季节、气温和人口变化等因素会影响城市天然气需求预测的准确性,而利用不同模型或方法对预测结果进行调整和修正将有助于提高预测准确率。为此,以灰色Verhulst模型和线性回归模型的拟合结果为基础,利用具有以新替旧功能的新陈代谢原理,构建灰色回归组合模型,以湖北省城市天然气需求量为例,进行需求量预测,以期为建立城市天然气供需平衡机制提供科学的理论数据支撑。研究结果表明:①组合预测模型能降低单一模型的预测风险,使预测结果更稳定可靠,对降低预测误差具有一定作用;②新陈代谢灰色回归组合预测模型对原预测模型具有一定的改进作用,能明显提高预测精度,预测结果可作为相关企业部门或政府部门做出科学决策的参考依据;③新陈代谢灰色回归组合预测模型拟合性好,预测精度高,预测结果更稳定可靠,可用于城市天然气中长期需求量预测,具有一定的实际应用价值。

当前,我国正积极推进天然气体制机制改革,其中一项重要措施就是实行天然气管输与销售分离,这给长期以自身天然气管道为依托开发天然气市场的油气田天然气销售带来挑战,需要转变天然气营销观念,创新天然气销售模式,才能稳固和扩大天然气用户群,提高天然气销售量和市场占有率。为此,以中国石油西南油气田公司(以下简称西南油气田)为例,将客户经理制理念引入天然气销售,并对天然气销售应用客户经理制提出详细的建议。研究结果表明:①西南油气田天然气销售推行客户经理制很有必要,有利于促进西南油气田在天然气市场化改革中持续获取发展效益,发展客户,创优服务,巩固份额,引领市场,公平竞合,扩销增效;②提出按照西南油气田现有三级天然气营销管理架构,结合其推进天然气市场化改革与发展进程,按3个阶段推进销售客户经理制管理架构构建的建议;③提出加快制定天然气销售客户经理制工作规范和天然气销售客户经理工作职责、建立健全天然气客户经理制评价体系推动客户经理制的构建实施。

近期,国家发改委发布新版《中央定价目录》,释放出进一步加速天然气门站价格市场化的信号。鉴于此新规对川渝天然气市场带来的影响,梳理了欧美国家天然气市场发展经验,结合下一步改革趋势,提出川渝天然气市场发展策略。研究结果表明:①川渝地区拥有良好的天然气基础设施和资源市场,具有形成市场竞争的较大潜力,但现阶段川渝地区仍以本地气源为主,尚不具备足够的竞争条件,要想形成竞争态势尚需时日;②川渝地区天然气供应涉及川渝及沿海地区两个主要市场,沿海地区门站价格放开后,会直接导致沿海区域进一步激化市场竞争,并加剧川渝地区同业竞争,将重塑川渝地区天然气市场竞争格局;③对川渝供气企业提出以下建议,包括与政府、企业联合开创增量市场,发展LNG产业链促成资源走出盆地以及积极实施低成本战略提升价格与市场竞争能力。

为了充分认识杂散电流干扰对输气管道本体腐蚀影响,减少输气管道的潜在安全隐患,以中国某天然气输气管道为研究对象,分析了内检测数据及输气管道与高压线、电气化铁路等干扰源位置分布等数据,探索管道缺陷产生的原因,有针对性地提出了预防控制措施。研究结果表明:①管道内检测作业能够及时发现管道本体腐蚀缺陷,其中外部金属损失缺陷在高压线、电气化铁路等干扰源附近呈密集分布;②即使输气管道保护电位满足阴极保护准则,仍然存在杂散电流干扰的风险;③采取源头控制方法,能够在规划阶段对干扰源进行控制是最有效的控制措施;④分段隔离、排流保护、电位监测等措施能够降低杂散电流干扰对输气管道的影响。结论认为:①输气管道企业应强化干扰源控制,避免干扰源的形成;②定期开展内检测、交直流干扰调研等工作,实时掌握管道腐蚀状况及形成原因;③实时对沿线电位进行监测,采取相应措施对干扰管段杂散电流进行有效控制,确保管道安全平稳运行。

摘要：为了对内检测金属损失缺陷数据的准确性和可信度进行系统验证,采用内检测缺陷数据分析及开挖验证评价方法,综合考量缺陷深度、环向位置、金属损失速率以及失效压力级别等多个参数,对某天然气管道的内检测金属损失缺陷数据进行深入分析,并通过选取对管道运行安全威胁最高的缺陷进行开挖验证,将现场的缺陷测量结果与内检测报告的缺陷结果进行对比,验证了检测器的精度性能和内检测数据的有效性。研究结果表明:①内检测数据的金属损失缺陷深度信息基本符合其设备检测性能指标,内检测数据的深度百分比较实际缺陷深度略微偏小;②金属损失缺陷长度和宽度信息与其设备的检测性能指标存在着差距,检测精度有一定的偶然性偏差。结论认为,通过对内检测金属损失缺陷开挖验证、系统对比分析并深度挖掘内检测的数据,认识到天然气管道金属损失缺陷内检测与现场验证数据的差别,对后期消除缺陷测量偏差、全线进行完整性评估具有指导意义。

