《天然气工业》2012年 32卷 3期
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摘要:本期视点 1 李鹭光，周志斌，康建国，徐文满，刘明科，姜子昂 中国天然气主要用途使用经济价值计算——以2009年天然气使用经济价值为例 天然气使用经济价值是政府制定合理天然气价格调控方案和天然气利用政策、上游生产企业开发高效天然气市场和优化天然气销..
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本期视点 1 李鹭光，周志斌，康建国，徐文满，刘明科，姜子昂 中国天然气主要用途使用经济价值计算——以2009年天然气使用经济价值为例 天然气使用经济价值是政府制定合理天然气价格调控方案和天然气利用政策、上游生产企业开发高效天然气市场和优化天然气销售结构、下游利用企业优化天然气利用结构的重要参考依据。但在天然气价格控制情况下，天然气的真实使用经济价值信号已难以自然显现。为此，基于之前发表在《天然气工业》2011年第11期的《天然气使用经济价值计算基本方法》，结合天然气各主要用途的技术经济特点，建立了适合目前中国天然气主要用途的天然气使用经济价值计算公式，并根据这些公式和实际资料对中国2009年的天然气使用经济价值进行了计算。结论认为：①天然气供求矛盾大的主要原因在于天然气价格远低于天然气使用经济价值；②宝贵的天然气资源还未得到充分的利用。建议通过制定合理的天然气利用政策和逐步理顺天然气价格等措施来解决上述矛盾，进而实现对天然气资源的充分利用。 2012 Vol. 32 (3): 1-5 [摘要] ( 469 ) [HTML 1KB] [PDF 696KB] CEB (148 KB)( 622 ) 6 魏国齐，李剑，张水昌，谢增业，杨威，王东良，张福东，赵泽辉 中国天然气基础地质理论问题研究新进展 经过30多年的天然气科技攻关研究，已经形成了具有中国特色的天然气成气、成藏地质理论，但随着国内天然气勘探难度的增大和供需矛盾的突显，需要不断发展和完善天然气地质理论，以指导寻找和发现更多的天然气资源。为此，“十一五”期间开展了有关大气田形成基础地质理论问题的攻关研究，取得了一系列重要进展和认识，主要包括：①3种成因类型天然气（煤成气、原油裂解气和生物气）的生成下限值降低；②高温高压条件下（温度超过150 ℃、压力超过40 MPa）砂岩溶蚀速率增大2～3倍；③建立了气藏盖层的多因素综合定量评价方法，盖层评价逐步走向定量化；④研究了5类气藏（大面积低渗透砂岩、礁滩与岩溶、火山岩、超高压、生物气）的形成条件与主控因素，建立了其成藏模式、明确了其分布规律。进而深化了3大领域的天然气勘探理论：①发展了近源高效聚集的低渗透砂岩气藏勘探理论，推动了苏里格气田、川中须家河组气藏天然气储量快速增长；②创立了以生烃断槽为基本单元的火山岩气藏勘探理论，实现了松辽盆地深层中小断陷火山岩气藏勘探的系列突破；③深化了碳酸盐岩台缘礁滩气藏勘探理论，有效指导了龙岗气田主体评价勘探与向西向东扩展以及四川盆地的天然气风险勘探。 2012 Vol. 32 (3): 6-14 [摘要] ( 371 ) [HTML 1KB] [PDF 6344KB] CEB (928 KB)( 501 ) 地质勘探 15 李国辉，李楠，谢继容，杨家静，唐大海 四川盆地上三叠统须家河组前陆大气区基本特征及勘探有利区 四川盆地上三叠统须家河组天然气勘探在前陆盆地及岩性油气藏理论指导下，进展显著，先后寻找到广安、合川、安岳等大型岩性气藏，表明具备在前陆背景下形成大气区的条件。为此，在原型盆地恢复的基础上，综合研究须家河组的成藏背景、成藏地质条件、油气富集特征及油气藏类型分布等要素，分析了须家河组前陆大气区的基本特征、气区边界条件及空间分布特征、成藏标志及资源标志。