《天然气工业》 2012年 32卷 4期
责任编辑：hylng 浏览：3895次 时间： 2012-12-31 21:42:27
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摘要:本期视点 1 康玉柱 中国非常规泥页岩油气藏特征及勘探前景展望 非常规油气资源正在成为中国油气勘探的重要对象之一，其中泥页岩油气藏是目前具现实意义的选择。为此，归纳了中国非常规泥页岩油气藏的特征：①暗色泥页岩主要包括海相、海陆交互相、陆相泥岩和..
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本期视点 1 康玉柱 中国非常规泥页岩油气藏特征及勘探前景展望 非常规油气资源正在成为中国油气勘探的重要对象之一，其中泥页岩油气藏是目前具现实意义的选择。为此，归纳了中国非常规泥页岩油气藏的特征：①暗色泥页岩主要包括海相、海陆交互相、陆相泥岩和页岩；②常见的类型包括泥质泥页岩、碳质泥页岩、硅质泥页岩、钙质泥页岩；③主要形成于缺氧的闭塞海湾、澙湖、湖泊深水区、欠补偿盆地及深水陆棚等沉积环境中；④暗色泥页岩有效性指标主要概括为：总有机碳含量超过0.5%、脆性矿物含量超过40%、埋藏深度浅于4 000 m、有效厚度大于30 m、有效面积大于50 km2。基于暗色泥页岩广泛分布和对其油气勘探已取得的突破，认为中国泥页岩气的资源量介于60×1012~80×1012m3，勘探开发潜力大，是今后油气勘探的重要领域之一。最后建议：中国泥页岩油气勘探开发应注意复杂地表、埋藏深度、后期保存、环境保护等特殊地质条件。 2012 Vol. 32 (4): 1-5 [摘要] ( 446 ) [HTML 1KB] [PDF 2678KB] CEB (488 KB)( 656 ) 6 张大伟 《页岩气发展规划（2011-2015年）》解读 为大力推进中国页岩气的勘探与开发，2012年3月16日，国家有关部门发布了《页岩气发展规划（2011—2015年）》（以下简称《规划》）。认真解读并严格执行这一指导中国“十二五”期间页岩气勘探开发的重要文件，对中国页岩气勘探开发的有序发展具有重大意义。为此，从《规划》出台的形势和背景入手，论述了《规划》的重要意义；指出《规划》具有战略性、可操作性、前瞻性3个主要特点，特别是由于确定了量化的目标、强化和细化了页岩气勘探开发整体布局、制定了相对全面的《规划》保障措施和实施机制，使得《规划》具有很强的可操作性；对规划中第四部分提出的3项重点任务——页岩气资源潜力调查评价、科技攻关、页岩气勘探开发布局进行了一一解读；结合当下中国页岩气勘探开发的现状，论述了《规划》的社会责任。《规划》提出了“十二五”期间初步掌握全国页岩气资源量及其分布，优选30～50个页岩气远景区和50～80个有利目标区；探明页岩气地质储量6 000×108m3，可采储量2 000×108m3；2015年全国页岩气产量达到65×108m3等量化指标。 2012 Vol. 32 (4): 6-8 [摘要] ( 403 ) [HTML 1KB] [PDF 212KB] CEB (85 KB)( 520 ) 地质勘探 9 罗志立，孙玮，代寒松，王睿婧 四川盆地基准井勘探历程回顾及地质效果分析 20世纪50年代在四川盆地实施的基准井钻探计划甚为成功，取得了6项显著成果：发现一个盐水温泉，发现中国第一个大气田，发现中国最古老的产气层，第一次取得盆地基底信息，发现并证实了四川盆地内的第一个大型古隆起（乐山—龙女寺古隆起），成功钻成当时中国最深的一口井。其地质效果可以归纳为：①为20世纪60年代我国“开气找油”的石油“大会战”提供了战场选择的依据；②获得四川盆地内完整的地层剖面并在古生界发现4个产气层（二叠系、奥陶系、寒武系和震旦系），为其后寻找大气田提供了方向；③获得的四川盆地基底资料，为中国基础地质科学研究提供了重要的依据。