原油最新预测_原油价格未来走势分析最新接口

2024-09-27 20:01:14

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原油最新预测_原油价格未来走势分析最新接口

按中国海油勘探监督手册地质分册（19.3）规定，稠油系指在温度20℃条件下，原油相对密度介于0.900～0.940之间的原油；或按我国石油工业行业标准SY/T6169-1995规定，称为稠油的原油系指在油层条件下，原油黏度＞50mPa.s，通常相对密度＞0.920的原油。

我国在近海油田中，稠油油田基本探明地质储量占海域全部基本探明地质储量的65%，渤海稠油油田地质储量占渤海全部储量的85%，且多集中在一些亿吨级到几亿吨级的大型油田中，可见其举足轻重的地位。更为重要的是，渤海海域是中国海油未来5年原油产量跃升的主要海区，提高稠油油田开发效果和收率，是关系到中国海油近期产量大幅度上台阶、今后持续高速发展的重大战略问题。

一、海上稠油油田开发新模式

（一）目前国内海洋油气田开发生产的主要模式

海洋油田的开发模式基本上承袭了陆上油田的开发模式：首先进行一次油，在开发初期，依靠油藏自身能量开出部分原油，这期间的主要投资是打井，油方式是自喷、下泵举升。当地层能量降低到一定程度时，就施以保持地层能量为主要目的的注水、注气开发，进入所谓的二次油阶段，这期间的主要投资是建立注入系统（包括注入设备、管网等）。迄今为止，国内外海上油田都未用三次油技术。CNOOC的“十五”规划和2015年发展规划就是按此模式做出的。

从石油工业的发展历史看，一、二、三次油的原油开发模式的形成是石油生产实际过程，也是人们对石油开规律的认识不断深入的结果，是石油开发技术不断进步的体现。

（二）这种模式的主要问题

该模式已经被众多陆上油田证明在技术和经济上都是成功的，海上油田用该模式有利于减少风险，因为其投资是分阶段进行的，且相对分散，利于资金回收。国内外海上油田的开发生产成功实践也证明，利用这种模式来开发我国的海上油田是可行的，但它的问题也很明显，存在着巨大的改革余地和发展潜力。

由于高含水期提高收率、进一步高产稳产的三次油技术在国内外并未完全过关，油田现行的开发模式事实上是以水驱提高收率最大值为基础进行开发方案设计的。一、二阶段划分相当严格清楚，三次油阶段只作为一种设想而未考虑进去，使实际收率不超过30%，这样使油田开发生产时间很长，收率不高，原油产量不高，或高产稳产期短，含水上升快。即使三次油提高收率的技术过关，能够实施并达到设计要求，使最终收率也有所提高，但油田开发期却因此而大大加长。在收率一定的情况下，油田开发期越长，就意味着其经济效益越低，换言之，这种模式的效益必然不高，或者说现在的油田开发效益的提高尚有巨大空间和余地。

另一方面，从理论上讲，石油勘探开发的核心业务都应同时着重进行两项工作，一是大力进行勘探，尽可能增加储量，一是努力提高原油收率，以最大限度利用已掌握的。但是迄今为止，国内外的石油公司由于历史、社会、经济和传统观念的影响，在制定其核心业务的发展战略时，重点首先在加大勘探力度、增加储量上，对油田开发的重点是如何提高单井产量和油田产量，以及如何延长高产稳产时间，而为实现高产稳产在很大程度上也依赖于找到新储量和动用新储量，很少谈到以尽量提高现有油藏收率为目标来保证做到高产和稳产。因此多年来一直对水驱后进一步提高油藏收率的三次油技术重视不够，以至于至今提高水驱后油藏收率技术的三次油技术未能有所突破，这也是这种模式能够一直存在的重要原因。

在现在科技进步已经使这种技术的解决成为可能的情况下，如果把提高油藏收率作为核心业务的发展战略目标，则有可能为我们核心业务的发展带来更为广阔的发展空间和更大的潜力。因此，现有模式不是适应海上油田开发生产特点的最佳模式，应对其进行实际改革，建立起海上油田开发生产的新模式。

（三）新模式的基本思路

受海洋油田开发环境、特点以及自然条件等因素的限制，海洋石油开发更应该以提高原油收率和经济效益为中心，即在相对较短（平台使用期）的时间内，在同时考虑最大经济效益和最高原油收率前提下，快速、高效地开发油田。

如何充分利用先进的原油开发技术，将更多的原油经济快速地开出来，不仅是经济效益的要求，更是保护、合理利用的要求。如果以最大限度利用石油为目的，目前的做法应该是，根据目前石油开的最新技术成果和油藏条件，先制定原油收率目标（特别是在目前大幅度提高收率的三次油技术将有可能有所突破和发展的时候，这一点更为重要），再根据海洋油田开发的特点（时间限制）和开发技术现状，反过来制定开发模式、进行经济评价、制定开发方案，从而有可能打破现有模式，带来开发观念的更新，带来更大经济效益和社会效益。

近5～10年来，原油开技术和为原油开服务的相关技术领域有很大进步，为海洋石油开发模式的更新和开发效益的提高奠定了技术基础。这些技术包括：提高油井产量类技术（包括水平井技术、压裂防砂技术、井下举升技术等）、提高原油收率类技术（如聚合物驱、复合化学驱等）和高分子化学、胶体化学、表面化学及化工合成技术等。在充分考虑这些技术进步的基础上，重新审视、论证海洋油田的开发模式，在促进海洋石油开发技术进步的同时，也必将促进我国相关领域的技术进步。

因此新模式的基本思路是：以目前原油开发领域的最新技术为依托，以最大限度提高原油的收率为开发指标，以最大经济效益为目标来制定开发方案。

（四）新模式的基本含义

依靠科技进步和科学化的管理，以大幅度提高现有油藏收率（由20%～25%提高到35%～40%，甚至更高）为基本出发点，来规划、设计发展中国海上油田的开发、生产与经营，在有限的开期限内，使现有的油气田发挥最大的经济效益，获得更多的原油产量。

a．以尽量提高油藏收率为开发生产的战略目标（而不是以现有技术能够达到的收率为目标）进行开发方案设计。①核心业务中，把加大勘探的技术资金投入以寻找更多的储量与尽最大努力提高已掌握的油田收率放在同等重要位置，而在开发中把努力提高收率作为开发的战略目标；②加大对提高收率技术的攻关力度，以尽快形成实用技术作为新模式的先行和技术保证：③以可以提高的最大收率（目标为35%～40%）为目标进行开发方案设计，并为今后进一步提高收率留下“接口”。

b．设化学驱（聚合物驱、复合驱）提高收率技术已经过关，且行之有效，其中聚合物驱可将水驱后的收率再提高10%～12%（或更高），复合驱可再提高20%～25%。

c．完全打破一、二、三次油的严格界限，而把它们作为3种不同情况下的油和提高收率的手段和系列技术，按油藏特性和最新的开发开技术，对3套系列技术进行综合、优化、组配和集成，形成一种能在最短时间内达到油藏最高收率的技术经济开发模式以及相应的系列配套技术，以实现“在条件允许的尽可能短的时间内，使油田达到尽可能高的收率”的目标。以渤海油田为例，将ODP规定的现有收率25%再提高10%～15%，使之达到35%～40%，使一、二、三次油优化组合，使总开发时间不延长或进一步缩短，不仅使油藏总油量比原来有大幅度提高，而且使每年原油产量有大幅度提高，油田的综合总投入相对减少，从而获得比现在更大的社会经济效益。

