胡长朝 党 伟（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）摘 要 国内外大部分油田已进入高含水开发期，原油综合含水率高达90％以上，造成原有地面系统超负荷运行，改造投资、能耗及运行成本急剧增大。针对这一问题，部分油田开始在集输系统的接转站实施预分水，分出的污水就地处理达标后回注地层。本文从技术原理、优缺点等方面对国内外普遍应用的预分水技术进行了评述，并对其未来的发展进行了展望。关键词 预分水 高含水期 展望Predewatering Technology for Crude Oil ofHigh Water－cut OilfieldHU Changchao，DANG Wei（Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China）Abstract Most of domestic and foreign oilfields have entered the high water－cut stage and the comprehensive water－cut of crude oil has reached as high as 90％ or above，which leads to the overload operation of the existing surface system and the rapid increases of the reconstruction investment，the energy consumption and the operating For this problem，some oilfields begin to carry out predewatering at block stations of gathering and transferring systems，and the seperated sewage is treated in situ and reinjected to the ground after reaching the water quality The paper reviews the predewatering technology commonly used at home and abroad from the aspects such as technical principle，advantages and disadvantages，and looks into its future Key words predewatering；high water－cut stage；prospect国内外油田开发都经历着产油量上升阶段、油量达到高峰稳产阶段和油井见水、产量递减3个阶段［1］。目前，我国东部主力油田大部分已进入高含水或特高含水开采期，原油综合含水率已超过90％，有的油田甚至高达98％，油田开发已由 “采油” 变为 “采水”。在高含水期，含水率的小幅上升会导致液量的大幅度增加。以胜利油田为例，全油田综合含水率在91％～92％时，含水率每增加1％，液量每年就增加约375×104 t，增幅达25％。由于地面处理系统利用的是中、低含水期的生产设施，因而不能适应产液量剧增和以水为主的处理需求，主要存在以下问题：1）集输和污水处理系统处理能力明显不足，超负荷运行，处理效率低下。2）原有设施需不断扩建，改造工程量和投资费用过大，并且原有流程的改造也十分困难。3）能耗及成本增大。在油田中、低含水期开发阶段建设的原油脱水站，大多采用两段脱水工艺，高含水原油集输至集中处理站后全部进入加热炉加热，大部分热能消耗在对污水的加热升温上。在一个进站液量为1700×104 m3/a、综合含水率为95％的联合站，将来液升温7℃，仅一次加热炉的燃油消耗就达45×104t/a以上，其中污水吸收的热能大约占97％，造成了能量的极大浪费［2］。脱出的污水需返输至注水站，污水往返输送成本、降回压泵能耗、运行管理维护成本等增大。另外，随着含水率的上升，油井排来液的温度越来越低，热量及化学助剂等的消耗进一步增大，导致吨液、吨油处理成本急剧增加。4）大量污水的循环加速了管道和设备的腐蚀，缩短了设备的使用寿命。实施预分水，尽早把污水分离出来，减少污水流动环节，可有效解决以上问题，大幅降低能耗、成本和改造投资，提高经济效益。因此，国内外油田一方面加紧研究适应高含水期油田生产需要的预分水技术，成功研制出了末端分相管、水力旋流器等高效预分水装置；另一方面对原有流程进行配套改造，增加预分水环节，由采出液全液在联合站集中加热脱水改为在各井场、分压泵站、接转站进行低温预分水，分出的污水就地处理达标后回注地层，剩余低含水油再送至联合站集中加热处理。目前，国内外常用的预分水技术主要有三相分离技术、旋流分离技术、末端分相技术、斜管预分水技术和低温破乳技术。1 三相分离技术三相分离器的技术原理是油水混合液经设备进口进入设备，经进口分气包预脱气后进入水洗室，在水洗室中油水混合液发生碰撞、摩擦等降低界面膜的水洗过程分离出大部分的游离水，没有分离的混合液经分配器布液和波纹板整流后进入沉降室，并在沉降室进行最终的油水分离，达到脱水的目的（图1）。三相分离器综合应用了来液预脱气、浅池布液、水洗破乳、高效聚集整流和油水界面控制等数项技术，在国内外油田得到广泛应用，其中尤以我国应用水平最高［3］。图1 高效三相分离器原理图我国陆上油田大多将三相分离器改造为预分水器进行预分水。河南油田规划设计研究院根据高含水期油田原油物化特性，研制出了HNS型三相分离器，其外形尺寸为φ3000mm×10608mm×10mm，分离器内分为预脱气室、稳流室、水洗室、沉降分离室、油室、水室、气相空间、气包等部分。该型三相分离器采用了气体预分离、二次捕雾技术和活性水水洗强化破乳技术，提高了油水分离效率；利用双隔板结构U形管压力平衡原理，实现了油水界面控制；合理配置设备与工艺控制的有机结合，提高了自动化水平。将HNS型三相分离器改造为预分水器，其处理能力为同规格传统设备的4～8倍，针对河南油田密度为85g/cm3 的轻质原油，经一次预分水处理，出口原油含水率在4％以下，污水含油低于500mg/L［4］。胜利油田 “十一五” 期间在33座联合站推广应用高效三相分离器152台，处理进站液量55×104m3/d，原油含水率从85％～90％降至50％～60％，每天节省加热燃料900t左右，取得了良好的节能降耗效果。以坨三站为例，进站液量为5×104m3/d，应用高效三相分离器预分水后，分离器出油含水率由94％降低到15％，加热液量下降了90％，年节约燃料油1068t。对于边远小断块油田，胜利油田将原来的高含水全液外输至较远联合站、注水水源回调改为就地预分水处理后回注、低含水油外输，在15座接转站应用三相分离器32台，分出水98×104m3/d，污水就地回注后实现污水替代清水6×104m3/d，每天减少6×104m3污水往返输送，节约输送电耗75×104kW·h，年降低加热能耗06×1014J，同时解决了部分油田欠注的问题，缓解了污水回灌压力。三相分离器用作预分水器，具有处理能力大、分离效率高、运行工况稳定、管理方便、自动化程度高等特点，含水原油经一段处理后获合格净化原油标准；但三相分离器是以出油含水率达到一定指标为目的设计的设备，污水分离净化的有效空间不足，造成除油效率低，分出水含油指标一般控制在1000mg/L以下，实际运行中水中含油在500 ～1000mg/L之间，后续污水处理系统需采用二级除油加过滤的处理工艺，投资、占地和运行费用均较高。2 旋流分离技术图2 水力旋流器原理图水力旋流器的工作原理是在油水存在密度差的情况下，使含油污水在水泵或其他外加压力的作用下，从切线方向进入旋流器后高速旋转，在离心力的作用下，水向器壁运动，形成向下的外旋流，通过旋流器底部出口流出（底流）；油向旋流器轴心处运动，形成螺旋上升的内旋流油核，由上端溢流而出（溢流），最终实现油水分离，如图2所示［5，6］。旋流分离技术是油田高含水期节能降耗行之有效的工艺手段。水力旋流器可以使高含水原油在不加热的条件下实现游离水脱除，节约大量的燃料，欧美国家海上油田广泛用作预分水器，陆上油田基本不单独使用，目前发展方向主要是作为前端预处理器与其他技术组合应用。旋流分离技术在国内尚处于研究开发阶段，未得到大规模应用。胜利油田开展了旋流分离技术试验，研制了以旋流和沉降相结合的试验设备，其工作原理为油、气、水混合液进入旋流筒，靠离心旋转分离和重力作用，脱除90％以上的伴生气，该气体与分水器内的少量气体一起经二次除液后，由压力控制进入气体系统，油水混合液经配流管均匀进入分离区，再经整流迷宫板缓冲整流进入沉降区沉降；在沉降区内，靠加热器进一步激发破乳剂的活性，使乳化液破乳分离，油滴聚结上浮，脱水原油经隔板进入油室，再经液位控制流出分水器。