第一篇：天然氣管道技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢
天然氣管道技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢 世界天然氣管道技術(shù)現(xiàn)狀
（1）長運距、大管徑和高壓力管道是當今世界天然氣管道發(fā)展主流
自20 世紀70 年代以來，世界上新開發(fā)的大型氣田多遠離消費中心。同時，國際天然氣貿(mào)易量的增加，促使全球輸氣管道的建設向長運距、大管徑和高壓力方向發(fā)展。1990 年，前蘇聯(lián)的天然氣管道的平均運距達到2 698 km。
從20 世紀至今，世界大型輸氣管道的直徑大都在1 000 mm 以上。到1993 年，俄羅斯直徑1 000 mm以上的管道約占63%，其中最大直徑為1 420 mm 的管道占34.7%。西歐國家管道最大直徑為1 219 mm，如著名的阿-意管道等。
干線輸氣管道的壓力等級20 世紀70 年代為6～8 MPa；80 年代為8～10 MPa；90 年代為10～12MPa。
2000 年建成的Alliance 管道壓力為12 MPa、管徑為914 mm、長度為3 000 km，采用富氣輸送工藝，是一條公認的代表當代水平的輸氣管道。
（2）輸氣系統(tǒng)網(wǎng)絡化
隨著天然氣產(chǎn)量和貿(mào)易量的增長以及消費市場的擴大，目前全世界形成了洲際的、多國的、全國性的和許多地區(qū)性的大型供氣系統(tǒng)。這些系統(tǒng)通常由若干條輸氣干線、多個集氣管網(wǎng)、配氣管網(wǎng)和地下儲氣庫構(gòu)成，可將多個氣田和成千上萬的用戶連接起來。這樣的大型供氣系統(tǒng)具有多氣源、多通道供氣的特點，保證供氣的可靠性和靈活性。前蘇聯(lián)的統(tǒng)一供氣系統(tǒng)是世界最龐大的輸氣系統(tǒng)，連接了數(shù)百個氣田、數(shù)十座地下儲氣庫及約1 500 個城市，管道總長度超過20×104km。目前歐洲的輸氣管網(wǎng)已從北海延伸到地中海，從東歐邊境的中轉(zhuǎn)站延伸到大西洋，阿-意輸氣管道的建成實際上已將歐洲的管網(wǎng)和北非連接起來。阿爾及利亞—西班牙的輸氣管道最終將延伸到葡萄牙、法國和德國，并與歐洲輸氣管網(wǎng)連成一體。
（3）建設地下儲氣庫是安全穩(wěn)定供氣的主要手段
無論是天然氣出口國家，還是主要依賴進口天然氣的一些西歐國家，對建造地下儲氣庫都十分重視，將地下儲氣庫作為調(diào)峰、平衡天然氣供需、確保安全穩(wěn)定供氣的必要手段。截止到1998 年，全世界建成儲氣庫605 座，總庫容575.5億立方米、工作氣量307.7立方米。工作氣量相當于世界天然氣消費量的11%，相當于民用及商業(yè)領域消費量的44%。2001 年美國的儲氣庫總工作氣量約120立方米，預計到2010 年儲氣能力將達到170立方米。國外天然氣管道在計量技術(shù)、泄漏檢測和儲存技術(shù)等方面取得了一些新進展
（1）天然氣的熱值計量技術(shù) 世紀80 年代以后，熱值計量技術(shù)的應用在西歐和北美日益普遍，已成為當今天然氣計量技術(shù)的發(fā)展方向。天然氣熱值計量比體積和質(zhì)量計量更為科學和公平，由于天然氣成分比較穩(wěn)定，按熱值計價可以體現(xiàn)優(yōu)質(zhì)優(yōu)價。天然氣熱值的測定方法有兩種：直接測定法和間接計算法。近幾年，天然氣熱值的直接測量技術(shù)發(fā)展較快，特別是在自動化、連續(xù)性、精確度等方面有了很大提高。
（2）天然氣管道泄漏檢測技術(shù)—紅外輻射探測器
目前，美國天然氣研究所（GRI）正在進行以激光為基礎的遙感檢漏技術(shù)研究，該方法是利用紅外光譜（IR）吸收甲烷的特性來探測天然氣的泄漏。該遙感系統(tǒng)由紅外光譜接收器和車載式檢測器組成，能在遠距離對氣體泄漏的熱柱進行大面積快速掃描?，F(xiàn)場試驗表明，檢漏效率比舊方法提高50%以上，且費用大幅度下降。
（3）天然氣管道減阻劑（DRA）的研究應用
美國Chevron 石油技術(shù)公司（ChevronPetroleum Technology Co）在墨西哥灣一條長8 km、.152mm 的輸氣管道上進行了天然氣減阻劑（DRA）的現(xiàn)場試驗。結(jié)果表明，可提高輸量10%～15%，最高壓力下降達20%。這種減阻劑的主要化學成分是聚酰胺基，通過注入系統(tǒng)，定期地按一定濃度將減阻劑注入到天然氣管道中，減阻劑可在管道的內(nèi)表面形成一種光滑的保護膜；這層薄膜能夠顯著降低輸送摩阻，同時還有一定的防腐作用。
（4）天然氣儲存技術(shù)
從商業(yè)利益考慮，國外管道公司非常重視使大型儲氣庫墊底氣最少化的技術(shù)研究。目前，正在研究應用一種低揮發(fā)性且廉價的氣體作為“工作氣體”來充當儲氣庫的墊底氣。
（5）管道運行仿真技術(shù)
管道在線仿真系統(tǒng)的應用可有效地提高管道運行的安全性和經(jīng)濟性。管道計算機應用表現(xiàn)在3 個方面：管道測繪及地理信息系統(tǒng)、管道操作優(yōu)化管理模型和天然氣運銷集成控制系統(tǒng)。仿真技術(shù)在長輸管道上的應用不僅優(yōu)化了管道的設計、運行管理，而且為管輸企業(yè)帶來巨大的經(jīng)濟效益。目前，國外長輸管道仿真系統(tǒng)主要分為3 種類型：一是用于油氣管道的優(yōu)化設計、方案優(yōu)選；二是用于運行操作人員的培訓；三是管道的在線運營管理。如美國最大的天然氣管道公司之一的Williams 管道公司，采用計算機仿真培訓系統(tǒng)在不影響正常工作的情況下即可完成對一線工人的上崗培訓，大大縮短了培訓時間，節(jié)約大量費用，比傳統(tǒng)的培訓方式提高效率約50%。
（6）GIS 技術(shù)在管道中的應用
隨著管道工業(yè)自動化的發(fā)展，GIS（地理信息系統(tǒng)）在長輸管道中得到了日益廣泛的應用。它融合了管道原有的SCADA 系統(tǒng)自動控制功能，美國、挪威、丹麥等國家的管道普遍使用GIS 技術(shù)。目前，該技術(shù)已實現(xiàn)地理信息、數(shù)據(jù)采集、傳輸、儲存和作圖統(tǒng)一作業(yè)，可為管道的勘測、設計、施工、投產(chǎn)運行、管理監(jiān)測、防腐等各階段提供資料。技術(shù)發(fā)展趨勢
（1）高壓力輸氣與高強度、超高強度管材的組合是新建管道發(fā)展的最主要趨勢