结论认为：一个盆地勘探之初，有计划地钻一些基准井并与地震剖面联系起来进行综合解释，是全面系统开展区域油气勘探的一套有效方法；20世纪50年代在川中“地台”实施的基准井计划，是四川盆地油气勘探战略转移的成功范例，为其后四川盆地近60年油气勘探开发事业的发展奠定了基础。 2012 Vol. 32 (4): 9-12 [摘要] ( 368 ) [HTML 1KB] [PDF 1026KB] CEB (154 KB)( 348 ) 13 汪泽成，李宗银，李志荣，樊斌，张海杰，李玲，卞从胜 川中地区须家河组构造变形成因探讨及其勘探意义 四川盆地川中地区一直以构造稳定、变形微弱著称，但近年来对该区上三叠统须家河组的天然气勘探实践却揭示出其构造变形具有复杂性。为探讨构造变形的成因，根据构造变形特征，将该区须家河组划分为4个区带，从南到北依次为威远背斜隆起区、遂宁—合川低缓褶皱区、简阳—阆中斜坡区、南充—平昌断褶区，并重点分析了须家河组NW向构造的变形机制。结果表明：①构造叠加变形是该区构造的主要特征，早期构造变形受印支期龙门山前陆盆地和燕山期大巴山前陆盆地形成演化控制，在晚侏罗世—白垩纪形成东南高、西北低的NE向区域性大单斜；②喜马拉雅期受华蓥山断裂右行走滑作用控制，产生 NW向压扭构造形迹；③该区须家河组气藏总体表现为大面积、低丰度致密砂岩气藏，局部构造和断层控制了天然气“甜点”区分布，天然气勘探开发要高度重视NE向构造与NW向构造叠加变形区。 2012 Vol. 32 (4): 13-18 [摘要] ( 389 ) [HTML 1KB] [PDF 3736KB] CEB (454 KB)( 362 ) 19 谢玉洪，刘平，黄志龙 莺歌海盆地高温超压天然气成藏地质条件及成藏过程 莺歌海盆地高温超压天然气勘探的突破，使得该区域已成为勘探的热点，但关于其天然气成藏规律还存在许多不确定的因素。为此，对天然气成藏地质条件及成藏过程进行了分析，以期确定该盆地高温超压环境下游离天然气成藏的主控因素。结果发现：①莺歌海盆地烃源岩质量高、烃源灶范围大、生烃期时窗长、排烃期延迟；②高温超压环境有利于储层保持较高的孔隙度和渗透率；③盆地长期处于封闭、半封闭流体系统，发育多套盖层，有利于天然气富集和保存；④中深层底辟带半封闭式高温超压流体系统中，水溶气在不同级差压力下运移、释放、聚集并成藏，同时还找到了盆地中多个水溶相天然气出溶成藏的证据。该研究成果为莺歌海盆地下一步的天然气勘探提供了指向。 2012 Vol. 32 (4): 19-23 [摘要] ( 373 ) [HTML 1KB] [PDF 1963KB] CEB (304 KB)( 260 ) 24 凌立苏，黄卫东，毛新军，王俊文，甘仁忠，杜建鹏 准噶尔盆地气层录井解释评价方法 准噶尔盆地天然气藏油气成因复杂，储层类型多样，天然气录井解释存在诸多难点。根据该区碎屑岩、火成岩的油气成藏控制因素、储层特征，以岩屑、岩心、气测、地球化学、罐顶气、定量荧光等录井资料为基础，建立了相应的天然气层录井采集、评价系列，并采用了与之相适应的录井解释评价技术；利用地层的含油气性、物性、孔隙压力参数，优选和开发了组分正规化图版、含油气性—物性双因素关系图版、气测形态法等解释图版。应用上述录井解释评价方法，于2007—2010年对准噶尔盆地32口井57层气层、气水同层、水层进行了综合解释评价，其符合率达到88%，取得了较好的应用效果。 