该试验设备的技术关键为：(1)分水器进入端设计了预分离旋流器，采用预分离技术，将混合液中95％以上的气体预先分离；(2)设计了配流管和整流迷宫板，使高效分水器内流场稳定，便于油水分离；(3)分水器内部设有加热器，既能激发破乳剂活性，又能避免对底部污水的加温；(4)设计的水位调节器能自动调节分离器内的油水界面，处理后污水含油基本在500mg/L左右。江汉油田进行了两级旋流分离工艺研究，两台旋流器串联应用，一级进行预分水，二级对一级分出的水进行除油处理。现场试验后，马王庙油田马56站一级旋流器分出污水占总液量的50％以上，二级旋流器除油后污水含油在100mg/L以下［7］。水力旋流器用作预分水设备，具有质量轻、占地面积小、单位容积处理能力大、分离效率高、分离速度快、投资小、构造简单、本身无活动部件、易于安装和维修等优点，但也存在着许多缺点，如旋流管易磨损、气体影响分离效果、提升和旋流造成原油乳化不易分离、出水水质不平稳、动力消耗较大、可有效分离游离水却对乳化水基本没有分离能力、分出水含油偏高（1000mg/L左右）等，难以得到推广应用。3 末端分相技术末端分相管是一段直径加粗了的末端集输管线，长约45m（长度取决于原油的特性和预分水效果），直径1020～1220mm，两端用球盖封堵，主要用于高含水油田原油的预分水和污水净化。末端分相管在管内完成油气水分离的5个过程（流体水力搅拌、质量交换、扩散、重力沉降、在聚结器内使水滴聚集），同时具备多种装置的功能（Ⅰ级分离装置、预分水装置、预净水装置），在前苏联得到较多的应用。西西伯利亚地区的塔什金诺沃油田在丛式井井场或增压泵站上配备了两根直径1020mm、长250m的末端分相管，液体处理能力达30000～32000m3/d，每天可分出7800～9000m3的游离水，游离水分出率达60％，而出口原油含水率仅为3％～5％。末端分相管能在油田配套工艺流程中取代造价昂贵、数量众多的Ⅰ级分离装置和脱水装置，大幅度降低投资（可降低总投资25％～40％），具有制造与控制操作简便、液体处理能力大的特点，可用作小型和边远油田的预分水器，缺点是分离效率较低，分出水含油偏高。4 斜管预分水技术斜管预分水器的工作原理是自然沉降结合浅池分离，主要用于分出游离水，欧美称之为仰角式游离水脱除器。其是将卧式和立式游离水分离器相结合，采用仰角设计，克服了立式容器内油水界面覆盖面积小、卧式容器油水界面与水出口距离短以及分离时间不充分的缺点。来液进口位于管式容器的上行端，水中油珠能聚集并爬高上行至顶端油出口，而水下沉至底端水出口排出。斜管预分水器结构简单，造价低，占地面积小，主要用于对分出水含油要求不高的掺水油田，将分出的污水就地回掺，以降低集输系统掺水能耗和管线投资，并减少联合站的运行负荷。俄罗斯在其高含水和特高含水原油集输中广泛采用斜管预分水器（直径为1220mm，倾斜角度在45°左右，液量处理能力为10000～15000m3/d），用于脱除80％的游离水。欧美国家也开发并推广应用了该类设备，但在斜管仰角设计上采取了较低角度，为12°［8］。斜管预分水器目前在国内没有得到广泛应用，仅河南油田1个计量站应用，分出水水质无法控制，出水含油一般在1000mg/L以上，分离效率较低。5 低温破乳技术利用低温破乳技术来进行预分水是比较经济的。加拿大研制的原油声波破乳设备，可安装在高含水油井管径小于4in的集油管线上，使处理后的稠油含水率最低降至1％，节省药剂投加量50％。美国的微波破乳MST模块化撬装设备在现场试验中也取得了成功，效果显著［8］。近些年来，随着注聚等3次采油工艺的应用，采出液物化性质发生了较大变化，且乳化现象十分严重，导致预分水难度加大。各油田为了弥补机械方法的不足，普遍开始重视高效设备和化学助剂的综合应用，即在原有预分水工艺的基础上，投加预脱水剂，使高含水期大量污水在较低温度和较低化学药剂加入量条件下得到有效分离。H1联原油黏度高，污水含油量高，乳化严重，采用机械方法进行预脱水有诸多不便，通过选用高效预脱水剂，在进站温度下，采出液中80％以上的污水实现预分离，分出的污水含油在100mg/L左右，可直接进入污水处理系统，节省了大量的天然气和破乳剂，并且工艺改动量小、投资少、易推广应用［9］。辽河油田通过大量室内试验，研制出了预脱水剂，在原有设备基础上优化工艺流程，在进站不加热的条件下分出游离水，再进行后续处理，取消一段加热，节省了大量破乳剂，经济效益明显，全公司推广后，每年可节省操作费用4000万～5000万元。化学药剂的引入，导致预分水费用增加，后续污水处理难度加大，如何趋利避害，有待深入研究。6 预分水技术的发展方向目前各油田采用的预分水技术在一定程度上起到了预分水的效果，但这些技术的主要控制指标是原油含水，对分出水中含油则限制较少，造成分出污水含油高达1000mg/L左右，这样污水处理系统需要进行一级除油、二级沉降加过滤的复杂处理工艺才能使污水水质达标，污水系统占地、设施投资和运行费用很高。预分水技术未来主要向以下方向发展：1）加速高效油水分离设备、分离技术的研制和推广。2）在研制高效预分水设备时，更加注重降低分出污水中含油指标的研究。3）向各种技术的集成化、一体化、小型化、低投资和低成本方向发展，如旋流、气浮、沉降、聚结等的优化集成，物理、化学和生物方法的综合应用等，以发挥不同技术、手段的优点，扩宽预分水技术的使用范围，提高预分水设备的稳定性和处理效果。基于此，笔者正在开展新型一体化预分水除油技术研究，通过综合应用旋流、气浮、聚集和三相分离等技术，将预分水与污水除油功能有机结合，形成一体化装置，在高效预分水的同时，强化污水除油功能，改善出水水质，使出水含油降到15mg/L以下，从而简化后段处理工艺，减少投资和运行费用等。该项研究目前进展顺利，室内试验已达到预期效果，现场试验正按计划进行，专利成果也正在申报中。参考文献［1］胡世杰，李绍文，杨海燕高含水期油田地面工程现状及发展趋势［J］管道技术与设备，2011 ，5：51～［2］侯桂华原油脱水站节能降耗技术应用［J］石油规划设计，2008，19（4）：41 ～［3］牛彬油田高含水期油气集输与处理工艺技术研究［J］中国石油大学胜利学院学报，2008，22（4）：8～［4］汤清波，钱维坤，李玉军HNS型高效三相分离器技术［J］油气田地面工程，2007，26（6）：16～［5］张劲松，冯叔初，李玉星，等油水分离用水力旋流器流动机理和应用研究［J］过滤与分离，2001，11（3）：15～［6］陈建玲QK17 －2污水处理平台水力旋流器控制方案优化设计［J］中国造船，2010，51（增刊2）：138～［7］成仕钢两级旋流分离工艺的应用试验研究［J］江汉石油职工大学学报，2005，18（2）：33～［8］杨时榜，叶学礼油气田地面工程技术现状及发展趋势［M］北京：石油工业出版社，2011：43～［9］张大安，黄耀达，马强预脱水技术应用研究［J］内蒙古石油化工，2008，18：10～
已查，省级。投初级、助理级别的应该是没有问题的。
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胡长朝 党 伟（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）摘 要 国内外大部分油田已进入高含水开发期，原油综合含水率高达90％以上，造成原有地面系统超负荷运行，改造投资、能耗及运行成本急剧增大。针对这一问题，部分油田开始在集输系统的接转站实施预分水，分出的污水就地处理达标后回注地层。本文从技术原理、优缺点等方面对国内外普遍应用的预分水技术进行了评述，并对其未来的发展进行了展望。