一、应用技术经济 降低油气成本（论文文献综述）
李开坤[1]（2021）在《焦热载体条件下双流化床煤热解联产焦油半焦煤气技术的研究》文中进行了进一步梳理低阶煤具有含水量高、挥发分高等特点,直接燃烧浪费了大量的富氢组分且污染环境。基于热解的煤炭分级转化多联产技术可提取煤中的高附加值组分,是实现煤炭清洁高效利用的重要技术之一。针对目前低阶煤存在的综采过程中碎煤比例大,现有热解工艺焦油产率不高且含尘量较高等问题,浙江大学提出了以半焦为热载体的低阶煤双流化床热解分级转化技术,通过流化床煤热解炉和循环流化床半焦加热炉的有机结合,实现大规模碎煤颗粒的热解分级转化,获得高产率焦油和高品质煤气。分级转化产品用途广泛,焦油可通过加氢工艺制取轻质液体燃料,有助于缓解当前我国石油对外依赖逐年增长的能源风险。半焦可用于大容量煤粉锅炉的混合燃烧或生产型煤用于供暖,也可通过水焦浆气化技术生产合成气,实现热解半焦的高效低污染利用。高品质热解煤气可用于制取替代天然气或合成化工产品。通过不同利用方案的灵活组合,实现低阶煤资源的梯级利用。目前,焦热载体对流化床热解产物分布和影响规律的认识尚不充分,同时焦热载体条件下双流化床热解分级转化多联产系统的全流程模拟及技术经济性分析缺乏深入、可靠的评估,本文依托国家重点研发计划项目,开展了相关实验研究和系统流程模拟,为焦热载体条件下低阶煤双流化床热解分级技术的大规模工业应用提供参考。首先,以我国典型低阶煤-新疆润北煤为原料,在小型鼓泡流化床反应器上开展了不同热解温度（500-800oC）、不同热载体（石英砂、焦热载体:原煤=1:1、2:1、3:1和5:1）以及模拟热解气气氛下的流化床热解实验研究,获得了焦热载体条件下温度、热载体种类及比例和热解气气氛对煤流化床热解产物特性的影响规律。结果表明,作为热载体的半焦在流化床热解过程中影响煤颗粒的加热过程,对热解一次反应具有促进作用,主要表现在促进煤中酚类的析出和裂解、羧基的裂解和焦油中重质组分的分解,从而提高焦油和煤气产率,降低半焦产率。中低温时焦热载体的裂解促进作用更为显着,而较高温度时高温裂解作用占据主导地位。焦载体条件下的半焦拥有更为发达的孔隙结构,但燃烧性能变差。随着焦载体添加比例的增加,煤气产率逐渐增加,而焦油产率先增加后降低,在添加比例为2:1时达到峰值;半焦产率则逐渐降低。焦热载体条件下CH4产率的增加来源于煤中脂肪族结构,而H2和CO产率的增长主要来源于焦油中酚类的分解和大分子物质的缩聚。研究发现作为热载体的半焦具有一定的固硫作用。焦载体添加比例从1:1增加到5:1,焦油中重质组分含量下降了约6个百分点,焦油品质提升,焦油中的酚类分解为芳烃类物质。热解气气氛下,焦载体对CH4和CO2重整的催化作用以及H2对热解的促进作用使得半焦产率低于惰性气氛,而焦油和热解水产率相对较高。然后在1MWt双流化床试验装置上开展了两种煤样不同热解温度（580oC、630oC和680oC）的中试试验研究。研究发现,两种煤样均适合于双流化床热解工艺,热解炉和循环流化床半焦加热炉之间的物料循环正常,系统运行稳定。热解炉运行温度能够通过调节双炉之间的物料循环量以及燃烧加热炉的炉温来控制。两种煤样在630oC时焦油产率取得最大值,分别为10.84%和13.27%,均超过格金干馏分析的90%。研究工况下,煤气品质较高,组分中CH4含量丰富,体积占比约为35%-40%,CO和H2体积份额在25%-35%之间。焦油组分中沥青质占比40-50%,提高热解温度可以促进沥青质和饱和烃的裂解,生成芳香烃和其他非烃类物质。热解炉二级旋风飞灰比电阻满足高温静电除尘运行要求,实际工业应用中可根据需要布置高温电除尘以获得更高品质的油气。在试验研究的温度范围内,调节双炉运行温度可在一定程度上实现热解产品的品质调控,进一步验证了双流化床热解分级转化技术的可行性,为下一步是示范装置的设计和运行提供了技术支撑和调控经验。利用Aspen Plus,构建并模拟了耦合2×660MW超超临界半焦煤粉炉发电的低阶煤双流化床热解分级转化多联产系统。在模拟方案中,半焦送入煤粉锅炉发电单元通过超超临界参数蒸汽发电,焦油提酚后采用非均相悬浮床加氢工艺合成石脑油和柴油,所需的H2全部来自于煤气深加工环节,热解废水送入酚氨回收单元。根据市场行情和产品特点设计了三套不同的煤气深加工路线。在方案A中,煤气首先经过Selexol单元脱硫净化,净化后的煤气送入甲烷水蒸气重整单元,经变压吸附单元提取焦油加氢所需的H2后用于合成甲醇,重整所需热量通过燃烧甲醇合成单元和焦油加氢单元的尾气提供;在方案B中,将部分净化后煤气送入甲烷水蒸气重整单元,与未重整净化煤气混合后进入CO变换单元,经变压吸附单元先后脱除CO2、提取CH4和H2,其中H2全部用于焦油加氢,此方案重整热量来自提H2后尾气与焦油加氢尾气的燃烧。方案C则需要燃烧部分煤气提供重整热量,剩余煤气经重整、变换、脱除CO2后,利用变压吸附技术提取H2,除用于焦油加氢外全部作为产品输出。针对三套方案的技术路线,开展了全流程系统模拟和技术经济性分析,并与超超临界发电系统进行了热力学和经济学性能参数的对比。结果显示,在双流化床热解系统给煤量为628t/h的情况下,三套方案均可产出10.33t/h粗酚、24.80t/h石脑油和31.46t/h的柴油。同时,方案A还可联产甲醇65.34t/h和净发电1314.48MW,火用效率为51.15%;方案B联产替代天然气（Synthetic Natural Gas,SNG）35699.12Nm3/h,供电约1445.86MW,火用效率为51.98%;而联产17.60t/h H2和净发电量为1292.73MW的方案C拥有最高的能量效率和火用效率,分别为56.33%和53.99%,比同等规模的超超临界电厂分别高出10.51和11.19个百分点。三种多联产方案固定资产投资差异不大,其中方案C略高（约69.23亿元人民币）,比超超临界电厂投资约高21亿元人民币。方案A、B和C的税后内部收益率分别为23.24%、21.83%、29.52%,均高于超超临界电厂的17.56%。其中方案C的投资回报期最短,为5.06年（静态）和5.74年（动态）,经济效益优势最为明显。从抗风险能力的角度分析,影响三套多联产方案经济效益的主要因素是年运行时间和原料煤采购价格。当年运行时间骤减和煤炭价格上涨时,三套方案仍然具有较为可观的财务状况,其中方案C收益率的变化幅度最小,抗风险能力最强。三套方案在能量利用效率、经济性和抗风险能力方面都具有十分明显的优势,市场前景好、产品方案设计灵活。
刘斌[2]（2020）在《ZY油田特高含水期储量价值评价研究》文中研究指明我国很多油田随着数十年的高速开采,特别是东部油田,浅中层油藏或被探明,或者正在开发,其中诸多区块已经处于特高含水期,储量的认识和挖潜难度越来越大。面对国家经济发展的急迫需要,必须立足当前的客观实际,不断提高认识,掌握油气水储量状况,采取科学的技术和管理手段,为储量增值保值奠定坚实的基础。因此,针对特高含水期开发过程中的储量价值评价研究也显得迫切和极为重要。基于上述目的,本文开展特高含水期的储量价值评价,选择开发四十年并且综合含水大于90%的ZY油田作为研究对象。我们对油气储量价值评价的相关理论进行梳理,掌握国内外文献研究成果,结合石油行业油气储量价值评价目前所面临的客观环境,认真分析了ZY油田特高含水期储量价值评价所存在的问题,发现ZY油田特高含水期储量价值评价需要进一步优化研究。在充分考虑到储量价值评价影响因素的基础上,将地质可靠性与经济可行性评价有机地结合起来,从勘探维度、技术维度、经济维度、定性维度的四个维度出发,筛选并确定了评价研究的一级指标、二级指标,确立了ZY油田特高含水期储量价值评价优化指标,并运用层次分析法为各层级关键指标进行权重设计,形成ZY油田特高含水期储量价值评价标准。通过针对ZY油田特高含水期储量价值评价优化的设计与实施过程中可能出现的问题,提出具有针对性的建议,较好地解决了ZY油田特高含水期储量价值评价。确保综合评价结论能为ZY油田的管理体系提供有效的参考和提升,以促使特高含水期的油田企业实现可持续高质量发展。
田玉川[3]（2020）在《内蒙古海拉尔地区煤层气开发先导性试验及技术经济评价》文中研究说明随着社会经济的高速发展,进口原油比例逐年攀升,优质清洁能源缺口愈来愈大。为了促进社会经济快速发展和能源安全战略,建立稳定的清洁能源供给迫在眉睫。内蒙古地区煤层气资源丰富,如何客观评价煤层气资源赋存状况、开展煤层气富集区资源勘探和开发利用的综合评价,是促进煤层气勘探开发利用快速突破的关键问题。本文以内蒙古煤层气资源调查评价为基础,通过综合分析区域煤层气资源潜力及其赋存特征,优化煤层气地质选区评价技术体系,结合区域特点优选目标区域,开展煤层气开发利用先导性试验,在此基础上,通过海拉尔地区民用、发电、动力燃料和化工能源市场需求综合研究区域能源消费结构及其变化规律,并对煤层气勘探开发的前景进行了初步预测,针对影响煤层气行业发展的制约因素提出相应对策建议。取得了以下主要成果和认识:1.内蒙古地区煤层气资源丰富,主要分布于鄂尔多斯盆地（北缘）、二连盆地群和海拉尔盆地群,但整体勘查程度较低;其中海拉尔地区主要分布于牙克石—五九煤田、大西山煤田、呼伦湖凹陷和呼和湖凹陷。2.根据内蒙古地区煤炭及煤层气地质勘查成果,首次开展研究区低煤阶煤层气地质选区评价研究,优选出适用于海拉尔地区低煤阶煤层气选区评价技术体系,为内蒙古全区低煤阶煤层气选区评价标准技术体系的制定提供指导。3.通过优化地质选区评价技术体系,优选出内蒙古海拉尔地区牙克石—五九煤田作为煤层气开发利用先导性试验基地,研制出无固相环保型钻井液,并得到成功应用,为内蒙古地区低煤阶煤层气大规模勘探开发利用奠定基础。4.内蒙古海拉尔地区煤层气等清洁能源需求量逐年攀升,供应主要是以长距离运输为主,市场价格常年居高不下,煤层气勘探开发前景广阔。5.根据行业管理体制、政策支持力度和税收补贴等影响因素,研究提出煤层气示范区建设,为内蒙古东部地区实现分布式供气提有力支撑,为进一步推动绿色清洁能源发展奠定坚实的基础。本文研究成果对促进内蒙古海拉尔地区乃至内蒙古全区开展低煤阶煤层气勘探开发利用,具有较强的现实指导意义。