高壓氣管道是指運行壓力在10～15 MPa 之間的陸上天然氣管道。根據(jù)專家研究成果，年輸量在10億立方米以上時，采用高壓輸氣可節(jié)省運輸成本。當運輸距離為5 000 km、年輸量在15～30億立方米之間時，采用高壓輸氣比傳統(tǒng)運輸方式可節(jié)約運輸成本20%～35%。采用高壓輸氣可減小管徑，通過高鋼級管材的開發(fā)和應用可減小鋼管壁厚，進而減輕鋼管的重量，并減少焊接時間，從而降低建設成本。例如采用管材X100 比采用X65 和X70 節(jié)約費用約30%，節(jié)約管道建設成本10%～12%。
目前X100 管道鋼管已由日本NKK、新日鐵、住友金屬、歐洲鋼管等公司開發(fā)出來。另外，復合材料增強管道鋼管正在開發(fā)，即在高鋼級管材外部包敷一層玻璃鋼和合成樹脂。采用這種管材，可進一步提高輸送壓力，降低建設成本，同時可增加管輸量，增加管道抵抗各種破壞的能力和安全性。當管材鋼級超過X120 及X125 時，單純依靠提高鋼級來減少成本已十分困難，必須采用復合材料增強管道鋼管。X100 及以上管道鋼管目前還未得到商業(yè)應用的主要原因是對材料性能、安裝技術(shù)和現(xiàn)場試驗還需進一步驗證和更好的了解。
（2）高壓富氣輸送技術(shù)及斷裂控制
高壓富氣輸送是指在輸送過程中采用高壓使輸送氣體始終保持在臨界點上，保證重組分不呈液態(tài)析出。采用高壓富氣輸送能取得很大的經(jīng)濟效益，但富氣輸送時天然氣的熱值較高，要求管材不但能防止裂紋的啟裂，而且還要具有更高的防止延性裂紋擴展的止裂韌性。以Alliance 管道為代表的高壓富氣輸送是天然氣輸送技術(shù)的重大創(chuàng)新，其斷裂控制是該管道的關鍵技術(shù)之一。
深入了解高鋼級管道鋼管的斷裂控制是未來以低成本建設管道的前提。由ECSC、CSM、SNAM 和European 聯(lián)合進行的項目，就是研究大口徑X100管道在15 MPa 的高壓下的斷裂行為。
（3）多相混輸技術(shù) 世紀70 年代，各發(fā)達國家相繼投入了大量資金和人力，進行多相流領域的應用基礎與應用技術(shù)研究，取得了不少成果。目前，這些成果已在上百條長距離混輸管道上得到了應用。
近年來，英國、美國、法國及挪威等國相繼建成了不同規(guī)模的試驗環(huán)道，采用多種先進測量儀表和計算機數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，在大量高質(zhì)量的試驗數(shù)據(jù)基礎上進行多相流研究。已有的多相流商業(yè)軟件中，著名的OLGA 軟件可以進行多相流穩(wěn)態(tài)和瞬態(tài)流動模擬。
（4）天然氣水合物（NGH）儲運技術(shù)
據(jù)專家保守估計，世界上天然氣水合物所含天然氣的總資源量約為０.０18億億立方米～０.０21億億立方米，能源總量相當于全世界目前已知煤炭、石油和天然氣能源總儲量的兩倍，被認為是21 世紀最理想、最具商業(yè)開發(fā)前景的新能源。天然氣水合物潛在的戰(zhàn)略意義和經(jīng)濟效益，已為世界許多國家所重視。目前，世界范圍內(nèi)正在興起從海底開發(fā)天然氣水合物新能源的熱潮。雖然目前世界上還沒有高效開發(fā)天然氣水合物的技術(shù)，但許多國家已制定了勘探和開發(fā)天然氣水合物的國家計劃。美國1998 年將天然氣水合物作為國家發(fā)展的戰(zhàn)略能源列入長遠計劃，準備在2015 年試開采。日本、加拿大、印度等國都相繼制定了天然氣水合物的研究計劃。
根據(jù)目前國外對天然氣水合物技術(shù)的研究，可以得出幾點共識：一是天然氣水合物在常壓、-15～-5℃的下儲存在隔熱容器中可長時間保持穩(wěn)定；二是對于處理海上油田或陸上邊遠油田的伴生氣，該技術(shù)的可行性優(yōu)于液化天然氣、甲醇和合成油技術(shù)。該技術(shù)安全且對環(huán)境無污染；三是天然氣水合物技術(shù)的成本比液化天然氣的生產(chǎn)成本約低四分之一；四是采用天然氣水合物技術(shù)可以對天然氣進行長距離運輸。國內(nèi)天然氣管道技術(shù)現(xiàn)狀
西氣東輸代表了目前我國天然氣管道工程的最高水平。西氣東輸管道設計輸量為120×108m3/a；管道全長3 898.5 km；管徑1 016 mm；設計壓力10MPa；管道鋼級L485（X70）；全線共設工藝站場35座，線路閥室137 座，壓氣站10 座。目前我國天然氣管道的技術(shù)水平分析如下：
（1）采用的設計和建設標準與國際接軌。
（2）采用衛(wèi)星遙感技術(shù)、GPS 系統(tǒng)，優(yōu)化管道線路走向。
（3）采用國際上通用的TGNET、SPS、AutoCAD等軟件，進行工藝計算、特殊工況模擬分析和設計出圖。
（4）管材采用高強度、高韌性管道鋼，主要有X52、X60、X65 和X70，國內(nèi)有生產(chǎn)大口徑螺旋縫埋弧焊鋼管和直縫鋼管的能力。
（5）管理自動化、通信多種方式并用。運營管理采用SCADA 系統(tǒng)進行數(shù)據(jù)采集、在線檢測、監(jiān)控，進行生產(chǎn)管理和電子商務貿(mào)易；通信采用微波、衛(wèi)星和租用地方郵網(wǎng)方式，新建管道將與國際接軌，向光纜通信發(fā)展。
（6）管道防腐。管道外防腐層主要采用煤焦油瓷漆、單層環(huán)氧粉末、雙層環(huán)氧粉末、聚乙烯防腐層（二層PE）和環(huán)氧粉末聚乙烯復合結(jié)構(gòu)（三層PE）。管道內(nèi)涂層主要采用液體環(huán)氧涂料。
（7）天然氣計量。我國早期建設的管道天然氣計量大都采用孔板計量；而近年新建的幾條輸氣管道采用超聲波流量計。
（8）主要工藝設備。目前國內(nèi)輸氣管道輸氣站主要工藝閥門大都采用氣動球閥，今后新建管道將以采用氣-液聯(lián)動球閥為主。國內(nèi)在役輸氣管道采用的增壓機組有離心式和往復式壓縮機，驅(qū)動方式有燃驅(qū)和電驅(qū)；將來我國的長距離輸氣管道主流機型采用離心式，在有電源保證的條件下采用變頻電機驅(qū)動為發(fā)展方向。
（9）管道施工。目前我國的管道建設引進了國際上通行的HSE 管理技術(shù)，采用了第三方監(jiān)理的機制；管道專業(yè)化施工企業(yè)整體水平達到國際水平，裝備有先進的施工機具，如：大噸位吊管機、全自動焊機等；掌握了管道大型穿（跨）越工程的施工技術(shù)，如水平定向穿越技術(shù)、盾構(gòu)穿越技術(shù)。
（10）優(yōu)化運行。目前在役輸氣管道利用進口或國產(chǎn)軟件進行在線或離線不同工況模擬，以確定既能滿足供氣需求，又使單位輸氣成本最低的運行操作方案。差距分析
