八大储运专业热点难题

1. 混输管道流动规律研究

① 天然气凝析液流动研究

20世纪80年代末期，将相态模型引入天然气/凝析液混输管路的工艺计算中，从此相态模型成为气体/凝析液混输管路稳态、瞬态模拟的必备模型。在90年代瞬态模拟计算取得重大进展，但模型和算法仍有很大的改进空间。

② 油水两相流动研究

是世界主要能源之一，世界上估算的资源量为9000×108ｔ，相当于稀油资源的2.5倍。我国也有丰富的资源，约居世界第四位。对于和水两相流的研究，国内外的学者们一直在不间断地进行。然而，由于涉及的问题多，目前主要是围绕流型检测、流型及其转换机理和压降预测等方面开展研究。

③ 油气水多相流动研究

20世纪70年代已开始了对油气水多相流的研究，90年代以来研究更加深入，试验研究已经取得了相当的进展，但仅在水平管道流型及压降计算研究方面取得了初步的成果。由于油气水三相流的流型比两相流复杂得多，出现了不少新的流型。学者们对流型的研究结果存在一定的有分歧的。对于压降计算，目前尚未建立出公认的三相流压降的计算方法。

2.多相计量技术

80年代末，随着北海、墨西哥湾大型油田的发现和相继开发，多相计量装置的开发研制取得了较大的进展。多相流计量基本上可

以分为混合均质多相计量和直接在线计量。Mobil、Atlantic、Euromatic、BakerCAC、Texaco、英国ＢＰ等公司的多相流量计，以及挪威和美国合作开发的ＬＰ多相流量计、挪威Framo公司的MPFM和MPFM-1900多相流量计、KOS公司的MCF多相流量计、AEA公司的非插入式多相流量计等都已在各国海上和陆上油气田得到应用。

3.多相混输泵研究

在油气水多相混输泵方面，国外已研制出了近10种不同类型的多相泵。按照使用场合的不同，分为陆上多相泵和水下多相泵；按照工作原理的不同，又可以分为旋转动力式多相泵和容积式多相泵。由于多相流动的复杂性，以及泵对流态和含气率的强依赖性，使泵的使用范围受到了很大地限制。

4.结蜡防治

海洋油气开发逐步走向深海。深海油气田的海水温度低、管中静水压力很高，在那里经常遇到水合物生成和堵塞问题。如果天然气凝析液中含有高碳分子，管壁就会出现结蜡现象。过冷和更高的压力对水合物和蜡沉积的控制提出了更高的要求。

5.如何抑制或防止气体水合物的生成一直是油气生产和运输部门关注的问题。目前普遍采用的抑制方法是注入热力学抑制剂，如甲醇、乙二醇等。近年来水合物动力学抑制剂的开发和应用发展很快。

6.富气密相管道输送技术

天然气采用富气（即含有较多乙烷以上烃类的天然气）高压密相管道输送技术，是在高压管道中甲烷与其所携带的乙烷、丙烷等处于密相状态，一起输送。比传统的天然气管道输送技术，该技术用更少的压气站、更小的管径输送更多的烃类，大大提高输送效率，降低能耗，代表当今天然气输送的最高水平。我国需要研究确定密相输送的工艺技术条件及工艺计算方法、研究高压密相管道所需高强度（X80以上）管材及输送设备的技术条件、优化运行管理技术等。

7.#blogoil#长距离管道输送技术

随着对#blogoil#开采的日趋重视，长距离管道输送的技术需求更为迫切。（尤其超）粘度高，有的加热到90℃，粘度仍有104mPa.s以上，根本无法管道输送。加热输送不可行（加热站大多），掺轻质油很不经济。目前在较短距离（几十公里km）、粘度不太高的#blogoil#用掺活性水降粘可实现管输，但存在污水处理问题。因此需要寻求更经济有效的技术途径，例如，应用集肤效应管输、假如高效降粘剂、以某种形态的天然气掺加降粘管输，或在油田就地进行改质达到管输条件等新型工艺技术。

8.多种油品或原油顺序输送工艺及配套技术。多种油品顺序输送是当今国外管道输送技术发展趋势，即用一根管道采用分批交替或顺序输送不同种类的油品，即可交替输送汽油、煤油、柴油等不同的成品油，也可交替输送各种原油、成品油和各种化工产品，从而大大提高管道利用率。目前需要攻关解决输送工艺条件、采

