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摘要:本期视点1胡文瑞，鲍敬伟探索中国式的页岩气发展之路目前我国页岩气勘探开发的现状和问题表现为“两高四多两少”：热情高、调子高、规划多、研讨会多、成立机构多、出国考察多、投资少、政策支持少，实际投入工作量也不够多。分析我国页岩气勘探开发的现状后认为，在..
目前我国页岩气勘探开发的现状和问题表现为“两高四多两少”：热情高、调子高、规划多、研讨会多、成立机构多、出国考察多、投资少、政策支持少，实际投入工作量也不够多。分析我国页岩气勘探开发的现状后认为，在借鉴国外经验的基础上，必须结合我国的地质地貌特点，走中国式的页岩气勘探开发之路。可行的做法包括：①树立正确的开发理念；②建立高端模型；③参考中国致密气开发的成功模式；④强化基础研究和关键技术突破；⑤明确勘探开发的基本条件；⑥贯彻开发“二元论”（技术创新与管理创新相结合）；⑦借鉴国内外非常规天然气开发的技术路线。为加快我国页岩气勘探开发步伐，提出如下建议：①从战略高度倡导和支持非常规天然气的开发利用；②国家层面制定扶持政策；③设立国家级页岩气开发利用综合示范区；④依据“二八法则”（只要能控制具有重要性的少数因子即能控制全局）组织技术攻关；⑤业主与工程服务商遵循“共进退”原则；⑥市场化运作；⑦建立完善的政府监管体系；⑧探索“国企+民企和谐发展”的低品位资源开发新模式。 2013 Vol. 33 (1): 1-7 [摘要] ( 68 ) [HTML 1KB] [PDF 1645KB] CEB (309 KB)( 80 ) 8 王道富，高世葵，董大忠，黄旭楠，王玉满，黄金亮，王淑芳，蒲泊伶 鉴于地质条件与国情的明显差异，中国能否成功复制美国的“页岩气革命”成为时下关注的焦点。为此，分析了中国页岩气资源勘探开发拥有的良好机遇以及面临的严峻挑战。其中，机遇包括：①中国能源结构亟待改善，天然气需求量在未来5年的能源消费结构中的比例将增长1倍；②能源需求量持续攀升，到2020年中国天然气年均消费量仍将以19%的复合年增长率递增；③页岩气资源丰富，预测中国页岩气地质资源量为57×1012～244×1012m3，技术可采资源量为10.3×1012～47×1012m3；④已初步形成了页岩气勘探开发技术。挑战包括：①独特的页岩气形成与富集地质条件差异；②资源前景与核心区尚不完全落实；③勘探开发核心技术尚不掌握；④勘探开发成本偏高；⑤环境保护问题；⑥尽管中国已将页岩气定义为一个新的矿种，但就其根源和本质，页岩气还是油气资源中的一种类型，只不过与其他油气资源相比具有其独特性而已，因此非油气企业贸然从事页岩气勘探开发将会面临诸多挑战；⑦自页岩气被设立为新矿种起，政府管理工作的挑战就产生了。结论认为：中国页岩气勘探开发正处在起步阶段，有诸多基础工作尚未深入开展，仍有系列严峻挑战需要应对。既不能因噎而废食，也需做好扎实工作。 2013 Vol. 33 (1): 8-17 [摘要] ( 46 ) [HTML 1KB] [PDF 4058KB] CEB (536 KB)( 51 ) 四川盆地已探明高含硫天然气储量超过9 000×108m3，占全国同类天然气储量的比例超过90%。作为中国高含硫天然气开发的主战场，四川盆地已有近47年的高含硫气藏开发历史，积累了丰富的开发成果和技术经验，同时“走出去”支持海外天然气合作开发，代表了中国高含硫气藏开发的最高水平，并引领我国高含硫气藏开发的技术发展方向。分析了高含硫气藏开发的特点与难点，总结了高含硫气藏开发方面形成的28项开发特色技术，指出了技术发展方向。 2013 Vol. 33 (1): 18-24 [摘要] ( 41 ) [HTML 1KB] [PDF 5528KB] CEB (844 KB)( 67 ) 2000—2010年，中国共发现大型气田19个，累计探明天然气地质储量达5.98×1012m3，开展大气田勘探领域的研究，对于解决储量接替问题、保障国家能源安全等都具有十分重要的意义。