『壹』 石油對海洋環境有哪些危害
石油污染物進入海洋環境後，會造成多方面的危害，主要體現在以下幾個方面：
1.對人類健康的影響
石油成品油中燃料油類對人體健康的危害有麻醉和窒息、化學性肺炎、皮炎等。如汽油麻醉性毒物，急性中毒可引起中樞神經系統和呼吸系統損害；而在短期內吸入大量柴油霧滴可導致化學性肺炎。如地下油罐和輸油管線腐蝕滲漏污染土壤和地下水源，不僅造成土壤鹽鹼化、毒化，導致土壤破壞和廢毀，而且其有毒物能通過農作物尤其是地下水進入食物鏈系統，最終直接危害人類。尤其是石油進入到海洋後，還可以通過食物鏈最終在人體內富集，從而對人體健康造成嚴重危害。研究表明，汽油、柴油、煤油中的有毒有害物質對人的神經系統、泌尿系統、呼吸系統、循環系統、血液系統等都有危害。國外研究發現，生活在加油站或者汽車修理廠附近的孩子患急性白血病的風險要高出平均水平4倍，這些孩子得急性非淋巴細胞白血病的幾率比住在同一地區但不在加油站附近的孩子高7倍。有關統計表明，全國每年新生兒出生缺陷高達80萬－120萬人；全國每年死於肝癌的患者超過11萬人，佔世界每年肝癌死亡患者的比例高達42．5％。
2.對水生生物的影響
石油污染物進入海洋環境會對水生生物的生長、繁殖以及整個生態系統發生巨大的影響。污染物中的毒性化合物可以改變細胞活性，使藻類等浮游生物急性中毒死亡。當海洋中石油濃度在10-4~1-3mg/L時，可以對魚卵和魚類的早期發育產生影響。而石油的塗敷作用會導致大量的鳥類死亡，如Exxon公司的Valde號沉船事故在4個月里造成多達30000隻的海鳥死亡。石油中的重質組分沉入海底，還會對底棲生物造成危害。石油會滲入大米草和紅樹等較高等的植物體內，改變細胞的滲透性等生理機能，嚴重的油污染甚至會導致這些潮汐帶和鹽沼植物的死亡。石油對海洋生物的化學毒性，依油的種類和成分而不同。通常，煉制油的毒性要高於原油，低分子烴的毒性要大於高分子烴，在各種烴類中，其毒
性一般按芳香烴、烯烴、環烴、鏈烴的順序而依次下降。石油烴對海洋生物的毒害，主要
是破壞細胞膜的正常結構和透性，干擾生物體的酶系，進而影響生物體的正常生理、生化
過程。如油污能降低浮游植物的光合作用強度，阻礙細胞的分裂、繁殖，使許多動物的胚
胎和幼體發育異常、生長遲緩;油污還能使一些動物致病,如魚鰓壞死、皮膚糜爛、患胃病以至致癌。
3.對漁業的影響。
石油污染能夠抑制光合作用，降低海水中O2的含量，破壞生物的正常生理機能，使漁業資源逐步衰退。在被污染的水域，其惡劣水質使養殖對象大量死亡。存活下來的也因含有石油污染物而有異味，導致無法食用。資料表明魚類和貝類在含油量為0.01mg/L的海水中生活24h即可帶有油味，如果濃度上升為0.1mg/L，2~3h就可以使之帶有異味。海洋石油污染會改變某些經濟魚類的洄遊路線；沾污魚網、養殖器材和漁獲物；著了油污的魚、貝等海產食品，難於銷售或不能食用。石油漂浮在海面上，迅速擴散形成油膜，可通過擴散、蒸發、溶解、乳化、光降解以及生物降解和吸收等進行遷移、轉化。油類可沾附在魚鰓上，使魚窒息，抑制水鳥產卵和孵化，破壞其羽毛的不透水性，降低水產品質量。油膜形成可阻礙水體的復氧作用，影響海洋浮游生物生長，破壞海洋生態平衡等。
4.對旅遊業的影響
