2019年, 第13卷, 第4期　刊出日期：2019-08-28

  

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宏观研究
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  全球天然气钻井岩屑处理技术专利发展分析

  郭世月, 刘春艳, 李静雯, 刘文士, 胡金燕

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 1-7. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.001

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  天然气钻井过程中必然会产生大量岩屑等固体废弃物,在国内外环保法规愈加严格的今天,降低和减少钻井岩屑等固体废弃物排放量的技术备受重视。分析研究全球天然气钻井岩屑的处理技术发展现状、动向和趋势,对于我国制定和布局该技术的研发和攻关方向、占领技术高地有着重要的意义。为此,通过对国内外天然气钻井岩屑处理专利技术的检索,借助收集到的大量相关专利技术,对专利技术的申请数量及其发展走势、国家竞争状态暨技术拥有国、技术布局区域、技术研发机构和机构专利布局态势以及技术研发动向等进行了分析,进而提出了相关建议。研究结果表明：① 钻井岩屑处理技术在未来一段时间将持续呈现增长趋势;② 中国石油和中国石化在钻井岩屑处理技术领域的专利数量领跑全球;③ 中国受理专利中已有9%以上的专利为外国申请人,而中国申请人向国外布局的专利却不到1%;④ 振动筛、干燥设备、焚烧、泥浆不落地、固化剂、免烧砖、微生物培养等方面是当前研究的热点。结论认为：① 国家和企业应进一步加大环保技术研发的投入,加快油气田固体废弃物处理技术的升级,提出钻井岩屑更优解决方案;② 中国企业要注意绕开国外企业设立的专利屏障,避免产生侵权纠纷,同时应尽快展开国际专利布局,拓展海外市场;③ 建议大力开展钻井岩屑的资源化利用、无害化处理、生物处理等技术的攻关及应用。
地质勘探
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  杭锦旗地区锦72井区盒1段沉积特征

  曹桐生

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 8-16. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.002

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  为了明确鄂尔多斯盆地北缘杭锦旗地区锦72井区下二叠统下石盒子组沉积特征及展布规律,以主力气藏盒1段为研究对象,分析了岩心、粒度、测井、录井等资料,归纳出7种岩相类型和岩相组合,总结出5种典型测井相和4种典型测井相组合,进行了沉积微相判别,建立了研究区盒1段纵向沉积序列,刻画了沉积相平面展布,并总结形成了研究区辫状河沉积模式。研究结果表明：① 锦72井区盒1段靠近物源区,沉积物以牵引流为主,发育大套厚层块状层理砂岩相和含砾粗砂岩相,判别沉积环境为冲积平原辫状河沉积;② 可识别出心滩、辫流水道及河漫沉积3种沉积微相类型,优质储层主要形成于心滩微相中,该类沉积微相具有沉积物粒度粗、测井曲线显示为光滑箱型的特征,多套叠合的岩性圈闭砂砾岩构成的叠置心滩为最有利的勘探目标。该研究成果对确定研究区天然气有利靶区具有指导作用。
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  综合物探方法在钻井平台裂隙勘探中的应用

  王安平, 周昊, 王强

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 17-21. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.003

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  为了有效探测钻井平台1 000 m以浅裂隙破碎带及其他不良地质体的发育情况,为后期优化钻井设计、建设及运行期的环境管理提供科学依据,以四川盆地川南地区页岩气钻井平台为研究对象,通过综合物探方法的应用实践,分析了钻井平台下方裂隙破碎带的电性特征,指出了在钻井过程中遇裂隙破碎带易发生钻井液漏失,对地下水及区域水环境造成一定的影响。研究结果表明：① 采用高密度电法、音频大地电磁法对裂隙进行立体勘探,预测钻井施工对环境的影响,效果较好;② 高密度电法对于地下埋深100 m以浅裂隙勘探效果较好,音频大地电磁法探测深度较大,对于地下埋深100~1 000 m裂隙勘探效果较好。结论认为：综合物探方法能够有效探测钻井平台 1 000 m以浅裂隙破碎带及其他不良地质体的发育情况,可以为钻探工作规避风险提供依据,有助于实现经济建设与环境保护协调发展。
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  金沙向斜龙潭组“三史”模拟与煤层气富集规律

  韩明辉, 杨雪

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 22-28. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.004