2012 Vol. 32 (4): 24-28 [摘要] ( 342 ) [HTML 1KB] [PDF 1547KB] CEB (183 KB)( 264 ) 29 刘燕红，李梦溪，杨鑫，刘春春，闫玲 沁水盆地樊庄区块煤层气高产富集规律及开发实践 为弄清沁水盆地樊庄区块煤层气的高产富集规律，根据近5年来在该区的勘探开发实践，从烃源条件、储层条件和保存条件3个方面系统分析了煤层气的成藏条件与富集规律。结果表明：该区煤层气成藏条件决定了其富集特点，即整体含气性较好，局部贫瘠，呈现“富集成片、贫瘠成带、富中有贫”的含气量分布特点；由东向西，煤层气逐渐由贫瘠变为富集，这主要是受封盖条件和构造断裂活动控制的结果。根据产气压力与理论临界解吸压力拟合关系对煤层含气量进行了预测，预测结果与实测数据基本一致，证明前者是一种可靠、实用的新方法。针对煤层气富集程度和压裂效果的差异，引入了煤层气开发单元的概念来指导生产，后期生产的效果表明，煤层气井产量的高低与开发单元的划分吻合良好。 2012 Vol. 32 (4): 29-32 [摘要] ( 384 ) [HTML 1KB] [PDF 1332KB] CEB (193 KB)( 370 ) 33 徐文礼，郑荣才，费怀义，吴蕾，陈守春，李世临，刘冬玺，刘菲 土库曼斯坦阿姆河右岸卡洛夫—牛津阶裂缝特征及形成期次 土库曼斯坦阿姆河右岸地区侏罗系碳酸盐岩气藏局部储层段物性差、非均质性强，裂缝发育状况成为制约气井产能的关键因素，研究裂缝特征及形成期次具有重要意义。根据该区卡洛夫—牛津阶18口取心井岩心裂缝的观察描述结果，发现该区储层主要发育水平裂缝和低角度斜交裂缝，按裂缝之间的切割、限制、组合关系及产状特征，可识别出成岩裂缝和构造裂缝2种成因类型的裂缝，其中构造裂缝对储层发育具有重要贡献。在认识裂缝特征的基础上，利用次生石英ESR年龄标定、非定向样品声发射实验、裂缝充填物稳定同位素（碳、氧、锶）测定及流体包裹体分析等技术方法，确定构造裂缝具有3个形成期次，分别对应于燕山晚期、喜山早期和喜山中期。研究认为，喜山早期和中期的2期裂缝（或断裂）具有极其重要的通源性质，油气充注成藏始于喜山早期，定位于喜山中期。 2012 Vol. 32 (4): 33-38 [摘要] ( 377 ) [HTML 1KB] [PDF 2945KB] CEB (635 KB)( 236 ) 39 黄海平，包强，刘荣和 “虚拟井”技术在复杂气藏建模中的应用 在气藏开发早期，普遍存在钻井少且分布不均，地质资料缺乏，动态资料有限等问题，难以为气藏数值模拟提供高精度的数据体。为此，针对气藏开发早期储层的不确定性因素，提出采用“虚拟井”技术进行定量化表征的解决方案，即：充分利用测井资料纵向分辨率高、地震储层横向预测的优势以及地质认识上的空间整体性控制，在边部井网稀疏的地方合理构建虚拟井作为插值控制，采用确定性建模与随机建模相结合、静态与动态相结合的原则，以先进的建模软件为依托，优选合理的建模方法，最终建立了薄差储层与优质储层、边部区域与中心区域、勘探与开发一体化的气田精细三维地质模型。实例验证结果表明：合理构建虚拟井能够有效降低地质模型的不确定性，提高储层地质建模的精度。 2012 Vol. 32 (4): 39-41 [摘要] ( 338 ) [HTML 1KB] [PDF 1421KB] CEB (183 KB)( 249 ) 42 王冰洁，王静，潘晓晨 曲靖盆地茨营组三段Ⅳ砂组含气性的地震预测〖 云南曲靖盆地目前钻有8口探井，其中两口井在新近系茨营组三段Ⅳ砂组钻到了气层，揭示出其浅层蕴藏有较丰富的天然气资源。为了提高探井成功率，利用8口探井的测井资料作为约束条件，对主要储层茨三段Ⅳ砂组进行了地震波阻抗反演；在此基础上，分析了储层岩性、速度与含气性的关系，认识到砂岩储层高波阻抗背景下的低波阻抗是储层含气的地震响应特征。该研究成果可为该盆地的浅层气勘探和提高探井成功率提供一种指向。 