受洋流和海浪的影響，海洋中的石油極易聚積於岸邊，使海灘受到污染，破壞旅遊資源。如2002年巴拿馬籍油輪「威望號」的擱淺漏油事故，使得原本風光迷人的西班牙加里西亞海岸成了黑色油污的人間地獄，給當地旅遊業造成沉重打擊。
5.對環境的影響
石油在海面形成的油膜能阻礙大氣與海水之間的氣體交換，影響了海面對電磁輻射的吸收、傳遞和反射。長期覆蓋在極地冰面的油膜，會增強冰塊吸熱能力，加速冰層融化，對全球海平面變化和長期氣候變化造成潛在影響。海面和海水中的石油會溶解鹵代烴等污
染物中的親油組分，降低其界面間遷移轉化速率。石油污染會破壞海濱風景區和海濱浴場。
『貳』 如果石油泄露在海面 並燃燒 溫度大概在多少 海面溫度以及最大加熱多少米深的海水
不知道樓主這個問題的目的是什麼？
我們知道燃燒需要的幾個要素。介質（石油）和空氣（劇烈的化學反應不需要空氣參與的我們不討論）。那麼石油密度低於海水所以只能漂浮在海面與空氣大面積接觸，遇到明火或者高溫會發生燃燒。原油在空氣中的燃燒溫度估計高達一千度以上。但是至於能加熱多深海水，個人認為不會很深，也就十幾厘米至多幾十厘米深。如果用一口超級大鍋把海水裝里邊，石油放鍋下邊，那加熱會有效果，甚至會加熱到沸騰溫度（海水常壓下也頂多一百多一點），但是油在上水在下，對流的原理，海水受熱會很少。個人見解。
『叄』 海洋石油環境條件觀測技術
海洋石油環境條件就是海洋石油生存發展的自然環境條件，按需要可分為工作環境條件、工程設計環境條件及災害環境條件。工作環境條件，指海洋石油勘探開發生產作業所需要的環境條件。工程設計環境條件，是海上平台、鑽井船、輸油管道、系泊裝置及油氣處理終端等各項工程設計環境參數（包括極端環境條件和作業環境條件）；災害環境條件，是海洋石油生產作業區所能遭遇的嚴重海冰、熱帶氣旋（台風）、風暴潮、災害地質、地震海嘯等自然災害。這些環境條件，是一項扎實的基礎工作，是工程設計的科學依據和海上安全生產的重要保障，更與海洋石油的生存、發展緊密相關。海洋石油環境條件，是應運而生的一門新的學科，隨著海洋石油生產的發展，科學技術的不斷進步，其實用性和社會效益尤為顯著。
一、海上固定平台水文氣象自動調查系統
在我國南海西部海域，由於特殊的地理條件，強熱帶風暴、強冷空氣大風、強對流災害性天氣和土台風（即「三強一土」）一直影響著海上油氣田的勘探開發正常運行。近年統計，受其影響潿洲油田每年要停產25天左右，鑽井作業要停止約550h。為了保證海上油氣田建築設施和工作人員安全，保證在惡劣天氣下油氣田正常生產，以及檢驗、修訂外載荷的計算公式，提高結構物設計水平，必須掌握海上氣象水文要素的時空變化規律，這就需要進行長期、連續的氣象水文觀測。
要獲得海上惡劣天氣下的氣象水文實測資料，是一項艱巨的任務。過去曾以投放浮標的手段獲取氣象水文觀測；而在平台進行人工操作的觀測方法，一但碰到惡劣天氣（台風等），操作人員必須撤離平台，難以捕捉到台風完整資料。為了解決以上問題，從20世紀90年代中期開始，中國海油在具有代表性的海區平台上，研究建立了一套自動化程度高的氣象水文綜合觀測系統，使用國外先進的氣象水文感測器，研製數據自動採集及通過衛星進行發射、接受系統，配備應急電源設備，使之在惡劣天氣下觀測到的氣象水文資料，能通過衛星及時傳遞到岸站。岸站具有自動化程度較高的接收功能，經計算機處理，隨時能提供給工程設計和生產作業部門。
（一）測量項目與技術指標
