为了探究油气勘探开发项目复杂环境因素间相互影响反馈的关系,衡量项目环境管理能力的高低,通过分析油气勘探开发项目的环境特点,从政治、经济、社会、技术、自然5个方面,借鉴OPM3模型,建立起5个一级指标,17个二级指标的评价指标体系及5个等级的环境管理成熟度模型,并采用专家投票及网络层次分析法(ANP)确定评价指标值及各指标的权重,借助Super Decision软件对油气勘探开发项目的环境管理成熟度进行评估。研究结果表明:①各环境因素之间存在着相互影响的反馈关系,其中技术和自然环境管理能力对油气勘探开发项目的成功具有重要的作用;②项目实例的环境管理成熟处于规范级,要实现向精益级提升,还需加强环境的重视及管理,运用信息化、量化管理手段,提高项目的整体管理水平和成功率。

在燃气行业不断发展的环境下,燃气管道失效造成的各类事故也给各燃气企业的安全管理敲响了警钟,如何从被动抢险变为主动控制燃气管道失效,成为各燃气公司的的管理重点。为了在有限的资金、人力条件下对燃气管道的失效进行有效控制,基于管道完整性管理中的风险控制思路,对燃气管道进行失效后果分析和失效概率分析,提出优先考虑的失效控制因素和对应措施,对于无法对完整性管理进行全覆盖投入的燃气公司有一定的借鉴意义。研究结果表明:①燃气管道随管径、工作压力和所处地区等级的增高失效后果严重程度增加;②管道投运初期,随着管道投运年限的增加,管道工作压力对管道失效概率的影响增大;③管道投运超过6年后,管道工作压力对失效概率的影响降低,腐蚀指数迅速增加并成为导致管道失效的主要因素,而管道投运超过15年后,影响管道失效的主要因素是腐蚀指数和管道的工作压力。研究结论表明:优先考虑造成燃气管道失效的主要因素并采取相应的控制措施,可有效降低燃气管道的失效概率。

未来我国天然气管道面临的泄漏风险主要是腐蚀、外部影响和材料缺陷等引起的管道小泄漏或微小泄漏。为解决现有长输天然气管道泄漏检测技术在管道微小泄漏检测和泄漏损失计算方面存在的不足,强调应加大实时瞬态模型方法的应用研究,通过在川气东送天然气管道南京支线段现场应用效果分析证实了其应用优势。研究结果表明:①实时瞬态模型泄漏检测法能够准确、快速地检测出泄漏,尤其对微小泄漏量的检测优势明显,同时用流量、压力等参数可以计算出泄漏点的位置,实时计算泄漏速度和累计泄漏量;②实时瞬态模型法中的容量守恒变化曲线决定了其误报率低的特点,这一点在测试中也得到证实;③对于测试泄漏点压降很小的情况,实时瞬态模型法可以检测到目前无法通过SCADA查看到的微小数值压降变化,也可以解决目前采用的通过截止阀判断压降速率无法解决的微小泄漏检测。

为进一步推动能源利用清洁化的"煤改气"工程加速实施,助力四川省打造全国清洁能源示范省,在对中国石油西南油气田公司在四川省乐山市夹江县推进规模化"煤改气"工程的情况进行经验总结的基础上,结合四川省推进煤改气的优势与前景,提出了煤改气规模化推进规划及建议措施。研究结果表明:①要推动规模化"煤改气",地方政府主导是关键,天然气稳定供应是保障,阶梯气价优惠是动力,示范引领推进是途径;②四川省推进"煤改气"具有充足的条件和发展前景,天然气产业对经济的拉动作用十分显著;③推进规模化"煤改气"工程,地方政府要加强"煤改气"的政策引导和扶持,要由政府主导、地企联动合力打造"煤改气"示范区,要加快组织制定《加快推进天然气利用的意见》的配套实施细则,要立足四川省内天然气资源,加强市场、管网的规划建设。