关键词 预分水 高含水期 展望Predewatering Technology for Crude Oil ofHigh Water－cut OilfieldHU Changchao，DANG Wei（Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China）Abstract Most of domestic and foreign oilfields have entered the high water－cut stage and the comprehensive water－cut of crude oil has reached as high as 90％ or above，which leads to the overload operation of the existing surface system and the rapid increases of the reconstruction investment，the energy consumption and the operating For this problem，some oilfields begin to carry out predewatering at block stations of gathering and transferring systems，and the seperated sewage is treated in situ and reinjected to the ground after reaching the water quality The paper reviews the predewatering technology commonly used at home and abroad from the aspects such as technical principle，advantages and disadvantages，and looks into its future Key words predewatering；high water－cut stage；prospect国内外油田开发都经历着产油量上升阶段、油量达到高峰稳产阶段和油井见水、产量递减3个阶段［1］。目前，我国东部主力油田大部分已进入高含水或特高含水开采期，原油综合含水率已超过90％，有的油田甚至高达98％，油田开发已由 “采油” 变为 “采水”。在高含水期，含水率的小幅上升会导致液量的大幅度增加。以胜利油田为例，全油田综合含水率在91％～92％时，含水率每增加1％，液量每年就增加约375×104 t，增幅达25％。由于地面处理系统利用的是中、低含水期的生产设施，因而不能适应产液量剧增和以水为主的处理需求，主要存在以下问题：1）集输和污水处理系统处理能力明显不足，超负荷运行，处理效率低下。2）原有设施需不断扩建，改造工程量和投资费用过大，并且原有流程的改造也十分困难。3）能耗及成本增大。在油田中、低含水期开发阶段建设的原油脱水站，大多采用两段脱水工艺，高含水原油集输至集中处理站后全部进入加热炉加热，大部分热能消耗在对污水的加热升温上。在一个进站液量为1700×104 m3/a、综合含水率为95％的联合站，将来液升温7℃，仅一次加热炉的燃油消耗就达45×104t/a以上，其中污水吸收的热能大约占97％，造成了能量的极大浪费［2］。脱出的污水需返输至注水站，污水往返输送成本、降回压泵能耗、运行管理维护成本等增大。另外，随着含水率的上升，油井排来液的温度越来越低，热量及化学助剂等的消耗进一步增大，导致吨液、吨油处理成本急剧增加。4）大量污水的循环加速了管道和设备的腐蚀，缩短了设备的使用寿命。实施预分水，尽早把污水分离出来，减少污水流动环节，可有效解决以上问题，大幅降低能耗、成本和改造投资，提高经济效益。因此，国内外油田一方面加紧研究适应高含水期油田生产需要的预分水技术，成功研制出了末端分相管、水力旋流器等高效预分水装置；另一方面对原有流程进行配套改造，增加预分水环节，由采出液全液在联合站集中加热脱水改为在各井场、分压泵站、接转站进行低温预分水，分出的污水就地处理达标后回注地层，剩余低含水油再送至联合站集中加热处理。目前，国内外常用的预分水技术主要有三相分离技术、旋流分离技术、末端分相技术、斜管预分水技术和低温破乳技术。1 三相分离技术三相分离器的技术原理是油水混合液经设备进口进入设备，经进口分气包预脱气后进入水洗室，在水洗室中油水混合液发生碰撞、摩擦等降低界面膜的水洗过程分离出大部分的游离水，没有分离的混合液经分配器布液和波纹板整流后进入沉降室，并在沉降室进行最终的油水分离，达到脱水的目的（图1）。三相分离器综合应用了来液预脱气、浅池布液、水洗破乳、高效聚集整流和油水界面控制等数项技术，在国内外油田得到广泛应用，其中尤以我国应用水平最高［3］。图1 高效三相分离器原理图我国陆上油田大多将三相分离器改造为预分水器进行预分水。河南油田规划设计研究院根据高含水期油田原油物化特性，研制出了HNS型三相分离器，其外形尺寸为φ3000mm×10608mm×10mm，分离器内分为预脱气室、稳流室、水洗室、沉降分离室、油室、水室、气相空间、气包等部分。该型三相分离器采用了气体预分离、二次捕雾技术和活性水水洗强化破乳技术，提高了油水分离效率；利用双隔板结构U形管压力平衡原理，实现了油水界面控制；合理配置设备与工艺控制的有机结合，提高了自动化水平。将HNS型三相分离器改造为预分水器，其处理能力为同规格传统设备的4～8倍，针对河南油田密度为85g/cm3 的轻质原油，经一次预分水处理，出口原油含水率在4％以下，污水含油低于500mg/L［4］。胜利油田 “十一五” 期间在33座联合站推广应用高效三相分离器152台，处理进站液量55×104m3/d，原油含水率从85％～90％降至50％～60％，每天节省加热燃料900t左右，取得了良好的节能降耗效果。以坨三站为例，进站液量为5×104m3/d，应用高效三相分离器预分水后，分离器出油含水率由94％降低到15％，加热液量下降了90％，年节约燃料油1068t。对于边远小断块油田，胜利油田将原来的高含水全液外输至较远联合站、注水水源回调改为就地预分水处理后回注、低含水油外输，在15座接转站应用三相分离器32台，分出水98×104m3/d，污水就地回注后实现污水替代清水6×104m3/d，每天减少6×104m3污水往返输送，节约输送电耗75×104kW·h，年降低加热能耗06×1014J，同时解决了部分油田欠注的问题，缓解了污水回灌压力。三相分离器用作预分水器，具有处理能力大、分离效率高、运行工况稳定、管理方便、自动化程度高等特点，含水原油经一段处理后获合格净化原油标准；但三相分离器是以出油含水率达到一定指标为目的设计的设备，污水分离净化的有效空间不足，造成除油效率低，分出水含油指标一般控制在1000mg/L以下，实际运行中水中含油在500 ～1000mg/L之间，后续污水处理系统需采用二级除油加过滤的处理工艺，投资、占地和运行费用均较高。2 旋流分离技术图2 水力旋流器原理图水力旋流器的工作原理是在油水存在密度差的情况下，使含油污水在水泵或其他外加压力的作用下，从切线方向进入旋流器后高速旋转，在离心力的作用下，水向器壁运动，形成向下的外旋流，通过旋流器底部出口流出（底流）；油向旋流器轴心处运动，形成螺旋上升的内旋流油核，由上端溢流而出（溢流），最终实现油水分离，如图2所示［5，6］。旋流分离技术是油田高含水期节能降耗行之有效的工艺手段。水力旋流器可以使高含水原油在不加热的条件下实现游离水脱除，节约大量的燃料，欧美国家海上油田广泛用作预分水器，陆上油田基本不单独使用，目前发展方向主要是作为前端预处理器与其他技术组合应用。旋流分离技术在国内尚处于研究开发阶段，未得到大规模应用。胜利油田开展了旋流分离技术试验，研制了以旋流和沉降相结合的试验设备，其工作原理为油、气、水混合液进入旋流筒，靠离心旋转分离和重力作用，脱除90％以上的伴生气，该气体与分水器内的少量气体一起经二次除液后，由压力控制进入气体系统，油水混合液经配流管均匀进入分离区，再经整流迷宫板缓冲整流进入沉降区沉降；在沉降区内，靠加热器进一步激发破乳剂的活性，使乳化液破乳分离，油滴聚结上浮，脱水原油经隔板进入油室，再经液位控制流出分水器。该试验设备的技术关键为：(1)分水器进入端设计了预分离旋流器，采用预分离技术，将混合液中95％以上的气体预先分离；(2)设计了配流管和整流迷宫板，使高效分水器内流场稳定，便于油水分离；(3)分水器内部设有加热器，既能激发破乳剂活性，又能避免对底部污水的加温；(4)设计的水位调节器能自动调节分离器内的油水界面，处理后污水含油基本在500mg/L左右。江汉油田进行了两级旋流分离工艺研究，两台旋流器串联应用，一级进行预分水，二级对一级分出的水进行除油处理。现场试验后，马王庙油田马56站一级旋流器分出污水占总液量的50％以上，二级旋流器除油后污水含油在100mg/L以下［7］。水力旋流器用作预分水设备，具有质量轻、占地面积小、单位容积处理能力大、分离效率高、分离速度快、投资小、构造简单、本身无活动部件、易于安装和维修等优点，但也存在着许多缺点，如旋流管易磨损、气体影响分离效果、提升和旋流造成原油乳化不易分离、出水水质不平稳、动力消耗较大、可有效分离游离水却对乳化水基本没有分离能力、分出水含油偏高（1000mg/L左右）等，难以得到推广应用。3 末端分相技术末端分相管是一段直径加粗了的末端集输管线，长约45m（长度取决于原油的特性和预分水效果），直径1020～1220mm，两端用球盖封堵，主要用于高含水油田原油的预分水和污水净化。