中国天然气产业在国家协调稳定发展方针的引领下,亮点纷呈。通过梳理、分析2019年中国天然气勘探开发、资源供应、市场需求、基础设施建设和天然气体制改革的主要经济技术指标或最新进展,认为2019年中国天然气发展有六大亮点或特点:(1)天然气勘探捷报频传,新增天然气探明储量创历史纪录;(2)天然气产量稳定增长,页岩气上产势头强劲;(3)天然气进口换档减速,对外依存度回落;(4)天然气需求量增速放缓,市场供需平衡、平稳;(5)俄罗斯天然气进入中国,四大天然气进口通道全面建成;(6)天然气体制改革重磅迭出,市场化发展迈出决定性步伐。研究结论认为:受新型冠状病毒肺炎疫情的影响,2020年中国天然气发展面临考验,但整体依然向好;新增天然气探明储量将继续保持高峰增长;页岩气产量将跃上新台阶;天然气进口量保持增长,但价格下降;市场供应宽松;能量计量和计价或开始试点。

为了扩大四川盆地中三叠统雷口坡组天然气勘探的范围,以川西南部莲花山地区雷口坡组三段(以下简称雷三段)为研究对象,在前人研究的基础上,通过野外露头观测、岩心描述和薄片鉴定,结合地球物理资料,从沉积相、储层特征及源储匹配关系等方面进行了分析,并评价了天然气勘探潜力。研究结果表明:①雷口坡组沉积期受周围古陆交替崛起和海底隆起的影响,川西南处于封闭—半封闭状态,水体能量有限,其中雷三段水体能量较高,颗粒滩发育,岩性为砂屑、藻屑白云岩,储集空间主要为溶蚀孔和晶间溶孔,储集性能优越,局部发育的微裂缝为天然气的运聚提供了良好的渗流通道;②构造控制面积大,提供了良好的油气聚集场所,发育的断层有利于下盘上三叠统须家河组一段生成的天然气侧向运移至上盘雷三段中聚集成藏;③上覆雷四段发育的膏岩为天然气在雷三段聚集成藏提供了良好的盖层条件。结论认为,莲花山地区雷三段储层厚度大、源储匹配关系好、天然气成藏条件优越、可控资源丰富,为川西南部雷口坡组有利的天然气勘探开发区域。

带压钻孔与冷冻暂堵是气井井口隐患治理中常用的两项特色技术。川渝及长庆气区绝大部分隐患井通过其中一种技术即可成功治理,但对于部分情况复杂的隐患井,采用单一技术无法成功处置。为了解决上述复杂气井井口隐患治理难题,以中国石油西南油气田公司X井为研究对象,分析了其井口隐患治理难点,提出了相应的技术对策并成功应用。研究结果表明:①对于没有冷冻介质注入通道的井可通过带压钻孔技术进行开孔建立冷冻介质注入通道;②通过带压钻孔建立的通道注入冷冻介质时,冷冻介质可能填满整个井口装置,作业结束后应做好环保措施,防止冷冻介质解冻后落地污染环境;③对于此类采气树阀门存在内漏的井,冷冻介质实际注入量将大于施工设计注入量,作业时应加大冷冻介质注入量避免冷冻介质漏失造成冷冻失败。结论认为,"带压钻孔+冷冻暂堵"技术思路的提出与成功应用为井口装置复杂隐患治理提供了方法,值得推广应用。

在三维地震观测系统设计中,覆盖次数是保证资料品质和地质目标体成像的关键性参数,但是高覆盖次数意味着强化的施工参数和高昂的经济成本。以线束状三维观测系统覆盖次数计算公式为基础,利用成组加密宽方位三维观测系统设计的方法,在纵横向覆盖次数不变的情况下,通过等比例的改变接收线距、单排横向炮点数、束线距等参数,对比分析不同观测系统的属性特征,优选适合工区的观测系统,寻求完成地质任务和施工效益的最佳结合点。

为了形成与柴达木盆地主力气田气水同采阶段相配套的排采工艺技术,以涩北气田第四系疏松砂岩气藏为研究对象,在综合分析气田开发现状的基础上,开展气举工艺技术研究。通过对气举方式选择、管流模型优选、管柱尺寸、气举参数、气举设备、地面流程等方面的系统研究,形成了单井撬装间歇和多井连续集中增压的多样化气举配套技术。研究结果表明:①气举技术井筒工艺无机械部件,很适合涩北气田出砂出水气井;②撬装气举灵活性强,适合井筒水淹气井的排水,集中增压气举自动化程度高,可规模化、多井同时排水,适合产层水淹的气井;③单井撬装间歇气举和多井连续集中增压气举的工艺相互补充,实现了"点和面"的全覆盖,可满足涩北气田的排水需求,将成为该气田开发中后期的重要治水手段。