武宁[4]（2020）在《河南省典型行业VOCs排放控制技术体系与成本-效益研究》文中提出随着工业经济的迅猛发展,我国大气污染日益严重。而作为人口和农业大省以及中部发展中省份,河南省正处于加速推进工业化的重要阶段,是大气污染问题频发的重点地域。挥发性有机物（VOCS）是常见大气污染物PM2.5和臭氧（O3）的重要前体物,排放量较大且成分复杂,治理难度颇大。对VOCS控制技术的综合评估可以为企业及政府部门进行相关技术的选择提供参考,但是,目前对于该领域的研究较欠缺。基于此,本研究针对河南省典型行业VOCS治理技术进行分析,并对已应用的技术进行成本效益分析和综合评估。本文对国内外VOCS治理技术的研究现状进行了分析,主要是对VOCS单一及组合末端治理技术的原理、适用范围、优缺点及研究进展进行了分析。结果表明,VOCS单一末端治理技术都存在治理范围小、净化率低、易产生二次污染等缺点,组合末端治理技术在保有单一治理技术优势的基础上可提高废气净化率,且二次污染较少,具有良好的发展前景。综合考虑所处理VOCS废气的进口浓度、废气流量、净化效率、地域等因素的影响,构建了VOCS治理技术成本效益分析模型。该模型主要分为投资成本、运行成本和经济效益三部分;提出了相关费用核算方法,用于对VOCS治理技术进行定量分析。基于层次分析法和模糊综合评价法,采用Yaahp软件建立技术、经济、环境和管理四个层次和包括工艺复杂程度、技术适用性、技术成熟度等在内的15个子指标的VOCS治理技术综合评估体系,用于对VOCS治理技术进行综合分析。通过文献检索和现场调研,确定河南省VOCS废气排放典型行业为化工、包装印刷和家具制造行业,并对这三个典型行业的废气排放概况以及排污节点进行了分析,河南省主要应用的VOCS末端治理技术有吸附、直接燃烧和蓄热燃烧等9种技术。根据成本效益分析模型计算可得出,处理流量为3000 m3/h的VOCS废气时直接燃烧技术单套设备初始投资76.00万元,运行成本36.22万元,整体经济效益较好。基于治理技术成本效益计算结果,采用Yaahp软件构建综合评估体系,其中,一级指标中环境指标和二级指标中对周围环境影响指标权重较大,对评分结果影响较大。计算结果显示,吸附-催化燃烧技术综合评分较高,综合效益较好。通过灵敏度分析表明,随着环境指标权重增加,吸附-催化燃烧技术综合效益增强,具有良好的应用前景。
李俊[5]（2020）在《沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究》文中提出我国深部煤层气资源丰富,但因高地应力、高储层压力、高地温和低渗等地质特征,导致开发难度大、开发风险高,在当前经济和技术条件下尚未实现商业化开发利用。对勘探开发目标进行优选排序,即确定开发序列,是煤层气勘探开发决策的重要任务,它受资源条件、地质条件、开发风险、经济效益和社会效益等多重因素的影响,这些影响因素往往相互冲突且不具公度性,传统的单目标决策方法难以处理此类综合评价问题。目前,煤层气勘探开发目标优选排序多从地质角度出发,针对目标区的资源条件或开发地质条件,优选有利的煤层气富集区带或区块,极少关注目标区的开发经济效益和开发风险,尚无涵盖地质资源评价、技术经济分析、开发风险测度在内的一体化综合评价体系和方法模型。鉴于此,本文引入多属性决策理论和方法,建立煤层气勘探开发目标优选模型,解决了对不同资源类型、不同开发地质背景、不同开发风险和产出效益的目标区进行统一评价和综合排序的问题,并以沁水盆地中东部榆社-武乡深部煤层气区块为研究对象,在查明开发地质可行性、完成开发地质分区与技术选择、优化开发井型井网方案的基础上,对研究区煤层气勘探开发目标进行了优选和排序,获取了考虑多因素影响的开发序列。论文取得了以下主要研究成果:（1）查明了研究区深部煤层气开发地质可行性和开发潜力,划分了开发地质单元并建立了基于地质适配性的开发模式。研究区煤层气成藏潜力大,目的煤层（3号、15号）埋深普遍超过1000 m,储层整体欠压、低渗,含气性好,具中等开发地质潜力。研究区共划分出中浅层含气型（Ⅰ型）、中浅层高含气型（Ⅱ型）、中深层高含气型（Ⅲ型）、中深层富气型（Ⅳ型）、深层富气型（V型）和深层高富气型（VⅠ型）共计6类开发地质单元,在埋深、含气性、储层物性、构造复杂程度和资源丰度等地质条件上互有差异。3号煤层各类开发地质单元适宜于压裂直井开发,15号煤层I–Ⅳ型开发地质单元对压裂直井和单支水平井适配性较好,V型和VⅠ型开发单元适宜于压裂直井开发。（2）预测了各地质单元内不同开发方式的产能情况,确定了关键地质参数对深部煤层气井产出效果影响的主次关系,明确了相对更优的参数组合。对于压裂直井开发方式,15号煤层因资源量优势,产气效果明显优于3号煤层;其中,以Ⅱ型和Ⅳ型开发地质单元的累计产气量最高,Ⅲ型和VⅠ型次之,Ⅰ型和V型相对最低;中浅层和中深层开发地质单元的采收率整体高于深层开发地质单元;低渗条件是制约深部煤层气井获得高产的重要因素,而高含气性对改善深部煤层气井的产气效果具有积极意义。混合井型和全水平井开发模式下,采收率由高到低依次为:Ⅱ型、Ⅲ型、Ⅳ型和Ⅰ型开发地质单元;压裂水平井的产气效果明显优于不压裂水平井和压裂直井,并在Ⅳ型开发地质单元中单井累计产气量最高,Ⅱ型和Ⅲ型次之,Ⅰ型最低。不同地质参数对深部煤层气井采收率影响的主次关系依次为:渗透率、兰氏体积、含气量、兰氏压力、裂缝孔隙度和煤层厚度。（3）从经济效益角度对不同地质单元的开发方式进行了优化,确定了基于经济效益的开发序列,给出了提升深部煤层气开发经济性的扶持方向和建议。经济评价结果显示,研究区3号煤层在当前经济和技术条件下不具备开发经济可行性。15号煤层各开发地质单元按经济效益由高到底排序为:Ⅱ型-Ⅳ型-Ⅲ型-VⅠ型-Ⅰ型-V型,全直井开发模式的经济效益高于混合井型和全水平井模式;对于中浅层开发地质单元（Ⅰ型和Ⅱ型）,混合井型模式的经济效益优于全水平井模式,而对于中深层开发地质单元（Ⅲ型和Ⅳ型）,全水平井模式的经济效益相对更优。在现有技术经济条件下,通过适当提升财政补贴标准并给予更大的税收优惠政策,是提升深部煤层气开发经济效益较为现实和有效的选择。（4）建立了煤层气目标区优选排序多属性决策模型,对研究区各地质单元的开发优先次序进行了调整。煤层气勘探开发目标多属性决策模型包括资源丰度、采收率、综合开发风险指数、净现值等10项属性,涵盖资源富集及利用程度、开发风险、经济效益和社会效益等多方面内容,基于组合赋权和TOPSIS方法,计算获得的开发优先次序为Ⅳ型-Ⅱ型-VⅠ型-Ⅲ型-Ⅰ型-V型,同基于经济效益的开发序列相比,决策过程在寻求经济效益更大化的同时,体现了对资源条件、开发风险和社会效益等方面的折衷,决策结果更符合煤层气开发实际和资源可持续发展理念。
宁龙[6]（2019）在《油田勘探开发一体化经济评价研究》文中指出油气能源是我国的重要战略能源。当前国内油气产量远低于消费量,对外依存度居高不下,为了保障国家能源安全,我国必须加强国内油气勘探开发,增加新的地质储量,提高油气产量。勘探开发经济评价作为勘探开发管理的重要内容,对油田勘探开发决策具有重要的意义,科学的勘探开发经济评价有助于油田及时把握勘探开发的经济状况,采取针对性的措施提升经济效益。目前,我国绝大多数油田正处于开发中后期,高含水、高采出,产量递减较快,加之油价的低迷不振,对油田的勘探开发带来很多不利的因素,更不利于经济效益的取得。为此,油田企业有必要从勘探开发全流程视角,分析勘探开发经济特性,建立一体化经济评价体系,开展勘探开发一体化经济评价,以客观评价油田勘探开发现状,找出不足,获得针对性的效益提升对策,支持油田可持续、高质量发展。本文综合应用文献研究法、专家调查法、综合评价等方法,开展油田勘探开发一体化经济评价研究。主要完成如下工作:（1）分析了油田勘探开发的经济特性以及勘探、开发、生产经营各阶段的经济性影响因素;分析油田经济评价现状,发现主要存在当前评价偏于项目评价、偏于事前评价、偏于经济效益评价指标,依次经济评价体系不完善等问题。（2）按照构建原则与思路,通过专家调查与统计筛选,最终确立了油田勘探开发一体化经济评价指标体系,包含油气勘探、油气开发、生产经营三个一级指标、13个二级指标以及38个三级指标。构建了融合单一评价模型、事前事后检验和组合评价模型的油田勘探开发一体化经济评价模型体系。