课程：

• 1、液化气喷嘴定位与不定位有什么区别？
• 2、世界上最大的处理液化天然气港口在哪
• 3、液化天然气的发展概况
• 4、世界液化天然气市场结构是什么？
• 5、荷兰皇家壳牌集团的全球战略
• 6、液化天然气是世界天然气市场的桥梁吗？

液化气喷嘴定位与不定位有什么区别？

定位燃气灶喷嘴和不定位区别 主喷嘴对应灶具的炉头外环火, 副喷嘴对应灶具的炉头中心火。

世界上最大的处理液化天然气港口在哪

卡塔尔的拉斯拉凡港是世界上最新、最大的处理液化天然气的港口，拉斯拉凡港位于波斯湾，该港建于1997年，是拉斯拉凡工业城的一部份，是卡塔尔的主要港口，距离卡塔尔首府杜哈80公里。

卡塔尔全名卡塔尔国（阿拉伯语：قطر‎，英语：The State of Qatar） ，是亚洲西部的一个阿拉伯国家，位于波斯湾西南岸的卡塔尔半岛上，与阿联酋和沙特阿拉伯接壤，属热带沙漠气候。该国是一个君主立宪制的酋长国。

卡塔尔拥有相当丰富的石油和天然气资源，天然气的总储量为全世界第三名。20世纪40年代，石油储量的发现，完全改变了整个国家的经济。拥有很高的生活水准，有许多提供给国民的社会福利，例如免费的医疗服务。

液化天然气的发展概况

1941 年在美国克利夫兰建成了世界第一套工业规模的LNG装置，液化能力为 8500 m3 /d 。从 60 年代开始， LNG 工业得到了迅猛发展，规模越来越大，基本负荷型液化能力在 2.5 × 104 m3 /d 。各国投产的 LNG 装置已达 160 多套， LNG 出口总量已超过 46.18 × 106 t/a 。

天然气的主要成分是甲烷，甲烷的常压沸点是 -16 1 ℃ ，临界温度为 -84 ℃ ，临界压力为 4.1MPa 。 LNG 是液化天然气的简称，它是天然气经过净化（脱水、脱烃、脱酸性气体）后[4]，采用节流、膨胀和外加冷源制冷的工艺使甲烷变成液体而形成的[5]。 中国天然气贸易的发展，不但反映了世界天然气市场格局的变化，而且正在为世界天然气市场注入新的活力。

2011年中国天然气产量首次突破1000亿立方米，达到1011.8亿立方米，同比增长6.4%。2012年前8个月产量累计达到697.7万吨，同比增长5.4%。天然气管道建设也如火如荼。2011年全国新增天然气长输管道里程超过5000公里，全国干、支线天然气管道总长度超过5万公里。2013年10月16日，西气东输三线工程在北京、新疆和福建三地同时开工，沿线经10个省区，总长度7378公里，设计年输气量300亿立方米。

液化天然气则随着海上液化天然气进口量的不断增加以及陆上液化天然气液化工厂的建设，国内资源供应得到了保障。2011年我国进口液化天然气1221.5万吨(约合171亿立方米)，约为上年进口量的1.3倍。我国海上液化天然气进口量今后将会逐年增加，2015年有望达到4000万吨，年均复合增长率超过30%。 2013年11月22日俄罗斯国家杜马通过一项法律允许俄液化天然气出口自由化，这项法律将打破多年来液化天然气出口由俄罗斯天然气工业股份公司垄断的局面。

上述法律自2013年12月1日起生效。按照规定，俄罗斯将有两类能源公司获得液化天然气出口权。持有2013年1月1日前颁发的联邦矿产资源开采许可证，并被允许建立液化天然气工厂，或将开采出的天然气用于生产天然气的公司。此外，拥有包括黑海和亚速海在内的内海、领海及大陆架矿产资源开采权，并将开采出的天然气或按产品分成协议获得的天然气进行液化，国有资本超过50%的公司。

根据该法，俄工业贸易部将颁发液化天然气许可证的权力转交给能源部。天然气出口商将向俄能源部提供按俄政府规定的程序出口天然气的信息，此举是为了协调液化天然气出口，避免在俄出口商之间形成竞争。

俄政府希望，液化天然气出口自由化将有助于提高俄在世界天然气市场的份额，保持天然气价格稳定。

2013年前10个月，俄天然气出口量为1633．53亿立方米，其中远距离出口量同比增长17．7%，为1098．71亿立方米；近距离出口量同比下降16%，为416．63亿立方米。此外，前10个月出口至亚太地区的液化天然气同比略降1．6%，为118．15亿立方米。 中国三大国有石油公司之一的中国海洋石油总公司(China National Offshore Oil Corp., 简称∶中海油集团)正发行10年期美元计价债券，初步指导息率为同期美国国债加约210点子。今次是该集团首次在国际市场上发债集资，以作为其投资澳大利亚昆士兰Curtis液化天然气(liquefied natural gas 简称∶LNG)项目之用。

销售文件没有显示具体发债金额，仅称为基准规模。在美元债市场，基准规模一般指5亿美元或以上。

中海油集团是中央特大型国有企业，也是中国最大的海上油气生产商，总部设在北京。主要业务包括油气勘探开发、专业技术服务、炼化销售及化肥、天然气及发电、金融服务、新能源等六大业务板块。