我國大部分輸氣管道建于20 世紀60～70 年代，與國外發(fā)達國家和地區(qū)完善的供氣管網(wǎng)相比有很大的差距，管道少、分布不均、未形成全國性管網(wǎng)；管徑小，設計壓力低，輸量少，不能滿足目前增長的市場需求。
第二篇：天然氣管道輸送技術(shù)
1.天然氣的輸送基本分為兩種方式：液化輸送，管道輸送。2.天然氣管輸系統(tǒng)的輸氣管線：一般分為礦場集氣支線，礦場集氣干線，輸氣干線，配氣管線四類。3.輸氣站的主要功能：包括調(diào)壓，凈化，計量，清管，增壓，冷卻。4.天然氣的組成大致可分為三類：烴類組分，含硫組分和其他組分。5.按油氣藏的特點天然氣可分三類：氣田氣，凝析氣田氣，油田伴生氣。6.按天然氣中烴類組分的含量可分為：干氣和濕氣。7.按天然氣中的含硫量差別可分為：潔氣和酸性天然氣。8.分離器的內(nèi)部構(gòu)件：進口轉(zhuǎn)向器，除沫板，旋流破碎器，霧沫脫除器。9.阻止水合物形成的方法：一提高天然氣的溫度，二是減少天然氣中水汽的含量。10.解除水合物阻塞的措施：一是降壓，二是加熱，三是注防凍劑。11.管內(nèi)氣體流動的基本方程：連續(xù)性方程，運動方程，能量方程 氣體狀態(tài)方程12.求解等流量復雜管常用：當量管法或流量系數(shù)法。13.管道溫度低于0°時，球內(nèi)應灌低凝固點液體以防止凍結(jié)。14.清管設備主要包括：清管器收發(fā)裝置，清管器，管道探測器以及清管器通過指示器。15.提高輸氣管能力的措施：鋪副管，倍增壓氣站。16.密度的影響因素：一定質(zhì)量的天然氣壓力越大密度越大，溫度越大密度越小。17.天然氣的相對密度：是指在同溫同壓條件下天然氣的密度與空氣密度之比。18.天然氣的粘度：氣體粘度隨壓力的增大而增大；低壓條件下，氣體粘度隨溫度的升高而增大；高壓條件下，氣體粘度在溫度低于一定程度時隨溫度的增高而急劇降低，但達到一定溫度時氣體的粘度隨溫度的升高而增大。19.天然氣含水量：指天然氣中水汽的含量。20.天然氣絕對濕度：指單位數(shù)量天然氣中所含水蒸氣的質(zhì)量。21.天然氣相對濕度：指單位體積天然氣的含水量與相同條件下飽和狀態(tài)天然氣的含水量的比值。22.天然氣的水露點：在一定壓力下，天然氣的含水量剛達到飽和濕度時的溫度稱為天然氣的水露點。23.天然氣的分類：我國將天然氣按硫和二氧化碳含量分為一類（硫化氫≤6）二類（硫化氫≤20）三類。一類二類主要用作民用燃料，三類主要用作工業(yè)原料或燃料。24.地形平坦地區(qū)輸氣管道：指地形起伏高差小于200米的管道。25.輸氣管道基本參數(shù)對流量的影響：a.直徑D增大，流量Q就增大。輸氣管道通過能力與管徑的2.5次方成正比；b.站間距L增大，Q就減小。流量與長度的0.5次方成反比；c輸氣溫度T增大，Q就減小。輸氣量與輸氣的絕對溫度的0.5次方成反比；d.輸氣量與起終點壓力平方差的0.5次方成正比。26.流體在管道中的流態(tài)劃分：Re<2000為層流，3000
4，按結(jié)構(gòu)可分：浮筒式及薄膜是調(diào)壓器，后者又分為重塊薄膜式和彈簧薄膜式調(diào)壓器。5，若調(diào)壓器后的燃氣壓為被調(diào)參數(shù)，則這種調(diào)壓器為后壓調(diào)壓器。若調(diào)壓器前的燃氣壓為被調(diào)參數(shù)，則這種調(diào)壓器為前壓調(diào)壓器。9.清管的目的：1，清除施工時混入的污水，淤泥，石塊和施工工具等；2，清除管線低洼處積水，使管內(nèi)壁免遭電解質(zhì)的腐蝕，降低硫化氫，二氧化碳對管道的腐蝕；3，改善管道內(nèi)部的光潔度，減少摩阻損失，增加通過量，從而提高管道的輸送效率；4，掃除輸氣管內(nèi)存積的硫化鐵等腐蝕產(chǎn)物；5，保證輸送介質(zhì)的純度；6，進行管內(nèi)檢查。
10.天然氣的類別：1，油氣藏的特點分為a氣田氣b.凝析氣田氣c.油田伴生氣2，按照天然氣中的烴類組分的含量分為a.干氣b.濕氣
3.按照天然氣中含硫量的差別a.潔氣b.酸性天然氣 11.為什么要用分離除塵設備：從氣井出來的天然氣常帶有一部分的液體和固態(tài)雜質(zhì)，而天然氣在長距離輸送中由于壓力和溫度的下降，天然氣中會有水泡凝析為液態(tài)水，殘存的酸性氣體和水會腐蝕管內(nèi)壁，產(chǎn)生腐蝕物質(zhì)，同時加速管道及設備的腐蝕，降低管道的生產(chǎn)效率。因此，為了生產(chǎn)和經(jīng)濟等方面的要求，必須將這些雜質(zhì)加以分離，在工程上常采用分離除塵設備。
第三篇：液化天然氣技術(shù)研討會-LNG船舶現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢
第三屆中國 LNG 論壇
陳叔平，謝福壽，馬志鵬，金樹峰
論文編號： 1210301
LNG 船運現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢
（蘭州理工大學石油化工學院，蘭州 730050）
摘 要：隨著全球天然氣需求持續(xù)增長，天然氣在世界能源結(jié)構(gòu)中的地位不斷上升，已與煤炭、石油能源并稱為世 界能源的三大支柱。分析表明全球天然氣儲量、分布、生產(chǎn)和消費極不均衡，將天然氣液化，通過 LNG 船舶運輸是 實現(xiàn) LNG 跨地區(qū)遠洋運輸?shù)淖钣行Х绞健Ｕ撐幕仡櫫?LNG 船舶運輸?shù)陌l(fā)展歷程，闡述了船舶數(shù)量、裝載容量、貨 艙類型、推進系統(tǒng)、船舶建造廠以及中國 LNG 船舶現(xiàn)狀，并對全球 LNG 船舶發(fā)展趨勢做了展望?？梢灶A計 LNG 船 舶數(shù)量在 2020 年之前會持續(xù)穩(wěn)定增長，并向大型化、標準化、薄膜型、自動化、最低蒸發(fā)率、蒸發(fā)氣再液化、節(jié)能 推進系統(tǒng)方向發(fā)展。
關鍵詞：LNG；船運現(xiàn)狀；發(fā)展趨勢
引言
近年來由于石油危機的沖擊以及煤、石油所帶來的環(huán)境問題日趨嚴重，能源結(jié)構(gòu)逐步發(fā)生了變
化，作為世界能源三大支柱之一的天然氣消量急劇上升，其作為清潔能源越來越受到青睞，許多國 家都將其列為首選燃料[1]。
隨著天然氣市場需求的不斷增長，LNG 貿(mào)易量的不斷增加，使得 LNG 的運輸成了目前急需解 決的問題。由于 LNG 船舶運輸是天然氣跨地區(qū)遠洋運輸最有效的方法，故世界范圍內(nèi)投入使用的 LNG 船的數(shù)量正逐年增加。全球天然氣現(xiàn)狀
1.1 全球天然氣儲量及其分布
