連續油管鉆塞工具選擇(美國頁巖氣開采技術和中國的區別？)

連續油管操作手是否需要司鉆證

需要

連續油管操作手屬于特種作業之一,若操作不當有一定的危險性,所以從事這一工作必須培訓考核合格后持證上崗，因此連續油管操作手須提供司鉆證

司鉆適用領域是石油、鉆井、工人、管理

連續油管鉆井（修井），泥漿從哪兒返回的？喇叭口？分流器？

喇叭口用在鉆機上是有概念上的錯誤的，不過大家都這么叫也沒問題，一般稱為泥漿傘

泥漿傘主要用于陸地鉆機，而分流器主要用于海洋鉆機

美國頁巖氣開采技術和中國的區別？

觀點摘要：

我國石油對外依存度已超過70%，能源安全隱患重重。

歷史上美國石油對外依存度也曾超過70%，但得益于頁巖革命，現已成為全球第一大產油國。

美國涉及頁巖油氣生產各環節的企業超過8000家，其中7900家以上是中小企業。眾多的美國民間油氣企業，最終保證了美國的能源安全。

中國的頁巖油氣儲量居全球第一，但我國參與國內頁巖油氣開發的企業只有不到20家，投入主體是以三大油自主投入為主，投資來源單一，投資資源受限，投資達不到美國頁巖氣勘探開發投資額的10%，目前中國勘探開發規模大大落后于美國是必然的。

由于中國三大油之外的企業無法在中國拿到油氣開發區塊，已經有上百家各類中國企業，選擇投資于美國、加拿大的油氣開發活動，參與保證了美國的能源安全，這是我們國家的痛。

頁巖油氣開發技術已為中國公司所掌握，早已不存在技術瓶頸，頁巖氣開發的經濟性也得到印證。中國遠遠高于美國的天然氣價格，更能保證頁巖氣開發的經濟性。

強烈建議把三桶油的產權清晰的工程服務公司，直接收繳國資委直管或者委托其他央企管理，改變老子和兒子一家人自給自足的小農經濟模式，形成三家油田工程技術服務公司，面對所有中國油氣開發公司服務的市場競爭結構，錘煉具有國際競爭力的工程技術服務公司。

開放兩桶油占據的區塊資源，突破所謂無法分層開發，油田幾十年前是我的，誰也不要想在我的地盤上鉆探頁巖氣的壟斷思維，實現常規油層和頁巖油氣層的分層、分主體開發。分層、分主體開發在國外極其常見，誰也不應該以無法實現分層、分主體開發，誤導國家管理部門。

中國有資源、有技術、有成功的開發和運營經驗，我國頁巖油氣未能爆發的原因是中國的三大油和他們的幾個與地方能投組建的合資公司的體制和資源無法與美國的眾多的獅群、狼群、野狗群相比，僅靠三大油不可能實現中國的頁巖氣革命，逐年遞增的油氣對外依存度和目前面臨的能源威脅已經證明，僅靠三大油保證中國的能源安全是導致目前能源危機的謬論。

開放頁巖油氣開發市場，既能分散國家投資壓力，又能引導投資流向回報見效快且具備戰略意義的油氣勘探開發，減少投資于規模大、回報低、回收慢的基礎設施建設，實現總理期望的“避免大水漫灌”。

正文：

中國石油70%要依賴進口，天然氣進口隨著液化天然氣（LNG）進口設施的建成，也將大幅度提高，能源安全隱患重重。

作為全球第二大經濟體，我國是石油天然氣進口大國，《BP世界能源統計年鑒2018》顯示，2017年，我國能源消費增長3.1%，仍然是世界上最大的能源消費國，占全球能源消費量的23.2%和全球能源消費增長的33.6%，我國化石能源消費增長主要由天然氣（+15%）和石油(+3.9%)引領，我國石油產量下降15.3萬桶/日，石油對外依存度上升至68%，為歷史最高值，時至今日，中國石油對外依存度已超過70%。

（數據來源：國家統計局，中國石油集團經濟技術研究院）

我國石油對外依存度逐年上升，1993年成為原油凈進口國，當年的對外依存度為6%。在隨后幾年中保持緩慢增長，一直處于小于10%的低位;隨著經濟發展，我國逐漸成為石油消費大國，1997年原油對外依存度上升到近20%，比1996年整整高了10個百分點;2004年是世界石油價格大漲的一年，也是中國石油進口再次大幅增加的一年，這一年石油進口量達12272.4萬噸，首次突破1億大關，進口依存度也比2003年提高了10個百分點，高達44%;2008年，中國原油對外依存度達到49%的“警戒線”;2009年，中國對外依存度首次突破50%，達51.3%，隨后對外依存度數值不斷創新高;2011年8月，工信部表示，2011年上半年我國原油對外依存度達55.2%，已超越美國(53.5%)。

（數據來源：國家統計局）

我國對外依存度不斷創紀錄的現實是中國能源產量的每況愈下，從2015年12月到2018年8月，中國月均產量同比增長基本都處于負值——下一個月的產量都比上一個月的少，一月不如一月，一年不如一年。在可預見的未來，我國如果不改變原油產量持續下滑的趨勢，對外依存度將持續高升。

僅近三年，我國原油對外依存度就已經從“首破60%”逼近70%大關。根據中國石油經濟技術研究院今年1月份發布的《2017年國內外油氣行業發展報告》稱，2018年，我國原油對外依存度將突破70%，能源安全問題已經不容忽視，油氣戰一旦爆發，中國將面臨重大災難：

1、受制于油氣輸出國被美國影響而限制對中國的油氣出口和運輸通道受阻的重大威脅。正如最近媒體報道的，受到美國的影響，一些國家表示不再購買伊朗原油，證明了美國對一些國家的影響力。油氣運輸通道更是美國強大軍事能力容易控制的，一旦運輸通道不暢，國內巨大的需求無法維系。非常不幸，據路透社10月5日報道，招商局能源運輸股份有限公司總經理謝春林表示，在中美貿易沖突背景下，美國對華石油供應完全停止。根據俄羅斯衛星社的報道，中國也停止向美國購買液化天然氣。