该集团是在香港上市的中国海洋石油有限公司(CNOOC Ltd.,0883.HKCEO 简称∶中海油)的母公司，上市的中海油曾在国际债券市场多次发债，在今年5月初刚发行了40亿美元、四档不同年期的美元债，但中海油集团则是首次在海外发债。

销售文件显示，今次发债由中海油集团旗下全资附属公司CNOOC Curtis Funding No. 1 Pty Ltd担任发债体，由中海油集团提供担保。有关债券获穆迪(Moody's)初步Aa3及标准普尔(Standard Poor's)初步AA-评级，并计划于香港联合交易所上市。

文件显示，中海油集团计划把今次发债集资所得，用于旗下CNOOC (AUS) Investment或子公司的一般企业用途，当中部分将用作收购Curtis液化天然气项目之用。

中海油集团在5月时与英国石油公司(BP PLC, BP.LN)签订一项19.3亿美元的约束性协议，以取得Curtis液化天然气项目的40%权益，令其总权益由10%增至50%，协议还包括一个20年的供应合约。

销售文件显示，中国银行(Bank of China)、高盛(Goldman Sachs)、摩根大通(JP Morgan)及瑞银(UBS)担任今次发债的联席全球协调人，该4间投行，连同工银国际(ICBC International)、建银国际(CCB International)、农银国际(ABC Internaitonal)、交银国际(BOCOM International)，担任今次发债的联席账簿管理人及联席牵头经办人，预计最快于今天内定价。 2.1 国外研究现状

现在世界能源生产总量中，天然气已占到1/3，并有可能在不远的将来逐步将现时广受欢迎的石油和煤炭挤到次要地位。2020年前，天然气在世界能源需求中的比例将会达到45%-50%。目前，世界天然气年需求量超过2.5×10m，进入国际贸易的为(6250-6500)×l0m，而其中以LNG方式出售的约占33%。据第20届世界天然气大会和相关资料预测，2030年前，世界天然气的潜在需求将增加到4×10m，液化天然气历来是一种细分市场产品。它的消耗量正以每年10%的速度增长，全球液化天然气需求将从2010年的2.18亿吨增至2015年的3.1亿吨，到2020年可达到4.1亿吨。2011年上半年，液化天然气需求同比增长8.5%，全年增长12%，主要是受来自于日本、英国和印度新增需求，以及韩国传统买家需求增长的刺激。预计到2015年，我国天然气供应结构为国产气1700亿立方米，净进口900亿立方米，天然气消费量将达到2600亿立方米，占一次能源消费中的比重则将从目前的4%上升至7%至8%。2011年中国天然气的消费量为1313亿立方米，届时天然气占一次性能源的消费比例可能将提升至10%至15%。

近年来，随着世界天然气产业的迅猛发展，LNG已成为国际天然气贸易的重要部分。与十年前相比，世界LNG贸易量增长了一倍，出现强劲的增长势头。据预测，2012年国际市场上LNG的贸易量将占到天然气总贸易量的36%，到2020年将达到天然气贸易量的40%，占天然气消费量的15%。

国外的液化装置规模大、工艺复杂、设备多、投资高，基本都采用阶式制冷和混合冷剂制冷工艺，目两种类型的装置都在运行，新投产设计的主要是混合冷剂制冷工艺，研究的主要目的在于降低液化能耗。制冷工艺从阶式制冷改进到混合冷剂制冷循环，目前有报道又有 C Ⅱ -2 新工艺[6]，该工艺既具有纯组分循环的优点，如简单、无相分离和易于控制，又有混合冷剂制冷循环的优点，如天然气和制冷剂制冷温位配合较好、功效高、设备少等优点。

法国Axens 公司与法国石油研究所 (IFP) 合作，共同开发的一种先进的天然气液化新工艺—— Liquefin 首次工业化，该工艺为 LNG 市场奠定了基础。其生产能力较通用的方法高 15%-20% ，生产成本低 25% 。使用 Liquefin 法之后，每单元液化装置产量可达 600 × 104 t/y 以上。采用 Liquefin 工艺生产 LNG 的费用每吨可降低 25% [7] 。该工艺的主要优点是使用了翅片式换热器和热力学优化后的工艺，可建设超大容量的液化装置。 Axens 已经给美国、欧洲、亚洲等几个主要地区提出使用该工艺的建议，并正在进行前期设计和可行性研究。 IFP 和 Axens 开发的 Liquefin 工艺的安全、环保、实用及创新特点最近已被世界认可，该工艺获得了化学工程师学会授予的“工程优秀奖” [8] 。

美国德克萨斯大学工程实验站，开发了一种新型天然气液化的技术—— GTL 技术已申请专利。该技术比目前开发的 GTL 技术更适用于小规模装置，可加工 30.5 × 104 m3 /d 的天然气。该实验站的 GTL 已许可给合成燃料(Synfuels) 公司。该公司在 A M 大学校园附近建立了一套 GTL 中试装置，目前正在进行经济性模拟分析。新工艺比现有技术简单的多，不需要合成气，除了发电之外，也不需要使用氧气。其经济性、规模和生产方面都不同于普通的费托 GTL 工艺。第一套工业装置可能在 2004 年上半年建成[9]。

