全是行业发展的重中之重。这种价值选择不是中国“独树一帜”的做法，历史上的美国和日本都曾将石油安全作为首要考量。但是，时过境迁，当前的世界能源形势和格局已发生重大变化：非常规技术革命、LNG技术进步使世界石油和天然气市场可能长期处于总量供大于求、供给弹性大、价格低位运行的状态；全球气候变化行动促使各国能源体系开始向清洁化、低碳化、智能化转型；可再生能源发电、电动汽车和储能等新技术的规模化应用，以及共享经济、能源互联网等新商业模式的出现，也将为石油和天然气需求继续快速增长增添很大的不确定性。在这种情况下，中国是否仍然选择长期把以石油和天然气进口依存度为标志的能源安全放在首位，是否应该在更加开放的国际环境中思考能源安全问题，通过积极参与国际能源治理、提高国际合作效益等方式保障经济安全，都值得深入研究。
如何啃下上游改革这块硬骨头
上游改革是最难啃的硬骨头。从全产业链来看，勘探开发领域是石油和天然气行业发展矛盾最突出的环节。《意见》提出要“完善并有序放开油气勘查开采体制，提升资源接续保障能力”。上游改革的效果，将决定本轮改革是向前走“一小步”还是“一大步”。
笔者认为本轮的上游改革有两个特点。一方面，对油气矿权存量部分进行“微调”。由于历史原因，中国现有的常规油气矿权基本由中石油、中石化、中海油、延长石油四家公司掌握。如果按照《意见》实行“更加严格的区块退出机制”，在国际油气市场供需宽松、上游投资低迷的背景下，预计少量资源品位较低、勘探开发条件不佳、经济性较差的区块将首先实现退出和再分配。虽然整体来看矿权存量市场不会出现大的格局变动，但是随着时间推进，严格的矿权退出机制会产生有效约束，刺激上游勘探开发投资，企业必须于规定时间内在投资决策和放弃区块之间做出理性选择。
另一方面，对油气矿权增量部分实行严格的“市场竞争+准入管理”。根据《意见》，新增矿权将不再实行^去的矿权登记制，改为竞争出让制，预计以公开招标等方式进行。投标主体需要符合安全、环保等准入要求，并获得合格资质。由于短期内新增矿权较少，且国内油气资源品位不断降低，上游领域对资本的吸引力有限，整体将保持“以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的勘查开采体系”。随着存量矿权退出规模扩大以及其他配套政策的出台，矿权市场有望更加活跃。
如何突破管网改革
管网改革是重要的突破口，引领了本轮油气体制改革。改革启动之初，国际油气市场遭遇剧烈波动，原油价格下跌了大约3/4，天然气现货价格也低于长协价格，LNG接收站、天然气管网等基础设施无法实现公平准入成为了中国市场利用国际低价资源的“绊脚石”，改革的呼声强烈。在此背景下，油气管网改革措施率先出台，包括20《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》、《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》。在此基础上，《意见》明确提出“改革油气管网运营机制，提升集约输送和公平服务能力”的目标，体现了对自然垄断环节加强监管的意图。实行“网运分开”，管输和销售分离，是此次中游改革的最大亮点，将有力推动管网等基础设施建设。
笔者认为，一方面，天然气基础设施是改革重点。石油运输采取“点对点”模式，类似“量身定制”。而天然气经净化处理后是标准化产品，与电力类似。目前全国天然气管道“一张网”已初步形成，川渝、京津冀、长三角等区域性管网也比较成熟。天然气运输可视为“点对网”模式，在“西气东输、海气登陆、就近供应”的供气格局下，市场对天然气管网等基础设施高效共享有强烈需求。因此，天然气管道等基础设施是“供给抑制”的环节，是本轮改革的重点。
另一方面，如何促进天然气基础设施建设是难题。一是天然气保供压力使基础设施需求大增。中国天然气市场正处在发展黄金期，20消费量仅2058亿立方米，预计和2030年将分别达到3600亿立方米和5000亿立方米，城镇居民气化率将从的42.8%提高到20的55%和2030年的70%左右。市场需求增长潜力很大，需要大规模管网等基础设施配套。加之天然气消费季节性峰谷差不断加大，储气调峰压力陡增，储气设施需求十分旺盛。
二是天然气管道和储气设施建设缓慢，供给不足。“十二五”期间，计划新建天然气管道4.4万公里，实际仅完成2.14万公里；储气库工作气量计划新增220亿立方米，实际仅完成37亿立方米。管道、储气库等基础设施项目投资规模大、周期长，涉及土地占用，协调工作比较复杂。目前受制于上游供应主体较少和下游市场区域性垄断的现实，基础设施投资积极性不高，建设步伐缓慢。本轮改革提出天然气长输管网项目，工作负荷达到75%以上时可实现8%的准许收益率；对城镇管网规定准许收益率不超过7%。本轮改革虽然明确了管网的投资收益率水平，但是并未从根本上解决落实资源和市场的难题，资本投资的积极性有待观察。
如何使下游改革走得更快
下游的石油炼化、成品油销售、天然气销售等都属于竞争性环节，已经形成一定的市场化格局，参与主体比较多元，价格主要由供需关系决定，具备了更快放开市场的基础条件，改革难度较小。因此，《意见》用“深化”二字来描述下游竞争性环节的改革，并提出要“提升优质油气产品生产供应能力”。
笔者认为，一要加快淘汰炼油环节的落后产能、优化炼化结构。中国炼油产能过剩、炼厂规模小，发展水平有待提升。炼厂平均规模仅320万吨/年左右，不足全球炼厂平均规模的一半。年生产能力2000万吨以上的大型炼厂屈指可数，大型化、炼化一体化、产业集群化发展任重道远。《意见》提出，要通过严格准入和淘汰机制实现产业优化升级，“制定更加严格的质量、安全、环保和能耗等方面技术标准，提高国内原油深加工水平，保护和培育先进产能，加快淘汰落后产能”。这表明要以更加公平、公开、透明的市场准入和退出规则促进竞争，推动产业从“燃料型”向“化工型”转变，延伸产业链，提高基础化工原料产品比例，促进行业转型升级。