2012 Vol. 32 (4): 42-45 [摘要] ( 397 ) [HTML 1KB] [PDF 1702KB] CEB (253 KB)( 221 ) 开发工程 46 赵金洲，王松，李勇明 页岩气藏压裂改造难点与技术关键 我国的页岩气资源储量非常可观，国外成功开发的经验表明，压裂改造是实现页岩气高效、经济开发的重要技术步骤。为此，在详细调研和总结国内外相关成果的基础上，从压裂改造的角度分析了页岩气储层基本特征，阐述了页岩气藏压裂理论、材料和工艺3个方面所面临的难题和挑战，进而提出了页岩气藏改造技术关键。结论认为：剪切作用有利于形成复杂裂缝网络；页岩中的气体以吸附、游离和溶解状态存在，在非达西流动状态下，气体渗流机理更为复杂；以微地震数据为基础，通过离散裂缝网络模型描述缝网是目前计算页岩气产能的主流方法；滑溜水压裂应根据储层条件研制和筛选支撑剂和添加剂，开发井下工具，并优化泵注程序和压裂工艺，以形成高导流能力的大型复杂裂缝网络为改造作业目标。 2012 Vol. 32 (4): 46-49 [摘要] ( 507 ) [HTML 1KB] [PDF 1322KB] CEB (313 KB)( 789 ) 50 李治平，李智锋 页岩气纳米级孔隙渗流动态特征 页岩储层的孔隙结构比较复杂，孔隙直径较小，纳米级孔隙普遍发育，大量的页岩气是以吸附态储存于页岩中的。页岩气开采时，纳米级的孔隙结构和吸附气解吸会引起孔隙结构改变，从而使页岩渗透率产生动态变化。为此，基于毛细管模型，引用固体变形理论，研究了气体分子在纳米级孔隙中渗流动态特征。结果表明：孔隙直径小于10 nm时，受扩散与解吸作用的影响，渗透率随储层压力下降呈现出先增加后减小的趋势；孔隙直径越大，渗透率拐点压力值越低，渗透率下降速度越快；孔隙直径大于20 nm，气体分子间的扩散作用对渗流影响较小；压力较低（小于10 MPa）时，气体渗流受分子扩散效应作用明显。 2012 Vol. 32 (4): 50-53 [摘要] ( 411 ) [HTML 1KB] [PDF 731KB] CEB (181 KB)( 697 ) 54 李庆辉，陈勉，Fred P.Wang，金衍，李志猛 工程因素对页岩气产量的影响——以北美Haynesville页岩气藏为例 我国页岩气开发尚处于前期探索阶段，分析国外成功的开发案例具有重要的借鉴作用和参考价值。在对北美Haynesville 页岩气藏生产数据进行统计和分析的基础上，总结了工程因素对该页岩气藏开发的影响规律。结论认为：页岩气井水平段长度、压裂级数、加砂量、油嘴尺寸、井底压力和是否采取重复压裂施工对累积产量有显著影响；水平段长度在1 500~1 650 m之间、压裂级数12~17级、加砂量1 500~3 000 t、油嘴尺寸8~9 mm为该地区常用且效果较好的设计方案；井底压力高的区域页岩气产量相应较高，这与井底超压改善页岩脆性、优化压裂效果有关；重复压裂能够显著提高页岩气总产量，作业时机的选择与增产效果关系密切。 2012 Vol. 32 (4): 54-59 [摘要] ( 448 ) [HTML 1KB] [PDF 3967KB] CEB (512 KB)( 471 ) 60 石晓兵，杨火海，范翔宇，黄兵 页岩气储量计算的新方法 分析以有的成果和文献后认为，传统方法计算出的页岩气储量存在被无意识扩大的可能。为此，考虑页岩储层孔隙尺寸对页岩气地质储量的影响，根据页岩气物理特性和地球化学特性提出了一种基于孔隙尺寸计算页岩气地质储量的新模型，使页岩气地质储量的计算精度较传统方法提高了20%。实例计算结果表明：①在孔隙半径为2 nm时，页岩气地质储量达到最大峰值，当孔隙半径大于6 nm后，页岩气储量不随孔隙半径的增加而增加；②储量计算模型的建立和修正十分必要，没有任何两个地方的页岩气储量模型是完全一样的，因此很有必要建立一个国内页岩气储量计算的数据库。 