2.2 国内研究现状

早在20世纪 60 年代，国家科委就制订了 LNG 发展规划， 60 年代中期完成了工业性试验，四川石油管理局威远化工厂拥有国内最早的天然气深冷分离及液化的工业生产装置，除生产 He 外，还生产 LNG 。 1991 年该厂为航天部提供 30tLNG 作为火箭试验燃料。与国外情况不同的是，国内天然气液化的研究都是以小型液化工艺为目标，有关这方面的文献发表较多[10]，以下就国内现有的天然气液化装置工艺作简单介绍。

2011年，我国液化天然气行业市场销售CRN值约为80%，其中中石油、中石化、中海油三大国企的比重达到近六成，销售地区主要集中在天津、山东、广东、新疆、陕西等地。在LNG进口方面，截至2011年底，中国共投运LNG接收站5座，接收能力合计达1580万吨/年；到2014年全部建成后，中国LNG接收能力将达3380万吨/年。我国天然气地质资源量估计超过38万亿立方米，可采储量前景看好，按国际通用口径，预计可采储量7-10万亿立方米，可采95年，在世界上属资源比较丰富的国家。陆上资源主要集中在四川盆地、陕甘宁地区、塔里木盆地和青海，海上资源集中在南海和东海。此外，在渤海、华北等地区还有部分资源可利用。由于资源勘探后，未能有效利用，以及政策不配套，造成用气结构不合理，都在一定程度上制约了我国天然气工业的健康发展。但是，随着我国的社会进步和经济发展，天然气成为主要能源将是一个必然的趋势。

2.2.1 四川液化天然气装置

由中国科学院北京科阳气体液化技术联合公司与四川简阳市科阳低温设备公司合作研制的 300l/h 天然气液化装置，是用 LNG 作为工业和民用气调峰和以气代油的示范工程。该装置于 1992 年建成，为 LNG汽车研究提供 LNG 。

该装置充分利用天然气自身的压力，采用气体透平膨胀机制冷使天然气液化，用于民用天然气调峰或生产 LNG ，工艺流程合理，采用气体透平膨胀机，技术较先进。该装置基本不消耗水、电，属节能工程，但液化率很低，约 10% 左右，这是与它的设计原则一致的。

2.2.2 吉林油田液化天然气装置

由吉林油田、中国石油天然气总公司和中科院低温中心联合开发研制的 500l/h 撬装式工业试验装置于 1996 年 12 月整体试车成功，该装置采用以氮气为冷剂的膨胀机循环工艺，整个装置由 10 个撬块组成，全部设备国产化 [11]。

该装置采用气体轴承透平膨胀机；国产分子筛深度脱除天然气中的水和 CO2 ，工艺流程简单，采用撬装结构，符合小型装置的特点。采用纯氮作为制冷工质，功耗比采用冷剂的膨胀机循环要高。没有充分利用天然气自身压力，将天然气在中压下（ 5.0MPa 左右）液化（较高压力下液化既可提高氮气的制冷温度，又可减少制冷负荷），因此该装置功耗大。

2.2.3 陕北气田液化天然气

1999 年 1 月建成投运的 2 × 104 m3 /d “陕北气田 LNG 示范工程”是发展我国 LNG 工业的先导工程，也是我国第一座小型 LNG 工业化装置。该装置采用天然气膨胀制冷循环，低温甲醇洗和分子筛干燥联合进行原料气净化，气波制冷机和透平膨胀机联合进行低温制冷，燃气机作为循环压缩机的动力源，利用燃气发动机的尾气作为加热分子筛再生气的热源。该装置设备全部国产化。装置的成功投运为我国在边远油气田上利用天然气生产 LNG 提供了经验[12]。

2.2.4 中原油田液化天然气装置

中原油田曾经建设了我国最大的 LNG 装置，原料气规模为 26.6 5 × 104 m3 /d 、液化能力为 1 0 × 104 m3 /d 、储存能力为 1200 m3 、液化率为 37.5%[13]。目前，在充分吸取国外先进工艺技术的基础上，结合国内、国外有关设备的情况，主要针对自身气源特点，又研究出 LNG 工艺技术方案 [14] 。该工艺流程采用常用的分子筛吸附法脱水，液化工艺选用丙烷预冷 +乙烯预冷 + 节流。

装置在原料气量 30× 104 m3 /d 时，收率高达 51.4% ，能耗为 0.13 Kwh/Nm3 。其优点在于各制冷系统相对独立，可靠性、灵活性好。但是工艺相对较复杂，须两种制冷介质和循环，设备投资高。由于该厂充分利用了油田气井天然气的压力能，所以液化成本低。

2.2.5 天津大学的小型液化天然气装置

小型 LNG 装置与大型装置相比，不仅具有原料优势、市场优势而且投资低、可搬迁、灵活性大[15]。 LNG 装置主要是用胺基溶剂系统对天然气进行预处理，脱除 CO2 等杂质；分子筛脱水；液化几个步骤。装置采用单级混合制冷系统；闭合环路制冷循环用压缩机压缩制冷剂。单级混合制冷剂工艺操作简便、效率高，适用于小型 LNG 装置。

压缩机的驱动机可用燃气轮机或电动马达。电价低的地区可优先考虑电动马达（成本低、维修简单）。在燃料气价格低的地区，燃气透平将是更好的选择方案。经济评估结果表明，采用燃气轮机驱动机的液化装置，投资费要比选用电动马达高出 200 万~ 400 万美元。据对一套 15 × 106ft 3 /d 液化装置进行的成本估算，调峰用的 LNG 项目储罐容积为 10 万 m3 ，而用于车用燃料的 LNG 项目仅需 700m3 储罐，导致最终调峰用的 LNG 成本为 2.03 ~ 2.11 美元 /1000ft3 ，而车用 LNG 成本仅 0.98 ~ 0.99 美元 /1000 ft3 。