（五）新模式的基本内容

（1）充分应用其他学科的最新成果，改进完善化学驱技术，努力提高海洋油田的最终收率目前我国海洋油田所用的一次油和二次油技术基本过关，完全能够达到ODP规定的指标，而二次油水驱后的进一步提高收率的三次油完全没有考虑。目前投入开发的海洋油田，其整体渗透率高，非均质性也较强，油藏湿度和原油黏度都比较适合以增加驱替相黏度、控制流度为主要机理的化学驱或复合化学驱技术。而目前国内外的聚合驱提高收率技术已经有了新的发展和重大突破，在可以预见的几年之内就可能达到满足海洋油田三次油需要的水平。因此，在注水开发中期或早期，用三次油技术，配合相应的先进工艺技术和生产设备，可以实现真正意义上的强化油目的，使最终收率比原ODP的要求再提高10%～20%成为可能。这也相当于找到了新的石油储量，为CNOOC提高产量，增加石油储备做出技术上的支持，成为新模式的技术及物质基础。

（2）利用高新技术加速一次油的开速度，缩短一次油时间

在不损害油层（或不造成不可逆损害）的前提下，利用先进的技术和设备，修改开发方案，大幅度提高油井产量，大幅度提高油田原油年产量。

在一次油技术比较完善的情况下，积极用新技术、新设备，进一步增加原油日产量，缩短一次油时间，是新模式的第一个环节。利用目前先进的大位移水平井技术，扩大油井控制动用原油面积，提高油井日产量。利用优快钻井完井技术和进一步搞好全过程油层保护技术，进一步提高单井产量。利用多种提液技术，扩大油井的生产能力，搞好现代完井防砂技术，提高油井产量，从而加快一次油速度，缩短一次油时间，为实施提高油藏收率技术赢得时间，也为新模式在更短的时间内生产出更多的原油提供必要的“出口”。

（3）提前进入二次油阶段

一次油时间的缩短，相对而言就是提前进入二次油时期。而更为重要的是，要大力增加油田原油日产量，就需要较以往更为提前注水，以便做到在保持地层能量和驱替机理作用下，使油田维持这个较长的稳产期。在这期间，在合理的井网、合理的注水速度下，提高油藏动用程度，增加产量，在中低含水期使原油高速经济地开出来，获得较好的经济效益。

（4）缩短注水开发时间，提前进入三次油阶段

缩短注水开发时间有几方面原因。一是因为海上平台的有效期较短，海上油田的注水开发就不能像陆上油田那样持续很长时间，所以必须为实施提高收率技术挤出时间。二是因为注水开发中后期的效益不高。随着注水开发的延续，水驱在高渗透层突破时间较短，原油含水率将不断上升，影响油田的产油指数。三是现有研究表明，二次油和三次油在本质上并无严格的区别和界限，因此，需要模糊二次油、三次油概念，将注水开发与三次油有机结合成一个整体，提前进入到油田的开发过程中。

综上所述，新模式的特点是：①在CNOOC的核心业务中把努力提高油藏收率作为油田开发与生产的战略目标，并与勘探放到同样重要的位置上。把“在最短时间内，开原油达到油藏最大收率”作为油田开发的指导思想。在现阶段把尽快解决聚合物驱技术、使收率再提高10%以上作为此模式的基础及技术保证。②利用石油开发生产最新技术，大幅度提高油井产量和油田产能，加快油田开发速度，缩短一次油时间。③模糊二、三次油界限，合并这两个阶段，把它作为提高油藏收率、使油田高产稳产的两项系列技术，加以优化、组合、综合应用，在达到大幅度提高油藏收率的同时，大大缩短油田开发时间，以获得更大的社会经济效益。

若上述4个环节在技术上、经济上可行，这种模式的结果将是在较短时间内，在保证油田每年高产量的同时，使我国油气的利用率大大提高。并且在加快资金回收的同时，相当于用少得多的投资再增加半个到一个同样的油田。这对以经济效益为中心的海洋石油来说，将大大提高海洋资金利用率，降低海洋开发生产的风险。

（六）海洋油田开发新模式的可行性分析

1．大幅度提高年产量的技术、设备、市场可行性分析

在国内，目前石油供求市场处于供大于求的状态，并且这一局面将持续很长时间。国内石油加工企业的加工能力还未达到饱和。同时，随着国民经济的持续健康快速发展以及石油加工技术的进步，对成品油的需求以及石油加工能力还将进一步增加。因此，CNOOC大幅度提供石油年产量不存在市场阻力。

目前，提高油藏开发速度的各种单一技术都相对成熟，或经过短期攻关就能够成熟，只要加以组织、整合与集成，就可以实现加快一次油速度、缩短一次油时间的目的。而油藏早期注水技术在我国已是成熟技术，用于此模式中应不是问题。

化学驱提高收率的三次油技术是构成新模式的基础和关键。近20～30年来，由于国内外专家（特别是国内）的不懈努力，目前该领域已经取得重大进展，而且已经处于即将突破的前夕。只要集中力量，可望在2～3年内即可突破，形成可用于海洋油田的实用技术，为新模式的建立和应用打下技术基础。

2．我国聚合物驱油技术发展现状

国内外提高原油收率的理论与实践已经证明，对于适合于聚合物驱和复合驱提高收率的油藏，只要物驱替液性能达到设计要求，则可将其水驱后的收率再提高10%～20%。聚合物驱提高收率技术已经在大庆油田的主力油藏进入工业化应用阶段，其收率比水驱提高12%，三元复合驱在大庆的先导性证验结果表明，收率比水驱提高20%。

经过“八五”、“九五”攻关，聚合物驱油已经在我国形成了系列配套技术。具体包括聚合物驱油提高收率机理研究、聚合物流变性与渗流特性研究、注水后期油藏精细描述研究、聚合物的筛选与评价、聚合物驱油数值模拟、聚合物驱油合理井网设计、防窜及聚合物出液回注工艺技术、地面配注配套设备、聚合物驱油经济评价等。它们具体应用的规模和效果及水平处于世界领先，但由于聚合物溶液的黏度在更高温度和矿化度条件下无法达到设计要求或因成本太高而没有大面积推广。

与陆上油田相比，海上油田注聚合物驱的主要难点在于：①要求聚合物具有很好的耐盐性，因为海上油田注聚只能用高矿化度的海水配制，同时，由于环保要求，其产出污水不能直接排放，必须回注；②要求聚合物具有很好的溶解性，因为海上平台空间有限，不允许建大型储液罐；③要求聚合物具有很好的增黏能力，一方面是因为海上注聚成本的要求，另一方面是渤海原油物性的要求，因为渤海油田的地下原油黏度高，为了实现流度控制，必然要求聚合物溶液在经济允许的前提下具有更高的黏度；④要求聚合物具有良好的注入性和抗剪切能力，这是海上油田大井距对聚合物的必然要求。

经过国内专家的不懈努力，在最近10年，以适应恶劣油藏条件下的驱油用聚合物的研制开发取得突破性进展，特别是适合于高温高矿化度油藏化学驱用的新型疏水缔合水溶性聚合物NAPS的研制成功，使聚合物驱和复合化学驱的应用范围大大拓宽，温度已经拓展到90℃，矿化度已经拓展到5×104mg/L，驱油剂的配制条件已经从清水配制拓展到污水配制，从技术上已经具有解决海上油田聚合物驱的上述四大难题的基础条件，为目前中国海上油田用以提高原油收率为目标的强化开模式提供了保证。