主要測量項目有13項，其中氣象有風速、風向、氣壓、氣溫、濕度；水文測量項目有波高、波周期、波向、（多層）流速、（多層）流向、水位、水溫、鹽度。另外還設有非工程所需的輔助測量項目，如平台經緯度、系統工作電壓、故障報警等，待增測量項目有多層風、腐蝕、環保、濁度等。
1．感測器選擇
根據需要確定各種感測器的測量范圍及測量精度：①氣象感測器引進自動氣象站，包括風速、風向、氣壓、氣溫、濕度等感測器；②水文感測器引進浪流潮溫鹽測量儀，包括波高、波周期、波向、流速、流向、水位、水溫、鹽度等感測器；③多層海浪流測量儀引進可測量流速剖面的聲學多普勒剖面海流儀。
2、感測器在生產平台上的安裝
感測器在生產平台上的安裝方案，是為了保證系統在無人值守情況下長期安全地工作，因此應遵守以下原則：①不影響生產平台作業；②所測到資料的質量能得到保障；③在氣象水溫要素達到極限時能得到完整資料；④保證儀器不丟失等。
（二）資料採集與設定
1．氣象資料
氣象資料每整點觀測一次，每1´記錄一組數據，如風速等，同時記錄年、月、日、時、分、1＂最大風速、3＂最大風速、1´最大風速、2´最大風速、10´最大風速、30´最大風速和60´平均風速、整點前2´最大風速、整點前2´平均風速、整點前2´最大風向、整點前2´內3´最大風速、整點前2´內1´最大風速、整點前10´最大風速、整點前10´平均風速、整點前10´內3´最大風速、整點前10´內1´最大風速、整點前10´內2´最大風速、整點前10´平均風向、整點前10´平均氣溫、整點前10´平均相對濕度、整點前10´平均氣壓。以上共16項，利用風速記錄的多餘通道比原定方案增加u項，更便於計算陣風因子。所謂3＂最大風速是指1小時內每3秒取為一組數，求其平均值，共1200個，取其最大者；所謂整點前2´內3´最大風速是指整點前2´內共120個數，每三個一組，取平均值，共40個，挑其最大者，其餘類推。
2．浪流潮溫鹽資料
浪流潮溫鹽資料一般在平均海平面下8m處左右觀測，實際深度需在有觀測資料後依資料計算而得，海浪資料為每3h觀測一次，每0.2s取一個離散值，每次記錄2048個波浪離散值。當2´最大風速大於10.8m/s或有效波高Hs≥4.0m時，改為每小時觀測一次；每10min記錄一次表層流速、流向、水位、水溫和鹽度值。
3．多層流觀測
多層流觀測時儀器探頭置於平均海平面下10m左右直到海底，每隔2m觀測一層流速、流向。整點後每隔10min記錄一次。
（三）微機數據採集與控制
採集好的數據處理後，每天02、05、08、11、14、17、20、23時共8次通過衛星通信發送到岸站。同時，採集原始數據存入固態存儲器，容量為存儲半年以上的數據。
當2´最大風速大於10.8m/s或有效波高Hs>4.0m時，系統超限自動加密，將數據衛星傳輸改為每小時一次，超限值也可自動或人工設置。
1．衛星數據傳輸
海上石油平台與岸站之間採用INMARSAT-C衛星通信，傳輸平台測量到的各種要素，通信距離可以滿足我國任意海域的海洋石油平台與我國任意地點岸站間的數據傳輸。平台測量數據平均有效接收率不小於90%。INMARSAT-C衛星收發信系統選用美國進口設備。
2．數據接收岸站
①石油平台數據衛星接收岸站設在南海西部石油公司總部；②岸站具有自動接收海上平台發射來的信號並處理列印各種數據的功能；③岸站接收到的數據除列印外還存入硬碟中，以利定期拷貝、存檔；④一套岸站設施能夠完成多個石油平台發送來的數據接收處理。