2012 Vol. 32 (4): 60-62 [摘要] ( 351 ) [HTML 1KB] [PDF 1569KB] CEB (191 KB)( 504 ) 钻井工程 63 彭志刚，王成文 新型油井水泥促凝剂LTA及其性能 针对低温或表层段固井候凝时间长的问题，采用价格低廉、早强作用强且性能稳定的促凝剂有利于缩短固井时间和提高固井质量。为此，研制了过渡金属复合盐类促凝剂LT-A并系统评价了该促凝剂不同加量（1%、2%和3%）情况下的油井水泥浆性能，得到了促凝剂LT-A对油井水泥的影响规律：促凝剂LT-A能促进油井水泥的水化能力，缩短水泥浆稠化时间，显著提高水泥石早期抗压强度，加入促凝剂LT-A的水泥浆稠化时间与原浆稠化时间之比小于等于0.5、水泥石6 h抗压强度（39 ℃、常压）大于等于4.0 MPa，完全满足促凝剂评价标准SY/T 5504.4—2008 的相关要求。实验还进一步证实：LT-A对水泥浆流变参数和初始稠度基本无影响，是一种性能优于CaCl2的新型促凝剂。 2012 Vol. 32 (4): 63-65 [摘要] ( 323 ) [HTML 1KB] [PDF 1088KB] CEB (156 KB)( 235 ) 66 李润，龙远盛，尹红斌 水平井尾管固井技术及其在苏里格气田的应用 针对水平井长水平段尾管固井存在的尾管下入困难、尾管居中度不易保证、环空间隙小、高边自由水窜槽和低边泥浆窜槽等技术难题，在试验研究的基础上，总结出提高水平井尾管固井质量的实用技术：①选用沉降稳定性好、低失水、零析水、防气窜的水泥浆体系；②选用黏滞性前置液，使环空浆柱结构的密度成梯度（ρ钻井液＜ρ前置液＜ρ水泥浆）分布，确定环空前置液流态达到紊流状态的合理施工排量，可以更好地清洁井眼，提高顶替效率；③模拟尾管刚度通井，采用单铣柱、双铣柱和三铣柱3种钻具组合分别进行3次通井，破坏井眼低边“死泥饼”，消除井眼不规则带来的阻卡，确保尾管顺利下入到位；④合理选用及安放扶正器，保证套管居中度达到67%。在苏里格气田苏5区块进行了2口水平井尾管固井实践，结果表明：固井合格率分别达93.78%和99.83%，优质率为70.93%和81.88%，为该区增产改造提供了技术保障。 2012 Vol. 32 (4): 66-68 [摘要] ( 308 ) [HTML 1KB] [PDF 323KB] CEB (101 KB)( 241 ) 69 张伟，魏瑞华，杨洪，刘佩轩，牛罡 超低密度水泥浆固井技术的应用——以百泉1井为例 在对压力系数低、易漏地层，特别是裂缝型地层的固井作业中，采用常规密度的水泥浆进行固井极易引起井漏，造成固井失败或质量不合格。为此，根据准噶尔盆地西部隆起克百断裂带百口泉鼻隆构造上的百泉1井钻井复杂情况和地层情况，采用了2种超低密度水泥浆柱结构，以确保固井时上部防漏下部压稳，该井固井过程中无漏失，测井结果表明，低密度水泥浆固井质量合格。结论认为：①在压力系数低和有易漏地层存在的情况下，从固井设计到施工都应采用以“高效顶替、整体压力平衡”为核心的平衡压力固井工艺技术，控制环空形成的动液柱压力约大于地层压力和小于地层破裂压力；②正确选用和合理搭配固井施工压力、水泥浆密度和施工排量这3个参数，分析前期技术难点并制订合理的应对措施是保证固井成功的关键；③由于采用了超低密度水泥浆，降低了环空液柱压力与地层压力之间的正压差，减小了水泥浆的失水量，有利于保护油气层。 2012 Vol. 32 (4): 69-71 [摘要] ( 349 ) [HTML 1KB] [PDF 724KB] CEB (126 KB)( 291 ) 72 周剑，高德伟，严海兵 早强低密度水泥浆体系提高低压易漏井固井质量 川西南部地区储层段地层压力系数低，采用常规密度水泥浆固井作业时易产生漏失，造成储层伤害，降低油气井产能，且固井质量难以保证，影响后期井筒完整性。