用的工艺设备、尤其是批量隔离、跟踪方式、截面的精确测量和在线检测等关键技术以及相应的计算机控制管理系统，以确保管道正常安全运行。

有关集输系统的腐蚀问题的一篇文章

转来的，希望对大家有点帮助！

油气集输系统指的是油井采出液从井口经单井管线进入计量间，再经计量支、干线进入汇管，最后进入油气集中联合处理站，处理后的原油进入原油外输管道，长距离外输。根据油品性质和集输工艺要求，有些原油还要经中转站加热、加压，再进入汇管。该系统中的油田建设设施主要包括原油集输管线，加热炉，伴热水或掺水管线，阀门、泵以及小型原油储罐等。其中以油气集输管线和加热炉的腐蚀对油田正常生产的影响最大。

（1）集输管线的外腐蚀集输站外埋地管线，沿线土壤的腐蚀性及管线防腐保温结构的施工质量差、老化破损等导致管线外腐蚀。例如，辽河油田沈-抚输油管线全长64.77km，管泾为D377mm×7mm，管材为16Mn螺旋烛缝钢管，全线采用聚氨酯泡沫外加黄夹克防腐保温。自1987年投产10年间，累计漏油21次，管线腐蚀十分严重。尤其是首站至中间站部分，已有16km管段更换了防腐保温材料，大修过程中发现腐蚀点350多处，其中250处进行了补焊。高一联至兴一转输油管线全长32km，管径为D377mm×7mm，管线材质为日本产T/5-52K（相当于国产16Mn钢）螺旋焊缝钢管，全线采用聚氨酯泡沫加黄夹

克防腐保温。自1990年投入运行以来，个别地段腐蚀较严重，且主要是外腐蚀，特别是在1998年连续发生4次漏油事故，不但影响了原油生产，而且造成了严重的环境污染。华北油田荆一联至晋县加热泵站地下输油管线全长约40km，D159mm×5mm管径，采用“黄夹克-泡沫塑料-黄夹克”结构进行防腐保温，管线沿途穿越农田、水渠、果树林、村庄等。1984年至1997年间已发生多次腐蚀穿孔事故。特别是1995年以后，腐蚀穿孔现象更加频繁，严重影响了管线的安全运行。

管线外腐蚀的原因如下。

①土壤腐蚀性。由于土壤含盐、含水、孔隙度、pH值等因素引起土壤腐蚀性的不同，是造成管道外壁腐蚀的重要原因之一。一般采用土壤电阻率、土壤电流密度、土壤腐蚀速率来评价土壤腐蚀性（见石油天然气行业标准SY/T0087标准），也有采用土壤理化性能的综合分析法进行评价。

②土壤的宏电池腐蚀。因土壤性质的差异（透气性、含盐量、pH值等）形成的土壤宏腐蚀电池。例如：管线穿过不同性质土壤的交界处形成的宏腐蚀电池，新旧埋地管线连接处形成的宏腐蚀电池。对处于土壤湿度不同的管线，其管线的电位差可达0.3V左右。对处于土壤透气性不同的管线，可形成较大的电位差，其宏腐蚀电池两极间的距离可达几公里。

③保温层破损。在管线保温层破损处，泡沫夹克层进水，水白泡沫内向侧延伸一定距离（距离的大小由地下水位的变化情况及泡沫的闭孔

率决定），进入保温层的水很难自行排除掉。由于季节的变化和下雨等天气变化，引起地下水不断变化，使得泡沫层内的含水也在不断变化，从而管线经常处于半干半湿的状态。此时管线发生氧浓差电池腐蚀危险增加，这种腐蚀主要发生在管道的中下部，一般为局部坑蚀，对管线的威胁较大。另外，有的聚氨酯泡沫保温层中加入了阻燃剂β氯乙基膦酸酯（简称TCEP），泡沫内进水后，TCEP会水解，生成含CI-的酸性腐蚀环境，CI-体积小，穿透力强，可加剧阳极去极化作用，使腐蚀速度加快。

④防腐层质量较差，阴极保护不足。当防腐层因施工质量或老化等因素出现防腐层质量较差时，常常会影响到队极保护的效果（即使阴极保护半径减少，耗电量增加），而使管道达不到完全保护。如果阴极保护系统不能正常运行，那么埋地管线就更不能得到有效的保护。如沈-抚输油管线经测试其聚氨酯泡沫-聚乙烯防腐蚀保温层管道的绝缘电阻在4448～11214Ω•㎡之间，与这种管线应达到的绝缘等级标准相差甚远，说明此防腐保温层整体质量很差。由于该段阴极保护站停运，仅靠牺牲阳极起保护与排流双重作用是远远不够的，因此在阴极保护不足的部位腐蚀仍有发生。