2、隨時面臨油氣生產第一大國美國推高油氣價格的威脅，一旦美國推高油氣價格，中國將付出更高的成本，威脅中國的貿易順差和綜合國力。

隨著美國成為全球最大油氣生產國，全球能源格局發生了深刻變化。一旦美國發動油氣戰，利用自身產量優勢以及全球影響力操縱油氣價格，將對中國經濟產生巨大影響，這些影響包括但不限于我國進口油氣的成本、貿易順差、外匯儲備等。以2018年為例，根據中國海關總署公布的統計數據顯示，我國8月份日均進口原油904萬桶，也就是說，假如我國進口的桶油價格每上漲1美元，每天就要多花費904萬美元。根據中國海關總署的統計數據，2018年1至8月份，我國原油進口量為29919萬噸，同比增長6.5%，原油進口金額為1518.87億美元，同比卻增長達43.1%。即使后續幾個月維持這一水平不再增長，2018年我國原油進口額也將達到2279.83億美元，按照目前匯率換算成人民幣將達15657.87億元。更何況，我國的原油進口額一直呈上升趨勢，人民幣兌美元匯率也存在波動風險，我國未來原油進口量和進口金額將繼續大幅增加，國家能源安全問題的解決刻不容緩。

美國一舉成為全球最大原油生產國

美國能源信息署(EIA)9月18日發布的最新短期能源展望報告顯示，美國8月日均原油產量達1090萬桶，自1999年2月以來首次超過俄羅斯和沙特阿拉伯成為全球最大的原油生產國。

隨著技術改善，頁巖油開采的成本不斷降低，德克薩斯州成為美國頁巖油興起的中心。更具體地說，德州二疊紀盆地成為美國原油生產的明星區域。據CNN報道，德州的原油產量有望超過伊朗或伊拉克整個國家的產量，德州最大的港口區近期出口的原油也超過了進口量。據EIA最新的鉆井生產率報告稱，8月二疊紀盆地的平均日產量為338.7萬桶，9月預計將升至342萬桶。而8月份，美國頁巖油的日產量達到743萬桶/天，9月份將貢獻752.2萬桶/天，頁巖油在總原油產量的占比進一步提高。

（數據來源：EIA）

2006年，美國原油對外依存度也曾達到過70%。但隨著美國成功的實施了能源獨立政策，從油氣凈進口國一舉轉變為天然氣出口國，并大幅減少了石油進口，原油對外依存度降到了15%以內。不但實現了能源獨立，能源更成為其對內對外強有力的政策工具。

（數據來源：EIA）（數據來源：EIA）

從頁巖氣開采技術的發明到勘探、開發投入，美國中小企業為主力軍。《華爾街日報》資深專欄作家格雷戈里·祖克曼的《頁巖革命》一書講述了幾個被認為極度投機和瘋狂的企業主，如何靠著近乎偏執的創業精神和技術創新，為美國帶來頁巖油氣開采的革命性技術。頁巖油氣開采能夠在美國率先實現商業化，依靠的不是殼牌、埃克森美孚這樣的巨頭，而是三個運營中小石油公司的企業主，他們抵抗住了股東壓力，幾乎把整個公司的利潤都壓上，卻帶來了20年來最大的能源變革。美國頁巖革命的成功則得益于強大的市場機制。目前的美國油氣行業，擁有大批具有創新能力的中小型油氣企業，擁有競爭性的油田服務及設備行業，擁有良好的能源基礎設施，擁有透明和可信賴的監管環境，地質數據公開透明，油氣資源自由定價。根據中化集團經濟技術研究中心的統計，目前美國涉及頁巖油氣生產各環節的企業超過8000家，其中7900家以上是中小企業。事實上，是眾多的美國民間油氣企業，最終保證了美國的能源安全。

由于中國三大油之外的企業無法在中國拿到油氣開發區塊，已經有上百家各類中國企業，選擇投資于美國、加拿大等國的油氣開發活動，參與保證了美國的能源安全，這是我們國家的痛。美國頁巖油氣革命的成功，功在中小企業，這其中也不乏遠渡重洋的中國國有和民營企業，比如中化石油、李嘉誠的Husky、厚樸基金、新潮能源、海默科技、美都能源、蘭德石油、青島金王、杰瑞股份等。美國能源信息署2015年的數據顯示，中國企業在美國頁巖油氣行業的總投資，占到美國頁巖油氣吸引的海外投資的20%。

中國頁巖氣勘探開發投資單一，與美國頁巖氣勘探開發投資的差距巨大，頁巖氣勘探開發規模大大落后于美國是必然的。美國充分競爭的開放的市場機制，使頁巖油行業不僅吸引了華爾街的大量投資、民間投資、也吸引了大量國外投資。頁巖油氣開采是資金密集型行業，需要持續不斷的資金注入。在2011年，頁巖產業并購案總額超過465億美元，成為華爾街投行賺錢最多的業務之一。換句話說，開放市場，吸引投資，進行市場化操作，才可能推動頁巖油氣的發展。然而，目前中國油氣上游勘探開發市場實行的是資質管理基礎上的備案制，擁有常規油氣勘探資質的主要是中國石油、中國石化、中國海油和陜西延長石油(集團)公司4家國有石油公司，而中海油基本沒有介入中國的頁巖氣開發。其他幾家頁巖氣所在區域的地方國有公司，只能通過與這4家公司合作的方式獲得油氣勘探開發權。2011年12月，國土資源部出臺30號公告，批準頁巖氣為新的獨立礦種。2012年，第二輪頁巖氣礦權開始公開招標，創新了油氣礦權的轉讓形式。直到2015年7月，才經國務院同意，國土資源部在新疆6個油氣勘查區塊實行油氣勘查開采招標試點工作，包括國有石油企業、地方能源公司、民營石油化工相關企業在內的13家企業參與競標。但后續改革陷入停滯，民營企業處于長期的期待和觀望中。全國利于勘探開發的地區幾乎全部被三大油瓜分而固定化。正如前文所述，美國涉足頁巖油氣生產各環節的企業超過8000家，而根據國內媒體統計，我國參與國內頁巖油氣開發的企業只有不到20家。土地、資源被固化，又無法調動社會資金支持，必然無法形成頁巖油氣的大規模商業化的開采。我國頁巖氣開發投入主體是以三大油自主投入為主，投資來源單一，投資資源受限，投資達不到美國頁巖氣勘探開發投資額的10%，目前中國勘探開發規模大大落后于美國是必然的。