2.2.6 西南石油大学液化新工艺

该工艺日处理 3.0 × 104 m3 天然气，主要由原料气 （ CH4 : 95.28% ， CO2 :2.9% ） 脱 CO2 、脱水、丙烷预冷、气波制冷机制冷和循环压缩等系统组成。 以 SRK 状态方程作为基础模型，开发了天然气液化工艺软件。 天然气压缩机的动力采用天然气发动机，小负荷电设备用天然气发电机组供电，解决了边远地区无电或电力紧张的难题。由于边远地区无集输管线可利用，将未能液化的天然气循环压缩，以提高整套装置的天然气液化率。

装置采用一乙醇胺法（ MK-4 ）脱除 CO2 。由于处理量小，脱二氧化碳的吸收塔和再生塔应采用高效填料塔 [16] 。由于混合制冷剂，国内没有成熟的技术和设计、运行管理经验，仪表控制系统较复杂。同时考虑到原料气中甲烷含量高，有压力能可以利用。故采用天然气直接膨胀制冷作为天然气液化循环工艺[17]。气波制冷属于等熵膨胀过程，气波制冷机是在热分离机的基础上，运用气体波运动的理论研制的。在结构上吸收了热分离机的一些优点，同时增加了微波吸收腔这一关键装置，在原理上与热分离机存在明显不同，更加有效地利用气体的压力，提高了制冷效率。

2.2.7 哈尔滨燃气工程设计研究院与哈尔滨工业大学

LNG 系统主要包括天然气预处理、天然气的低温液化、天然气的低温储存及天然气的气化和输出等[18]。经过处理的天然气通过一个多级单混冷凝过程被液化，制冷压缩机是由天然气发动机驱动。 LNG 储罐为一个双金属壁的绝热罐，内罐和外罐分别是由镍钢和碳钢制成 [19] 。

循环气体压缩机一般采用天然气驱动，可节省运行费用而使投资快速收回。压缩机一般采用非润滑式特殊设计，以避免天然气被润滑油污染[20]。采用装有电子速度控制系统的透平，而且新型透平的最后几级叶片用钻合金制造，改善了机械运转。安装于透平压缩机上的新型离合器是挠性的，它们的可靠性比较高，还可以调整间隙。

世界液化天然气市场结构是什么？

世界液化天然气市场的结构影响着当前与未来液化天然气的交易，其关键要素包括大西洋区域和太平洋区域之间的价格差异。当今的市场变化趋势液化天然气可在全球范围内用船运输，尤其是海运船运输。液化天然气的交易以一个供应者和接收终端之间的供销合同（SPA）为标志，也可由一个接收终端与一些最终使用者之间的销售合同（GSA）来完成。绝大多数合同条款为目的地船上交货或工厂交货合同，这意味着销售者负有运输的责任。但由于造船价格低廉，购买方也会选择可靠而稳定的供应方式，越来越多的合同条款为离岸价格，在此条款的约束下，购买方负责运输，购买方可以自己的运输船或与独立的航运公司签署长期合同来完成液化天然气的运输。用于长期交易的液化天然气合同在价格与体积方面都相对灵活。如果每年的合同供应量固定不变，则买方必须购买产品，即使在自己不需要时，也必须为产品付费。液化天然气的合同中，价格限定为亨利枢纽现货价格，而亚洲地区的绝大多数液化天然气进口合同中，是由一种名为“日本原油鸡尾酒（Japan Crude Cocktail，JCC）”指数公式换算出的原油价格来定价的。在亚洲液化天然气的SPA中广泛应用的价格结构为P液化天然气=A+B×P原油，式中A为代表各种非石油的因素，但通常是通过谈判而获得的，在这一水准上可以防止液化天然气的价格下跌到某一数值以下。因此，它的变化与石油价格的波动无关。船上交货合同的典型价格为0.7～0.9美元。B为油价指数的一种等级；典型的值为0.1485或0.1558，原油通常以JCC来标注。P液化天然气和P原油的单位为美元每百万英热单位。有许多公式，如一种S-曲线所划分的某一特定石油价格上半区与下半区，据此可以推测抑制高油价对买方的冲击以及低油价对卖方的冲击。随着中国、印度和美国对石油需求量的急剧增加，石油价格一路飙升，液化天然气价格随之跟进上扬。20世纪90年代中期，液化天然气是买方市场。在买方的要求下，SPA开始在体积和价格方面表现出某些灵活性，买方拥有对合同供应量上扬与下降的灵活性，短期SPA的影响时效不足15年。与此同时，对货船与套汇交易的转换重点确定也是允许的。进入21世纪，市场偏向卖方。然而，卖方已经更加老于世故且复杂化，目前也正提出分享套汇机遇，而且正在远离S曲线的价格体系。然而，虽然人们已经围绕着油气输出国组织的创立进行了大量的研讨与分析，但是，天然气的欧佩克当量与俄罗斯和卡塔尔这两个世界第一和第三的天然气拥有者似乎相悖。如果确定了某一点，市场将依然在买方与卖方之间来回摇摆，至2008年，市场似乎向卖方倾斜，2009年，这种倾斜就偏向了买方一侧，由于与需求量增加相应的液化天然气供给的增加使得2010年将完全成为买方市场。到2003年之前，液化天然气的价格紧随石油价格。从那时开始，输送到欧洲和日本的液化天然气价格低于石油的价格，虽然在合同中，液化天然气与石油价格之间的连接依然十分紧密，但目前在美国和英国市场的价格先是飙升，随后由于供给与储存的变化而又下跌。然而，从长远来看，分析数据表明，在美国、亚洲北部和欧洲的天然气价格正趋于一致。所以，虽然当前在北亚、欧洲和美国之间的天然气价格的差异较高，但价格的套汇将会使全球市场上的液化天然气价格趋同存在。然而，当下液化天然气是卖方市场（对此，净价是价格的一种最佳估计）。买方与卖方之间的市场风险平衡关系正在发生改变。是液化天然气交易中的灵活性增加，在整个价格链上，液化天然气的价值有下降的趋势，液化天然气市场不断有新的参与者进入。大西洋区域与太平洋区域的液化天然气交易量不同，这将继续影响液化天然气的进口量、价格体系以及合同的款项。太平洋区域的能源进口国几乎全部依赖液化天然气，而大西洋区域的消费国则利用本国生产的液化天然气和管线进口的液化天然气，以满足自己的天然气需求。目前的液化天然气市场的变化已经朝着增强灵活性的方向发展。合同中对价格与体积的要求也十分宽松，而且可以对短期需求进行谈判，此外，液化天然气船运中的灵活性也使得短期输送合同量呈增长的趋势。