其中,指标赋权方法采用层次分析法、模糊-粗糙以及熵值的主客观组合赋权方法;单一评价模型包括模糊综合评价、灰色关联评价、TOPSIS评价三种模型;组合评价模型包括简单平均、熵权、最满意、偏移度和Shapley值等。同时,结合组合评价模型结果,提出了油田聚类分析、分类规则分析和偏相关分析等深入分析方法。（3）通过胜利油田43个油田的实例分析,验证了上述评价指标体系与模型体系的科学性、适用性。同时,将43个油田划分为8类区域;给出了三条分类规则,说明了生产经营评价对总体评价的重要性;分别分析得到影响油气勘探、开发与生产经营经济评价结果的主要因素,结合每类区域的特点提出了胜利油田提高勘探开发一体化经济效益的对策。（4）提出了油田勘探开发一体化经济评价的保障措施,包括完善组织管理体系、规范数据采集、制定配套制度体系、搭建信息共享平台以及建立专业人才队伍等。本文取得的主要创新成果如下:（1）建立了较为全面、一致的油田勘探开发一体化经济评价指标体系。对传统的勘探、开发、生产各自独立的评价指标进行完善,构建了油田（区块）勘探开发全过程的一体化经济评价指标体系,同时涵盖油气勘探、油气开发、生产经营三个方面,融合了资源、经济、环境、风险、技术等效益测度维度,包括38个具体的三级指标,这为油田勘探开发一体化经济评价提供了一致性的指标体系基础。（2）建立了系统、顺序的油田勘探开发一体化经济评价模型体系,即单一评价→事前检验→组合评价→事后评价的基本范式,并给出具体的评价模型建模思路与步骤。这为油田勘探开发一体化经济评价提供了比较客观的集成化方法体系。（3）建立了油田勘探开发一体化经济评价结果的深层次挖掘分析模型,包括聚类分析、基于粗糙集的分类规则分析以及基于偏相关系数的影响因素分析。这为油田（区块）的共类分析、提升经济效益的重点对策提出提供了现实的参考导向。
陈文会[7]（2019）在《基于减排视角的燃煤电厂碳捕集与封存技术投资决策研究》文中指出在倡导节能减排、发展低碳经济应对气候变化的背景下,低碳技术的研发和推广成为减少CO2排放的重要途径。作为最大的煤炭消费者,中国电力行业是碳排放量第一的行业,应运而生的碳捕集和封存（Carbon Capture and Storage,CCS）技术成为燃煤电厂大规模减少CO2排放的重要路径。CCS技术是一个高度复杂、综合的系统工程,具有投入高、投资不可逆、风险大、周期长等特点。因此,如何对CCS项目价值进行科学、完整的评估并适时做出合理的投资决策至关重要。学者目前主要就CCS技术的某一个或者某几个环节的成本开展了研究,针对燃煤电厂从CCS全流程系统性的技术分析和经济评价较少,相应燃煤电厂的CCS投资决策研究主要集中在CO2捕集环节。而且,CCS投资决策面临多重不确定性导致传统的净现值法（NPV）无法准确计算投资价值。本文从CCS全流程技术经济分析角度,考虑碳市场价格、补贴政策、环保上网电价、CCS技术进步、碳税税率、原油价格等多重不确定性因素的影响,构建三叉树实物期权模型和最佳投资决策阈值模型,进而对CCS技术的投资价值进行科学的评估。本文取得了以下主要创新性研究成果:（1）针对碳捕集和埋存的不同方式,建立了燃煤电厂全流程CCS技术投资的实物期权模型。首先,改进常用二叉树定价法,使用三叉树和蒙特卡洛模拟定价模型,准确刻画CCS投资价值形成机理,提高CCS技术投资价值计算的准确性。并使用敏感性分析不确定性因素变动对投资决策的影响,得到不同情景CCS技术的投资决策规则。（2）通过改进实物期权模型中变量的取值方法,更加准确量化不确定性因素对投资价值的影响,减少CCS投资价值计算偏差。扩张单因素学习模型,准确计算不同情景下捕集系统的技术进步率。在几何布朗运动模型中引入“跳”过程来模拟由突发事件所导致的原油价格不规则的大幅度跳跃,能够更加准确拟合原油价格的变动过程。（3）通过CCS全流程工艺环节的经济路径分析,对实物期权模型所涉及的CCS技术经济评价中的各环节成本进行了详细界定和测算。解决了前人研究中仅考虑部分环节而导致的成本测算不全面,以及部分研究成果中直接借用国外成本来评价中国CCS技术应用效果而导致的不符合中国实际的问题。
谢明华[8]（2019）在《能源转型视角下中国天然气供需及其安全研究》文中进行了进一步梳理能源是经济和社会发展的重要物质基础,能源安全是国家资源和经济安全的重要组成部分。随着中国经济的快速发展以及能源转型进程的加快,天然气在中国能源消费结构中的比重开始持续上升。从2007年开始净进口天然气,仅经历了十年左右时间,中国天然气进口依存度就升至37.9%。2018年中国进一步超越日本成为全球最大的天然气进口国,天然气进口依存度达到45.3%。迅速上升的进口依存度以及趋于频发的天然气安全事件引起政府、企业和学界的广泛关注,天然气安全成为继石油安全之后又一个事关中国经济和社会持续稳定发展的重大安全问题。自上世纪70年代爆发石油危机以来,能源安全一直是学术界关注研究的焦点问题。早期的能源安全观主要是以保障石油供应稳定和价格稳定为核心,而随着天然气在世界能源消费结构中比重的不断上升,天然气安全问题受到越来越多的关注。近些年来,关于天然气安全的研究逐渐增多,但从能源转型的理论视角来研究天然气安全问题的文献尚不多见。由于不同能源之间具有替代性和互补性,仅仅研究其中一种能源的发展趋势,可能会忽略由于能源供需格局和相对价格变化引起的系统调整和相互适应。本文以能源转型为切入点,从更加系统的视角分析了经济增长、能源转型与天然气安全之间的内在关系,分析了建国以来天然气在中国能源消费结构中的比重变化趋势,以及由于供需缺口不断扩大造成的天然气安全问题。相关分析及实证研究,拓宽了天然气供需安全研究的视角,可为能源转型和天然气安全保障政策的制定提供理论参考。本文主要研究、创新点和特色包括以下几方面:（1）运用隐马尔科夫模型（HMM）模拟能源转型背景下不同能源类型之间的补充和替代关系。从原理上看,隐马尔科夫模型的优点在于引入GDP增速作为能源结构调整的观测变量,并基于历史数据的运算在GDP增速与能源结构调整之间建立一个相互参照的自我学习机制,使其更加接近经济和能源发展相互作用的实际。为了比较不同模型和情景的一致性和差异性,设置隐马尔科夫模型、马尔科夫模型规划约束、马尔科夫模型自然演变三种情景进行预测,实证结果显示,2035年中国天然气占一次能源消费的比重分别为16.5%、17.3%和13.6%,折合天然气需求量分别为6975、7316和5748亿立方米。通过与历史数据的比较,预测模型具有较高的拟合度,且与相关文献的预测结果较为接近,表明在经济和社会发展保持相对稳定情况下,结构化模型可以较好地模拟能源转型过程中各种能源之间相互替代、相互补充的演进过程。其中,隐马尔科夫模型预测的值介于自然演化情景和规划约束情景之间,且与规划约束情景的预测结果较为接近,验证了两种模型预测具有较好的一致性和合理性。因此,隐马尔科夫模型不仅可以用于能源结构预测,也可用于矿产资源、农产品等类似问题的结构化预测研究。（2）基于油气峰值理论对中国天然气的峰值产量和峰值时间进行预测。与已有的研究不同在于:一是对关键变量进行了辨析,最终可采资源量（URR）是影响天然气峰值产量和峰值时间的关键变量,不同的文献对于URR的理解和假设有所差异,在梳理相关文献的基础上对URR的内涵进行了分析,本文认为基于估计探明率来估算最终可采资源量的方法更符合实际,并分不同的URR情景对天然气峰值产量和峰值时间进行预测;二是尽可能使用数据可获得的最长的样本区间（1957-2017年）;三是进一步从能源投资回报值（EROI）的角度分析资源稀缺性、天然气峰值与能源转型之间的内在作用机制。实证结果表明,预测结果与历史产量的拟合度较高,整体走势符合Hubbert模型的“钟形曲线”规律。在天然气最终可采资源量保持现有水平不变的情况下,全口径天然气峰值产量为1967亿立方米,峰值年份约为2032年。（3）针对迅速上升的天然气进口依存度问题,构建了天然气供需安全指标体系,并通过主成分分析方法对影响天然气安全的关键因素进行识别。基于前述供需预测结果,2020年、2025年、2030年、2035年中国天然气进口依存度将分别达到53%、60%、65%和72%。应该关注的是,天然气进口依存度仅仅是反映天然气供需安全状态的一项重要指标,还难以全面、准确地反映天然气供需安全水平。本文从供应、需求、进口三个方面选取15项指标衡量天然气供需安全状态,从中美比较的视角出发,运用主成分分析方法对影响天然气供需安全的主要因素进行识别并测算综合评价分值。实证结果表明,自1992年以来中国天然气供需风险先是缓慢下降,而后到2005年出现逆转开始上升。而美国天然气供需风险始终保持在较低水平,在缓慢上升中出现小幅波动。总体来看,中国的天然气供需风险大于美国。本文提出,天然气供需安全应该有两种内涵,一种是天然气需求与供给体系在天然气价格相对平稳波动的情况下,实现长期发展趋势上的稳定;另一种是天然气需求和供给体系能够对短期内的需求冲击和供给冲击,迅速和及时地做出反应。本文将年度数据和月度数据相结合,对天然气供需安全的长期风险和短期风险进行衡量,拓展了天然气供需安全研究的方法思路。（4）把不同类型的非常规天然气作为一个整体进行研究,以定性分析与定量研究相结合的办法,运用TOPSIS方法构建了非常规天然气产业投资评价模型,通过对现状分析和理论研究填补了非常规天然气投资选择综合评价实证研究领域的空白。增加非常规天然气开发利用,有助于抑制快速上升的天然气进口依存度,降低天然气供需风险。通过综合比较影响非常规天然气投资前景的各个因素可以发现,在不同的视角下,政府和企业对于非常规天然气投资开发优先次序的评价略有差异,综合考虑政府和企业的不同权重,非常规天然气产业投资的优先顺序依次为致密气、煤层气、页岩气和天然气水合物。总的来看,在中国经济转型和能源转型同时加快的背景下,面对天然气需求增长快速而产量增长乏力的偏离趋势,天然气进口依存度持续上升是一个大概率事件。对于中国这样一个经济规模居世界第二、天然气进口量升至第一的国家而言,过度依赖进口天然气来满足国内需求,显然是存在长期“隐患”的。天然气是一个国家经济和社会发展的基础性资源,也是资本投机追逐的全球性大宗商品,在全球地缘经济政治复杂多变的格局下,中国应制定政策鼓励和支持企业加强境内外天然气勘探开发投资,尽可能延缓天然气依存度迅速上升的趋势,为推进能源转型过程中增强天然气自主保障能力争取时间和空间。