为了明确储层物性特征、低渗透储层成因及有利储层分布,为后期成藏综合评价和油气勘探开发潜力目标优选提供地质依据,以琼东南盆地宝岛区古近系陵水组测井、铸体薄片、扫描电镜观察数据、黏土X射线衍射等资料为研究对象,系统分析了该区储层岩石学、物性与储集空间特征以及储层物性的主控因素,明确了其有利储层的发育区。研究结果表明:①该区陵水组主要发育三角洲及滨浅海沉积体系,储层岩石类型以岩屑石英砂岩、长石岩屑砂岩为主,砂岩颗粒呈圆状、次圆状,常见点—线接触,具备中—低结构成熟度特征;②储层物性为中—低孔隙度、低渗透率,储集空间以粒间溶孔和粒内溶孔为主,其次为晶间溶孔、铸模孔和杂基微孔;③沉积作用是储层物性的主控因素之一,有利储层发育于三角洲前缘水下分流河道和河口坝微相,以及滨海相的临滨砂坝和浅滩微相区域;④压实作用与局部高钙质胶结导致储层物性变差,溶蚀作用可以在一定程度上改善储层物性;⑤处于三角洲前缘水下分流河道微相与滨海相临滨砂坝微相区域的B3-8、B3-6区为有利储层发育区,处于三角洲前缘河口坝微相区域的BX-1E区为次有利储层发育区。

推进智慧党建的深化发展是油气企业适应新时代发展变化的必然选择,是落实新时代党的建设的总要求、提高党建质量的重要举措,是推进党建工作创新、解决油气企业党建工作存在问题的有效途径。为此,以中国石油西南油气田公司为例,分析公司智慧党建的现状、取得的成绩与存在的问题,设计深化智慧党建的理论框架与方案,最终提出深化智慧党建的保障措施。研究结果表明:①油气企业目前党建信息系统已有一定基础,但存在封闭运行、缺乏统筹设计等问题;②要实现党建工作全面高度智慧化,需建立七大系统和四大平台;③通过超前统筹规划、整合软硬件资源、全面加强总体协调管理及增强人才培养等措施的推进,促进智慧党建在油气企业的深化发展与应用。

鉴于目前国内油气田设备材料价格信息不完善,造成概预算编制及物资采购困难重重,通过调研油气田物资价格管理现状、梳理油气田材料价格共享信息化需求,建立起基于物联网的设备价格信息共享系统,以期实现油气田已有数据资源的潜在价值,改善目前预算编制及物资采购问题,也为智慧型油气田建设搭建起基础数据化运作框架。研究结果表明:①通过网络信息化技术硬件和软件设施的配置来打破油气田物资管理中的空间屏障,集成所有系统功能,使用户登陆本平台即可完成物资材料价格查询、导出和分析;②利用信息化手段搭建的价格共享平台能够达到精确地进行概预算清单编制等目的,减少后期施工难度及采购难度;③系统建立在油气田办公网上,采用基于Web(B/S)的3层结构,通过Web方式实现,采用Window Server2008(或更高版本)作为Web服务器系统,采用MS SQL Server2008(或更高版本)作为后台数据库平台,开发框架基于ThinkPHP 5.1开发;④通过功能需求的调研梳理,将系统功能划分为前台展示和后台管理2个子系统。

鉴于岗位管理模式提升对油气企业发展改革的重要作用,以中国石油西南油气田公司为例,研究分析了当前油气企业岗位管理存在的主要问题,与油气企业发展战略相结合,考虑内外部环境,对构建油气企业岗位管理模式进行了探讨。研究结果表明:①油气企业岗位管理中主要存在岗位管理模式与企业发展战略目标不匹配的问题,影响了企业人力资源效率,具体操作中表现为岗薪不匹配、干学不匹配、人岗不匹配等主要问题;②提出3个"一体化"(以宽幅岗位管理为基础的"岗位薪酬一体化"、以人的考准考实为核心的"培养考评一体化"、以人岗匹配为目标的"选拔选用一体化")建设的油气企业岗位管理模式构建思路;③提出构建油气企业岗位管理模式的具体方法,包括采用科学的岗位评估方法,建立岗位薪酬一体化与培养考评一体化之间的紧密耦合关系,构建面向全员全职业生涯培养体系、以员工绩效与能力为核心的综合考评体系等。

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。

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。

四川盆地川西坳陷新场气田上侏罗统蓬莱镇组蓬二段气藏在开发早期研究认为是物性较好且相对均质的气藏,随着开发的不断深入,气井测试和试采呈现的动态特征与前期认识存在着差异。为了深化对蓬二段气藏储层物性特征的研究,进一步提高气藏地质认识程度和中后期开发效果,以基质和裂缝在覆压实验条件下的渗透率为研究对象,分析了该区覆压基质渗透率的分布特征,指出了基质和裂缝渗透率的非均质性。研究结果表明:①总体上该气藏储层物性分类应该由低渗透变更为致密,各个层位渗透率分布存在着明显的差异,地层条件下的基质渗透率具有较强非均质性的特征;②压裂改造产生的人工裂缝进一步加剧了储层物性的非均质性,天然裂缝对改善基质渗透率、转化非均质性强度起着重要的作用。结论认为,覆压校正后的渗透率能反映储层物性的真实情况,利用迪卡斯塔—派斯经验公式计算的变异系数能准确地表征渗透率平面非均质强度;对于同类气藏应该滚动评价、逐步认识,分区、分阶段地投入开发。