在安全、经济的前提下,为了满足华南地区"西气东输"三线工程某长距离输气支干线用户的月调峰需求,根据管道设计初期的工程实践情况,充分参考国内输气管道建设经验,从调峰能力、建设投资、技术成熟度的角度全方位对比了输气管道末段储气调峰、LNG调峰和气田调峰等3种方案。比选结果表明:①输气管道末段储气调峰经济成本低,但管道末段储气能力较差,不能满足工程调峰需求;②LNG调峰从技术和设备能力来看能够满足需求,相关流程设备已实现国产化,但前期投资和运行成本较高,不具备经济性;③气田调峰方式会对气田开发带来负面影响,但其成本低且通过科学有效的调峰控制方案能够减少不利影响。综合比选后,结论认为:采用调峰能力强、经济性优、安全可靠的"气田调峰+管道末段储气调峰"作为管道建设的调峰方案能够满足管道天然气用户的调峰需求。

LNG单位质量或体积热值能真实反应LNG中各组分完全燃烧时所放出的热量值;不同产地LNG因组分不同气化率和热值有较大差异对下游用户产生较大影响,为了解决产地不同的进口LNG组分、气化率、热值不同对下游市场用户带来的问题,结合珠海LNG接收站运营管理实践,利用LNG的特性,探讨LNG接收站新型仓储运营管理模式可行性,通过生产实践新型仓储模式能够满足下游不同市场用户的需求,有效缓解不同产地LNG品质对用户带来的影响,拓展了贸易市场,为接收站生产运营取得了较好的经济效益。通过实践研究认为:①LNG接收站可以实施不同组分的LNG分开仓储生产模式;②不同组分LNG分开仓储有利满足下游不同市场需求并能促进市场发展;③采用LNG不同组分分开储存方式便于接收站开展精细化生产;④分组份仓储生产模式是对传统接收站生产工艺和操作模式的探索和升级,提高了操作的安全性和产品的竞争力。

为了明确鄂尔多斯盆地东胜气田锦58井区下二叠统下石盒子组盒3段沉积特征、砂体纵横向展布特征,指导该区后续的天然气开发,以锦58井区测井、录井、岩心观察以及岩石薄片、粒度分析等资料为研究对象,系统分析了该区盒3段泥岩颜色、矿物组成、颗粒结构、沉积构造、粒度特征、测井相类型等,建立了单井沉积相综合柱状图,并刻画了砂体纵横向展布特征。研究结果表明:①该区盒3段沉积时期泥岩为红褐色、棕褐色;②岩性以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主;③砂岩颗粒磨圆度较差、分选中等;④发育块状层理、交错层理、水平层理、平行层理、冲刷面等典型沉积构造;⑤C-M图划分为PQ、QR、RS三段,粒度概率累积曲线呈典型的两段式或三段式;⑥测井相以光滑箱形、齿化箱形、钟形、线形为主。结论认为,该区为近物源的辫状河沉积,发育心滩、辫状水道、河漫沉积微相,其中心滩砂体厚度大,以粗—中砂岩为主。结合沉积微相纵横向展布特征,盒3段以辫状水道和心滩沉积为主,砂体较发育,纵向上呈"砂包泥"的特点,平面上盒3-1沉积期辫状河发育规模明显大于盒3-2沉积期。

为了解决鄂尔多斯盆地杭锦旗地区北部上古生界地层构造复杂,砂体横向变化较快,圈闭难以识别的问题,以杭锦旗地区呼吉太三维区为研究对象,针对下二叠统下石盒子组盒2+3段砂体厚度薄、储层非均质性较强、局部圈闭受微幅构造和微断裂共同影响等问题,通过地震属性优选和分析,结合构造精细解释成果,对区内盒2+3段的圈闭进行识别和评价。研究结果表明:利用地震属性分析与构造精细解释相结合,可有效识别盒2+3段岩性圈闭和岩性—构造复合圈闭,并根据圈闭的储层有效性和封堵性,将其分为3类,其中Ⅰ类圈闭是下一步首选勘探目标。

