消息报道

LNG 接收站应优先发展重点推进

2013 年2 月，国家发改委核准了粤东液化天然气项目一期工程项目建设。 这个项目建设规模为每年400×104t，总投资为150 亿元。 一期工程2015 年建成，2016 年达产。

《天然气发展“十二五”规划》指出，到2015 年，我国天然气进口规模将达935×108m3。 从实现路径看，我国天然气进口将主要借助于中亚、中俄、中缅管道以及海上运输来完成。

由于管道从开始建设到实现设计输量需要一段时间，所以，我国实现“十二五”规划目标将主要依靠中亚管道和LNG 贸易。据公开资料统计，到2012 年初，我国LNG 接收能力还不到300×108m3，即便中亚管道能尽快达到300×108m3的年设计输量，也还有超过300×108m3的缺口。 比较管网供应和LNG 进口两种途径的可行性不难发现，加大LNG接收站建设力度是弥补这一缺口的有效途径。

LNG 气源供应比陆上管网供应保障力度要大。只要有接收能力，气源应不成问题。目前，向我国出口LNG 的国家有澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚、俄罗斯和文莱等。 此外，全球LNG 供应能力充足让人们看到更多希望。2004～2010 年，全球投产了29 条LNG 生产线，年产能达1.4×108t，相当一部分LNG 将进入亚太市场。

更值得关注的是， 美国页岩气产量的增长将使亚太地区天然气供应变得更加充足。 这为我国进口LNG 带来机遇。目前，美国的页岩气产量已占其天然气产量的1/3，不久后，美国将成为天然气净出口国。2010～2011 年，也门把输往美国的LNG 输往亚太地区。 卡塔尔2011 年就已建成7 700×104t LNG 供应能力。 这让亚太地区天然气供应渠道更加多元化。

新出台的天然气发展规划已明确提出加强天然气基础设施建设的发展目标。LNG 接收站作为天然气重要的基础设施，在满足国内天然气需求过程中担当的重要角色无法替代。因此，笔者建议，“十二五”期间，我国在加强国内管网建设的同时，LNG 接收站的建设应予以优先发展，重点推进。

（曾 妍 供稿）

西气东输江如管道穿长江再获突破

2013 年2 月23 日，西气东输江如管道泰兴至芙蓉段长江穿越工程，完成直径406 mm 成品油管二级扩孔。

管道局穿越公司EPC 项目部有关负责人介绍，为顺利完成这项穿越工程，西气东输管道公司与建设方一起，3 次邀请国内外著名管道穿越专家进行论证，深入研究江底布缆技术，成功研制出长距离对接穿越钻头等设备。

这项工程北起泰兴分输清管站，南至芙蓉分输清管站，沿线经过泰兴、靖江、江阴和武进，全长54.74 km。其中，长江穿越工程总长4.55 km。

（曾 妍 供稿）

声 明

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《天然气与石油》编辑部

大庆油田创新技术节能显效

2013 年2 月25 日，大庆油田采油工程研究院研发的抽油机井动态控制技术已应用在179 口井上，日平均单井节电29.48 kWh，平均泵效提高5.7 个百分点。

大庆油田88%以上的机采井是抽油机井。抽油机井动态控制技术在不同工况条件下平均综合节电率20%以上，曲柄轴峰值扭矩平均降低20%，电机轴峰值扭矩平均降低30%以上，节能效果明显。

抽油机井动态控制技术还可以减小惯性载荷对电机、抽油机、杆柱等设备的冲击，延长设备使用寿命。

（曾 妍 供稿）

吐哈油田规模效益压裂加快释放产能

2013 年2 月15 日，吐哈油田公司温米油田滚动扩边井温西3-92 井喜“中”油田新春压裂“头彩”，投产后日产液量为22 t，含水60%，获得初期日产8.8 t 的油流。

“这口井位于温西三区块与温五区块结合部，这一区域是否含油连片一直备受关注。”技术人员高兴地说，温西3-92 井的成功实施，打开这个区域扩边工作的新局面，证实了方案论证的可行性。