图10-1　不同矿化度下的黏浓关系（80℃、7.34s-1）

图10-2　不同水质下的黏浓关系（45℃、7.34s-1)

a．图10-1、图10-2分别是该聚合物与HPAM在不同条件下的增黏效果对比实验，结果表明，该聚合物完全能够解决海上油田进行聚合物驱的高效增黏、海水配制和污水回注问题。

b．新型缔合聚合物由于分子上疏水基的可逆缔合作用，在低剪切条件下溶液的表观黏度显著增加。在高剪切条件下，缔合作用被破坏，溶液表观黏度降低，这就保证了聚合物溶液具有良好的抗剪切能力和在注入时具有相对较低的注入压力。图10-3是该聚合物溶液的注入性评价实验结果，表明溶解良好的NAPS溶液具有较好的注入性，能够有效地向地层中传播。

c．根据陆上油田统计，油井见到注聚效果的时间与注井平方呈正比，与注井间油层平均渗透率呈反比，并有较好的相关关系，如图10-4所示。渤海油田的高渗透率为大井距条件下的注聚提供了有利条件。

d．表10-1表明，新型聚合物AP比HPAM有更高的抗剪切能力。表10-2表明，新型聚合物的驱油效果优于HPAM。表10-3表明，在高温（70～80℃）和高矿化度（5000～100000mg/L）条件下，缔合聚合物体系仍具较高的驱油效果，都能使水驱后的收率提高10%～20%，甚至更高。

图10-3　NAPS的注入性实验

图10-4　港西四区聚合物驱油井见效时间与d2/K的关系

表10-1　新型聚合物的抗剪切性能（搅拌l5min，矿化度：4000mg/L,45℃，7.34s-1）

表10-2　新型聚合物与HPAM的驱油实验结果对比

表10-3　不同矿化度下岩心驱油试验结果

我国聚合物驱油技术研究表明，适用于我国海洋油田聚合物驱提高收率的实用系列技术，应用条件已经初步具备，只要集中力量，加大投入，近期内就可能突破。

3．聚合物驱实施时机对海上油田原收率总体效益的影响——模糊二、三次油阶段的可能性

聚合物驱提高收率的机理分析、室内驱油实验结果和现场应用结果表明，适用于水驱和聚驱的油藏，从水驱转入聚驱的时机与最终收率关系不大，而转聚驱的时机越早，总体效益越好。

（1）大量室内岩心试验研究结果表明，在不同含水阶段进行聚合物驱，最终出程度相差不大。韩成林、胡靖邦等用非均质正韵律地层模型来模拟了转聚驱时机对最终收率的影响实验。表10-4和表10-5是分别用HPAM和新型聚合物在不同含水阶段的驱油实验结果，都得到了相同的结论：聚合驱提高收率的大小与注聚时油藏注水开发（二次油）进行的程度关系不大。

（2）聚合物注入时机不同，其经济效益却有很大的差别。注聚时机的影响因素主要包括剩余油饱和度及转注聚时的含水率。剩余油饱和度是保证聚合物驱油效果的主要因素之一，也是影响见效时间的关键因素。矿场统计资料表明，在相同地层条件下，驱油剂用量、浓度及段塞大小相同时，油层的剩余油饱和度越高，越容易形成原油富集带，见效时间就越早，驱油效果也就越好。大量室内物理模拟研究结果表明，二次油进行程度越高，转注聚合物时油井的含水率越高，聚合物驱提高收率效果越差。韩成林、胡靖邦等的研究和表10-3都得到了相同的结论。

（3）国内外的矿场试验结果表明，聚合物注入时机对其效果有明显的影响。孤东油田八区Ng3-6与孤岛油田中一区Ng4地质条件相似、储层物性相近、流体性质相差不大，孤东八区、中一区Ng4分别在出程度为18.95%、38.33%时开始注聚，矿场试验结果表明，中一区降水增油效果远不如孤东油田八区。根据国外1964～1981年期间所进行的聚合物驱有参考价值资料的29个现场试验中，在接近一次油末期便开始的16个试验中，有12个获得成功；在二次油阶段期间开始的7个试验中，只有1个获得成功；在三次油阶段（即注水结束后）开始的6个试验中，仅有1个试验勉强有效。可见聚合物驱开始越早，越有希望获得好的效果。

表10-4　HPAM转聚驱时机对驱油效果的影响

表10-5　新型聚合物转聚驱时机对最终收率的影响

综上所述，理论和实验研究及矿场实践表明，对于适宜于聚合物驱的油藏，注水开发的二次油和聚合物驱提高收率的三次油，从本质上讲，并无传统意义上的严格界限，只要聚合物驱技术过关，从水驱转为聚合物驱的时机对总最终收率影响不大，但经济效益却有很大差别。水驱和聚合物驱不再是油的两个不同阶段，是可以把油藏收率提高到40%～50%而综合应用的两套系列配套技术。它们的合理应用，不仅可以显著提高收率，节约注入水，提高注聚效率，提高油田开发效益，而且可以缩短或去掉二次油阶段，使油田开发期大大缩短，使实现“在条件允许的最短时间内，使油田达到尽可能高的收率”的目标在技术上成为可能，使我们新模式的建立有了技术可行性。

（七）新模式效果预测

渤海油田是目前中国海洋石油的主要产能建设区，直到2015年，中国海油的大部分原油产量将来自渤海油田，因此，它的开发效果对CNOOC的原油产量及整体发展具有举足轻重的作用。下面以渤海油田为例来说明新模式对海洋石油开发的重要意义。

1．新模式的应用将显著增加油田的开发效益

以NB35-2油田为例，该油田在2003年投产。按照目前ODP规划，当年生产33× 104t，第三年即2005年达到133×104t的最大产量，然后递减，在20年内开发结束，累计产油1084×104t，总收率为22%。每年的产量情况如图10-5所示。

用新模式，如果油田的开发有效期分别为20年、15年，产量规划如图10-6所示，与现有模式相比，新模式将使该油田累计增产640×104t原油，增幅达59%，增加产值约64亿元。

图10-5　NB35-2油田产量规划（现有模式）

图10-6　NB35-2油田产量规划（新模式）

2．将为完成和超额完成2015年规划原油产量提供技术保证，同时有可能使CNOOC2010年的发展规划达到更高水平

表10-6是渤海油田原油产量建议模式与现有模式的综合对比情况。

表10-6　渤海油田原油产量建议模式与现有模式的综合对比

从表10-6可以看出，仅对CNOOC的渤海油田实施这种新模式就可能在2010年使CNO－

OC的原油产量由原来的3000×104t增加到4629×104～5047×104t的水平。若在其他油田也作类似考虑，则其产量将有可能达到更高的水平，稳产时间也将会更长。此模式不仅可以很好保证CNOOC2015年规划的顺利实现，而且还可能使CNOOC的2015年发展规划达到一个更高的水平。若真能如此，不仅能大大促进CNOOC的发展，而且其社会效益和经济效益都将会有重大突破，同时形成一种新的海洋油田开发生产模式和与之配套的一、二、三次油系列技术。

a．把提高油藏收率作为油田开发生产的战略目标。当前，使聚合物驱技术提高收率10%以上。

b．应用一切提高原油产量的各类钻井、完井、油增产技术，尽可能提高单井产量和油田产量，并建立起与提高了的产量相匹配的集输处理能力与技术和油藏经营体系。

c．根据油藏特性和产量与收率的关系，模糊一、二、三次油的界限，合理应用、优化、组合一、二、三次油的系列技术，大大缩短一、二次油的时间或合并二、三次油过程，大大缩短油田开发时间，从而达到“在尽可能短的时间内，增加原油产量，使油田收率尽可能高（40%以上）或比现在水驱再提高10%以上”的目的。若此模式及其配套的一、二、三次油系列配套技术能成功应用于其他油田，则其社会和经济效益不可限量，必将会为国家做出更大的贡献。

二、渤海稠油油田少井高产开发新技术

以地质、油藏、钻井、完井、油、海洋工程及综合经济评价等多学科为基础，利用各学科的最新研究成果和技术工艺，对渤海稠油油田实现“少井高产”研究，重点综合研究渤海稠油油田地质规律、开发策略、思路、方式、措施和技术，解决目前渤海稠油油田开发面临的难题，即单井产能低、单井最终出少和单井投入产出比低，以达到减少油田开发投资和提高经济效益的目的。