末端分相管在管内完成油气水分离的5个过程（流体水力搅拌、质量交换、扩散、重力沉降、在聚结器内使水滴聚集），同时具备多种装置的功能（Ⅰ级分离装置、预分水装置、预净水装置），在前苏联得到较多的应用。西西伯利亚地区的塔什金诺沃油田在丛式井井场或增压泵站上配备了两根直径1020mm、长250m的末端分相管，液体处理能力达30000～32000m3/d，每天可分出7800～9000m3的游离水，游离水分出率达60％，而出口原油含水率仅为3％～5％。末端分相管能在油田配套工艺流程中取代造价昂贵、数量众多的Ⅰ级分离装置和脱水装置，大幅度降低投资（可降低总投资25％～40％），具有制造与控制操作简便、液体处理能力大的特点，可用作小型和边远油田的预分水器，缺点是分离效率较低，分出水含油偏高。4 斜管预分水技术斜管预分水器的工作原理是自然沉降结合浅池分离，主要用于分出游离水，欧美称之为仰角式游离水脱除器。其是将卧式和立式游离水分离器相结合，采用仰角设计，克服了立式容器内油水界面覆盖面积小、卧式容器油水界面与水出口距离短以及分离时间不充分的缺点。来液进口位于管式容器的上行端，水中油珠能聚集并爬高上行至顶端油出口，而水下沉至底端水出口排出。斜管预分水器结构简单，造价低，占地面积小，主要用于对分出水含油要求不高的掺水油田，将分出的污水就地回掺，以降低集输系统掺水能耗和管线投资，并减少联合站的运行负荷。俄罗斯在其高含水和特高含水原油集输中广泛采用斜管预分水器（直径为1220mm，倾斜角度在45°左右，液量处理能力为10000～15000m3/d），用于脱除80％的游离水。欧美国家也开发并推广应用了该类设备，但在斜管仰角设计上采取了较低角度，为12°［8］。斜管预分水器目前在国内没有得到广泛应用，仅河南油田1个计量站应用，分出水水质无法控制，出水含油一般在1000mg/L以上，分离效率较低。5 低温破乳技术利用低温破乳技术来进行预分水是比较经济的。加拿大研制的原油声波破乳设备，可安装在高含水油井管径小于4in的集油管线上，使处理后的稠油含水率最低降至1％，节省药剂投加量50％。美国的微波破乳MST模块化撬装设备在现场试验中也取得了成功，效果显著［8］。近些年来，随着注聚等3次采油工艺的应用，采出液物化性质发生了较大变化，且乳化现象十分严重，导致预分水难度加大。各油田为了弥补机械方法的不足，普遍开始重视高效设备和化学助剂的综合应用，即在原有预分水工艺的基础上，投加预脱水剂，使高含水期大量污水在较低温度和较低化学药剂加入量条件下得到有效分离。H1联原油黏度高，污水含油量高，乳化严重，采用机械方法进行预脱水有诸多不便，通过选用高效预脱水剂，在进站温度下，采出液中80％以上的污水实现预分离，分出的污水含油在100mg/L左右，可直接进入污水处理系统，节省了大量的天然气和破乳剂，并且工艺改动量小、投资少、易推广应用［9］。辽河油田通过大量室内试验，研制出了预脱水剂，在原有设备基础上优化工艺流程，在进站不加热的条件下分出游离水，再进行后续处理，取消一段加热，节省了大量破乳剂，经济效益明显，全公司推广后，每年可节省操作费用4000万～5000万元。化学药剂的引入，导致预分水费用增加，后续污水处理难度加大，如何趋利避害，有待深入研究。6 预分水技术的发展方向目前各油田采用的预分水技术在一定程度上起到了预分水的效果，但这些技术的主要控制指标是原油含水，对分出水中含油则限制较少，造成分出污水含油高达1000mg/L左右，这样污水处理系统需要进行一级除油、二级沉降加过滤的复杂处理工艺才能使污水水质达标，污水系统占地、设施投资和运行费用很高。预分水技术未来主要向以下方向发展：1）加速高效油水分离设备、分离技术的研制和推广。2）在研制高效预分水设备时，更加注重降低分出污水中含油指标的研究。3）向各种技术的集成化、一体化、小型化、低投资和低成本方向发展，如旋流、气浮、沉降、聚结等的优化集成，物理、化学和生物方法的综合应用等，以发挥不同技术、手段的优点，扩宽预分水技术的使用范围，提高预分水设备的稳定性和处理效果。基于此，笔者正在开展新型一体化预分水除油技术研究，通过综合应用旋流、气浮、聚集和三相分离等技术，将预分水与污水除油功能有机结合，形成一体化装置，在高效预分水的同时，强化污水除油功能，改善出水水质，使出水含油降到15mg/L以下，从而简化后段处理工艺，减少投资和运行费用等。该项研究目前进展顺利，室内试验已达到预期效果，现场试验正按计划进行，专利成果也正在申报中。参考文献［1］胡世杰，李绍文，杨海燕高含水期油田地面工程现状及发展趋势［J］管道技术与设备，2011 ，5：51～［2］侯桂华原油脱水站节能降耗技术应用［J］石油规划设计，2008，19（4）：41 ～［3］牛彬油田高含水期油气集输与处理工艺技术研究［J］中国石油大学胜利学院学报，2008，22（4）：8～［4］汤清波，钱维坤，李玉军HNS型高效三相分离器技术［J］油气田地面工程，2007，26（6）：16～［5］张劲松，冯叔初，李玉星，等油水分离用水力旋流器流动机理和应用研究［J］过滤与分离，2001，11（3）：15～［6］陈建玲QK17 －2污水处理平台水力旋流器控制方案优化设计［J］中国造船，2010，51（增刊2）：138～［7］成仕钢两级旋流分离工艺的应用试验研究［J］江汉石油职工大学学报，2005，18（2）：33～［8］杨时榜，叶学礼油气田地面工程技术现状及发展趋势［M］北京：石油工业出版社，2011：43～［9］张大安，黄耀达，马强预脱水技术应用研究［J］内蒙古石油化工，2008，18：10～
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王重阳，男，2001年7月毕业于华北电力大学法政系，获法学学士学位。爱好法律，长期在电网企业从事法律事务工作，先后在《华北电力大学学报》（社会科学版）、《江汉石油职工大学学报》、《法治论坛》、《中国电力企业管理》、《国家电网》、《中国电力教育》、《大众用电》、《农电管理》等期刊杂志发表文章数篇。
已查，省级。投初级、助理级别的应该是没有问题的。
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胡长朝 党 伟（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）摘 要 国内外大部分油田已进入高含水开发期，原油综合含水率高达90％以上，造成原有地面系统超负荷运行，改造投资、能耗及运行成本急剧增大。针对这一问题，部分油田开始在集输系统的接转站实施预分水，分出的污水就地处理达标后回注地层。本文从技术原理、优缺点等方面对国内外普遍应用的预分水技术进行了评述，并对其未来的发展进行了展望。关键词 预分水 高含水期 展望Predewatering Technology for Crude Oil ofHigh Water－cut OilfieldHU Changchao，DANG Wei（Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，China）Abstract Most of domestic and foreign oilfields have entered the high water－cut stage and the comprehensive water－cut of crude oil has reached as high as 90％ or above，which leads to the overload operation of the existing surface system and the rapid increases of the reconstruction investment，the energy consumption and the operating For this problem，some oilfields begin to carry out predewatering at block stations of gathering and transferring systems，and the seperated sewage is treated in situ and reinjected to the ground after reaching the water quality The paper reviews the predewatering technology commonly used at home and abroad from the aspects such as technical principle，advantages and disadvantages，and looks into its future Key words predewatering；high water－cut stage；prospect国内外油田开发都经历着产油量上升阶段、油量达到高峰稳产阶段和油井见水、产量递减3个阶段［1］。