1.1.1 全球天然氣資源豐富
圖 1 全球天然氣探明儲量[2] Fig.1 Word natural gas reserves
圖 2 全球天然氣探明儲量分布[2]
Fig.2 Distribution of word natural gas proved reserves 1990 年全球天然氣探明儲量為 125.7 萬億 m，2000 年全球天然氣探明儲量為 154.3 萬億 m3，2009 年全球天然氣探明儲量為 186.6 萬億 m3，而 2010 年全球天然氣探明儲量為 187.1 萬億 m3，儲
產(chǎn)比為 58.6 年。在過去 30 年中，全球天然氣探明儲量每年平均增長約 3.3%，天然氣儲存量非常豐
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富，詳見圖 1。
1.1.2 全球天然氣分布不均衡
截止 2010 年，已探明的全球天然氣儲量 40.5%分布在中東地區(qū)，33.7%分布在歐洲及歐亞大陸，其余分布在亞太地區(qū)、非洲、北美洲、中南美洲，詳見圖 2。
2010 年世界前十位主要國家的天然氣探明儲量為 144.7 萬億 m3，占全球天然氣總儲量的 77.3%。其中俄羅斯擁有全球所探明的天然氣儲量的 23.9%，是世界第一天然氣大國，儲采比高達 76 年，詳 見圖 3。
圖 3 各個國家天然氣探明儲量分布[2] Fig.3 Distribution of each country natural gas proved reserves
圖 4 全球天然氣生產(chǎn)和消費變化趨勢[2] Fig.4 Changes of word natural gas production and
consumption
1.2 全球天然氣生產(chǎn)及消費狀況
全球天然氣生產(chǎn)量和消費量平穩(wěn)增長，在過去 10 年中，全球天然氣生產(chǎn)量平均每年增長 779.9 億 m3，平均增長率為 10%。到 2010 年，全球天然氣平均消費量達到 31690 億 m3，見圖 4。
由 5 可知，全球天然氣生產(chǎn)和消費分布不均衡，歐洲及歐亞大陸、北美洲和亞太地區(qū)既是全球 主要產(chǎn)氣區(qū)，也是全球三大主要消費市場。2010 年，歐洲天然氣產(chǎn)量為 10431 億 m3，占全球天然氣 總生產(chǎn)量的 32.6%，為各地區(qū)之首。同時，消費量為 11372 億 m3，占全球天然氣總消費量的 35.8%。
圖 5 各地區(qū)天然氣生產(chǎn)和消費量分布[2] Fig.5 Distribution of natural gas
圖 6 各國建造 LNG 船舶數(shù)量[6]
Fig.6 Numers of LNG ships by each country consruction 由于全球天然氣的生產(chǎn)和消費分布并不均衡，產(chǎn)銷地區(qū)往往遠隔重洋，故需要解決海上運輸問 題。天然氣經(jīng)液化，體積只有原來氣體的 1/625，可通過 LNG 船來實現(xiàn)遠洋運輸。全球 LNG 船舶現(xiàn)狀
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2.1 LNG 船隊歷程
全球 LNG 的海上運輸始于 20 世界 50 年代末。1959 年，由雜貨船改裝的世界上第一艘 LNG 船 ——Methane Pioneer 號，從美國路易斯安娜州的查爾斯湖向英國 Canvey 島基地運送了 5000m3 的液 化天然氣（LNG），揭開了 LNG 海上運輸?shù)钠隆?964 年，世界第一次 LNG 海上貿(mào)易誕生，Methane Pioneer 號和 Methane Progress 號在阿爾及利亞和英國 Canvey 島之間運營，航次超過 900 次，總運輸 量達到 22000m3。隨后，在阿爾及利亞和 Leltayve（法）、阿拉斯加和日本、利比里亞與西班牙以及 文萊和日本之間開始了 LNG 船運輸。從此，LNG 船作為天然氣海上運輸?shù)妮d體，隨著 LNG 海運貿(mào) 易的蓬勃發(fā)展而發(fā)展起來。1971 年，Kvaerner 開發(fā)了單艙艙容量 8.8 萬 m3 的 Moss 球形液貨物維護 系統(tǒng)。1973 年，第一條 MOSS 獨立型 LNG 船“Norman Lady”在挪威 Moss Rosen beg 船廠開工建 造，其液貨艙容為 8.76 萬 m3。1997 年，Methane Princess”由于其較小的貨艙容量，經(jīng)濟上不劃算，“ 于是在經(jīng)歷了 32 年的服務之后正式報廢。1998 年，全球營運 LNG 船舶突破 100 艘。2006 年，日本 郵船會社 NYK 旗下的“Jamal”，首次在 LNG 船上采用天然氣再液化裝置，以處理航行過程中貨艙 中自然蒸發(fā)氣體（Natural Boil-off Gas）[3-6]。
2.2 船舶數(shù)量及裝載容量
單船容量是衡量 LNG 船舶運輸能力的一個重要參數(shù)，LNG 船舶單船容量是指一艘 LNG 船舶所 能裝載的最大 LNG 量。
截止 2012 年 2 月 29 日，全球交付的 LNG 船有 361 艘，總裝載量達 5290.8 萬 m3，其中裝載量 12.5-15 萬 m3 的有 223 條，總?cè)萘繛?3068 萬 m3，占全球 LNG 船舶總裝載量的 58%，為主流船隊，詳見表 1。
表 1 全球船舶數(shù)量及裝載量[7] Table 1 Numbers and load of word ships
裝載量
數(shù)量（艘）29 223 80 29
總?cè)萘浚ㄈf m）
占總?cè)萘浚?）3.3 58 25.7 13
（萬 m）≥12.5 12.5-15 15-21.5 ≤21.5
173.1 3068 1358.8 690.59 由圖 6 可知，LNG 船建造主要集中在韓國和日本，其中日本交付 96 艘，在建 2 艘；韓國交付
197 艘，在建 51 艘，占總交付 54.6%，為 LNG 船建造第一大國。
2.3 液貨艙類型
圖 7 LNG 船舶艙型比例[6]
Fig.7 Proportion of LNG ships cabin type LNG 船舶的液貨艙有多種型式，如 Mixed、Conch、Esso、SPB、Moss、GAZ TRANSPORT（GT）、TECHNIGAZ（TZ）、CS 等等[8]。目前技術(shù)發(fā)展較為成熟、應用最為廣泛的有 MOSS 型和薄膜型（GAZTRANSPORT 型和 TECHNIGAZ 型）。截止 2012 年 2 月 29 日，全球交付的 LNG 船舶艙型比 例見圖 7。