为此，分析了大气田形成的气源基础，认为中国天然气资源量大（70.44×1012m3），分布相对集中于松辽、四川、塔里木、鄂尔多斯等7个含油气盆地，层系上主要分布于中生界和上古生界。总结了大气田的分布规律：①中国陆上沉积盆地多具有旋回叠加地质结构特征，古生界与中生界过渡时期的区域海陆沉积旋回形成间互分布的广覆式煤层、砂岩和泥岩，垂向上控制着大气田的分布层位；②烃源岩是大气田形成与分布的决定性因素，生气强度大于10×108 m3/km2的稳定沉积、高效聚集区也能形成大气田；③区域盖层严格控制着大气田的分布。依据天然气的资源潜力、大气田的分布规律和各盆地的天然气勘探现状，认为未来大气田主要有5个勘探领域：致密砂岩领域、礁滩和岩溶领域、火山岩领域、内陆板块活动边缘快速沉积盆地领域和煤层气—页岩气领域。 2013 Vol. 33 (1): 25-34 [摘要] ( 41 ) [HTML 1KB] [PDF 5202KB] CEB (819 KB)( 51 ) 虽然目前北美工业性开发的页岩气资源均在海相沉积地层中，但我国已在陆相泥页岩中获得了页岩气勘探开发的重要突破，陆相页岩气的资源潜力也正随着勘探实践的深入而被逐步揭示。为此，在研究我国陆相富有机质泥页岩分布特点的基础上，分析了主要盆地陆相富有机质泥页岩的基本地质条件和有机地球化学参数。结果认为，我国形成陆相页岩气富集具有6个方面的有利条件：累计厚度大、有机质类型多样、储集空间丰富、保存条件好、资源丰度高、地表条件好。结论指出：我国陆相富有机质泥页岩主要分布在华北及东北区、西北区及南方局部地区的中—新生界，形成陆相页岩气富集主要具有上述有利条件，而且我国陆相富有机质泥页岩发育区多与常规油气勘探开发成熟区重叠，具有资料和基础设施等方面的优势，因此具有更好的经济可采性；虽然我国陆相富有机质泥页岩具有相对较低的有机质热演化成熟度，目前多处于生油和湿气窗阶段，页岩气和页岩油在微观和宏观上呈共生伴生关系，但通过异同点对比分析后认为，我国陆相页岩气比页岩油具有更好的可采潜力。 2013 Vol. 33 (1): 35-40 [摘要] ( 36 ) [HTML 1KB] [PDF 2328KB] CEB (506 KB)( 89 ) 利用岩石物理相流动单元“甜点” 筛选致密储层含气有利区——以苏里格气田东区为例 针对苏里格气田东区致密储层受多期不同类型沉积、成岩作用及构造因素影响，储层孔隙空间细小、孔隙类型结构和测井响应复杂等问题，分析致密储层岩石物理相分类评价，提出利用岩石物理相流动单元“甜点”来筛选致密储层含气有利区。选用反映致密储层特征的流动层带指标、储能参数、单渗砂层能量厚度、气层有效厚度、含气层厚度、渗透率、孔隙度、含气饱和度等多种参数，利用灰色理论从不同角度对储层渗流、储集及含气特征进行全面分析，筛选出一、二类岩石物理相流动单元“甜点”，并圈定近期可开发或评价后可开发的多期叠置的一系列含气有利区97个，其中下二叠统山西组山2段筛选圈定26个、山1段圈定27个、中二叠统下石盒子组盒8下亚段圈定30个、盒8上亚段圈定14个。该研究成果反映出鄂尔多斯盆地广覆式生气和满盆子储气特色，为气田增储上产提供了更多的有利勘探目标。 2013 Vol. 33 (1): 41-48 [摘要] ( 38 ) [HTML 1KB] [PDF 1678KB] CEB (439 KB)( 47 ) 普光气田属于典型的“压力高、温度高、气体高含硫化氢”三高气田，且气井井深、井斜角大、射孔段长，传统射孔枪已无法满足现场需要，急需研制新型射孔枪。