天然气省级管网自动分输技术改造研究

调研分析了10多个天然气省级管网运行调度、分输调压模式。省网操控中心需要大量人工干预，存在劳动强度大、安全运行风险高以及人为干预造成的用户超量、分输不稳定、分输中断、计量不准确的问题。通过分析不同类型用户的用气规律，对比天然气用户压力/流量远程控制方式的优缺点，明确了省级天然气管网自动分输需求，提出了改造技术路线与方案设计，建立了一套省级管网标准的自动分输控制技术序列。研究结果表明，天然气省级管网自动分输技术的改造应根据不同类型用户需求，确定分输技术方式和设定安全保护模式，提出不同的自动分输供气模式以及相应的控制逻辑和自动分输安全保护逻辑，优化调整天然气门站分输支路的控制逻辑和关键阀门的开关要求，实现省网操控中心利用日指定进行分输自动控制，简化操控调度日常操作行为，降低省网操控中心操作风险，提高省级天然气管道管理与控制水平，可以大范围推广使用。     

安全阀加装根部隔离阀改造

针对广东大鹏液化天然气有限公司接收站与液化天然气和天然气接触的安全阀均未安装根部隔离阀,导致每年强制年检时不仅持续时间长(近2个月),而且大量排放液化天然气和天然气造成环境污染和经济损失的问题,阐述了对其改造的必要性和可行性。通过分析安全阀加装根部阀的依据,提出了改造方案,介绍了改造施工的特点、产生的经济效益和社会效益。     

大庆油田油气初加工系统优化调整改造

通过对大庆油田有限责任公司天然气分公司天然气系统存在问题的分析,提出了大庆油田天然气系统的调整改造方向,并阐述了新产品、新技术、新工艺和新措施的应用设想。     

集气站压缩机节能改造分析

油气田进入开发后期,产气量受输气压力和用户用气情况的影响而随时发生变化,按照原来生产规模设计的天然气压缩机组,需要通过旁通打回流运行才能解决输气量的变化问题,存在很大的能量浪费,因而需要节能改造。结合某集气站天然气压缩机组出现的运行问题,分析了采用不同气量调节方式进行节能改造的可行性,提出和确定了液压可变余隙调节法作为节能改造的方案,并对改造内容进行了详细介绍。对比改造前后压缩机组的运行功率发现,改造后压缩机组节能效果明显。     

非常规天然气增产改造技术研究进展及其发展方向

非常规天然气是中国天然气的后备资源,提高非常规天然气的勘探开发效果具有重要的战略意义.增产改造技术是非常规天然气开采的关键技术,由于地质条件的复杂性和特殊性,增产改造技术相对落后,严重制约了中国非常规天然气开发的步伐.通过分析中外非常规天然气的勘探开发现状和增产改造技术研究进展,重点探讨了中国非常规天然气增产改造技术的发展历程:在页岩气增产改造技术方面,目前尚处于现场试验阶段,技术还不完善;煤层气增产改造已进行了一系列的研究与现场试验;致密砂岩气增产改造已经形成了较为完善的技术体系.通过分析中外非常规天然气增产改造技术研究现状与存在问题,提出了非常规天然气室内实验、低伤害压裂液技术、水平井分段压裂技术、深层致密气藏改造技术、煤层区块整体压裂改造排采技术和裂缝监测技术是今后攻关的主要方向.     

天然气蒸汽转化制氢装置节能降耗技术改造

天然气蒸汽转化制氢工艺越来越受到人们的青睐,该工艺中,注重节能降耗技术的改造尤为重要。本文以10000m3/h天然气蒸汽转化制氢装置的工艺流程为例,首先分析了工艺冷凝液回收的现状,并给出改造措施,然后介绍了提高盐水收率的解决办法,最后提出了对PSA-H2尾气CO2提纯的改造建议。旨在为天然气蒸汽转化制氢装置节能降耗改造提供一定的参考价值。     

天然气系统实施产业化建设的探讨

油田公司的天然气系统要真正实现产业化发展，应该是一个循环渐进、逐步摸索、不断完善的过程。为适应天然气系统产业化改造的需要，增加天然气系统进入市场后的生存能力，在“十五”期间应重点做好对整个天然气系统进行优化和挖掘潜改造工作，同时结合原油产量递减，进行系统调整和改造。由于民用天然气的市场稳定，可承受的气价相对较高，应加快覆盖大庆地区和周边市县管网的建设。搞好民用天然气用气管网的建设，可迅速加大民用天然气的用气比例，增大油田公司天然气在民用天然气用气市场的占有份额，为今后搞好天然气的经营做好准备。     

