煤层气与常规天然气成藏机理的差异性
永宁及小黑土接地极对中缅天然气管道的影响分析
永宁及小黑土接地极对中缅天然气管道的影响分析 发表时间：2018-12-24T17:09:28.313Z 来源：《基层建设》2018年第32期作者：潘春锋李洪涛[导读] 摘要：为了研究永宁接地极和小黑土接地极对中缅天然气管道的影响，在中缅天然气管道安装15处电位监测系统和中贵线安装3处电位监测点系统，绘制异常干扰时管道电位的偏移图，以此对阴极保护效果及交直流杂散电流干扰强度进行评估，从而对实际的管道情况做出有效的评判。 中国石油集团西南管道有限公司贵阳输油气分公司贵州贵阳 550081摘要：为了研究永宁接地极和小黑土接地极对中缅天然气管道的影响，在中缅天然气管道安装15处电位监测系统和中贵线安装3处电位监测点系统，绘制异常干扰时管道电位的偏移图，以此对阴极保护效果及交直流杂散电流干扰强度进行评估，从而对实际的管道情况做出有效的评判。结果表明：放电时，对距离接地极较近的绝缘管道影响较大，局部监测点的干扰电位最大能达到55V，超过人体安全电压，且在放电过程中，此段管道的断电电位超出阴极保护标准要求，需要进一步采取防护措施。 关键词：永宁接地极；小黑土接地极；中缅管道；高压直流干扰；断电电位高压直流输电系统（HVDC）是一种能够用于长距离大容量的直流输电系统，自问世以来，其稳定性和可靠性有了极大的保证，它的高效、经济的运行方式能够为社会带来巨大的效益，而我国能源和资源分布的极为不均，也促使这种长距离节能高效的输送方式的广泛应用。近年来，随着我国经济的快速发展，沿海地区对能源的需求越发旺盛，西气东输和西电东送等大型工程的运行，使得高压输电系统不可避免的会与油气输送管道交互，这带来的一系列问题严重威胁着管道的安全运行，高压直流接地极对油气管道的干扰影响引起了广泛的关注。 1 工程简介 西南管道贵阳输油气分公司辖属的中缅天然气管道与高压直流输电系统小黑土接地极、永宁一号接地极和永宁二号接地极较近，管道与小黑土接地极的垂直距离仅约7.5km，与最近的永宁二号接地极的垂直距离仅约1.25km，管道存在高压直流输电系统接地极干扰影响的风险。有研究表明，高压直流干扰产生的入地电流可达数千安培，能产生几百到上千毫伏的电位偏移，同时发现部分测试桩和站场的跨接线有由于高压直流输电系统接地极干扰造成的烧毁现象。通过测试沿线管道受干扰时的电位偏移情况，以评估管道的受干扰程度，同时分析管道的阴极保护效果，对当前管道的风险进行评判。 2 监测范围 本项目在中缅天然气管道安装15处电位监测点和中贵线安装3处电位监测点系统，监测系统服务器设置在西南管道油气田，对中缅天然气管道受小黑土直流接地极、永宁一号接地极和永宁二号接地极干扰影响进行监测。通过对沿线管道监测以评估管道的受干扰程度和管道风险，同时对管道平常的阴极保护效果进行实时监测，评价管道的阴极保护效果情况。 3 高压直流干扰结果分析 从2016年9月至2017年3月，共监测接地极放电8次。其中永宁接地极放电7次，小黑土接地极放电1次；监测结果显示，永宁接地极的7次放电均为阴极放电，共有3个等级的入地电流，分别为：3640A，1200A和720A。小黑土接地极为阳极放电，放电电流为1200A。 3.1 永宁接地极干扰监测数据分析结果 目前中缅管道采用分段保护方案，分别在安顺站和贵阳站将中缅管道分为独立几个绝缘管段，单独采用阴极保护系统保护。 在永宁接地极3640A阴极放电时，靠近接地极的37#阀室的干扰电位达到+55V，超过人体安全电压。阴极放电时，靠近接地极（36#至37#阀室）的这段管段电位正向偏移，同一绝缘管段范围内，相对远离接地极的管道电位负向偏移，干扰电位最负达到-6.4V。断电电位结果显示，靠近接地极位置管道干扰电位正向偏移，断电电位也明显正向偏移，电位偏移至+0.789V，远超过标准要求的-0.85V，存在一定腐蚀的风险。 远离接地极的绝缘管段（安顺站至贵阳站）受干扰较小，靠近接地极的安顺站出站位置受干扰最明显，干扰电位偏移至0V，断电电位正向偏移至-0.48V，超出标准要求，存在腐蚀的风险；远离接地极的几个位置，管段干扰电位负向偏移，但是整体负向偏移量较小，断电电位也仍接近阴极保护标准电位。结果表明在接地极的绝缘管段外，受接地极的干扰程度明显降低，只是在靠近接地极端的干扰超过标准要求，具体超标的管道长度，需要增加监测点。 在永宁接地极1200A阴极放电时，靠近接地极的37#阀室和测试桩k1029位置的干扰电位达到+18V。阴极放电时，靠近接地极（36#至37#阀室）的这段管段电位正向偏移，同一绝缘管段范围内，相对远离接地极的管道电位负向偏移，干扰电位最负达到-4.6V。断电电位结果显示，靠近接地极位置管道干扰电位正向偏移，断电电位也明显正向偏移，电位偏移至+0.808V，远超过标准要求的-0.85V，存在一定腐蚀的风险。 远离接地极的绝缘管段（安顺站至贵阳站）受干扰较小，靠近接地极的安顺站出站位置受干扰最明显，干扰电位偏移至-0.7V，断电电位正向偏移至-0.84V，接近标准要求，远离接地极的几个位置，管段干扰电位负向偏移，但是整体负向偏移量较小，断电电位也仍接近阴极保护标准电位。表明在接地极的绝缘管段外，受接地极的干扰程度明显降低。 3.2 小黑土接地极干扰监测数据分析结果 在小黑土接地极1200A阳极放电时，安顺站至贵阳站段管道干扰电位正向和负向偏移的同时，管道的断电电位也发生了明显的正向和负向偏移。在放电期间管道的断电电位均超过阴极保护标准的要求，其中受接地极干扰时，负向偏移管道长度约19公里，正向偏移管段约59公里，靠近贵阳站段的管道干扰大于上游靠近安顺站段管道。 36#至安顺站段的管道，在接地极阳极放电1200A时，安顺站进站位置干扰较为明显，干扰电位负向偏移至-3.7V，断电电位负向偏移至-1.21V，远离安顺站上游的位置管道电位正向偏移，但是整体正向偏移量较小，且受干扰时，断电电位仍接近-0.85V，处于有效的保护。表明小黑土接地极对上游干扰影响较小，仍处于可控范围。 小黑土接地极阳极放电1200A时，中贵线也存在一定的干扰，但是整体干扰较小。贵阳站进站位置和中贵线71#阀室位置电位均往负方向偏移，贵阳站进站干扰电位负向偏移至-2.0V，但是断电电位仍处于阴极保护准则范围内，71#阀室管道电位负向偏移200mV，断电电位仍处于有限保护。 3.3 阴极保护监测分析结果