3．交直流電源及應急供電系統
配備一套由交流轉換成直流供電系統工作的電源以及在台風時平台無人值守情況下，也能使系統正常工作的自動切換控制系統。
4．岸站資料處理軟體系統
岸站資料處理軟體系統可將岸站接收到的信息列印成報表並繪成時間過程線。
現場試驗表明：
a．氣象資料由於感測器安裝較高，很安全，極少外界干擾，只發生一次受漁網纏斷S4電纜影響造成串口被燒，使氣象資料記錄中斷的事故。但這不是氣象感測器本身原因所致。
b.S4資料的中斷，兩次受魚鉤影響，一次受漁網影響，也不是S4儀器本身問題所致。但資料中鹽度數據不穩定，資料不好，可能是感測器有故障，已整機送回廠家檢修，後重上平台安裝使用。
c.ADCP資料，開始受安裝條件限制，有資料，但有5層左右受樁腿影響，流的資料不好。後將ADCP外移解決了上述問題，但發生丟失事故。後經改裝儀器支架，使儀器外伸約70cm，資料大為好轉，現基本不受樁腿影響。
d．岸站工作比較正常，只有受太陽活動等因素影響，氣象資料誤碼2次，共7.9天，誤碼率為2%～3%，完好率為97.7%，遠遠超過合同書90%以上的要求。
（四）儀器
主要有：①YOUNG-4X自動氣象站一套（包括主機及顯示器1件，風速、風向感測器1件，氣溫、濕度感測器1件，百葉箱1件）；②S4ADW浪潮儀1件；③300kHz多普勒剖面海流儀1件；④數據採集儀1件；⑤應急電源1件；⑥衛星發射天線1件；⑦錨碇系統1套；⑧電纜及附件1套。
本項目經3年半的調研、選擇感測器、研製數據採集處理系統、研究安裝、錨碇方案以及室內試驗、近岸試驗等各種科研工作，自1999年3月將全套儀器安裝到W11-4採油平台上進行現場試驗，至2000年11月7日止，共測氣象資料18個月；S4資料9.2個月；ADCP資料6.7個月，岸站接收氣象資料11.3個月。
二、海底泥溫調查
海底泥溫調查是一項開創性的工作。穿過幾十米乃至幾百米的海水探測海床的溫度，這在中國海洋調查史上從來沒有先例，渤海「JZ20-2海底管線和SZ36-1油田的海底泥溫、水溫、氣溫的調查」是第一次嘗試。它是為了提供真實的海底泥溫設計參數（以往工程設計都將冰底水溫假定為海底泥溫）。調查結果發現真實的最低海底泥溫比冰底水溫要低4～6℃，大大地降低工程成本，其經濟效益和社會效益十分顯著。
（一）秦皇島（QHD)32-6油田平台場址和海底管道路由海域海底泥溫、水溫觀測
1．調查概況
觀測時間為1998年11月10～22日，在QHD32-6油田平台場址和海底管道路由海域共設置海底泥溫水溫觀測點17個。
水溫設表、中、底三層觀測（表層：0～1m；中層：0.6H；底層：距海底0～1m），泥溫觀測分為表層0.5、1.O、2.O、3.Om共五層。
2．結果分析
通過對現場實測資料及歷史資料進行統計、計算，報告中給出了泥溫、水溫的統計參數，同時還推算出多年一遇的泥溫極值（表17-1）。
表17-1多年一遇的泥溫極值（℃）
表17-4不同重現期的最低泥溫（℃）
『肆』 澳洲海域有石油嗎
孕育著澳大利亞等大洋洲各國的澳洲海域，其美輪美奐的自然風光家喻戶曉，是每一個旅遊者嚮往的世外桃源，讓每一個置身其中的人們流連忘返。然而，掩藏於美麗外表之下的還有那豐富的資源儲備，特別是油氣資源極其豐富。
