碳中和目标下中国天然气工业进展、挑战及对策

天然气在21世纪中叶将迈入“鼎盛期”,“天然气时代”正在到来。回顾全球天然气工业历程,梳理美国页岩革命启示,总结中国天然气发展历史与成果进展,分析天然气在能源绿色低碳转型中的地位与挑战,提出当前和未来中国天然气工业的发展对策。中国天然气工业经历了起步、增长、跨越3个发展阶段,已成为世界第4大天然气生产国与第3大消费国;天然气勘探开发理论技术取得重大成就,为储量产量规模增长提供了重要支撑。碳中和目标下,推动绿色可持续发展,天然气工业发展挑战与机遇并存。天然气低碳优势显著,“气电调峰”助力新能源发展;同时,开采难度与成本加大等问题更突出。为保障国家能源安全,实现经济社会与生态环境和谐共生,碳中和进程中,立足“统筹布局、科技创新;多能互补、多元融合;灵活高效、优化升级”,完善产供储销体系建设,加速推动天然气工业发展:①加大天然气勘探开发力度,规划部署重点勘探开发领域,突破关键理论,强化技术攻关,持续支撑增储上产;②推进天然气绿色创新发展,突破新技术,拓展新领域,融合新能源;③优化天然气供需转型升级,加大管道气、液化天然气布局和地下储气库建设,建立储备体系,提升应急调节能力和天然气一次能源消费比例,助力能源消费结构转型,实现资源利用低碳化、能源消费清洁化。

2023年中国天然气发展述评及2024年展望

为了助力产业高质量发展、助推中国式现代化建设,收集、整理、分析了中国天然气行业2023年的各项指标、数据和动态,论述和研判了2023年中国天然气产业链各环节以及天然气市场的热点和亮点,进而展望了2024年中国天然气行业的发展前景。研究结果表明,2023年中国天然气发展稳中有进、不乏亮点,主要表现在:(1)天然气勘探全面开花,预计新增天然气探明地质储量或创历史新高;(2)天然气生产稳中有进,全年共生产天然气2 324×10^(8)m^(3),年增产量近123×10^(8)m^(3);(3)天然气进口量增价跌(共进口天然气1 655.6×10^(8)m^(3)),其中LNG进口量重返世界第一(进口量为984.2×10^(8)m^(3));(4)天然气需求量小幅度反弹,天然气表观消费量达3 915.5×10^(8)m^(3),天然气对外依存度为40.6%,市场供应平稳;(5)天然气基础设施建设方兴未艾,LNG接收站、天然气长输管道和地下储气库建设有新进展;(6)在推进实现碳达峰碳中和目标和建设新型能源体系的形势下,油气生产企业大力拓展新能源业务;(7) LNG重卡销量创历史新高(共销售15.19万辆),用气增量异军突起;(8)国家问政于民,新版《天然气利用政策》面向全社会征求意见。结论认为:(1)尽管中国天然气增量市场面临着煤炭“压舱石”和新能源的竞争,但天然气仍然是中国能源结构低碳化发展过程中的桥梁和支柱,不可或缺;(2)预计2024年天然气勘探力度不减,探明天然气地质储量增势依旧;(3)天然气生产稳中有进,增产量与2023年相当;(4)天然气进口量将大幅度增加,天然气进口均价将继续下降;(5)天然气需求量平稳增长,市场供应宽松。

2023年国内外天然气市场回顾与2024年展望

2023年,全球天然气消费量为3.96万亿立方米,产量达4.28万亿立方米,供需基本面趋于宽松;国际气价高位回落,供应链扰动风险不断;全球天然气贸易格局持续深度调整,俄罗斯出口欧洲的管道气持续大幅下降,欧洲LNG进口量高位回落,亚洲LNG进口量恢复增长。2023年,中国天然气消费量为3917亿立方米,增量242亿立方米,同比增长6.6%。天然气产量为2353亿立方米,同比增长5.7%,连续7年增产超100亿立方米。天然气进口量为1656亿立方米,增速为9.5%;对外依存度为42.3%,较上年上涨1.1个百分点。中国天然气基础设施建设稳步推进,天然气价格市场化改革持续进行。2024年,预计全球天然气市场延续脆弱平衡态势,市场走势不确定性因素增多,国际气价波动更加频繁;中国天然气市场持续向好,天然气需求维持较快增长,国产天然气稳步上产,有望再超百亿立方米,进口气较快增长。