为此，采用颗粒级配技术，利用不同密度不同粒径微硅（2.16 g/cm3、0.1 μm）、漂珠（0.7 g/cm3、45～300 μm）等外掺剂与水泥进行复配，研制了一套密度介于1.25～1.40 g/cm3的早强低密度漂珠水泥浆体系。该水泥浆体沉降稳定性良好，上、下密度差小于0.03 g/cm3，稠化时间可调，稠化过渡时间最长15 min，最短5 min，失水小于50 mL，48 h抗压强度大于10 MPa，有效地保障了低压气井的平衡压力固井作业，加入复合纤维的早强低密度漂珠水泥浆增加了水泥石的塑性，从而提高了低压易漏失产层段的固井质量。 2012 Vol. 32 (4): 72-74 [摘要] ( 340 ) [HTML 1KB] [PDF 1306KB] CEB (237 KB)( 265 ) 集输工程 75 王立权，董金波，张岚 深海管道回接对接机具设计 管道对接机具对接精度的高低关乎深海石油管道法兰连接的成败。因此，通过对国外典型管道对接机具结构和作业情况的分析，综合考虑深水管道安装和操作的环境条件，提出了管道对接机具的总体设计方案：①对接机具采用液压驱动，具有良好的深水适应性；②轴向对准工具和接应工具对管道的夹紧、拖拽、调整等动作均采用液压缸为执行元件；③轴向对准工具和接应工具所需的液压动力源由ROV携带，实现压力油的供给。根据管道对接机具的作业流程，对管道对接机具即轴向对准工具和接应工具的结构进行了设计，分析了其工作原理，为管道对接机具的进一步设计提供了参考。 2012 Vol. 32 (4): 75-78 [摘要] ( 338 ) [HTML 1KB] [PDF 2342KB] CEB (460 KB)( 226 ) 79 宋汉成，张海亮，王学力，冯庆善，林逸汉 基于应力投影的油气管道螺旋裂纹评估方法 目前国内外还没有针对管道螺旋裂纹的相关评估方法。为此，借鉴标准BS 7910中管道轴向裂纹和环向裂纹的评估方法，基于无限大平板斜裂纹将应力分解到裂纹方向及其垂直方向的求解思路，结合有限元模拟，提出了管道螺旋裂纹的评估方法：将螺旋裂纹的计算归结为轴向裂纹和环向裂纹的计算，根据无限大平板斜裂纹轴向裂纹和环向裂纹的复合计算公式，推导出管道螺旋裂纹应力强度因子的近似计算公式，并进行了静水压爆破验证试验。结果表明：该评估方法准确可靠，最大误差为5.62%，可以用于管道螺旋裂纹的工程评估。 2012 Vol. 32 (4): 79-82 [摘要] ( 317 ) [HTML 1KB] [PDF 2009KB] CEB (299 KB)( 237 ) 加工利用 83 华贲，李亚军 从战略高度认识和推进天然气替代交通运输燃料 交通运输能源的低碳多元化是当前中国抑制石油对外依存度过快攀升的紧迫需要。为此，通过分析不同交通运输替代燃料的发展趋势，指出在天然气（LNG/CNG）、电、生物质和煤基燃料3大类交通运输燃料替代物中，LNG和CNG技术最成熟、成本最低、竞争力最强（天然气作为发动机燃料具有单位热值最高、尾气排放最少、CO2排放量仅为同热值汽柴油排放量的3/4的优点，有利于改善大气质量），且LNG和CNG的供应具有保障性（至少到2030年，中国将有进口LNG、非常规天然气和小气田就地液化的LNG、管网天然气液化的LNG、城市燃气门站或调压站液化的LNG等4种LNG供应源，足以保障到2030年有1 000×108 m3/a 的LNG和CNG供应量），价格较低且比较稳定。因此，推进天然气汽车（LNGV和CNGV）在中国的发展，加速其替代目前占中国交通运输能源93%、占原油总耗量60%的汽柴油车的进程，对保障国家战略安全具有极其重要的意义。