（數據來源：Energy Policy Forum，Zion Research）中國頁巖氣儲量世界第一，國內外公認

頁巖油氣開發技術已為中國公司掌握，早已不存在技術瓶頸，頁巖氣開發的經濟性也得到印證。美國頁巖油氣的開發依靠的是水平鉆井和水力壓裂兩大技術。中國水平鉆井和分段壓裂兩大技術系列僅次于美國，整體上居于國際先進水平，杰瑞生產的壓裂設備、連續油管，采油樹、壓裂樹等井口設備早已成功應用于包含美國在內的所有頁巖油氣開發過程。國內中石油、中石化以及部分民營油服公司也早已在國內頁巖區塊上成功實施水平鉆井和分段壓裂，積累了豐富的經驗。2016年1月，四川長寧—威遠國家級頁巖氣產業示范區的頁巖氣日產量超既定目標，標志著中石油首個國家級頁巖氣示范區建成。中石油與四川能源投資集團等成立的國內首家企地合資的頁巖氣勘探開發公司——四川長寧天然氣開發有限責任公司，在2016年實現稅后凈利潤近3.5億元，全部投產井的內部收益率達到13.86%。截至2016年底，中石油長寧—威遠、昭通兩個國家級頁巖氣示范區已建成配套產能30億立方米，2016年產量超過28億立方米。中石化方面，截至2018年9月11日，涪陵頁巖氣今年銷量超過40億立方米，較集團公司下達計劃指標多1376萬立方米。8月，涪陵頁巖氣田產氣量創今年以來月度最高水平，平均日產量達到1640萬立方米。中石油、中石化在美國頁巖氣爆發的十年間，也在中國實現了頁巖油氣開發的突破，卻無法推動頁巖氣的革命，無法促使頁巖氣在中國的真正爆發。

中國頁巖氣開采的成本必然高的論斷并不準確。由于中國頁巖氣儲層埋藏深、斷層多、且大多在山區，中國頁巖氣勘探開發的成本比美國高是必然的，這是兩大油普遍的說法。的確，上述不利條件帶來成本的提高是事實。但中國也有比美國更有利于降低成本的條件，比如：中國的油氣資源是國家免費登記的，而美國需要從地主手里買;中國有頁巖氣開發補貼;中國石油從業者的收入遠低于美國;中國的油氣設備、設施相對比美國更便宜等。到底是否必然會比美國勘探開發成本高，需要深入比較和論證。可以肯定的是中石油、中石化的體制會導致頁巖氣開發成本高，舉一個沒有爭議的例子，中石油、中石化的某位員工如果天天不干事，也沒有人會開除他，他的收入也和干事的人差不了多少，更不要提前幾年一位石油界專家所說的中石油的人均效能是殼牌的十二分之一的說法。

中國天然氣價格遠高于美國，更能保證頁巖氣開發的經濟性。2017年9月起，全國各地執行新發布的非居民用天然氣基準門站價格，均價為1.71元/立方米，換算為熱值如下表：

（數據來源：國家發改委）（數據來源：EIA）

由上圖對比可知，2017年我國的平均氣價是美國的近3倍，而2018年美國氣價持續走低，我國氣價卻在飆升。處于高位的氣價一方面增加了國內企業的工業成本，但另一方面也為國內常規和非常規天然氣開發提供了廣闊的利潤空間。

鼓勵投資于頁巖油氣勘探開發，符合總理所講的選擇性投資，是避免大水漫灌的重要選擇。頁巖油氣勘探開發投資會實實在在更加顯而易見的帶來投資回報，威遠、焦石壩部分開發井的投入一年就能收回，經濟性已經得到了驗證。根據中石油西南油氣田的數據，其全部投產井內部收益率10.75%，各區塊均高于行業基準值，其中長寧區塊的內部收益率已經達到17.61%。開放頁巖氣勘探開發投資許可，引入各種類型的投資，促使在中國實現頁巖油氣的革命，是優于投資基礎設施拉動經濟增長的更好選擇。

如何實現中國能源的真正安全?開放市場、鼓勵競爭是實現能源獨立的不二選擇。

鼓勵民營企業和三大油之外的國企進入油氣開發領域。繼續加大力度開放油氣開發許可，鼓勵投資頁巖油氣，實現國有、民間、基金都來投資頁巖氣的局面，分散國家投資壓力。

開放兩桶油占據的區塊資源，突破所謂無法分層開發，油田幾十年前是我的，誰也不要想在我的地盤上鉆探頁巖氣的壟斷思維，實現常規油層和頁巖油氣層的分層、分主體開發，分層、分主體開發在國外及其常見，誰也不應該以無法實現分層、分主體開發，誤導國家管理部門。開放三大油的工程服務市場和裝備制造市場。中石油的一把火燒了四臺半內部企業制造的問題壓裂車，即使如此中石油照樣不開放壓裂車采購市場，這種犧牲國家利益的壟斷和保護，同樣也損害內部企業自身的利益。