一、地理位置
大陸海岸線長約19000千米。全洲除少數山地海拔超過2000米外，一般海拔在600米以下，地勢低緩。一般分為大陸和島嶼兩部分：澳大利亞大陸西部高原，海拔200～500米，大部分為沙漠和半沙漠，也有一些海拔1000米以上的山脈；中部平原海拔在200米以下，北艾爾湖湖面在海平面以下16米，為大洋洲的最低點；東部山地海拔800～1000米，山地東坡較陡，西坡緩斜。新幾內亞島、紐西蘭的北島和南島是大陸島，島上平原狹小，多海拔2000米以上的高山，新幾內亞島上的查亞峰海拔5030米，是大洋洲的最高點。美拉尼西亞的島嶼多屬大陸型，系大陸邊緣弧狀山脈的延續部分，各列島弧之間有深海盆和深海溝，波利尼西亞和密克羅尼西亞絕大部分島嶼屬珊瑚礁型，面積小，地勢低平，不少島嶼有由珊瑚礁環繞形成的礁湖，成為天然的船隻停泊地和水上飛機場。此外還有少量由海底火山噴發物質堆積而成的火山型島嶼，如夏威夷群島、帛琉群島、索羅門群島、新赫布里底群島等，地形特點是山嶺高峻、形勢險要，多天然掩護的良港。
二、油氣情況
澳大利亞擁有廣闊的沉積盆地，沿海大陸架面積超過陸地面積兩倍以上，水下油氣資源儲量前景可觀。多年來，澳大利亞沿海大陸架陸續不斷地發現新的油氣資源，主要分布在巴斯海峽、西北大陸架和帝汶海一帶（圖13-6）。
圖13-6澳洲海域油氣區分布示意圖
澳大利亞的陸海沉積岩面積共630萬平方千米，有沉積盆地48個，其中20個盆地部分或全部位於海上。20世紀90年代以來，在西北大陸架和大陸中部的一些盆地新發現了油氣田，特別是西北大陸架，已成為澳大利亞油氣的主要產區之一。
西北大陸架屬於卡納爾文盆地的向海延伸部分，由埃克斯蒂斯次盆、巴羅次盆、丹皮爾次盆、皮達姆拉陸架、普來斯頓陸架等構造單元組成。西北大陸架已發現油田、氣田和油氣田18個。
西北大陸架鄰近的高庚地區天然氣儲藏尤其可觀。高庚天然氣田是澳大利亞尚未開發的最大的天然氣田，儲量高達0.36萬億立方米，其能源價值相當於一個儲量為數十億桶的大油田。斯科特礁（Scott）/Brecknock氣田、Bayu-Undan、Sunrise-Troubadour、Scarborough以及Jansz氣田等地蘊藏的天然氣儲量也很豐富。
澳大利亞2007年底已探明石油儲量約42億桶，佔世界總量的0.30％。石油產量約2380萬噸，佔世界總量的0.6％。澳大利亞天然氣2007年底已探明儲量為2.51萬億立方米，在全球天然氣儲量中，澳洲排在第12位。
澳大利亞豐富的能源資源中大部分蘊藏在西澳大利亞州（簡稱西澳州）西北部的海域。西澳州是全球礦物和能源的供應方，2006—2007財年礦業產值估計達534億澳元，佔全國的50％以上。石油天然氣是西澳州最大的礦產，產值達164億澳元，2006—2007年度，西澳州的生產總值估計達到1278億澳元，佔全國經濟的12.8％。各州中西澳州的人均產值增長最強勁，達到4.1％。
2004年西澳州原油生產達到7680萬桶，凝析油（海上天然氣田的副產品）產量為3700萬桶。2004年，西澳州共有42個油田產油，最大的油田為Wanaea，年產2310萬桶，該油田產量佔西澳州原油產量的31％，除原油外，西澳州有27個氣田生產凝析油，其中Goodwyn氣田是最大的凝析油田，2004年生產1190萬桶凝析油，佔西澳州凝析油總產量的32％，Echo-Yodel氣田是西澳州第二大凝析油氣田，2004年生產1060萬桶凝析油，佔西澳州凝析油總產量的28％，Perseus-Athena氣田是西澳州第三大凝析油氣田，2004年產凝析油880萬桶，佔西澳州凝析油總產量的23％。