结论指出：须家河组前陆大气区资源潜力大，勘探目的层除须二、四、六段的砂岩外，须一、三、五段在盆地局部地区也具勘探前景，具有多层段含气、近源聚集、多种气藏类型并存的特征，勘探应以寻找岩性气藏为主。同时还认为，四川前陆盆地在前陆隆起带天然气勘探已取得重要勘探成果的基础上，前陆斜坡带是近期的重要勘探领域，前陆坳陷区是今后的重点勘探区。 2012 Vol. 32 (3): 15-21 [摘要] ( 460 ) [HTML 1KB] [PDF 2696KB] CEB (487 KB)( 449 ) 22 万茂霞，谢邦华，陈盛吉，邹春艳，张琦，冉乙钧 四川盆地上三叠统油气源对比 对储集层油气来源的对比追踪，是储集层烃源条件研究及资源潜力评价的重要内容。为此，基于前人对四川盆地上三叠统须家河组气源研究的成果，对比分析了该区天然气的组成特征、天然气碳同位素值分布特征、原油及储层沥青组成特征和生物标志化合物的特征。结果发现：①须家河组所产天然气与上覆侏罗系及下伏嘉陵江组、二叠系地层所产天然气的组成特征、碳同位素值、浓缩烃等方面差异明显，例如在同一构造上，上三叠统天然气的δ13C1比上覆侏罗系的偏重而比下伏层的偏轻，δ13C2则较上、下邻层均偏重；②须家河组原油的物理性质、原油轻烃和饱和烃色谱特征与侏罗系原油也存在明显的差异；③上三叠统储层沥青的族组与烃源岩接近，而与上、下邻层有明显的差异，储层的生物标志化合物特征与烃源岩接近，而与侏罗系烃源岩差异明显。综合分析的结果认为：须家河组的油气主要来自本层烃源岩，局部地区须家河组气藏有下伏气源层对其成藏的贡献。 2012 Vol. 32 (3): 22-24 [摘要] ( 394 ) [HTML 1KB] [PDF 549KB] CEB (144 KB)( 361 ) 25 李军，郭彤楼，邹华耀，张国常，李平平，张彦振 四川盆地北部上三叠统须家河组煤系烃源岩生烃史 为准确认识四川盆地北部上三叠统须家河组天然气成藏过程，基于近年来煤系烃源岩生排烃特征研究的最新进展和盆地模拟技术，对该区煤系烃源岩埋藏热演化史、生烃史进行了系统研究。首先，分别建立了盆地的地质、热力学和生烃动力学模型，其次，选取古水深、沉积水界面温度、古热流值作为模拟参数，对该区17口钻井进行了模拟。结果表明：①须家河组烃源岩生气时段发生在快速沉降阶段，总体表现为快速生气的特点，元坝地区的生气时间略早于通南巴地区；②须家河组烃源岩在中侏罗世中期Ro达到0.6%，开始生气，中侏罗世晚期—晚侏罗世Ro达到0.7%，开始大量生气，晚侏罗世—早白垩世Ro达到1.0%，进入生气高峰期；③随着埋深进一步增大（在早白垩世末期达到最大埋深），烃源岩进入高—过成熟阶段，至晚白垩世盆地整体大幅度抬升，地温降低，逐渐停止生烃。 2012 Vol. 32 (3): 25-28 [摘要] ( 422 ) [HTML 1KB] [PDF 2661KB] CEB (265 KB)( 380 ) 29 曾庆，杨光，罗寿兵，周建文，徐世琦，唐大海，宋明玮 多造山带控制下的四川复合前陆盆地初析 深入研究四川盆地的起源及其演化过程，对该区进一步的油气勘探开发具有重大的现实意义。为此，根据2008—2010年度国家科技重大专项攻关研究的成果，将川西前陆盆地和大巴山前陆盆地合二为一，通称为四川前陆盆地，并给出了支持这一观点的4点主要证据，即：相同的大地构造背景、形成机制对前陆盆地的影响、“形”与“质”两方面的统一性、共同拥有同一个前陆隆起带。重点分析了盆地区域构造背景及演化过程、原型盆地与主控造山带的关系，结果表明，四川前陆盆地经历了不同时期由不同造山带控制、沉积范围变化大、沉积中心频繁迁移的复杂演化过程，不同类型盆地的垂向叠置，不同时期原型盆地的横向叠加，构成了多造山带控制下的复合型前陆盆地。