⑤杂散电流干扰腐蚀。由电气化铁路、两相一地输电线路、直流电焊机等引起的杂散电流腐蚀对埋地管线的影响是较大的。如东北抚顺地区受直流干扰的管道总长约50余公里，占该输油管理局的管道2%；20余年来，直流干扰腐蚀穿孔次数约占局辖管道腐蚀穿孔总次数的60%以上。在该地区流进、流出管道处杂散电流高达500A，新敷设的

管道半年内就出现腐蚀穿孔的事故已发生多起。

⑥硫酸盐还原菌对腐蚀的促进作用。土壤中SO42-的存在为硫酸盐还原菌的生长提供了条件，60℃左右的输油温度也适合SRB的生存。从埋地管线现场土壤的一些采样点腐蚀产物分析结果中表明FeS含量高达76%。

⑦温度影响。温度对腐蚀速度有很大影响，一般来讲，温度每升高20℃，腐蚀速度加快一倍。从油田生产实际情况来看，埋地高温单井管线、#blogoil#管线及伴热管线的腐蚀发生率就高于集油管线，而集油管线的腐蚀率就高于常温输送管线。

（2）集输管线的内腐蚀典型的油气集输管线内腐蚀如中原油田，1992年单井管线穿孔1889次，平均2.4次/（km•a）。其中，在集输支线中，已有66条穿孔，因腐蚀累计更换9.63km，占总长度的5.7%；集输干线中，已有45条发生穿孔，因腐蚀累计更换55.7km，占总长度的22.2%。

集输管线的内腐蚀与原油含水率、含砂、产出水的性质、工艺流程、流速、温度等有密切关系。存在着以下腐蚀类型：

①集输管线的管底部腐蚀。剖开管子后发现管子底部存在着连续或间断的深浅不一的腐蚀坑。这些蚀坑上面，有的覆盖有腐蚀产物及垢，有的呈现金属基体光亮颜色，腐蚀形态为坑蚀或沟槽状。这种腐蚀与管道内输送介质含水率有关，在含水低于60%时，油与水能形成稳定的油包水型乳状液，即使伴生气中含CO2，因为管线接触的是油相，腐蚀很轻微；另外，含水低时产出液中一般不含SRB，细菌腐蚀的可

能性极少。含水率大于60%，出现游离水，此时管线内液体为“油包水+游离水”或“油包水+水包油”的乳状液。当含水继续升高时，游离水的量可形成“水垫”，托起油包水乳状液。此时管线底部为水，中部为油包水，上部为伴生气。管线的底部直接接触水，如果水中含有CO2、SRB或O2，底部的腐蚀必然严重得多。吉林油田在管线不同部位挂片证实，底部腐蚀速度为中上部的 2～70倍。

②输量不够的管线腐蚀。在管线设计规格过大、输液量小、含水高、输送距离远的情况下。管线多发生腐蚀穿孔、使用周期缩短的问题。含水超过70%，流速低于0.2～0.3m/s时腐蚀更为严重。此时管线内的环境适合于SRB生长时，SRB可造成管线底部点蚀穿孔。某采油厂一条集输管线，其规格为 D273mm×7mm螺旋焊缝钢管，日输液约350m3，含水80%，因液量少，流速只为0.1m/s左右，下游温度只有38℃，正好适合于SRB生长。经测试，管线底部污水中SRB含量达到

4.5×106个/mL，腐蚀产物中含有大量硫化物，腐蚀一般呈蜂窝状或坑蚀。该管线使用3年后发生穿孔。

③油井出砂量大的区块的管线腐蚀。油井出砂量大的区块腐蚀非常明显，在流速底的情况下，砂在重力情况下沉积于管线的底部。随着油气压力时大时小、时快时慢的脉动，采出液不停地冲刷管线的底部，形成冲刷腐蚀，从而加剧了管线的腐蚀穿孔。

④渗水工艺的集输管线腐蚀。集输过程中掺入清水后，由溶解氧引起的腐蚀非常严重，一般情况下，集输管线污水中不含有溶解氧。在流程不密闭或因管线液量不够以及油井需掺水降粘时掺入含氧清水后，