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由圖 7 易知，交付的 LNG 船舶有將近98%都采用的是 Moss 型或者薄膜型貨艙，說明這兩種貨 艙形式已得到人們的廣泛認同，其中薄膜型貨艙的比例要高于 Moss 型貨艙。
2.4 推進系統(tǒng)
LNG 船舶的動力推進系統(tǒng)可分為以下 4 種：
（1）蒸汽輪機推進系統(tǒng)（Steam）。其優(yōu)點是可以同時燃燒以任何比例混合的天然氣和燃料油，維護費用低，可靠性高；缺點是效率低，占用空間大。
（2）雙燃料發(fā)動機推進系統(tǒng)（DFDE）。其優(yōu)點是效率高，占用空間少，便于維護和操作；缺點 是不能將蒸發(fā)氣體作為單一燃料燃燒，輸出功率低。
（3）帶再液化裝置的柴油機推進系統(tǒng)（DRL）。其優(yōu)點是主體本身燃燒效率高，貨艙區(qū)與主機 區(qū)分離；缺點是重油消耗量大，需要驅(qū)動再液化的電力。
（4）柴油機推進系統(tǒng)（Diesel）。其裝置的可行性好，比蒸汽輪機發(fā)動機燃料效率高；缺點是需 要高質(zhì)量的燃油，不能與蒸發(fā)氣體混合燃燒。
圖 8 是目前世界 LNG 船隊推進系統(tǒng)統(tǒng)計示意圖。可知交付的 LNG 船舶絕大多數(shù)都采用的是蒸 汽輪機推進系統(tǒng)，但已經(jīng)有越來越多的 LNG 船舶開始采用雙燃料推進系統(tǒng)。
圖 8 全球 LNG 船隊推進系統(tǒng)統(tǒng)計示意圖[2] Fig.8 Statistical schematic of LNG ships propulsion system 2.5 LNG 船舶建造廠
目前全球建造 LNG 船的造船廠主要分布在亞洲的韓國、日本和中國。歷史上，歐洲一些國家，如挪威、瑞典、芬蘭、德國等國都建造過 LNG 船。其中，以法國的大西洋船廠數(shù)量最多。美國也建 造過 LNG 船，但現(xiàn)在已停止建造。歐洲和美國造船廠在建造 LNG 船舶方面落后于亞洲船廠，主要 原因是這些國家造船廠高昂的勞動力成本，以及發(fā)達國家轉(zhuǎn)移造船這種勞動力密集型產(chǎn)業(yè)[9]。
2.6 中國 LNG 船舶現(xiàn)狀
隨著中國經(jīng)濟的迅速發(fā)展以及能源戰(zhàn)略的調(diào)整，我國對海運進口的液化天然氣的需求快速增加，使得我國 LNG 船建造需求加大。多年來，我國造船界和航運界都一直在關注、醞釀和研討發(fā)展天然 氣運輸船。交通部已近把“高技術(shù)性能船舶設計制造工程”項目列為十二大高技術(shù)工程項目之一，將 LNG 船列為該項目中的主要新船型之一。
在 2004 年，上海中華瀘東造船廠通過和法國 GTT 公司、法國大西洋船廠的合作，掌握了 14.5 萬 m3 薄膜型 LNG 船舶的建造技術(shù)，開始著手建造中國第一艘“大鵬昊”LNG 船舶，并于 2008 年 4 月 3 日建成交付船東，它是當時世界上最大的薄膜型 LNG 船，船廠 292 米、寬 43.35 米、型深 26.25 米，裝載量為 14.7 萬 m3，時速 19.5 節(jié)。接著第二艘 LNG 船“大鵬月”于 2008 年 7 月 10 日在上海 交付船東，該船同“大鵬昊”屬同一級別，貨艙類型為 GTTNO.96E-2 薄膜型，為廣東大型 LNG 運 輸項目建造。截止 2012 年 2 月 29 日，已交付 4 艘，在建 6 艘。2012 年，接到訂單 4 艘。
共同學習、共同提高；熱心分享、熱心交流，努力成為一名LNG行業(yè)的領跑者，盡在LNG領跑者論壇LNG 船舶發(fā)展趨勢
3.1 LNG 船舶數(shù)量穩(wěn)定增長
從 10～20 年長遠趨勢來看，LNG 消費量和進口量都將快速增長。大量的 LNG 進口，再加上大 量老、舊 LNG 船的更新，需要建造大量的新 LNG 船舶。
3.2 LNG 船大型化
就經(jīng)濟而言，LNG 船與其它商用船舶相同，加大尺寸可以降低其單位運輸費用。尤其是 LNG 運輸，由于其單位運輸量是恒定不變的，增大 LNG 船的尺寸就可以減少 LNG 船的數(shù)量，從而降低 成本和運營費用。
3.3 標準化
LNG 項目需要龐大的初期投資，因此一般按照生產(chǎn)與消費方之間的長期合同進行開發(fā)。這樣，LNG 船作為該項目的專用船決定了最佳船型、航速等基本條件。另一方面，LNG 也與一般的海運貨 物一樣，存在著許多不特定的生產(chǎn)者與消費者之間轉(zhuǎn)讓合同的可能性，具體地說，也進行現(xiàn)貨交易。因此，一般認為，將來多采用通用性強的標準進行交接。在這種背景下，與大型化不同的角度看，標準化也是可以考慮的方向。現(xiàn)在的標準船型從 14.7 萬 m3 逐漸擴大至 20 萬 m3。同時，大型化之 后會出現(xiàn)進港困難的 LNG 基地，因此設計標準船型時提高通用性是極為重要的。
3.4 薄膜型液貨艙將成為發(fā)展的主流
從圖 8 可知，世界現(xiàn)有船隊中薄膜型 LNG 船占有 67.4%，已成為 LNG 船隊發(fā)展的主流。
3.6 廣泛采用自動化
LNG 船各部位廣泛采用自動化裝置，可使航運簡單化，安全性提高。從環(huán)?？紤]，可采用壓載 水置換的自動化和聚四氟乙烯制冷劑等新技術(shù)，目前部分技術(shù)已進入實用階段。
3.7 降低蒸發(fā)率
選用新的絕熱型式和絕熱結(jié)構(gòu)來降低蒸發(fā)率，可提供經(jīng)濟效益，降低運行成本。如 MRV 型液 貨艙采用增加絕熱層厚度和減少液貨艙數(shù)的方法來減小蒸發(fā)率，而對于 TZ 和 GT 型薄膜式液貨艙主 要采用改進絕熱層結(jié)構(gòu)和應用真空絕熱等技術(shù)。
3.8 蒸發(fā)氣（BOG）再液化
由于液貨艙內(nèi)外壁的溫差極大，不可避免地導致艙內(nèi)的 LNG 蒸發(fā)汽化，蒸發(fā)氣的產(chǎn)生會使得液 貨艙內(nèi)空間壓力、溫度以及 LNG 的密度發(fā)生變化。因為液貨艙的設計壓力都小于環(huán)境溫度下的液貨 蒸氣壓力，當液貨艙內(nèi)壓力過高時，壓力釋放閥被迫打開，將貨物氣體排入大氣中，造成直接的經(jīng) 濟損失。如果壓力釋放閥失靈，則會破壞液貨艙結(jié)構(gòu)，造成危險。顯然，這會危及船舶航行安全，因此，有必要對蒸發(fā)氣進行液化處理。
3.9 選用節(jié)能的推進系統(tǒng)