二要完善成品油销售价格形成机制和出口政策。目前中国成品油价格已基本实现与国际原油价格变化接轨，实行政府指导价与政府定价并存的模式，对调价周期、参考油种、浮动幅度等细则进行过多次修改完善，结合消费税的执行，成品油价格机制已较为成熟。《意见》重申了要“发挥市场决定价格的作用，保留政府在价格异常波动时的调控权”。考虑到近年来中国成品油市场供需持续宽松，民营炼油企业和“两桶油”激烈争夺市场份额，成品油销售价格出现大幅下行。随着汽柴油需求增长乏力，民营炼厂开工率提高，供需矛盾愈发突出。在限制成品油出口的前提下，预计“价格战”将持续，价格水平会大幅低于政府指导价，有利于完成向市场定价的自然过渡。
三要完善天然气销售价格形成机制。目前，除居民用气外，占消费总量80%以上的非居民用气门站价格主要由企业自主协商决定，终端气价由地方政府制定。与替代能源相比价格水平偏高，制约了天然气的扩大使用。《意见》重申要“推进非居民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制”。随着省内和城镇管道运输成本和价格监管的实行，有望逐步降低终端气价水平。改革难度在于如何对配气环节的'基础设施投资和运营成本进行有效监管，以及如何处理日渐兴起的“点供”模式与城镇燃气特许经营权之间协调发展的问题。此外，居民用气与工商业用气之间的交叉补贴也是制约天然气扩大利用的主要障碍，有待破解。
四要加快油气交易平台建设。交易平台建设有助于实现市场价格发现的功能。目前上海国际能源交易中心正在积极开展原油期货（国内首个对外开放的期货品种）上市前的各项准备工作，计划今年年内推出。天然气交易中心初具雏形，上海石油天然气交易中心在实践中不断摸索，重庆石油天然气交易中心已正式挂牌，此外，中卫、深圳等都在积极申请和筹备建设新的交易中心。预计未来中国将形成“全国中心+区域中心”的交易平台发展模式，同时拉动各区域为交易平台提供辅助性服务的油气管网、储备仓库等基础设施建设。在当前天然气市场规模有限的情况下，同时建设多个交易中心尚不具备有利的基础条件，现阶段应合理规划、有序推进，重点建设具备多气源、大市场、充足基A设施、良好金融环境等有利条件的交易中心，力争早日形成由市场决定的标杆价格。
《意见》之后该做什么
《意见》出台后遭遇了一些质疑，认为改革方案充满妥协、退步。笔者认为，改革既然是理念之争、利益调整，“磨合”就是不可避免的过程。如果能够尽快出台一系列配套措施，鼓励试点地区创新性地先行先试，深化研究改革过程中的重大问题，本轮改革的积极意义有望在日后逐步显现。
第一，尽快公开《意见》全文，出台系列配套文件。《意见》以新闻稿的形式出台，引来社会上的各种猜测和解读，不利于统一认识、推动改革步伐。建议尽快向全社会公开《意见》全文，明确改革的方向和途径。同时，要尽快研究出台《意见》的配套措施，切实推动改革进程。一是重点落实油气矿权流转和储量转让机制，为现有油气企业做出合理的投资决策提供可操作性，促进更多的存量矿权进入市场，提高矿权市场的活跃度，吸引资本进入上游勘探开发领域。二是重点形成促进天然气管网等基础设施项目投资建设的机制，创新投融资机制，吸引社会资本参与，按照“准许成本+合理收益”的原则核定运输价格，创造公开透明的投资环境，推动《中长期油气管网规划》的实施。
第二，选择改革试点，鼓励创新性先行先试。建议选取油气行业发展基础较好、市场较成熟、对改革有积极性的地区作为试点，如江苏、广东、新疆等。鼓励试点地区因地制宜、创新性地先行先试，在实践中探索改革路径，及时总结试点经验和教训，动态调整政策措施，并择机向全国推广试点经验，形成“以点带面”的改革效果。
第三，深入研究重大问题，引领改革进程。本轮油气体制改革方案有亮点，但也有很多改进空间。制约油气行业长期健康发展的深层次问题仍有待深入研究，直面“痛点”才能走得更快。建议深入研究一些重大问题。一是油气资源管理制度，包括地质资料等信息的管理和共享机制、油气资源开采收益在中央政府和地方政府之间的分配问题等。二是建立油气资源的产权保护制度，完善国外资本投资机制，保障投资人权益，促进上游发展。三是完善国有油气企业改革措施，实现从“管资产”到“管资本”的转变，提高国有企业的资本回报率。三是加强监管和立法研究。改变以行政管理为主要手段的传统监管方式，实行“依法监管”，开展油气行业立法研究。油气行业体制改革、国企改革与立法工作相辅相成、互相促进，需要同步推进。
篇7：如何加强石油天然气设备修理水平论文
摘要：石油天然气设备构造复杂，并且又因为物料带有易燃易爆性和毒性，所以使得这种设备在使用中带有了较高的安全风险。目前，国内天然气设备的修理水平在科学技术快速增强的背景下，也愈加强化，然而由于天然气所带有的安全风险，对技术员的修理质量和水平也提出了更高的标准。本文对加强石油天然气设备的修理水平进行探讨，可为类似相关人员提供参考。
关键词：石油天然气；设备；修理
石油天然气工程属于大规模工程，然而现阶段天然气设备的安全问题时有发生，使得这方面的修理工作也显得尤为重要。这就需要充分提高设备修理能力，精准诊断具体安全隐患和问题，并采取规避性和可靠性检修措施。而周期性检修却无法有效处理安全问题。规避性检修必然会在未来的企业发展中替代周期性检修，以防止安全问题的存在，强化对设备的运用水平。可以说规避性检修能够从预防到恢复发挥保障性作用，属于综合性检修工作。
1概述
在天然气设备安全问题不断发生的情况下，设备检修工作也必然会增加一定的难度。那么本文将基于规避性检修和可靠性检修在天然设备修理中的运用进行探讨，这两种检修方法对于设备状态的恢复都具有保障性作用。可以说在天然气企业未来的发展进程中，规避性检修必然会替代周期性检修，以从根本上避免设备安全问题的存在。不仅如此，还会有效防止更大的安全事故，节省了设备维修方面的财力支出，提高设备维修速度，强化设备运用能力。可靠性检修属于综合性的工作，能够对设备从故障预防到设备状态恢复起到保障性作用。可以说，在设备故障符合维护条件的基础上，就都能够进行有效地修平。
2石油天然气设备的影响因素
2.1石油天然气设备的常见修理情况
天然气企业人员在检修设备过程中，首先需要对设备中的耗材进行检查，检查其中是否存在长期性的疲累性损伤及其损伤程度，从而可以为具体维修过程提供依据，提高维修效率，强化设备维修水平。其次在焊接环节中，往往会有诸多隐患和显性问题，需要检修人员在第一时间内对这些隐患和问题进行有效地处理，以及一些焊接应力和热应力。设备本身和其配套设施应力都会在很大程度上影响着企业的稳定发展，所以就不能将工作着重点落于维修效率方面，而忽视合理、有效地设备修平，否则就势必会导致严重安全事故的发生。