可能含有少量溶解氧。即使含有微量氧，腐蚀也是很严重的，氧腐蚀呈不均匀腐蚀。某采油厂一集输管线，1985年投产后到1989年运行一直正常，后来因管线上游液量不够，在1988年掺入了含氧4～5mg/L的清水，在掺水一年半后发生穿孔，更换后的新管线穿孔周期更短，只有5个月。后采取掺入处理好不含氧的水以及使用内防腐蚀管线后，腐蚀才得到控制。

⑤含CO2产出水的腐蚀。在油田采出水中常含有CO2，其腐蚀严重的程度与CO2分压、水中HCO3-的含量、O2、温度等有关。CO2分压升高pH 值降低，CO2腐蚀速率随CO2分压增加而增加，随温度升高而降低，当产出水量含有HCO3-时CO2的存在将影响保护性碳酸盐膜的形成，同时O2的存在将加速CO2腐蚀的速率，污水中CI-的存在，使得碳钢容易发生点蚀穿孔。钢材受CO2腐蚀而生成的腐蚀产物都是可溶的，CO2腐蚀形态多呈沟槽状或台面状。

⑥管线材质的影响。管线的材质对腐蚀的影响也很大，螺旋焊缝钢管一般比无缝钢管腐蚀严重，其原因是有的螺旋焊缝钢管含有超标的非金属杂物，如MnS等。

⑦未进行合理保护的影响。若管线内防腐蚀层材质、质量不好或根本未进行内涂敷的管线比合理采取内防腐层的管线腐蚀要严重得多。 ⑧流速的影响。腐蚀穿孔多发生在管线中下游，这是因为中下游层流趋势更明显。流速较慢时，细菌腐蚀和结垢或沉积物下的腐蚀就更加突出，加快了腐蚀速度。

（3）加热炉的腐蚀 在原油集输系统中，加热炉的腐蚀也是一个学容

忽视的问题。大多数加热炉以原油作为燃料，燃烧后绝大部分燃烧物以气态形式通过烟囱排出炉外，只有少部分灰垢残留在炉内。引起加热炉腐蚀的原因有以下三方面。

①当原油中含有硫化物时，燃烧后会生成SO3或SO2，氧化硫与烟气中的水蒸气作用生成酸蒸气，然后凝结的水作用生成液态硫酸或亚硫酸，亚硫酸或硫酸均是强腐蚀剂。

②水蒸气的露点一般在35～65℃之间，酸蒸气的露点比水蒸气的高，通常在100℃以上。对高硫分、低灰分的燃料有超过180℃的可能。原油加热炉的空气预热器一般为管式空气预热器，金属管壁温度为酸露点腐蚀至关重要。当金属管壁的温度低于酸露点时，在壁面上会形成较多的稀硫酸、亚硫酸盐溶液，这些溶液大量吸附烟灰并发生反应形成大量致密坚硬的积灰，加速了金属管壁的腐蚀。

③原油燃烧后留下的不可燃部分主要是钠、钾、钡、镁等金属的固体盐，还有碳素在燃烧不完全的情况下来的微粒以及燃料油中的不能蒸发汽化的那部分重质烃类加热后发生分解留下的残碳。后者其形状近似球形，直径大致为10～200μm左右。这些积灰堵塞烟道严重恶化传热性能，并加重管壁腐蚀。

天然气计量中存在的问题及对策

陈朝书

2006-10-24

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一、天然气计量的现状

天然气是一种高效、清洁燃料和优质的化工原料。中国是天然气资源比较丰富的大国，资料显示，我国天然气远景储量达3.8×1013m3(38万亿m3),目前已探明储量就有1.6×1012m3(1.6万亿m3)。仅胜利油田年采输量就达近2.0亿立方米。天然气流量计量已经成为天然气工业生产发展的重要组成部分,在企业生产和经营管理中，流量计量是一项日常进行的重要的技术基础工作。流量计量既是天然气供需双方贸易结算的依据,又是生产部门采输和衡量天然气用气效率的主要技术指标。天然气的准确计量不但能实现公平的贸易结算,而且能为改进生产工艺,提高产品质量,降低产品生产成本,确保安全生产等提供依据,提高经济效益和社会效益。

二、目前天然气计量中存在的问题及产生的原因

天然气流量计量仪表品种多,计算模型五花八门,如标准孔板流量计、涡街流量计、旋进漩涡流量计、超声流量计等。目前，除了标准孔板流量计外,其他流量计缺乏必要的标准或技术规范支持。