对天然气在新型能源体系中地位和作用的认识

当前全球能源利用以化石能源为主,各国能源加速向新能源演进,呈现出化石能源下降、可再生能源快速扩张、终端电气化水平提升、低碳氢使用增加四大发展趋势。全球天然气需求先增后降,增长动力主要来自发电和工业领域。中国能源需求较长时间内仍将保持增长态势,预计2030年中国一次能源消费将达到65亿吨标煤左右,2040年前后达到峰值后缓慢下降。中国天然气发展经历了管网建设拉动、政策拉动两个历史阶段,未来发展动能将主要来自“双碳”约束下的工业用能升级和气电与新能源的融合。新型能源体系构建中,天然气在各利用领域呈现差异化发展:在新型电力系统中发挥灵活性调节和应急支撑作用,促进风光可再生能源发展;在工业用能领域发挥补煤替煤作用,促进工业用能减污降碳协同增效;在城市燃气领域长期发挥基础能源作用,增进民生福祉;在交通领域发挥过渡性能源作用,助力陆上重卡和远洋船舶运输减污降碳;在化工领域对原料气起到补充作用,主要保障农业化肥生产需求。

国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地共建共享模式

国家天然(页岩气)千亿立方米级产能基地建设是保障国家能源安全、支撑区域社会经济加快发展的重大战略。在借鉴油气共建共享成功经验基础上,构建了国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地共建共享模式,提出了模式实施路径。研究结果表明:①国家天然气(页岩气)千亿立方米级产能基地建设涉及庞大的产业体系与多元主体不同利益诉求,需要以共建共享理念和系统工程思维为指引,立足多元主体与多维度要素协同构建共建共享模式。②模式实施五大路径:强化共建共享顶层战略设计,丰富发展政企共建共享方式,完善企业之间共建共享机制,畅通多元主体沟通协商渠道,健全共建共享应急预警体系。结论认为,该模式以战略视域统筹产能基地建设,能够实现对多元主体利益的有效协同,促进天然气(页岩气)资源开发利用与产业链价值提升,为带动区域社会经济发展并推进共同富裕提供有力支持。

油田天然气全流程节能降碳技术研究与应用

为精准管控油田天然气用能情况,在对天然气全流程生产工艺及重点设备研究分析基础上,集成整合现有信息化应用系统数据资源,利用GoJS技术绘制天然气业务可视化流程图,实现天然气全流程的动态可视化管控。通过分析梳理注汽锅炉近年相关运行数据,建立注汽锅炉“两线三区”运行评价图版和设备能效优化模型,实现注汽锅炉用能的在线评价优化,促进用能效率逐步提升。天然气全流程节能降碳技术实施以来,年节气率达5.62%,减排二氧化碳4.78×10^(4)t,为油田节能降碳工作提供良好借鉴。

四川盆地东部地区二叠系茅口组孤立浅滩的发现及天然气勘探潜力

中二叠统茅口组长期以来一直是四川盆地天然气勘探的重点层系之一,茅口组天然气勘探开发先后以四川盆地南部地区岩溶缝洞型石灰岩储层和四川盆地中部地区滩相白云化储层为主要目的层系。为了寻找并落实茅口组下一个天然气勘探方向,在勘探程度相对较低的四川盆地东部(以下简称川东)地区开展了大量基础研究工作,在重新梳理地层格架的基础上,对茅口组沉积、储层及成藏条件进行了系统分析,指出了该区孤峰段硅质岩下茅二下亚段孤立浅滩的存在,最后明确了茅口组天然气的勘探潜力。研究结果表明:(1)川东地区在茅口组孤峰段事件性硅质岩沉积之前,宣汉—万州地区茅二下亚段发育碳酸盐岩孤立浅滩,面积可达6500 km^(2);(2)在宣汉—万州地区茅二下亚段发现了滩相基质孔储层,其中发育于茅二下亚段底部的孔隙型白云岩储层厚3~12 m,发育于茅二下亚段中上部的孔隙型石灰岩储层厚5~18 m;(3)川东地区茅口组滩相储层成藏条件优越,其中烃源岩主要为下伏上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组厚层页岩,且与烃源岩沟通的断裂发育,区域盖层主要为孤峰段硅质岩及吴家坪组海相泥岩、页岩,保存条件良好。结论认为,川东地区茅口组孤立浅滩的发现和良好的成藏组合条件,将进一步加快该区天然气勘探开发进程,茅口组大面积分布的高能浅滩有望成为下一个天然气勘探开发重要领域。