天然气净化厂外输计量系统改造方案的可行性探讨

本文分析了第一净化厂配气总站计量系统的组成和运行现状，针对今后国内天然气计量技术的发展趋势，以提高我厂计量系统准确度为目的，提出了几种装置改造方案及其改造评价。     

天然气切割气技术与应用发展

天然气切割气具有清洁、高效、使用安全等特点。对天然气切割气性能、生产工艺、供应方式进行了介绍：①与乙炔、丙烷在燃烧速度、爆炸极限等的比较，说明了天然气切割气在清洁、安全等方面的优势。②系统介绍了天然气切割气混合生成及割具改造技术的进展，不同地区、不同需求的切割气用户可选择LNG、CNG和管道气等多种天然气切割气供应方式；使用效果表明，天然气切割气可为用户节省约30%的切割气成本。③指出了国内在天然气切割气发展过程中需要尽快解决的如气源供应保障、标准化等问题。天然气切割气发展起步较晚，技术利用上仍需不断完善，但其特殊的优势也预示着良好的发展前景。相关技术、政策问题的解决对于天然气切割气的发展起到促进作用。     

谢尔渣油气化油改气控制系统的改造

介绍了Shell渣油气化装置将渣油原料改为天然气时控制系统的改造方案。提出的改造思路不但可用于Shell渣油气化，也可用于德士古渣油气化的油改气工程中。     

裂缝性底水油藏储气库最大工作气量的预测方法

利用华北油田水驱开发晚期裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建大型地下储气库，对保障京、津、冀等地区安全、平稳供气，具有重要意义。虽然前期对华北任11井裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库的可行性已开展了相关研究工作，但没有解决工作气量、气垫气量优化评价的关键技术问题。文章通过借鉴国外含水层储气库注采运行的经验，在物质平衡原理基础上，提出了描述裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏改建地下储气库工作气量预测的数学模型。该模型能较准确地预测随油气界面下移，气库能达到的最大工作气量和相应气垫气量。通过实例求解得出注气增压系数对工作气量及其在库容量中所占的比例影响较大。随着注气增压系数的增大，工作气量及所占的比例迅速增加，气库效率随之提高，因此，提高注气增压系数是提高裂缝性碳酸盐岩块状底水油藏储气库效益的重要途径。     

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随着我国城市能源结构的调整，天然气将成为主要的城市能源。燃气管网水力分析在管网的设计、改造、扩建和运行管理中起着十分重要的作用。文章用图论与数学分析的方法，建立了城镇燃气管网水力计算的数学模型，对各种算法进行了系统的研究与比较，并作出了综合评价，为提高编程质量提供了理论依据。     

多气源环境下进入长输管道气质要求探讨

在多气源环境下,进入长输管道的天然气及天然气代用品气质复杂。为保证管道的安全运行和天然气的准确计量,对常规及非常规天然气和天然气代用品的气质情况进行了分析。归纳出多气源环境下,天然气质量和计量对天然气气质情况的要求。对包含总硫、H2S、CO2、CO、H2、O2、固体颗粒物、水含量/水露点在内的多项指标限制条件进行了讨论,并提出进入长输管道的天然气气质指标,为进入长输管道气体气质国家标准的制订做出指导。     

天然气生产成本分析与控制研究

通过对天然气生产成本内部结构的分析，从静态的角度反映天然气生产成本的现状，找出构成天然气成本主要的项目；通过计算报告期与基期总费用、比重、单位费用和升降速度指标，从动态的角度反映天然气成本总量和单位费用的变动情况，找出天然气成本变动的主要项目。将指数分析方法和ABC分类管理方法有机地结合起来，就可以比较全面地分析天然气成本的现状及其变动情况，为天然气生产成本的控制提供依据。     

东濮凹陷马厂构造深层混源气藏气源探讨

根据东濮凹陷马厂深层气藏天然气常规组成、C1-C5单体气态烃碳同位素组成以及轻烃色谱指纹3方面微观信息的分析，并与文留气田文23井典型石炭系-二叠系煤成气以及白庙、刘庄、桥口煤成气-油型气混合天然气进行气／气对比，揭示了马厂深部气藏沙三段-沙四段天然气以煤成气为主，渗混入少量Es3-Es4油型气的混源特征，证实了东濮凹陷南部石炭系-二叠系煤系烃源岩具有一定煤成气供烃能力。     