页岩气及其成藏机理
页岩气及其成藏机理 页岩气及其成藏机理 摘要：本文介绍了页岩气的特征、形成条件和富集机理等，认为不同阶段、不同成因类型的天然气都可能会在泥页岩中滞留形成页岩气；页岩气生气量的主要因素是有机质的成熟度、干酪根的类型和有机碳含量；吸附态的赋存状态是页岩气聚集的重要特征。我国页岩地质结构特殊复杂，需要根据我国具体的地质环境进行分析以便更加合理的进行开采。 关键词：页岩气富集资源 天然气作为一种高效、优质的清洁能源和化工原料，已成为实现低碳消费的最佳选择。全球非常规天然气资源量非常巨大，是常规油气资源的1.65倍。其中页岩气占非常规天然气量的49%约456 1012m3，巨大的储量和其优质、高效、清洁的特点，使得页岩气这一非常规油气资源成为世界能源研究的热点之一。我国页岩气可采储量丰富，约31 1012m3，与美国页岩气技术可采储量相当。通过对页岩气资源的勘探和试采开发，发现其储集机理、生产机制与常规气藏有较大的差别。 一、页岩气及其特征 页岩是一种具有纹层与页理构造由粒径小于0.004mm的细粒碎屑、黏土矿物、有机质等组成。黑色页岩及含有机质高的碳质页岩是形成页岩气的主要岩石类型。页岩气是从黑色页岩或者碳质泥岩地层中开采出来的天然气。页岩气藏的形成是天然气在烃原岩中大规模滞留的结果，由于特殊的储集条件，天然气以多种相态存在，除了少数溶解状态的天然气以外，大部分在有机质和黏土颗粒表面上吸附存在和在天然裂缝和孔隙中以游离方式存在。吸附状态的天然气的赋存与有机质含量有关，从美国的开发情况来看，吸附气在85～20%之间，范围很宽，对应的游离气在15～80%，其中部分页岩气含少量溶解气。 页岩气主体上是以吸附态和游离态同时赋存与泥页岩地层且以 自生自储为成藏特征的天然气聚集。复杂的生成机理、聚集机理、赋
煤层气产业化发展面临的机遇与挑战
xx 时间： 2008年12月19日 xx 煤炭资源网 据预测，河北省到2010 年天然气总需求量为45-50亿立方米，而已落实气量仅为30 亿立方米，缺口约15-20亿立方米。河南、陕西情况类似。按此预测，“十一五”期间，周边省天然气（煤层气）需求缺口可达50-60 亿立方米。再考虑京、津地区和山东省，则缺口更大。煤层气周边市场 面临的机遇与挑战目前，我国能源尤其是石油、天然气严重短缺，京津唐等大中城市和东部省区的油气供需缺口急剧扩大。煤层气是赋存于煤层中的自生自储式非常规天然气，是一种新型的洁净能源和优质化工原料，是21 世纪的重要接替能源之一。开发利用煤层气，对缓解常规油气供应紧张状况、实施国民经济可持续发展战略、保护大气环境、改善煤矿安全等均具有十分重要的意义，并将进一步推动山西新能源和新产业的发展。但是山西作为全国的老工业基地之一，所有制结构过于单一，整体活力不足、竞争力薄弱，其产品结构和企业素质同国内许多省份相比也有一定差距。同国际先进水平相比，在技术、质量、价格、效益等方面更显落后。山西省煤层气产业化进程中必将面临着机遇与挑战并存的局面。 一、XX煤层气产业化发展面临的形势 煤层气作为XX的战略能源，有诸多优点： 可降低甲烷的空排引致的温室效应，极大地改善环境降低污染，可创造新的财富，据测算，煤层气的开采成本不到0.8元/m3，山西煤层气资源若全部利用，可为子孙后代节约 3.3亿吨煤，可为山西省创造 1.2万亿元的财富。 形成新的生产力和市场盈利模式。因此，新能源新产业的发展要求、煤矿安全生产和环境保护的需求均为山西省煤层气产业化发展提供了充足的依据和良好机遇。 （一）煤层气产业化发展的政策环境已经形成。 2006 年，国务院下发了《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》
中缅油气管道复习进程
中缅油气管道 中缅油气管道- 简介 中缅油气管道 中缅油气管道，是中国第四条能源进口战略通道[1] ，于2010年开工建设，管道总体为天然气石油双线并行[2] 。其中缅甸境内全长771公里，原油管道国内全长1631公里，天然气管道国内全长1727公里。原油管道设计年输原油2200万吨，天然气管道年输天然气120亿立方米。该项工程总共耗资25亿美元[2] 。 原油管道起点位于缅甸西海岸马德岛。天然气管道起点在皎漂Kyaukpyu港。经缅甸若开邦、马圭省、曼德勒省和掸邦，从云南瑞丽进入中国，中缅油气管道中国境内段途经云南、贵州、广西、重庆4省区市、23个地级市、73个县市。中国境内段工程入境后，在贵州安顺实现油气管道分离，输油管道经贵州到达重庆，输气管道经贵州到达广西。 管道境外和境内段分别于2010年6月3日和9月10日正式开工建设，是中国继中亚油气管道、中俄原油管道、海上通
道之后的第四大能源进口通道[3] 。 中缅油气管道可使来自中东的原油绕过马六甲海峡，经印度洋在缅甸上岸，由管道输送到中国。对改善中国西南地区能源紧缺，保障能源供给安全，实现油气进口方式多元化具有重要意义。 管道长度 缅甸境内全长771公里。 原油管道国内全长1631公里。 天然气管道国内全长1727公里。 运送能力这条管道每年能向国内输送120亿立方米天然气，而原油管道的设计能力则为2200万吨/年。配套项目中缅油气管道中国境内段示意图云南省1000万吨/年炼油项目在 安宁市草铺镇。 中缅天然气管道沿途经过贵州省13个县。贵州正沿线建设车用天然气项目、天然气调峰电站项目和低碳工业园项目。预计总投资约70亿元。 重庆正加快长寿化工园区大型炼油化工一体化项目的规划。而之前为充分利用中缅原油管道所输送的原油，重庆已将巴