任何船舶燃料費在運營成本中都占有相當大的比例，LNG 船也不例外。因此，為降低運營成本，有必須選用低耗油率的動力裝置，來提高船舶整體效益。結(jié)語
隨著國際社會對清潔能源需求的快速增加，許多國家都開始擴大 LNG 進口，全球 LNG 消費量
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和進口量都將快速增長。由于大量 LNG 的進口，以及大量老、舊 LNG 船舶的更新，LNG 船舶市場 發(fā)展前景很大，并朝大型化、標準化、自動化、節(jié)能化、低蒸發(fā)率和蒸汽再液化方向發(fā)展。
參考文獻
[1] 顧安忠.液化天然氣技術(shù)[M].北京:機械工業(yè)出版社, 2003.[2] BP Statistical Review of World Energy June 2011[EB/OL].http://www.004km.cn
通訊作者簡介：
謝福壽，碩士，研究方向：低溫貯運及傳熱傳質(zhì)技術(shù)； 工作單位：蘭州理工大學石油化工學院； 通信地址：蘭州市七里河區(qū)蘭工坪路 287 號； 聯(lián)系電話：***； E-mail：xiefushou0@126.com
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第四篇：天然氣管道壓氣站的技術(shù)現(xiàn)狀及運行優(yōu)化研究
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天然氣管道壓氣站的技術(shù)現(xiàn)狀及運行優(yōu)化研究
天然氣管道壓氣站的技術(shù)現(xiàn)狀及運行優(yōu)化研究
摘 要：本文介紹了我國陸上長輸天然氣管道壓氣站的技術(shù)現(xiàn)狀。從壓縮機組備用方式、機組選型、壓氣站相關設計等方面，指出了在優(yōu)化設計管道壓氣站時應注意的問題。對壓縮機組運行技術(shù)中的優(yōu)化、在線監(jiān)測與診斷以及優(yōu)化壓氣站運行管理方面進行了深入的分析。
關鍵詞：天然氣 壓氣站
一、引言
天然氣管道壓氣站的功能是給天然氣增壓以維持所要求的輸氣流量，主要設備是天然氣壓縮機組。近年來，隨著天然氣需求量不斷增加，在我國能源結(jié)構(gòu)中的比例正在迅速增大。據(jù)統(tǒng)計，2005～2015年，世界各地計劃建造原油、成品油和天然氣管道約9.6×104km，其中62%是天然氣管道。2002年以來，我國管道壓氣站建設進入高峰期，相繼投運的澀寧蘭、西氣東輸、忠武線、陜京二線、冀寧和蘭銀等長距離天然氣管道設計中均配置有一座或多座壓氣站。
二、我國天然氣管道壓氣站的技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀分析
1986年8月我國第一座長輸天然氣管道壓氣站在中滄輸氣管道濮陽站建成投產(chǎn)，首次采用了燃氣輪機驅(qū)動離心壓縮機機組。1996年11月建成投產(chǎn)的鄯烏輸氣管道鄯善站，是我國首次采用天然氣發(fā)動機驅(qū)動往復式壓縮機機組的壓氣站。2000年11月投產(chǎn)的陜京管道應縣壓氣站，是我國第一個采用變頻調(diào)速電機通過增速齒輪箱驅(qū)動離心壓縮機機組的壓氣站。2007年2月投產(chǎn)的西氣東輸管道蒲縣壓氣站，是我國第一個投產(chǎn)的采用高速變頻調(diào)速電機直接驅(qū)動離心壓縮機機組的壓氣站。目前，我國已在9條天然氣管道上分別建成投產(chǎn)了31座壓縮機站，共投運各種類型管道壓縮機組72套，并計劃于今后陸續(xù)建成34座壓氣站，投運各種類型管道壓縮機組79套。
三、管道壓氣站運行優(yōu)化研究
1.管道壓氣站優(yōu)化設計中應注意的問題
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1.1 壓縮機組備用方式
常用的機組備用方式有機組備用、功率備用、隔站機組備用等方式，確定機組備用方式后還有一用一備和多用一備等方式。目前，我國選擇備用方式的主要依據(jù)是實用性、可靠性、效率、投資費用等，壓氣站多采用機組備用，往復機組多用一備較多，而離心機組一用一備較多。
1.2 壓縮機組比選
壓縮機組的比選是根據(jù)機組安裝地的環(huán)境依托條件，結(jié)合不同機組的優(yōu)點和缺點進行計算和分析。首先是離心壓縮機組與往復壓縮機組的比選；二是離心壓縮機組中有電機驅(qū)動與燃氣輪機驅(qū)動的比選；三是電機驅(qū)動機組中有變頻調(diào)速電機驅(qū)動、恒速高壓電機通過調(diào)速行星齒輪驅(qū)動和整體式磁懸浮電驅(qū)離心壓縮機組三者的比選。比選的主要依據(jù)為可用性、可靠性、效率、經(jīng)濟性（20年費用現(xiàn)值）、性價比、不間斷工作時間、無故障工作時間、運行維護保檢難度及費用、污染情況和在天然氣管道的使用業(yè)績等。此外，壓氣站優(yōu)化設計中可能會受到投產(chǎn)日期、制造周期、政治因素、市場因素等條件制約，因此必須進行綜合考慮。我國在陜京、靖西、西氣東輸和澀寧蘭管道壓氣站的設計中均進行了科學合理的優(yōu)化。
1.3 壓縮機組水力模型等的相關計算
壓縮機組初步設計的第一步是建立設計單位的水力計算模型與壓縮機生產(chǎn)廠商機芯設計的一體化計算，根據(jù)計算結(jié)果確認和改進壓縮機的設計性能和運行條件。由于每條管道的工藝條件不同，機組的運行工藝條件均存在一些不確定因素，因此在機組投產(chǎn)后，設計單位應根據(jù)實際情況進行參數(shù)審查、確認、修正管道水力模擬和壓縮機工藝電算結(jié)果。設置兩個或多個壓氣站的管道，在實際運行達到設計流量且運行條件穩(wěn)定以后，應對整個管道壓縮系統(tǒng)中的所有壓縮機運行實際效能進行全面的重新評估和分析，將得到的整個管道壓縮系統(tǒng)的總效率與設計要求相比較，以彌補國內(nèi)相關設計水平的不足。
2.壓縮機組運行優(yōu)化及維護
2.1 壓氣站機組運行優(yōu)化
在壓氣站運行期間，可以利用仿真模擬軟件（TGNET、SPS）模擬
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分析不同輸量下壓氣站的運行方式，優(yōu)化出各種輸量下壓氣站最優(yōu)運行方案；在某座或幾座壓氣站發(fā)生故障的情況下，可以根據(jù)當時各下游用戶的計劃輸量要求，優(yōu)化出全線機組最佳運行方案。