为此，在传统射孔枪研制技术的基础上，通过严格的枪身材质优选、规格确定、弹架结构和传爆接头设计以及导爆索优选，经过地面试验，成功地研制出了一种钢级TP110S，外径114 mm，壁厚11 mm，耐压120 MPa、耐温140 ℃以上的弹架紧固式单接头油管输送射孔枪。与传统射孔枪相比较，该新型射孔枪高抗硫、耐温高、抗压、抗拉、抗挤，在结构上采用弹架紧固式结构，使得弹架与枪体基本同轴，枪内炸高一致，提高了射孔的稳定性。目前该新型射孔枪已在普光气田现场多口气井投产中得到应用，射孔成功率达100%，且气井的产气量与预测结果一致，表明射孔枪设计合理、性能可靠，可在类似气田的开发中推广使用。 2013 Vol. 33 (1): 49-53 [摘要] ( 44 ) [HTML 1KB] [PDF 1266KB] CEB (270 KB)( 29 ) 低渗透气藏水平井开发技术难点及攻关建议——以鄂尔多斯盆地为例 鄂尔多斯盆地蕴含上、下古生界两套气藏，地质复杂程度高，非均质性强，大规模运用水平井开发的实践虽然形成了相关的配套开发技术，基本上实现了低渗透气藏的高效开发，但未来提升单井产能的技术攻关方向仍不明确。为此，将以苏里格气田为代表的上古生界气藏和以靖边气田为代表的下古生界气藏作为研究对象，对282口水平井从构造、沉积、储层、地震、钻井、改造等方面进行了整体研究。结果表明：长庆气区已形成的储层预测及精细描述技术等5项特色水平井技术系列是有效、实用的，但仍面临着3项急需攻克的瓶颈难题，可以从储层定量表征、小幅度构造识别及描述、水平井开发井网优化及提高采收率、水平井改造技术攻关、降低开发成本新策略等5个方面共17项技术措施入手进行攻关，以进一步降低低渗透气藏开发风险并提升单井产能。 2013 Vol. 33 (1): 54-60 [摘要] ( 42 ) [HTML 1KB] [PDF 1272KB] CEB (270 KB)( 56 ) 多段压裂水平气井紊流产能模拟模型——以塔里木盆地克拉苏气田大北区块为例 模拟预测压裂水平气井产量模型通常未考虑高速非达西流动的影响，特别是进行了多段压裂的水平气井的产能计算更未涉及。为此，将裂缝划分为若干单元，应用点源理论、气体不稳定渗流公式及势叠加原理，考虑N条裂缝同时产生相互干扰条件 t 时刻地层中任一点产生的总压降计算模型，以及高速非达西流动条件对压裂水平气井压后产能的影响，建立了更为完善的模拟预测压裂水平气井产能的新模型。实例模拟计算结果表明：压裂水平气井的产量随着生产时间的增加而逐渐降低且降低的幅度也不断减小；水平气井端部裂缝的产量最高，中部裂缝产量次之，中心裂缝产量最低；水平气井压后生产动态模拟预测新模型为优选高产水平气井横向裂缝数目和裂缝参数、确定合理生产压差提供了更准确的手段。 2013 Vol. 33 (1): 61-64 [摘要] ( 38 ) [HTML 1KB] [PDF 471KB] CEB (165 KB)( 51 ) 疏松砂岩气藏水平井开发难点及对策——以柴达木盆地台南气田为例 柴达木盆地台南气田储层埋藏浅（833～1 740 m），成岩性差，岩性疏松，泥质含量高，非均质性强，单气层厚度为1～3 m且层数多，气水分布复杂，使得水平井开发存在造斜困难、井眼坍塌、轨迹失控等风险。为此，就已完钻的40余口水平井从设计、施工、开发效果等方面分析、总结了水平井在该气田的推广应用情况，并对水平井钻井状况、目的层特征、井眼轨迹与钻遇率等进行了评价；结合水平井的生产现状进行了产量、压力、出水和出砂等动态分析，开展了产能与产量评价，以及出水、压降原因剖析和单产递减特征的描述等工作；对不同储层类型、不同水平段长度和不同井型的水平井，以及水平井与直井的产量、投资等进行了综合对比。最后提出的开发对策是：搞清地质条件，提高地质认识，把握好井眼轨迹，合理配产，现场生产管理到位，做好防砂控水，建好配套技术监控体系。 