煤层气产出过程
第五章煤层气产出过程 煤层气井的排采过程与常规天然气井显然不同，通常具有一个产气高峰期。这种差异，起源于煤层气主要以吸附状态赋存。 第一节主要内容： 在煤层气开采初期一般要进行“脱水”处理，即所谓的“排水降压”过程，目的是诱导煤层气的解吸、扩散、渗流作用由高势能方向往低势能方向连续进行。 一、煤层气流动机理 煤层气产出包括三个相互联系的过程，即解吸、扩散与渗流。 地下水的采出使煤层气压力降低。当煤层压力降低到一定程度时，煤中被吸附的气体开始从微孔隙表面分离，即解吸。解析气浓度在解吸面附近较高，在裂隙空间中较低。因此，煤层气会在浓度梯度的驱动下，通过孔隙—微裂隙系统向裂隙空间扩散。在煤层中，可能有三种扩散机理：以分子之间相互作用为主的体积扩散，以分子—表面相互作用为主的Knudsen扩散，基质表面的吸附气层表面扩散。 按照煤层中发生的物理过程，煤层气产出相继经历了三个阶段： 第一阶段，水的单相流。在此阶段，煤层裂隙空间被水所充满，为地下水单相流动阶段。 第二阶段，非饱和单相流。这一阶段，裂隙中为地下水的非饱和单相流阶段，虽然出现气—水两项阶段，单只有水相才能够连续流动。 第三阶段，气—水两相流。随着储层压力下降和水饱和度降低，水的相对渗透率不断下降，气的相对渗透率逐渐升高。最终，在煤层裂隙系统中形成了气—水两相达西流，煤层气连续产出。 上述三个阶段在时间和空间上都是一个连续的过程。随着排采时间的延长，第三阶段从井筒沿径向逐渐向周围的煤层中推进，形成一个足以使煤层气连续产出的降压漏斗。 二、煤层气开采过程 原始地层条件下，煤层及其围岩中地下水一般较多，储层压力大致等同于水
煤层气井出水特征
煤层气井出水 截至2010年底，全国累计完成煤层气（煤矿瓦斯）抽采量为88亿立方米，但利用量仅为36亿立方米（地面14.5亿立方米和井下73.5亿立方米），抽采和利用率均较"十一五"规划目标差距较大。而按照规划，到2010年底，全国煤层气抽采量应达100亿立方米，利用量达80亿立方米。 2011年，煤层气（煤矿瓦斯）抽采量115亿立方米，利用量53亿立方米，同比分别增加36.7%和51.4%。其中，井下瓦斯抽采量92亿立方米，利用量35亿立方米，同比增加22.7%和52.2%；地面煤层气产量23亿立方米，利用量18亿立方米，同比增加54.7%和47.5%。2012年全国煤层气产量125亿立方米，利用总量52亿立方米，不足国内天然气利用量的4%，且未完成产量155亿、利用量80亿的年度目标. 1根据国外煤层气长期开发的成功经验，煤层气的排采生产过程一般分为3 个阶段a. 排水降压阶段生产初期阶段，需进行大量排水，使煤储层压力下降。当储层压力下降到临界解吸压力以下，气体才能开始产出。这一阶段所需的时间，取决于煤层气地质条件和储层特征等因，当地质储层条件相同时，则取决于排水速度。 b. 稳产阶段随着排水的继续，气产量逐渐上升并趋于稳定，出现产气高峰，水产量则逐渐下降。该阶段持续时间长短取决于煤层气资源丰度和储层的渗透性特征。 c. 产量递减阶段当大量气体已经产出，煤基质中解吸的气体开始逐渐减少，尽管排水作业仍在继续，气产量和水产量都在不断下降，该阶段延长的时间较长，可达10 a 之久。 2.压裂工程对地下含水层的影响 煤层气井增产强化工程主要包括射孔和水力压裂两部分，压裂作业是最有可能对地下水造成影响的环节。由煤层气产出机理和开发工程分析可知，压裂在近井地带形成一条高导流能力的裂缝，为煤层水和煤层气提供一条顺畅的通道，加速排水降压及煤层气的产出。煤层气压裂主要是使裂缝沿煤层延伸，以保证最大泄流面积及最大产气效果。垂向上，煤层气井压裂缝在目标煤层附近的区域产生一定的高度，从而造成煤层顶板含水层的破坏；横向上，由于煤层气井的服务年限一般较长，长期排采会导致目标煤层中的水大量产出。在构造或水文地质条件较复杂的地区，压裂作业可能会以各种方式影响目标煤层附近的地层，导致煤层气井排采时对邻近地层的含水性造成一定程度的影响。 3 山西沁水盆地南部太原组煤储层产出水氢氧同位素特征 所采集的地表水15号煤层顶板灰岩水、煤层气井排出水和15号煤层水的氢氧同位素数据均分布在我国大气降水线附近, 氢氧同位素组成也均在我国大气降水的氢氧同位素组成范围内。说明地表水、煤层顶板灰岩水、煤层气井排出水和15号煤层水的原始来源均为大气降水, 受大气降水补给。排采15号煤的煤层气井排出水是煤层水和煤层顶板灰岩水的混合水。15号煤储层和顶板灰岩之间存在较强的水力联系,煤层在排水过程中接受灰岩水的大量补给。
中缅油气管道的战略意义
中缅油气管道的战略意义 10月20日，中缅天然气管道干线建成投产。今后，每年将有120亿立方米天然气造福缅甸和我国西南地区，惠及上亿民众。每年可替代煤炭3072万吨，减少二氧化碳等排放5283万吨。 中缅油气管道全长7676公里，其中缅甸段1504公里，中国境内段6172公里。管道起点位于缅甸西海岸的皎漂市，从云南瑞丽58号界碑进入我国境内。 其中，中缅天然气管道干线全长2520公里，缅甸段793公里，国内段1727公里。 通过中贵线，中缅天然气管道和西气东输系统连接在一起，同时也沟通了新疆气区、长庆气区和四川气区联络的通道，使我国油气管网格局基本形成。 结束云贵高原无管道天然气历史 10月20日11时许，随着中国石油西南管道分公司总经理常延魁下达点火令，来自缅甸孟加拉湾的天然气在中国广西贵港市点燃，这标志着中缅天然气管道干线建成投产。 中缅天然气管道干线建成投产后，每年将有120亿立方米天然气造福缅甸和我国西南地区，惠及上亿民众。