把產權清晰的三大油的工程技術服務公司，劃歸國資委直接管理或者其他央企管理，形成工程技術服務公司，培育圍繞不同油氣開發公司的服務競爭，提高服務質量，降低工程成本。中國的油氣工程技術服務公司中，除了“走出去”參與到國際競爭中的之外，其他沒有參與到國際競爭中的公司的國際地位大都屬于三流。很可惜想當年中石油、中石化沒有堅持沿著朱镕基總理推動的石油內部勘探開發公司和工程技術服務公司分離的正確道路走下去，2004年國內勘探開發公司和工程技術服務公司的合并，澆滅了工程技術公司剛剛培育的朝氣和活力。強烈建議把三桶油的產權清晰的工程服務公司，直接收繳國資委直管或者委托其他央企管理。這些工程公司都已經上市，產權不存在不清，這些服務公司劃出三桶油，會改變老子和兒子一家人自給自足的小農經濟模式，形成三家油田工程技術服務公司，面對所有中國油氣開發公司服務的市場競爭結構，錘煉具有國際競爭力的工程技術服務公司。民營工程技術企業正在國際油服市場上殺出一條血路。中國鉆井公司中的中曼石油、海隆石油在伊拉克等國家展示了中國公司的效率。杰瑞能服、安東石油在中東和俄羅斯展示了油田完井、連管作業和水力壓裂的綜合能力。惠博普和杰瑞工程的國際EPC競爭能力也在國外得到了證明。

開放市場不會引起國企人員的大規模不穩定

如上所述，中國有資源、有技術、有成功的開發和運營經驗，我國頁巖油氣未能爆發的原因是中國的三大油和他們的幾個與地方能投組建的合資公司的體制和資源無法與美國的眾多的獅群、狼群、野狗群相比，僅靠三大油不可能實現中國的頁巖氣革命，逐年遞增的油氣對外依存度和目前面臨的能源威脅已經證明，僅靠三大油保證中國的能源安全是導致目前能源危機的謬論。尤為重要的是開放頁巖油氣開發市場，既能分散國家投資壓力，又能引導投資流向回報見效快且具備戰略意義的油氣勘探開發，減少投資于規模大、回報低、回收慢的基礎設施建設，實現總理期望的“避免大水漫灌”。

開放市場、鼓勵競爭、百舸爭流，是實現我國能源安全的不二選擇，不要使中國企業遠渡重洋，去保證美國的能源安全。正如中國科學院院士、中石化石油勘探開發研究院院長金之鈞所言：“要想大規模開發頁巖氣，當務之急是建立多種投資主體的合作開發機制，借助油氣體制改革，國企、民企、外資能夠聯合進入，這才是最關鍵的。”

2013年中石化石油工程機械第四機械廠招聘

 

 

第四石油機械廠是一家專業的石油鉆采裝備制造企業，1941年始建于，1970年參加江漢油田會戰，南下荊州，70年代曾制造出我國第一代6噸、12噸柴油車;上世紀80年代轉產石油裝備，通過“技貿結合”引進美國7項先進技術，試制出國產首臺修井機、自動混漿水泥車和首套大功率壓裂機組;90年代，成立中美合資公司，實現與石油裝備研發國際先進水平的對接;進入新世紀，工廠深入實施“引智借腦”工程，通過核心技術升級換代、與國際合作開展創新研究，形成了具備自主知識產權的固井壓裂設備、海洋石油設備等五大類16個系列200多個品種的產品系列。

經過70多年的探索和實踐，工廠已形成了包括政府特貼、省部級專家在內總量近千人的專業技術人才隊伍;創新發展了許多先進的石油裝備制造理論、技術和工藝。承擔省部級以上重大專項20項，其中1項國家863項目和1項國家重大專項，取得70余項科技成果，掌握了“鉆機快移快裝技術”、“海洋裝備模塊化設計技術”、“低溫材料和制造技術”、“自動混漿固井技術”、“高效環保修井技術”、“柱塞泵設計制造技術”和“大型壓裂機組成套技術”等30多項核心技術。工廠獲實驗室認可、省級“工程技術研究中心”認定,先后榮膺“全國五一勞動獎狀” 、省文明單位、“中國石化先進集體”等多項殊榮。

第四石油機械廠博士后科研工作站成立于2010年12月，2011年7月舉辦博士后科研工作站授牌暨國家“重大專項技術裝備”項目啟動儀式。目前在站1人。

 

一、博士后招收對象

1. 在國內外已獲得或即將獲得博士學位;

2.品學皆優，身體健康，年齡在40歲以下，能集中精力在本站從事博士后研究工作;

3.已經出站，符合上述條件，有意繼續做二站博士后的人員。

 

二、專業范圍

博士后科研項目重點是石油工程裝備及工具研發制造，既有國家科技重大專項子課題，也有省部級重點科技攻關項目，博士研究生可以根據研究領域和研究方向進行選擇，并歡迎實地考察、結合課題。專業范圍主要包括：海洋工程、材料工程、機械電子工程、焊接工程以及相近專業等。

 

三、招收程序與方法

1、報名：凡符合招收條件和專業要求，愿意從事博士后研究工作的人員均可報名。報名時應提交下列材料：

(1)博士后申請表(可從第四石油機械廠網站下載填寫);

(2)擬研究課題名稱、方向和思路(3000-5000字);

(3)博士學位證書復印件或博士論文答辯通過證明材料;

(4)博士論文或論文初稿、兩篇學術研究代表作;

(5)由其它博士后科研流動站(工作站)出站的博士后研究人員須提供相關證明材料;

(6)身份證、結婚證、獨生子女證及戶口本(卡)復印件;

(7)個人近期2寸免冠照片2張;