陆彬[9]（2019）在《DK天然气长输管道项目技术经济评价研究》文中研究表明这些年,伴随着我们国家经济地快速转型发展,对能源特别是无污染能源的需求量越来越大。天然气因为拥有清洁、高效、便利的有利特征,在能源消费结构中占比较大。天然气管道作为天然气运输的载体,油气管道运输成为国家油气发展的关键,所以国家加大了对天然气基础性建设的投资力度,全国各个地方的天然气管道建设项目正在陆陆续续变多。我们国家天然气管道的建设已经步入了“黄金发展阶段”。为保证天然气管道建设能取得较好的经济效益,必须切实加强项目建设技术经济评价工作。本文以DK天然气长输管道项目为研究对象,应用项目经济评价的原理与方法,就项目的技术经济评价问题进行了相应的分析和研究。首先,对项目气源和用户展开了分析,在此基础上给出了工程建设方案;其次,根据行业投资概预算相关规定、要求以及管道项目建设地当地的实际情况,对项目的投资与成本进行了估算,为项目财务评价奠定了基础;第三,依据项目评价的原理与方法,进行了损益分析,并分别从盈利能力、偿债能力、生存能力三方面进行了财务评价,同时还进行了不确定性分析;最后,根据项目的特点进行了安全环境分析。分析表明,从财务方面来讲,该项目能够满足行业投资要求,气源和用户稳定并可增加,风险方面也能满足投资要求,通过采取防治措施后,项目安全环境方面符合国家投资要求。由于DK天然气长输管道项目建设对当地社会经济有较大影响,而项目评价又是从当地实际情况出发并按照有关规定和要求进行的,所以评价结果可以成为项目决策的依据。建议投资者尽快决策,推动项目尽快建设,以推动当地经济健康发展。
曾帅[10]（2019）在《中国页岩油气资源开发技术-经济和环境影响分析》文中研究指明随着中国经济的快速发展,能源供需矛盾日益凸显,开发页岩油气资源对保障能源供应安全、优化能源消费结构意义重大。我国页岩油气资源储量丰富,开发潜力大,但页岩油生产油收率低、油品品质差且经济效益不佳,页岩气开采成本高、温室气体和水耗等问题备受关注。国际油价的降低、技术的不成熟以及对环境的重视,有必要从技术、经济和环境等方面对我国页岩油气产业做量化的评估。本研究是在国家重点基础研究发展计划和课题组已有研究的基础上,将研究工作延伸到页岩油气领域。本文采用技术-经济分析和生命周期评价方法对我国发展页岩油气产业的经济性能和环境影响进行了分析,并将页岩油气与煤替代油气路线进行对比分析。通过对油页岩炼制页岩油过程进行建模与模拟,得出输入-输出数据,并基于此进行量化计算。技术-经济分析表明:油页岩炼制过程能效低,油页岩制燃料油生产成本达4217 CNY/t,相对于国际原油价格的盈亏平衡点约为7176$/bbl,而煤热解替代路线盈亏平衡点为5968$/bbl,油页岩替代路线经济上不具优势。环境影响分析表明:油页岩制燃料油单位油品水耗约为5.9 t,生命周期温室气体排放量为248.8 g/MJ,且SO2、CO、VOC和PM2.5等污染物均高于传统石油炼制过程。对于页岩气,其盈利能力受制于开采成本和单井产量,仅有小部分埋藏深度小、钻完井成本低的高产页岩气项目可实现盈利,但随着技术革新和成本降低,页岩气将比煤替代天然气路线更具竞争力。环境影响分析表明:页岩气“摇篮到大门”生命周期温室气体排放约为19.1 gCO2-eq/MJ,水耗为38.8 g/MJ,温室气体和水耗是页岩气发展过程不可忽视的因素。通过将中美页岩气对比,表明我国页岩气产业仍有较大提升空间,指明了发展方向。目前我国页岩油气产业备受挑战,但供需关系和战略储备等方面决定了我国应从技术和政策上支持鼓励页岩油气的发展,使页岩油气成为我国常规油气资源的有力补充,力争实现能源自给自足。
二、应用技术经济 降低油气成本（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、应用技术经济 降低油气成本（论文提纲范文）
（1）焦热载体条件下双流化床煤热解联产焦油半焦煤气技术的研究（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| Abstract |
| 符号表 |
| 1 绪论 |
| 1.1 中国能源背景 |
| 1.2 中国低阶煤资源及其利用现状 |
| 1.2.1 低阶煤资源概况 |
| 1.2.2 低阶煤利用现状 |
| 1.3 煤炭分级转化多联产技术 |
| 1.3.1 技术背景 |
| 1.3.2 煤热解分级转化多联产技术 |
| 2 焦热载体条件下煤热解技术及其研究现状 |
| 2.1 焦热载体条件下煤热解多联产技术 |
| 2.1.1 浙江大学的双流化床煤热解联产焦油半焦煤气工艺 |
| 2.1.2 大连理工大学的DG工艺 |
| 2.1.3 德国的LR工艺 |
| 2.1.4 俄罗斯的ETCH-175 工艺 |
| 2.2 半焦对煤热解特性影响的研究进展 |
| 2.3 Aspen Plus在煤炭分级转化多联产系统模拟中的应用 |
| 2.4 本文研究工作的必要性及主要内容 |
| 2.4.1 本文研究工作的必要性 |
| 2.4.2 本文研究内容 |
| 3 实验原料、设备及分析方法 |
| 3.1 实验方法 |
| 3.1.1 实验原料 |
| 3.1.2 实验装置 |
| 3.1.3 实验参数的确定 |
| 3.1.4 实验操作流程 |
| 3.2 测试分析设备及方法 |
| 3.2.1 产物产率计算 |
| 3.2.2 煤和半焦的工业元素分析 |
| 3.2.3 焦油组分分析 |
| 3.2.4 半焦表面官能团分析 |
| 3.2.5 半焦比表面和孔结构分析 |
| 3.2.6 半焦燃烧特性分析 |
| 4 焦热载体条件下低阶煤流化床热解实验研究 |
| 4.1 焦热载体条件下温度对流化床热解的影响 |
| 4.1.1 前言 |
| 4.1.2 对热解产物产率特性的影响 |
| 4.1.3 对煤气组分的影响 |
| 4.1.4 对半焦组成的影响 |
| 4.1.5 对半焦结构的影响 |
| 4.1.6 对半焦比表面积的影响 |
| 4.1.7 对半焦燃烧特性的影响 |
| 4.1.8 对焦油性质的影响 |
| 4.2 焦热载体与原煤比例对流化床热解的影响 |
| 4.2.1 前言 |
| 4.2.2 对热解产物产率特性的影响 |
| 4.2.3 对煤气组分的影响 |
| 4.2.4 对半焦组成的影响 |
| 4.2.5 对半焦结构的影响 |
| 4.2.6 对半焦比表面积的影响 |
| 4.2.7 对半焦燃烧特性的影响 |
| 4.2.8 对焦油性质的影响 |
| 4.3 焦热载体(3:1)条件下模拟热解气气氛对流化床热解的影响 |
| 4.3.1 前言 |
| 4.3.2 对产物产率的影响 |
| 4.3.3 对煤气组分的影响 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 1MWt双流化床低阶煤热解分级转化联产焦油半焦煤气试验研究 |
| 5.1 前言 |
| 5.2 试验装置和试验方法 |
| 5.2.1 试验装置 |
| 5.2.2 试验过程 |
| 5.2.3 试验煤种 |
| 5.2.4 样品分析 |
| 5.2.5 试验工况 |
| 5.3 结果与讨论 |
| 5.3.1 煤气产率和组成特性 |
| 5.3.2 焦油产率和组成特性 |
| 5.3.3 半焦组成特性 |
| 5.3.4 热解炉飞灰特性 |
| 5.3.5 半焦燃烧加热炉底渣特性 |
| 5.4 本章小结 |
| 6 低阶煤双流化床热解分级转化多联产系统的Aspen Plus模拟和技术经济分析 |
| 6.1 前言 |
| 6.2 双流化床热解耦合粉煤炉电力、液体燃料和化学品多联产系统的全流程模拟 |
| 6.2.1 方案介绍 |
| 6.2.2 双流化床热解半焦加热分级转化单元 |
| 6.2.3 半焦煤粉炉发电单元 |
| 6.2.4 气体净化单元 |
| 6.2.5 焦油加氢单元 |
| 6.2.6 蒸汽甲烷重整单元 |
| 6.2.7 CO变换单元 |
| 6.2.8 变压吸附单元 |