最后，对盆地构造区带进行了划分，共划分出：造山带后缘推覆构造带、造山带前缘出露前锋逆掩推覆构造带、造山带山前隐伏前锋构造带、前陆盆地中央坳陷带、前陆盆地前缘斜坡带、前陆盆地前缘隆起区等6个一级构造带以及15个次级构造带。 2012 Vol. 32 (3): 29-33 [摘要] ( 391 ) [HTML 1KB] [PDF 2192KB] CEB (264 KB)( 322 ) 34 罗寿兵，杨光，曾庆，于佳男，宋明玮 四川复合型前陆盆地单井埋藏史分析 地层埋藏史研究是分析地热史、生烃史、排烃史和油气运聚史的基础，是盆地构造分析的有效方法。通过对四川复合型前陆盆地地层接触关系、构造运动期次、钻井取得的地层厚度和岩性资料的分析，利用地层分段回剥技术，编制了33口探井单井埋藏史图件。研究结果表明：①埋藏史曲线可划分出5种沉降类型，不同类型沉降曲线代表了不同的地质意义；②前陆盆地靠造山带一侧的沉降较靠稳定陆块一侧的沉降大，但也有例外；③从沉降量来看，自晚三叠世以来，川西中部都江堰附近的沉降量达9 500 ｍ，川北通江附近则为7 200 ｍ，分析认为这是造山带载荷与沉积载荷不同所致；④四川复合型前陆盆地的沉降机制应是挠曲负载。 2012 Vol. 32 (3): 34-37 [摘要] ( 387 ) [HTML 1KB] [PDF 1738KB] CEB (190 KB)( 346 ) 38 常景慧，冉崎，黄天俊，马波，丁孔芸 川中地区上三叠统须家河组二、四段地震相特征及其地质意义 四川盆地中部地区上三叠统须家河组气藏为构造背景下的岩性圈闭气藏，利用地震资料研究不同岩性组合、划分出不同的地震相带，将有助于预测无井区储层的沉积特征及其展布。考虑到研究区范围广、地震测网间距大的实际情况，选用了“相面法”来进行地震相分析，即主要从反射结构、反射波组的振幅、频率、相位、连续性、时差和反射外形等属性来研究须家河组的地震响应特征及其平面分布情况。研究结果表明：①须二段上部，一种表现为弱振幅、平行、亚平行反射地震相，主要代表的是三角洲前缘亚相的叠置分流河道及河口坝；另一种地震反射特征则表现为较强振幅、断续反射，为三角洲平原亚相的水上分支河道及河道间湾；须二段下部平行、亚平行、强振幅、较连续反射上超地震相主要为一套楔状体。②须四段地震相一种为平行、强振幅、断续至连续反射地震相，为三角洲平原亚相的水上分支河道及分流间湾；另一种为弱振幅、平行、亚平行反射地震相，为三角洲前缘亚相的水下分流河道。③区域地震大剖面资料显示须六段厚度呈南厚北薄之势。 2012 Vol. 32 (3): 38-41 [摘要] ( 419 ) [HTML 1KB] [PDF 8149KB] CEB (743 KB)( 392 ) 42 甘其刚，许多，王仰华 利用稳定反Q滤波技术提高储层预测精度——以川西新场气田上三叠统须家河组气藏为例 四川盆地西部上三叠统须家河组埋深超过３ ０００ ｍ，表层低降速带厚度大（几十米至200多米），地震波高频信号衰减很快，地震反射有效频带窄、主频较低（25～30 Hz），储层预测特别是薄砂体预测存在精度差的问题。为此，首先在资料常规处理中采用能同时进行振幅补偿和相位畸变校正的稳定反Q滤波方法来提高地震资料的分辨率，随后在储层精细标定及对比追踪的基础上，利用ＧＲ地震随机反演进行砂岩储层预测。实际应用结果表明，在保持低频能量相对关系不变的情况下，该方法可有效拓展高频10～15 Ｈz，由此提高了对薄层砂岩的识别能力及储层预测的精度。 2012 Vol. 32 (3): 42-44 [摘要] ( 343 ) [HTML 1KB] [PDF 2933KB] CEB (468 KB)( 313 ) 45 胡亚武，杨嘉，王勇军，罗利 核磁共振测井在川中地区上三叠统低孔、低渗储层评价中的应用 四川盆地中部上三叠统须家河组属典型的低孔、低渗碎屑岩储层，有效储层的识别、储层参数的计算与流体类型的判别存在着较大困难。