液化加工、船运和再气化的费用已经下降，生产者的投资费用也下降了。由于液化天然气市场主要由长期合同驱动，这种合同具有与石油产品相关的价格机制因素，然而，较低的加工操作费用并不能促使液化天然气的价格下降，至少短期内如此。在20世纪80年代和90年代初期，大西洋区域绝大多数国家的本地产天然气供应充分，管线输送十分便利，但对于液化天然气的运输就比较困难，结果，进口到大西洋区域的液化天然气就增加得十分缓慢。与国产的天然气供应和管线进口量相比，液化天然气在美国与欧洲市场上的份额依然很小。而在太平洋区域——日本、韩国和中国台湾省（这些国家和地区，自产的天然气量极少甚至不产，而且没有管线天然气的进口）的情况完全相反。由于在太平洋区域当前的液化天然气进口者们依然没有自产的或管线进口天然气，所以在20世纪80年代和90年代初期，这些国家和地区把购买力转向石油时，它们的液化天然气进口量也迅速增加。在太平洋区域，与价格相比，人们更加注重能源供应的安全性。

荷兰皇家壳牌集团的全球战略

在大约五十个国家里勘探石油天然气，在三十四个国家里提炼石油，把石油销往100多个国家。这样，一个地方发生动乱对该公司的其他部分不会有大的影响。在政治气候微妙的国家，公司通过垄断市场以确保产获得高额利润。否则便马上撤走。产品多样化限于相互紧密关联和协同的能源和化工行业，极少越出熟悉的行业范围。此结构极易有效的拉平季度不同的收益。在勘探和生产、提炼、销售以及相关化工产品之间保持了良好的平衡态势。

应变力强是公司成功的关键。公司密切注视世界各地政治、经济形式的变化，以及对国际石油市场的影响，并随时准备应付一切不测。公司经常向各地分公司灌输危机意识，分公司每年都要举行4次石油供应突然中断的演习。壳牌船队会随时遇到突如其来的模拟意外。这种能力给公司带来了巨大益处。例如，海湾战争给世界石油市场造成了巨大冲击，但由于壳牌公司从以往的演习中摸出一套应付危机的办法，所以没有受到致命的创伤。

壳牌重视研究开发采油投资。这是由于污染带来的风险不断增大，在深海和在北极钻井使采油成本不断上升等因素决定的。同时公司采用先进技术，改进设备，减少生产人员的生命危险，还降低了钻井费用。目前，壳牌在世界的研究机构达16个，研究人员达6900人。安全和环保问题是各研究所综合研究课题中的重要部分。壳牌的勘探和生产公司在全世界45多个国家有勘探和生产活动，每天总计生产400多万桶原油和4亿多立方米天然气，其中壳牌的份额约占半数。壳牌的油品业务包括全球油品的运输、贸易、炼油和经销。壳牌在50个炼油厂有股权，并在航煤、润滑油和加油站业务方面居世界领先地位，全球加油站总数约有5万个。壳牌的承诺是为客户提供最高质量的产品和服务。

最近化工业务重新定位集中发展具有世界规模的大项目，包括壳牌已经或能够实现全球领先地位的主要化工结构单元。壳牌集团的目标是发展其在亚洲的化工地位，使之与壳牌在美国和欧洲地位相匹敌。壳牌天然气公司每年销售800多亿立方米天然气，并在20多个国家有天然气权益（一般是通过与当地政府或其他石油公司合资的方式）。世界上某些主要天然气市场大量依靠进口天然气，供应方式或采用液化天然气或通过长距离管道运输。壳牌在三个世界主要液化天然气工厂（文莱、马来西亚和澳大利亚）与一些正在建设中的液化天然气工厂（尼日利亚和阿曼）有权益，并在欧洲、美国和其他地区的主要天然气管输公司有权益。1996年起壳牌开始拓展发电业务的权益，主要是通过在英国、墨西哥、菲律宾、哥伦比亚、中国和巴西等国正在运转和建设中总计发电能力为3百32万千瓦的电厂中拥有权益，并计划在另外6百68万千瓦的发电厂中拥有权益。可再生能源是壳牌的第五大核心业务，壳牌有20年左右的造林业经验，70年代起就开始进行太阳能发电研究。壳牌在今后5年中将投资5亿多美元发展可再生能源，初期集中发展太阳能发电、生物质能和造林业，同时目前还在开发面向市场的风力发电项目。