| 6.2.9 甲醇合成单元 |
| 6.2.10 废水处理单元 |
| 6.3 计算方法 |
| 6.3.1 常规组分的能量和火用计算 |
| 6.3.2 煤的能量和火用计算 |
| 6.3.3 系统效率计算 |
| 6.3.4 经济性指标 |
| 6.3.5 基本假设 |
| 6.4 结果与讨论 |
| 6.4.1 方案A:联产甲醇、电力和液体燃料系统的模拟结果及技术经济性分析 |
| 6.4.2 方案B:联产SNG、电力和液体燃料系统的模拟结果及技术经济性分析 |
| 6.4.3 方案C:联产H_2、电力和液体燃料系统的模拟结果及技术经济性分析 |
| 6.5 不同方案技术经济性结果对比 |
| 6.5.1 不同方案的产品能量分布 |
| 6.5.2 年运行时间和煤炭价格对方案的影响 |
| 6.6 本章小结 |
| 7 全文总结和未来展望 |
| 7.1 主要研究成果 |
| 7.2 主要创新点 |
| 7.3 未来展望 |
| 参考文献 |
| 作者简历 |
| 1.教育经历 |
| 2.攻读博士学位期间发表和待发表的论文 |
| 3.攻读博士学位期间参与的科研项目 |
| 4.攻读博士学位期间获得的荣誉 |
（2）ZY油田特高含水期储量价值评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 第一章 引言 |
| 1.1 研究背景与研究意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.1.3 研究目的 |
| 1.1.4 储量价值评价研究的必要性 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外研究现状 |
| 1.2.2 国内研究现状 |
| 1.3 研究内容与研究方法 |
| 1.3.1 研究方法 |
| 1.3.2 研究内容 |
| 第二章 石油储量价值评价的相关理论基础 |
| 2.1 石油储量分类与分级 |
| 2.1.1 石油储量概念 |
| 2.1.2 石油储量分类及分类结构图 |
| 2.2 储量价值评价内涵 |
| 2.3 储量价值评价影响因素 |
| 2.3.1 地质因素 |
| 2.3.2 开发因素 |
| 2.3.3 经济因素 |
| 2.4 储量价值评价相关方法 |
| 2.4.1 国外储量价值评价方法 |
| 2.4.2 国内储量价值评价方法 |
| 2.4.3 储量价值评价方法的选择 |
| 第三章 ZY油田特高含水期储量价值评价现状及存在问题 |
| 3.1 ZY油田简介 |
| 3.1.1 ZY油田石油地质概况 |
| 3.1.2 ZY油田地层岩性特征 |
| 3.1.3 ZY油田开发概况 |
| 3.2 ZY油田特高含水期储量价值评价现状分析 |
| 3.2.1 评价依据和指标确定 |
| 3.2.2 评价指标体系 |
| 3.2.3 评价结果 |
| 3.3 ZY油田特高含水期储量价值评价中存在问题及分析 |
| 3.4 ZY油田特高含水期储量价值评价优化的必要性 |
| 第四章 ZY油田特高含水期储量价值评价优化方案设计 |
| 4.1 评价优化设计的目标与原则 |
| 4.1.1 设计目标 |
| 4.1.2 设计原则 |
| 4.2 评价优化设计的基本思路 |
| 4.3 储量价值评价指标的确定 |
| 4.3.1 勘探价值维度 |
| 4.3.2 技术价值维度 |
| 4.3.3 经营价值维度 |
| 4.3.4 定性价值维度 |
| 4.3.5 储量价值评价指标的最终确定 |
| 4.4 储量价值综合评价指标权重的确定 |
| 4.4.1 层次分析法简介 |
| 4.4.2 评价指标的权重计算 |
| 4.4.3 评价指标的取值及处理 |
| 4.4.4 储量价值综合评价指数计算 |
| 4.5 ZY油田特高含水期储量价值评价过程与结果分析 |
| 4.5.1 评价油藏的选取 |
| 4.5.2 评价指标的权重确定 |
| 4.5.3 评价指标的取值及处理 |
| 4.5.4 储量价值综合评价结果及分析 |
| 第五章 ZY油田特高含水期储量价值评价优化方案实施的保障措施 |
| 5.1 综合技术集成应用确保精细认识 |
| 5.2 采取调整与挖潜措施落实分类治理 |
| 5.3 强化经营管理实现成本有效管控 |
| 5.4 创新管理方法提升价值创造能力 |
| 第六章 结论与展望 |
| 6.1 主要结论 |
| 6.2 论文不足及展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读学位期间参加科研情况及获得的学术成果 |
（3）内蒙古海拉尔地区煤层气开发先导性试验及技术经济评价（论文提纲范文）
| 中文摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 研究背景与选题依据 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 选题依据 |
| 1.2 研究目的与意义 |
| 1.3 研究现状与存在问题 |
| 1.3.1 国外研究现状 |
| 1.3.2 国内研究现状 |
| 1.3.3 内蒙古海拉尔地区研究现状 |
| 1.3.4 存在问题 |
| 1.4 研究内容 |
| 1.5 研究方法与技术路线 |
| 1.5.1 研究方法 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 1.5.3 主要工作量 |
| 1.6 创新点 |
| 第二章 内蒙古煤层气勘探开发利用现状与前景分析 |
| 2.1 内蒙古煤层气工业发展概况 |
| 2.1.1 煤层气的勘探开发历程 |
| 2.1.2 煤层气的开发利用 |
| 2.1.3 煤层气勘探开发前景展望 |
| 2.2 内蒙古煤层气勘探开发现状及评价 |
| 2.2.1 煤层气资源概况 |
| 2.2.2 煤层气重点区域简介 |
| 2.2.3 煤层气的勘探开发现状 |
| 2.3 内蒙古煤层气市场前景分析 |
| 2.3.1 煤层气市场简介 |
| 2.3.2 煤层气发电市场前景分析 |
| 2.3.3 煤层气动力燃料市场前景分析 |
| 2.3.4 煤层气化工市场前景分析 |
| 2.3.5 煤层气民用市场前景分析 |
| 2.4 小结 |
| 第三章 海拉尔地区煤层气开发利用先导性试验 |
| 3.1 煤层气地质综合选区评价 |
| 3.1.1 评价技术体系 |
| 3.1.2 地质选区评价 |
| 3.2 煤层气钻探技术体系先导性试验 |
| 3.2.1 煤层气钻探技术体系应用现状及存在问题 |
| 3.2.2 煤层气钻井液应用现状及存在的问题 |
| 3.2.3 低污染环保型钻井液配方的研究配制 |
| 3.3 钻探验证 |
| 3.4 成果综合分析 |
| 3.4.1 气测异常特征 |
| 3.4.2 含气性特征 |
| 3.4.3 非储层段井径变化分析 |
| 3.4.4 环保性能分析 |
| 3.5 小结 |
| 第四章 海拉尔地区煤层气开发利用经济评价 |
| 4.1 煤层气勘探技术分析 |
| 4.1.1 概况 |
| 4.1.2 勘探技术分析的主要指标 |
| 4.1.3 勘探投入产出比例分析 |
| 4.1.4 勘探项目风险分析 |
| 4.2 煤层气开发经济分析 |
| 4.2.1 开发经济分析概述 |
| 4.2.2 不确定性与风险分析 |
| 4.2.3 勘探开发项目方案优选方法 |
| 4.3 煤层气利用项目的经济评价 |
| 4.3.1 民用项目 |
| 4.3.2 发电项目 |
| 4.3.3 动力燃料 |
| 4.3.4 CNG与LNG |
| 4.3.5 开发利用经济评价方案 |
| 4.3.6 化工项目 |
| 4.4 小结 |
| 第五章 海拉尔地区煤层气行业发展的问题与对策 |
| 5.1 问题 |
| 5.1.1 行业管理体制问题 |
| 5.1.2 政策支持建设问题 |
| 5.1.3 税收补贴政策问题 |
| 5.2 建议 |
| 5.2.1 改革行业管理体制 |
| 5.2.2 加快煤层气示范区建设 |
| 5.2.3 煤层气税收补贴政策 |
| 5.3 小结 |
| 第六章 结论 |
| 6.1 主要成果与认识 |
| 6.2 问题与展望 |
| 6.2.1 问题 |
| 6.2.2 展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（4）河南省典型行业VOCs排放控制技术体系与成本-效益研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.1.1 我国大气污染现状 |
| 1.1.2 VOC_S排放情况及危害 |
| 1.2 国内外VOC_S治理技术及成本效益分析研究现状 |
| 1.2.1 VOC_S治理技术研究现状 |
| 1.2.2 大气污染成本效益分析研究现状 |
| 1.2.3 VOC_S治理技术综合评估方法 |
| 1.3 研究目的及意义 |
| 1.4 研究内容和方法 |
| 2 VOC_S末端治理技术分析 |