为此，将核磁共振测井处理结果与岩心分析数据相结合，用谱系数法重新建立了毛细管束缚水孔隙度计算模型，将计算绝对误差控制在0.5%以内；利用岩心分析数据对核磁共振渗透率模型进行了优化，提高了渗透率计算的精度；结合Archie公式，得到了该地区的自由水饱和度计算模型。在准确计算储层参数的基础上，结合试油数据建立了储层识别标准：有效孔隙度大于6%，渗透率大于0.05 mD为有效储层；自由水饱和度均值小于10%，极大值小于15%为气层；自由水饱和度均值高于15%，极大值高于20%为水层。对5井次11个储层段进行统计的结果表明，其有效储层的识别结果与试油结果相吻合，流体类型判别符合率在85%以上。 2012 Vol. 32 (3): 45-48 [摘要] ( 389 ) [HTML 1KB] [PDF 2452KB] CEB (348 KB)( 378 ) 49 赵泽君，张全林，刘岩，伍德全，王敏 四川盆地水化学特征标准剖面的建立及其与天然气成藏的关系 为了深入研究气田的气水关系特征，根据斯蒂夫水化学相图理论方法，以判别不同地层水化学特征差异为理论基础，基于四川盆地各含油气构造4 000余件地层水水质全分析资料，建立了该区上白垩统灌口组—中三叠统雷口坡组的地层水斯蒂夫相图标准剖面，解决了各构造流体的归属性问题。研究发现：新场、洛带地区上侏罗统蓬莱镇组气藏的地层水水化学相图与其他区域同组地层水的化学相图不能对比，却与下伏上三叠统须家河组水化学相图相似，从油气成藏角度推断认为川西地区蓬莱镇组气藏的聚集形成，存在受下伏深源气沿裂缝垂向上升补给气源的可能；地层水的演化特征与油气成藏具有极为密切的关系，在今后的油气勘探开发过程中，可利用水化学相图作为寻找天然气矿藏的指示标志之一；该区某些蓬莱镇组气藏开发气井的地层水呈现深部碳酸盐岩地层（雷口坡组）水化学相图特征，可视为深部碳酸盐岩地层作为烃源岩参与浅层气藏形成的证据之一。 2012 Vol. 32 (3): 49-52 [摘要] ( 426 ) [HTML 1KB] [PDF 1439KB] CEB (196 KB)( 350 ) 53 陈晓红，何文渊，冯子辉 松辽盆地徐家围子断陷主要断裂对气藏的控制作用 解剖松辽盆地徐家围子断陷气藏控藏要素对将来火山岩复杂气藏的勘探具有重要的指导意义。为此，在精细解释徐家围子断陷三维地震资料的基础上，绘制了基底断裂与火山岩、气藏分布叠合图，并精细解剖了该区的火山机构。结果认为，徐家围子断陷火山岩天然气藏主要受控于深层断裂系统，基底断裂在火山岩发育、储层改造、高强度气源充注等成藏关键要素中都发挥了重要作用：平面上，火山沿基岩断裂走向成串珠状排列，断裂分叉或转折点为火山重要通道；纵向上，多期火山结构叠置；火山活动后期，深层酸性流体沿断裂上涌，并顺着不整合面扩展，形成了具有良好次生孔隙的优质储层；在断裂通道附近，按火山岩相发育部位，离断裂近的火山岩侵出相、喷溢相上部亚相和空落亚相是气藏形成最有利的部位。 2012 Vol. 32 (3): 53-56 [摘要] ( 414 ) [HTML 1KB] [PDF 3156KB] CEB (499 KB)( 335 ) 57 吴希光，李志荣，张晓斌，魏文阁，吴元 复杂地区地震资料低信噪比的原因及对策（三）——表层散射波压制的技术方法 在对散射波的形成机制、性质、形态特征以及对记录信噪比的影响进行深入分析、归纳的基础上，对散射波的压制提出了相对全面的、可操作性强的实用方法。