孔板流量计自20世纪70年代引入我国使用，逐步在天然气流量计量中获得了广泛应用。1983年我国制定了天然气行业标准天然气流量的标准孔板计量方法》(SY/6143-83)，并于1996年经过修订，成为现在执行的标准：《天然气流量的标准孔板计量方法》

(SY/6143-1996)，此标准在孔板的结构形式、技术要求、节流装置的取压方式、使用方法以及流量计算及其不确定度方面进行了规范，为

天然气流量的标准孔板计量提供了标准依据。

但孔板流量计在天然气流量计量中还存在不少问题。 孔板流量计由三部分组成：节流装置 、差压变送器和流量显示仪。由于现场安装很大一部分仪表在露天或者室外工作条件恶劣的情况下，节流装置与差压变送器及其连接部分引压管线是使用维护的重点。《天然气流量的标准孔板计量方法》(SY/6143-1996)中指出，天然气从地层中开采出来，虽经分离、除尘和过滤，因其所含成份十分复杂，从单井计量、集气计量到配气计量，气体组分各不相同，所以节流装置在使用中所受到的腐蚀程度亦各不同。特别对孔板直角入口边缘和测量管内壁的冲刷、腐蚀尤为严重，这将影响孔板直角入口边缘弧半径rk和测量管内壁的相对粗糙k/d，使其超出规定标准，导致流出系数c发生变化，最终使流量测量不确定度超出估计数。

流出系数C偏离标准值的影响因素主要有3项。

2．1仪器本身产生的误差

(1)孔板入口直角锐利度超出标准规定。(2)管径尺寸与计算不符。(3)孔板厚度误差。(4)节流件附件产生台阶、偏心。(5)孔板上游端面平度。(6)环室尺寸产生台阶、偏心。(7)取压位置。(8)焊接、焊缝突出。(9)取压孔加工不规范或堵塞。(10)节流件不同轴度。

2．2安装误差

管线布置的偏离，管线布置的偏离造成的安装误差是普遍性的，其产生的主要原因是现场不能满足直管段要求的长度。

2．3 使用误差

(1)孔板弯曲(变形)。(2)上游测量管沉积脏物。(3)上游端面沉积脏物。(4)孔板入口直角边缘变钝、破损。(5)雷诺数范围不符合标准规定。(6)管道粗糙度影响（管道粗糙度增加、管道粗糙度变化）。

三、解决天然气孔板计量问题的途径

3．1依据标准，加强仪表的安装、使用、维护等管理，消除人为误差

孔板流量计易于偏离标准的原因，在于仪表本身的工作原理与结构特点，仪器自身误差是制造时产生的，安装和使用误差则是在安装时或长期使用中由于流体介质腐蚀、磨损、沾污等造成的。因此,应严格按技术要求安装流量计量系统，消除安装误差。在使用过程中，操作人员应做好系统的检修、维护、保养工作,延长其使用寿命,减小计量误差。同时,在实际应用中应强化宣贯彻SY/T6143-1996标准力度，《天然气流量的标准孔板计量方法》 （SY/6143-1996)中提到了减少误差的方法。附录《节流装置在使用中出现部分偏离标准规定的处理》中规定，在实际应用中采取在流出系数C中增加二个修正系数，即孔板入口尖锐度修正系数和管壁粗糙修正系数，或者采用可换孔板节流装置。因此在天然气计量的实际应用中应深入研究，吃透《天然气流量的标准孔板计量方法》(SY/T6143-1996)的精髓，严格按标准规定安装、使用、处理数据，保证天然气流量计量的准确性。

3．2正确选用配套的仪表

测量仪表应首选标准节流装置，当流量变化范围大时要考虑用宽量程智能差变，其它类型检测仪表在相应的计量天然气的标准出前台,应

慎重选用。二次仪表的计量模型应符合 SY/T6143-1996的要求，能输入组份实时计算C值。

3．3借鉴国外先进技术，加快新型流量计的开发

从国外情况来看，在天然气国际贸易中，能量计量几乎已全面取代传统的体积计量，而我国的天然气计量领域中体积计量仍占统制地位。为了尽快与国际接轨，引进、消化、吸收近几年发展起来的天然气计量新技术成为当务之急，使用单位可以与各科研究院所联合攻关，开展天然气能量计量的试验工作，并在此基础上完成标准化。为了加快试验开发的进度，建议引进国外先进的在线气相色谱系统和流量计算机，在消化引进技术的基础上发展适合我国国情的天然气能量计量系统。