为了进一步落实四川盆地南部地区中二叠统茅口组岩溶缝洞群气藏的成藏条件及主控因素等关键问题,指导寻找大规模发育的岩溶缝洞系统,以川南地区中二叠统茅口组为研究对象,从野外露头、钻井及地震资料入手,综合分析了茅口组岩溶缝洞群储层特征及控制因素,剖析了研究区茅口组典型的岩溶缝洞气藏,总结了四川盆地茅口组缝洞气藏的成藏控制因素及天然气富集模式。研究结果表明:①茅口组沉积期,川南地区广泛发育的高能生屑滩相沉积为岩溶储层提供了物质基础,后期岩溶作用是岩溶缝洞储层形成的关键;②通源断裂和规模断层岩溶缝洞体共同控制四川盆地南部地区茅口组岩溶缝洞群气藏成藏和富集高产;③归纳总结出断背斜岩溶缝洞富集体、断潜高岩溶缝洞富集体、层间断层岩溶缝洞富集体、断向斜岩溶缝洞富集体等四类天然气富集模式。

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。

为了推进内蒙古黑山煤田煤层气资源勘查开发工作、尽快取得煤层气资源勘查突破,以该煤田主力煤层为研究对象,分析了黑山煤田煤层气的基础地质条件,主要包括煤层厚度和埋藏深度、煤岩煤质特征、煤储层物性特征及保存条件等;进而根据煤层气勘查规范及前人的研究成果,制定了黑山煤田煤层气资源选区评价标准。研究结果表明:①黑山煤田主力煤层厚度大,分布广,煤变质程度合适,宏观煤岩类型以光亮—半亮型为主,镜质组含量高,有良好的生烃潜力;②整体处于相对滞留的水动力环境中,煤层顶底板岩性以泥岩、粉砂岩为主,厚度大,封盖能力强,有利于煤层气的富集和保存;③煤层埋深一般在600～1 000 m,并且孔隙性较好,裂隙系统较发育,有利于煤层气的经济开发;④依据评价标准确定了黑山煤田煤层气资源远景区、有利区、目标区位置和范围,预测煤层气资源量约810×10～8m3,资源丰度约0.98×108m3/km2。建议在优选目标区内部署参数井,以进一步获得实测含气量、储层压力、压力梯度、含气饱和度、煤储层渗透性等关键参数。

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。

随着加油站合作经营模式的不断推广与实践,陆续暴露出一些法律风险与履约纠纷。为此,以某加油站合作经营合同纠纷案为视角,从合作经营合同纠纷中的守约方救济措施为切入点,通过梳理分析该案中胜诉方(守约方)的维权经过,提出针对合作方违约采取的维权策略建议。研究结果表明:①加油站合作经营是油品销售企业网点发展的重要途径之一,但民营企业从第三方购油违反合约带来的法律纠纷时常出现;②加油站纠纷案中油品销售公司A公司通过诉前履行合同约定收集固定证据、诉中严格依照法定程序行使合同解除权、诉后全力推动执行到位等分阶段救济措施,维护了国家资产安全;③严格依照法定程序行使合同解除权、确定违约金数额、运用"先履行抗辩权"等都是需要运用的维权策略。结论认为,油品销售方可在合作经营合同起草阶段应根据合作方的特点有针对性地设置违约条款,在发现合作方存在异常履约情况时注重函件送达过程和送达结果的证据固定,同时根据对方前期履约情况及思维习惯进行提前预测和对策思考,防患于未然,为可能出现的纠纷维权做好准备。

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。

为了有效降低天然气长输管道压气站的运行能耗,以输气管道的依次相接的单条管道和压气站为研究对象,基于输气管道理论基础及动态规划法,分别建立了输气管道稳态仿真模型和以各压气站总能耗最低为目标函数的输气管道稳态运行优化模型,明确了该模型的优化对象为各站压缩机开机台数和出站压力,根据仿真、优化程序,求解了某管道在一确定输量下的算例。研究结果表明:①相同输量及开机方案下,输气管道自定义仿真结果与TGNET模拟结果的相对误差较小,表明了该仿真程序的模拟精度符合工程实际要求,验证了仿真计算模块的准确性,可作为优化程序运行的基础计算模块;②相同输量下采用优化开机方案可使全线压缩机总功率有效降低,验证了所建优化模型的优化性,对管道的经济运行具有指导意义;③建立的输气管道稳态运行优化模型也适用于前期设计阶段,将设计与优化相结合,能提高设计方案的合理性。