研究表明：散射源分布的三维性导致了散射干扰的普遍性和横向干扰的严重性；地形地势与散射强度有密切关系；激发条件和接收条件两者都很重要，很多条件下改善接收技术应作为首选方法；改善复杂地区资料信噪比是一项系统工程，包括对接收条件的重要性认识和全过程若干技术措施的采取。同时还认为：所归纳的“九避九就”较全面地体现了“避强就弱（散射波）”的基本思想，可作为测线位置设计的基本原则，同样可作为激发、接收点（特别是激发点）选择的基本技术原则；低信噪比地区资料采集应考虑技术的综合性；加大检波器横向面积组合规模是基本有效技术，应作为首选方法。这些认识与方法技术对提高复杂地区资料信噪比具有指导作用和实用意义。 2012 Vol. 32 (3): 57-61 [摘要] ( 392 ) [HTML 1KB] [PDF 9513KB] CEB (814 KB)( 358 ) 开发工程 62 钟兵，杨洪志，徐伟，杨长城，陈中华，杨柳 川中地区上三叠统须家河组气藏开发有利区评价与优选技术 四川盆地中部上三叠统须家河组气藏储层致密、高含水、非均质性强、连续性差，气井自然产能低、控制范围小、普遍产水，规模效益开发面临诸多认识难题和技术障碍。为此，建立以“两步法”储层对比技术、多级相控建模技术为主的致密砂岩储层描述技术，解决了“砂包砂”致密储层精细对比与预测技术难题；基于微观孔喉结构与渗流机理实验，将气藏可动水划分为不同于常规气藏边、底水的小孔喉可动水、局部滞留水和高含水层３种气水赋存模式，采用物性和毛细管力约束建立了气藏流体分布模型，形成气水交织非常规气藏可动水描述技术，基本解决了气水交织非常规气藏气水赋存模式与流体建模技术难题；结合气藏动静态特征和效益评价参数，选择有效储层厚度、储量丰度、有效地层系数等参数，建立了储层分级分类评价标准，并在此基础上筛选出气藏开发有利区，解决了致密高含水气藏开发部署和储量有效动用的地质目标选择难题，奠定了该类气藏规模效益开发的基础。 2012 Vol. 32 (3): 62-64 [摘要] ( 394 ) [HTML 1KB] [PDF 1875KB] CEB (228 KB)( 369 ) 65 黄小琼，张连进，郑伟，向小辉，王刚 安岳地区上三叠统须二上亚段致密砂岩气藏气井产能控制因素 四川盆地安岳地区上三叠统须二上亚段气藏是近年来四川盆地发现的储量规模最大的上三叠统须家河组气藏，但试采过程中暴露出气井测试产量与投产后产量差异大的问题。为此，系统分析了单井产能与储层地质特征、加砂压裂工艺、产液量等的关系，认为气井产能控制的主要因素为：属于水下分支河道和河口坝微相、并在雷口坡组古残丘或高带古地貌上沉积形成的粗结构砂体是有利储层分布区；单井裂缝发育或处于裂缝发育区带是气井高产的关键因素，所统计的80%微气井都处于裂缝不发育区；高产井所在的储层在压裂时具有最低泵压低、日排液量大的特点，排液量百分比多在75%以上；气水关系复杂，产水量大小不受构造控制，不产水气井的产气量和地层压力均较稳定，但含水井提高天然气产量会导致水侵加剧、产气量和地层压力均快速下降。 2012 Vol. 32 (3): 65-69 [摘要] ( 401 ) [HTML 1KB] [PDF 3348KB] CEB (322 KB)( 363 ) 钻井工程 70 王伟，郭建军，赵国山，刘翔 定向钻井过程中不同测量间距导致的轨迹误差 常用的测斜计算方法拟合计算出的井眼轨迹与真实井眼轨迹之间存在着误差，该误差有可能导致井眼轨迹不符合设计要求，甚至引起井眼交碰等严重事故的发生，因而认识误差产生的原因并采取措施减小误差就显得十分重要。为此分析了定向钻井过程中不同测量间距（30 m、10 m）计算井眼轨迹曲率拟合轨迹曲线的误差情况，以及不同测量初始井深位置（N1、N1+10 m）的选择所导致的轨迹曲线的误差情况，并得出以下认识：选取适当测量间距（10 m），可确保在一定长度测量间距内实现测斜计算结果与实钻轨迹的更精确吻合，从而减小测斜计算中井眼轨迹的误差。