每年可替代煤炭3072万吨，减少二氧化碳等排放5283万吨。 据悉，截至10月20日，有来自全国50家建设单位的1.5万人奋战在中缅油气管道（国内段）建设一线，加快推进工程建设，计划天然气管道支线年内投产、原油管道2014年6月建成投产。 中缅天然气管道干线建成投产后，国内段将通过西二线广南支干线向广东地区输送天然气，并从贵阳向中贵线分输。 昆明、贵阳、贵港等沿线城市天然气管网正在加快建设和规划，大理、保山、安宁、安顺、贵阳等一批城市今年底或明年将用上天然气，从此结束我国云贵高原没有管道天然气的历史，掀开天然气清洁能源利用的全新一页。 此外，通过中贵线把中缅天然气管道和西气东输系统连接在一起，使这两个管网系统的气源可以进行相互调度和置换，同时也沟通了新疆气区、长庆气区和四川气区联络的通道，使我国油气管网格局基本形成。 保障能源安全，惠及沿线民生 中缅油气管道是国家“十二五”重点工程，该工程对保障我国能源安全，推进我国西南地区
煤层气开发技术及产出规律特征
煤层气开发工艺及排采技术 一、产出理论（前言） 煤层气开采通过抽排煤层及上覆岩层中的地下水，从而降低煤储 层的压力，促使煤层中吸附的甲烷气体解吸释放出来。煤储层条件和 煤层气赋存环境条件是煤层气开发的基本地质条件，煤层气开发是在 充分认识这些基本地质条件基础上通过特定的工程（钻井、压裂、排 采等工艺）改变煤层气赋存环境条件（地应力、地下水压力、地温环境）使煤储层条件发生变化的过程，从而使煤层中吸附的甲烷气解吸 出来。煤层气的排采是一个“解吸-扩散-渗流”的连续过程，在实际 排采中可分为三个阶段，Ⅰ阶段为排水降压阶段，煤储层压力高于煤 层气解吸压力，该阶段主要是产水，并有少量的游离器和溶解气产出；Ⅱ阶段为稳定生产阶段，煤储层压力降至煤层气解吸压力之下，产气 量相对稳定，并逐渐达到产量高峰（一般在3年左右），产水量下降 到较低水平；Ⅲ阶段为产气量下降阶段，产少量水或不产水，该阶段 的开采时间最长。由于煤层气抽采目的、对象、条件和资源条件的不同，形成了不同的煤层气开发模式，总体上分为煤矿井下抽采和地面 钻井抽采两大类。
图表 1典型煤层气井的气、水产量变化示意图 时间 产 量 Ⅰ Ⅱ Ⅲ 产气量 产水量 临界解 压力 压力
二、煤层气的开发工艺 煤层气开发的目的主要是有效地开发和利用煤层气资源、最大 限度的改善煤矿安全生产条件（降低瓦斯）、更好的保护环境等几 个方面。按照煤层气开发服务目的不同，煤层气开发总体上分为煤 矿井下抽采和地面钻井开发两大类，而我们公司目前所实行的“采 煤采气一体化”的瓦斯治理模式是把上述两种开发方式的有效结合，它不仅有效的服务了煤矿的安全生产而且实现了煤矿瓦斯利用的最 大化。 （一）、煤矿井下抽采 目前煤矿井下抽采技术已由单一的本煤层抽采发展到本煤层抽采、邻近层抽采、采动区抽采等多对象抽采；抽采技术也由单一的 钻孔抽采发展到钻孔、巷道、地面井和混合抽采等。 按抽采对象的不同 煤矿井下抽采开采层抽采 邻近层抽采 围岩抽采 采空区抽采 采动区抽采 废弃矿井抽采
页岩气成藏机理及气藏特征
页岩气成藏机理及气藏特征 页岩气是泛指赋存于富含有机质的暗色页岩或高碳泥页岩中，主要以吸附或游离状态存在的非常规天然气资源。在埋藏温度升高或有细菌侵入时，暗色泥页岩中的有机质，甚至包括已生成的液态烃，裂解或降解成气态烃，游离于基质孔隙和裂缝中，或吸附于有机质和矿物表面，在一定地质条件下就近聚集，形成页岩气藏。 从全球范围来看，页岩气拥有巨大的资源量。据统计，全世界的页岩气资源量约为456.24×1012m3，相当于致密砂岩气和煤层气资源量的总和，具有很大的开发潜力，是一种非常重要的非常规资源[1-6]。页岩气资源量占3种非常规天然气（煤层气、致密砂岩气、页岩气）总资源量的50%左右，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、拉丁美洲、前苏联等地区，与常规天然气相当。页岩气的资源潜力甚至还可能明显大于常规天然气。 1.1 页岩气成藏机理 1.1.1 成藏气源 页岩气藏的生烃、排烃、运移、聚集和保存全部在烃源岩内部完成，页岩既是烃源岩、储层，也是盖层。研究表明，烃源岩中生成的烃类能否排出，关键在于生烃量必须大于岩石和有机体对烃类的吸附量，同时必须克服页岩微孔隙强大的毛细管吸附等因素。因此，烃源岩所生成的烃类只有部分被排出，仍有大量烃类滞留于烃源岩中。 北美地区目前发现的页岩气藏存在3种气源，即生物成因、热成因以及两者的混合成因。其中以热成因为主，生物成因及混合成因仅存在于美国东部的个别盆地中，如Michigan盆地Antrim生物成因页岩气藏及Illinois盆地New Albany混合成因页岩气藏[21]。 1.1.2 成藏特点 页岩气藏中气体的赋存形式多种多样，其中绝大部分是以吸附气的形式赋存于页岩内有机质和黏土颗粒的表面，这与煤层气相似。游离气则聚集在页岩基质孔隙或裂缝中，这与常规气藏中的天然气相似。因此，页岩气的形成机理兼具煤层吸附气和常规天然气两者特征，为不间断充注、连续聚集成藏（图1-1）。
一页岩气成藏机理及控制因素