（一）待开发油田“虚拟”开发

为了能指导未开发油田实现“少井高产”，利用油藏描述技术和油藏数值模拟技术，通过对开发历史较长的重油油田以多种想模式进行“重新”编制开发方案，即虚拟开发研究，内容包括进行储量动用、井型选择、产能设计、不同阶段的调整策略以及对评价待开发油田“虚拟”研究，研讨少井高产的可能性。

对埕北油田的虚拟开发研究的初步结论是：通过分阶段开发和随钻调整并用多底井、水平井等提高产能的新技术，可以实现少井高产目标。详见埕北油田实际方案和虚拟方案结果对比表（表10-7）。

表10-7　埕北油田实际方案和虚拟方案结果对比表

（二）少井高产新技术的成功应用

以渤中25-1油田（南）及南堡35-2油田为实例，用水平分支井钻井、完井技术进行待开发油田的“虚拟”开发，在最终收率接近的前提下，开发井总井数分别减少8.3%、18.3%，使南堡35-2油田因经济效益低不能开发的海上边际油田得以开发（表10-8、图10-7）。

表10-8　渤中25-1S和南堡35-2油田方案效果对比表

图10-7　南堡35-2油田产量规划

南堡35-2油田位于渤海中部海域，1996年5月发现，石油地质储量9854×104m3，其中基本探明含油面积16.4km2，地质储量7917×104m3。

南堡35-2油田是一个被断层复杂化的鼻状构造，储层为明化镇组下段和馆陶组，孔隙度在22%～44%之间，渗透率介于50～5000md之间，油层岩性疏松易出砂，原油地面密度介于0.939～0.966g/cm3之间，黏度为196～2010 mPa·s，属于重质稠油，油品差，产量低。

南堡35-2油田是一个复式油气聚集区，具有多种油气类型，由于受构造演化、断层切割和储层分布的影响，油田具有多套油水系统，油水关系复杂，自油田发现以来，进行了多轮油藏研究，均达不到中国海油内部盈利率的需要而未能启动。2003年用了水平分支井技术，减少了开发井的井数，提高了油井产能（相当于水平井产量的1.2倍），降低了钻完井成本，使南堡35-2油田开发建设项目得以启动。南堡35-2油田能够有效益地开发，为我国海上稠油油田的经济开发展示了很好的前景。

岩石可溶有机物和原油中生物标志物的气相色谱-质谱分析

原油库存API是指用于获取原油库存数据的应用程序编程接口。该接口通常由能够提供实时数据的第三方数据提供商提供。在石油市场中，原油库存是衡量供需平衡关系和油价变化的重要指标之一。通过使用原油库存API可以轻松地从各种数据源获取及时、精确的库存数据，帮助交易者和投资者做出更明智的交易决策。

除了用于交易决策，原油库存API还可作为各种信息服务和研究工具的数据源。由于原油库存是市场供求基础的指标，因此这些数据也可用于预测市场趋势、经济走向等方面。此外，开发人员也可以利用原油库存API将数据集成到自己的应用程序中，从而为其用户提供有关市场走势的更新和分析。

与其他行业相比，石油市场的变化迅速而又复杂。此时使用原油库存API可以为投资者和交易者提供必要的支持和帮助。它们可以通过实时跟踪库存数据了解石油市场的趋势及其影响因素。此外，原油库存API还可自动化地管理交易任务，减少手动数据处理的需要，并提高交易效率。因此，随着互联网技术的不断推进和石油市场的复杂性增加，使用原油库存API已经成为越来越多投资者和交易者的选择。

　高凝高黏原油输送技术

生物标志物是指地质体中的化学性质相对稳定、碳骨架结构具有明显生物起源特征的有机化合物。

方法提要

将试样的饱和烃馏分在气相色谱仪中通过高效石英毛细管柱进行色谱分离，用质谱仪检测相继流出的各组分。根据质谱特征，并用标准物质依保留时间对各组分进行定性鉴定，用特征离子质量色谱的峰高或峰面积对目标化合物进行定量，并按相应的公式以色谱峰高或峰面积计算各项气相色谱-质谱地球化学参数。

仪器和设备

气相色谱-质谱仪。气相色谱仪可接毛细管柱，具分流(无分流)进样系统和程序升温系统;质谱仪质量范围不低于650u，质量分辨率不低于0.5u，检测器灵敏度大于10-10g，并配备具有仪器控制、数据集与数据处理功能的计算机系统。

试剂和材料

正己烷分析纯 (重蒸馏) 或色谱纯。

三氯甲烷分析纯 (重蒸馏) 或色谱纯。

分子筛 0.5nm。

尿素分析纯。

氦气纯度不低于 99.99%。

仪器校正试样含氟煤油 (P.E.K) 或全氟三丁胺 (FC -43) ，一般仪器上已配备。

气相色谱柱固定相为 5% 苯甲基硅酮的石英毛细管柱，柱长不短于 30m，最高使用温度不低于 320℃。

微量注射器 1～10μL。

试样瓶 1～2mL。

进样口密封垫耐针刺、低流失，使用温度高于 350℃的隔垫。

分析步骤

1) 将试样置于试样瓶中，加入 0.5～ 1mL 正己烷，密闭，轻摇使试样溶解，待分析。

2) 按照仪器操作规程打开气相色谱-质谱仪的气路和电路系统，启动仪器。

3) 设置气相色谱仪工作条件: 汽化室温度 300～ 350℃ ; 柱箱起始温度 70～ 100℃ ，恒温 5min 后，按 2～4℃ /min 速率程序升温至 320℃; 载气 (氦气) 线速度 17～22cm/s。

4) 设置质谱仪工作条件。离子源温度 150～ 250℃ ; 传输接口温度 250～ 300℃ ; 电离方式 EI (电子轰击) ，电离能量 70eV; 扫描方式为全扫描或多离子扫描，扫描范围50～ 600u，扫描速率 0.5～ 1.5s / 次。

5) 待离子源真空度达标，仪器运行稳定后，用含氟煤油 (P.E.K) 或全氟三丁胺(FC-43) 校正质谱仪。

6) 用微量注射器抽取微量试样，视试样浓度情况选择分流或无分流进样方式注入色谱仪的汽化室，同时启动程序升温和数据集 (注: 空白测试合格后，方可进行试样测定) 。

7) 用仪器专用软件对所集的数据进行处理。对目标色谱峰进行质谱特征分析并结合相对保留时间法进行化合物定性鉴定 (参见表72.4 和表72.5) 。根据分析目标提取总离子流色谱图(TIC) 及 m/z 217、m/z 191 质量色谱图，并分别测定和计算各甾烷、萜烷及其他目标化学组分的色谱峰高或峰面积及相对含量。

表72.4 甾烷分析定性

续表

表72.5 萜烷分析定性表

续表

注:1.当色谱柱型号、柱长等色谱条件不同时，某些生物标志物的出峰顺序可能有变动;2.各峰的定性仅说明该生物标志物的保留位置，但尚可能有其他生物标志物在此共逸出。

8)当生物标志物浓度过低影响检测时，用尿素或0.5nm(5?)分子筛配位法除去正构烷烃。

9)计算试样的地球化学参数。

95汽油价格上涨，会刺激你买新能源车吗？

由于中国近海油田产出的原油多具有高凝固点、高黏度以及高含蜡特性，因此在渤海湾、北部湾和珠江口海域已开发的海上油田所铺设的海底输油管道，全部用热油输送工艺和保温管道结构。