西澳州天然氣儲量佔全澳洲80％左右，其餘20％蘊藏在北領地上方海域以及澳洲東南角海域、澳洲東部內陸（蘊藏少許）。西澳州天然氣資源分布在西北部海上的幾個區域，主要有Carnarvon盆地（包括西北大陸架和高庚氣田，該區域天然氣儲量在84萬億立方英尺）、Browes盆地（包括Scott Reef和Brecknock及Brecknock South氣田，天然氣儲量為26.5萬億立方英尺），以及在北領地上方的帝汶海Bonaparte盆地（包括Bayu Undan和Sunrise等氣田，此處天然氣儲量為21.6萬億立方英尺，其中西澳州擁有2.34萬億立方英尺，北領地擁有19.26萬億立方英尺）。
三、發展歷史
1964年後，澳大利亞才把石油勘探重點轉入東南部巴斯海峽，從此開始了澳大利亞海洋石油的發展，同時澳大利亞石油工業也開始了比較快的發展。幾年內相繼發現了吉特奇爾帕氣田、巴羅島油田、吉爾莫爾氣田、梅林尼油氣田、巴拉庫塔油氣田、王魚油田以及西北大陸架的北蘭金和斯科特礁凝析氣田。90年代澳大利亞已形成了包括西北大陸架、帝汶海、吉普斯蘭盆地和中部盆地在內的四個重要探區。並將重點放在了西北大陸架、帝汶海等海洋區域，並有了許多重大的發現。在1990—1994年，36口野貓井有重要油氣發現。但澳大利亞的勘探成本很高，陸地上每口井的費用為200萬澳元，而海上的費用為陸地的5倍，高達1000萬澳元。
現介紹歷史上幾個重要的海洋工程項目。
1.西北大陸架
1985年西北大陸架項目液化天然氣第一期建設工程開始建造。該項目由六家公司合資組成，它們是：Woodside、BP、BHP Billiton、MIMI（三菱和三井公司）、殼牌、雪佛龍，其中Woodside 公司負責項目的操作，該公司34％的股份由殼牌擁有。六家股東為LNG的銷售成立了North West Shelf Australia LNG Pty.Ltd.（簡稱NWSALNG，原名為ALNG，後為與高庚項目區別，2003年改名為NWSALNG）。截至目前，項目共投資121億澳元，目前在Burrup半島上的液化天然氣生產線有四條生產線，1989年，第一和第二條組液化天然氣生產線開始投產，首批液化天然氣開始輸往日本。西北大陸架每天生產原油11萬桶，凝析油11.5萬桶，液化石油氣（LPG）2500噸。西北大陸架已經連續運送1700多艘船液化天然氣，約1億多噸液化天然氣。現共有9艘不同國籍的船負責運輸澳大利亞西北大陸架LNG，每艘船的運輸能力為12.5萬立方米。進入21世紀後，NWSALNG又向韓國大宇造船公司訂購了3艘運輸LNG船，其中一艘在2004年4月交貨，運輸能力為13.75萬立方米；另外兩艘2006年交貨，運輸能力為每艘14萬～14.7萬立方米，每條船價格約為1.7億美元左右。
據測算西北大陸架項目全部費用將共需160億澳元。耗資25億澳元的第四條液化天然氣生產線已經在2004年7月完工，2004年9月該線開始生產並出口LNG，2005年該生產線已完全達到設計生產能力，4條生產線共年產液化天然氣1170萬噸，第五條生產線在2008年年底投入生產，生產能力為420萬噸/年。