天然气运移轻烃地球化学示踪--以鄂尔多斯盆地东胜气田为例

基于天然气中轻烃化合物组成分析和区域性对比,结合组分和甲烷碳同位素组成特征,揭示轻烃地球化学特征对鄂尔多斯盆地东胜气田上古生界天然气运移和水溶及逸散等示踪作用,探讨运移作用对特定轻烃指标的关联效应。研究表明:①东胜气田二叠系下石盒子组天然气C5−7异构烷烃含量高于正构烷烃,C6−7轻烃组成呈链烷烃优势分布且芳香烃含量明显偏低(小于4.0%),C7轻烃主体呈甲基环己烷优势分布,整体表现出煤成气特征且受到了水溶等作用影响;②东胜气田天然气经历了自南向北的游离相运移,并在充注后发生不同程度的水溶作用,其中泊尔江海子断裂以北什股壕地区天然气在聚集后具有明显的散失;③长距离的游离相运移导致天然气C7轻烃中甲基环己烷相对含量和甲苯/正庚烷值降低、正庚烷/甲基环己烷值和庚烷值增大,水溶作用导致轻烃异庚烷值增大,天然气散失导致什股壕地区天然气中C5−7正构烷烃相对异构烷烃含量增加。

基于NB-IoT技术的天然气管道泄漏监测系统

为了对天然气管道运行情况进行实时监测,在发生泄漏时能够及时做出反应,设计了基于NBIoT技术的天然气管道泄漏监测系统。系统利用压力变送器、DHT11温湿度传感器和GPS/北斗定位系统分别对管道的内部压力、设备周围的温湿度和经纬度位置进行采集,将采集的数据通过STM32控制NBIoT物联网模块上传至OneNET物联网云平台,最终通过云平台对天然气管道进行实时监测。实验表明:该系统能够对天然气管道的数据进行实时上传,能够通过云平台进行天然气管道状态的实时监测。

天然气中硫化氢含量及硫同位素联测方法

我国含硫化氢天然气勘探潜力巨大,硫化氢成因、来源、形成机制为石油工作者所关注。硫化氢含量及硫同位素是两项常用且重要的判识指标。因硫化氢的强毒性,国内很多实验室较少检测或取消了此类检测项目。通过前处理流程优选硫化氢转化试剂,同时通过改进同位素质谱仪配套设备——调试硫同位素法拉第杯离子束聚焦等参数,安装特制色谱柱、特氟龙管路、硫反应管等,搭建了硫化氢含量及硫同位素联测技术平台;其次将高纯二氧化硫标准气替换为低浓度、低压力、小体积的工作标准气,通过系统条件实验探索(稳定性,标样分析等),确定最优实验条件;最后将反应生成的固体沉淀物送入质谱仪中进行硫同位素组成信息的检测,通过与标准纯含硫物质同位素组成的信号对比,计算出待测气体中硫化氢含量。用该方法对鄂尔多斯盆地大牛地气田、富县气田、鄂西渝东红星地区部分含硫化氢天然气进行硫化氢含量和硫同位素测试,所测结果稳定、精度良好,同时与外部实验室比对结果吻合。与传统方法比,该方法一次进样可得到硫含量和硫同位素数值;优选醋酸银试剂一步化学法一次性转化,减少同位素分馏;另一方面将硫化氢转化为固态硫化银,与标准物质硫化银硫同位素直接对比,同位素溯源结果更具可靠性;以低浓度、低压力、小体积的二氧化硫作为工作标准气,降低了实验室安全风险和仪器损害,满足环保安全需求。