第一章页岩气成藏机理及控制因素 页岩气（Shale gas），是一种重要的非常规天然气类型，与常规天然气相比，其生成、运移、赋存、聚集、保存等过程及成藏机理既有许多相似之处，又有一些不同点。页岩气成藏的生烃条件及过程与常规天然气藏相同，泥页岩的有机质丰度、有机质类型和热演化特征决定了其生烃能力和时间；在烃类气体的运移方面，页岩气成藏体现出无运移或短距离运移的特征，泥页岩中的裂缝和微孔隙成了主要的运移通道，而常规天然气成藏除了烃类气体在泥页岩中的初次运移以外，还需在储集层中通过断裂、孔隙等输导系统进行二次运移；在赋存方式上，二者差别较大，首先，储集层和储集空间不同（常规天然气储集于碎屑岩或碳酸盐岩的孔隙、裂缝、溶孔、溶洞中，页岩气储集于泥页岩粘土矿物和有机质表面、微孔隙中。），其次，常规天然气以游离赋存为主，页岩气以吸附和游离赋存方式为主；在盖层条件方面，鉴于页岩气的赋存方式，其对上覆盖层条件的要求比常规天然气要低，地层压力的降低可以造成页岩气解吸和散失。页岩气的成藏过程和成藏机理与煤层气极其相似，吸附气成藏机理、活塞式气水排驱成藏机理和置换式运聚成藏机理在页岩气的成藏过程中均有体现，进行页岩气的勘探开发研究，可以在基础地质条件研究的基础上，借助煤层气的研究手段，解释页岩气成藏的特点及规律。 第一节页岩气及其特征 页岩（Shale），主要由固结的粘土级颗粒组成，是地球上最普遍的沉积岩石。页岩看起来像是黑板一样的板岩，具有超低的渗透率。在许多含油气盆地中，页岩作为烃源岩生成油气，或是作为地质盖层使油气保存在生产储层中，防止烃类有机质逸出到地表。然而在一些盆地中，具有几十－几百米厚、分布几千－几万平方公里的富含有机质页岩层可以同时作为天然气的源岩和储层，形成并储集大量的天然气（页岩气）。页岩既是源岩又是储集层，因此页岩气是典型的“自生自储”成藏模式。这种气藏是在天然气生成之后在源岩内部或附近就近聚集的结果，也由于储集条件特殊，天然气在其中以多种相态存在。这些天然气可以在页岩的天然裂缝和孔隙中以游离方式存在、在干酪根和粘土颗粒表面以吸附状态存在，甚至在干酪根和沥青质中以溶解状态存在。我们把这些储存在页岩层中的天然气称为页岩气（Shale gas）。页岩气是指赋存于暗色泥页岩、高碳泥页岩及其夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩中以自生自储成藏的天然气聚集。
煤层气工程概论
1.煤层气勘探开发的意义 a.能源意义：煤层气是一种新型的洁净能源，其勘探开发可以弥补常规能源的不足。 b.安全与减灾的意义：煤层气严重影响着我国的煤矿生产安全。在煤炭开采前预先进行煤层气的抽采，有利于降低煤矿生产过程中的瓦斯灾害事故。 c.环境意义：煤层气开发降低了煤炭开采中的瓦斯排放，从而降低了由其产生的温室效应。 d.形成的支柱产业：煤层气的利用不仅仅在民用方面，已广泛用于各个领域，如煤层气发电、汽车燃料、锅炉改造、工业用气、煤化工项目等。可以有利于衰老煤矿区专业，发展新型的相关产业，缓解转岗就业困难，成为新的经济增长点。 e．巨大的经济意义：低敏啊煤层气开发预先抽放了瓦斯，可大大降低采煤过程中的瓦斯治理费用。欲抽瓦斯，降低了煤矿瓦斯事故，由此产生显著的社会效益。 2.煤层气的形成过程 a．泥炭话作用和成岩作用阶段：在微生物通过微生物的作用，有机质泥炭煤等部分转化为煤层气。按形成阶段可以分为原始生物成因气和次生生物成因气。气体成因：生物成因气 b．变质作用阶段：气体成因：热成因气。摆阔原生热成因气和次生热成因气。原生热成气指由煤生成并就地储存的热成因气，保持了煤层气的原始祖坟和同位素组成，从烃源岩角度，主要包括热降解气（0.5%
中缅天然气管道工程防汛应急预案
中缅天然气管道工程（国内段）隧道工程 EPC总承包项目地质勘探工程 防汛安全应急预案 铁三院勘察分院地质二队 批准人：批准日期： 1. 总则 1.1 编制目的 健全和完善防汛工作应急管理机制，克服麻痹思想和侥幸心理，抓早、抓紧、抓实各项防汛措施，提高防大汛、战大水的应急反应能力，切实实现“组织、预防、队伍、物资、措施”五落实和“汛期不过、检查不止”的总要求，最大限度地减少人员伤害、财产损失和环境破坏，确保安全防汛。 1.2 编制依据 依据《中华人民共和国防汛法》、《中华人民共和国防汛条例》、《铁三院集团公司突发事件应急综合预案》，制定本预案。 1.3 适用范围 本预案适用于中缅天然气管道工程（国内段）4标、5标隧道 ====================专业收集精品文档，您的最好选择======================
工程 1.4 工作方针 坚持“安全第一、常备不懈、以防为主、全力抢险、万无一失”的方针，切实做好防汛、排涝工作。 2. 汛情预警状态划分 根据汛情预警状态划分为四级： 一级----区界河道水处饱和状态； 二级----辖区内大面积积水淹泡； 三级----辖区内部分地区积水淹泡； 四级----辖区内小面积积水淹泡。 3. 防汛机构与职责 坚持统一领导、统一指挥、统一调度、分级负责的原则。建立健全各级防汛机构，分工合作，形成完整的防汛体系。 3.1 中缅天然气管道工程防汛指挥部 3.1.1成员 组长：王军 副组长：刘冬 成员：安桂全张越勇 3.1.2 职责 （1）根据汛情、受灾情况和上级指示，决定发布、调整、 ====================专业收集精品文档，您的最好选择======================
煤层气井的生产管理
煤层气井的生产管理 摘要：文章主要结合西区40口井排采经验和教训参照国内外煤层气井排采的成功经验，对煤层气井的生产管理进行总结。 关键词：煤层气；排采技术；生产管理 煤层气是一种储存于煤层及其邻近岩层中的自生自储式为主的非常规天然气，热值与天然气相当，因此，煤层气是一种热值高、污染少、安全性好的洁净能源，是上好的民用、商用、发电燃料和化工原料。煤层气的储集性能及力学特征与常规天然气的储层有明显的区别，煤层气在煤层中的储集主要是以吸附状态存在于煤层表面的，从而造成开发煤层气的钻井、完井、排采等技术有着一系列的特殊性，特别是煤层气井的排采与油气的排采有着本质的区别。所以排采设备与地面流程设施有着与油气井的不同之处。 1 煤层气井排采 煤层气主要是吸附在煤层表面的，少部分游离在煤层中的裂隙中。在排水降压阶段煤层气通过微孔隙扩散到裂隙中，煤层流体的运移规律决定了煤层气的产出特点，煤层气井产出的煤层气和水量的变化可分为三个阶段，即：排水降压阶段、稳定生产阶段、气产量下降阶段。 