为明确当前天然气产业链发展现状及存在的问题,也为体现天然气产业链各环节对整体发展的影响,基于和谐理论,深入分析影响天然气产业链和谐发展的主要因素,提出相关解决办法。研究结果表明:①近年来在油气体制改革推动下我国天然气产业链各环节得到快速发展,但仍存在发展不平衡、不稳定等问题;②将和谐理论分析方法引入天然气产业链研究,认为影响产业链和谐发展的主要因素在于体制机制改革、管输成本收加方式、监管和放开程度3个方面带来的不确定性;③应着力从以市场化为主导进行政府有效指导和独立监管、以管网公司成立为契机推动产业链各环节深化改革、确立可以解决"一部制"收费方式带来的效率和公平之间的矛盾,通过用户"精细化"管理引导社会科学合理用气,以及促进天然气交易市场化等5个方面解决天然气产业链和谐化发展问题。

随着我国全面依法治国、油气体制改革及行政管理体制改革的深入推进,制定一部规范天然气全产业链市场交易行为的天然气法的必要性与重要性日益突显。借鉴国外天然气行业立法的经验与启示,分析梳理了我国天然行业及法律体系存在的主要问题,以我国天然气行业改革方向作为引领,提出了我国天然气法的框架思路和基本制度设计。研究结果表明:我国天然气法应定位为天然气行业经济法,重点对天然气市场行为和政府监管行为进行规范,调整范围不涉及其他法律已经规范的内容,主要涵盖天然气市场监管、基础设施运行、市场交易、价格、供应安全等,将已有的相关重要制度和管理经验上升到法律层面,同时开展第三方准入、独立监管等前瞻性的制度创新。结论认为,我国应借鉴国外处于相同天然气市场发展阶段国家的立法经验,通过法律体系的完善和制度设计,分阶段逐步解决制约我国天然气行业发展的问题,从而使我国天然气行业得以健康、有序的发展。

四川盆地西南部盐井沟构造须家河组经历多轮油气勘探仍无太大突破,该区构造形态和规模受断层控制,断层既可以为油气运移提供通道,也可以阻挡油气散失,断层封堵性对研究该区圈闭有效性、保存条件及油气运聚等具有重要意义。为研究该区断层封堵性,以对构造起主要控制作用的Y1、Y3号两条断层为研究对象,分析了断层发育特征、断层活动期次、断层侧向封堵性、断层垂向封堵性等,研究结果表明:①Y1号断层纵横向封堵性较好;②Y3号断层两侧砂岩对接较多,侧向封堵性较差,不利于该断层下盘油气聚集和保存。结论认为,该区保存条件较好的是盐井沟构造主体及Y1号断层下盘,可作为下一步油气勘探的目标,该认识与J1、J2井地层水资料分析结果一致。

随着电力行业的快速发展,各种工业和民用用户对供电的要求也随之相应提高,特别是变电所主接线方式的选择直接关系到电力装置的可靠性、经济性、灵活性。为此,基于电气主接线方式设计的原则和要求,在对变电所接线方式进行比较分析的基础上,指出了不同电压下较合理的电气主接线方式。研究结果认为:①电气主接线的设计应根据负荷性质、设备特点、周围环境及变电所的规划容量等条件和具体情况等要求,满足供电可靠性、经济性、灵活性等基本要求;②一般性工业企业和民用建筑变配电所110 kV侧、35 kV侧和10 kV侧采用单母线及单母线分段的连接方式能基本满足要求。

为了解决准噶尔盆地南缘中段霍尔果斯背斜山前构造带古近系井壁失稳、钻具阻卡、轨迹偏离等难题,进行了超高密度油基钻井液、Power-V垂钻系统及NDS井底数据实时监测系统的研究和应用。研究结果表明:①超高密度油基钻井液能有效抑制泥页岩水化膨胀,提高井壁稳定性;②采用Power-V垂钻系统和NDS系统可对井底数据进行实时监测分析,及时调整钻井参数,有效控制钻井斜角;③H003井通过采用Power-V垂钻系统、NDS系统以及超高密度油基钻井液系列配套技术将井斜角控制在2.0°范围内,机械钻速较同井段邻井提高90%,而H11井全井段使用Power-V系统控制井斜的同时选用超高密度油基钻井液,抑制了泥页岩水化膨胀,提高了井壁稳定性。结论认为,霍尔果斯背斜运用相关配套工艺技术能较好地实现山前构造带高效、优质、快速的钻井目标,值得在类似地层区块加以推广应用。