目前，我国东部主力油田大部分已进入高含水或特高含水开采期，原油综合含水率已超过90％，有的油田甚至高达98％，油田开发已由 “采油” 变为 “采水”。在高含水期，含水率的小幅上升会导致液量的大幅度增加。以胜利油田为例，全油田综合含水率在91％～92％时，含水率每增加1％，液量每年就增加约375×104 t，增幅达25％。由于地面处理系统利用的是中、低含水期的生产设施，因而不能适应产液量剧增和以水为主的处理需求，主要存在以下问题：1）集输和污水处理系统处理能力明显不足，超负荷运行，处理效率低下。2）原有设施需不断扩建，改造工程量和投资费用过大，并且原有流程的改造也十分困难。3）能耗及成本增大。在油田中、低含水期开发阶段建设的原油脱水站，大多采用两段脱水工艺，高含水原油集输至集中处理站后全部进入加热炉加热，大部分热能消耗在对污水的加热升温上。在一个进站液量为1700×104 m3/a、综合含水率为95％的联合站，将来液升温7℃，仅一次加热炉的燃油消耗就达45×104t/a以上，其中污水吸收的热能大约占97％，造成了能量的极大浪费［2］。脱出的污水需返输至注水站，污水往返输送成本、降回压泵能耗、运行管理维护成本等增大。另外，随着含水率的上升，油井排来液的温度越来越低，热量及化学助剂等的消耗进一步增大，导致吨液、吨油处理成本急剧增加。4）大量污水的循环加速了管道和设备的腐蚀，缩短了设备的使用寿命。实施预分水，尽早把污水分离出来，减少污水流动环节，可有效解决以上问题，大幅降低能耗、成本和改造投资，提高经济效益。因此，国内外油田一方面加紧研究适应高含水期油田生产需要的预分水技术，成功研制出了末端分相管、水力旋流器等高效预分水装置；另一方面对原有流程进行配套改造，增加预分水环节，由采出液全液在联合站集中加热脱水改为在各井场、分压泵站、接转站进行低温预分水，分出的污水就地处理达标后回注地层，剩余低含水油再送至联合站集中加热处理。目前，国内外常用的预分水技术主要有三相分离技术、旋流分离技术、末端分相技术、斜管预分水技术和低温破乳技术。1 三相分离技术三相分离器的技术原理是油水混合液经设备进口进入设备，经进口分气包预脱气后进入水洗室，在水洗室中油水混合液发生碰撞、摩擦等降低界面膜的水洗过程分离出大部分的游离水，没有分离的混合液经分配器布液和波纹板整流后进入沉降室，并在沉降室进行最终的油水分离，达到脱水的目的（图1）。三相分离器综合应用了来液预脱气、浅池布液、水洗破乳、高效聚集整流和油水界面控制等数项技术，在国内外油田得到广泛应用，其中尤以我国应用水平最高［3］。图1 高效三相分离器原理图我国陆上油田大多将三相分离器改造为预分水器进行预分水。河南油田规划设计研究院根据高含水期油田原油物化特性，研制出了HNS型三相分离器，其外形尺寸为φ3000mm×10608mm×10mm，分离器内分为预脱气室、稳流室、水洗室、沉降分离室、油室、水室、气相空间、气包等部分。该型三相分离器采用了气体预分离、二次捕雾技术和活性水水洗强化破乳技术，提高了油水分离效率；利用双隔板结构U形管压力平衡原理，实现了油水界面控制；合理配置设备与工艺控制的有机结合，提高了自动化水平。将HNS型三相分离器改造为预分水器，其处理能力为同规格传统设备的4～8倍，针对河南油田密度为85g/cm3 的轻质原油，经一次预分水处理，出口原油含水率在4％以下，污水含油低于500mg/L［4］。胜利油田 “十一五” 期间在33座联合站推广应用高效三相分离器152台，处理进站液量55×104m3/d，原油含水率从85％～90％降至50％～60％，每天节省加热燃料900t左右，取得了良好的节能降耗效果。以坨三站为例，进站液量为5×104m3/d，应用高效三相分离器预分水后，分离器出油含水率由94％降低到15％，加热液量下降了90％，年节约燃料油1068t。对于边远小断块油田，胜利油田将原来的高含水全液外输至较远联合站、注水水源回调改为就地预分水处理后回注、低含水油外输，在15座接转站应用三相分离器32台，分出水98×104m3/d，污水就地回注后实现污水替代清水6×104m3/d，每天减少6×104m3污水往返输送，节约输送电耗75×104kW·h，年降低加热能耗06×1014J，同时解决了部分油田欠注的问题，缓解了污水回灌压力。三相分离器用作预分水器，具有处理能力大、分离效率高、运行工况稳定、管理方便、自动化程度高等特点，含水原油经一段处理后获合格净化原油标准；但三相分离器是以出油含水率达到一定指标为目的设计的设备，污水分离净化的有效空间不足，造成除油效率低，分出水含油指标一般控制在1000mg/L以下，实际运行中水中含油在500 ～1000mg/L之间，后续污水处理系统需采用二级除油加过滤的处理工艺，投资、占地和运行费用均较高。2 旋流分离技术图2 水力旋流器原理图水力旋流器的工作原理是在油水存在密度差的情况下，使含油污水在水泵或其他外加压力的作用下，从切线方向进入旋流器后高速旋转，在离心力的作用下，水向器壁运动，形成向下的外旋流，通过旋流器底部出口流出（底流）；油向旋流器轴心处运动，形成螺旋上升的内旋流油核，由上端溢流而出（溢流），最终实现油水分离，如图2所示［5，6］。旋流分离技术是油田高含水期节能降耗行之有效的工艺手段。水力旋流器可以使高含水原油在不加热的条件下实现游离水脱除，节约大量的燃料，欧美国家海上油田广泛用作预分水器，陆上油田基本不单独使用，目前发展方向主要是作为前端预处理器与其他技术组合应用。旋流分离技术在国内尚处于研究开发阶段，未得到大规模应用。胜利油田开展了旋流分离技术试验，研制了以旋流和沉降相结合的试验设备，其工作原理为油、气、水混合液进入旋流筒，靠离心旋转分离和重力作用，脱除90％以上的伴生气，该气体与分水器内的少量气体一起经二次除液后，由压力控制进入气体系统，油水混合液经配流管均匀进入分离区，再经整流迷宫板缓冲整流进入沉降区沉降；在沉降区内，靠加热器进一步激发破乳剂的活性，使乳化液破乳分离，油滴聚结上浮，脱水原油经隔板进入油室，再经液位控制流出分水器。该试验设备的技术关键为：(1)分水器进入端设计了预分离旋流器，采用预分离技术，将混合液中95％以上的气体预先分离；(2)设计了配流管和整流迷宫板，使高效分水器内流场稳定，便于油水分离；(3)分水器内部设有加热器，既能激发破乳剂活性，又能避免对底部污水的加温；(4)设计的水位调节器能自动调节分离器内的油水界面，处理后污水含油基本在500mg/L左右。江汉油田进行了两级旋流分离工艺研究，两台旋流器串联应用，一级进行预分水，二级对一级分出的水进行除油处理。现场试验后，马王庙油田马56站一级旋流器分出污水占总液量的50％以上，二级旋流器除油后污水含油在100mg/L以下［7］。水力旋流器用作预分水设备，具有质量轻、占地面积小、单位容积处理能力大、分离效率高、分离速度快、投资小、构造简单、本身无活动部件、易于安装和维修等优点，但也存在着许多缺点，如旋流管易磨损、气体影响分离效果、提升和旋流造成原油乳化不易分离、出水水质不平稳、动力消耗较大、可有效分离游离水却对乳化水基本没有分离能力、分出水含油偏高（1000mg/L左右）等，难以得到推广应用。3 末端分相技术末端分相管是一段直径加粗了的末端集输管线，长约45m（长度取决于原油的特性和预分水效果），直径1020～1220mm，两端用球盖封堵，主要用于高含水油田原油的预分水和污水净化。末端分相管在管内完成油气水分离的5个过程（流体水力搅拌、质量交换、扩散、重力沉降、在聚结器内使水滴聚集），同时具备多种装置的功能（Ⅰ级分离装置、预分水装置、预净水装置），在前苏联得到较多的应用。西西伯利亚地区的塔什金诺沃油田在丛式井井场或增压泵站上配备了两根直径1020mm、长250m的末端分相管，液体处理能力达30000～32000m3/d，每天可分出7800～9000m3的游离水，游离水分出率达60％，而出口原油含水率仅为3％～5％。末端分相管能在油田配套工艺流程中取代造价昂贵、数量众多的Ⅰ级分离装置和脱水装置，大幅度降低投资（可降低总投资25％～40％），具有制造与控制操作简便、液体处理能力大的特点，可用作小型和边远油田的预分水器，缺点是分离效率较低，分出水含油偏高。4 斜管预分水技术斜管预分水器的工作原理是自然沉降结合浅池分离，主要用于分出游离水，欧美称之为仰角式游离水脱除器。