天然气水合物微观测试技术与应用进展

天然气水合物作为一种重要的战略资源,其在沉积物中的动态聚散过程非常复杂,涉及的许多科学问题需要从微观层面来解答。微观测试技术可以在毫米、微米甚至纳米尺度上获取研究对象的状态、演化等特征信息,是天然气水合物基础研究的重要手段。本文系统回顾了基于X射线计算机层析扫描(X-CT)、X射线衍射(XRD)、固体核磁共振(NMR)、低场核磁共振(LFNMR)、拉曼光谱(RM)、扫描电子显微镜(SEM)和高压差示扫描量热(HPDSC)等技术建立的天然气水合物微观测试技术体系;重点介绍了各项技术的特点及进展,以及相关微观测试技术在含水合物沉积物微观结构量化表征、微观渗流特征等方面的应用成果与最新进展;提出了天然气水合物微观测试技术与应用的研究方向与趋势,旨在为天然气水合物的深入研究提供更多思路。

天然气铝熔炼炉内料堆熔化过程数值模拟与堆料高度优化研究

以天然气铝熔炼炉中铝料的熔化过程为研究对象,通过VOF模型捕捉气液界面,采用EnthalpyPorosity模型描述固液相变过程,对二维截面铝料熔化的非稳态过程进行数值模拟,研究铝料在熔化过程中的流动与传热行为,并对堆料方式单因素的影响进行分析。研究结果表明:在熔炼过程的前中期,熔化后的铝液累积在熔池烟气入口侧,导致已熔融铝液凝固;在铝料高度分别为2.94、2.64、2.34和2.04 m时,熔化速率随时间均呈现先减小后增大的规律;当料堆高度为2.64 m时,熔化时间最短,为3199 s,铝料平均温度最低,比基准工况下的平均温度低50 K,可以有效防止上层铝液过热,减少氧化造成的铸损。

三轴应力下CO_(2)置换开采天然气水合物实验研究

为模拟海域真实环境,在三轴应力、氯化钠体系以及水合物储层富水状态的条件下,开展针对氯化钠体系、储层初始饱和度以及置换压应力对液态CO_(2)置换开采海域天然气水合物的实验。研究表明:在三轴应力以及孔隙度约46.70%的条件下,氯化钠体系对CH4置换效率影响较小,但对CO_(2)水合物合成表现出抑制作用;储层初始饱和度与CH4置换效率之间是负相关关系且高的储层含水率更有利于CO_(2)封存;CH4置换效率随着置换压应力的增长有一定幅度的提高,置换压应力的增大为CO_(2)水合物合成提供了高的驱动力,进而提高了CO_(2)封存效率。

埋地掺氢天然气管道泄漏扩散数值模拟研究

为减少掺氢天然气在输送过程中因泄漏引发的安全问题,基于流体力学及多孔介质理论,采用Fluent软件建立城市埋地掺氢天然气管道泄漏扩散的三维数值模型,分析掺氢比例、泄漏孔径、管道压力、管道埋深和土壤类型等因素对掺氢天然气泄漏量及甲烷、氢气爆炸下限竖直方向上扩散距离的影响。结果表明:掺氢比例越大,掺氢天然气泄漏量越小,甲烷爆炸下限等值线扩散至地表所需时间越长,而氢气则相反;泄漏孔径10 mm时的泄漏量约为孔径5 mm时泄漏量的2倍,泄漏孔径20 mm时的泄漏量约为10 mm时泄漏量的2倍,且泄漏孔径越大,甲烷和氢气的爆炸下限等值线到达地表所需时间越短;管道压力越大,掺氢天然气泄漏量越大且扩散速度越快,危险系数越高;管道埋深1.1 m泄漏量最大,其次为1.4、0.8 m,埋深越浅,甲烷和氢气的爆炸下限等值线到达地表所需时间越短;土壤类型对掺氢天然气的泄漏扩散有重要的影响,土壤类型为粉质砂土时,掺氢天然气泄漏量及扩散速度最大,其次为壤土,最后为黏土。

