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LNG 接收站應優先發展重點推進

2013 年2 月，國家發改委核準了粵東液化天然氣項目一期工程項目建設。 這個項目建設規模為每年400×104t，總投資為150 億元。 一期工程2015 年建成，2016 年達產。

《天然氣發展“十二五”規劃》指出，到2015 年，我國天然氣進口規模將達935×108m3。 從實現路徑看，我國天然氣進口將主要借助于中亞、中俄、中緬管道以及海上運輸來完成。

由于管道從開始建設到實現設計輸量需要一段時間，所以，我國實現“十二五”規劃目標將主要依靠中亞管道和LNG 貿易。據公開資料統計，到2012 年初，我國LNG 接收能力還不到300×108m3，即便中亞管道能盡快達到300×108m3的年設計輸量，也還有超過300×108m3的缺口。 比較管網供應和LNG 進口兩種途徑的可行性不難發現，加大LNG接收站建設力度是彌補這一缺口的有效途徑。

LNG 氣源供應比陸上管網供應保障力度要大。只要有接收能力，氣源應不成問題。目前，向我國出口LNG 的國家有澳大利亞、卡塔爾、馬來西亞、印度尼西亞、俄羅斯和文萊等。 此外，全球LNG 供應能力充足讓人們看到更多希望。2004～2010 年，全球投產了29 條LNG 生產線，年產能達1.4×108t，相當一部分LNG 將進入亞太市場。

更值得關注的是， 美國頁巖氣產量的增長將使亞太地區天然氣供應變得更加充足。 這為我國進口LNG 帶來機遇。目前，美國的頁巖氣產量已占其天然氣產量的1/3，不久后，美國將成為天然氣凈出口國。2010～2011 年，也門把輸往美國的LNG 輸往亞太地區。 卡塔爾2011 年就已建成7 700×104t LNG 供應能力。 這讓亞太地區天然氣供應渠道更加多元化。

新出臺的天然氣發展規劃已明確提出加強天然氣基礎設施建設的發展目標。LNG 接收站作為天然氣重要的基礎設施，在滿足國內天然氣需求過程中擔當的重要角色無法替代。因此，筆者建議，“十二五”期間，我國在加強國內管網建設的同時，LNG 接收站的建設應予以優先發展，重點推進。

（曾 妍 供稿）

西氣東輸江如管道穿長江再獲突破

2013 年2 月23 日，西氣東輸江如管道泰興至芙蓉段長江穿越工程，完成直徑406 mm 成品油管二級擴孔。

管道局穿越公司EPC 項目部有關負責人介紹，為順利完成這項穿越工程，西氣東輸管道公司與建設方一起，3 次邀請國內外著名管道穿越專家進行論證，深入研究江底布纜技術，成功研制出長距離對接穿越鉆頭等設備。

這項工程北起泰興分輸清管站，南至芙蓉分輸清管站，沿線經過泰興、靖江、江陰和武進，全長54.74 km。其中，長江穿越工程總長4.55 km。

（曾 妍 供稿）

聲 明

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《天然氣與石油》編輯部

大慶油田創新技術節能顯效

2013 年2 月25 日，大慶油田采油工程研究院研發的抽油機井動態控制技術已應用在179 口井上，日平均單井節電29.48 kWh，平均泵效提高5.7 個百分點。

大慶油田88%以上的機采井是抽油機井。抽油機井動態控制技術在不同工況條件下平均綜合節電率20%以上，曲柄軸峰值扭矩平均降低20%，電機軸峰值扭矩平均降低30%以上，節能效果明顯。

抽油機井動態控制技術還可以減小慣性載荷對電機、抽油機、桿柱等設備的沖擊，延長設備使用壽命。

（曾 妍 供稿）

吐哈油田規模效益壓裂加快釋放產能

2013 年2 月15 日，吐哈油田公司溫米油田滾動擴邊井溫西3-92 井喜“中”油田新春壓裂“頭彩”，投產后日產液量為22 t，含水60%，獲得初期日產8.8 t 的油流。

“這口井位于溫西三區塊與溫五區塊結合部，這一區域是否含油連片一直備受關注。”技術人員高興地說，溫西3-92 井的成功實施，打開這個區域擴邊工作的新局面，證實了方案論證的可行性。