煤层气的产出机理决定了煤层气排采时必须进行排水工作，这不仅降低了储层压力，同时也降低储层含水饱和度，使储层裂隙更好的沟通，形成煤层气产出通道，从而增强解吸气体通过煤层裂隙向井桶内运移的能力，最终达到提高产气量的目的。目前，西区40口井已连续排采8 a，仍处于稳定产气阶段，平均单井日产气量达到2 200 m3。 1.1 煤层气井排采设备 常规的煤层气单井地面排采设备包括了供电系统、游梁式抽油机（抽油机型号和电机功率视井深而定）、电力控制柜、井口装置、气水分离器、煤层气管输设备、污水处理系统。 煤层气排采井所采用的井下设备包括：丝堵、筛管、尾管、冲程为3.0 m的Φ38或Φ44 mm的防砂防卡活塞式抽油泵、2.5寸油管，以上各部件按从下至上的顺序依次连接下入煤层气井内，最后将油管连接到油管悬挂器上并悬挂在井口大四通上。再依次下活塞、抽油杆组合、光杆等设备，安装井口，按泵挂深度调整防冲距，将光杆通过方卡子悬挂在抽油机悬绳器上。 煤层气井排采的整套设备在国内主要采用的是在游梁式抽油机的往复运转下，通过抽油杆带动井底活塞在泵筒内上下抽吸，而其中的游动凡尔和固定反尔的分别开合，控制液体只能向井筒上方运动，从油管抽出的水通过水管线进入污水处理系统。
海底天然气水合物藏形成机理
海底天然气水合物藏形成机理 [摘要] 天然气水合物是近年来在海洋和冻土带发现的新型洁净优质能源，分布广，资源量大，目前已经受到世界各国的关注，总结了海底水合物合成的条件和过程。 [关键字] 天然气水合物宏观模型成矿机理 0引言 随着油气资源的日益紧张，寻找并开发各种新型可接替能源的任务已迫在眉睫。天然气水合物是近年来在海洋和冻土带发现的新型洁净优质能源，据估算全球天然气水合物中碳的含量等于石油、煤等化石能源中碳含量的两倍，因而成为21世纪人类最重要的能源。 地球上天然气水合物含量丰富，27%陆地和90%海域中都存在，陆地上水合物主要存在冻土中200-2000米深度处，而海洋中主要存在于海底以下500-800米深度处。2007年，国土资源部地质调查局在中国南海北部神狐海域成功钻获天然气水合物实物样品。使我国成为距美国、日本、印度之后第四个钻探到水合物的国家，且初步预测，中国南海北部陆坡天然气远景资源量可达上百亿吨油当量。因此对天然气水合物的研究已经成为各国的热点，天然气水合物作为重要的替代能源，具有广阔的前景和发展空间。而对天然气水合物成藏的研究是对水合物进行勘探开发的基础，所以本文从各个方面对天然气水合物的成藏进行总结分析。 1 水合物合成机理 1.1 宏观模型 迄今为止，天然气水合物的合成过程在微观层面仍然不是很清晰，但在宏观层面上可以用一些热力学的模型进行解释。在Sloan提出的簇团理论体系中，气体分子首先溶解在水中，然后合成不稳定的簇，之后在水的表面聚集起来。当簇团达到一定尺寸后就合成了宏观的核。另外一种理论是Rodger提出的表面驱动层理论，他认为气体分子首先在水的表面吸附，之后被束缚在局部的晶体的空穴中，Kvamme运用动力学模型扩展了这个理论，预测了在水和二氧化碳表面首先成核，由于水表面的波动，水和气体分子才可以混合，从而形成水合物。簇团理论和表面驱动层理论都认为在水的表面首先出现水合物初级结构，所以这两个理论是类似的。另外一种模型是水和液态二氧化碳界面的分子动力学模型，叫作局部结构假说，认为水和气体分子可以随机移动并合成一个水合物相，这些随机合成的网状物达到一定尺寸后开始变的稳定，逐渐形成水合物晶体，局部结构假说认为水合物时没有任何中间体的自发形成。局部结构假说和簇团理论的流程图，可以看出簇团理论（a-b-c-e）和局部结构假说（a-d-e）之间的对比。（a）没有溶解气体分子的水（原始条件）。（b）气体分子溶解在水中后立刻形成的簇团。（c）
中缅油气管道工程所需标准规范
中缅油气管道工程所需标准规范 1、《输油管道工程设计规范》（GB50253-2003）(2006年版)；---1套 2、《输气管道工程设计规范》（GB50251-2003）；---1套 3、《原油输送管道用钢通用技术条件》Q/SY GJX102-2009；---1套 4、《油气输送管道线路工程抗震技术规范》GB 50470-2008；---1套 5、《油气输送管道穿越工程设计规范》（GB 50423-2007）；---1套 6、《油气输送管道穿越工程施工规范》（GB 50424-2007）；---1套 7、《混凝土结构设计规范》（GB 50010-2002）；---1套 8、《砌体结构设计规范》（GB 50003-2001）；---1套 9、《钢结构设计规范》（GBJ 50017-2003）；---1套 10、《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）；---1套 11、《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）（2008年版）；---1套 12、《建筑工程抗震设防分类标准》（GB50223-2008）；---1套 13、《岩土工程勘察规范》（GB50021-2001）；---1套 14、《工程岩体分级标准》（GB50218-94）；---1套 15、《地下工程防水技术规范》（GB50108-2008）；---6套 16、《锚杆喷射砼支护技术规范》（GB50086-2001）；---6套 17、《石油天然气建设工程施工质量验收规范管道窜越工程》（SY4207-2007）；---1套 18、《钢结构工程施工质量验收规范》（GB50205-2001）；---1套 19、《建筑边坡工程技术规范》（GB50330-2002）；---6套 20、《铁路隧道设计规范》；（TB10003-2005/J449-2005）---1套 21、《铁路隧道施工规范》（TB10204-2002/J163-2002）； 22、《铁路工程抗震设计规范》（GB50111-2006）；---1套 23、《公路工程技术标准》（JTGB01-2003）；---6套 24、《铁路隧道工程施工技术指南》（TZ204-2008）；---6套 25、《混凝土外加剂应用技术规范》（GB50119-2003）；---6套 26、《混凝土结构工程施工质量验收规范》（GB50204-2002）；---6套 27、《混凝土质量控制标准》（GB50164-92）；---6套