目前已形成的一整套集超高压井口压力控制、多级节流降压和分离技术、多种安全控制技术为一体的超高压油气井地面测试技术已在川渝、塔里木、青海等多个油气田进行了测试应用,效果良好。为此,以高寒地区的柴达木盆地狮新58井地面测试为例对该技术进行分析。研究结果表明:①狮新58井具有高温、高压、高含硫的特点,测试时易发生冰堵、管线刺漏等情况;②结合超高压油气井地面测试技术制定了适应狮新58井的测试措施及流程,通过应用成功完成了该井的节流降压、射孔后的放喷排液、求产测试、试采等作业;③超高压油气井测试方法具有先进的高压控制、节流降压、除硫、液气分离等技术,能够满足测试期间的各种工况需求,同时配备有先进的安全控制技术及优化的工艺流程,作业安全性高。结论认为,超高压油气井地面测试技术具有广泛的适应性,不仅适用于川渝气区的三超气井测试,而且也能满足如狮新58井这类高寒地区的高含H2S油气井测试作业。

科技创新驱动高质量发展背景下,科研完全项目制是提高科技管理能力的一种有效机制,从国内大型国有油气企业试行科研完全项目制的效果和问题出发,结合科研完全项目制的特点,对油气企业科研完全项目制管理适应性进行分析,提出了市场化条件下科研完全项目制管理的制度框架设计,并指出了分阶段实施路径。研究结果表明:①油气企业在实施完全项目制时存在着对科研项目的组织体系、内控制度、财务核算制度、考核制度方面不适应的情况;②应在项目管理理论、项目集成管理理论、科研项目管理等相关理论基础上,综合考虑项目组织机构扁平化或矩阵式、项目全要素成本核算、项目监督与沟通机制、大数据时代信息化手段、项目绩效评估与激励等标准要件,构建起市场化条件下的完全项目制的管理制度;③根据"油公司"体制特征以及"油公司"体制下的科技管理阶段式发展路径,分阶段逐步实现从准完全项目制向完全项目制的演进。结论认为,油气企业应以科研完全项目制为核心配套实施双序列、成果转化激励等政策,并按照完全项目制的需要完善现有人事、财务、科研等各项管理制度,全面推进科研完全项目管理长效机制的形成。

为了提高乙二醇管理水平和确保管道运行的安全,以目前具有代表性的荔湾3-1气田为例,利用成熟的OLGA商用软件,模拟研究分析了管输量改变对乙二醇贫液加注及富液再生的影响,分析获得了以下结论:(1)在减输过程中,管道积液量增大,为达到新的平衡需增加乙二醇贫液的储存量;(2)在增输过程中,大量积液被顶出管道,对平台液相分离能力提出了更高的要求,应增强乙二醇富液的储存和处理能力。并建议随着输量调整幅度增大,宜采取多阶段递阶式缓解液涌的调整策略,达到新平衡态所需时间延长。

为论述航测技术相比其他地理数据获取手段更适用于油气管道全生命周期建设中,结合油气管道全生命周期建设中的实际需求,并将航测技术与人工测量技术和卫星遥感技术手段进行分析比较,得出航测技术在分辨率、现势性和数据精确性方面更具优势。分别从油气管道设计、施工和运维三个阶段对航测技术的具体应用进行论述,在设计阶段可应用于选定线、规划、改线、土石方计算和构建三维设计模型等,在施工阶段可以应用于应急资源调查、实时监控施工过程、竣工数据采集、植被恢复和构建三维施工现场等,在运维阶段可应用于智能巡检和数字化应急指挥等。航测技术不仅能满足设计和施工的技术需求,可为设计和施工减少冗余工作量,改善设计与施工脱节,同时也可为油气管道运维降本增效。

针对气田生产废水高浓度CODcr、油类和高分子有机物处理困难等问题,研制了一套适合天然气行业高浓度气田生产废水预处理工艺,并进行了中试研究。通过考察氧化及沉淀药剂投加量、反应时间、反应温度三种因素以及多工况组合测试,找出了合理的控制参数,证明"催化氧化-絮凝沉淀"预处理工艺在物化处理阶段能有效降解废水中的高分子有机物,使CODcr脱除率稳定在30%以上,废水可生化性B/C值从0.14提高到0.46。"催化氧化-絮凝沉淀"预处理工艺为后续生化处理创造了条件。