2.2金属的处理
对于检修过的天然气设备，还必须要对其施以再次检测，结合国内相关单位的标准来开展检测活动，通过多次的检测，残余的应力就会影响到设备使用期限。在具体实验中了解到：对于金属的热处理不会影响到设备应力，而造成设备的损伤，反而会促进设备本身应力更合理。那么在对金属实行超声波热处理时，必须要利用专业仪器对设备进行高效检测[1]。在此环节中，必须要对其中的应力状态实行持续性的监控，以了解其中应力的改变过程，以使得残余应力控制在理想状态，确保机械应力密集范围的松弛状态。除此之外，在对天然气设备钢结构施以超声波处理过程中，相关人员应该对应力及其减弱区做出正确的安排。由此可见，对于金属的各种处理都会在一定程度上降低设备运用期限。这就需要相关人员将工作着重点落于设备的科学、精准检修方面，以强化设备的恢复效果和水平，延缓设备的使用期限。
篇8：如何加强石油天然气设备修理水平论文
3.1预知维修
在天然气设备逐渐向先进化方向发展的背景下，天然企业也对设备运行的稳定性提出了更高的标准，设备整体功能增强了，维护困难也会加大，一旦企业对设备安全问题没有在第一时间进行解决，而造成安全故障，那么更严重的问题会不可避免。设备以往的修理方法往往都是结合设备的运行特点，在设备状态良好时，对这些设备施以检修，便能够保证其稳定运行，然而天然气往往都是在毫无征兆的情况下出现问题，使得企业相关人员不能在第一时间给予维修，就势必会导致严重的后果。规避性检修也就是说提前明确设备的修理项目，结合这些项目开展相应的检修，这种规律性时间的检修过程，既能够有效了解设备耗材的磨损程度，又能够在第一时间对其中一些显性问题做出快速解决，确保设备的稳定运转。在以规律性的时间进行检修期间，如果采取故障诊断的方式可以对设备隐患做出精准的识别，使其中隐患被尽早发现和处理，防止由于设备隐患没有被尽早处理而导致生态系统污染，降低财力的浪费[2]。可以说规避性检修既是对传统修理规定的完善，保障设备稳定运转，又可以实现针对性的维护，有序的检测，有依据的修平，以此有效降低由于设备修理的暂停运转频率。不仅如此，规避性检修还能够强化设备运行时效，延缓设备运行时间，还可以有效防止严重后果的发生，为广大民众的稳定生活奠定坚实基础。目前国内天然气部门都加强了对设备运行状态的重视程度，而借助传统的振动检测，来对设备运行状态进行持续监测，就无法精准、全面明确所有危险点，制约了设备维修工作的有序开展。如果将诊断技术进行合理运用，不仅可以对以上不良情况做出改善，而且更重要的是，还能够使得设备隐患被尽早发现和处理，以此在保障天然气设备持续健康运转的基础上，也为天然气企业经济效益和社会效益的`提升提供保障。
3.2可靠性维修
在天然气设备检修工作发展进程中，具备灵活、成熟的专业技术能够对企业发展起到保障性作用，具备这些技术的人员也会得到企业的高度重视。而可靠性维修通常要涉及到规避性维护、诊断检修和显性问题修理三个环节。企业发展进程中，不能有诸多安全问题的发生，必须要降低事后维修，而规避性维修可以改善这样的情况，然而往往会造成反复维修的后果，因此，就需要尽量减少对规避性维修的运用，而以往的周期性检修又无法彻底处理安全问题，而仅仅是起到防控性作用，降低设备修理次数，而可靠性检修可以在第一时间掌握设备的工作状态，有效延缓设备持续运行时间，逐渐强化设备的整体功能，最大限度的降低设备安全问题的出现频率，强化对设备的运用能力，充分延缓设备运行期限[3]。可以说不管是对显性问题处理、诊断检修还是规避性维护，都属于天然气设备管护的基本必备环节，为设备可靠性修理工作的有序开展提供保障。从而在强化设备维修质量和水平的同时，也有效延缓设备的使用期限。
3.3全光谱检测技术
现阶段，天然气设备的维修质量和水平在逐渐增强，这方面检修技术也呈现成熟化，其中的全光谱技术可以借助超声波原理、磁探伤和表面镜像研究对石油天然气设备进行毫无损害的检测，全光谱检测技术和设备结构的安全性和可靠性相结合，准确检测石油天然气的设备。磁探伤技术已经被应用到产品的工艺技术当中，能够确定石油天然气设备的裂纹和未焊透等缺陷，为技术人员的修理工作做最好的准备。虽然普通的检测方法可以检测出设备的缺陷，但是不如全光谱检测技术可以找出应力的危险程度，石油天然气设备的缺陷面积越大，天然气产品的破坏应力就会越小。
3.4技术人员的修理水平
天然气企业在发展进程中，需要对设备检修人员实行科学地考核，考核通过的人员必须要对企业内部所有设备的状态及其运行情况有充分的了解，具备详细的记录资料，并且随着对设备运用的深化，还需要对其状态和运行情况进行充分的掌握，避免在安全问题发生时由于不了解设备状态而没有尽快进行有效地处理。从这个角度来讲，员工的培训考核工作就具有非常重要的现实意义，在具体培训中，必须要涉及到现代的设备检修方法，让检修人员具备良好的检修技能。而检修人员也要以积极的态度和责任意识，不断学习专业理论和实践技能，这样的培训学习过程不仅能够强化检修人员的职业素养，而且还能够强化检修人员的检修水平，从而为天然气企业的持续稳定发展提供保障。
4结语
天然气部门在发展进行中，为了满足市场发展的需求，建立了科学的设备检修体系，使天然气设备实现高度的自动化运行，也使得设备维修标准更高。具备成熟维修技术的专业人员，对所有种类天然气设备的检修都做出分析，那么在对先进设备和专业技术合理运用的基础上，强化了天然气设备的运用能力，延缓了设备的使用期限，为设备的持续稳定运行奠定了基础，更为天然气部门的持续稳定发展提供了保障。
参考文献：
[1]黄运祥，龚文新，王坤.如何加强石油天然气设备的修理水平[J].中小企业管理与科技(上旬刊)，2015(05):77~78.
[2]陈志远.探究如何提高石油天然气设备的修理和修复水平[J].中国高新技术企业，2013(30):68~69.
[3]尹丽，刘庆江，孙梅莲.石油天然气设备的修理和修复[J].国外油田工程，2005(02):22~40.