2013 Vol. 33 (1): 65-69 [摘要] ( 40 ) [HTML 1KB] [PDF 1070KB] CEB (210 KB)( 38 ) 水溶性天然气是一种重要的非常规天然气资源，分布广泛。与气藏连通良好的大水体中的水溶气对气藏具有潜在影响，并可能成为气藏的补给气源，但常规物质平衡方法通常未考虑水溶气的影响。为此，基于质量守恒原理，建立了考虑水溶气的凝析气藏物质平衡方程，并基于相平衡原理，利用改进的PR状态方程计算了多组分天然气在地层水中的溶解度。将物质平衡计算结果与带水体的岩心实验结果进行了对比，并进一步讨论了水溶气对气藏的影响。研究结果表明，新建立的考虑水溶气的凝析气藏物质平衡方程具有可靠性，水溶气对气藏的总储量和生产动态均有影响，影响的大小与地层温度、压力、水体大小以及水溶气与凝析气之间的组成差异有关。该研究成果对于提高带水体凝析气藏的开发水平具有重要参考价值。 2013 Vol. 33 (1): 70-74 [摘要] ( 42 ) [HTML 1KB] [PDF 554KB] CEB (196 KB)( 47 ) 高含硫气藏产地层水严重影响生产，其安全清洁开发要求准确掌握水侵规律。储层非均质性强的边水气藏通常在某些方向水侵强度更大，表现出局部活跃水侵特征。经典水驱物质平衡分析方法基于全气藏平均地层压力进行计算分析，对局部水侵动态敏感性弱，早期研判和预测这类水侵影响较困难。为此，以水侵通道上水区观察井压力变化分析为重点，研究形成了诊断水侵特征、估算气藏开发全过程潜在水侵量大小的方法。与过去利用靠近水侵前缘的生产气井压力恢复数据分析局部水侵特征方法比较，围绕观察井录取动态资料作分析对气藏生产影响小且测压数据几乎不受生产制度变化的干扰。结论认为，多种方法配合能深入认识水侵规律，增强气藏开发治水提高采收率的针对性。 2013 Vol. 33 (1): 75-78 [摘要] ( 35 ) [HTML 1KB] [PDF 796KB] CEB (181 KB)( 38 ) 高含硫气田钻井工程技术难点及应对措施——以土库曼斯坦阿姆河气田为例 阿姆河右岸气田是土库曼斯坦主要产气区之一。为保障2006年中国政府同土库曼斯坦政府签署的300×108 m3天然气供应合同的顺利实施，首先对该合同区块过去勘探开发历程以及地质、工程情况作了深入分析，总结了该区块存在的工程难点、风险，并重点研究了钻井作业速度低和钻井报废的原因；然后，提出了满足高产气井的合理井身结构设计方案和井控装置配套方案，以及各层套管需要解决的地质工程难点，最后，制订了第三、四次开钻钻进控制盐水浸、膏盐溶解、膏盐缩径、井涌井喷等工程风险的应对技术措施。从2008年5月第1口井开钻到2012年5月，共钻井48口，无1口井报废，成功率达100%，平均建井周期156.75 d，平均机械钻速3.17 m/h，创造了该区钻井记录，形成了适合阿姆河右岸高温、高压、高含硫气田的一整套钻井技术。 2013 Vol. 33 (1): 79-84 [摘要] ( 34 ) [HTML 1KB] [PDF 2114KB] CEB (329 KB)( 38 ) 高温酸性气藏油层套管选材探析——以四川盆地元坝气田为例 四川盆地川东北地区元坝气田钻井完钻井深度都大于7 000 m，其主力二叠系上统气藏高温且含H2S和CO2，气井的油层套管选材困难。通过Corrosion Analyzer软件模拟，初步明确了该气藏的腐蚀规律，即温度小于60 ℃条件下主要以电化学腐蚀为主，大于110 ℃表现为电化学腐蚀与点蚀共同作用；井筒pH值较低，从井底到井口模拟的pH值均小于3；在井筒压力范围内，压力的变化对电化学腐蚀的影响不大。通过对国内外相似气藏的油层套管选用情况，以及110SS和镍基合金套管腐蚀室内实验结果的分析，结合行业标准对酸性介质气藏油层套管材质选择的有关规定和气藏实际情况，推荐了适合该气藏的油层套管材质：油层套管尽量选用低钢级材质，封隔器预计座封井段及以下选用高镍基合金材质，并必须保证封隔器预座封井段的固井质量。 