其是将卧式和立式游离水分离器相结合，采用仰角设计，克服了立式容器内油水界面覆盖面积小、卧式容器油水界面与水出口距离短以及分离时间不充分的缺点。来液进口位于管式容器的上行端，水中油珠能聚集并爬高上行至顶端油出口，而水下沉至底端水出口排出。斜管预分水器结构简单，造价低，占地面积小，主要用于对分出水含油要求不高的掺水油田，将分出的污水就地回掺，以降低集输系统掺水能耗和管线投资，并减少联合站的运行负荷。俄罗斯在其高含水和特高含水原油集输中广泛采用斜管预分水器（直径为1220mm，倾斜角度在45°左右，液量处理能力为10000～15000m3/d），用于脱除80％的游离水。欧美国家也开发并推广应用了该类设备，但在斜管仰角设计上采取了较低角度，为12°［8］。斜管预分水器目前在国内没有得到广泛应用，仅河南油田1个计量站应用，分出水水质无法控制，出水含油一般在1000mg/L以上，分离效率较低。5 低温破乳技术利用低温破乳技术来进行预分水是比较经济的。加拿大研制的原油声波破乳设备，可安装在高含水油井管径小于4in的集油管线上，使处理后的稠油含水率最低降至1％，节省药剂投加量50％。美国的微波破乳MST模块化撬装设备在现场试验中也取得了成功，效果显著［8］。近些年来，随着注聚等3次采油工艺的应用，采出液物化性质发生了较大变化，且乳化现象十分严重，导致预分水难度加大。各油田为了弥补机械方法的不足，普遍开始重视高效设备和化学助剂的综合应用，即在原有预分水工艺的基础上，投加预脱水剂，使高含水期大量污水在较低温度和较低化学药剂加入量条件下得到有效分离。H1联原油黏度高，污水含油量高，乳化严重，采用机械方法进行预脱水有诸多不便，通过选用高效预脱水剂，在进站温度下，采出液中80％以上的污水实现预分离，分出的污水含油在100mg/L左右，可直接进入污水处理系统，节省了大量的天然气和破乳剂，并且工艺改动量小、投资少、易推广应用［9］。辽河油田通过大量室内试验，研制出了预脱水剂，在原有设备基础上优化工艺流程，在进站不加热的条件下分出游离水，再进行后续处理，取消一段加热，节省了大量破乳剂，经济效益明显，全公司推广后，每年可节省操作费用4000万～5000万元。化学药剂的引入，导致预分水费用增加，后续污水处理难度加大，如何趋利避害，有待深入研究。6 预分水技术的发展方向目前各油田采用的预分水技术在一定程度上起到了预分水的效果，但这些技术的主要控制指标是原油含水，对分出水中含油则限制较少，造成分出污水含油高达1000mg/L左右，这样污水处理系统需要进行一级除油、二级沉降加过滤的复杂处理工艺才能使污水水质达标，污水系统占地、设施投资和运行费用很高。预分水技术未来主要向以下方向发展：1）加速高效油水分离设备、分离技术的研制和推广。2）在研制高效预分水设备时，更加注重降低分出污水中含油指标的研究。3）向各种技术的集成化、一体化、小型化、低投资和低成本方向发展，如旋流、气浮、沉降、聚结等的优化集成，物理、化学和生物方法的综合应用等，以发挥不同技术、手段的优点，扩宽预分水技术的使用范围，提高预分水设备的稳定性和处理效果。基于此，笔者正在开展新型一体化预分水除油技术研究，通过综合应用旋流、气浮、聚集和三相分离等技术，将预分水与污水除油功能有机结合，形成一体化装置，在高效预分水的同时，强化污水除油功能，改善出水水质，使出水含油降到15mg/L以下，从而简化后段处理工艺，减少投资和运行费用等。该项研究目前进展顺利，室内试验已达到预期效果，现场试验正按计划进行，专利成果也正在申报中。参考文献［1］胡世杰，李绍文，杨海燕高含水期油田地面工程现状及发展趋势［J］管道技术与设备，2011 ，5：51～［2］侯桂华原油脱水站节能降耗技术应用［J］石油规划设计，2008，19（4）：41 ～［3］牛彬油田高含水期油气集输与处理工艺技术研究［J］中国石油大学胜利学院学报，2008，22（4）：8～［4］汤清波，钱维坤，李玉军HNS型高效三相分离器技术［J］油气田地面工程，2007，26（6）：16～［5］张劲松，冯叔初，李玉星，等油水分离用水力旋流器流动机理和应用研究［J］过滤与分离，2001，11（3）：15～［6］陈建玲QK17 －2污水处理平台水力旋流器控制方案优化设计［J］中国造船，2010，51（增刊2）：138～［7］成仕钢两级旋流分离工艺的应用试验研究［J］江汉石油职工大学学报，2005，18（2）：33～［8］杨时榜，叶学礼油气田地面工程技术现状及发展趋势［M］北京：石油工业出版社，2011：43～［9］张大安，黄耀达，马强预脱水技术应用研究［J］内蒙古石油化工，2008，18：10～
王重阳，男，2001年7月毕业于华北电力大学法政系，获法学学士学位。爱好法律，长期在电网企业从事法律事务工作，先后在《华北电力大学学报》（社会科学版）、《江汉石油职工大学学报》、《法治论坛》、《中国电力企业管理》、《国家电网》、《中国电力教育》、《大众用电》、《农电管理》等期刊杂志发表文章数篇。
已查，省级。投初级、助理级别的应该是没有问题的。
记得以前有个学生写过的中国固网电信业应对开放市场的SWOT分析及对策研究摘要 SWOT分析方法，是用来确定企业本身的竞争优势（strength），竞争劣势（weakness），机会(opportunity)和威胁（threat），从而将公司的战略与公司内部资源、外部环境有机结合。对于制定公司未来的发展战略有着至关重要的意义。随着我国市场开放的脚步不断地加快，市场的开发程度亦不断加深，中国的固定线路通讯的市场格局也将会由目前几家寡头垄断向更为多元化的境况转变。鉴于此，本文引入SWOT模型作为分析工具，分析了当前国内几家垄断企业的资源优势和缺陷，了解他们所面临的机会和挑战。同时借鉴其他国家同类市场开放的经验，从中探索出在如此繁杂的市场环境下，我国固网电信企业如何更快更好发展的应对之道。关键词 固网通讯 SWOT 不过是近4W多字的论文，不知道适合你不。其他的参考文献有：1 运用SWTO分析 迎接加入WTO冲击━━试论变动与转型中的中国企业战略管理 林建 科技经济市场 2006-09-30 期刊 0 52 2 运用SWTO分析法 实施盐化工企业战略调整 夏家秋 江汉石油职工大学学报 2003-12-20 期刊 0 72 3 地市高校中外合作办学SWTO分析及发展策略 樊彩萍 安徽工业大学学报(社会科学版) 2004-12-30 期刊 2 127 4 深圳会展业发展态势SWTO分析及对策探讨 罗光杰 内蒙古科技与经济 2005-04-30 期刊 2 110 5 电信企业重组后SWTO分析及创新战略 林宝禄 亚太经济 1999-10-10 期刊 1 39 6 上海吸引跨国公司地区总部的SWTO分析和对策研究 陶婷芳 财经研究 1998-11-03 期刊 9 86 文献检索是一门很有用的学科，指依据一定的方法，从已经组织好的大量有关文献集合中查找并获取特定的相关文献的过程。。一般的论文资料检索集合包括了期刊，书籍，会议，报纸，硕博论文等等。
1/51【题 名】虚拟激励法及其在汽车随机振动应用中的探讨【作 者】李杰[1] 秦玉英[1] 赵旗[1] 张伟[2]【刊 名】汽车技术2007(7)-24-272/51【题 名】激励法：将“1”等于“10”【作 者】靳菲菲【刊 名】大众商务：下半月2007(7)-61-613/51【题 名】桥梁结构模态参数识别的环境激励法【作 者】王永毅【刊 名】山西建筑2007,33(19)-338-3394/51【题 名】基于虚拟激励法的大跨空间结构风振系数研究【作 者】章明灿[1] 季俊杰[2] 黄新良[3]【刊 名】山西建筑2007,33(15)-55-565/51【题 名】如何运用激励法调动护士积极性【作 者】孙华 张露萍【刊 名】中医药管理杂志2007,15(3)-220-2216/51【题 名】激励法则在学校思想政治教育中的贯穿与运用【作 者】张世友【刊 名】涪陵师范学院学报2007,23(1)-72-767/51【题 名】浅谈“激励法”在服装专业课教学中的应用【作 者】周峰【刊 名】中国基础教育研究2006,2(2)-158-1598/51【题 名】运用“智力激励法”培养小学生的创新精神【作 者】李国强【刊 名】辽宁师专学报：社会科学版2006(6)-94-959/51【题 名】基于虚拟激励法的空间网格结构风致抖振响应分析【作 者】陈贤川[1,2] 赵阳[2] 董石麟[2]【刊 名】计算力学学报2006,23(6)-684-68910/51【题 名】用虚拟激励法求解非比例阻尼线性体系的非平稳随机地震响应【作 者】汪梦甫【刊 名】力学季刊2006,27(4)-598-60511/51【题 名】“成功激励法”在差生转化工作中的应用【作 者】王艳菊 刘成荣【刊 名】晋中学院学报2006,23(5)-83-8412/51【题 