海底高凝、高黏原油管道输送技术，是我国从海底管道工程起步阶段就注意研究和引进的。从20世纪80年代初期渤海的埕北、渤中28-1、到渤中34-2/4油田和南海北部湾涠10-3油田开发配套的海底输油管道工程，都涉及如何解决好原油输送技术的问题。我们结合油田原油特性，与日本和法国石油工程界合作，研究用了安全可靠的工程对策，学习引进了相关设计、施工和运行管理技术。随后在渤海湾和北部湾自营开发的诸多油田开发工程中，设计、铺设了众多海底输油管道，形成了我国一套完整的海底高凝、高黏原油管道输送技术。通过大量工程实践应用和检验，证明该技术是实用和可靠的。

一、输送工艺

针对高凝、高黏原油的管道输送，国内外在油田及外输管道工程上使用了各种减阻、降黏方法，诸如加化学药剂、乳化降黏、水悬浮输送以及黏弹性液膜等，进行过大量研究和试验，但由于技术上、经济上的种种原因，均未得到广泛应用。目前，最实用、最可靠的方法仍是用加热降黏防止凝固的输送工艺。

对高凝原油，为防止原油在管道输送过程中凝固，依靠加热使管道中的原油温度始终维持在凝固点以上。

对高黏原油，用加热降低黏度，满足管道压降需求和节约泵送能耗。当然，在用热油输送工艺的同时，一般都相应用保温管道结构。

（一）工艺模拟计算分析

海上油田开发工程涉及到的海底输油管道，其输送工艺模拟计算，一般要根据油田地质开发提供的逐年产量预测（并考虑一定设计系数），计算不同情况（管径、输量、入口温度等）下的压降、温降以及管道内液体滞留量和一些必要的工艺参数。依此选择最佳管径，确定出不同情况下的工艺参数（不同生产年的输送压力、温度等）。

近年来，原油管道输送工艺模拟计算分析普遍用计算机模拟程序进行。中国海油从加拿大NEOTEC公司引进了PIPEFLOW软件，该软件与流行的PIPESIM、PIPEPHASE等商业软件类同，汇编了各种计算方法及一些修正系数、参考数据库，供设计分析者选用。

（二）保温材料的选择和厚度确定

对用热油输送工艺的海底管道，热力计算是非常重要的环节，而其中管道传热系数K值又是管道热力条件的综合表现。K值除受管道结构影响外，埋地的地温条件、保温材导热系数和保温材厚度是三大影响因素。

从计算分析结果看，由于地温变化不大对K值影响不明显，只是在低输量时，要注意其对终温的影响。

保温材性质和保温层厚度是影响K值最关键的因素，也是影响管道终温的关键因素。目前国内选用的保温材料与国外最常用的一样，是用聚氨酯泡沫塑料。这是一种有机聚合物泡沫，能形成开孔或闭孔蜂窝状结构，优点是导热系数小（≤0.03W/m2·h．℃）、密度低（40～100kg/m3）和吸水率小（≤3%），且化学稳定性好，同时工业生产成熟，价格相对便宜。从保温效果考虑，当然是保温层厚度越大越好，但是，当保温层厚度达到一定值时，保温效果的增加和厚度的增量不再呈线性增加的关系，而是增加十分平缓。特别是对海底管道，保温层厚度增加意味着外管直径增加，就长距离管道而言，外管增加一级管径，钢管用量和施工费增加都是十分可观的。因此，根据计算分析和优化设计，认为选用保温层厚度为50mm是合理的。

（三）停输和再启动计算分析

停输和再启动计算分析是高凝、高黏原油海底管道工艺设计的重要内容，将直接关系到管输作业的安全和可靠。

停输后的温降分析，视为最终确定管道安全时间。对于用热油输送工艺的管道停输后，随着存油热量散失，原油将从管壁向管中心凝固，凝层的加厚及凝结时释放的潜热将延缓全断面凝固的过程。存油凝固时间取决于管道保温条件、油品热容、停输时的温度和断面直径。通常这些数值越大，全断面凝固时间就越长。一般凝油层厚度在管道轴向是一个变化值，通常以管道终断面凝油厚度作为安全停输时间的控制值。

对于加热输送的高凝、高黏原油管道发生停输，且预计在安全停输时间内时，不能恢复管道输油，为保证管道安全，最有效的措施是在管内存油开始凝固时，用水或低凝油将其置换。

停输后的再启动分析，是考虑管道发生停输后可能出现的最不利工况和环境条件，此时要恢复通油，需计算所需的再启动压力和提出实现再启动要取的措施以及增设必要的设备和设施。

通常，再启动压力（P），用下式计算：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：P为再启动压力（Pa）;P。为管道出口压力（Pa）;Di为管道内径（m）；τ为原油在停输环境温度下的屈服应力（Pa）;L为管道可能凝固的长度（m）。

（四）水化物和冲蚀的防止措施

海上油田开发工程涉及的输油管道，是一种与陆上原油长输管道和海上原油转输管道不同的管道，它是从井口平台产出的原油气水混输至中心处理平台或浮式生产贮油装置的油田内部集输管道。该类海底管道输送时伴有从井口出的水和气，属于混输管道，对这类油管道，也是用加热输送工艺和保温管道结构。

做这类混输油管道的工艺设计，除做净化原油输送管道通常要进行的模拟计算分析外，还要增加段塞流分析和防止水化物和冲蚀产生的分析。

段塞流现象是油气混输过程中的一个重要问题。正常输送过程中，如何判定是否出现严重的段塞流，以及如何确定段塞流长度，目前已经有了通用的分析计算判断方法。在清管作业过程中，由于管道内存在一定的滞留液量，因此在清管器前将形成液体段塞流。在下游分离设备设计中必须考虑清管作业引起的段塞流影响，一般是设计一定的缓冲容量，使容器操作始终维持在正常液位与高液位报警线之间，确保生产正常。

水化物是影响海底混输管道操作的一大隐患，特别是在以下三种工况下可能出现水化物，为此提出了防止形成水化物的措施：①低输量状况，为防止水化物生成，要求在输送过程中，管道内油气温度始终维持在水化物生成温度以上。但在低输量状况下，温降很快，根据水化物生成曲线判断，可能会生成水化物。此时应及时注入甲醇之类的防冻液（水化物抑制剂），以防止水化物生成；②停输过程，在长期停输状态下，由于管道内油气温度降到了环境温度，且管内压力仍保持较高压力状态，所以可能生成水化物。此时，应取的措施，一是给管道卸压，二是往管道内注入水化物抑制剂；③重新启动，通常停输后再启动，需要高于正常操作压力的启动压力，而这时温度又往往很低，故很容易生成水化物。此时应取连续注入水化物抑制剂的做法，直到管道内温度达到正常操作温度为止。

防止产生冲蚀是油气混输管道工艺设计不容忽视的问题。对多相混输管道，若流速超过一定值时，液体中含有的固体颗粒会对管道内壁形成一种强烈的冲刷腐蚀，特别是在急转弯处如海底管道立管及膨胀弯处。因此设计时要计算避免冲蚀的最大流速，其公式为：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：Ve为冲蚀速度（ft

lft=0.3048m。/s）；

pm为在输送状态下，多相混合物的密度（磅

1磅＝0.453592kg。

/立方英尺

l立方英尺＝20831685×10-2m3。

）；C为经验系数，连续运行取100，非连续运行取125。

冲蚀速度是混合物密度的函数，混合物密度越大，冲蚀速度越小，混合物密度越小则冲蚀速度越大。为保证在管道内不产生冲蚀现象，应控制管内流体流速一定低于计算出的最低冲蚀速度。