篇9：石油天然气项目管理途径论文
石油天然气项目管理途径论文
摘要：随着社会经济的快速发展，企业与广大居民对石油气天然气的需求逐渐加大，石油天然气供应市场的不断发展壮大，对油气的提供速度要求更高，企业要想提高自身的供应量，使企业能够持续健康发展，就应该做好石油天然气的项目管理工作。本文主要对石油天然气项目管理模式相关内容进行了分析。
关键词：石油天然气；项目管理；模式；分析
随着市场对石油天然气的需求量逐渐加大，这要求企业提高自身的生产效率。但由于石油天然气属于不可再生资源，若企业加大开采力度，必定会导致资源的枯竭。所以，要想实现资源的可持续供给，企业就需要加强石油天然气项目管理研究。
一、石油天然气项目管理特征及管理模式分类
1.石油天然气项目管理特征
石油被广泛地运用于各种工业生产、加工中，其作用十分突出，因而其持续发展问题受到了人们的普遍关注。据相关实践分析能够发现，石油天然气项目管理的特点如下：关于石油天然气这类项目的投资非常大、生产制造工艺十分复杂、项目的技术要求非常高，且项目的加工、设计、管理等各个环节联系十分密切，整个项目施工时间长、施工费用高[l]。
2.石油天然气管理模式分类
（1）CM模式CM模式也就是所谓的阶段发包模式，该种模式主要是有阶段承包经验丰富、技技术水平高等单位或者是项目责任人，参与到项目开始与结束的全过程，根据工程项目的实际情况，对设计人员提出相关建议，并做好项目施工过程中的协调与管理工作，提高整个工程项目施工质量，降低工程项目成本投入。该种模式可行性强，工作效率高、工期短，能够有效调节设计与施工方的关系，从而能够在短期内收回投资成本，为业主直接管理工程提供了方便，但是，在实际实施过程中，也存在操作困难、初期投资难以把握等问题。（2）平行承发包模式该种模式是指项目的业务把项目设计、加工、材料设施等的购置各项任务进行细化，并将各环节工作分包给资历深的单位。这些单位都是独立存在的，不存在从属关系，承担自身的责任，对业主负责，并自觉接受业主监督[2]。该种承发包模式在项目管理中运用最为普遍，具备缩短工期、节省投资成本等优势，但是，采用该种承发包模式也有着自身的不足之处，即具备合同管理难度大、协调组织难的不足。要想使这种模式得到有效利用，就必须要在系统完善的法制条件下，适用于工程项目建设难度大、技术要求高等大型的承发包项目。（3）EPC模式该种模式也就是“设计——采购——建造”模式。EPC模式比较适用于石油的开采、管道施工等项目，具备工程造价低、工期短、质量好等优势，但是，采用该种模式也存在一些问题，即风险大、监管力度不强等。要想更好地利用该种模式，就必须要满足相关条件，即招标方必须要在招投标活动截止前向投标方提供具体的工程信息资料，同时，还需要对承包商的能力水平、业绩等各方面进行审查[3]。例如：EPC模式在西部管道工程建设中的运用。西部管道工程是中国石油首次采用该种管理模式，构建以业主为核心、以EPC模式为主体、监理代表接受业务委托完成工程建设管理中监督工作的管理体系。在确保工程项目高速运行的同时，工程项目业主、监理部门及所有参加分包商相互合作，取得了良好的效果。这一成功案例也打开了大型石油天然气项目管理的新局面。（4）PMC模式这里说的PMC模式也就是“项目——管理——承包”模式，主要是由业务聘请专门的项目管理单位管理整个项目。该种模式在工程项目管理中运用较为普遍，具备有效协调工程设计施工等各项工作，缩短施工周期等优势，但是，该种模式对管理单位的能力各方面要求都非常高[4]。（5）PMT+PMC+EPC模式这种模式是使用范围较为广泛的复合型模式，一般适用于工程项目大、技术含量高、难度大等一些大型工程项目。其主要优势是：可以调节业主方工作压力，利于人员的科学配置，加快石油天然气工程开采速度，保证开采质量等。在石油天然气项目管理过程中使用该种模式，可以有效调整石油天然气体系，为其持续发展创造条件。
二、石油天然气项目管理模式中存在的问题
要做好石油天然气项目管理工作，就需要对项目管理中存在的问题进行全面分析，弄清问题产生的原因，才能选择出最适合石油天然气项目管理的模式。下面主要以EPC承包模式与平行发包模式存在的'问题进行分析。
1.EPC总承办模式运用中存在的问题
可以说，该种模式是较为先进的管理模式，优势很多。但是，由于该种管理模式在石油天然气中还处在发展初期阶段，在实际运用过程中还有一些问题需要注意。其问题主要有：（1）虽然EPC模式在实际运用中受到了很多专业人士的更新调整，基本已经适应了我国石油天然气项目管理的实际情况[5]。但是，所处地区不同，对该模式的理解也存在很大的差异性，这导致各企业在合同过程中，若将这种模式当成主要管理模式，在具体工作时，就会由于对该种模式的认识不同，而产生各种矛盾分歧，阻碍工程项目管理工作的有效开展。（2）从目前的情况看，关于石油天然气项目中运用该种管理模式，还未形成统一的合同范本，在具体工作中，还要参考国际范本，如果要更改合同内容，需要花费很长的时间。（3）将EPC管理模式运用到石油天然气项目管理过程中，对其管理人员的素质能力要求很高。但是，目前很多石油天然气企业管理者专业技术水平等都未达到使用该种模式的相关标准，在实际运用过程中，漏洞百出。
2.平行发包模式运用中存在的问题
如今，在我国很多石油管理建设项目中都使用了该种模式。虽然，该模式具有很多优势，但是，在实际运用过程中也有一些问题，具体如下：（1）凡是工程项目中涉及到的相关单位都是统一由业务来管理，加重了业主的工作压力。（2）业主要完成工程项目建设中各单位的协调与管理工作，因此，就必须要构建庞大的管理团队，这就加大了项目管理的成本投入。（3）由于该种管理模式中包含的企业非常多，业主同相应的企业、单位都签订了相关合同，面对着众多的合同内容，其管理难度也随之加大。
三、提高石油天然气企业项目管理效率的途径
1.要坚持可持续发展理念，强化战略管理
强化战略管理是企业得以持续发展的前提。要保证企业对项目进行科学管理，就必须要做好战略管理与精细化管理两方面内容，其中战略管理是从宏观角度来看的，是企业发展的方向与最终目标，精细化管理则是从微观的角度来说的，是管理的具体过程。企业工程项目管理工作必须要从整体发展目标出发，即保证资源的可持续性发展的同时，提高工程项目管理的质量和效率。石油天然气工程项目管理工作并不是一蹴而就的，其过程比较复杂，需要坚持不懈将其任务完成[6]。