名】浅论企业管理中的职工循环激励法【作 者】王龙莎【刊 名】江汉石油职工大学学报2006,19(5)-58-5913/51【题 名】困难时期员工激励法【作 者】徐卫来【刊 名】管理@人2006(9)-56-5714/51【题 名】智力激励法在培养学生创造力中的实践与探索【作 者】罗延平 张应红【刊 名】重庆工学院学报2006,20(7)-177-17915/51【题 名】As2S8玻璃条形波导的光激励法制备技术研究【作 者】邹林儿[1] 陈抱雪[1] 陈林[1] 袁一方[1] 鄂书林[2] 浜中广见[3] 矶守[4]【刊 名】光学学报2006,26(7)-1043-104716/51【题 名】调制激光器激励法的Butt-Welded热电偶动态特性测试【作 者】郭华玲【刊 名】科技情报开发与经济2006,16(8)-151-15217/51【题 名】车轮动载荷计算的虚拟激励法【作 者】黄玮 赵又群 杨国权【刊 名】拖拉机与农用运输车2006,33(2)-29-3118/51【题 名】浅谈全方位激励法在学校管理工作中的运用【作 者】王金辉【刊 名】科学咨询2006(02S)-58-5919/51【题 名】鲁灵敏：技术人才激励法宝【作 者】吴宇【刊 名】管理@人2006(1)-24-2520/51【题 名】多点输入下大跨空间索结构的虚拟激励法【作 者】孙建梅[1,2] 叶继红[2] 程文瀼[2]【刊 名】振动与冲击2005,24(4)-107-110,11921/51【题 名】淮北公司推行“立体精神激励法”【作 者】李伟 葛成龙【刊 名】供电行业信息2005(12)-4-422/51【题 名】管理中的激励法【作 者】毕勇【刊 名】全球瓦楞工业2005(10)-112-11223/51【题 名】激励法在体育教学中的运用【作 者】施美丽【刊 名】宁德师专学报：自然科学版2005,17(3)-329-330,33324/51【题 名】激励法在儿科住院病人的应用【作 者】胡惠兰 李彩玲【刊 名】现代医院2005,5(10)-88-8925/51【题 名】马斯洛的需求层次理论与积分激励法【作 者】侯军【刊 名】现代企业教育2005(8)-48-4826/51【题 名】饭店“人力资源”八大激励法【作 者】海萌辉【刊 名】连锁与特许：管理工程师2005(7)-40-4127/51【题 名】多点输入下大跨度空间网格结构的虚拟激励法【作 者】孙建梅[1] 叶继红[1] 程文瀼[2]【刊 名】工业建筑2005,35(5)-95-9728/51【题 名】激发班级活力 优化班级管理过程——浅谈班级管理的激励法【作 者】李永飞【刊 名】基础教育（重庆）2005(2)-52-5229/51【题 名】IT企业创业期的团队激励法则【作 者】张永青[1] 黄培清[2]【刊 名】集团经济研究2005(5)-135-13630/51【题 名】运输车辆随机振动分析的虚拟激励法【作 者】张永林 侯传亮【刊 名】起重运输机械2005(3)-30-3131/51【题 名】受控结构风振响应分析的广义虚拟激励法【作 者】张文首 于骁 岳前进【刊 名】计算力学学报2005,22(1)-20-2432/51【题 名】浅论激励法在教师管理中的运用【作 者】郭燕芬【刊 名】职业教育研究2005(2)-40-4033/51【题 名】激励法在业余速滑训练中的运用【作 者】李莉【刊 名】牡丹江师范学院学报：自然科学版2004(4)-53-5434/51【题 名】激励法——政治课教学中的点睛之笔【作 者】任变如【刊 名】河北教育2004(6)-40-4035/51【题 名】浅谈体育教学中的激励法【作 者】廖金琳【刊 名】龙岩师专学报2004,22(3)-109-109,11336/51【题 名】激励法在幼儿门诊治疗中的优势初探【作 者】齐小平 曲红艳 王文杰【刊 名】中国社区医师2004,20(4)-5-537/51【题 名】用激励法培养学生健全人格的尝试【作 者】贺国华【刊 名】江苏教育研究2004(12)-42-4338/51【题 名】抚松实施“五位一体”激励法【作 者】宁金良 万春江【刊 名】党建文汇：上半月版2004(11)-21-2139/51【题 名】浅谈激励法在公路职工思想政治工作中的运用【作 者】蒋万斌【刊 名】成都行政学院学报2004,11(5)-79-8040/51【题 名】激励法在体育教学中的应用研究【作 者】刘昌国【刊 名】少年体育训练2004(4)-16-1641/51【题 名】作文教学激励法【作 者】罗荣【刊 名】南方论刊2004(6)-63-6342/51【题 名】正弦扫频电激励法测量与识别地震检波器特性参数【作 者】张改慧 胡时岳【刊 名】西安交通大学学报2004,38(7)-722-724,76643/51【题 名】运用激励法转化后进生【作 者】胡现红【刊 名】素质教育大参考2004(6)-49-5044/51【题 名】逆虚拟激励法随机载荷识别试验研究【作 者】李东升 郭杏林【刊 名】工程力学2004,21(2)-134-13945/51【题 名】运用激励法加强女大学生的成才教育【作 者】吴文君【刊 名】卫生职业教育2004,22(13)-11-1346/51【题 名】语言激励法在篮球比赛中的运用【作 者】朱云波 李凤玲【刊 名】少年体育训练2004(1)-42-4247/51【题 名】应用激励法促进患儿在肌内注射中的配合【作 者】邵玉静 汪秀华【刊 名】护理管理杂志2004,4(6)-41-4248/51【题 名】激励法在运动解剖学教学中的应用【作 者】刘忆冰【刊 名】吉林体育学院学报2004,20(1)-102-10349/51【题 名】虚拟激励法与圆拱屋盖结构的风致响应分析【作 者】黄明开 倪振华【刊 名】广东土木与建筑2003(12)-6-850/51【题 名】TMD多点控制体系随机地震响应分析的虚拟激励法【作 者】朱以文 吴春秋【刊 名】地震工程与工程振动2003,23(6)-174-17851/51【题 名】岗位考核比例激励法：—人事用工制度改革新方法【作 者】朱圣开【刊 名】邮电企业管理2001(18)-30-31
这种 职业大学学报 最多最多 就是 最普通 的省级期刊。
云南—GMS次区域旅游合作的SWTO分析及其对策 摘要:区域旅游合作是当今旅游发展的大趋势,而GMS次区域旅游合作是GMS次区域经济合作的重中之重。文章在具体分析云南参与GMS次区域旅游合作的SWTO的基础上,提出了云南参与GMS区域旅游合作的对策。 关键词:云南; GMS; 旅游合作; SWTO分析; 对策 区域经济合作是一个世界性的趋势。世界各国从经济利益权衡出发,利用区域地缘优势,实现区域内各国经济的相互依存、优势互补与共同繁荣。在这种形势下,任何一个国家,不管其社会制度如何,经济发展阶段如何,都不可能孤立于潮流之外而取得经济的健康发展。 在国内外区域经济合作发展的强烈态势下,GMS旅游合作的发生是顺势而行、趁势而上的必然选择。 一、云南—GMS区域旅游合作的SWTO分析 (一)优势: 区位优势 云南地处中国西南大门,背靠我国西南大陆,西南与越南、老挝、缅甸紧连,边境线长达4060km,面向东南亚、南亚,处于我国大西南旅游圈、泛珠三角区域、GMS次区域合作圈、中印缅孟合作区、中国-东南亚旅游圈、中国-南亚旅游圈、中国-东盟自由贸易区等多重合作区域的重叠处,具有独特的区位优势。云南的地缘优势将使GMS区域成为中国-东盟自由贸易区的桥梁,是实施中国-东盟自由贸易区联合发展旅游业的前沿阵地。 经济支撑优势 GMS区域各国(地区)间经济实力相差较大,其中以泰国经济实力最强,其他国家和地区经济条件都较差,属于经济欠发达国家和地区。中国云南和越南的经济增长稳定,缅甸、柬埔寨和老挝则被联合国列入最不发达国家之列;云南省与越南的GDP相差不大,但由于云南省拥有中国国家政府强大的经济支持,因此在参与GMS区域旅游合作中,相对于GMS区域其他国家,云南仍然拥有较大的经济支撑优势。 资源优势 GMS区域旅游资源类型丰富、独特、质量高,除缅甸外,其他几国都有世界遗产,其中以文化遗产居多。云南的三江并流、泰国的通艾—卡卡思河野生动植物公园以及越南的下龙湾等都是有独特性的自然景观资源;从文化景观和民族风情资源特点看,GMS各国(地区)具有趋同性,大多数国家和地区受佛教文化影响深远,多分布着山地少数民族。与GMS区域其他五国相比,云南拥有众多的高原湖泊、大江峡谷、雪山冰川、石林溶洞、热带雨林等,自然旅游资源类型齐全、规模宏大、风格各异;拥有许多独特的地方文化,历史文化悠久,民族风情绚丽多彩;自然景观和人文资源有机结合、交相辉映,其中,尤以滇西北的旅游资源与GMS区域其他五国存在明显的互补性,具有明显的旅游资源相对优势。 