以上報名材料，恕不退還。

2、資格審查：我站將對申請人進行資格審查，并將審查結果及時反饋給申請人。

3、面試：對通過資格審查人員進行面試，并及時將面試結果通知被面試人員。

4、課題結合：根據面試合格人員的意愿和專業特點，介紹與我站相應專業的單位進行課題結合，符合相應條件的將作為入站人選并確立研究課題。

5、開題：在進行充分調研基礎上，按照要求，編寫開題報告，進行開題論證。

6、正式進站：通過開題后，按照國家規定，正式辦理進站手續，簽訂工作協議，落實博士后待遇。

 

四、在站待遇

辦理正式進站手續后，我站將落實相應的工作和生活待遇。博士后薪酬實行特薪制，包括基本薪酬和績效薪酬兩部分，基本薪酬為5000元/月，績效薪酬為36000元/年，合計9.6萬元/年;對技術上取得重大突破或解決了關鍵技術難題，取得重大經濟效益或社會效益的，按廠有關規定另行獎勵。

 

五、聯系方式

聯系電話：0716-8429185(兼傳真)0716-8429177

電子郵箱：zhangy.jhyt @sinopec.買粉絲

第四石油機械廠網站： 買粉絲://買粉絲.sjpetro.買粉絲

通信地址：湖北省荊州市荊州區四機路1號

郵政編碼：434024

第四石油機械廠博士后科研工作站真誠歡迎有志于發展我國石油裝備制造的人士加入我們這個團隊。

第四石油機械廠博士后科研工作站

2013年3月

附： 2013年度第四石油機械廠博士后研究參考課題

1、高壓流體非金屬密封件可靠性研究

2、高壓流體金屬密封原理及可靠性研究

3、金屬管材內腔防腐技術研究

4、新型固液混合方式研究

5、消除焊接應力的新工藝方法研究

6、非放射性密度實時測量研究

7、連續油管在線檢測系統研究

8、鉆機結構件振動分析及結構優化研究

 

中國煤層氣產業發展現狀與技術對策

王一兵1 楊焦生1 王金友2 周元剛2 鮑清英1

基金項目:國家973項目(2009CB219607)、國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”課題33,43(2011ZX05033-001〃,2011ZX05043)。

作者介紹:王一兵,男,1966年6月生,2008年獲中國地質大學(北京)博士學位,高級工程師,多年從事煤層氣勘探開發綜合研究工作。E-mail:wybmcq69@petro買粉絲.買粉絲.買粉絲

(1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院 廊坊 065007;2.中國石油渤海鉆探公司第二錄井公司 天津 300457)

摘要:本文通過分析我國煤層氣發展歷程和現狀,總結了我國從上世紀80年代以來煤層氣發展經歷了“前期評價、勘探選區、開發試驗、規模開發”四個階段。在分析我國煤層氣地質條件基礎上,認為已發現的煤層氣田(富集區)煤層普遍演化程度高、滲透率低;總結了適合我國復雜地質條件的煤層氣配套開發技術,包括鉆井完井、儲層保護、水力壓裂、排采控制等,并分析了各種技術的應用效果,認為我國1000m以淺中高煤階煤層氣開發技術基本成熟。在此基礎上預測了我國提高煤層氣開發效果的技術發展方向。

關鍵詞:煤層氣 開發技術 壓裂 排采

The Development Status and Technical Countermeasures of China CBM Instry

WANG Yibing1 YANG Jiaosheng1 WANG Jinyou2 ZHOU Yuangang2 BAO Qingying1

(1. Langfang Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang 065007, China; 2.The se買粉絲nd logging 買粉絲pany of bohai drilling and exploration 買粉絲pany, Petro買粉絲, Tianjin 300457, China)

Abstract: Through analyzing CBM development history and present situation in China, this article have sum- marized the four stages in CBM development from the 1980's,which can be called “earlier period's appraisal,ex- plores and region optimization,development experiments,scale development”.Based on the analysis of the geolog- ical 買粉絲nditions , it is revealed that CBM fields founded already are 買粉絲monly characterized with high evolution de- gree, low permeability. Simultaneously, the 買粉絲rollary CBM development technologies suitable for China's 買粉絲plex geological 買粉絲nditions are summarized, including drilling/買粉絲pletion,買粉絲al-bed protection,hydraulic fracturing and dewatering 買粉絲ntrol, also all technologies' application effect are evaluated. In general, it can be believed that the CBM development technologies in middle and high rank 買粉絲al-bed shallower than 1000 m have been basically ma- tured. Finally, the direction of development technologies is forecasted.

Keywords: CBM; development technologies; hydraulic fracturing; dewatering

我國煤層氣資源豐富,預測2000m以淺煤層氣資源量36.8萬億m3(國土資源部,2006),可采資源量約11萬億m3,僅次于俄羅斯和加拿大,超過美國,居世界第三位。規模開發國內豐富的煤層氣資源,可在一定程度上減輕我國對進口石油天然氣的依賴,同時對實現我國能源戰略接替和可持續發展、降低煤礦瓦斯含量和瓦斯排放、減少煤礦瓦斯災害、保護大氣環境具有重要意義。

1 煤層氣規模開發已經起步,初步具備產業雛形

自上世紀80年代后期以來,國內石油、煤炭、地礦系統的企業和科研單位,以及一些外國公司,對全國30多個含煤區進行了勘探、開發和技術試驗,在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣韓城、大寧—吉縣、柳林—興縣地區、安徽淮北煤田、遼寧阜新煤田等試驗井都獲得了較高的產氣量。截至2010年底,全國已累計探明煤層氣地質儲量3311億m3,并針對不同煤階的煤層氣特點,掌握了實驗室分析化驗和地質評價技術,直井/叢式井鉆井完井、多分支水平井鉆井技術,空氣/泡沫鉆井及水平井注氣保壓欠平衡儲層保護技術,注入/壓降試井技術,壓裂增產和排采等技術系列,在沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣、寧武盆地南部、阜新煤田、鐵法煤田、淮南淮北等地分別獲得了具有經濟價值的穩定氣流,為規模開發準備了可靠的資源、技術條件。