LNG互换性及我国天然气气质管理问题探讨

2010年,液化天然气(LNG)已占全球天然气贸易额的30.5%,在我国的一些沿海城市正在形成LNG与管道天然气共存的多气源格局。较之欧美日韩等国,我国天然气的气质管理规范尚不完善,没有形成有效的入网天然气质量管理规范和互换性预测方法。以广东省11种气源、32台民用燃气灶作为实验研究对象,对LNG与管道天然气之间的互换性问题进行测试分析。结果表明:LNG的入网可能导致民用燃具的互换性问题,特别是造成CO排放超标;我国在天然气气质管理方面亟需开展系统研究,以避免可能出现的高昂成本转换问题。     

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将压缩天然气（ＣＮＧ）和液化石油气（ＬＰＧ）气体燃料用作发动机燃料，采用缸外预混合的供气方式，其发动机功率损失和动力性降低，已成为推广使用中的难题。吉林工业大学内燃机研究所采用喷射技术，电控技术和计算机模拟技术，对进气门处喷射和缸内喷射的ＣＮＧ和ＬＰＧ发动机在整机性能，特别是动力性以及燃烧特性方面与汽油机的对比进行了系统的研究。研究表明，充气系数降低是缸外预混合式天然气发动机功率下降的主要原因。缸内直接喷气可大幅度提高充气系数；采用缸内喷气技术可恢复天然气发动机功率；提高压缩比可以提高天然气和ＬＰＧ发动机的动力性和经济性，使功率下降得以部分补偿。研究成功了电控气体喷射器的驱动电路和高能点火系统驱动电路，解决了点燃式发动机强烈干扰问题。     

产业链视角下的“气荒”解读

2009年11月,引起广泛关注的“气荒”是产业链风险的再次体现,是产业链快速发展的阶段问题。为避免“气荒”频发,着眼整个天然气产业链及其外部环境,剖析了“气荒”产生的原因,提出特定发展阶段、独特动力结构和特殊发展轨迹是解读“气荒”的关键：①产业链处于快速发展阶段并提早进入市场引导资源的细分阶段,伴随供需失衡是难以避免的正常现象;②产业链上、中游有一定竞争性,中游的干线和支线处于一定分割状态,低气价和管道燃气接驳费等下游市场制度安排,各环节均产生强烈的需求扩张冲动,激发了天然气供需失衡;③早期以低价支农惠民起步,我国经济发展水平和城市化水平迈上新台阶,下游市场形成巨大城市燃气需求,天然气利用规划不到位以及储气设施、调峰手段严重不足,加剧了天然气供需失衡。为此提出了有效防范天然气产业链风险的建议：①必须加强产业链发展规划;②建立全产业链调峰、错谷机制;③从全球视角看待价格机制改革;④逐步通过产业链结构改革,引入竞争机制。     

新型气动微量注甲醇泵

在天然气开采、输送或回收中,普遍采用注入甲醇或乙二醇等热力学抑制剂的方法,以抑制或避免水化物在管线和设备中的生成。实现该工艺的关键设备是注甲醇泵。新近开发的QZB型系列气动微量注甲醇泵能有效地防止天然气中水分的低温凝结,具有节能、耐腐蚀、工作安全、运行可靠、不污染环境及操作方便等优点,既可实现天然气井井口注醇工艺,也可用于站内集中注醇,同时兼顾车载和地面固定安装两种方式,现场应用效果令人满意。     

利用深层煤炭地下气化技术建设煤穴储气库的可行性研究

我国天然气主要消费市场尤其是环渤海和华东地区,调峰和应急保障需求强烈,但地下储气库设施数量与规模都严重不足,与实际需求量差距很大。国外已有将煤炭矿井改造成地下储气库的经验,深层煤炭地下气化实验也已经取得成功。环渤海和华东地区已被证实存在大量的深部厚煤层,借鉴盐穴储气库建设、深层煤炭地下气化和煤穴封存CO_2的思路和技术,可将深层煤炭原位气化后所形成的煤穴空间改造为地下储气库。模拟案例分析结果表明,煤穴储气库在资源、选址、主体工艺、建设规模、建设周期和投资经济性等方面均较为可行,而且在投资经济性上优于环渤海和华东地区目前在建和规划建设的盐穴储气库。利用深层煤炭地下气化技术建设煤穴储气库,既能利用没有井工开采价值的深层煤炭资源,增加天然气供应量,又能提升天然气市场健康发展所急需的调峰和应急保障能力。最后建议:油气企业应与煤炭企业、燃气企业和研究院所等开展合资合作,在储气库调峰需求强烈的京津冀和华东地区,率先启动深层煤炭地下气化技术研究,开展矿场试验,尽快启动煤穴储气库建设。