目前，我國多條管道都有很大的冬季運行優(yōu)化空間，應在分析下游用氣結(jié)構(gòu)，利用下游用氣資源的基礎上，結(jié)合上游氣田資源，合理利用管道自身資源（壓氣站資源），不斷優(yōu)化冬季用氣高峰期運行方案和預案，以減少壓氣站機組運行時問和啟機次數(shù)，達到提輸、降耗和增效的目的。天然氣管道聯(lián)網(wǎng)是保障向下游供氣的重要手段，目前，我國幾條長距離大管徑天然氣管道即將連通，組網(wǎng)運行的優(yōu)勢將逐漸凸顯。組網(wǎng)運行的管道在統(tǒng)一調(diào)控下可根據(jù)不同情況，通過計算進行網(wǎng)內(nèi)優(yōu)化運行，在優(yōu)化運行方案和預案的制訂過程中，管網(wǎng)內(nèi)各壓氣站機組使用和工作方式將是優(yōu)化運行的重要內(nèi)容。
2.2 機組故障監(jiān)測與診斷
2.2.1 遠程監(jiān)測與診斷系統(tǒng)
天然氣管道壓縮機組遠程監(jiān)測與診斷系統(tǒng)是利用豐富的圖譜實時對機組進行“體檢”，實現(xiàn)機組的早期故障預警，并通過網(wǎng)絡隨時掌控機組的實時運行狀態(tài)，變被動的故障后處理為早期發(fā)現(xiàn)潛在故障并及時處理，能使遠在千里之外的診斷專家及時得到機組異常變化信息。它的有效利用可以提高機組故障診斷準確率，對機組故障的預測、分析和排除能力、機組定期保養(yǎng)檢修和輔助大修能力以及機組現(xiàn)場開車指導能力和機組備品、備件需求預前判斷能力具有重要意義，可以保證壓縮機組的長期、安全和平穩(wěn)運行。例如，西氣東輸管道在機組引進的同時購買了“機組遠程在線監(jiān)測與診斷系統(tǒng)”，國內(nèi)其它管道壓縮機組也有使用且收效顯著。
2.2.2 油液分析
油液分析是抽取油箱中有代表性的油樣，分別采用鐵譜分析、發(fā)射光譜分析、紅外光譜分析以及常規(guī)理化指標分析，確定在用潤滑油中的磨粒種類、數(shù)量和成分、變質(zhì)產(chǎn)物的種類，含量以及潤滑油中典型添加劑的損耗程度，以此作為判斷機組關鍵摩擦部位潤滑和磨損狀況的主要依據(jù)。在國內(nèi)已進行了針對天然氣壓縮機組的油液分析、診斷和研究工作，且進行了部分應用。
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2.2.3 機組效率計算優(yōu)化
燃氣輪機離心壓縮機組效率計算是通過對機組運行過程中各相關參數(shù)進行精確采集，分別計算得出燃氣輪機和離心壓縮機的效率。定期進行機組效率計算，可以依此運行狀況及時對可能存在的問題進行分析評價。通過與燃機歷史效率的對比，判斷是否需要清潔燃機的進氣濾芯或水洗燃機的壓氣機；通過與離心壓縮機歷史效率的對比，判斷級間迷宮密封是否磨損；找出機組的實際最佳運行區(qū)，結(jié)合實際運行工況使機組在最佳效率區(qū)內(nèi)運行。
3.壓氣站的運行管理優(yōu)化
我國各輸氣管道所屬壓氣站的運行管理方式各不相同，目前較先進的管道壓氣站管理方式是以業(yè)主管理為核心，以現(xiàn)場運行維護服務承包商和機組保養(yǎng)檢修專業(yè)化技術(shù)服務承包商為主要作業(yè)者，以機組生產(chǎn)廠商售后服務為支持的“四為一體”運行管理體系框架。管道壓縮機組（燃氣輪機、變頻調(diào)速電機、離心壓縮機）結(jié)構(gòu)和控制系統(tǒng)復雜，技術(shù)含量高，要求從事運行維護、檢修保養(yǎng)和故障診斷的人員應具有較高的專業(yè)技術(shù)水平和豐富的現(xiàn)場經(jīng)驗。
四、結(jié)論與認識
通過管道壓氣站目前技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀的綜合分析，對壓氣站不同方面進行的深入研究，實現(xiàn)了整個壓氣站系統(tǒng)從設計到運行，再到管理的整體優(yōu)化，提高了管道輸送效率，確保了管道輸送平穩(wěn)運行。
參考文獻
[1] 宣建寅，王銀亮，祖丙訶.天然氣增壓壓縮機組的選擇[J].油氣田地面工程，2004，23（10）：34-35.------------最新【精品】范文
第五篇：淺談鉆井技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢
淺談鉆井技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢
【摘要】隨著油田的深入開發(fā)，鉆井技術(shù)有了質(zhì)的發(fā)展，鉆井工藝技術(shù)研究、破巖機理研究、固控技術(shù)研究、鉆井儀表技術(shù)研究、保護油氣層鉆井完井液技術(shù)研究以及三次采油鉆井技術(shù)等都取得了科研成果，施工技術(shù)逐漸多樣化，目前已在水平井、徑向水平井、小井眼鉆井、套管開窗側(cè)鉆井、欠平衡壓力鉆井等方面獲得了突破。一些先進的鉆井技術(shù)走出國門，走向世界，如：計算機控制下套管技術(shù)、套管試壓技術(shù)、隨鉆測斜技術(shù)、密閉取心技術(shù)、固控裝備、鉆井儀表、鉆井液監(jiān)測技術(shù)、MTC固井技術(shù)及化學堵漏技術(shù)等，本文就國內(nèi)鉆井技術(shù)的現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢進行分析。
【關鍵詞】鉆井技術(shù)；發(fā)展趨勢；油田開發(fā)
引言
通過鉆井技術(shù)及管理人員的不懈努力，鉆井硬件設施已經(jīng)比較完善，很多鉆井公司配備了先進的鉆井工藝實驗室、固控設備實驗室、鉆井儀表實驗室、油田化學實驗室、高分子材料試驗車間、全尺寸科學實驗井等，這些硬件設施滿足了各種鉆井工程技術(shù)開發(fā)與應用的需要。鉆井技術(shù)也有了長足發(fā)展，具備了世界先進水平，鉆井技術(shù)的進步為油田科技事業(yè)的發(fā)展做出了積極的貢獻，并取得了良好的經(jīng)濟效益和社會效益，如TZC系列鉆井參數(shù)儀作為技術(shù)產(chǎn)品曾多次參與國內(nèi)重點探井及涉外鉆井工程技術(shù)服務，并受到外方的認可。多年來，由于不斷進行技術(shù)攻關研究與新技術(shù)的推廣應用，水平井鉆井技術(shù)迅速提高。水平鉆進技術(shù)是在定向井技術(shù)基礎上發(fā)展起來的一項鉆進新技術(shù)，其特點是能擴大油氣層裸露面積、顯著提高油氣采收率及單井油氣產(chǎn)量。對于薄油層高壓低滲油藏以及井間剩余油等特殊油氣藏，水平井技術(shù)更具有明顯的優(yōu)勢。