2013 Vol. 33 (1): 85-89 [摘要] ( 37 ) [HTML 1KB] [PDF 1238KB] CEB (239 KB)( 32 ) 90 赵常青，张成金，孙海芳，冷永红，房皓，范成友 四川和新疆地区的部分钻井深度已达7000 m， 长度2 500～3 600 m的技术套管悬挂固井井段已很常见，水泥浆柱顶部和底部温度差大（已达120 ℃），60～180 ℃宽温带缓凝剂成为解决大温差固井难题的瓶颈。为此，研制了由含磺酸基、双羧基以及酰胺等功能基团的两种单体共聚物——宽温带缓凝剂SD210L。实验测评其综合性能：SD210L缓凝剂稠化时间可调、稠化曲线平稳、呈直角稠化；与不同类型的降失水剂复配均可有效降低水泥浆滤失量；高温浆体在中低温条件下水泥石早期强度高；抗盐能力强。先后20井次成功应用到四川盆地龙岗气田礁滩、安岳震旦系等气藏的Φ177.8 mm或Φ168.3 mm长封固段大温差尾管固井作业中。结果表明，SD210L克服了大温差对高温水泥浆体系带来的“超缓凝”问题，与现有高温缓凝剂相比，SD210L适应的井下温度更宽更高且不含磷酸酯因而更环保。 2013 Vol. 33 (1): 90-94 [摘要] ( 33 ) [HTML 1KB] [PDF 788KB] CEB (193 KB)( 37 ) 四川盆地元坝地区的超深水平井在钻井过程中卡钻大多发生在利用酸与泥饼中碳酸盐岩岩屑反应生成了可溶性盐类CaCl2、MgCl2，溶蚀破坏卡住钻具的泥饼结构。碳酸盐岩井段，提高该类地区浸泡解卡液解卡的成功率意义重大。为此，研究了酸基解卡液在高温条件下的解卡机理，优选出缓释剂、铁离子稳定剂等酸化解卡液的主要处理剂，形成了抗高温酸化解卡液体系，并对其酸化效果、酸化最佳时间、与隔离液配伍性、对钻具强度的影响等方面进行了评价。在高温、保证现场安全和保护储层的前提下，酸化解卡液对碳酸盐岩屑及含岩屑水基钻井液泥饼酸溶率达到40%，在元坝地区阆中2井配合工程解卡中取得了明显效果。同时，研究并率先评价了酸基解卡液对钻具强度的影响、浸泡作用的最佳时间，对浸泡酸化解卡的安全性及有效性给出了具体结论，具有参考意义。 2013 Vol. 33 (1): 95-100 [摘要] ( 36 ) [HTML 1KB] [PDF 1349KB] CEB (280 KB)( 26 ) 对于高压气井，在采气过程中环空带压现象非常普遍。环空压力过高可能导致潜在的安全生产事故；若环空压力过小，则井口处油套压差过大，安全系数过低，油管长期疲劳生产，也易发生事故。因此，针对高压气井，有必要给出环空压力安全范围，以指导安全生产。为此，借助ARP RP90海上油气井环空套压管理和NORSOK D-010 油气井钻井与作业时的完整性等2个公认的国际技术标准，将带压环空进行了分类：油管—生产套管环间、生产套管—技术套管环间、两层套管环间，然后用承压构件的强度、水泥环及保护液注柱压力对气井环空的安全性能进行综合评价，给出了适合塔里木油田的高压气井环空最大、最小压力许可值的确定方法，用以指导高压气井的方案设计和安全生产。该方法已经在该油田展开现场应用，对于高压气井的环空压力安全管理具有重要意义。 2013 Vol. 33 (1): 101-104 [摘要] ( 35 ) [HTML 1KB] [PDF 207KB] CEB (143 KB)( 34 ) 零排放的酸气回注技术是一种替代硫磺回收工艺的经济可行的酸气处理方法，同时也是一个减少温室气体排放的环保方法。为此，总结了酸气回注技术的发展和应用现状，结合实例对酸气回注和硫磺回收进行了经济技术和环保对比分析，结果表明：酸气回注方案的硫处理费用为1 270美元/t；而硫磺回收的硫处理费用为1 400美元/t，若进一步考虑CO2排放、硫磺销售等因素，其综合处理费用将超过1 779美元/t。