我国天然气生产研究报告

时间：2007-4-6

液化天然气(Liquefied natural gas)是影响中国天然气资源格局的一个重要因素。随着LNG进口提速，中国将成为亚太地区新兴的LNG市场。

一、天然气的形成与划分

天然气是埋藏在地下的古生物经过亿万年的高温和高压等作用而形成的可燃气体。天然气其主要成分是甲烷，是一种无色无味无毒、热值高、燃烧稳定、洁净环保的优质能源，热值为8500大卡/米3。天然气是较为安全的燃气之一，它不含一氧化碳，也比空气轻，一旦

泄大卡/米3。天然气是较为安全的燃气之一，它不含一氧化碳，也比空气轻，一旦泄漏，立即会向上扩散，不易积聚形成爆炸性气体，安全性较高。

天然气可以有几种不同的划分。

如果按其形成，可分为：油田气、煤成气、生物气和水合物气四种。如下图所示。油田气是石油烃类天然气，煤成气是成煤过程中有机质产生的甲烷气，生物气是有机质在70℃以下遭厌氧微生物分解产生的甲烷气，水合物气是在低温高压下，甲烷等气体分子渗入水分子晶隙中缔合的气体。

如果按其生产来划分，可划分为液化石油气、液化天然气、压缩天然气三种，如下图所示。液化石油气是开采和炼制石油过程中产生的副产品，其主要成分是丙烷。液化天然气是当天然气在大气压下，冷却至约-1620C时，天然气气态转变成液态，称为液化天然气。液化天然气无色、无味、无毒且无腐蚀性，其体积约为同量气态天然气体积的1/600，液化天然气的重量仅为同体积水的45%左右。压缩天然气是天然气加压并以气态储存在容器中。它与管道天然气的成分相同，可作为车辆燃料利用。

中国天然气产区按成因类型和聚集规律不同，可以划分为7大块。如下图所示。即松辽盆地块、渤海湾盆地块、四川盆地块、鄂尔多斯盆地块、塔里木盆地块、柴达木盆地块、沿海大陆架块。

二、中国天然气的发展

中国是最早使用天然气的国家，但是到了19世纪中期以来，中

国天然气的生产和使用越来越落后于世界发达国家。

中华人民共和国建立以来，天然气生产有了很大发展。特别是“八五”以来，中国储量快速增长，天然气进入高速发展时期。最突出的是在世界排名位次有明显变化：1995年为第22位，1996年为第21位，1997年为第19位，1998年为第18位，1999年为第15位，2000年为18位， 2001年为第15位，2002年为第16位。

1999年中国天然气产量达234.37亿M3，较上年大幅增长12.2%。 2000年，中国天然气产量达到264.6亿m3。由于天然气具有良好的发展前景，中国和世界许多国家一样，大力开发利用天然气资源，并把开发利用天然气作为能源发展战略的重点之一。

2001年中国天然气产量达303.02亿M3，较上年有大幅增长，增幅达11%。

2002年继续高速增长，达到328.14亿M3，较上年增长8.29%。但在世界各国天然气产量的排名中，由于阿联酋的产量猛增，中国从第15位降至第16位。

2003年，中国天然气产量约为341.28亿M3(其中包括地方产量

3.28亿M3)。

2004年中国天然气产量保持稳定增长态势，全年产量达到356亿M3，创历史最高纪录。

从消费地区结构来看，中国天然气消费主要以产地消费为主，主要集中在西南、东北、和西北地区，即四川、黑龙江、辽宁和新疆。占全国消费量的80%以上。目前，北京、天津、重庆、成都、沈阳、

郑州和西安等许多大中城市都用上了管道天然气。

液化天然气(Liquefied natural gas)是影响中国天然气资源格局的一个重要因素。随着LNG进口提速，中国将成为亚太地区新兴的LNG市场。

三、中国天然气存在的主要问题

1.天然气储量不多。天然气年产量仅400多亿M3左右，在中国能源生产中的比例不足5%，与世界相比具有很大的差距。据有关资料显示，中国天然气储量在世界天然气总量中不足3%。