從1996年起，澳方就與中國有關方面開始接觸，商談向中國推銷西北大陸架所產LNG一事。2001年11月8日廣東LNG招標工作正式開始，2002年8月8日，由中國海洋石油總公司牽頭，廣東和香港用戶參與的液化天然氣招標委員會宣布了開標結果，澳大利亞最終從三名投標者中勝出，拿到了當時澳大利亞歷史上最大的單一出口訂單，合同總金額250億澳元，年供氣330萬噸，供氣期為25年。
在從澳洲西北大陸架購買LNG後，中國海洋石油總公司以3.48億美元收購了澳西北大陸架項目5.3％股份（只包括天然氣和連帶的石油，不包括西北大陸架基礎設施擁有權）以及為供應我國廣東液化天然氣項目而成立的合資公司（中國LNG）股份的25％。2006年4月下旬，第一船LNG將從西澳州運往廣東深圳，這標志著長達25年的供氣合同正式開始生效。2006年西北大陸架生產的73％ LNG將出口到日本，25％出口到中國，2％出口到韓國。
2.高庚
高庚（Gorgon）項目是繼西北大陸架後澳洲發現的又一儲量巨大的天然氣田，根據分析，該氣田已探明儲量為12.9萬億立方英尺，總儲量預計為40萬億立方英尺，佔西澳州天然氣儲量35％左右；佔澳洲天然氣儲量25％。該氣田面積達280平方千米，是澳洲有史以來發現的最大天然氣田。高庚氣田發現於1980年，評估工作於1998年完成，預計在2008年開始產氣。該氣田由三家公司共同投資，其中雪佛龍德士古（澳）公司股份佔50％，是項目的作業者，殼牌（澳）公司和埃克森美孚（澳）公司各佔25％股份，該項目總共投資已達60多億澳元。據測算，加上巴若島的天然氣液化加工生產線等投資該項目總共耗資達110億元。
2003年9月8日，西澳州政府宣布批准將距西澳州西北部皮爾巴拉地區海岸70千米海上的巴若島（Barrow Island）上部分土地作為給澳洲高庚天然氣田加工廠使用，西澳州政府批准給高庚天然氣田使用的巴若島土地共300公頃，高庚項目包括將建造一條70千米長的海底管道，將天然氣輸送到巴若島上的天然氣液化工廠，先建造一座年產500萬噸的液化天然氣工廠，然後再建第二座年產500萬噸的液化天然氣工廠。首座工廠於2005年中期開始建造，第一批液化天然氣於2010年開始供應市場。
3.Bayu-Undan天然氣田
Bayu-Undan天然氣田液化天然氣項目天然氣加工廠是位於帝汶海的首個能源開發項目，它被帝汶海油氣田授權的權威管理機構——澳洲和東帝汶聯合成立的管理委員會批准由美國能源巨頭康菲公司負責承建，項目包括在已發現的帝汶海上五個油氣田之一的Bayu-Undan天然氣田與澳洲大陸西北領地首府達爾文之間建造一條天然氣輸送管道，另外在達爾文建造一液化天然氣加工廠。Bayu-Undan天然氣田位於達爾文西北方向約500千米，在澳洲與東帝汶之間，位於水下80米深。根據批準的協議規定，天然氣田90％的使用費歸東帝汶，預計在20年裡該天然氣田的使用費總共為60億澳元。