| 2.1 单一末端治理技术 |
| 2.1.1 回收技术 |
| 2.1.2 销毁技术 |
| 2.2 单一末端治理技术的工艺特点对比 |
| 2.3 组合末端治理技术 |
| 2.3.1 吸附浓缩-燃烧技术 |
| 2.3.2 吸附-吸收技术 |
| 2.3.3 冷凝-催化燃烧技术 |
| 2.3.4 冷凝-吸附技术 |
| 2.3.5 低温等离子体-光催化技术 |
| 2.3.6 其他组合末端治理技术 |
| 2.4 组合末端治理技术的工艺特点对比 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 VOC_S治理技术成本效益分析模型及综合评估体系的建立 |
| 3.1 VOC_S治理技术成本效益分析模型的建立 |
| 3.1.1 运行成本模型 |
| 3.1.2 经济效益模型 |
| 3.2 VOC_S治理技术综合评估体系 |
| 3.2.1 评价方法及评价指标体系的建立 |
| 3.2.2 确定指标权重 |
| 3.2.3 层序排列及一致性检验 |
| 3.2.4 灵敏度分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 河南省典型行业VOC_S治理技术评估 |
| 4.1 典型行业VOC_S排放概况及产排污治理分析 |
| 4.1.1 化工行业 |
| 4.1.2 包装印刷行业 |
| 4.1.3 家具制造行业 |
| 4.2 VOC_S治理技术成本效益分析 |
| 4.2.1 典型行业治理技术应用情况 |
| 4.2.2 典型案例成本经济效益分析 |
| 4.3 VOC_S治理技术综合评估分析 |
| 4.3.1 建立评价体系 |
| 4.3.2 确定指标权重 |
| 4.3.3 建立评价矩阵 |
| 4.3.4 综合技术评估 |
| 4.3.5 灵敏度分析 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 结论 |
| 参考文献 |
| 个人简历及在学期间发表的学术论文 |
| 致谢 |
（5）沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 引言 |
| 1.1 研究背景及意义 |
| 1.1.1 研究背景 |
| 1.1.2 研究意义 |
| 1.1.3 题目来源 |
| 1.2 研究现状 |
| 1.2.1 深部煤层气发展现状及研究进展 |
| 1.2.2 煤层气勘探开发决策研究现状 |
| 1.3 存在问题 |
| 1.4 研究方案 |
| 1.4.1 研究目标与内容 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 完成工作量及创新点 |
| 1.5.1 论文的工作量 |
| 1.5.2 主要创新点 |
| 2 研究区煤层气地质背景 |
| 2.1 研究区位置及地理背景 |
| 2.2 研究区构造特征及构造演化 |
| 2.2.1 构造演化与成藏控制 |
| 2.2.2 研究区构造复杂程度 |
| 2.3 含煤地层及沉积环境 |
| 2.4 煤层气地质特征 |
| 2.4.1 储层展布特征及封闭性能 |
| 2.4.2 煤体结构特征 |
| 2.4.3 储层物性特征 |
| 2.4.4 含气性特征 |
| 2.5 小结 |
| 3 煤层气开发地质分区与技术选择 |
| 3.1 煤层气开发地质可行性与开发潜力评价 |
| 3.1.1 基于AHP的评价指标体系构建 |
| 3.1.2 评价方法 |
| 3.1.3 煤层气开发地质潜力综合评价 |
| 3.2 基于地质适配性的煤层气开发模式 |
| 3.2.1 煤层气地面开发技术发展现状 |
| 3.2.2 煤层气开发井型及其地质适配性 |
| 3.2.3 煤层气钻完井技术选择 |
| 3.3 煤层气开发地质单元划分与开发方式 |
| 3.4 小结 |
| 4 煤层气开发井型井网优化 |
| 4.1 数值模拟方法与参数校正 |
| 4.1.1 COMET3.0 数值模拟器 |
| 4.1.2 数值模型 |
| 4.1.3 基准地质参数选取与校正 |
| 4.2 煤层气开发井型优化 |
| 4.2.1 不同井型的排采机理对比 |
| 4.2.2 不同井型的排采效果对比 |
| 4.2.3 压裂水平井井身结构参数优化 |
| 4.3 煤层气开发井网优化 |
| 4.3.1 全直井布井 |
| 4.3.2 混合井和全水平井布井 |
| 4.4 深部煤层气井产能地质控制因素 |
| 4.4.1 单因素敏感性分析 |
| 4.4.2 正交试验分析 |
| 4.5 小结 |
| 5 煤层气开发经济评价 |
| 5.1 煤层气开发生产特点 |
| 5.2 煤层气开发经济评价方法和指标 |
| 5.2.1 煤层气经济评价方法 |
| 5.2.2 煤层气经济评价指标 |
| 5.3 煤层气开发经济评价参数 |
| 5.3.1 项目总投资 |
| 5.3.2 项目成本 |
| 5.3.3 税金 |
| 5.3.4 收入 |
| 5.4 研究区煤层气开发经济评价 |
| 5.4.1 经济评价基础数据 |
| 5.4.2 经济评价结果 |
| 5.5 深部煤层气开发扶持方向 |
| 5.6 小结 |
| 6 基于多属性决策的煤层气勘探开发目标优选 |
| 6.1 煤层气勘探开发目标多属性决策的必要性 |
| 6.2 煤层气勘探开发目标优选决策的多属性描述 |
| 6.2.1 影响煤层气勘探开发目标决策的因素 |
| 6.2.2 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的确立 |
| 6.2.3 煤层气勘探开发目标多属性决策指标的量化 |
| 6.3 基于TOPSIS的煤层气勘探开发目标多属性决策 |
| 6.3.1 TOPSIS模型 |
| 6.3.2 煤层气勘探开发目标多属性决策方案准备 |
| 6.3.3 煤层气勘探开发目标多属性决策属性权重确立 |
| 6.3.4 煤层气勘探开发目标多属性决策结果及意义 |
| 6.4 小结 |
| 7 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（6）油田勘探开发一体化经济评价研究（论文提纲范文）
| 致谢 |
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景与意义 |
| 1.2 文献综述 |
| 1.2.1 项目经济评价研究 |
| 1.2.2 油田勘探开发经济评价研究 |
| 1.2.3 文献研究评述 |
| 1.3 研究内容 |
| 1.4 研究方法与技术路线 |
| 1.4.1 研究方法 |
| 1.4.2 技术路线 |
| 1.5 论文创新点 |
| 2 经济评价理论的界定 |
| 2.1 经济评价的概念 |
| 2.1.1 经济评价的内容构成 |
| 2.1.2 经济评价的阶段划分 |
| 2.2 勘探开发一体化经济评价的概念 |
| 2.2.1 勘探开发的界定及特征 |
| 2.2.2 勘探开发一体化经济评价的定义与特点 |
| 2.3 勘探开发一体化经济评价的系统构成与步骤 |
| 2.3.1 勘探开发一体化经济评价系统构成 |
| 2.3.2 勘探开发一体化经济评价步骤 |
| 2.4 相关基础理论 |
| 2.4.1 产业价值链理论 |
| 2.4.2 系统理论 |
| 2.4.3 油藏经营管理理论 |
| 2.5 本章小结 |
| 3 油田勘探开发经济特性及其评价现状分析 |
| 3.1 油田勘探开发经济特性 |
| 3.1.1 勘探开发的整体经济特性 |
| 3.1.2 勘探阶段经济性及影响因素分析 |
| 3.1.3 油气开发阶段经济性及影响因素分析 |
| 3.1.4 生产阶段经济性及影响因素分析 |
| 3.2 油田勘探开发经济评价现状分析 |
| 3.2.1 勘探开发经济评价现状 |
| 3.2.2 勘探开发经济评价的问题分析 |
| 3.3 本章小结 |
| 4 油田勘探开发一体化经济评价指标体系构建 |
| 4.1 指标体系构建原则 |
| 4.2 经济评价指标的选取 |
| 4.2.1 指标体系的初步建立 |
| 4.2.2 指标筛选 |
| 4.3 评价指标的具体涵义 |
| 4.3.1 油气勘探指标 |
| 4.3.2 油气开发指标 |
| 4.3.3 生产经营指标 |
| 4.4 本章小结 |
| 5 油田勘探开发一体化经济评价模型构建 |
| 5.1 评价模型选取 |
| 5.1.1 基于单一方法的评价模型 |
| 5.1.2 基于多方法融合的组合评价模型 |
| 5.2 指标权重确定 |
| 5.2.1 指标赋权方法选择 |
| 5.2.2 指标的主观赋权 |
| 5.2.3 指标的客观赋权 |
| 5.2.4 指标的组合赋权 |
| 5.3 单一评价模型 |
| 5.3.1 模糊综合评价 |
| 5.3.2 灰色关联评价 |
| 5.3.3 TOPSIS评价 |
| 5.4 组合评价模型 |
| 5.4.1 简单平均组合评价 |
| 5.4.2 熵权组合评价 |