2.天然气勘探开发难度较大。现已探明天然气地质储量3.4万亿m3，尽快将这些储量开发利用，对促进国民经济发展有非常重要的作用。但中国的这些储量大多分布中国西部的老、少、边、穷地区，地表条件多为沙漠、黄土塬、山地，地理环境恶劣。多数勘探对象低孔、低渗、埋藏深、储层复杂、高温高压，且远离消费市场，开发利用这些储量还存在许多技术难题。譬如中国的鄂尔多斯盆地的苏里格大气田，探明地质储量近6000亿M3，但在产能建设上存在许多技术难题，它是大面积、低孔、低渗的岩性气田，这是中国开发利用从没遇到过的气田，涉及到钻井工艺、储层改造工艺等技术难题，而类似的气田还有许多。又如四川盆地的气田主要属于碳酸盐岩的裂隙和次生孔隙气田，它们的不均质性很强，开发和稳产难度相当大。

3.天然气市场还较为滞后。主要表现在中国天然气市场实际需求量小于天然气管道设计输送能力。从中国目前形成的区域性天然气市场来看，油气田供气能力大于天然气市场的实际需求量。天然气生产

单位生产的天然气除了满足本单位和目前仅有的少量天然气用户外，其他大部分天然气几乎被放空烧尽。总体来说，终端用户对天然气的价格承受能力还差，天然气作为一种替代能源与其他能源特别是煤和水电在价格上还缺乏竞争力，价格偏高。如果天然气价格较高，用户就会选择使用煤和水电来替代，这样天然气用户就会减少。其主要原因是：中国绝大多数天然气田产层薄、含气丰度低、埋藏深及其自然环境恶劣，决定了天然气勘探开发投入的成本较高。天然气资源主要分布在中西部地区，远离东部经济发达主要消费市场，天然气输送干线长，管道投资回收期短，致使管输费用较高，占天然气价格比例大。中国现在正在建设“西气东输”管道，干线全长4200多公里，建成通气时，如果东南沿海主要天然气用户市场发展滞后，那么造成的经济测算与实际用量要少几十亿。

4.天然气管理体系和法规不健全。目前，中国天然气作为一个产业来发展，存在政府专门管理机构缺位，有关政策、法规缺位，供应主体企业与利用主体企业合作缺位等问题。健全管理体系和法规是天然气产业快速发展的基本保障。

四、中国天然气生产的解难

1.提高对天然气宝贵资源的认识。天然气是优质能源和宝贵的化工原料，是中国奇缺产品，有限的宝贵资源如何合理利用必须要进行对比分析，作出符合中国实际情况的优化选择。天然气是中国长期短缺产品，在使用上要优化利用，实现资源优化配置，使其发挥最大效益，避免对天然气浪费，现在仍然有很多人主张用天然气发电，作者

认为不可取。中国在电力发展史上曾两度大量烧油发电，要对这两次用天然气发电有一个正确的认识，不能老是用天然气发电当成绩来宣传。矿产资源的战略性、有限性的特点，决定了我们必须立足本国实际，十分珍惜和合理利用资源。特别是天然气分布的不均衡性，要求打破区域之间、国与国之间的经济壁垒，实现资源优势互补。要积极实施“走出去”的开放战略，组织输出优势创汇资源产品，到国外开展风险勘查和开发，并注意同有条件的国家互利合作，引进资金和技术勘查开发中国急缺的资源。要选择有利时机，进口中国急缺资源，充分利用国际资源，改善中国矿产资源结构，实行必要战略储备，为后人和将来的强盛奠定基础。如果我们今天都将宝贵天然气资源无端浪费掉了，后人岂不会骂我们？因此，要树立和强化资源价值观念。实践表明，无价或低价，是导致资源浪费和不合理利用的一个根本原因。在长期计划经济体制下，人们无视资源资产属性，企业浪费资源的行为不受约束，加剧了资源过快消耗。要下大气力强化资源价值观念，组织力量研究资源的价值、价格与资产价值评估，进一步利用资源租、税、费等经济手段，理顺资源收益分配的相关经济联系，实现资源管理和利用秩序的良性循环。

2.要遵循市场规律发展天然气。现阶段，中国天然气企业基本上都是国有的，但也有了一些私有企业参与了下游天然气配送。对此，人们都在问起，到底是国有制多些好，还是私有制多些好。作者认为，在市场经济发展的初期和市场失灵情况下，要通过国有企业参与国家经济，当市场化程度较高以后，应主张私有制多些。总的来说，天然

气行业私有化是总体趋势。天然气行业实行私有化后，有助于发挥市场作用，有利于在行业中引入竞争。随着天然气市场竞争程度提高，可能会有越来越多的外国资本和民间资本涌入参与天然气生产。当新的参与者进入了天然气市场，它们趋向于打乱游戏规则，增强竞争力，私有制也会得到较好发展。