凝析气藏采气工程特点及技术
凝析气藏开发的特点及技术 摘要：反常凝析现象决定了凝析气藏的开发方式和开发技术不同于一般气藏，除了要保证天然气的采收率外，还需要考虑提高凝析油采收率的问题。基于凝析气藏的基本特征，综述了衰竭式开发和保持压力开发的特点，介绍了常用的保持压力开发方式，并总结了我国凝析气藏开发的成熟技术及今后的主要研究方向。 关键词：凝析气藏；采气工程；开发方式；开发技术 凝析气田在世界气田开发中占有特殊重要的地位，据不完全统计，地质储量超过1012m3的巨型气田中凝析气田占68%，储量超过1000×108m3的大型气田则占56%。世界上富含凝析气田的地区有俄罗斯、美国和加拿大，在我国凝析气田也分布很广。根据第二次全国油气资源评价结果，我国气层气主要分布在陆上中西部地区及近海海域的南海和东海，资源总量为38×1012m3，探明储量为 2.06×1012m3，可采储量为 1.3×1012m3，其中凝析油地质储量为11226.3×104t，采收率若按照36%计算，则凝析油可采储量为4082×104t。 1凝析气藏的基本特征 根据我国石油天然气行业气藏分类标准(SY/T6168-2009)，产出气相中凝析油的含量大于50g/m3的气藏为凝析气藏。按照凝析油含量可进一步划分为特高、高、中、低含凝析油凝析气藏，如下表1所示。 1.1 反常凝析现象 凝析气藏是介于油藏和气藏之间的一种特殊烃类矿藏，具有反凝析的显著特点。凝析气藏中流体在原始地层状态下（绝大部分）呈单一气相存在，当地层压力降至上露点压力（又称第二露点压力）以下时，开始有凝析油析出，且凝析油的析出量随着压力的继续下降而先增加至最大值，然后又减小，直至压力降至下露点压力（又称第一露点压力）时，凝析油被全部蒸发，此即为反常凝析现象。特别是对凝析油含量高的凝析气藏采用衰竭式开采，反常凝析现象比较严重。 1.2 埋藏深、温度高、压力高 我国凝析气藏埋深一般在2000~5000m，凝析气藏的原始地层压力高于临界压力，原始地层温度介于临界温度和临界凝析温度之间，储层的温度和压力较高。凝析气藏的地层压力一般为25~56MPa，压力系数一般为1.0~1.2左右。塔里木盆地的凝析气藏埋深在4000~5000m 以上，埋藏最深的塔西南深层凝析气藏达6500m。新疆柯克亚深层凝析气藏压力高达123MPa，在世界上也是屈指可数的超高压气藏。气藏温度一般在70~100℃之间，少数凝析气藏温度高达100~145℃。因此，埋藏深、高温、高压是凝析气藏又一重要特点。 1.3 产出“四低一高”的凝析油 凝析气藏产出的凝析油具有低密度、低粘度、低初馏点、低含蜡量和高馏分的特点。
高含硫天然气成藏机理及分布规律
高含硫天然气成藏机理及分布规律 （09.5.19中国石化报油气周刊7版头条） 日前，川东北高含硫天然气成藏机理及分布规律研究项目通过中国石化鉴定，该项目是由石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所承担完成的。鉴定意见认为，该项目运用硫化氢气体硫同位素分析技术和模拟实验方法,对硫化氢气体气藏的形成预测有重要指导意义，研究资料齐全，方法技术先进，理论和技术研究成果达到国际先进水平。 在天然气藏中，硫化氢含量超过5％时称为高含硫天然气。高含硫天然气藏资源量大，目前全球已发现300多个具有工业价值的高含硫气田。硫化氢是一种重要的工业原料，具有较高的经济价值,但天然气中硫化氢的存在对天然气的勘探开发和利用有不利影响。硫化氢对钻井设备具有强烈的腐蚀作用，缩短油气井和其他设备寿命，增加了气田勘探开发成本和技术难度。硫化氢也是一种剧毒气体，硫化氢的泄漏易造成人身伤亡和环境污染。因此，开展高含硫气藏研究，对于降低行业成本、保证安全生产、促进天然气工业的发展具有重要意义。 （1）探索硫化氢形成、富集和分布规律,为安全勘探开发提供依据 硫化氢具有强烈的腐蚀性和毒性，极易溶于水，是一种很强的还原剂。这使其分析测试水平明显较低，尚未建立较为成熟的地球化学测试分析方法体系，研究者对不同成因硫化氢天然气的组成及稳定同位素特征仍不清楚，因此,无法从天然气的地球化学特征上对高含硫天然气的形成条件和形成环境进行追索，也难以确定烃类气体与硫化氢气体的亲缘关系。 在含硫化氢天然气地球化学研究方面，我国对硫化氢组分及其同位素测试分析很不规范且研究薄弱。许多分析测试单位在分析天然气组分时都不分析硫化氢项目。尽管硫化氢含量和硫同位素是气源对比和成因研究的主要指标，但由于尚未建立统一的硫同位素标准，致使硫同位素研究成果极少且缺乏系统性，难以将其作为气源对比和成因鉴定的有效指标。 我国含硫化氢天然气主要分布在震旦系、奥陶系、石炭系、三叠系和下第三系等五大层系。世界上已发现的400多个含硫化氢气田中，90％以上都分布在碳酸盐—蒸发岩地层中，而在陆源储层中发现的绝大多数含硫化氢气田，也都与区域上碳酸盐—蒸发岩地层有着明显的联系。 因此，一般认为硫酸盐(或石膏)是含硫化氢地层中硫化氢的最主要硫源。我国石膏绝大多数为沉积成因，有利于硫化氢的形成。加强南方海相碳酸盐岩的油气勘探是中国石化油气发展战略的重要组成部分，而川东北地区在南方海相油气勘探中具有举足轻重的地位。 川东北地区海相碳酸盐岩层系中已陆续发现普光、罗家寨等大中型天然气田,特别是普光气田是川气东送工程的主要资源基地。这些气田普遍高含硫化氢，如何准确认识该地区硫化氢形成、富集和分布规律，有效指导勘探开发和安全生产，成为油气勘探开发领域中亟待解决的重大科研问题和国内外学术界的研究热点。 （2）开展硫酸盐热化学还原作用模拟试验,获得重要试验数据和新认识