澳洲最大的天然氣生產者之一的Santos公司擁有該項目12％股份，位於美國得克薩斯州全球排位第六的能源巨頭康菲公司擁有項目64％股份，日本Inpex集團和澳洲的阿吉普公司各擁有12％的股份。2006年2月初日本的第一艘液化天然氣運輸船到達達爾文港，該船裝運著12.5萬立方米液化天然氣啟程前往日本。液化天然氣加工廠向日本的兩家用戶每年供應300萬噸的液化天然氣，供應年限至少為17年。根據勘探，Bayu-Undan油氣田的天然氣儲量是3.4萬億立方英尺，液化石油氣儲量為4億桶。該項目據預計可開采25年，總收入將達300億澳元。建在達爾文的液化天然氣加工廠是澳洲第二個液化天然氣加工廠，第一個是西北大陸架液化天然氣加工廠。
4.Browse項目
Browse盆地包括Scott Reef和Brecknock及Brecknock South氣田，天然氣儲量共為26.5萬億立方英尺，凝析油儲量3.11億桶，澳洲公司占股份58％，其中Woodside公司占股份50％，歐美跨國公司占部分股份。該項目將是澳洲第三個液化天然氣中心，該項目計劃建造一個年產700萬噸LNG的生產線。
除上述項目外，還有一些在西澳州西北部海上的天然氣項目正在規劃中，如BHP Billiton公司的皮爾巴拉液化天然氣項目，預計總投資為50億澳元，此氣田距陸地270千米。計劃開發的項目天然氣儲量約為8萬億立方英尺，項目計劃在2009年開始運作，屆時年產LNG 500萬～600萬噸。
PlutoLNG項目是Woodside公司2005年4月發現，該項目位於西澳北部Karratha西北190千米，預計該處天然氣儲量為2.5萬億立方英尺，計劃建造的LNG工廠生產年能力為500萬～700萬噸。
Sunrise氣田，該項目位於北領地上方的帝汶海Bonaparte盆地，距達爾文西北450千米，距東帝汶80千米，據估計Sunrise氣田可開採的天然氣為7.68萬億立方英尺，2.99億桶凝析油。
澳大利亞探明石油儲量，從1997年的4億桶，猛增至目前的42億桶。2000年原油日產量達歷史較高水準，為81.1萬桶（其中72萬桶為原油）。但隨著石油消費的增加和石油產量的下跌，澳大利亞的石油凈進口量一直在增加。至2005年1月1日，澳大利亞擁有已證實的石油儲備為15億桶，這些儲備的大部分位於澳大利亞南部的巴斯海峽以及澳大利亞西部的海上Carnarvon盆地。自1980年以來，澳大利亞石油日產量已逐漸增加，於2000年達到峰值80.5萬桶。2003年澳大利亞石油日產量戲劇性地下跌至63.0522萬桶。2005年澳石油日產量估計為55.3331萬桶。澳大利亞石油產量下跌的原因很多，第一，產油盆地如Cooper-Eromanga和Gippsland已經歷自然減產；第二，盡管產油盆地如Carnarvon和Bonaparte最近幾年石油產量上升，但其增量已被澳大利亞國內穩定增長的消費所抵消；第三，澳大利亞稅收體制使得國內生產商對於投資石油生產失去吸引力。
2005年，澳大利亞石油日消費量為91.8萬桶，導致凈進口約36.4萬桶，與此相對比，2000年凈石油進口平均僅為5.4萬桶/天。2007年底石油日產量已降低為56.1萬桶。而日消費量卻達到了93.5萬桶。澳大利亞政府石油進口依賴度至2010年增至50％。澳大利亞進口原油大多數來自阿拉伯聯合大公國、馬來西亞、越南和巴布亞紐幾內亞。
雖然澳大利亞將繼續是一個石油和凝析油的凈進口國，但該國石油和凝析油日出口量在2008—2009年度增加14％，達到17062桶；並在2009—2010年度增加7％，達到18247桶。