青海油田现有井场采集系统是一个以RTU为核心构成的井场本地传感网,传感器通过无线Zig Bee接口、有线RS485/232以及模拟量、数字量接口与RTU互联,数据在RTU完成本地汇聚和处理。RTU采用RS232/485或Ethernet网接口与无线传输单元DTU连接,通过DTU无线传输能力实现数据的远传,极大地满足了青海油田现网的生产需求,实现了油、气、水井生产状态查询,电量查询,产液量对比分析,区块、单井泵效分析,工况诊断等功能。然而现有的RTU终端在使用的过程中,也暴露出了一些问题,诸如故障排查点较多、占用空间较多、功耗较大等,一定程度上提升了生产的成本和维护的复杂度。文章针对青海油田井场无线传输改造,研究开发具有4G无线上联接口的RTU产品,从而减少设备数量、降低建设成本、提高设备的可靠性。

浸没燃烧式气化器(Submerged Combustion Vaporizer,SCV)的水浴对加热盘管具有腐蚀作用,威胁气化器的安全运行。为研究加热盘管的腐蚀过程,采用应力-强度干涉理论和管道腐蚀剩余强度评估标准,对加热盘管的腐蚀失效进行分析,建立加热盘管的极限状态方程。考虑初始腐蚀尺寸、工况载荷、机械强度、轴向及径向腐蚀增长速率等参数的不确定性,应用Monte Carlo方法对加热盘管的极限状态方程进行抽样计算,抽样次数为106。通过对加热盘管进行可靠性定量评价,明确加热盘管可靠度随时间和运行压力的变化趋势。研究结果表明:加热盘管失效概率随使用年限和运行压力的增加而增加,且增加的速度逐渐增快,若以0.8为可靠度下限,则加热盘管的使用寿命为14 a。这一可靠性分析为掌握气化器总体运行状况和合理安排维修提供了科学依据。

由于青海油田在2011年已经建设了"油水井远程计量系统",该系统采用青海油田自建标准,为了将基于TD-LTE无线专网的物联网技术应用于数字化油田建设,符合中石油油气生产物联网(A11)管理规范,需要进行"数据标准融合关键技术研究与试验验证"课题开发,达到通信协议、通信方式、数据采集格式等的统一,最终实现不同厂家产品的互联互通。通过"数据标准融合关键技术研究与试验验证"课题研究与应用,找出了兼容青海油田数据通信标准的RTU与DTU之间网络状态过程的方法,通过采集服务器增加DTU在线状态响应,实现RTU通过TD-LTE DTU传输数据;研制出一套可实际商用的数据标准融合转换系统,将现有多厂家、油水井RTU的数据接入A11平台,实现油水井远程计量系统的井场自动化采集系统与A11系统的互联互通。

大数据、人工智能等新型信息技术的发展,为油气企业智能化转型提供了基础条件。对比了油气企业数字化或智能化建设的诸多案例,对油气企业智能化转型的理论和方法进行了研究,提出了油气企业智能化转型应以构建信息化"生态环境"和业务系统为核心的规划与建设理论。其中,信息化"生态环境"需以主数据平台为核心来规划与建设,业务系统需以企业价值模型为核心进行规划与建设。最后,阐述了基于上述理论进行油气企业智能化转型的核心技术路线、基本原则与策略。

经过多年的发展,中国部分长输管道实现了管道勘察设计、施工、运行管理的数字化,基本实现了数字化管道建设的目标。随着全球物联网、新一代移动网络、云计算等新一轮信息技术迅速发展和深入应用,建设智能化管道已成为必然趋势。中国石油中亚D线输气管道是继中亚A、B、C线后新规划的1条进口中亚地区天然气管道,对于中国具有极其重要的战略意义,将其建成智能管道也成为各方共识。基于中国石油工程建设有限公司西南分公司在数字化管道和数字化气田建设的经验与案例,结合智能化建设领域的研究成果,提出了中亚D线智能管道建设的规划和有关建议。