研究成果对定向井精确中靶、丛式井防碰具有一定的指导意义。 2012 Vol. 32 (3): 70-73 [摘要] ( 426 ) [HTML 1KB] [PDF 1421KB] CEB (182 KB)( 392 ) 74 余晟，王东波，何勇，江海，张萍，王平 苏里格气田苏5-1H井大井斜套管内垂直向上开窗钻井技术 苏里格气田苏5-1H井是国内第一口井斜超过80°垂直向上开窗井，施工作业面临有线仪器、斜向器下入较为困难及铣锥受重力作用、垂直向上不易开出窗口等技术难题，但该井仅用了19 h便垂直向上开窗成功。为此，总结了大井斜垂直向上开窗施工作业要点：①一次性斜向器开窗侧钻方法有利于垂直向上开窗侧钻；②采用复合式铣锥可一次性完成开窗及修窗作业；③强化斜向器坐封、定向侧钻的井眼准备措施；④细化套管开窗施工作业参数。该井用时6 h即完成2.5 m进尺，返出大量粗丝状铁屑，12 h后见大量泥砂及水泥，判断已开窗成功，反复修窗后起钻，优质高效地完成了整个高难度开窗任务，其施工作业要点可供今后同类型井借鉴使用。 2012 Vol. 32 (3): 74-77 [摘要] ( 402 ) [HTML 1KB] [PDF 793KB] CEB (182 KB)( 357 ) 78 李玉飞，付永强，唐庚，佘朝毅，张继尹 地应力类型影响定向井井壁稳定的规律 定向井井周应力状态和井壁稳定性规律与直井有着明显的差别，开展地应力类型对定向井井壁稳定性的影响规律研究，对定向井井眼轨迹设计具有一定的指导作用。为此，根据正常、走滑和反转三种地应力类型，深入分析了定向井井斜角和井眼方位对井壁坍塌破坏的影响规律。结果表明：①随着井斜角的增加，正常和反转地应力类型的井壁稳定性逐渐变差，即直井比定向井或水平井井壁稳定性更好；②随着井斜角的增加，走滑地应力类型的井壁稳定性逐渐增强，即水平井井壁稳定性最好；③定向井钻井或完井过程中，井壁稳定的最优钻井方位与最大水平地应力方向的夹角按正常地应力、走滑地应力和反转地应力类型依次为90°、45°和0°。 2012 Vol. 32 (3): 78-80 [摘要] ( 439 ) [HTML 1KB] [PDF 1437KB] CEB (297 KB)( 403 ) 81 赵向阳，林海，陈磊，涂海海，宋迎春 长北气田CB21-2井长水平段煤层防塌钻井液技术实践与认识 CB21-2井是一口壳牌中国勘探与生产有限公司长北气田二期开发井，地处工区边缘，储层地质复杂，特别是下二叠统山西组煤层易碎、易塌，水平井段更为突出。为此，基于长北气田和苏里格气田普遍应用的低伤害钻井液体系，重点考虑泥岩、碳质泥岩、煤层交替出现的水平井段安全钻井的需要，研制了适合该区块的有机盐加重钻井液体系（0.2%～0.3%提切剂+0.1%～0.2%提黏剂+0.3%～0.5%降失水剂+0.1%～0.2%抗盐降失水剂+0.5%～1.0%G301-SJS+18%～20%有机盐+4%～5%无机盐+高效润滑剂+防腐剂+除氧剂+缓蚀剂+石灰石），CB21-2井第2条分支钻穿多套煤层，没再出现卡钻等井下复杂情况，平均井径扩大率只有1.0%。由此总结出该区山西组长水平段煤层防塌技术对策：①钻井液密度提高至1.22 g/cm3，平衡地层坍塌压力；②提高钻井液抑制性，防止地层水化膨胀；③强化钻井液体系封堵能力，封堵煤层裂缝，降低钻井液滤失量；④控制钻井液流变性，保持井眼清洁和润滑性。 