2.企业应该做好工程项目内控管理工作
要将项目管理工作做好，企业就需要加强工程项目内控管理，坚持“系统化、标准化”等原则，对各内控平台进行全面整合。所有管理工作都应该在规范化的风险管理体系下进行，简化管理流程，确保各业务都能够高效运行。同时，要正确处理好规范化制度及创新经营活动之前的关系，将管理平台的优势全面发挥出来，提高项目管理的质量和效率。
3.企业需要构建并实行风险管理机制
石油天然气企业管理涉及到很多的内容，操作过程存在一些风险。所以，企业需要构建并实行风险管理机制。管理者需要认真完成各阶层、各环节的风险评估工作，将管理工作落实到生产、经营的各个环节，从而使管理工作更加科学、有效，降低风险事故的发生几率。
四、结束语
要提高石油天然气项目管理的效果，就需要选择合适的管理模式。石油天然气相关企业、单位，必须要对已有的管理模式进行分析，并找出管理中存在的问题，再从石油天然气项目的实际情况出发，选择最佳管理模式，推动经济的持续发展。
参考文献
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篇10：天然气营销对策的研讨论文
天然气营销对策的研讨论文
[摘要]从整个天然气产业链上看，天然气价格可由三部分组成，即井口价格、管输价格和终端市场价格。我国的天然气处于发展初期，天然气的开发利用程度远远落后于世界发达国家，而制约其发展的一个关键因素是价格。确定符合我国国情的合理的定价机制，对于促进我国天然气工业得发展有非常重要的现实意义。另外我国已把加快天然气的发展和综合利用列为今后能源领域的工作重点。油气单位面对大的市场需求，如何抓住机遇，如何制定科学合理的天然气市场营销策略以开发市场，已成为当务之急。
[关键词]天然气价格形成机制营销
一、天然气价格形成机制存在的问题
天然气价格形成机制有两种：一是完全竞争条件下的的价格形成机制，二是政府管制条件下的价格形成机制。天然气销售以油气田企业为主，直供大用户，城市用气则实行城市门站交气，再由城市燃气公司分销。这种仍沿用计划经济的定价模式，已不能适应我国市场经济发展的要求，具体表现在如下几方面。
（一）价格机制也不能适应市场的变化，按照目前体制，无论市场如何变化，天然气价格是相对稳定的，而用户的产品价格和可替代能源价格已放开，随市场情况而变化。在这种价格体制下，用户的利润随产品价格变化，时高时低，而天然气生产供应者的利润水平有相反的变化趋势，原材料涨价，带来生产成本提高。在供需双方之间没有建立起随市场变化，利益共享、风险共担的纽带，影响了生产和消费双方的积极性。
（二）价格机制没有体现双方的权利与义务，天然气是一种特殊的商品，特别是在发展初期管网不发达的情况下，供需双方具有相互依存、生死与共的关系，而且这种关系一经建立，就带有长期性。同时，不同的天然气资源条件和不同的用气部门对天然气供应和利用条件的'要求往往有较大的差异，日前的天然气价格机制不能体现供求双方的这种差异性。价格机制不能促进天然气供求环节的良性发展。天然气供需双方必须不断增加规模，降低成本，才能不断推动天然气产业快速、健康发展。
（三）天然气价格的“双轨制”曾为筹集天然气勘探开发基金，促进我国天然气工业发展发挥了积极的作用。但是，随着我国社会主义市场经济体制的不断完善，气价“双轨制”也确实存在着弊病。在“双轨制”下，供气方希望每年的计划价气量越少越好，用户则不希望减少计划价气量指标，供求矛盾比较突出，供需双方都希望将天然气价格“并轨”。
二、价格形成影响因素分析
现行天然气价格管制体系，从其特征看，属于既严格管制，又带有垄断性的特点，具体表现在国家强制实行全国各气田统一批发价格。一个合理的天然气价格，要满足两方面的要求，即：第一、对用户来讲，必须有吸引力；第二、对生产和经营者来讲，必须有适当的经济回报。
影响用户价格制定的6个因素：位置（哪个城市、管道距离有多远）、市场分类（用户可支付能力、国家利益优先权）、特征（商务条款、可靠性、数量、服务的附加成本）、指令模式（季节波动、峰谷负荷、年递增模式、可中断性）、按时间调整价格（有竞争力、经济性）、挂钩能源（区别用户常用能源，按比例挂钩）。这些因素要针对以下6类用户：民用、商业、化肥、小工业用户、大工业用户、发电。
三、天然气价格发展战略
既然在技术和管理水平不变的情况下，生产成本自然递增是客观规律，就只能采取以下天然气价格发展战略：
（一）不断地发现、动用新的气田和储量，使处于成本下降期的气田总是处于主导地位，使总的平均成本趋于下降。这在目前天然气地质区域探明程度尚低的情况下是可行的。
（二）将那些处于成本上升期并且成本已经高于售价的气田停产，使处于成本上升期的气田不占主导地位，使总的平均成本趋于下降。
（三）不断研究、采用新的勘探、施工、作业、开发技术和工艺，降低储量成本、施工作业成本、操作成本，使各气田天然气生产成本普遍下降，从而使总的平均成本趋于下降。
（四）不断改进管理方法和组织机构，实行专业重组，改制为业务较为单一的组织机构;精减人员，减少消耗，使人均产气量不断提高，从而使总的平均成本趋于下降。
（五）发现高品位、低成本的气田，可以降低平均销售成本。
（六）长距离天然气输送费用较大，因此，要尽量选择经济较为发达，价格承受力大的地区为目标市场，着力开拓；在经济发展程度相近的情况下，优先开发当地和邻近的区域市场；尽快形成管输网络，发挥管网的规模经济效益和范围经济效益。
（七）天然气销售价格长期处于偏低的水平，今后一方面要调整现有供气结构，提高天然气的平均销售价格；另一方面作好消费者所在地有关政府部门的工作，争取调增净化费和管输费。
四、油气单位营销策略改善和提升
（一）不同客户增容费的调整
不同客户在安装天然气管道时，油气单位会跟据用户性质加以区别对待，对于稳定性高而且用量较大的用户公司会适当减免增容费，甚至免费安装，例如一些高新技术产业。还有一些用户虽然不是一年四季都非常稳定，但是能够作为调峰用户这样的用户公司也应该积极争取，比如学校平时用量非常大而当居民进入冬季时用量非常大的时候，学校恰好放假，此时又能够减轻公司的供气压力。对于稳定性差而且用量少的用户公司就跟据制度收取相应费用，通过对不同客户增容费的调整努力争取一些优质客户。