今年年初以來，吐哈油田將壓裂作為油氣增產的主力措施之一，早計劃，細安排，加快技術論證和施工組織，優化措施和工序，克服冬季施工難題，1 月30 日開始，全面啟動新一輪壓裂上產工作。 僅在2 月，吐哈油田就實施老井壓裂12 口，預計日增原油48 t，新井壓裂投產9 口，預計日產原油53 t。 吐哈油田全年計劃壓裂400 口井，加速釋放產能，為建設“新疆大慶”加油爭氣。

“壓裂施工是一項高投入的作業，施工效果的好壞，關系到油田開發成本的高低和增油產量的多少。”吐哈油田針對多個區域地層壓力下降和產量遞減加劇等困難，從持續優化方案入手，杜絕無效作業，減少低效作業，達不到經濟界限的井堅決不上。 同時，這個油田將技術創新貫穿于方案設計、措施作業和效果分析評價全過程，不放過一個有利目標，最大限度釋放地層潛能。

“從已實施的結果看，我們的方案、技術都得到了很好的驗證，為實施新一輪規模化壓裂提供了經驗和信心支持。 ”吐哈油田公司開發部負責人說，去年以來，油田完成以壓裂、補改層和酸化為主的老井措施608 井次，有效率73.4%，增油6×104t；實施新井壓裂130 口井，有效率88.5%，平均單井日產油4.8 t，日產氣1×104m3。 特別是針對魯克沁稠油儲量豐度高、油層厚度大、前期合層改造效果差和穩產期短的現狀，吐哈油田借鑒“體積壓裂”的技術思路，形成層內分段壓裂管柱技術、隔層綜合保護技術和大粒徑陶粒全程加砂充填技術等三項配套技術，實現增產改造技術突破。

（曾 妍 供稿）

遼河油田稠油開采先導試驗基地成“孵化器”

作為中國石油唯一的稠油開采先導試驗基地，遼河油田稠油開采先導試驗基地立足遼河，面向全國，針對我國稠油油藏埋藏深、地質條件復雜和原油黏度高等難題展開攻關。 2009 年初步建成后，這個基地逐漸成為技術研究與工業化生產一體化、面向集團公司的開放式稠油開采新技術示范基地，為集團公司提供先進、成熟和配套的開采技術，并形成一系列管理規范和技術標準。

這個基地建成后，整合各類稠油開發資源，針對制約生產的瓶頸技術問題進行攻關。 2012 年，這個基地共承擔國家、中國石油股份公司和遼河油田公司科研項目4 項，先后完成水平井蒸汽驅先導試驗方案、工業化SAGD 跟蹤調控等7 項課題，實現機理認識3 個突破，形成9 項方式轉換關鍵技術。 目前，遼河中深層稠油開發主要技術參數已達到國際先進水平，在齊40 塊、曙一區建成百萬噸產能規模。

為保持稠油油田長遠發展的技術后勁，遼河油田在蒸汽驅、SAGD 等核心開發方式的基礎上，探索多介質、多井型和多方式的復合開發方式，一批重大現場試驗正在全面展開。 《杜66 塊整體火驅開發方案》成功獲批，規劃建成火驅井組223 個。項目實施后將成為我國最大的火驅開發區塊。洼59 塊重力泄水輔助蒸汽驅、洼70 塊水平井蒸汽驅等先導試驗效果也持續向好。

近兩年，依托基地的技術和人才優勢，遼河SAGD、蒸汽驅技術開始進入國內其他稠油油田。 僅2012 年，基地就迎接中國海油、中國石油大學等單位100 多人次參觀考察，推動了稠油開采技術的交流合作。 在基地的“孵化”作用下，遼河油田稠油開采水平持續升級，為集團公司開拓美洲、北非和中亞等稠油市場提供了技術支持，在“海外大慶”建設中發揮了積極作用。 遼河油田還在境外注冊3 個公司，為跨國企業提供稠油開采技術服務，目前已在哈薩克斯坦、委內瑞拉和加拿大等國際市場站穩腳跟。

（曾 妍 供稿）