壳牌于2011年2月将金属加工油及金属轧制润滑油业务转让给好富顿（美国、总部宾夕法尼亚州、费城），自此壳牌的金属加工油及金属轧制润滑油业务将停止。为适应旨在提高壳牌经营业绩的改革，壳牌同时加强了对遵守集团经营宗旨和实行严格的健康、安全和环保标准的承诺，并且现在还将这种承诺延伸到可持续能源的发展。尽管目前全球各大石油公司合并风潮迭起，壳牌采取的种种举措将继续牢固地保持自己在国际石油工业界的领先地位。

荷兰皇家壳牌公司（Royal Dutch Shell）创立的政策指导矩阵，主要是用矩阵来根据市场前景和竞争能力定出各经营单位的位置。市场前景分为吸引力强、吸引力中等，无吸引力3类，并用赢利能力、市场增长率。市场质量和法规形势等因素加以定量化。竞争能力分为强、中、弱3类，由市场地位、生产能力、产品研究和开发等因素决定。由矩阵可看出，对落入不同区域的产品，用了不同的关键词指明应采用的战略类型。这里必须指出，由那些矩形组成的区域并未精确地加以限制。

该公司的经验是：

一．各区域的形状是不规则的；

二．区域的边界不固定，可以相互变化；

三．在某些情况下，区域之间允许重叠。

处于矩阵中不同位置的拟议战略可概括如下：

1． 领先地位。应优先保证该区域产品需要的一切资源，以维持其有利的市场地位。

2． 不断强化。应通过分配更多的资源，努力使该区域产品向下一区域（领先地位区）移动。

3． 加速发展或撤退。该区域产品应成为公司未来的高速飞船。不过，只应选出其中最有前途的少数产品加速发展，余者放弃。

4． 发展。这个区域中的产品一般会遇到2~4个强有力的竞争对手，因此，没有一个公司处于领先地位。可行战略是分配足够的资源，使之能随着市场而发展。

5． 密切关注。该区域产品通常都有为数众多的竞争者。可行战略是使其能带来最大限度的现金收入，停止进一步投资。

6．分期撤退。这些区域应采取的战略是缓慢地退出，以收回尽可能多的资金，投入盈利更大的经营部门。

7．资金源泉。可行战略是只花极少投资于未来的扩展，而将其作为其他快速发展的经营部门的资金来源。

8．不再投资。所应采取的战略是尽快清算，将其资金转移到更有利的经营部门。他们的先进的管理方法主要是在以下几个方面： 采用EP--5500勘探与生产安全手册

SP--5500安全手册是为下属公司和所雇请的承包商而制定的。这个手册体现了壳牌公司的HSE管理的政策、原则和做法。要求下属作业公司和承包商在施工设计和作业过程中的HSE管理标准写成文件时，要把公司总部的SP--5500手册建议作为一个指导原则。下属制定的标准或建议，凡不符合手册中的具体建议和做法，都应加以更新和修改，目的是能有效地加强和增进人身安全和环境保护。

EP--5500手册的范围

这套手册主要向勘探与生产作业公司管理部门的安全顾问和专业人员提出了一整套的指导原则和意见。其中包括：

管理部门的体制；包括培训、审查、承包人安全、工程安全及鼓励职工参与HSE的指导原则；

介绍具体的工程项目；包括对所有的新工程项目，都应采用其范围；⑶提出作业方面的指导原则；其中包括勘探、钻井、维修、运输和物资装备，以及消防的指导原则和要求。 壳牌公司HSE管理的主要特点显示在11条原则上，这11条原则为：

HSE管理的具体保证；

HSE管理的政策；

HSE是行业管理的责任；

有效的HSE培训；

能胜任的HSE倾向；

通俗易懂的HSE高标准；

测定HSE实施情况的技术；

HSE标准的实践的检验；

现实可行的HSE目标管理；

人员伤害和事故的彻底调查与跟踪；

有效的HSE鼓励和交流。

壳牌的HSE政策

壳牌认为HSE的政策是HSE规划中心不可少的组成部分。要求其政策做到简明易懂；同时适用于每个人；分发到每个人并要张贴；下属承包商都应根据自己的具体情况制定自己的HSE政策。强调必须有下列的政策。

预防发生各种人身伤害；

HSE是业务经理的责任；

HSE目标同其它经营目标一样，具有同样的重要意义；

建立一个安全和健康的工作营地（基地);

保证有效的安全、健康训练；

培养HSE的兴趣和热情；

对HSE要承担个人责任；

对环境要给予应有的重视。 壳牌集团考虑到技术、商业风险和法律责任这三个主要因素而采取HSE措施，提出必须要舍得花费人力和财力来预防事故的发生，这是明智的做法。为了做到地震作业行之有效的HSE管理，必须制定一个明确的计划和建立一个必不可少的管理机构，应把其看作是承担法律责任，也是技术上不可缺少的条件和所承担的商业风险。这个组织的管理任务有四个方面：