今年年初以来，吐哈油田将压裂作为油气增产的主力措施之一，早计划，细安排，加快技术论证和施工组织，优化措施和工序，克服冬季施工难题，1 月30 日开始，全面启动新一轮压裂上产工作。 仅在2 月，吐哈油田就实施老井压裂12 口，预计日增原油48 t，新井压裂投产9 口，预计日产原油53 t。 吐哈油田全年计划压裂400 口井，加速释放产能，为建设“新疆大庆”加油争气。

“压裂施工是一项高投入的作业，施工效果的好坏，关系到油田开发成本的高低和增油产量的多少。”吐哈油田针对多个区域地层压力下降和产量递减加剧等困难，从持续优化方案入手，杜绝无效作业，减少低效作业，达不到经济界限的井坚决不上。 同时，这个油田将技术创新贯穿于方案设计、措施作业和效果分析评价全过程，不放过一个有利目标，最大限度释放地层潜能。

“从已实施的结果看，我们的方案、技术都得到了很好的验证，为实施新一轮规模化压裂提供了经验和信心支持。 ”吐哈油田公司开发部负责人说，去年以来，油田完成以压裂、补改层和酸化为主的老井措施608 井次，有效率73.4%，增油6×104t；实施新井压裂130 口井，有效率88.5%，平均单井日产油4.8 t，日产气1×104m3。 特别是针对鲁克沁稠油储量丰度高、油层厚度大、前期合层改造效果差和稳产期短的现状，吐哈油田借鉴“体积压裂”的技术思路，形成层内分段压裂管柱技术、隔层综合保护技术和大粒径陶粒全程加砂充填技术等三项配套技术，实现增产改造技术突破。

（曾 妍 供稿）

辽河油田稠油开采先导试验基地成“孵化器”

作为中国石油唯一的稠油开采先导试验基地，辽河油田稠油开采先导试验基地立足辽河，面向全国，针对我国稠油油藏埋藏深、地质条件复杂和原油黏度高等难题展开攻关。 2009 年初步建成后，这个基地逐渐成为技术研究与工业化生产一体化、面向集团公司的开放式稠油开采新技术示范基地，为集团公司提供先进、成熟和配套的开采技术，并形成一系列管理规范和技术标准。

这个基地建成后，整合各类稠油开发资源，针对制约生产的瓶颈技术问题进行攻关。 2012 年，这个基地共承担国家、中国石油股份公司和辽河油田公司科研项目4 项，先后完成水平井蒸汽驱先导试验方案、工业化SAGD 跟踪调控等7 项课题，实现机理认识3 个突破，形成9 项方式转换关键技术。 目前，辽河中深层稠油开发主要技术参数已达到国际先进水平，在齐40 块、曙一区建成百万吨产能规模。

为保持稠油油田长远发展的技术后劲，辽河油田在蒸汽驱、SAGD 等核心开发方式的基础上，探索多介质、多井型和多方式的复合开发方式，一批重大现场试验正在全面展开。 《杜66 块整体火驱开发方案》成功获批，规划建成火驱井组223 个。项目实施后将成为我国最大的火驱开发区块。洼59 块重力泄水辅助蒸汽驱、洼70 块水平井蒸汽驱等先导试验效果也持续向好。

近两年，依托基地的技术和人才优势，辽河SAGD、蒸汽驱技术开始进入国内其他稠油油田。 仅2012 年，基地就迎接中国海油、中国石油大学等单位100 多人次参观考察，推动了稠油开采技术的交流合作。 在基地的“孵化”作用下，辽河油田稠油开采水平持续升级，为集团公司开拓美洲、北非和中亚等稠油市场提供了技术支持，在“海外大庆”建设中发挥了积极作用。 辽河油田还在境外注册3 个公司，为跨国企业提供稠油开采技术服务，目前已在哈萨克斯坦、委内瑞拉和加拿大等国际市场站稳脚跟。

（曾 妍 供稿）