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  为了明确上二叠统龙潭组成熟演化的经过和煤层气的富集规律,以黔北地区金沙向斜龙潭组煤层为研究对象,基于区域构造、地质演化史和XC-1井煤层测试数据,结合Easy%R_o模拟技术对XC-1井进行埋藏史恢复,分析了龙潭组受热演化史和生烃史,指出了金沙向斜龙潭组煤层气富集的主要控制因素,研究结果表明：① 金沙向斜的煤层埋藏 — 受热 — 演化 — 生烃史主要划分为3个阶段,可简述为受到深成变质作用开始煤化至瘦煤,后叠加岩浆热变质作用演化至无烟煤,最后抬升冷却的过程。距今225~145 Ma是煤层气生烃高峰期;② 金沙向斜煤层气保存条件整体较好;③ 金沙向斜煤层气的成藏经历了沉积深成变质快速生气期、抬升岩浆受热持续生气期、抬升定型保存期3个阶段的演化过程,其中,沉积深成变质快速生气期为煤层气富集的主要阶段;④ 沉积相以海陆交互相龙潭组的潟湖 — 泥炭沼泽亚相煤层发育最稳定,抬升定型保存期决定了煤层气的最终保存条件,向斜构造中的平缓构造带更有利于煤层气的保存。结论认为,该研究结果可为金沙向斜煤层气的开发提供依据。
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  贵州省三大煤田煤层气地质及开发潜力对比分析

  陶斤金, 汪凌霞, 黄纪勇

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 29-34. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.005

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  为了对比评价六盘水煤田、织纳煤田、黔北煤田的煤层气开发潜力,以上述3个煤田为研究对象,分析了其构造特征、煤系地层及煤层发育特征、煤储层特征、煤及煤层气资源量,指出了物质基础和生气条件的差异性。研究结果表明：六盘水煤田煤层气资源量为13 895.26 × 10⁸ m³,煤层气平均资源丰度为2.26 × 10⁸ m³/km²,煤层气勘探程度最高;织纳煤田煤层气资源量为7 002.80 × 10⁸ m³,煤层气平均资源丰度为1.41 × 10⁸ m³/km²,煤层气勘探程度较高;黔北煤田煤层气资源量为7 392.15 × 10⁸ m³,平均资源丰度为0.66 × 10⁸ m³/km²,但煤层气勘探程度较低。结论认为,六盘水煤田开发潜力最大,织纳煤田开发潜力较高,黔北煤田开发潜力最小。
天然气开发
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  川西北部长兴组天然气偏差因子计算方法优选

  张砚, 曹建, 邓清源, 周际春, 罗静, 张楚越, 赵慧言

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 35-39. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.006

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  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。
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  博孜区块高温高压凝析气藏清防蜡剂研究与应用

  柳燕丽

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 40-45. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.007

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  针对塔里木油田博孜区块高温高压凝析气藏凝析油含蜡量高,井筒温度低,井筒和地面结蜡严重的问题,开展深层高压高含蜡凝析气井清防蜡剂研究,优选出合适的清防蜡剂。研究结果表明：① 博孜区块凝析油含蜡量和重质组分含量高,含蜡量高达7.93 %~8.90 %,C₇⁺以上组分在85 %以上,容易析蜡、结蜡,蜡质成分为粗晶蜡和微晶蜡的混合物。② 针对博孜102井和博孜1井蜡样特性,复配出化学清蜡剂配方。40 ℃条件下,2 h可以完全溶解蜡样,溶蜡速率达到0.031 g/min,并且具有闪点高、腐蚀性小的特点。③ 针对博孜102井原油特性,研制出防蜡降凝剂配方,防蜡剂合理加药量为0.1 %,屈服值下降93 %,防蜡率为96.93 %,降粘效果明显。结论认为：① 在药剂作用下,蜡晶即使在低温条件下析出也不会凝结,不会产生大的蜡块影响生产;② 化学清蜡剂和防蜡降凝剂在博孜102井成功解除了井筒蜡堵,现场应用效果良好,可以保持气井的稳定生产。
地面工程
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  基于防腐的油田污水改性研究

  耿方志, 孟江, 高秋英, 许俊南, 相志鹏, 张钦

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 46-50. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.008

