中国最大合资炼油化工项目诞生记

　　[中国石化新闻网2012-04-10]大漠的春天，风沙骤起，但塔河采油三厂增储上产高潮迭起。他们以"三化管理"为主线，在百里油区比学赶帮超，大打上产攻坚战，取得首季开门红。

　　一季度，共完成原油产量49.88万吨；措施产量完成1.6万吨，完成会战目标的125%；油井开井数较去年12月增加17口，自然递减降低0.69%，综合递减降低2.93%。

　　高产井管理科学化

　　"采油三厂日产大于40吨的油井共有41口，产量占全厂总产量的60%以上。油田稳产，首要的是高产井的稳产。"采油三厂总地质师杨敏说，"高产井贡献大，但脾气也大，管理措施不'合身'，立马'耍脾气'"。

　　据介绍，采油三厂高产井的管理走过弯路，吃过亏，但今年一季度，他们总结以往经验教训后，创新发明了"1416"管理模式，给高产井找到了"合身衣服"，使其不再发"脾气"。

　　"1416"，即一个确定：用系统试井法和生产动态法确定高产井的合理工作制度；四个类比：储集体发育深度、致密段发育程度、油水界面上升程度、采出程度四个风险因素的类比；一个扑捉：扑捉是否零星见水、油压波动、产量波动、流压波动的异常信号；六化管理：动态资料档案化、含水化验现场化、跟踪管理日常化、动态监测例行化、预警分析制度化、三级管理责任化。

　　TP110X、TK1130等五口高产井含水有上升的风险，他们及时进行系统性试井测试，根据油压、套压等参数，将生产油嘴由4.5毫米缩小到4.2毫米，而TP246X、TP104等五口井含水上升风险小，他们则适当放大油嘴释放产能。

　　这套高产井管理新模式推行以来，塔河采油三厂的高产井的"身体状况"明显强健起来，40余口高产井平稳运行，高产井保有率达79.1%，日产油3390多吨，一直踏着计划步子走。

　　机采井管理承包化

　　3月2日一大早，机采井的承包人陈灿就在TP137X井抽油机旁仔细听抽油机的工作声音。实行机采井承包责任制后，陈灿对自己承包的机采井格外用心。他先后凭借自己的"听功"及时发现机采井异常情况30多起，并成功解决了隐患。

　　2012年增储上产的战鼓擂响后，针对机采井逐渐增多、泵挂逐渐加深、管理难度大的现状，采油三厂创新机采井管理模式，大胆提出对机采井实行承包管理，改变过去笼统管理的方式。该厂从油田开发研究所、采油队、技师团抽调部分技术人员成立了三个机采井项目管理组，分别承包全厂的192口机采井，做到承包有目标有责任有激励，使责、权、利一步到位。

　　三个项目组在工作中你追我赶，比学赶帮超，精心护理，使机采井管理水平不断提高，一季度平均泵效较2011年12月提高了1.1个百分点，仅调参一项增油就达985吨，躺井率控制在了2%以下。

　　注水井管理精细化

　　"能量下降是油井产量下降的主要因素，而注水是油井能量补充的主要手段。"采油三厂总工程师董斌说，"但注水也有两面性，注量大了会造成水窜、水淹，注量小了达不到效果。所以，精细注水是关键中的关键。"

　　TK725井产量波动很大，地层能量下降快，采油三厂对其实施注水补充能量。注水前，他们对该井所处油区地上地下情况进行了细致分析。反复论证后，才确定注水方案，最终敲定通过邻井TH10222X(K)井向该井注水。TK725井很快见效，油压上升1.8个兆帕，产液量由44吨上升到60吨，含水则由46%下降到12%。

　　在治理单元注水失效井上采油三厂更是做足了精细这篇大文章。T758-TK1010井组2005年开始单元注水，后期注水失效，油井高含水，水窜特征明显。2011年7月调剖堵水后注水困难。今年一季度，采油三厂技术人员努力攻关，对该井清理井筒后实施周期温和注水，达到了区块增油的目的。

　　据统计，今年1至3月份，采油三厂对30口井实施精细注水60轮次，综合注采比0.8，吨油耗水1.82立方米，注水替油效果显著，日均增油292吨。

 