近年國內天然氣市場的快速發展,天然氣基礎管網逐步完善,煤層氣開發迎來前所未有的機遇。特別是2007年政府出臺了煤層氣開發補貼政策,極大地調動了相關企業投資煤層氣產業的積極性,促進了煤層氣產業的快速發展,近年全國煤層氣開發井由不足百口增加到5240余口(含水平井約100口),建成煤層氣產能約30億m3/年,年產氣量超過15億m3(圖1),形成沁南、鄂東2大煤層氣區為重點的產業格局。預測到“十二五”期間,全國地面鉆井開發的煤層氣產量可以達到100億m3以上。

我國煤層氣發展,主要經歷了四個發展階段(圖2)。

圖1 中國歷年煤層氣開發井數與產量圖

圖2 中國煤層氣發展階段劃分

80年代前期評價階段:在全國30多個煤層氣目標區開展了前期地質評價研究;

1992~2000年勘探選區階段:在江西豐城、湖南冷水江、山西柳林、晉城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陜西韓城等地鉆探煤層氣井,柳林、晉城、阜新開展小井組試驗;

2000~2005年開發試驗階段:在山西沁水、陜西韓城、遼寧阜新開展了開發先導試驗工作;

2006年至今規模開發階段:沁水煤層氣田、鄂東煤層氣田韓城區塊、柳林區塊、遼寧阜新、鐵法等地煤層氣地面開發初步形成規模并進入商業開發階段,特別是2007年國家出臺采政補貼政策,每生產1方煤層氣國家補貼0.2元,極大地調動了生產企業的積極性,紛紛加大投入,煤層氣產業進入快速發展階段。2010年全國煤層氣產量達到15億方。

2 煤層氣開發技術現狀

在多年的勘探開發實踐中,針對我國煤層氣地質特點,逐步探索出適合我國配套工藝技術,如鉆井完井、地面建設、集輸處理等,形成了以中國石油、中聯煤層氣、晉煤集團等大型國有煤業集團、有實力的大型國際能源公司為代表的煤層氣開發實體,以及煤層氣鉆井完井、地面建設、壓縮運輸等煤層氣技術服務隊伍,總體已經具備1000m以淺煤層氣資源開發和產業化發展的條件。

不同演化程度的煤層煤巖性質不同,主要表現在煤巖的壓實程度、機械強度、吸附能力等方面,其含氣性、滲透性、井壁穩定性有很大差別(王一兵等,2006),因此不同煤階的煤層氣資源要求采用相應的技術手段來開發。經過多年的探索與發展,國內已初步形成針對不同地質條件和煤巖演化程度的煤層氣開發鉆井完井、壓裂改造、排采技術系列。

2.1 鉆井完井技術

2.1.1 中低煤階高滲區空氣鉆井裸眼/洞穴完井開采煤層氣技術

國內低煤階區煤層滲透率一般大于10mD,中煤階高滲區煤層滲透率也能大于5mD,對于此類高滲煤層的煤層氣開采,一般不需壓裂改造(低煤階煤層機械強度低,壓裂易形成大量煤粉堵塞割理),可對煤層段裸眼下篩管完井或采用洞穴完井方式,根據煤層在應力發生變化時易坍塌的特點造洞穴,擴大煤層裸露面積,提高單井產量;鉆井施工時采用空氣/泡沫鉆井,既可提高鉆速,又可有效減小煤層污染。

裸眼洞穴完井在國外如美國圣胡安盆地、粉河盆地的一些煤層氣田開發中應用取得了良好效果(趙慶波等,1997,1999),特別是在高滲、超壓的煤層氣田開發中得到很好的應用效果。

常采用的井身結構有兩種:

(1)造洞穴后不下套管,適用于穩定性較好的煤儲層,是目前普遍采用的井身結構;

(2)造洞穴后下入篩管,可適用于穩定性較差的儲層。

這一技術在國內鄂爾多斯盆地東緣中煤階、湖南冷水江、新疆準噶爾南部進行試驗,效果都不理想,需要進一步探索、完善。

2.1.2 中高煤階中滲區大井組直井壓裂開采煤層氣技術

中高煤階中滲區煤層滲透率一般0.5~5mD,采用套管射孔加砂壓裂提高單井產量效果最明顯。其技術關鍵在于鉆大井組壓裂后長期、連續抽排,實現大面積降壓后,煤層吸附的甲烷氣大量解吸而產氣。這一技術在國內應用最廣泛,技術最成熟。沁水盆地南部、鄂爾多斯東緣韓城、三交、柳林地區,遼寧阜新含煤區劉家區塊等大多數深度小于1000m的煤層氣井采用這一技術效果好,多數井獲得了單井日產2000~10000m3/d的穩定氣流,數百口井已穩產5~10年。

2.1.3 中高煤階低滲區多分支水平井開采煤層氣技術

該技術主要適用于機械強度高、井壁穩定的中高煤階含煤區,通過鉆多分支井增加煤層裸露面積,溝通天然割理、裂隙,提高單井產量和采收率,效果相當顯著。同時,對于低滲(3,最高日產可達到10萬m3,比直井壓裂方法單井產量提高4~10倍。