中缅项目天然气管道工程竣工资料组卷目录2013.04.20
中缅天然气管道工程竣工资料组卷清单 编制：第一合同项EPC 日期：2013年04月18日
目录 一、编制说明..................................................................................................................... 错误!未定义书签。 二、编制依据..................................................................................................................... 错误!未定义书签。 三、施工单位组卷清单..................................................................................................... 错误!未定义书签。 1、线路工程竣工组卷目录......................................................................................... 错误!未定义书签。 2、站场工程竣工资料组卷目录................................................................................. 错误!未定义书签。 3、大型穿（跨）越工程竣工组卷清单 ..................................................................... 错误!未定义书签。 4、干燥工程竣工组卷清单......................................................................................... 错误!未定义书签。 5、铁路组卷清单（增加了测量放线记录） ............................................................. 错误!未定义书签。 6、阴极保护工程竣工组卷目录................................................................................. 错误!未定义书签。 7、消防工程竣工资料组卷目录................................................................................. 错误!未定义书签。 8、仪表工程竣工组卷清单......................................................................................... 错误!未定义书签。 9、外电工程竣工组卷清单......................................................................................... 错误!未定义书签。 10、地灾治理工程竣工组卷清单............................................................................... 错误!未定义书签。 11、定向钻组卷清单 ................................................................................................... 错误!未定义书签。 四、EPC项目部组卷清单................................................................................................. 错误!未定义书签。 五、施工图竣工组卷清单（EPC部分）......................................................................... 错误!未定义书签。 六、施工监理竣工组卷清单............................................................................................. 错误!未定义书签。 七、无损检测单位组卷目录............................................................................................... 错误!未定义书签。 八、通信工程竣工组卷清单............................................................................................... 错误!未定义书签。 九、隧道工程各单位竣工资料组卷目录........................................................................... 错误!未定义书签。