同时，分析了酸气回注在中国的应用需求及条件，展望了该技术在中国的应用前景，指出在下述几种情况下，为了取得最好的经济和环保效益，酸气回注会是一个不错的选择：①老气田气质变化后，硫磺回收装置已不适应生产需要而需改造；②新开发气田太偏远或H2S含量太低，硫磺回收不经济或工艺技术不好解决；③部分新开发气田的天然气组成不稳定，进行硫磺回收投资大、风险高；④部分碳酸盐岩开发油田伴生气含H2S，但含量变化大，进行硫磺回收工艺选择难度大；⑤火驱开发油田和采用蒸汽辅助重力泄油开发的稠油油田，其伴生气中H2S含量大，但气量小，回收不经济；⑥低渗透油田用CO2提高采收率等。 2013 Vol. 33 (1): 105-111 [摘要] ( 35 ) [HTML 1KB] [PDF 1778KB] CEB (394 KB)( 44 ) 高含H2S和CO2的“双高”天然气净化技术面临天然气气质和尾气排放标准的双重挑战，脱除有机硫，减缓溶剂变质。进一步提高硫磺回收装置总硫回收率是“双高”天然气净化技术面临的主要问题。在回顾国内外高含硫天然气脱硫脱碳和硫磺回收技术现状的基础上，分析了现有高含硫天然气净化技术存在的问题，即硫、碳含量“双高”天然气净化脱硫溶剂循环量大、装置能耗高、脱硫溶液易变质、新标准下硫磺回收尾气排放难以达标和硫磺回收装置效率难以提升等，进而提出了物理溶剂脱硫脱碳技术、天然气脱硫脱碳溶剂变质与复活技术、高效H2S直接氧化工艺技术和天然气中COS水解技术等新的研发方向，以期形成适用于“双高”天然气净化的系列配套技术，助推我国高含硫天然气的高效开发。 2013 Vol. 33 (1): 112-115 [摘要] ( 36 ) [HTML 1KB] [PDF 198KB] CEB (131 KB)( 37 ) 生物脱硫具有净化水平高、流程简单、污染少、能耗低等特点，能有效缓解硫排放引发的环境问题。为此，回顾了生物脱硫技术的发展历程，阐述了天然气生物脱硫技术的基本原理和工艺流程，总结了其技术优势以及国内外应用的概况，重点介绍了中国石油西南油气田公司天然气研究院在生物脱硫工艺技术开发上所取得的一系列成果：形成了适用于高含硫环境下分离筛选脱硫微生物的专利技术；获得了性能优良、具有自主知识产权的天然气脱硫微生物菌种；完成了脱硫溶剂配方体系和菌种培养方案的研究；同时，建立了天然气生物脱硫实验室评价装置，通过关键参数控制及过程优化，使得脱硫效果有了显著提升。最后指出了天然气生物脱硫技术的发展方向：①利用现代生物技术，提高脱硫菌种的性能；②应用流体研究技术，开发高效生物反应器；③完善配套技术研究，真正实现零排放；④优势互补，与现有工艺相结合。 2013 Vol. 33 (1): 116-121 [摘要] ( 39 ) [HTML 1KB] [PDF 1691KB] CEB (435 KB)( 39 ) 四川盆地高含硫气井完整性管理技术与应用——以龙岗气田为例 近年来，高酸性天然气井越来越多，但因技术和施工的瑕疵，往往导致气井功能不完整（如套管环空异常带压等），已成为影响气井安全生产的重要问题。为此，在消化吸收国内外先进完整性管理理念的基础上，结合四川盆地龙岗气田高温（130~150 ℃）、超深（6 200 m）、高含硫（30~156 g/m3）、地层因素复杂等特点，从带压原因分析、井筒安全评估内容和流程、风险等级划分和防控措施等方面开展了气井完整性管理技术的研究与应用。制订了气井完整性管理相应的对策，即：对于已完成的老井加强压力、流体跟踪评价分析，加强井下及井口腐蚀状况监测、检测工作，定期对井筒安全状态进行评估，确保安全受控；对于待完成的新井，重点抓好井身结构、完井管柱设计与现场施工作业质量控制等环节，确保不形成新的环空异常带压气井。现场应用结果表明，形成的气井完整性管理方法及主体配套技术能够满足龙岗气田安全生产的需要。 