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  为了充分认识塔河油田一号联合站污水系统的腐蚀问题,并制定合理的腐蚀防治措施,以塔河油田一号联合站污水系统存在的腐蚀问题为研究对象,开展室内模拟实验,分析污水系统的腐蚀成因,提出了污水系统腐蚀防治的有效措施。研究结果表明：① 塔河油田一号联合站污水系统的腐蚀问题以点腐蚀为主,均匀腐蚀为辅;② “pH值调整剂+混凝剂+助凝剂+水质稳定剂”的水质改性药剂体系可有效降低污水系统腐蚀。室内模拟实验的结论认为：① 在pH值为6.5时,腐蚀速率最低;② 各药剂协同作用最佳状态为“pH值6.5+混凝剂150 mg/L+助凝剂8 mg/L+水质稳定剂50 mg/L”;③ 实现了均匀腐蚀速率由0.069 5 mm/a下降至0.021 7 mm/a,缓蚀率达到68.8 %;点腐蚀速率由0.545 8 mm/a下降至0.080 6 mm/a,缓蚀率为85.2 %,有效地减缓了污水系统腐蚀问题。
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  油气田地面工程模块化建设成本优势及推广应用

  孙晶, 刘阳, 韩群群, 周丹

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 51-54. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.009

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  随着油气田地面工程建设的发展,采用模块化建设模式的工程逐渐增多,但模块化建设模式在国内油气田地面工程建设领域尚处于发展阶段,研究模块化建设模式是否比传统建设模式更具成本优势对于模块化建设模式的推广具有重要意义。为此,依据大量工程实例以及成本数据,通过比较模块化建设模式和传统建设模式在设计、采购、施工等不同方面工作的差异,分析得出油气田地面工程模块化建设的成本优势,指出模块化建设模式在当前发展阶段的不足并提出促进推广应用的解决思路。研究结果表明：① 油气田地面工程模块化建设能够从设计、采购、施工以及管理方面,提高生产效率,降低建设成本;② 油气田地面工程模块化建设能够解决海外工程项目安全问题的掣肘,实现油气工程企业“二次跨越”;③ 目前油气田地面工程模块化建设存在的主要问题是现有运输技术高水平橇厂无法实现特大型模块化装置运输、高水平橇厂分布不均造成模块化建设难以大范围推广,为此,需要积极开展行业技术交流促进模块化建设技术创新,进一步实现其整体模块化建设的经济性。
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  苏里格气田某天然气处理厂凝析油收率模拟分析

  梁平, 胡连兴, 王敏, 钟栋, 张丹, 付显朝

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 55-62. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.010

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  为了解决苏里格气田凝析油收率预测情况与实际情况误差较大的问题。利用HYSYS软件分析凝析油收率影响因素,提出修正后天然气净化装置凝析油收率预测模型。研究结果表明：① 原料气中重组分测定结果不准确是凝析油收率存在差异的主要原因;② 原料气中C₆⁺含量对凝析油收率影响最大;③ 基于修正后凝析油收率预测模型,提出同期法和递推法两种预测思路。研究结论认为：在同一季节内,采用递推法相对误差较小,在季节更替月份推荐采用同期法,预测凝析油收率相对误差控制在10 %以内,验证了基于HYSYS软件预测凝析油收率的可行性。
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  PNS、TGNET与SPS在气体长输管道中的应用对比

  王全德, 王盼锋, 郭建伟

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 63-68. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.011

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  国产化管网仿真软件PNS和国外仿真软件TGNET、SPS在油气仿真领域展现出巨大的应用价值,针对国内某气体长输管道,分别从3款软件的流体模型、建模过程和仿真结果（静、动态模拟）等方面的异同进行全方位对比,为管网仿真软件使用者给出应用选择的指导性意见。研究结果表明：① 3款软件静、动态仿真结果偏差均符合输气管道工艺设计及计算要求;② 相较于TGNET只能在节点输入高程,SPS与PNS均可在管道中输入高程信息,因此其插值计算过程更精细,且SPS与PNS均有在线和离线仿真;③ PNS更适合初学者使用,有助于快速理解仿真知识,TGNET则适用于沿线高差起伏小的小型管道,而SPS更适用于逻辑控制和操作工况复杂的大型管道。
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  天然气管道自动分输模式及应用

  孙晓波

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 69-73. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.012