2012 Vol. 32 (3): 81-85 [摘要] ( 432 ) [HTML 1KB] [PDF 1536KB] CEB (418 KB)( 403 ) 集输工程 86 付子航，单彤文 大型LNG储罐完整性管理初探 完整性管理体系和评价方法在管道、设备、混凝土结构等领域已经得到一定程度的实践应用，而涉及更多学科、更为复杂的大型LNG储罐的完整性管理概念厘定和相应方法研究才刚刚起步，同时，特殊的罐体构造、极低的罐内操作温度（约-162 ℃）、存储介质的危险性质（LNG）、超大容量的存储空间［（8～20）×104 m3/座］等本体特性和几乎不能中断运行的功能要求也使得大型LNG储罐的完整性管理特征不同于一般的钢制储罐。为此，基于对管道完整性管理的分析结果，通过对其概念起源和技术体系核心内容的研究，根据LNG储罐的基本特征和相关国际规范，提出了LNG全容罐完整性管理概念，并初步建立起了其完整性管理的体系框架，在钢制储罐的风险评价及国际上关于LNG储罐生命周期最新研究的基础上，形成了LNG储罐的完整性评价方法和内容，为中国LNG行业尽快导入完整性管理体系提供了参考和借鉴。 2012 Vol. 32 (3): 86-93 [摘要] ( 447 ) [HTML 1KB] [PDF 830KB] CEB (255 KB)( 612 ) 94 彭明，丁乙 全容式LNG储罐绝热性能及保冷系统研究 我国大型LNG接收站中的储罐均为全容式LNG储罐，其通常处于低温微正压状态，外界热量的漏入会引起LNG的蒸发，增加能耗，也可能会使储罐产生分层及翻滚现象，对其安全造成较大威胁，因此，需要对它的绝热性能及保冷系统进行研究。为此，根据全容式LNG储罐的结构特点，分别对罐顶、罐壁和罐底进行了漏热量计算，结合实例进行了LNG储罐总漏热量及日蒸发率的计算分析，探讨了LNG储罐的绝热性能，找到了影响储罐漏热量的主要因素：保冷材料的导热系数、保冷层的厚度、储罐表面的吸收率、环境温度等，为LNG储罐保冷系统的设计提供了相关依据；并根据LNG储罐保冷系统的需要，归纳总结了保冷材料的选择原则、施工方法及其注意事项。 2012 Vol. 32 (3): 94-97 [摘要] ( 448 ) [HTML 1KB] [PDF 428KB] CEB (128 KB)( 478 ) 加工利用 98 朱建鲁，李玉星，王武昌，刘永浩，谢彬，喻西崇 海上天然气液化工艺流程优选 LNG—FPSO（LNG Floating Production Storage and Offloading Unit，又称FLNG）是集海上液化天然气的生产、储存、装卸和外运为一体的新型浮式生产储卸装置。作为LNG—FPSO的核心技术，海上天然气液化工艺将对该装置的建造运营费用、运行稳定性和整个系统的安全性产生很大的影响，而现有的3种基本类型的天然气液化工艺（氮膨胀、混合冷剂和级联式制冷液化工艺）都不能完全符合海上天然气液化工艺的设计标准。为此，根据海上作业的特殊工况，组合模拟了6种适用于海上天然气液化的工艺流程，并从制冷剂流量、功耗、关键设备数量、天然气流量敏感性、天然气组成敏感性、易燃制冷剂储存和海上适应性等方面对各流程进行了比较，根据计算结果及对各流程的定性分析，优选出带预冷的氮膨胀液化工艺［即丙烷预冷双氮膨胀流程、混合制冷剂—氮气膨胀（并联）流程和混合制冷剂—氮气膨胀（串联）流程］为LNG—FPSO装置的首选工艺，且发现随着预冷深度的增加，该工艺的海上适应性减弱，功耗降低，处理能力增强。 2012 Vol. 32 (3): 98-104 [摘要] ( 419 ) [HTML 1KB] [PDF 3786KB] CEB (356 KB)( 535 ) 105 殷劲松，谢福寿，陈叔平，张建红，王志贤 橇装式LNG加气机加气系统及计量系统的优化设计 针对目前橇装式LNG汽车加气站加气时LNG损失量大和计量不准的问题，对LNG加气站的加气系统和计量系统进行了优化设计：加气机设有加气枪接口、加气枪回流接口和回气枪接口，按照“LNG损失量最小”的设计理念，分别设计了待机模式、加注模式下的加气操作流程；应用双流量计计量法设计了加气计量系统，并用质量检定法验证了该系统的精度。