（二）不同用途增容费的调整
对于用户接入天然气的用途公司可以区别对待，首先要考虑那些用途能够用来调峰的用户，例如燃气中央空调，这类用户是在天然气销量最低的季节夏季时使用，而且用量非常大。
（三）营销发展调峰用户
与一般商品不同的是天然气的营销不是在销售的旺季，而是在销售量低的淡季，这主要是因为考虑到天然气在输送过程中的工艺要求，不能够储存太多的燃气。通过营销活动，有效的缓解了夏季储存量过高的局面，为进一步开发客户资源打下了坚实基础。到目前为止，最好的调峰用户是学校食堂和燃气中央空调的用户，还有居民家中的燃气热水器。
各类高等院校在校学生数量大，用气量大且在过年期间的民用高峰期时又处于放假状态，这样的用户是公司需要主动发展的。由于天然气是一种优质气源，且在长期使用中能够比电能节约，现在有许多大型商场和写字楼都采取了这种燃气中央空调，由于在夏季正是居民用气量最低的时候，而燃气空调在夏季里正是用气量最高的时候，这样就形成了互补。家用燃气热水器也有同样的功效。夏季洗澡用气量大，冬季洗澡少用气量相对低。这些调峰用户一来提高公司效益，二来减少公司夏季由于居民用气量不足而导致的管网储存压力过大的压力。
五、结论
价格是天然气行业发展的一个重要因素，价格水平的高低对天然气的发展起至关重要的作用，而气价水平取决于天然气的定价机制。合理的价格可以促进天然气行业的发展。目前天然气生产和销售市场都发生了很大的变化出于经济和政治双重利益的考虑在巩固现有市场的同时，重点发展潜力大、效益明显的天然气发电、城市民用和承受能力强的工业用户，不断优化用户结构;优先发展经济发达地区的天然气市场，这样才能使企业的资源配置效率得到提高，从而实现企业整体效益的提高。
参考文献
[1]天然气价格形成机制及改革方向张伟金融经济2008/14
[2]天然气营销管理模式的几点思考张增轩中国总会计师2006/09
[3]提高大港油田天然气采收率的方法杨树合天然气工业2007/11
篇11：石油天然气建设工程质量验收研究论文
工程质量验收即石油天然气建设工程承建单位在对竣工质量自我检测与评价确认合格的基础上，与工程建设有关的部门与单位对检验批等建设质量进行抽样检查，依据国家有关标准对工程的质量进行书面总结，分析判断是否合格。质量验收与过去的质量检验评定有着明显的区别，实行验收与评价分别进行的方式。过去的质量控制体系主要有评定标准、质量验收组成，两者之间重复性内容较多、矛盾复杂。另外，质量验收保证了工程相关的各个单位与部门都能参与其中。在评定中，采用等级制度对质量进行划分。在质量验收中，建设、监理、监督等单位都必须履行自己的`职责，也能行使自己的权利。石油天然气建设工程内容繁琐、条目众多，质量验收程序十分复杂，所以将整个工程进行科学合理地划分对加强验收的可操作性、有效性具有重要意义。若划分方式不科学，就会导致整个验收内容混淆或者出现重大安全问题，而且这些问题隐藏在复杂的工程中，不容易被验收人员发现。在保证系统完整的前提下，合理地将验收内容划分为几个层次，每个层次以及子工程指派专人进行跟踪、负责，分工更加明确，工作内容也更具有针对性。另外，在质量验收中还能及时发现其中存在的质量问题与安全问题，及时整改，有效保证石油天然气建设工程施工质量。
篇12：石油天然气建设工程质量验收研究论文
2.1石油天然气建设工程安全建设主要内容
安全作为石油天然气建设工程的重中之重，需要给予足够的重视。安全建设主要体现在以下几个方面：管材与管件。对城镇燃气工程管材的选用要根据工程的技术要求，管件选用的材料、壁厚、介质、使用温度、施工环境等按《钢制对焊无缝管件》GB/T12459-2005可以满足要求，PE管用管件应符合《燃气用埋地聚乙烯管件》GB15558.2-2005；土方工程。城区燃气管道（不包含庭院管网）设计压力≥0.8MPa时，管道沿线应设置路面标志。若设计有特殊要求时按设计要求执行；地下燃气管道与相邻建、构筑物或相邻管道之间的水平净距及垂直净间距应符合《城镇燃气设计规范》GB50028-2006相关要求。
2.2施工质量验收划分目的
石油天然气建设工程施工质量验收主要是对施工过程与工程竣工验收阶段进行有效控制，是保证质量符合国家标准与设计标准的重要手段，将质量验收划分成科学、合理的层次具有必要性。通过对划分层次的检验与最后验收部门的最终确定，能够实现对石油天然气建设工程施工质量的过程与终端的有力控制，保证质量与决策时确定的质量标准相契合。
2.3施工质量验收划分层次
单位工程；子单位工程；分部工程；子分部工程；分项工程；检验批。
2.4施工质量验收划分依据
工程设计图纸、SY4200-2007验收通则、GB50300-2001建设工程施工质量验收标准。
2.5施工质量验收划分原则
（1）石油天然气建设工程中需要用到的专业知识很多，为了保证工程划分的科学性，将整个工程项目划分为单项工程。（2）石油天然气建设建筑安装工程竣工验收时执行GB50300-2001建设工程施工质量验收标准，其余部分以SY4200-2007验收通则为标准[1-2]。（3）划分检验批的依据：施工标准、质量控制标准、专业验收需要。石油天然气建设工程通常将一个设计系统、组别、设备台套等划为一个检验批。
2.6施工质量验收划分
家用、商业、工业石油天然气建设工程均应符合设计文件的要求和现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB50028的相关规定。1991年建设部、劳动部和公安部联合颁布的第10号令《城市燃气安全管理规定》中要求城市燃气工程在质量验收时，应组织城建、公安消防、劳动等有关部门及燃气安全方面的专家参加。
2.7其它
质量验收中本文中未提到的划分部分参见SY4200-2007验收通则与GB50300-2001建设工程施工质量验收标准。
3结语
石油天然气是国家当前阶段的经济发展中不可缺少的能源之一。为保证能源的合理利用，国家应该加强对石油天然气建设工程施工质量的验收与划分重视程度，对参与工程的各个人员以及牵涉到的众多环节进行严格控制，依照质量验收划分标准对工程进行质量控制与安全控制。
参考文献：