3.要积极通过体制促进天然气发展。首先是要改革天然气价格体制。譬如取消计划内外价格差别，将天然气进口价和净化费合并为出厂价，实行单一用户，单一结算价格，供需双方以经济合同确定供需数量，打破天然气价格一定几年不变的现状。在国家监管下，根据市场变化适时调整，允许天然气供需双方根据天然气市场供求情况在一定幅度内浮动价格等。其次，要制订积极政策，提供必要资金，做到在一定期限内免征矿区使用费，进一步降低增值税率，新气田投产后5年内免征所得税，对中小燃气用户给予适当补贴等，鼓励人们在夏季消费天然气，减轻调峰和储存负担。同时，价格制定也要灵活，对用气量越大的用户在不浪费天然气情况下采取较低价格，这能刺激用户消费更多天然气，为天然气生产企业创造效益。

4.要实现天然气生产良性发展。作者建议：在勘探上，要力争多堪探到新的天然气资源，多找优质储量；在开发和利用上，要尽快动用已发现储量，修建输气管道和落实用户，做到上、下游一体化统筹规划、协调发展。目前，中国油气行业已出现了日趋激烈的竞争。但是，为了进一步提高下游领域效率，必须进一步对行业进行重组，以动员更多的中国公司和国际石油公司参与竞争，特别是国际石油公司

除了能够带来资本外，还可为天然气行业带来新的管理技能和先进生产技术。

5.为天然气投资创造宽松环境。要求政府在环境经济建设中，用一部分资金投入生产，政府要尽可能地引入竞争机制，鼓励有资质企业开发天然气，形成多个生产供应商。天然气可以自由买卖，采用竞争性定价。要采取国家投入、引进外资和企业投资相结合，建设天然气运输管道和城市配气系统，运输管道向所有天然气生产商公平提供准入服务，包括液化石油气、液化天然气、压缩天然气等。

6.加强天然气勘探技术攻关。天然气生成、运移、聚集成藏理论及相应的勘探开发在方法上明显不同于石油，而且中国的大中型气田勘探开发领域的构造、储层等地质条件复杂。为了加快天然气勘探开发进程，应针对中国天然气藏的地质特点，重点攻克地面地下条件复杂地区的地震勘探技术，解决深层、高压地层等水平井钻井技术，譬如攻克深层、高温高压地层测井及测试技术，完善和发展低孔、低渗、低压气层保护和改造技术，发展低孔低渗气藏、裂缝型气藏、凝析气藏等复杂类型气藏开发技术。

7.强化天然气技术研究与利用。尤其是要加大天然气驱动汽车，天然气合成油与甲醇，天然气加工各种化工原料及产品，甲醇生产甲醛、醋酸、染料、化纤、合成树脂和汽油添加剂NTBE，液化天然气在气化过程中大量吸热成为一种良好制冷剂用以冷藏食品，天然气管输到千家万户代替城市煤制气等的应用研究。

8.认真做好西气东输工作。西气东输工程对促进经济发展，改善

能源结构，减少大气污染，实现可持续发展意义重大。西气东送是一项庞大系统工程，在建设中遇到了不少问题，需要加强协调，充分发挥政府职能作用。通过城建、化工、冶金、建材、供电等多个部门共同努力，完成这个举世瞩目大工程，使之发挥作用，为广大人民造福。

9.加快引进利用国际天然气资源。引进利用国际天然气资源是21世纪中国发展外向型能源经济的重点，是中国21世纪重大的能源战略。中国进口天然气将通过两条途径解决：一是从俄罗斯、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦、哈萨克斯坦等国引进管道天然气；二是为中国沿海地区引进液化天然气(LNG)。

[结论]

1.中国天然气生产企业体制建设，要做到当市场发展较成熟以后，要逐步从国有制转变为私有制，但政府要通过税收、价格等经济杠杆，调控其积极健康发展。

2.天然气必需实现有价使用，使人们不能随意浪费资源，增强对天然气这一宝贵资源认识，增强其紧迫感和责任感。宁愿价格高一些，暂时的效益差一些，也要保护好有限的天然气。

3.增强对天然气应用的研究，提高现有天然气的使用效率，使有限天然气最大化发挥作用。

4.加大引进LNG，积极寻找新的天然气，促进天然气可持续发展，为国家经济发展做出积极贡献。要避免将明天的天然气在今天无端的浪费。