试验验证结果表明：该橇装式LNG汽车加气站加气系统运行稳定，计量误差小于1%，能满足计量要求，可在实际工程中推广应用。 2012 Vol. 32 (3): 105-108 [摘要] ( 515 ) [HTML 1KB] [PDF 559KB] CEB (123 KB)( 431 ) 安全环保 109 李毅，任英，周浩，黎凡 油气工程技术企业安全监管数字化及其应用——以中国石油川庆钻探工程公司为例 安全风险预警是石油企业安全管理的重要内容。以预警理论为基础，结合石油企业生产特点，建立了基于模糊综合评判技术的事故风险预警模型，在该模型的基础上，开发出了生产安全预警系统。安全监督、安全管理和各级管理者将陷患、违章基础数据分类录入，系统对信息数据同步分析计算，得出公司各层面的风险值，当达到预警临界值时系统自动报警。该系统通过安监数字化分析结果，生成风险趋势图，为企业现场生产端和机关管理端（监管者）提供有效的预警信息，是目前较为完整的生产安全预警系统，为评价企业安全生产状况提供重要判定指数，实现了企业安全生产状况评价由定性向定量的转变，取得了较好的现场应用效果。 2012 Vol. 32 (3): 109-112 [摘要] ( 381 ) [HTML 1KB] [PDF 1735KB] CEB (214 KB)( 323 ) 113 陈明燕 大牛地气田压裂返排废液催化氧化联合处理实验 压裂返排废液具有高COD值、高稳定性、高黏度等特征，处理达标难度较大。为此，以大牛地气田的压裂返排液为研究对象，在常规处理工艺基础上增加预氧化步骤，最终确定了“预氧化—混凝—催化氧化—吸附”的处理工艺。重点研制了压裂废液氧化处理的催化剂（Cu-C催化剂），通过实验确定了最佳工艺参数条件。重点考察了催化氧化处理工艺条件，即在pH值为6，氧化剂（ClO2）投加量为2 g/L，催化剂投加量为0.6%（质量/体积）的条件下，COD值降至164 mg/L，进一步吸附处理后COD值降至97 mg/L，达到国家《污水综合排放标准》的一级标准要求，处理成本为73.15元/m3。该处理工艺简单，成本较低，具有一定的应用价值。 2012 Vol. 32 (3): 113-116 [摘要] ( 412 ) [HTML 1KB] [PDF 547KB] CEB (124 KB)( 323 ) 经济管理 117 夏良玉，罗东坤，代由进 煤层气开发项目风险评估方法 蒙特卡洛模拟是油气风险评估的理想方法，但由于国内煤层气产业起步时间短，缺乏模拟所需的历史数据，该方法尚不能用于煤层气领域。为此，在借鉴蒙特卡洛情景模拟及概率分析思想的基础上，采用单因素敏感性分析法筛选风险因素，运用专家调查法估计风险因素的状态值和概率，通过组合各种风险因素状态值模拟决策情景，按照风险识别、风险估计、风险评价的流程构建了煤层气开发项目风险评估模型，再计算出各种情景下的效益值及概率，进而达到评价项目风险的目的。考虑到传统以标准差及标准差系数表征油气开发项目风险与实际投资决策需要不相符，引入了扩展半标准差及扩展半标准差系数作为煤层气开发项目风险评价指标。应用结果表明，在合理评估风险基础上计算得到的期望净现值较无风险净现值更接近项目的真实收益，扩展半标准差系数与标准差系数相比能够更好地表征项目风险。构建的风险评价流程及评估方法可操作性强，可应用于现阶段煤层气开发项目投资决策。 2012 Vol. 32 (3): 117-120 [摘要] ( 356 ) [HTML 1KB] [PDF 532KB] CEB (135 KB)( 428 ) |
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