| 5.4.3 最满意组合评价 |
| 5.4.4 偏移度组合评价 |
| 5.4.5 Shapley值组合评价 |
| 5.5 评价结果的进一步分析 |
| 5.5.1 聚类分析 |
| 5.5.2 分类规则分析 |
| 5.5.3 偏相关分析 |
| 5.6 本章小结 |
| 6 胜利油田勘探开发一体化经济评价实例分析 |
| 6.1 评价对象选取与数据来源 |
| 6.1.1 胜利油田简介 |
| 6.1.2 评价对象选取 |
| 6.1.3 数据来源与总体特征 |
| 6.2 评价指标权重确定 |
| 6.2.1 主观赋权 |
| 6.2.2 客观赋权 |
| 6.2.3 组合赋权 |
| 6.3 基于单一评价的勘探开发一体化经济评价 |
| 6.3.1 模糊综合评价 |
| 6.3.2 灰色关联评价 |
| 6.3.3 TOPSIS评价 |
| 6.4 基于组合评价的勘探开发一体化经济评价 |
| 6.4.1 油气勘探组合评价 |
| 6.4.2 油气开发组合评价 |
| 6.4.3 生产经营组合评价 |
| 6.4.4 总体组合评价 |
| 6.4.5 最优组合评价结果 |
| 6.5 最终评价结果的进一步分析 |
| 6.5.1 评价结果聚类分析 |
| 6.5.2 评价结果分类规则分析 |
| 6.5.3 评价结果的关键影响因素分析 |
| 6.6 勘探开发一体化经济效益的提升对策 |
| 6.7 本章小结 |
| 7 油田勘探开发一体化经济评价的保障措施 |
| 7.1 完善经济评价组织管理体系 |
| 7.2 规范经济评价基础数据归集 |
| 7.3 制定经济评价制度体系 |
| 7.4 搭建经济评价信息共享平台 |
| 7.5 建立专业的经济评价人才队伍 |
| 7.6 本章小结 |
| 8 结论及下一步研究的方向 |
| 8.1 结论 |
| 8.2 下一步研究的方向 |
| 参考文献 |
| 附录 |
| 作者简历及攻读博士学位期间取得的研究成果 |
| 学位论文数据集 |
（7）基于减排视角的燃煤电厂碳捕集与封存技术投资决策研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 缩略词说明 |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 研究目的及意义 |
| 1.2.1 研究目的 |
| 1.2.2 研究意义 |
| 1.3 研究现状 |
| 1.3.1 碳捕集成本研究 |
| 1.3.2 CO_2 运输成本分析 |
| 1.3.3 CO_2 封存经济评价 |
| 1.3.4 CCS技术投资决策研究 |
| 1.3.5 文献评述 |
| 1.4 科学问题与研究内容 |
| 1.4.1 科学问题 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 1.5 研究方法与技术路线 |
| 1.5.1 研究方法 |
| 1.5.2 技术路线 |
| 1.6 主要创新性研究成果 |
| 2 CCS技术投资决策理论基础 |
| 2.1 CCS技术经济评价 |
| 2.1.1 CO_2 捕集技术经济 |
| 2.1.2 CO_2 运输技术经济 |
| 2.1.3 DSF封存技术经济 |
| 2.1.4 EOR封存技术经济 |
| 2.2 CCS投资决策理论 |
| 2.2.1 CCS投资的实物期权特性 |
| 2.2.2 CCS投资实物期权定价模型 |
| 2.3 本章小结 |
| 3 CO_2 捕集技术经济分析 |
| 3.1 燃煤电厂行业发展现状 |
| 3.1.1 电力行业装机容量及构成 |
| 3.1.2 电力行业节能减排现状 |
| 3.2 燃煤电厂最优碳捕集技术分析 |
| 3.3 CO_2 捕集技术经济评价 |
| 3.3.1 CO_2 捕集成本参数 |
| 3.3.2 CO_2 捕集其他参数 |
| 3.3.3 CO_2 捕集系统技术分析 |
| 3.3.4 CO_2 捕集系统经济性评价 |
| 3.4 CO_2 捕集技术不确定性分析 |
| 3.4.1 煤炭价格的影响 |
| 3.4.2 CO_2 捕集效率的影响 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 CO_2 地质封存技术经济分析 |
| 4.1 DSF封存技术经济分析 |
| 4.1.1 DSF封存成本模型 |
| 4.1.2 DSF封存平准化成本影响分析 |
| 4.1.3 DSF封存单位电耗影响分析 |
| 4.2 DSF封存案例研究 |
| 4.2.1 DSF封存最佳盆地选择 |
| 4.2.2 典型盆地DSF封存平准化成本 |
| 4.2.3 典型盆地DSF封存单位电耗 |
| 4.2.4 典型盆地DSF封存技术经济分析 |
| 4.3 EOR封存技术经济分析 |
| 4.3.1 CO_2 回收利用成本 |
| 4.3.2 EOR封存成本收益模型 |
| 4.3.3 EOR封存成本影响分析 |
| 4.3.4 EOR封存敏感性分析 |
| 4.4 EOR封存案例分析 |
| 4.4.1 EOR封存盆地选择 |
| 4.4.2 典型盆地EOR封存平准化成本 |
| 4.4.3 典型盆地EOR封存净现值 |
| 4.4.4 典型盆地EOR封存技术经济分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 5 基于实物期权CCS-DSF投资决策分析 |
| 5.1 CCS-DSF投资不确定因素分析 |
| 5.1.1 碳市场价格不确定性 |
| 5.1.2 环保电价补贴 |
| 5.1.3 碳税政策 |
| 5.1.4 技术进步 |
| 5.2 CCS-DSF投资实物期权模型 |
| 5.2.1 CCS-DSF投资的项目净现值 |
| 5.2.2 CCS-DSF投资三叉树模型 |
| 5.2.3 CCS-DSF投资决策规则 |
| 5.3 CCS-DSF投资决策实证分析 |
| 5.3.1 CCS-DSF投资模型参数设定 |
| 5.3.2 CCS-DSF投资的项目价值 |
| 5.3.3 政府补贴对CCS-DSF投资决策的影响 |
| 5.3.4 碳税对CCS-DSF投资决策的影响 |
| 5.4 CCS-DSF投资决策敏感性分析 |
| 5.4.1 投资有效期和政府补贴影响 |
| 5.4.2 碳税和政府补贴影响 |
| 5.4.3 碳市场价格波动和政府补贴影响 |
| 5.4.4 技术进步和政府补贴影响 |
| 5.5 本章小结 |
| 6 基于实物期权CCS-EOR投资决策分析 |
| 6.1 电厂碳捕集技术投资决策分析 |
| 6.1.1 碳捕集技术投资决策模型 |
| 6.1.2 碳捕集技术投资决策实证分析 |
| 6.2 EOR封存投资决策分析 |
| 6.2.1 EOR封存投资不确定性因素分析 |
| 6.2.2 EOR封存技术投资决策模型 |
| 6.3 EOR封存技术投资实证分析 |
| 6.3.1 EOR封存项目基本参数 |
| 6.3.2 渤海湾盆地EOR封存投资决策 |
| 6.3.3 松辽盆地EOR封存投资决策 |
| 6.3.4 准噶尔盆地EOR封存投资决策 |
| 6.3.5 EOR封存投资决策规则 |
| 6.4 EOR封存投资决策敏感性分析 |
| 6.5 CCS-EOR投资决策决策分析 |
| 6.6 本章小结 |
| 7 结论与展望 |
| 7.1 主要结论 |
| 7.2 政策建议 |
| 7.3 研究展望 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简历 |
| 附录A |
（8）能源转型视角下中国天然气供需及其安全研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| abstract |
| 1 绪论 |
| 1.1 研究背景和意义 |
| 1.1.1 世界天然气供需及安全形势 |
| 1.1.2 中国天然气供需及安全形势 |
| 1.2 研究方法和技术路线 |
| 1.2.1 研究方法 |
| 1.2.2 技术路线 |
| 1.3 论文的结构安排 |
| 1.4 创新点和不足之处 |
| 1.4.1 主要创新点 |
| 1.4.2 不足之处 |
| 2 理论基础和文献综述 |
| 2.1 经济增长与能源消费 |
| 2.1.1 经济增长的能源要素 |
| 2.1.2 经济转型与能源转型 |
| 2.1.3 能源转型的驱动因素 |
| 2.2 天然气供给和需求 |
| 2.2.1 供需基本理论 |
| 2.2.2 能源转型影响天然气供需的机理 |
| 2.2.3 天然气供给和需求相关研究 |
| 2.3 天然气安全 |
| 2.3.1 安全天然气的内涵 |
| 2.3.2 天然气安全相关研究 |
| 3 能源转型视角下中国天然气需求预测研究 |
| 3.1 理论分析和研究思路 |
| 3.2 基于协整模型的能源需求总量预测 |
| 3.2.1 模型设定 |
| 3.2.2 数据来源及处理 |
| 3.2.3 协整检验 |