中国天然气销售价格长期受政府价格管制,因此理顺天然气需求、价格和价格管制之间关系,对优化天然气消费结构、推动天然气市场化改革至关重要。鉴于此,引入价格规制影响因素,采用动态对数线性需求模型构建天然气需求弹性模型。以北京地区1999-2014年的天然气消费数据为样本,估算价格规制对天然气需求弹性的影响,同时测算北京地区天然气不同用户的需求弹性并对其差异性进行分析。分析认为:1)通过实际案例的应用,表明采用模型评估天然气需求弹性得到的评价结果真实可靠;2)北京地区天然气总体需求价格弹性为正,呈刚性需求,GDP增长可拉动北京地区天然气消费,但缺乏弹性;3)不同用户的天然气市场,需求价格弹性、需求GDP弹性都存在较大差异性,居民和商业用户需求价格弹性为正,对天然气呈现出刚性需求,工业和交通运输用户需求价格弹性为负,但绝对值均小于1,缺乏价格弹性;居民和商业用户缺乏天然气需求GDP弹性,而工业和交通运输用户富于弹性,此外,无论是需求价格弹性还是需求GDP弹性,长期需求弹性绝对值都大于短期需求弹性绝对值;4)价格规制对天然气需求具有拉动作用,但抑制了不同用户天然气需求GDP弹性,此外,价格规制使居民和商业用户对天然气的刚性需求表现更明显,且削弱了工业和交通运输用户的需求价格弹性;5)自2013年起,由于中国开始逐步上调非居民用气价格,非居民天然气需求价格弹性有所增加。基于此,提出了促进北京地区天然气消费增长的相应对策和建议。

国内外石油建设安装工程费用组成存在较大差异,不仅费用组成项不同,而且同一费用组成项的价格水平也有所不同。只有了解国内外石油建设安装工程费用组成之间的差异,才能更好地应用国内预算定额进行国外石油建设安装工程的报价测算和费用控制。以《石油建设安装工程费用定额(2015版)》规定的费用组成内容为脉络,采用对比分析法详细阐述了国内外石油建设安装工程费用组成的差异,并针对差异提出了在使用国内预算定额时各项费用的调整或修正方法,为国外石油建设安装工程的造价编制提供参考。

气井带压作业作为川渝页岩气区块完井增产的有效手段,已逐步在中国石油长宁—威远、中国石化涪陵等国家级页岩气示范区块推广应用。为了解决气井带压作业中环空动密封、管柱内密封压力控制及管柱压弯的技术难题,通过优化环空动密封装置组合、对比管柱内密封工具优缺点、建立管柱极限抗弯长度计算模型,制定了环空动密封、管柱内密封方案及管柱抗弯计算公式,形成了页岩气井带压作业关键技术,并对4口井带压作业应用效果进行评价。研究结果表明:①当井口压力小于13.8 MPa时,带压起下管串时至少配备一个环形动密封装置及一个闸板式动密封装置,当井口压力大于13.8 MPa时,至少配备一个环形动密封装置及两个闸板式动密封装置;②定压接头或陶瓷堵塞器是目前气井带压下油管最常用的内密封工具,定压接头安全可靠,陶瓷堵塞器密封效果好,二者配合使用效果最佳;③计算管柱极限抗弯长度,确保液缸行程不超过极限抗弯长度是防止压弯管柱的有效方法;④4口井带压作业应用效果较好,增产效果明显。

为了充分认识柴达木盆地涩北气田剩余气富集规律和分布特征,为该气田开发后期的持续稳产提供保障,通过运用数值模拟技术,针对涩北一号气田第四系III-3层组开展剩余气定量描述研究,以期为今后该气田的有效开发提供挖潜方向及调整思路。研究结果表明:①涩北一号气田第四系III-3层组水体大小为30倍水体;②运用渗吸相渗代替驱替相渗使得数值模拟模型更为准确可靠;③剩余气分布与原始储量丰度、构造位置、开发程度、水侵程度等多种因素都有关系;④采用储量丰度和含水饱和度相结合的方式,对剩余气储量分四级进行评价;⑤依据剩余气评价结果,在剩余气富集区内设计不同调整方案,在优选方案的基础上,选取2口新井优先实施,现场投产效果较好。结论认为:涩北气田的持续稳产离不开对剩余气的挖潜,通过研究提出的剩余气定量描述方法,可以为后期剩余气开发提供一种新的思路。

为了解决在四川盆地西北部上二叠统长兴组高含硫天然气偏差因子各计算方法的适应性问题,开展了各种计算方法及校正模型的评价研究,研究中将4种常用计算方法结合校正模型所得预测结果与实验测试结果进行对比分析,优选出适用于该区的天然气偏差因子计算方法及校正模型。研究结果表明:高含硫天然气偏差因子计算时须进行非烃气体组分校正,校正后的经验公式计算值与实验测试值差异较小,结合WA校正的HY方法在四川盆地西北部长兴组高含硫天然气偏差因子预测过程中计算精度高且实用压力范围较宽。进而推荐采用优选WA校正的HY方法用于该区天然气偏差因子的预测。