1、鉆井技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀
從世界能源消耗趨勢看，還是以油氣為主，在未來能源消耗趨勢中，天然氣的消耗增加較快，但是在我國仍然以石油、煤炭作為主要能源。盡管如此，我國的油氣缺口仍然很大，供需矛盾很突出，60%石油需要進口，從鉆井的歷史看，我國古代鉆井創(chuàng)造了輝煌歷史，近代鉆井由領先淪為落后，現(xiàn)代鉆井奮起直追，逐步縮小差距，21世紀鉆井技術(shù)有希望第二次走向輝煌。隨著鉆進區(qū)域的不斷擴大及鉆井難度的不斷增加，各種新的鉆井技術(shù)不斷出現(xiàn)，目前，水平井鉆井技術(shù)逐漸成為提高油氣勘探開發(fā)最有效的手段之一。各種先進的鉆井技術(shù)在油田開發(fā)中顯示出了其優(yōu)越性，新技術(shù)、新工藝日益得到重視和推廣應用。例如：旋轉(zhuǎn)鉆井技術(shù)，是目前世界上主要的鉆井技術(shù)，旋轉(zhuǎn)鉆井方式有以下幾種：轉(zhuǎn)盤（或頂驅(qū)）驅(qū)動旋轉(zhuǎn)鉆井方式、井下動力與鉆柱復合驅(qū)動旋轉(zhuǎn)鉆井方式（雙驅(qū)）、井下動力鉆具旋轉(zhuǎn)鉆井方式、特殊工藝旋轉(zhuǎn)鉆井方式：欠平衡鉆井、套管鉆井、連續(xù)管鉆井、膨脹管鉆井等、沖旋鉆井方式（空氣錘鉆井等）。其中，沖擊旋轉(zhuǎn)鉆井就是在普通旋轉(zhuǎn)鉆井鉆頭上部接一個沖擊器。沖擊器（有液動沖擊器，氣動錘等）是一種井底動力機械，依靠高壓鉆井流體，推動其活塞沖錘上下運動，撞擊鐵砧，并通過滑接套傳遞給鉆頭，鉆頭在沖擊動載和靜壓回轉(zhuǎn)的聯(lián)合作用下破碎巖石。沖擊力不同于靜壓力，它是一種加載速度極大的動載荷，作用時間極短，巖石中的接觸應力瞬時可達最大值并引起應力集中，巖石不易產(chǎn)生塑性變形，表現(xiàn)為脆性增加，巖石易形成大體積破碎，提高鉆井速度。從破巖機理來看，空氣錘鉆井主要依靠空氣錘活塞對鉆頭的高頻沖擊作用破巖，而不需要采用大鉆壓迫使鉆頭吃入地層破巖。因此，鉆井作業(yè)中，空氣錘鉆井技術(shù)是采用低轉(zhuǎn)速（20～30rpm）、小鉆壓（5～10kN）及高頻震擊破巖方式的鉆進技術(shù)，既能有效滿足井斜控制要求，又能大幅度提高機械鉆速，是一種比較理想的防斜打快鉆井技術(shù)。
2、與鉆井技術(shù)相關難題分析
（1）針對我國復雜深井和超深井鉆井工程中面臨的嚴重井斜和低效率等技術(shù)難題，應積極組織優(yōu)勢力量，從客觀（地層各向異性）和主觀（垂鉆系統(tǒng)）兩個方面進行技術(shù)攻關研究，以期盡快獲得具有自主知識產(chǎn)權(quán)的先進控制工具、科學計算軟件及智能鉆井系統(tǒng)等。隨著材料、信息、測量與控制等相關學科領域的發(fā)展，鉆井與油氣井工程技術(shù)不斷朝著信息化、智能化及自動化的方向發(fā)展，如旋轉(zhuǎn)導向鉆井系統(tǒng)、智能完井等。應積極發(fā)展膨脹管技術(shù)，以便徹底革新井身結(jié)構(gòu)，推動油氣井工程的技術(shù)革命。這不僅能夠大幅度提高石油工程效率和效益，而且能夠為不斷創(chuàng)造人類“入地、下?！钡男录o錄提供高技術(shù)支持。
（2）復雜結(jié)構(gòu)井、深井超深井、高危氣井及特殊工藝鉆井等技術(shù)系列，在20世紀90年代已得到迅速發(fā)展與應用。進入21世紀后，這些技術(shù)系列仍是油氣資源勘探與開發(fā)所需要的關鍵技術(shù)系列，并將得到進一步發(fā)展與提高。與國外先進水平相比，我國在這些技術(shù)方面整體上仍存在較大的差距。國外先進的自動垂鉆系統(tǒng)，雖然可以在昂貴的復雜深井和超深井垂直鉆井工程中發(fā)揮有效作用，但目前的技術(shù)水平仍在使用條件上具有一定的局限性，在實際工作中應注意對其進行科學評估與合理選用。
（3）鉆井逐漸與錄井、測井及地震等信息技術(shù)融為一體，以有效地解決鉆井過程中的不確定性問題，從而可提高油氣鉆探與開發(fā)的效果和效益，如LWD和SWD等技術(shù)即為典型例證。
3、油氣鉆井技術(shù)發(fā)展趨勢
油氣井包括普通結(jié)構(gòu)井和復雜結(jié)構(gòu)井。復雜結(jié)構(gòu)井包括多分支井、大位移井、水平井、復雜地條件下的深井超深井、高危氣井、高溫高壓氣井等。地下環(huán)境的復雜性及其不確定性（地應力、地層壓力、各向異性、可鉆性、理化特性、不穩(wěn)定性等地層特性十分復雜和異常）給油氣鉆探造成極大困難：鉆井事故多、速度慢、質(zhì)量差、效益低（成本高），嚴重制約了油氣勘探開發(fā)的步伐。目前，鉆井復雜深井油氣鉆探難度很大，鉆井技術(shù)正在根據(jù)實際需求，不斷攻克難關，未來鉆井技術(shù)的發(fā)展趨勢：大位移井技術(shù)在我國逐步應用，采用大位移井技術(shù)已經(jīng)開發(fā)了南海西江24-1油田和流花11-1油田；欠平衡鉆井技術(shù)正在各大油田推廣應用；國外已經(jīng)成熟的CTD（連續(xù)管鉆井）技術(shù)，我國也逐漸開始常識應用；膨脹管鉆井技術(shù)和套管鉆井技術(shù)也有了實質(zhì)性發(fā)展；旋轉(zhuǎn)導向鉆井技術(shù)正在研制中；鉆井向地球的更深處鉆探、井身結(jié)構(gòu)有重大革新、挑戰(zhàn)大位移井延伸極限、鉆井的信息化與智能化發(fā)展、井下測量與可視化計算。
結(jié)束語
經(jīng)過歷代鉆井人員的努力，國內(nèi)各油田鉆井隊伍不斷壯大，鉆井裝備水平逐漸提高，生產(chǎn)管理水平實現(xiàn)現(xiàn)代化，眾多先進鉆井技術(shù)已經(jīng)達到世界先進水平。但是，隨著油田開發(fā)的不斷深入，油田開采難度逐漸加大，勘探開發(fā)有了更高的要求，這給鉆井技術(shù)帶來了新的挑戰(zhàn)，鉆井難度不斷加大。相信在鉆井人員在苦難面前一定能夠正確面對，一定能夠不斷的進行技術(shù)創(chuàng)新和技術(shù)進步，一定能夠不斷解決世界性難題，為油田勘探開發(fā)打下良好的基礎作用。
參考文獻
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[2]李東方.我國石油鉆井技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢初探[J].化工管理，2014年08期
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