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篇13：石油天然气工程项目用地指标分析论文
石油天然气工程项目用地指标分析论文
摘要：本文通过对《石油天然气工程项目建设用地指标》（建标〔2009〕7号）中长输管道站场用地指标的分析，提出了指标调整、设计、用地申报等方面的见解，为从业人员理解用地指标、节约集约用地提供了较为实用的参考依据。
关键词：燃气工程论文
随着国家对土地利用的严格控制和管理，各行业均对各类建设用地编制了相关的用地指标，中石油行业的建设用地也在管控的范围之内，2009年，国家发布了《石油天然气工程项目建设用地指标》（建标〔2009〕7号）。为更好地理解、使用该指标，有必要对其进行深入分析，并寻求新的设计手法，为节约集约用地提供参考依据。
1用地指标解读
1.1用地指标数据来源
用地指标的数据来源于当时已建的石油天然气工程项目和正在投产运营的石油天然气工程项目，对这些数据进行分类整理以后，按照同类别的站场分别取值的原则，考虑到用地面积能概括大多数场站建设用地的因素进行确定。
1.2用地指标概念
《石油天然气工程项目建设用地指标》中所说的用地指标指的是场站围墙轴线以内的用地指标，因为围墙范围以内的区域其面积是可控的，各功能区块的面积以及防火间距均是有依据和有章可循的；而围墙以外的区域是不可控的，包括边角地、夹心地、边坡、挡墙、截排水沟等，其面积无法预料。所以用地指标指的是围墙轴线范围以内的用地面积。
1.3规范及环保安全理念对用地指标的影响
用地指标的数据来源于当时已建或已投产的石油天然气工程项目（该用地指标开始编制的时间为2005年底），被统计数据的这些项目设计时所采用的主要规范为《原油和天然气工程设计防火规范》（GB50183―93），而2005年3月1日以后的项目设计所采用的主要规范为《石油天然气工程设计防火规范》（GB50183―2004），同时老规范《原油和天然气工程设计防火规范》（GB50183―93）废止，这两本规范在站内各设施之间的防火间距有较大的区别，比方说按照老规范，工艺区与综合值班室之间的距离为10～15m就已经满足规范要求，而新的规范其间距需要22.5m以上。另外为提升场站的安全系数，进出站ESD区都从工艺区分离出来独立成区布置；为贯彻以人为本的安全理念，控制室等人员集中的场所从生产区分离出来独立成区布置，详见图1；为贯彻环保设计理念，场站内雨水均设置雨水收集蒸发池集中起来不四处散排。以上这些均对用地面积有较大的影响，相对于老规范以及用地指标而言，都有较大幅度的增加。
1.4用地指标中站场类型的功能解释
各类型站场的功能介绍是根据站场的数据来源，多个同类型站场共同覆盖这些基本功能，而不是指单个站场包含了该类型站场的所有功能。比方说某类型的站场有A、B、C三座，而该类型的站场具有功能1、2、3三种功能模块，其中站场A包括了功能1、站场B包括了功能2、站场C包括了功能3，这样，该类型的站场其功能模块就会概括为A、B、C三种。
1.5功能的变化
1.5.1功能替代该类型站场原有功能采用了不同于标准的新方法予以实现，尽管该新的方法会导致站场用地面积的增加，但该方法符合国家节能减排的方针、政策，并有利于支持民族产业的发展和技术进步。这种情况导致用地面积的增加，可以向有关部门作出合理的解释。详见图2。该类型站场出现以前没有出现过的功能模块，比方说天然气的分输站，由于干线来气压力较高、分输支线压力较低，在高压差的情况下降压保持流量不变，会出现冷凝，为了解决这个问题，需要在分输站增加一套加热系统。这种情况导致用地面积的增加，也可以向有关部门作出合理的解释。详见图3。
1.6用地指标中附表数据来源的精简
用地指标中附表中的数据对收集的大量的原始数据进行料精简，原因是国土资源部从节约用地的角度出发，将用地面积较大的、利用系数较低的站场从统计数据中进行了剥离，对用地面积相对较为节约、利用系数较高、量值差别不太大的比较集中的数据予以保留，并取其平均值作为基础进行指标确定。
1.7调整系数
《石油天然气工程项目建设用地指标》中所说的调整系数是指地形地貌等场地条件的变化，会使场站内竖向布置方式不同，如台阶、放坡、挡护等处理方式，所以要采用一定的调整幅度。站场建设用地指是指平原地形地貌站场围墙内用地面积，站场建设用地在此基础上考虑不同地形地貌的差别按地形地貌调整系数进行调整，调整后的用地面积包括了填方边坡、挖方边坡、截水沟等设施的占地，不包括站外边角地及代征地部分，站外边角地及代征地面积要根据具体情况与当地有关部门协商确定。”
1.8指标调整
《石油天然气工程项目建设用地指标》中的大部分站场用地指标是采用典型站场分档统计分析法，以典型站场分档用地平均值为基础确定的，在实际运用中，适用条件和相关标准与本标准设定条件和标准不一致时，可根据实际情况进行适当调整，但要附调整原因的详细说明。
2指标调整应注意的问题
当适用条件和相关标准与国家用地指标设定条件和标准不一致时，根据实际情况论证后对指标进行调整。站场设定条件主要有功能设施区块用地和管径序列。如果某类站场增加了用地指标中没有的功能或设施，应加上由于增加该功能或设施而增加的用地作为指标调整。这部分用地包括功能或设施区块实际用地、防火间距用地及因需要规整站场边界而增加的用地。对于管径超过指标的管径序列范围，且超过附表中用地指标测算表中相应输送介质最高管径的站场，可以根据实际需要进行指标调整。在设计文件和专门的用地报批文件中，当站场用地面积超过经地形地貌调整系数调整后的用地指标值时，应详细说明原因。
2.1由于管径增大需要说明的内容
（1）经过本站的干线最大管径；（2）指标中同介质、类型站场进行用地测算时的最大管径；（3）由于管径的增大导致哪些设备的体积尺寸、间距增大，以及相应增加的土地用量。例如：同一站场涉及多种管径，应取其最大管径作为指标套用的依据，且由于管径的增大，导致相应设备尺寸及各种配套设施用地面积的增加。
2.2由于发变电设施规模增大需要说明的内容
（1）采用的电压等级；（2）变配电设施与常规相比，增大的内容及由此到来的用地面积的增加量。例如：电驱压气站中110kV变电站，为了便于与压缩机组之间的联系，缩短电缆长度，减少线损，变频间单独设置、靠近压缩机厂房，这样多出来一个单体，且体量比较大，导致用地面积的增加。详见图4。
2.3增加的工艺区需说明的内容