2.2 儲層保護技術

2.2.1 煤層氣空氣鉆井技術

主要有空氣鉆井和泡沫鉆井技術,主要優點是可實現欠平衡鉆井,煤層損害小、鉆速快、鉆井周期短,綜合鉆井成本低。但空氣/泡沫鉆井也存在局限性,并不是任何地層都適用。由于空氣/泡沫不能攜帶保持井眼穩定的添加劑,所以不能直接用空氣鉆穿不穩定地層。當鉆遇含水層時,巖屑及更細的粉塵會變為段塞。由于液體在環空中出現,會潤濕水敏性頁巖,這會導致井塌而卡鉆。而且濕巖屑會粘附在一起,在鉆桿外壁上形成泥餅環,不能被空氣從環空中帶上來,當填充環空時,阻止了空氣流動并產生卡鉆。而且隨著這些間歇的空氣大段塞沿著井眼向上運移,它們會堵塞地面設備并且對井壁產生不穩定性效應。因此,空氣鉆井的關鍵在于保持井壁的穩定性。

2.2.2 水平井注氣保壓欠平衡保護技術

多分支水平井主井眼與洞穴井連通后,在水平井眼鉆進過程中,在洞穴直井下入油管,洞穴之上下入封隔器,然后通過油管向洞穴直井注氣,從水平井環空排氣的鉆井液充氣方式,保持水平井眼環空壓力,保證井眼穩定性(圖3)。

圖3 欠平衡鉆井剖面示意圖

空氣壓縮機將空氣從直井注入,壓縮空氣、煤屑與清水鉆井液在高速上返過程中充分混合,形成氣、液、固相三相環空流動。原則上返出混合流體經旋轉頭側流口進入液氣分離器進行分離,混合液流從液體出口流入振動篩,氣體夾雜煤粉從氣流管線進入燃燒管線排放。在燃燒管線出口處,有大排量風機,將排出的氣體盡快吹散。

如果三相分離器分離返出混合流體不明顯,液體為霧狀水滴時將分離器液流管線關閉,從分離器底部沉砂口進行煤屑和廢水的收集和處理,氣體夾雜煤粉從氣體管線進入燃燒管線排放。如果分離器處理能力有限或燃燒管線堵塞,可臨時使用節流管線應急排放混合物。在施工過程中要求地面管線暢通,各種閥門靈活可靠。

2.3 煤層氣井水力壓裂工藝技術

2.3.1 針對煤儲層特征的壓裂液

壓裂液是煤層水力壓裂改造的關鍵性環節,其主要作用是在目的層張開裂縫并沿裂縫輸送支撐劑,因此著重考慮流體的粘度性質,不僅在裂縫的起裂時,具有較高的粘度,而且在壓裂流體返排時具快速降低的性能。然而,成功的水力壓裂改造技術還要求流體具有其他的性質。除了在裂縫中具有合適的粘度外,在泵送時還應具有低的摩擦阻力,能很好地控制流體濾失,快速破膠,施工結束后迅速返排出來等性能,同時應在經濟上可行。

壓裂液選擇的基本依據是:對煤層氣藏的適應性強,減少壓裂液對儲層的傷害;滿足壓裂工藝的要求,達到盡可能高的支撐裂縫導流能力。根據目前煤層氣井儲層的特點,壓裂液研究應著重考慮以下幾個方面:

儲層溫度25~50℃,井深300~1000m,屬低溫淺井范疇。因此,要求壓裂液易于低溫破膠返排,滿足低溫壓裂液體系的要求,并且也考慮壓裂液的降摩阻問題;煤層氣屬于低孔隙度、低滲特低滲透率儲層,要求壓裂液具有好的助排能力,并且壓裂液徹底破膠;儲層粘土礦物含量小,水敏弱,水化膨脹不是壓裂液的主要問題,但儲層低滲、低孔、壓裂液的破膠返排、降低壓裂液的潛在二次傷害是主要問題;要求壓裂液濾失低,提高壓裂液效率。

為了滿足煤層壓裂大排量、高砂比的施工要求,壓裂液在一定溫度下要具有良好的耐溫、耐剪切性能,以滿足造縫和攜砂的要求;同時提高壓裂液效率,控制濾失量。考慮較低的摩阻壓力損耗,要求壓裂液具有合適的交聯時間,以保證盡可能低的施工泵壓和較大的施工排量;采用適當的破膠劑類型及施工方案,在不影響壓裂液造縫和攜砂能力的條件下,滿足壓后快速破膠返排的需要,以降低壓裂液對儲層和支撐裂縫的傷害;要求壓裂液具有較低的表面張力,破乳性能好,有利于壓裂液返排;壓裂液在現場應具有可操作性強、使用簡便、經濟有效、施工安全、滿足環保等要求。

2.3.2 煤層壓裂方案優化

針對一個區塊的壓裂方案,優化研究的總體思路是:在目標區塊壓裂地質特點分析的基礎上,針對該區塊主要的地質特點進行各工藝參數的優化研究。首先針對目標區塊的物性特征確定優化的縫長和導流能力,然后逐一優化各施工參數,包括排量、規模、砂比、前置液百分數等,并且研究提出一系列協助實現優化縫長和導流能力,并保證支撐剖面盡可能實現最優的配套技術措施。

壓裂施工參數的優化是指以優化縫長和導流能力為目標函數,通過三維壓裂分析與設計軟件,優化壓裂施工參數。

前置液量決定了在支撐劑達到端部前可以獲得多少裂縫的穿透深度。合理的前置液量是優化設計的基礎和保證施工成功的前提。前置液用量的設計目標有兩個:一是造出足夠的縫長,二是造出足夠寬度的裂縫,保證支撐劑能夠進入,并保證足夠的支撐寬度,滿足地層對導流能力的需求。

排量的優化對壓裂設計至關重要。研究試驗發現,變排量施工可以對實現預期的縫長和裂縫高度有很好的控制。另一個重要作用是抑制多裂縫的產生,減少近井摩阻,有最新文獻資料表明,通過先進的裂縫實時監測工具的反應,當排量超過一定值時,多裂縫的條數與排量呈正比關系。煤層易產生多裂縫的儲層尤其應該嘗試采取該項技術。