| 3.2.4 预测结果分析 |
| 3.3 基于结构化模型的能源需求结构预测 |
| 3.3.1 模型设定 |
| 3.3.2 数据来源及处理 |
| 3.3.3 马尔科夫模型预测结果 |
| 3.3.4 隐马尔科夫模型预测结果 |
| 3.3.5 两种模型预测结果比较 |
| 3.4 中国天然气预测需求量综合分析 |
| 3.5 本章小结 |
| 4 基于油气峰值理论的中国天然气产量预测 |
| 4.1 理论分析和研究思路 |
| 4.2 模型和方法 |
| 4.2.1 模型设定 |
| 4.2.2 数据来源及处理 |
| 4.2.3 情景假设 |
| 4.3 天然气峰值预测实证结果 |
| 4.3.1 不同情况下的结果比较 |
| 4.3.2 日益扩大的天然气供需缺口 |
| 4.4 从能源投资回报值视角分析天然气峰值 |
| 4.4.1 能源投资回报值:一个微观视角 |
| 4.4.2 能源投资回报值的比较 |
| 4.4.3 能源投资回报值与天然气峰值 |
| 4.5 本章小结 |
| 5 中国天然气供需安全评价及影响因素分析 |
| 5.1 理论分析和研究思路 |
| 5.2 模型和方法 |
| 5.2.1 指标体系构建 |
| 5.2.2 数据来源及处理 |
| 5.2.3 主成分分析方法 |
| 5.3 以中国数据实证研究为例 |
| 5.3.1 趋势性指标 |
| 5.3.2 波动性指标 |
| 5.4 进一步研究:中美两国实证比较 |
| 5.4.1 对标国家的选择和分析 |
| 5.4.2 两国天然气供需安全指标比较 |
| 5.4.3 实证结果比较 |
| 5.5 本章小结 |
| 6 中国非常规天然气产业投资选择的综合比较 |
| 6.1 理论分析和研究思路 |
| 6.2 模型和方法 |
| 6.3 指标设定及数据分析 |
| 6.3.1 资源潜力 |
| 6.3.2 技术经济 |
| 6.3.3 产业发展 |
| 6.3.4 生态环境 |
| 6.4 实证结果及分析 |
| 6.4.1 不同视角权重计算与分析 |
| 6.4.2 以企业视角综合评价为例 |
| 6.4.3 三种情景下评价结果 |
| 6.5 本章小结 |
| 7 研究结论和建议 |
| 7.1 研究结论 |
| 7.2 政策建议 |
| 7.2.1 供给侧措施 |
| 7.2.2 需求侧措施 |
| 7.2.3 体制机制改革 |
| 7.2.4 金融市场措施 |
| 附录A 论文相关基础数据 |
| 附录B 论文相关程序代码 |
| 参考文献 |
| 在读期间科研成果 |
| 致谢 |
（9）DK天然气长输管道项目技术经济评价研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 国外项目经济评价研究现状 |
| 1.2.2 国内项目经济评价研究现状 |
| 1.2.3 研究述评 |
| 1.3 研究目的及意义 |
| 1.4 研究的内容、方法和思路 |
| 1.4.1 研究内容 |
| 1.4.2 研究方法 |
| 1.4.3 研究思路 |
| 第2章 DK天然气长输管道项目概况 |
| 2.1 气源分析 |
| 2.1.1 缅甸天然气资源 |
| 2.1.2 中卫—贵阳联络线资源 |
| 2.2 用户分析 |
| 2.3 工程建设方案 |
| 2.3.1 管道路由 |
| 2.3.2 管径选择 |
| 2.3.3 线路用管选择 |
| 2.3.4 站场设置 |
| 2.3.5 供配电工程 |
| 2.3.6 人员定额 |
| 2.3.7 建设用地 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 DK项目投资与成本费用估算 |
| 3.1 投资估算依据 |
| 3.1.1 基础数据确定 |
| 3.1.2 投资估算依据 |
| 3.2 投资估算 |
| 3.2.1 建设投资估算 |
| 3.2.2 建设期利息及铺底流动资金 |
| 3.2.3 总投资估算 |
| 3.3 成本费用估算 |
| 3.3.1 生产成本 |
| 3.3.2 管理费用 |
| 3.3.3 财务费用 |
| 3.3.4 总成本费用 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 DK项目财务评价 |
| 4.1 评价原则、依据和基础参数确定 |
| 4.1.1 评价依据 |
| 4.1.2 评价原则 |
| 4.1.3 基础参数 |
| 4.2 损益分析 |
| 4.2.1 营业收入 |
| 4.2.2 销售税金及附加 |
| 4.2.3 利润及利润分配 |
| 4.2.4 投资收益指标计算 |
| 4.3 财务分析 |
| 4.3.1 盈利能力分析 |
| 4.3.2 偿债能力分析 |
| 4.3.3 财务生存能力分析 |
| 4.4 不确定性分析 |
| 4.5 本章小结 |
| 第5章 DK项目安全环境分析 |
| 5.1 项目安全卫生影响与防治措施分析 |
| 5.1.1 安全影响与防治措施分析 |
| 5.1.2 卫生影响与防治措施分析 |
| 5.1.3 安全评价结果 |
| 5.2 项目环境分析 |
| 5.2.1 管道沿线环境现状 |
| 5.2.2 环境影响分析 |
| 5.2.3 环境影响结论 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 研究结论 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 附录 |
（10）中国页岩油气资源开发技术-经济和环境影响分析（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 研究背景 |
| 1.2 页岩油气开发评述 |
| 1.2.1 油页岩炼制技术 |
| 1.2.2 页岩气开采技术 |
| 1.2.3 中国页岩油气产业发展现状 |
| 1.3 页岩油气研究现状 |
| 1.3.1 技术 |
| 1.3.2 经济 |
| 1.3.3 环境 |
| 1.4 拟解决的关键问题 |
| 1.5 研究内容 |
| 第二章 技术-经济和环境影响分析方法 |
| 2.1 技术-经济分析 |
| 2.1.1 技术-经济分析指标 |
| 2.1.2 技术-经济分析方法 |
| 2.2 生命周期环境影响分析 |
| 2.2.1 生命周期评价方法 |
| 2.2.2 生命周期评价模型 |
| 2.3 本章小结 |
| 第三章 页岩油技术-经济和环境影响分析 |
| 3.1 油页岩制燃料油建模与模拟 |
| 3.1.1 油页岩炼制过程 |
| 3.1.2 页岩油提质过程 |
| 3.2 技术-经济分析 |
| 3.2.1 直接售卖 |
| 3.2.2 加氢提质 |
| 3.3 生命周期环境影响分析 |
| 3.3.1 生命周期边界和清单数据 |
| 3.3.2 生命周期环境影响 |
| 3.4 本章小结 |
| 第四章 页岩气技术-经济和环境影响分析 |
| 4.1 技术-经济分析 |
| 4.1.1 页岩气技术-经济分析 |
| 4.1.2 煤制天然气技术-经济分析 |
| 4.2 生命周期环境影响分析 |
| 4.2.1 生命周期边界和清单数据 |
| 4.2.2 生命周期环境影响 |
| 4.3 中美页岩气对比 |
| 4.3.1 赋存条件对比 |
| 4.3.2 钻井成本对比 |
| 4.3.3 产业政策对比 |
| 4.3.4 管网格局对比 |
| 4.4 本章小结 |
| 结论与展望 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的研究成果 |
| 致谢 |
| 附件 |
四、应用技术经济 降低油气成本（论文参考文献）
- [1]焦热载体条件下双流化床煤热解联产焦油半焦煤气技术的研究[D]. 李开坤. 浙江大学, 2021(01)
- [2]ZY油田特高含水期储量价值评价研究[D]. 刘斌. 西安石油大学, 2020(05)
- [3]内蒙古海拉尔地区煤层气开发先导性试验及技术经济评价[D]. 田玉川. 中国地质大学(北京), 2020(01)
- [4]河南省典型行业VOCs排放控制技术体系与成本-效益研究[D]. 武宁. 郑州大学, 2020(02)
- [5]沁水盆地中东部深部煤层气勘探开发目标优选研究[D]. 李俊. 中国矿业大学(北京), 2020
- [6]油田勘探开发一体化经济评价研究[D]. 宁龙. 北京交通大学, 2019(06)
- [7]基于减排视角的燃煤电厂碳捕集与封存技术投资决策研究[D]. 陈文会. 中国地质大学(北京), 2019(02)
- [8]能源转型视角下中国天然气供需及其安全研究[D]. 谢明华. 中央财经大学, 2019(08)
- [9]DK天然气长输管道项目技术经济评价研究[D]. 陆彬. 西南石油大学, 2019(06)
- [10]中国页岩油气资源开发技术-经济和环境影响分析[D]. 曾帅. 华南理工大学, 2019
标签：煤层气论文; 中国的能源状况与政策论文; 煤炭储量论文; 能源论文; 油气改革论文;