（五）操作管理

对海底高凝、高黏原油管道特别要注意以下操作管理问题。

1．初始启动

初始投产运营，一般用以下作业步骤：①用热水或热柴油预热管道，使管道建立起适应投产作业的温度场；②待测得出口温度达到设计要求后，按要求开井投产。

2．停输及再启动

停输一般分应急停输和停输两大类，停输情况不同，再启动方式也不同。为确保管道停输后的再启动，一般在井口平台上设置高压再启动泵。

a．对短期停输，指管内流体最低温度在某个设计值（如原油凝固点）以上，可使井口油气直接进管道或用高压泵启动。

b．对长期停输，在停输之前，应启动高压泵完成管内流体置换作业。如果事先没有准备，属于意外突然停输，一旦停输时间较长，管道内降至环境温度，原油析蜡并凝固。此时，要用启动高压泵，用柴油置换出原油，然后按初始启动步骤进行。

3．清管

在正常生产过程中，应根据生产情况经常进行清管作业，清除管内蜡沉积和滞留液体，以提高输送效率和减小腐蚀。

4．化学剂注入

在正常输送过程中，应考虑注入以下化学剂：

防垢剂——防止管内由于原油含水而结垢使输量减少；

防蜡剂——防止原油中蜡凝结在管内沉积；

防腐剂——可在管内壁形成一层保护膜，使腐蚀液与管内壁隔离，起到保护作用；

防冻剂——甲醇之类，为防止水化物生成。

二、保温海底管道结构

对用热油输送工艺的海底高凝、高黏原油管道，为使沿程温降减慢减小，最常见也是最实用的是将输油钢管做成保温结构。我们广泛应用了海底保温管道结构，形成了完整的设计和施工技术。

（一）已应用的结构类型及特点

海底钢管保温管道结构（在此不涉及可挠性软管海底管道），可归结为两大类型：一是双层钢管保温结构；二是单层钢管保温结构。

1．双层钢管保温结构。

或称复壁管结构，其管体断面如图15-3所示。在这一类型中，又存在三种形式。

图15-3　双钢管保温结构

图15-4　带封隔法兰的双层钢管保温结构

第一种形式：管体结构如图15-4所示。单根管节（一般长度为12m或40ft）每端均设较强的封隔法兰。在内外管之间的环形空间，注入发泡材料，形成封闭止水保温单元。这个单元内外管靠两端封隔法兰连为一体，内管的热伸缩靠封隔法兰强行约束，使内外管不发生相对错动。海上铺管时，相邻两个管节的外管，用两个半瓦短节相接。这种形式的优点在于万一管道外管或接口处发生破损，保温失效就被限制在最小范围内。缺点是接口焊接工作量大，用铺管船法铺管，速度上不去，致使工程费用高。

图15-5　带特殊接头的双层钢管保温结构

图15-6　内外管可相对移动的双钢管保温结构

第二种形式：保温管节两端内外管用特殊接头连接，如图15-5所示。最早是由壳牌石油公司等提出研究，后来为意大利Snamprogetti公司开发成专利产品，它已在一些海底管道工程中投入使用。显然，这种形式已经保留了第一种形式的优点，又克服了其不足。在铺管船上它可以像铺单层钢管一样，多个焊接站进行流水作业，使海上铺管速度大大增加。这种形式的问题在于接头是专利产品，费用高。我国南海东部惠州26-1油田的海底输油管道应用了该专利产品。

第三种形式，如图156所示。这种形式，内外管可做相对移动。在海上连接时，内管接口焊好后，补上接口保温材料，然后拉动外管进行对接，无需用半。相对来讲，可减少海上焊接工作量，提高铺管速度。中国海油通过与日本的公司合作，引进了这种形式保温海底管道设计与海上安装技术，在已经铺设的诸多海底输油管道上均用了这种结构形式。

2．单层钢管保温结构。

这类结构与双层钢管保温结构的区别在于外面的护套管不用钢管。按照外套管材料不同，又可分为以下五种。

第一种，高密度聚乙烯外套（Highdensity polyethylene jacket）。高密度聚乙烯是一种超高分子量聚合物，它是阻止水蒸气通过的极好材料。这种超高分子量改善了钢管抗磨、抗冲击、抗撕裂和整体物理强度力学性质。这种预成型的外套系统，与钢管外套相比，具有重量轻、无需作防腐蚀保护的特点。暴露在管节两端的保温泡沫用热缩性聚合物端帽保护，现场接点处也用热收缩套作止水防腐蚀处理。这种外套系统已被欧美国家的公司在阿拉伯湾、加蓬外海的海底管道工程中应用，最近几年，应用水深已达43m。

第二种，锁接螺旋钢外套（Spirally crimped steel jacket）。这种外套的特点是用钢量远低于用常规钢管的管道外套。现场接口处不需对焊，暴露在管节端部的泡沫保温材料仍用热缩性端帽保护。这种外套系统，在国外已广为应用，最大应用水深已达55m。

第三种，模制的聚氨酯外套（Molded polyurethane jacket）。这种外套将防腐蚀材料和聚氯乙烯（PVC）泡沫保温材料结合为一体（图15-7）。其优点是：①管道能保持较好的柔度，可用卷绕船铺设。②在海底万一外套被损伤，暴露在水中的保温材料很少，不像其他系统会整个管节泡水。③在保证泡沫干燥方面有较高可靠度。

图15-7　模制聚氨酯外套保温结构

图15-8　橡胶外套保温结构

第四种，橡胶外套（Rubberjacket）。与模制聚氨酯外套相似（图15-8）。只是外套是由PVC泡沫与橡胶层组成。大约每层PVC厚5～8mm，橡胶层厚1mm，层数的多少取决于保温要求，但最外层的PVC泡沫要用较厚的橡胶层来覆盖保护。

第五种，取消外护套系统。在输油钢管的外面施加的保温材料，既能防水也有良好的保温性能，同时又能抗较高的静水压力和具有抗机械破坏较强的能力。这种结构应该说是真正意义上的单层钢管保温结构。

（二）设计和施工关键技术

在我国建成的海底钢管保温管道绝大多数是双重钢管保温结构。该项保温结构的设计和施工技术是由中国海油从日本引进的。

1．设计关键技术

双重钢管保温结构的海底管道设计，关键技术是平管部分结构分析和立管膨胀弯系统的整体分析。

对平管部分的结构分析，应用日本新日铁公司开发的“DPIPE”计算机分析程序。该分析程序的结构模型如图15-9所示。

图15-9　平管结构分析模型

A,A′—外管的不动点；B,B′，E,E′一内外管之间的锚固点（隔舱壁）；D—内管的不动点；KB,KB?—弹簧常数；Wf—与土壤的摩擦荷载；A-A′—不动部分（外管）；Li+Lm,Li′＋Lm′—可动部分（外管）

图中，模拟两端立管膨胀弯约束的弹簧刚度KB、KB?由其后说明的立管膨胀弯和平管连接整体分析模型求出。

对埋地管道，管土之间的摩擦荷载Wf由下式计算：

中国海洋石油高新技术与实践

式中：W=r'hDo；μ是摩擦系数；Do为管道外径；ws为管道水下单位重量；r?为土壤水下容重；h为埋深。

对立管膨胀弯系统的整体分析，用日本新日铁公司开发的大型三维管道结构分析程序“PIDES”软件。

图15-10给出按该软件建立三维结构分析模型的一个工程实例图。

图15-10　立管膨胀弯系统结构分析模型实例示意图

图15-11　工况组合分析实例示意图

对所建立的系统结构分析模型，要按规范要求和工程实际情况进行充分和必要的多种荷载工况组合分析，一般要考虑的荷载有功能荷载（压力、温度、质量等）、环境荷载（风、浪、流、冰等）、特殊荷载（如地震）以及立管依附的平台位移和平管膨胀伸长施加的荷载。