加砂規模優化包括平均砂液比的優化和加砂程序優化。平均砂液比的優化從施工安全角度,即從濾失系數和近井筒摩阻兩個方面考慮,借鑒國內外施工經驗,在煤層可能的濾失系數范圍內,平均砂比20%~25%施工風險低。加砂程序優化必須將壓裂設計研究中所有考慮因素和技術細節充分地體現出來。第一段砂液量的設計至關重要。如起步砂液比過高(或混砂車砂液比計量有誤差),因開始加砂時可能造縫寬度不足,或起步砂液量過早濾失脫砂,會造成早期砂堵或中后期砂堵的后果;反之,如起步砂液比過低,可能造成停泵后第一批支撐劑還未脫砂,使停泵后裂縫仍有繼續延伸的可能,使裂縫的支撐剖面更不合理。同時,濾失傷害也會增大。因此,起步砂液比的設計很重要。而從施工安全角度考慮,一般的做法是讓第一段支撐劑進入裂縫后先觀察一段時間,如壓力無異常情況,再考慮提高階段砂液比。

2.4 煤層氣井抽排采氣技術

煤層氣以吸附狀態為主,煤層氣的產出機理主要包括脫附、擴散、滲流三個階段(趙慶波等,2001),煤層氣井產氣需要解決的關鍵問題是:

(1)降低煤層壓力至臨界解吸壓力以下;

(2)保持煤層水力裂縫及天然割理系統內不至于壓力下降過快、過低而致使其滲透率急劇下降;

(3)有一定長的降壓時間。

因此,煤層氣采氣工程應結合不同煤巖特性和室內研究工作,合理確定排采設備,控制動態參數,發揮煤層產氣能力,同時在排采中要控制煤粉產生,減少煤儲層應力敏感性對滲透性的不利影響。

煤層氣井開采中煤粉遷移是普遍存在的現象。為了減少煤粉遷移對排采的影響,排采初期應保持液面緩慢穩定下降,生產階段應避免液面的突然升降和井底壓力激動,控制煤粉爆發,使之均勻產出并保持流動狀態,防止堵塞煤層滲流通道和排采管柱。

煤層具有較強的塑性變形能力,應力敏感性強,在強抽排條件下會引起滲透性下降。為了促使煤層氣井的高效排采(李安啟等,1999),應保證煤層內流體壓力持續穩定下降,避免由于下降過快導致煤層割理和裂縫閉合引起煤層滲透性的急劇下降。不同煤層具不同的敏感性,需通過實驗和模擬確定最佳的降液速率。如:數值模擬確定晉試7井解吸壓力以上每天降液速度不超過30m,解吸壓力以下每天降液速度不超過10m;井底流壓不低于1MPa。一般控制降液速度每天不超過10m,越接近煤層,降液速度越慢,當液面降至煤層以上20~30m時,穩定液面排采,進入穩定產氣階段后根據實際情況再適當降低液面深度。

3 煤層氣開發技術發展趨勢

與美國、加拿大、澳大利亞等煤層氣工業發展較快的國家相比,我國煤層氣地質條件復雜,主要表現在成煤期早、成煤期多,大部分煤田都經歷多期次構造運動,煤層生氣、運移、保存和成藏規律都很復雜。多年的勘探開發試驗證實,煤層氣富集區分布、高滲區分布都具有很強的不均一性,多數煤層氣富集區滲透率都很低,導致大多數探井試采效果差,勘探成功率低。針對國內煤層氣特點,提高我國煤層氣開采效率的煤層氣開發技術研究應包括以下幾個方向。

3.1 高豐度煤層氣富集區地質評價技術

高豐度煤層氣富集區預測一般是通過地質學、沉積學、構造動力學、地球物理學、地下水動力學、地球化學等多學科聯合研究,結合地震處理與解釋方法,尋找煤層發育、蓋層穩定、成煤期、生氣期與構造運動期次相匹配的適合煤層氣聚集的煤層氣富集區。隨著各地區勘探程度和地質認識程度的提高,一些開發區塊或即將進入開發的區塊,通過二維、三維地震儲層反演與屬性提取方法,在煤層氣富集區預測孔隙、裂縫發育的高滲區,優化開發井網和井位部署,可有效指導煤層氣高效開發。

3.2 提高煤層氣開采效率的技術基礎研究

以高豐度煤層氣富集區為主要研究對象,以煤層氣富集區形成機理和分布規律、開采過程中煤層氣儲層變化、流體相態轉換、滲流和理論相應為重點研究內容,通過化學動力學、滲流力學等多學科聯合與交叉研究,宏觀研究與微觀研究相結合,開展系統的野外工作、測試分析和理論研究。以煤層氣井底壓力響應為主要研究對象,利用多井試井技術和數值模擬技術,從靜態和動態兩個方面開展煤層氣開發井間干擾機理與開發方式優選研究。研究適合我國地質條件的提高煤層氣開采效率的儲層改造基礎理論,將有效指導煤層氣開發技術的進步。

3.3 煤層氣低成本高效鉆井技術研究

針對當前300~1000m深度為主的煤層氣資源,開展空氣鉆井技術攻關,發展車載輕型空氣鉆機。采用巖心實驗、理論分析與生產動態分析相結合的方法,總結以往煤層氣鉆井設計方法和施工工藝,跟蹤國內外多分支水平井、U型井、小井眼短半徑水力噴射鉆井、連續油管鉆井等先進鉆井技術,分析增產效果,優選適用技術。同時,還要考慮超過1000m深度的煤層氣資源的開發技術。

3.4 煤層高效改造技術研究

通過煤層及頂底板力學實驗與壓裂液配伍性實驗數據,分析煤層傷害的主要機理,研發出適合不同地質條件下煤層壓裂的新型壓裂液體系。結合典型含煤盆地煤層的地質特點,探索適合煤層氣壓裂改造的工藝技術。

參考文獻

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