　　国际贸易围绕亚洲、欧洲、美̃大油气运营中心进行全球化贸易网络布局，国际化运营水平进一步提升。其中亚洲油气运营中心逐渐完善，新加坡石油公司(SPC)、日本大阪国际炼油公司运营情况良好。完成与英力士集团设立贸易和炼油合资公司的交易，欧洲油气运营中心建设取得实质性进展。2011年完成国际贸易量1.47亿吨，原油、天然气、成品油贸易业务规模效益大幅增长。

　　2012年，面对新的挑战和机遇，中国石油表示将继续实施资源、市场、国际化三大战略，突出集中发展主营业务，保持生产经营平稳较快增长，加快转变发展方式，更加注重提升发展的质量和效益，更加注重科技和管理创新，更加注重强化安全环保稳定，实现董事会确定的业务发展目标，不断提升成长性，增强国际竞争力，努力实现可持续发展。

 

土地资源较丰富。中科炼化项目落户后也用不完国家规定的给东海岛的环境容̀ሺᇛ

　　[中国石油新闻中心2012-03-30]3月29日，中国石油天然气股份有限公司在北京宣布，2011年，公司积极应对复杂多变的宏观经济形势，科学组织生产经营，加强成本费用控制，全面推进精细化管理，积极转变发展方式，呈现出增长较快、价值稳步提升、生产平稳有序、结构持续改善的态势，资源基础稳步扩大，可持续发展能力进一步增强。

　　截至2011年12月31日，按照国际财务报告准则和中国企业会计准则，均实现营业额20038.43亿元(人民币，下同)，同比增长36.7%。按照国际财务报告准则和中国企业会计准则，分别实现归属于本公司股东的净利润1329.61亿元、1329.84亿元，每股基本盈利均为0.73元，同比下降0.03元。

　　根据董事会决议，公司将按2011年国际准则末期净利润的45%派发末期股息，每股股息含税约为0.165元。加上已经派发的中期股息0.162元，2011年每股股息约为0.327元。

　　2011年，中国石油在勘探与生产方面，继续实施储量增长高峰期工程，在国内主要探区获得多项重要发现和重大突破。柴达木英东构造新增控制石油地质储量1亿吨，鄂尔多斯天然气勘探在靖边西部和南部新增控制地质储量，并落实鄂尔多斯姬塬等8个亿吨级、柴达木昆北断阶带等4个5000万吨级整装规模储量区块。持续开展油田开发基础年活动和注水专项管理，主要开发指标持续好转，加大新区产能建设力度，新井单井产量同比有所上升。大庆油田克服开发难度加大等不利因素影响，在连续27年实现5000万吨原油稳产之后，又连续第9年实现4000万吨原油稳产；长庆油田全年油气当量产量达到4060万吨，油气产量实现历史性跨越。

　　2011年，根据独立储量评估师评估，全年油气当量储量替换率为1.03；中国石油国内外原油总产量达到88610万桶，同比增长3.3%；可销售天然气产量23964亿立方英尺，同比增长7.9%；油气当量产量128560万桶，同比增长4.7%。板块实现经营利润2195.39亿元，同比增长42.8%。

　　炼油与化工业务坚持以市场为导向调整产品结构，并以对标管理推进精细化管理，主要技术经济指标持续改善，轻油收率、乙烯收率保持国内领先。化工销售业务努力降本增效。2011年共加工原油98460万桶，原油加工负荷率达到92%，生产汽油、煤油和柴油8715万吨。炼化布局战略性结构调整稳步推进。受国际原油价格高位运行，国内成品油价格宏观调控及化工市场需求下行影响，这一板块经营亏损618.66亿元。其中，炼油业务经营亏损600.87亿元，化工业务经营亏损17.79亿元。

　　销售业务方面，中国石油准确把握市场走势，有效组织资源调运投放，努力提升零售比例，销售质量进一步改善，国内零售市场份额达到39.2%，同比增加0.8个百分点。持续加大营销网络开发力度，全年新开发加油站1300余座，加油站总数达到19362座。重视加强油品质量、计量管理，37家销售企