图15-11给出了一个立管膨胀系统工况组合分析的实例，荷载作用方向是要考虑的重要因素。

2．施工关键技术

从日本引进的双重钢管保温结构的海底管道陆上预制和海上安装技术，主要特点是：预制时单根管节（12m长）保温材固定在内管上，保温材与外管内壁间有一定量空气层，允许内外钢管相互移动，只是在一定长度上（比如2km或1km）才设置刚性锚点法兰形成环形空间的水密隔舱。这样，在海上铺管法安装时，管节连接将能如前图15-6所示，内管焊接合格再补上接口防腐涂装和相应保温材后，用拉移外管对口焊接的做法，会明显减少外管接口焊接工作量，提高海上铺管速度。

（三）在渤海蓬莱（PL)19-3油田I期海底管道工程中的应用

双重钢管保温结构的海底管道，通过我国诸多工程实践的检验表明是安全可靠的，但也存在用钢量大、海上安装速度慢导致工程造价高的缺点。研究和用单管保温结构，是保温海底管道技术发展方向。

其中用锁接螺旋薄钢板（厚1mm）作外套的单管保温结构在2002年由PHILLIPS公司操作的蓬莱19-3油田I期海底管道工程中成功地被应用了。图15-12给出了该保温管道的断面结构。

中国海油正在研究试制用高密度聚乙烯（PE）作外套的单管保温结构管道。这项技术在国外早有应用，结合我国具体情况，特别是在渤海水深小于30m，甚至诸多滩海油田水深小于5米的情况下，用这种保温结构经济可靠，所用材料和技术均可实现本地化和国产化，有很好的应用前景。

图15-13示出正在研制的PE外套保温管道断面结构。

图15-12　PL19-3海底管道断面结构

图15-13　PE外套保温管断面结构

表15-3给出所研制保温管道的技术参数。

表15-3　保温管道技术参数表

当然，真正意义上的单管保温结构管道，应该是取消外护套系统，在输油钢管外面施加既能防水也具良好保温性能且有较强抗静水压力及抗机械破损能力的保温材，无疑这是该项技术发展的最终方向。目前，在我国南海东部惠州26-1北油田（水深约120m）一条直径为254mm、长约8.7km的海底保温输油管道，通过深入研究和招标推动，已经具备了工程实用基础，其技术可行性和价格被接受性都得出了较好的结论。

原油期货哪个公司好？有知道的吗？

95汽油价格上涨，我认为会刺激我买新能源车。

我国 2020 年正式提出 2030 年前碳达峰、2060 年前碳中和的战略目标，2021 年工作报告和“十四五”规划中均提起要制定 2030 年前碳达峰行动方案，锚定努力争取 2060 年前实现碳中和。

95汽油价格的上涨是在刺激我们买新能源车。

当然新能源车和燃油车都有其利弊。

新能源车

优势:

从政策上来说，目前我国大力提倡发展新能源，不仅在购车方面有国家和地方双补贴、免缴购置税等利好政策，而且在出行上部分城市也实施了新能源汽车免受限号的政策。可以说买新能源车不仅花钱少，而且出行更舒畅。

从环保方面来说，新能源汽车改变了汽车对于化石燃料的依赖，有机会缓解石油危机，同时也将改变社会的能源结构。也即是，当火电占比减小，风电、水电、核电以及太阳能发电等普及和推广开来后，新能源汽车有机会做到真正环保。

在用车成本方面，新能源以纯电动汽车为例，普通的 40 kWh 电池能够续航 300 公里，以充电桩 2 元/度的计价方式来算，每公里电费不到 3 毛，当然如果选择家用充电或者更便宜的充电桩，这一价格会更少；而传统燃油车方面，以百公里油耗为 7 升计算，每公里油费需要 5 毛左右，这方面新能源汽车更具优势。

从驾驶方面来看，包含纯电动在内的新能源汽车在动力性能上表现良好，百公里加速普遍优于燃油车，同时用电模式下汽车静谧性、舒适性也更优。

( 摘自:太平洋汽车网 )

弊端:

第一：续航问题，新能源车的续航低是不可避免的问题，也在意料之中，并且随着使用时间的推移，新能源汽车续航会越来越低，而这其中一切的问题来源都归结于汽车电池。电池性能受温度影响极大，冬天新能源汽车续航明显降低。目前市场上所有的汽车动力电池，不管是三元锂电池还是磷酸铁锂电池，其都是属于锂电池这一大的家族。对于锂电池来说，低温都会影响电池正负极材料的活性、电池的内阻，以及电池的充放电电压。简单来说的话，温度越低，电池容量就越低，汽车续航就越短。

第二：电池更换问题。普通电动自行车更换一次电池要几百块，况且大部分还是铅酸电池；而使用锂离子电池的纯电动汽车，可能更换一次电池则需要几万块。高昂的费用会让我们望而却步。

第三，维修费用极高。现在很多新能源汽车在发生故障之后，维修费用都出奇的高，因为新能源汽车和燃油车不一样，涉及到高压电力部分，这无形之中加大了维修难度，很多专业汽修店都不敢直接维修新能源汽车，以免发生意外。如果维修过程中一旦发生短路，出现电池自燃的概率极大。

第四，不可避免的环境污染问题。新能源汽车的废旧电池处理不好可能会污染土地，水源。

( 摘自:飞车新视界 )

燃油车与新能源车相比会在用车的费用成本，时间成本上有一些降低。

然而中国虽然还未明确出台《燃油车禁售时间规划表》，但可以确定禁售燃油车已经是板上钉钉的事情。

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期货的朋友，接触到期货的那一刻起，就要先了解并且开立期货账户，这一步至关重要，选择一个格方面都不错的期货公司，才能让交易之路更加顺利。下面就以下几个方面具体去谈谈如何选择期货公司？

期货公司的正规性、评级

方式以及流程和材料

手续费保证金标准如何申请到最低

“交反”如何申请？如何签署交反协议

交易通道速度

一、期货公司的正规性。

目前国内有5家期货交易者和149家期货公司，所有的交易者在进行期货前，首先需要甄别的就是期货公司的正规性，目前国内一共149家正规的机构，期货公司的设立是需要证监会批准才可以成立。

1、证监会的查询。可以在之前看看自己所的期货公司，首先登录证监会，然后再下图位置找到“监管对象”可以看到“期货公司名录”。名录中列举的149家期货公司都是正规的，可以放心选择，除此之外，都是不正规的。正规的期货公司都是以“期货有限公司”结尾，在证监会备案中，非法的期货平台是不允许注册的。

2、在中国期货业协会官方网站找到——信息公示——期货公司信息公示，上面有机构名称及机构编号，能够在协会的网站上公示的，并且进行搜索都可以看到所有期货公司的名录。中国期货协会的网址：

3、期货公司评级。根据《期货公司分类监管规定》由期货公司评级结果分为A（AAA、AA、A）、B（BBB、BB、B）、C（CCC、CC、C）、D、E等5类11个级别，分类评级是以期货公司软硬件水平、客户服务能力、风险管理水平、市场竞争力、持续合规状况等条件对期货公司进行的综合评价。根据《期货公司分类监管规定》，经期货公司自评、派出机构初审、证监会期货公司分类监管评审委员会复核并审议确定了期货公司分类评价结果。

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1：本地期货营业部进行，在互联网普及之前，基本都是到营业部现场，看似省心，其实流程和线上一样，并非从前的纸质流程，线下的弊端是续费高，营业部成本以及员工成本，以及为了防止老客户知道，一般都没办法给予最低手续费。（不推荐）

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期货是通过期货云进行，需要有准备原件、银期关联、白纸和黑色中性笔。时间为交易日的8：50-17：00

三、手续费保证金标准如何申请到最低?