政策优势 在GMS区域六国中,中国和泰国对区域合作的态度最为积极,其他四国由于国家经济实力有限,政局不稳等问题,在配套相关优惠政策上也显得有点力不从心,旅游投资规模有限,在旅游开发建设等方面还需要得要中、泰两国的支持。中国是GMS区域唯一的上游国家,对GMS区域合作持积极态度,已将澜沧江-湄公河的开发列入了重要的经济发展规划,开发项目规模大,层次较高;同时,中国在支持云南参与实施《澜沧江-湄公河次区域经济合作与开发》中,在政策、资金、人才等各方面均给予了许多优惠政策,为云南参与GMS区域旅游合作创造了良好的政策环境条件。 市场优势 云南地处中国西南边陲,背靠中国大陆广阔的客源市场腹地,同时又面向GMS区域、东盟自由贸易区等拥有十几亿人口的大市场,客源市场前景十分广阔,市场地位优势明显。近年来,中国国内旅游发展势头迅猛,出境旅游发展迅速,中国与GMS区域其他各国的旅游市场互拓也日渐紧密,泰国、越南均已列入最受中国内地公民欢迎的十大出境旅游目的地,而泰国一直是中国最主要的国际旅游客源地之一,越南、老挝、缅甸、柬埔寨等到中国旅游的游客人数也逐年递增。云南面向GMS区域市场、背靠中国大陆市场的优越市场地位将使其发展区域旅游组织中心的功能成为可能。 (二)劣势 旅游市场不够规范化 一些不良行为和现象长期存在于云南旅游市场,严重扰乱了旅游市场秩序。如少数不法分子以假冒合法旅行社名义私自组团和接团,私自刻合法旅行社印章游客钱财 ;一些挂靠承包部门违规操作团队,出现重大投诉时逃匿;少数旅行社违规超范围经营等。这些问题严重地侵害了广大合法经营者和游客的利益,也损害了云南旅游大省的良好形象。 旅游产品单一,体验性旅游产品少 根据调查,旅云游客以度假为目的所占的比例要远远低于次区域其他国家的比例,云南省在次区域国际度假旅游中的地位是处于较低水平的,或者说就整个次区域而言,云南省作为国际度假目的地的形象还不是很突出。目前云南是以观光旅游产品为主,其它类型的旅游产品偏少,尤其是体验性的旅游产品更是不足。 旅游企业多而小,实力不强,人才不足 至2004年,云南共有19526户旅游基本单位。其中:旅行社410家,旅游住宿设施14234家,旅游景区230家,旅游车船公司16家,其他类型旅游企业69家,旅游购物企业300多家及上千家旅游餐饮企业,基本形成了食、住、行、游、购在内的完整的旅游产业体系。但是,缺少规模大、实力强的旅游企业。企业缺少高素质的、熟悉国际市场的旅游活动开发和经营管理人才。旅游行业的从业人员整体上素质不高,难以适应旅游国际化的要求。 (三)机遇 国际旅游业和中国旅游业快速、持续的发展 自二战以来,国际旅游业一直以高于世界经济平均增长率的速度发展,成为世界范围内最具活力的产业。特别是近20年来,环亚洲太平洋地区成为世界旅游业发展最快的地区之一,中国旅游业一直保持了高速增长的势头。今后20年,如没有大的世界性动荡,全球旅游业将继续保持高于世界经济平均增长率的速度发展。环亚洲太平洋地区将继续成为世界旅游业发展最快的地区之一,GMS次区域将成为世界最具特色和吸引力的“黄金旅游地”。云南和次区域各国也将在这种背景下得到进一步的发展。 入世为云南参与GMS次区域旅游合作开了更为广阔的通道 2001年中国加入了世界贸易组织。按照我国入世的承诺和与世贸主要成员国签定的协议,一是各成员国之间服务贸易业将陆续开放,这将有利于旅游业进一步健康发展;二是旅游业内部限制要素的开放,如独资、合资旅行社的逐步开放,这将有利于优化旅游业发展的大环境,建立符合国际规范的运营机制,提高旅游业的服务质量和管理水平。这些将为云南进一步参与GMS旅游合作打开更为广阔的通道。 中国—东盟自由贸易区经济合作 中国—东盟自由贸易区不仅将加强双方业已存在的经济合作,也将有助于扩大双方的贸易和投资。建立中国—东盟自由贸易区,东盟大市场与中国大市场相结合,将形成一个拥有近17亿消费者、GDP近2万亿美元、贸易总量2万亿美元的更大的市场,中国一东盟自由贸易区也将成为覆盖全球近30%的人口,拥有全球约40%的外汇储备,GDP和对外贸易量分别约占世界总额10%的全球最大的自由贸易区。中国—东盟自由贸易区经济合作为云南参与GMS次区域的合作构建了良好的平台和提供了经济、政策等方面上的支持。 (四)挑战 次区域各国旅游发展不平衡 近年来,次区域各国旅游得到较快的发展。2001年,整个次区域共接待游客共1470人次,比上年增长7%,但各国(地区)发展不平衡。泰国共接待国际游客达1006万人次,云南为233万人次,越南为113万人次,而老挝、柬埔寨、缅甸仅分别为4、8、4万人次。次区域旅游发展的不平衡给云南推进与次区域各国旅游合作带来了困难。 云南在次区域合作中与它国地位不对称 中国方面主要是云南省在直接参与次区域经济合作、形成中国从省级层面、而其他国家从国家层面参与合作的不对称局面,弱化了中国在合作中的影响力。比如在亚行的“三纵两横”经济走廊计划中,大湄公河次区域合作第九次部长级会议将“两横”即东西走廊列为优选项目,而与云南直接相关的其他三条纵向走廊均“榜上无名”。尽管云南在涉及这三条线路的云南境内建设方面已做了大量工作,具备良好的基础,但这些与中国在次区域合作中大国扮演小角色,云南一省势单力薄的地位不无关系。 二、云南—GMS区域旅游合作的对策 发挥云南旅游资源优势,加大对旅游资源开发的力度,调整旅游产品结构。 云南拥有丰富的旅游资源,但对旅游资源开发的力度还不够。在旅游资源的开发过程中,一方面,要加大对旅游资源的深度开发,同时要协调好开发与保护的关系。另一方面,通过国际和国内区域旅游合作来实现旅游资源的互补和共享,对旅游资源进行整合,以整体的的形象和整体力量进行旅游市场宣传、促销,打造出有国际影响力的旅游品牌。最后,加快对旅游产品结构的调整,改变以观光旅游产品为主的格局,实现旅游产品的多样化。 规范旅游市场,加强企业合作,壮大旅游企业实力 为了整治旅游市场,2005年,云南旅游局制定和出台一系列的政策和法规,但执行的力度仍不够,旅游市场仍不够规范。云南应该加快旅游市场政策和法规的建设,并加大执行的力度,为旅游企业的经营、发展创造良好的环境。云南与次区域各国政府要从政策、资金、税收等方面对大型旅游集团企业给予优惠政策,建设具有组织国际旅游活动能力的旅游集团,并促进次区域内小型旅游组织的整合,使其向集团化方向发展,使云南旅游企业的实力逐渐壮大。 加强规划,争取政策,扩大合作范围,提高云南在次区域合作中的地位 进一步加强对GMS次区域旅游合作的研究。近期以边境地州参与合作、澜沧江—湄公河旅游黄金旅游线路和重点旅游产品开发、生态环境保护等方面为重点。中期以老缅越的旅游合作为重点,按照符合国际标准和亚行的要求,做好规划和可行性研究,争取有一批项目得到亚行的支持和国家的支持。与有关国家进行协商,争取更为宽松的进入次区域旅游合作政策。云南应制定扩大开放和旅游优惠政策,鼓励和推进滇东南、滇西南与周边的缅、老、泰的地方、企业进行国际旅行代理、旅游设施建设、旅游路线开发、旅游人员教育培训、旅游景点景区等方面的合作,形成一个全方位、多层次、宽领域全面合作局面。以便更有力地推进滇东南、滇西南率先进入次区域旅游合作领域,进而向全省进行辐射,逐渐提高云南在GMS旅游合作中的地位。 加快边境口岸的建设,推进旅游中心城市的国际化 云南共有8个国家一类口岸:畹町、瑞丽、河口、勐腊、景洪、思茅、金水河、麻栗坡; 8个国家二类口岸:片马、腾冲、盈江、章风、南伞、孟定、孟连、打洛;另外还有90余个通道互市点。 从总体上看,云南已形成西、中、东三路较为集中的对外通道和口岸群体,构成了云南在地域上全方位向周边三国开放的基本格局其中,西路以瑞丽、畹町为主,中路以勐腊为主,东路以河口为主。云南应该加快边境口岸建设的进程,使边境口岸城镇成为基础设施完善、交通通讯发达、服务种类齐全、全方位对外开放的窗口。争取现有的一批国家陆路、水陆口岸可办理口岸签证,简化进入的手续。争取国家将云南作为与东盟实行互免签证的省区。城市是区域的中心,是区域旅游合作的具体建设者,应在制定GMS次区域旅游合作发展规划的基础上,充分发挥城市的中心作用,推进次区域内各旅游城市之间的建设与合作。把昆明、景洪、勐腊、瑞丽和河口几个旅游中心城市建设成为云南省面向东南亚的现代化国际旅游城市,使其成为中国参与GMS次区域经济合作的大本营和连接中国大西南与东南亚两个旅游圈的中转基地。 参考文献: [1]云南2006年旅游年鉴 [2]中国永州新闻网 [3]刘青 区域旅游合作的理论与案例初步研究—以云南参与东盟自由贸易区旅游合作为例中国优秀博硕士论文数据 [4]云南省参与澜沧江—湄公河次区域合作2003-2015年规划 [5]2004-2005云南旅游发展报告 [6]廖春花 李庆雷西双版纳与澜-湄次区域旅游合作战略初步研究桂林旅游高等专科学校学报2005年10月 第16卷第5期