为解决鄂尔多斯盆地大牛地气田低压低产气井容易发生积液水淹,而采用常规泡排工艺无法维持正常生产的难题,探索试验一种同步回转排采工艺对积液水淹井进行抽吸。将同步回转现场试验结合复产机理,分别针对积液井和水淹井建立不同工况条件下的复产评价模型,明确了该工艺在积液水淹井的复产条件,即:①积液井的复产条件为抽吸流量大于气井全井段的最大临界携液流量;②水淹井的复产条件为抽吸举升压差大于水淹液柱压力。通过对6口积液水淹井现场验证分析得出:①同步回转工艺能解决积液井和部分水淹井的排液难题,可为致密气藏的排水采气开发提供的新的思路;②复产评价模型计算准确可靠,得出的3口积液井和1口水淹井复产成功,另外2口水淹井复产失败的结论与实际试验结果一致,评价准确率为100%,从机理上可指导同步回转排采工艺的推广应用。

为了明确刻画贵州省盘县地区的沉积相展布规律,以上二叠统龙潭组为研究对象,通过野外露头、岩性特征、古生物特征、电性特征及沉积构造等研究要素分析了该地区龙潭组沉积相纵横向展布特征。研究结果表明:①研究区龙潭组主要发育三角洲—潮坪和潮坪—潟湖沉积体系,上段沉积相为三角洲相,下段沉积相主要为潮坪—潟湖相;②研究区晚二叠世受河流和潮汐双重作用控制,即在靠陆一侧发育河流控制的三角洲平原,中间发育河流和潮汐双重作用控制的过渡带三角洲平原,靠海一侧发育潮汐作用为主的潮控三角洲平原以及潮坪—潟湖;③龙潭早期基本为海侵期,研究区以潮坪—潟湖沉积环境为主,由于海水频繁动荡,煤层发育不稳定,可见多层煤线。龙潭晚期基本处于海退期,三角洲沉积体系在研究区广泛发育,在三角洲平原环境的泥炭沼泽局部可见厚煤层。研究结果可为下一步油气勘探开发提供一定的指导。

大用户用气直供已成为国家层面打破现有制度壁垒、推进天然气市场化的重要举措,但在实际执行中还面临诸多障碍。为此,对大用户用气直供、国家和地方支持政策做了概述,并以资源配置和管网建设均较为发达的气源大省陕西作为范例,探究大用户用气直供存在的主要问题并就如何推进大用户用气直供给出建议。研究总结具体推进办法包括:①统一规划并独家建设和经营输气管网;②加强顶层设计,从规范性法律文件层面,放开工业供气、加气站加气等非公用性质管道燃气经营的市场准入,解决终端交叉补贴和特许经营权补偿问题,出台具有实操性的经营许可实施细则,并进一步落实油气管网设施公平开放;③地方应区分天然气商品属性,因地制宜的实施分层级直供,并做好配套服务支持;④上游资源企业应根据行业特性,制定促销政策,鼓励大用户用气;⑤中游管输企业应贯彻落实管网设施向大用户公平开放,降低输送费用;⑥特许经营燃气企业应转变发展理念,允许区域内已接气/拟接气大用户自行联系上游气源,做好代输服务,减少或免除管道接驳费,降低输配费用,吸引大用户用气;⑦大用户应选择适合的供气商、供气模式和供气路径,并在项目选址时,尽量靠近主干管道。