结论认为，政府及早制定相关规划、标准、法律法规是推进天然气替代交通运输燃料发展的关键。 2012 Vol. 32 (4): 83-88 [摘要] ( 347 ) [HTML 1KB] [PDF 458KB] CEB (182 KB)( 326 ) 89 朱建鲁，李玉星，王武昌，刘永浩，谢彬，喻西崇 CO2预冷双氮膨胀天然气液化工艺的海上适应性分析 优选出的CO2预冷双氮膨胀制冷液化工艺提高了液化效率，增大了天然气液化处理能力，但其海上作业适应性还有待考察。为此，通过流程模拟和火用分析，对CO2预冷、丙烷预冷和混合冷剂双氮膨胀制冷液化工艺流程进行了对比，并从热力学角度出发，分析了CO2预冷双氮膨胀制冷液化工艺对原料气物性（温度、压力、组成）、流程操作参数（CO2节流后的温度）以及CO2纯度的敏感性，对其海上适应性做出了评价。结论认为：该工艺可适用于海况恶劣的环境，其对原料气温度、压力和组成变化不敏感，适合于中到大规模的天然气液化生产。最后，为保证流程的安全、高效运行，提出了该工艺应用中需注意的3个问题：①压缩机水冷器温度应低于31.1 ℃；②CO2预冷温度应超过-53 ℃；③CO2杂质含量应控制在1%以内。 2012 Vol. 32 (4): 89-95 [摘要] ( 298 ) [HTML 1KB] [PDF 3820KB] CEB (377 KB)( 232 ) 96 胡文杰，朱琳 “膨胀机＋重接触塔”天然气凝液回收工艺的优化 为了实现对新建渤西油气处理厂的“膨胀机＋重接触塔（DHX）”天然气凝液回收工艺的优化，筛选出了影响丙烷收率和装置能耗的关键参数（低温分离器的冷凝分离温度和压力、膨胀机的膨胀比、重接触塔顶温度和脱乙烷塔底温度），通过比选，确定了干气外输压缩机进口压力（1 000 kPa）、膨胀机的膨胀比和主要设备的操作压力。根据Hysys工艺模拟计算结果，对各主要设备的操作温度对丙烷收率和能耗的影响规律进行了分析，结果发现：①低温分离器入口温度越低，丙烷收率越高，但是温度过低会导致脱乙烷塔底热负荷大大增加，即能耗增加；②脱乙烷塔顶气相经冷箱Ⅱ换热冷凝后进入重接触塔顶的温度越低，丙烷收率越高，脱乙烷塔底热负荷基本不变，但存在一个温度极限值，当进入重接触塔顶的温度低于-92 ℃时，塔底热负荷呈直线趋势急剧增加；③采用重接触塔工艺方案时，脱乙烷塔底温度越高，丙烷收率越高，塔底的热负荷也越高。当塔底温度高于56 ℃（极限值）时，塔底热负荷呈直线趋势急剧增加，丙烷收率出现陡降。经综合考虑，确定了该工艺的最佳操作温度（低温分离器入口温度为-39 ℃，脱乙烷塔顶气相经冷箱Ⅱ换热冷凝后进入重接触塔顶的温度为-86 ℃，脱乙烷塔底温度为52 ℃），实现了丙烷收率和能耗之间的平衡和收益最大化。 2012 Vol. 32 (4): 96-100 [摘要] ( 327 ) [HTML 1KB] [PDF 939KB] CEB (162 KB)( 274 ) 安全环保 101 胥林，杨令瑞，张琴，曾绍清，王永友 油气井井喷失控灭火仿真平台的研究与应用 为了解决油气勘探、开发过程中因各种异常复杂情况（特别是在有毒有害气体泄漏、着火扩散蔓延）导致油气井井喷失控着火后的处理技术难题，开展了油气井井喷失控灭火现场仿真系统的研究开发与设计。采用3DS Max技术对油气井着火现场进行三维场景建模，运用虚拟现实技术实现灭火现场实时漫游及灭火操作人机交互功能，参照油气井灭火抢险作业工艺流程，确定仿真系统设计流程，并对抢险灭火流程进行了重点模拟，通过RPG角色扮演使操作员熟悉各抢险流程，最终实现了具有三维可视化、人机交互等特色功能的油气井灭火抢险作业仿真训练平台的开发，为实际灭火作业操作提供重要参考依据，并成功应用于2009年中国石油天然气集团公司举行井喷事件专项应急预案演练中，为灭火抢险演习作业带来了较好的社会效应和经济价值。 