（1）说明增加的工艺区名称以及因此带来的用地面积的增加量；（2）对于因储罐数量、压缩机机组数量增加的站场，应按指标规定的算法计算增加的用地量；（3）除了按照指标规定的要求计算增加的用地量以外，指标中找不到对应项的，应说明增加的工艺区的功能、自身用地面积及其所带来的安全距离、道路等增加的用地。
2.4增加多路分输需说明的内容
说明分输的路数、各分输的去向以及由此带来的用地增加量。例如：同样是分输站，但分输用户数量不一样，即分输的路数不一样，分输路数多的其用地面积自然会增加，所以不能单纯的以分输站去套用指标。详见图5。
2.5增加的站场类型需说明的内容
对于用地指标中没有的站场类型，不要在站场用地规模的指标值中套用相似类型的站场指标，而应在说明中说明这属于指标值没有涵盖的新型站场。（1）原油站场类型：注入（输入）站、注入（输入）泵站、分输站、分输泵站、减压站、减压热站、注入加热站等。（2）成品油站场类型：注入（输入）站、注入（输入）泵站、减压站（。3）天然气站场类型：分输压气站。以上站场类型都是在已有的工程项目中出现过的，但指标中并没有将其纳入进来，所以要逐个功能进行核实，不能简单套用指标。
2.6规划原因导致用地增加需说明的内容
当管辖站场位置的规划等有关单位对站场防火间距、规划布局等方面有特殊要求时，应说明由此带来的用地面积的增加量。例如：规划要求站内各设施与站外周边各设施之间的安全距离达到一定的量值，但这个距离又包括在围墙范围之内。详见图6。
2.7由于消防安全、环保、灾害等专项报告要求的原因说明
应说明专项报告中对高于防火规范的具体要求，以及由此带来的用地面积的增加。例如：西一线西段鄯善、雅满苏、哈密、红柳等无水站场，由于没有水源，无法设置水消防，功能区块之间的防火间距是规范要求的三倍。详见图7。2.8标准的改变导致用地增加需说明的内容应说明带来用地变化的新标准的具体条款，以及由此带来的用地面积的增加量。例如：规范的修编与更新，会对以前不太合理的间距适当调整，使之符合客观实际、更加安全，新规范间距的加大会增加用地面积。
3设计时应注意的问题
（1）工艺专业在确定进行站场类型的时，既要体现其主要功能，又不要忽略影响站场用地面积的次要功能，全面的.站场类型名称，才能防止因站场名称不准确而造成用地指标套用的偏差。例如：具备分输、加压功能的站场，不能只说压气站或泵站，更不能只说分输站，应取名为分输压气站或分输泵站。（2）在防火规范不禁止的前提下，火灾安全性质类似的工艺设备尽可能合并，以减少功能区块和占地面积。例如：各设施之间留有必要的安装距离、巡检空间，满足防爆间距的要求就可以了，没有必要人为地分成多个区块、增加用地。（3）在不影响使用及美观的前提下，建筑设施尽可能合并，以减少占地面积。例如：站内建筑单体只出现值班室或办公楼、综合设备间、压缩机厂房、变频间、泵房或泵棚等，如果除此以外还有别的建筑单体，则有合并的必要。（4）与其他设施具有较大防火间距的设施，如消防泵房、变电所、加热炉，尽量靠近角落布置，其次靠近围墙布置。以减少因防火间距而造成站场用地面积的增加。这种布置方式可以减少设施一侧或两侧的防火间距所需要的占地。（5）充分利用功能区块之间的安全距离设置道路，并尽量减少环型道路的设置，以减少站场用地面积。在两功能区块之间的安全距离里面设置道路，意味着道路并不占用额外的用地面积；在满足要求的前提下减少环道的设置，不仅能节约用地，而且能提高道路的利用率。（6）在满足站场功能实现的同时，不要过分的追求外形的规整，以减少不必要的用地。当规整站场外形需要增加较多用地时，建议保持不规则形状，节约用地。（7）确定各功能区块及各设施之间的距离时严格按照规范要求的起算点进行，区块之间从设施边缘算起，避免从区块边界算起而认为的增大距离、增加用地面积。例如：加热炉、水套炉、锅炉从烧火口或烟囱算起，如果单纯的从这些区块的边界算起，虽然能满足规范的要求，但造成了不必要的浪费。详见图8。（8）合理采用新的设计手法，既满足功能要求，又能有效的减少用地面积。例如：储罐区采用下沉式罐组设计，四周消防道路采用高路堤形式，由于能很便利地达到罐组内有效容积的要求，无需人为地扩大罐组占地面积去满足有效容积的要求，所以能有效地缩减用地面积。详见图9。站内管网采用地上多层桥架敷设形式，既能解决埋地管道防腐难处理的弊端，又能缩减管廊用地面积。详见图10。
4用地申报材料
在用地申报材料中，应明确各站的用地指标值、地形地貌调整系数、经地形地貌调整系数调整后的用地指标值、站场围墙内用地面积、其他用地组成等。如需进行指标调整，或称超指标用地，应说明调整的原因。建议场站用地面积申报材料应分成如下几个部分：（1）围墙轴线范围以内的用地面积（如有放空区时，应单独计列，用地指标中有放空区这一项）；（2）围墙轴线范围以外的用地面积（如不在围墙内的边坡、挡护、截排水设施、边角地、夹心地等）；（3）站外道路用地面积（含路边沟、桥涵等附属设施）。在用地申报材料中，建议强调总、分的层次问题，应对该项目总的用地、各分项用地都有详细的数据。按照指标的要求，如果各类型的站场用地面积均控制在用地指标要求的范围以内，那总的用地肯定不会超标。如果个别站场的用地面积超过了指标的要求，但对超标部分的原因有客观、充足、详尽的说明文件作为支撑，而且该项目总的用地面积并不超标准，那么该项目的用地报审时也能较为顺利通过。
5关于设计深度
由于各项目在可研、初设的审查时，会用《石油天然气工程项目建设用地指标》来衡量，这样就要求我们的前期工作做的更细，尽可能的往施工图的深度靠拢，因为用地指标的数据来源于各项目的实际用地，而设计前期的用地面积一般都会偏大，所以为了符合用地指标的要求、达到国家节约用地的方针、政策，这就对项目前期的设计深度提出了更高的要求，在设计周期及设计投入方面需要做大量的工作，当然，这需要各部门、各专业通力合作，包括业主对项目的总体协调。
6结语
《石油天然气工程项目建设用地指标》从节约集约用地的原则出发，对各项目的用地提出了控制指标的要求，促使设计人员在技术方案的确定时精益求精，不仅使国家用地指标能够得到较好的贯彻，而且使设计水平得到了逐步的提升。
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