⑴通过野外观察看来发现风险，如进行安全观察；医疗和职业保健评价；环境评价和审查；事故和事件报告；HSE检查报告；地方类型统计报告等等。

⑵通过HSE委员会去制定管理层的正确措施和政策。这个委员会应包括：

壳牌公司和承包商的高级管理人员;

指定一个协调员来执行委员会的决议和建议。

⑶通过协调员（如直升南等驾驶、 医疗顾问或医生）与有关部门共同执行的行动计划，这些计划包括；

发展或更新工艺过程；

供应或更换个人防护用品（用具);

制定和改进培训计划。

⑷检查结果，对事故或事件进行审查，根据统计数分析发展趋势，派安全管理小组去进行全面的现场检查。地震队安全审查工作可由壳牌公司派医务、 环保顾问专家来完成。程序为现场检查/审查事故/事故分析安全委员会会议业务管理员安全会议组长/组员安全会议发现危险

制定政策

实施和修改

检查结果。 壳牌公司认为；不安全的作业及其由此引起的伤亡事故或职业病的责任，在于从主管人员到各级负责人和业务管理机构。全体职工都应该知道他们对HSE所产生的具体作用和所负的责任。要求以上各项要求必须在任务上和对他们的业绩期望中写的清清楚楚。要适当地考虑到每位经理和负责人对HSE的态度和表现。

⑴经理和负责人对HSE责任；

向下属发出指示，并明确HSE目标和目的；

必须采取相应的措施加以执行；

提供各种资源，如设备、培训、人力、财力等。

检查和监督这些指示和落实情况；⑤坚持进行监视，记录和审查。

⑵管理部门包括公司管理部门和工地管理部门。管理人员包括现场管理人员和所有员工。

他们的任务主要是；

1）提出意见或建议；

2）协调和监督。这些部门所聘请的HSE顾问，应当是受过充分训练和有经验的人来担任；

公司管理部门的职责；

1）制定HSE政策和重点；

2）明确执行范围；

3）提供人力、财力和物力资源;

4）监督落实执行情况；

工地管理部门的职责；

1）规定具体的实施办法；

2）选择目标、标准和实施步骤；

3）检查和组织人力、物力、财力和培训；

现场管理人员的职责；

1）对HSE进行鼓励、动员和交流；

2）执行现场监督检查；

3）贯彻执行安全规程和为员工树立榜样。

员工的职责；

1）执行HSE管理规程、标准；

2）了解不安全因素事故；

3）向上面提出改进意见。

HSE规划和目标

⑴提出的HSE规划和目标必须是合理，可以达到的适当的。

⑵一个好的HSE管理部门其目标是：

实现和保持事故频率、严重程度和费用应是向下发展的趋势；

尽量减少对环境的影响；

尽量减少职业和对健康的危害。

⑶公司加强安全规划时，应对生产事故、财产损失和停工损失要有明确的目标。实现这些目标的方法应尽可能用数字表示，其内容：

HSE会议的频率和次数；

检查和审查的频率和次数；

编导或审查的工艺规程文件及完成的进度表。

⑷制定规划的要求：

为落实HSE规划的详细方法，每个部门都应编写一份局面的时间表；

各部门的HSE规划与壳牌公司的HSE总体规划相一致。 ⑴HSE规划中最重要的因素是：明确规定的期望所作出的业绩标准和管理部门应有明确的表现。好坚持达到规定的标准。这些标准通常写成指导原则和步骤去强调如何完成任务。其中多数是技术方面的，但也必须包括HSE方面的内容，这些内容必须切实可靠，并随时得到执行者的补充。使它们能够被人们所接受和执行。

⑵HSE管理部门如果没建立审查制度或制度执行得很差，则往往使HSE计划失败或无效。

⑶壳牌石油集团把野外停工时间列为事件,把事件的出现频率作为检验HSE实施情况的一个重要尺度，这也是壳牌所有工伤统计数字的基础。他们认为：即使对一些小作业公司，在短时间内完成地震作业任务，情况也往往如此。壳牌还认为；一个更加灵敏的显示尺度是把所有的如：停工事件、保密工作案件、医疗案件、死亡事故案件加上差点发生的事件都要记录下来，并成为一个惯例的做法。我们应把工作重点放在基础，即放在不安全做法上，就是直接努力预防事故的发生。检查不安全的行为和条件是一个费力的重要阶段，因为任何衡量技术的主要目的都要通过消除事故来提高安全性能。不管危险性类型和特点如何，只要采用行为或工程手段就能加以控制。但最好采用工程的手段。在某些情况下用两种手段去同时采用也是可以的。行为手段包括培训、挑选和强制执行等作法。工程手段重点应放在工作场所和生产实践中进行技术政策来消除不安全因素。如机器设备的维护和改进防护措施等。一般处理短期内的不安全因素应采用行为手段去实施。总之，为了保持有效的HSE规划的成功，必须用行为或工程手段去作出不懈的努力。 HSE管理规划成功必须要取决于有关各方的积极参与和交谈。如果靠现以下三种情况，说明可能鼓励与交谈方面存在着问题：一是安全性能指标未显示出稳步的改善；二是工作人员不了解或不关心HSE；三是工作人员不能自由和积极地发表意见，或者不能经常地提出改进工作方法意见和建议。因此要采取如书面通知、报告、业务通讯、提高活动、奖励等办法，鼓励大家关心HSE。