由于期货交易机制的特殊性毕竟期货交易的特殊性决定了在交易之路中扮演着重要的地位，不同手续费的账户进行相同的交易，最终账户情况将截然不同，交易周期约小越明显。

期货手续费的组成=手续费+期货公司附加部分。

现在是互联网时代，期货市场竞争也越来越激烈，监管也随之出台有关规定，期货公司不能“零佣金”，期货公司为了规避监管，所以最低的标准，就是+1分。实际上加1分和没加是一样的。期货公司能给的最低手续费就是基础上加1分的行业最低标准。（市场极限标准）

另外注意+1分并等于+0.01%，目前最低就是基础上+1分，而不是+0.01%很多公司就喜欢搞这种文字游戏，两者还是存在不小差异的。

手续费标准的收取分为固定收取和成交金额收取两种

固定金额收取，上图中为3元这种就是固定收取的，无论合约当前价格为多少都是按照这个标准收取。期货公司收取加一分之后，也就是再这个基础上+0.01元。

成交金额收取，比如螺纹钢合约目前价位4300元，螺纹手续费标准是万分之一也就是0.0001。公式是手续费=合约现价*合约乘数*手续费费率。

以螺纹合约4300元为例计算，合约乘数10 ，费率0.0001 ；4330*10*0.0001=4.3元，

在手续费表格备注栏也很关键，上面标边的品种，就是日内平仓免费，日内交易单边收取手续费的品种，如果是日内交易者首选就是单边收取手续费的品种。

各大会更新手续费的收取标准，手续费会根据市场波动情况经常有变动的，但对所有投资者同时期收取的标准都是一样的。我们直接搜索某期货名字进入，然后找结算参数，进行查询不同品种不同合约的结算数据。

郑商所的结算参数链接：://.czce.cn/cn/jysj/jscs/H770303index_1.htm

大商所结算数据链接：结算参数

上期所的的结算参数链接：交易数据

上海国际能源中心的结算参数链接：上海国际能源交易中心

中金所结算参数链接：结算参数 | 中国金融期货

期货保证金标准。

期货保证金就是期货交易的杠杆，可以通过一定比例的保证金进行交易，这也决定了期货交易的高风险，上面表格保证金比例部分都可以清楚的看到每个品种不同的保证金比例，保证金比例越少，对应杠杆越高，承担的风险也就越大。

期货保证金=保证金+期货公司附加部分保证金，一般期货公司都会在保证金基础上上浮2%-3%。保证金=合约现价*单位*保证金比例；

继续拿螺纹4300元举例，合约乘数10 ，保证金比例10%。一手螺纹钢保证金=4300*10*7%=4300元

初入市场的新手交易者，对期货交易机制不熟悉，容易情绪失控满仓交易，所以不建议直接申请保证金+0，可以循序渐进保证金比例高风险则相对可控。严格控制好仓位，不追求一夜暴富。

保证金也是可以申请调低的，但是保证金越低杠杆就越大，所以保证金也是一把双刃剑，用得好可以使资金充分利用，实现利益最大化，如果用得不好那亏损更快。所以，一般不建议新手把保证金比例申请调到最低，做期货一定要把风险放第一位，但是日过进行日内或者高频交易者，可以通过调整保证金方式，去提高资金的使用率。只要找到有能力的经纪人是可以直接申请到+0。

三、“交反”如何申请？

期货公司的生存主要靠手续费的返还，简称“交返”。这部分钱投资者还可以和期货公司谈一部分返还。其实期货公司的盈利部分不只有佣金部分，这两年互联网发展迅速，竞争越发激烈。会按照一定比例返还给期货公司作为期货公司的利润，期货公司有时候会给一些资金量或者交易量大的朋友交反，来更进一步降低期货交易成本。交返返还的是手续费部分，而不是佣金部分。

最开始，能拿到这部分的就是期货公司大客户，但是随着市场的发展，以及高频交易者也越来越多，期货公司发现不仅大客户需要，小客户也同样需要交返去更进一步的降低交易成本。其实结果是一样的，给普通客户给了交返之后，虽然利润下降，但是对于期货公司来收，细水长流，薄利多销而已，长期来讲是可持续的。

期货日内短线交易如果没有交反，那么就是很难盈利，成本全部上交。如果可以申请交返的话可以有效的降低交易成本，在都是加一分的条件下，相同频率，盈利越多。

给期货公司的比例，通常也是会进行浮动的，也会根据行情的情况进行调控，提高或者降低给予期货公司的比例。

开立有交返的期货账户时，一定要选择经验丰富的经纪人，按时进行分发交返明细，通知变动情况，方便交易者及时调整交易策略。并不是只有小公司有交反，只要耐心或者多对比几家，找到有能力的经纪人，A级公司也可以申请无条件给予交返，站在期货公司的角度上去看，如果可以合作到稳定盈利的交易者，给予交返是可以更长期长久双方受益的，对于期货公司而言，更是细水长流。

四、交易通道速度

交易系统有默认席位与次席得区分，这就在于这家期货公司得后台使用什么作为，内有结算通道，而且一般期货公司大多数客户都在默认席位，位登录的人多，如果都是日内高频交易往往速度还比不上次席，并不是说评级高的期货共公司速度就一定快，这是一个错误的理解，记住使用的人多了，速度自然就慢了，所以要选择人少的通道。每个不同的通道都是存在优点和缺点的。比如恒生系统的优势就是可以盘前下单到服务器，ctp系统的优势在于开放的API接口，做上海交易指令直接进入。易盛通道做郑州品种有优势。

对交易速度没有非常高要求的投资者一般都选择使用CTP，交易时会比较便捷。对交易速度要求比较高的投资者，可以考虑选择使用CTP次席或者二席，可是缺点在于没有结算通道，相当于而言没有那么便捷。

一般来说，衡量一个期货公司的速度的快慢，并不是看评级，比如头部公司主要就是套期保值业务，通道上往往都拥挤在内，自然就慢。可以打开文华财经进行选择期货公司，一个期货公司如果对应的通道数量越多，往往速度越好。高频交易需要在流量高峰时也能快速响应，所以更看重延迟。

一般来说如果对交易速度极致要求的可以和经纪人商量，选择vip通道，vip通道使用的交易者较少，但是通常开通需要一定的门槛限制，但是对于对期货交易速度有极致要求的交易者可以选择。也可以结合自身交易情况，让经纪人进行推荐。

最后，选择一个有实力的期货经纪人，并且有多年从业经历的。可以在交易中得到不少帮助、普及交易知识、第一时间进行风险提醒。相同的期货公司，不同的经纪人都会带来不同的体验，无论任何时候都可以细致认真的并且第一时间回复客户的消息，无论在任何时间随时响应交易者的各种问题，并且进行耐心解答，新手在初入市场，往往会遇到各种问题，比如交易软件熟悉、新手交易指南、可以避免不少弯路和试错成本，成为在期货交易之路的良师益友。

最后进行一个总结。只要选择正规期货公司，手续费保证金低，可以申请交返，经纪人靠谱专业细致在期货交易道路上，就可以走的更远。

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现如今市面上有三大主流炒黄金软件，即GTS、MT4及MT5。

GTS的产品特点如下：

1.全中文接口，接口清晰明了，操作简便，成交速度快，配有常用的技术分析指标及画图工具

2.具锁仓功能

3.交易手数低至0.05手

4.平仓功能：可分逐笔持仓单逐一平仓

5.系统会自动登入当时客户量最低、最流畅的服务器，令客户看盘、下单速度更快

6.即时系统公告功能：金道贵金属有关平台休市及存取款安排的公告会直接在新平台的系统消息及状态列中显示，让客户即时得知有关消息

7.常用分析指标捷径：在平台的副图指标下方新增了一个指标栏。只要客户把分析指标设置为常用指标后,它便会直接在指标栏中出现，方便客户在金价波动时快速转换分析指标

MT4功能如下：