针对川渝地区终端燃气公司配气门站、撬装转供站的放空点火装置存在工艺缺陷及对操作人员的安全风险的问题,提出点火工艺自动化连锁优化方案,将设计方案细化为4点:①在管道、设备上安装压力变送器采集并监控运行压力的变化情况;②在管道、设备上安装安全阀和手动放空设备,采取自动和就地手动并用的方式进行泄压放空;③须在放空管口加装电子点火头确保放空气在放空管口被顺利点燃;④正确合理实施电子点火头控制逻辑。应用效果表明:①将城市配气门站、撬装转供站的放空点火工艺改进为自动和手动并用并加装电子点火头实施放空安全可行;②工艺改进后,现场操作人员的人数减少且不再需要靠近放空立管点火作业从而大大降低了安全风险;③工艺改进后保证放空气完全燃烧以减少环境污染。

为有效规避油价风险、提升石油企业财务绩效、增强石油企业的竞争力,通过比较研究的方法,采用2008-2017十年间国际油价以及中国石油和中国石化的利润数据,分析了国际原油价格波动对中国石油和中国石化的企业整体利润,以及其勘探与生产和炼化板块的利润影响。研究结果表明:①从企业整体利润看,石油企业的利润与原有价格的走势基本一致,相对平稳且合理的国际油价有助于石油企业的利润表现;②从上下游板块来看,低油价容易导致勘探与生产板块的利润风险,高油价容易导致炼化板块的利润风险,80～90美元/桶的国际油价是国内炼化板块的一个大致的盈亏平衡区间。结论认为:国内石油企业需要通过加强勘探与生产板块的成本费用管控降低油气操作成本,通过集约发展炼化产业提高炼化产业竞争力,加大国际石油勘探与开发的合作保障原油供给以及通过加强销售能力降低销售成本从而提升销售盈利能力。

为了积极引导和规范天然气用户有效利用天然气,同时也为解决油气田天然气用户结构分类计价增销增效问题,解决客户用气结构变化与失真造成的效益流失,中国石油西南油气田公司依据国家天然气产业发展形势与政策,对天然气用户用气结构及类型特点进行总结,提出了用户核查及评价的方法和程序,并按此对用气结构进行适时调整,实现了油气田天然气结构销售的增销增效。实践结果表明:①用户结构核查的目的在于摸清用户的真实用气情况,掌握用气结构特性与规律,使油气田公司销售精准可控,并确保天然气用户按结构用气持续优化,从而实现油气田天然气结构销售增销增效;②采用销售与财务等数据的数理计算对比分析法,在多气源、多客户条件下,对天然气客户用气结构提出符合实际的核查程序和核查方法,结合客户现场提取的多种结构用气资料,对比得出客户真实用气结构;③积极响应用户要求和主动对结构变化较大用户发起的结构核查,以及对日常用气波动大、按月结算结构比例差异大的用户进行实时资料核查并及时做出销售结构调整等使油气田结构核查增销增效明显。

为分析目前在燃气热电联产项目经济效益测算时经常会出现供热部分的城建税及教育费附加计算与实际不符的原因,依据江苏省目前气价、电价和热价的相关政策,选取了9F级、9E级和6F级3种类型燃气热电联产项目的典型原始数据,按照《火力发电工程经济评价导则》中的计算方法测算项目的经济效益。研究结果表明:①虽然供热部分的城建税及教育费附加计算出现错误,但实际上对净利润的影响小于1%,并不会导致测算结论产生大的偏差;②导致供热城建税及教育费附加计算与实际存在误差的关键因素是供热气耗率的计算方法;③《火力发电工程经济评价导则》中销售税金项的计算依据仍然是营业税,与目前增值税背景下的计算结果存在着一定的差异。结论认为:①目前行业所普遍采用的可替代热源成本法在经济效益测算时会导致供热增值税出现负值的情况,若要精确计算热电联产项目的税费,建议采用冷源法或其他能够更加合理分配发电和供热成本的方法计算供热气耗率;②《火力发电工程经济评价导则》也应在"营改增"背景下适当修正调整。