想方设法消除不安全因素及行为；

要求职工为HSE做出贡献；

参与并保证执行HSE规划；

解决大家关心的事情和出现的问题。 ⑴最重要HSE培训是对新雇员和承包商进行诱导式培训，要求对新来的人员都必须参加。

⑵实践证明培训职工进行急救，能使工伤事故率降低。

⑶应该把具体的安全培训纳入规划之中。培训要安排得当，并使行为与完成任务相结合。

⑷公司和承包商的业务经理必须接受HSE管理技能的培训，这是十分必要的。

液化天然气是世界天然气市场的桥梁吗？

能够以液态形式从生产者输往消费者的天然气。

液化天然气正在成为世界天然气市场的驱动力。据预测，到2020年，它在国际天然气交易中的份额将达到40%以上。世界天然气市场主要集中在三个区域：北美洲、欧洲和亚洲。每个区域的情况不尽相同，彼此之间从来不发生任何联系。美国、加拿大和墨西哥主要利用本地产的天然气。欧洲由于北海油田产量的下降，越来越多地依赖进口天然气，其中绝大部分通过管线从俄罗斯和阿尔及利亚进口。亚洲天然气市场上的消费大户是日本、韩国和中国台湾省，它们大量进口液化天然气。但这三个市场目前的关系正在趋于密切，这在很大程度上与主要消费国的天然气资源正在被耗尽有关，而这些进口国与地区正在寻找自己的未来供气气田。与此同时，天然气需求量持续增加。一个重要增加区域就是亚洲，那里的天然气需求增长量不低于每年6.0%的速度，尤其在中国与印度市场开放的形势下。欧洲的天然气消费量也会以每年2.0%的速度增加，北美洲的年增加率为1.0%左右。然而，在各种情况下，这些消费国都将进口更多的天然气，而且只能来源于那些拥有丰富资源量且具强大开采能力的国家。俄罗斯是个例外，它的天然气将继续通过管线出口，而其他所有天然气的主产国卡塔尔、沙特阿拉伯、伊朗。目前都已将自己的重点转向了液化天然气。

“目前的预测表明，在一个相当长的时期内，液化天然气市场将以每年约10%的速度增加。”

与上述三大天然气交易市场的增加相呼应，许多大型液化天然气建造项目都在落实或正在设计中。从地理分布来看，主要集中在资源量极高的中东地区。中东目前已经开始出口液化天然气，因为关键的液化天然气开发者们更加关注那些与消费中心区更近的产气国，如阿尔及利亚向欧洲供气，文莱和印度尼西亚向日本供气。设在阿布扎比（Abu Dhabi）的天然气液化公司（Adgus）则是一个例外，该厂于20世纪90年代后期开始在中东（阿曼和卡塔尔）进行液化天然气的生产。在这一阶段，液化天然气的主要市场在亚洲（日本、韩国和中国台湾省）。这些液化天然气项目，包括液化处理等，都与亚洲的消费国签订了长期合同。然而，由于大西洋区域对液化天然气的需求量增加，这种情况正在改变，所谓的大西洋区域（Atlantic Basin）是由北美和欧洲构成的（主要是西班牙、英国，但最终还会包括整个欧洲大陆的所有沿岸国家）。大西洋区域预计需求量的增加可能会导致中东地区成为全球液化天然气生产的领跑者，到2015年，中东地区的液化天然气生产可达约100亿立方米（卡塔尔是世界上较大的液化天然气生产国）。印度尼西亚、马来西亚和澳大利亚的液化天然气生产量将达130万亿立方英尺左右，而世界其他产区主要是非洲国家，如尼日利亚和阿尔及利亚（产量约140万亿立方英尺）。此外，由中东地区生产的液化天然气中的三分之二输往大西洋区域，其中绝大部分输往非管制性市场，在那里，可以用合适的市场价格购买。这意味着在不同的大西洋沿岸国之间的竞争将会为液化天然气市场带来更大的驱动力。

“天然气液化处理后可将自己的体积压缩为1/600，使液化天然气用罐装远程运输。”

液化天然气来自哪里？液化天然气主要来自有大量天然气发现和产出的地区，如阿尔及利亚、特立尼达、委内瑞拉、尼日利亚、挪威、卡塔尔、阿曼和澳大利亚。美国阿拉斯加也生产液化天然气。这些地区的典型特征就是它们都较偏远，对天然气的需求量也不太高，生产液化天然气的经济效益相当可观。

液化天然气生产工厂是怎么工作的？无论何时，只要天然气的开采区远离潜在的用户且管线输送也无济于事时，天然气的液化就可能成为一种经济的选择。新的液化天然气生产工厂不断诞生，以保证全球不断增加的天然气需求。为了减少单位生产价格，液化生产线和生产能力也逐年增加，目前卡塔尔拥有多条世界上最大的液化天然气生产线，每条生产线的生产能力可达约800万吨／年。技术创新与经济效益已成为天然气工业进步的两个关键因素。采自油气田的天然气送往天然气加工厂后，首先要除掉所含的分子较大的重烃类物质、硫化物和水。然后，将天然气进行液化加工，具体操作取决于所用的流程，经过两到三个分级循环冷却后，将液化温度降至-160℃（-256°F）。制冷后的液化天然气被输往厚重的隔热储存罐（罐内为正常大气压），从那里转入液化天然气罐后外运。在每个制冷循环中，都需要一个由汽轮机驱动的极高压舱。