2012 Vol. 32 (4): 101-103 [摘要] ( 349 ) [HTML 1KB] [PDF 1619KB] CEB (355 KB)( 240 ) 经济管理 104 姚寿福，张川，黄海波，李跃平，刘泽仁 四川CNG汽车城际化运行效益评价与发展对策 在国家提出节能减排、发展低碳经济和我国石油对外依存度不断攀升的大背景下，CNG汽车运行由城市内向城际化扩展是缓解石油紧缺、发展低碳运输经济、减少尾气排放的一个重要途径。通过构建社会、经济和环境效益的评价指标和指标体系，运用主成分方法对四川试验区CNG汽车发展进行了评价。结果表明，四川试验区发展CNG汽车具有良好的社会效益、经济效益和环境效益。进而提出了规模化推广CNG汽车城际化运行的建议：①加快干线公路CNG加气站建设和制订城际化营运的安全、技术保障规程，加强安全监管；②用财税政策扶持和促进CNG汽车城际化营运；③加强CNG汽车关键技术研发，提高CNG汽车城际化运行的安全性和经济性。 2012 Vol. 32 (4): 104-107 [摘要] ( 343 ) [HTML 1KB] [PDF 395KB] CEB (114 KB)( 302 ) 108 赵厚川 油气田专业人才培养机制研究 低碳清洁油气能源产业新形势、新任务对油气田专业人才队伍的结构和能力素质提出了更高的要求，探索创新专业人才培养机制十分迫切。为此，以中国石油西南油气田公司为例，基于油气田业务价值链的特殊性和人才培养过程，根据油气田发展环境和人才战略目标，构建了人才培养机制模型，并提出相应的构建措施：①根据低碳清洁油气能源产业创新需求，以及油气田技术和管理创新发展要求，加快培养创新型人才队伍，建立油气田专业人才培养机制体系，构筑专业人才适应性机制；②分析油气田专业人才培养总体需求，确立专业人才结构，建立适应油气田发展战略的专业人才培养需求机制；③确立专业人才培养的指导方针、总体思路、发展目标，抓好总体部署，构建满足人才供求关系的专业人才培养规划机制；④通过加强人才发现、选拔、任用、评价手段，加大人才薪酬与激励力度，创新人才培养方式与开发途径，建立保障人才资源价值开发的专业人才培养实现机制。 2012 Vol. 32 (4): 108-111 [摘要] ( 357 ) [HTML 1KB] [PDF 607KB] CEB (111 KB)( 277 ) 112 刘金兰，刘立旺，齐彤 海外油气项目财务风险分析及对策 中国石油企业全面参与海外油气竞争的局面正初步形成，国际化经营尤其是海外油气项目面临的财务风险也越来越大，迫切需要对各类财务风险进行透彻分析、评价和管理。在系统分析价格、汇率、利率、信用、关联交易、税收、会计信息、流动性、资金安全、高风险业务风险等10项财务风险的基础上，应用多层级模糊综合评价法对海外油气项目的财务风险做了评价，得出税收、价格和汇率风险是目前海外油气项目面临的前3位财务风险，当前的财务风险处于中等略偏高水平的评价，并给出了税收、价格和汇率风险的剩余风险值。最后提出了应对财务风险的策略和措施：①海外油气项目面临的财务风险主要来自外部，较难控制，需要进行跟踪研究、积极适应和应对。②对于内部的财务风险，则要强化全面预算管理和制度建设，增强节点控制，规范运作；开发信息系统，加强过程控制，提高监测预警水平；完善人员管理，提高职业素质和能力，建立风险控制体系，提升风险管理水平。 2012 Vol. 32 (4): 112-116 [摘要] ( 333 ) [HTML 1KB] [PDF 577KB] CEB (148 KB)( 279 ) |
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