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  天然气管道分输用户不断增多使得人工分输控制耗时较多且准确性不高。为了解决大量分输用户的供气准确性和安全性问题,降低用户分输的人工操作强度,以华北地区用户作为样本,依据中国石油北京油气调控中心的实际运行情况,分析了天然气长输管道分输用户的类型和用气特点,根据不同用气需求确定了用户的分输方式和安全保护设定,提出了不同的自动分输供气模式以及相应的控制逻辑和自动分输安全保护逻辑,并在华北地区用户中进行了应用效果评价。研究结果表明：① 基于到量停输法、恒压控制法、剩余平均法、不均匀系数法4种不同的自动分输控制算法,针对不同的用户供气需求整合为不同的自动分输控制模式以适应各种不同用户自动化控制的需求;② 根据用户日指定量进行自动分输控制,用户日指定量与实际完成量偏差均在1 %以内,说明自动分输能够实现精准的日指定量控制;③ 自动分输降低了日指定数据人工录入错误造成的控制偏差,减轻了用户分输的工作强度,与集中远程控制的运行模式相结合有助于管道公司大力推行无人站场加区域化管理的管控模式。结论认为：基于用户需求的不同自动分输模式能够在保障用户供气安全的情况下自动完成每日输气任务,满足各种用户自动分输控制要求,可以大范围推广使用。
市场与价格
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  页岩气销售利用模式探索及实践

  张浩, 廖迪, 徐强

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 74-78. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.013

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  为解决目前页岩气销售利用存在零散探评井勘探试采期产气无法有效利用、页岩气规模产建区外输管道与产能建设进度不匹配、单一外输销售渠道无法有效保障页岩气产销平稳运行等情况导致的页岩气外输销售、高效利用及效益开发等瓶颈问题,通过分析前期页岩气产销运行中存在的突出问题和矛盾,探索与实践页岩气效益销售利用模式并通过对页岩气产销运行系统提前布局提升页岩气销售利用效益。研究结果表明：① 对零散探评井试采期产气采取多模式就地利用,宜输则输、宜压则压、宜液则液,确保尽早尽快利用,实现减排增效应销尽销;② 对于规模产建区测试期产气提前部署,外输管网先于或同步于产建项目,尽可能达到与产建进度相匹配,实现无缝衔接即产即销;③ 在销售外输流向上建立多客户、多渠道调峰模式,利用多销售通道平衡流向,解决外输销售瓶颈,实现应急保障尽产尽销;④ 在销售模式方面按照自销统销相结合、多客户竞争的方式,积极自销推价,优化销售流向,综合平衡统销一体化销售和就地销售利用效益,实现效益导向、优价多销。通过页岩气销售模式在渝东南页岩气田的实践应用表明：多模式利用、多渠道外输、多客户竞争、多流向调峰的“四多”页岩气销售模式在实际应用中取得了良好的经济效益和社会效益,为解决零散探评页岩气井勘探试采期产气的有效利用以及页岩气规模产建期销售方式及体系的建立具有指导意义和实践价值。
经营管理
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  国有企业融资性贸易审计方法与实务

  芦絮飞, 盛江, 杨碧霞, 王琳

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 79-82. https://doi.org/10.3969/j.issn.2095-1132.2019.04.014

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  近几年以商品贸易为平台夸大贸易背景或虚构贸易背景的融资行为暴露出的各种风险问题,已引起有关方面的高度重视,管理层对国企融资性贸易进行风险提醒并做出越来越严格的规定要求。作为国有企业内部审计部门,应通过研究、掌握融资性贸易的实质,以便在审计实务中能够敏锐地识别出融资性贸易,更好地贯彻国有资产管理部门的要求并帮助企业实现规范管理。为此,通过归纳融资性贸易的风险特点,找到融资性贸易审计的切入点和突破口,并通过审计实务案例对融资性贸易的审计方法进行了探索与思考。研究结果表明：① 近年来国有企业融资性贸易迅速扩张是由银行收紧信贷规模和国际环境下国有企业考核指标完成压力过大两方面因素促成;② 融资性贸易审计中不仅存在对大宗商品贸易审计的难点问题,还因为比自偿性贸易融资更具灵活性、多样性、复杂性等特点导致其识别难度较大;③ 国有企业融资性贸易存在的风险包括资金损失风险、法律和税收风险以及经营风险;④ 结合融资性贸易的特点,通过加强对贸易链条中关联关系、现场监盘存货、合同和发票、大额无动态应收款项挂账、交易货物的来源和去向等的审查力度,可有效辨认是否存在融资性贸易。
国际天然气市场
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  2019年第二季度国际天然气市场述评

  白桦, 李若思

  天然气技术与经济. 2019, 13(4): 83-83.

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