2013 Vol. 33 (1): 122-127 [摘要] ( 35 ) [HTML 1KB] [PDF 2626KB] CEB (359 KB)( 35 ) 四川盆地高含硫气井油管螺纹气密封性能评价与应用——以龙岗气田为例 四川盆地自四川盆地龙岗气田投产以来，部分气井出现了由螺纹泄漏造成的油套环空异常带压现象，异常带压值过大将会影响正常生产，一旦超过允许值将诱发安全事故。为避免新投产井出现此类现象，在调研国内外气密封螺纹技术发展的基础上，结合该气田特点进行了螺纹气密封难点分析、上卸扣和交变载荷（拉、压、弯曲）气密封性室内实验评价，以及现场施工控制技术的研究与应用。室内评价结果表明：Φ88.90×6.45 mm SM 2550—125 VAM TOP扣和Φ73.02×5.51 mm BG 2830—110 BGT1扣满足该气田不同工况条件下油管柱气密封性能的要求。现场应用结果表明：油管柱密封完整性不仅受到扣型优化选择、管柱结构设计、井下工具选择、施工工艺、不同工况载荷等因素影响，还受到现场操作质量（如现场上扣操作和扭矩控制等）的影响，氦气气密封检测是确保油管柱密封完整性的有效控制措施。建议在该类气井推广应用VAM TOP、BGT1扣和气密封检测技术，同时注重对其他控制措施如油管钳扭矩标定、专用上扣工具的研究，以及优选下油管专业队伍和加强操作监督等。 2013 Vol. 33 (1): 128-131 [摘要] ( 36 ) [HTML 1KB] [PDF 948KB] CEB (261 KB)( 31 ) 川渝地区输气管网（简称“川渝管网”）管理跨度大，产运销协调难度也较大，利用管存动态监控管理实现临时供气应急对于提高川渝管网调度应急保障能力意义重大。为此，在调研分析的基础上，提出了管存控制的基本思路及技术框架。分析认为：①管存控制的技术关键是准确预测重点保供用户用气量及用气高峰时间、储气管道储气能力的确定及其储气量的合理分配、压力控制参数的确定；②管存控制技术能成功应用的客观条件是储气管道具有足够的储气能力、具有满足输量要求和管存控制要求的气量调配方案。以A地区2010年12月14—16日气温骤降为例，进一步阐述了具体的管存控制方案：用城市燃气用气量对气温的响应特性预测气温骤降时的用气量、用气时不均匀性确定储气管道储气时间；利用TGNET软件模拟确定控制压力；最终确定了气量调配方案，满足了管存控制要求。 2013 Vol. 33 (1): 132-136 [摘要] ( 39 ) [HTML 1KB] [PDF 1185KB] CEB (214 KB)( 44 ) 非常规天然气目前已成为热门话题，在调研分析的基础上，论述了又一种已经初露锋芒、但在我国还远远未被重视的非常规天然气——生物天然气。任何有机物在无氧条件下，都可发生微生物厌氧发酵而产生沼气，再经过净化和提纯，就成为与常规天然气完全同质的生物天然气（BioNatural Gas），又称生物甲烷（Biomethane）。其实质是将需要几亿年地质过程才能完成产生天然气的过程，压缩到几个月乃至更短的时间。在最近不到20年内，生物天然气在欧盟国家已发展成具相当规模的产业。与页岩气和煤层气相比，其技术成熟度和经济可行性更为优越：能够大量地提供任何可再生能源均无法提供的实物态车用燃料和燃气，而且是碳“零排放”乃至“负排放”的。我国生物天然气的资源非常丰富，近中期内有年产1 500×108 m3以上的潜力，但迄未引起足够的重视。创建若干个1 0×108 m3级的生物天然气“绿色气田”，对从根本上破除对产业沼气的偏见、大幅度减少温室气体排放量以及提高能源自给率都具有重大现实意义。 2013 Vol. 33 (1): 137-144 [摘要] ( 41 ) [HTML 1KB] [PDF 556KB] CEB (266 KB)( 34 ) |