纯氢与掺氢天然气管道摩阻系数预测

纯氢与掺氢天然气管道是实现氢气长距离、大规模输送的最佳方式之一,其中摩阻系数是气体管道水力计算的关键参数,现有的经验公式不能满足预测掺氢天然气的摩阻系数要求。为改进传统的摩阻系数计算公式在纯氢与掺氢天然气管道系统的适用性,搭建了纯氢和掺氢天然气管输调压综合实验平台,开展纯氢和不同比例的掺氢天然气管输流动实验,根据实验采集的流量、温度、压力和管道的长度、管径等参数计算管道的摩阻系数,同时建立了摩阻系数与雷诺数、粗糙度之间的关系,并修正了传统摩阻系数公式,最后利用湖南省巴陵—长岭纯氢气管道的实际运行数据进行了验证。研究结果表明:①由于氢气与天然气物性差异较大,掺氢比会影响流动摩阻系数,相同条件下掺氢比越大摩阻系数越小;②传统摩阻系数计算公式存在30%左右的误差,创新提出的适用于纯氢和掺氢天然气的3段式摩阻系数经验公式,相对误差最大11.84%,能够有效降低误差;③与巴陵—长岭纯氢气管道实际的运行数据相比,修正后摩阻系数预测公式的平均误差为0.62%,该公式可以满足实际工程的误差要求。结论认为,得到的纯氢与掺氢天然气管道摩阻系数修正公式可应用于纯氢与掺氢天然气管道工程设计,具有重要的工程应用价值和前景。

南海神狐海域天然气水合物微观赋存特征的超分辨率CT图像识别

南海神狐海域是我国天然气水合物资源勘探开发的主要目标区之一,2017和2020年先后两次现场试验性开采证实了水合物资源的利用前景。目前,对该地区含水合物储层的精细评价还有待进一步提升,水合物在沉积物孔隙空间中的微观赋存形态是其中的重要影响因素。针对水合物微观赋存形态CT图像表征存在的分辨率不足的问题,建立了一种基于自监督学习的数字图像超分辨率重建算法,实现了CT扫描图像空间分辨率的2倍和4倍提升。在此基础上,对南海神狐海域含水合物沉积物孔隙结构演化规律和水合物微观赋存特征进行了形态表征。由于南海沉积物中存在大量有孔虫壳体,水合物主要占据有孔虫壳体内部空间并堵塞了空隙间的连通喉道,显著降低了沉积物的气、水渗透能力;然而,水合物未能全部占据整个孔隙空间,仍然会有少量的气体和水残留,气体则主要分布于水合物颗粒内部,而水则主要分布在水合物颗粒表面,上述实验结果对地震、测井等现场勘探数据解释具有一定的指导意义。

鄂尔多斯盆地奥陶系盐下马四段高含硫天然气地球化学特征及成因

鄂尔多斯盆地盐下天然气勘探取得重大突破,在马四段多次钻获高含硫化氢天然气,地质和地球化学特征表明其成因和来源尚不明确。通过系统采集马四段天然气、乌拉力克组页岩气和上古生界致密砂岩气样品,测定天然气的组分和碳、氢同位素组成,结合盆地中东部地质实际开展天然气成因和气源研究。结果显示,马四段天然气是以甲烷为主的干气,干燥系数平均值为0.97,乙烷平均含量为1.07%,丙烷平均含量为0.32%,其余重烃气平均含量0.38%;硫化氢平均浓度为124774×10-6,是TSR作用的产物,明显区别于上古生界致密砂岩气和乌拉力克组页岩气,研究区内由西向东硫化氢含量逐渐降低;马四段天然气中甲烷碳同位素组成介于-44.8‰~-36.4‰,平均值为-40.3‰;乙烷碳同位素组成介于-27.7‰~-19.1‰,平均值为-24.3‰;甲烷氢同位素组成介于-172‰~-140‰,平均值为-162‰;乙烷氢同位素组成介于-140‰~-112‰,平均值为-119‰;马四段天然气具有较轻的甲烷碳同位素组成和较重的甲烷氢同位素组成,指示马四段天然气具有与上古生界煤成气不同的气源。以甲烷碳、氢同位素组成及组分作为高含硫天然气的主要判识参数,识别出马四段天然气具有“自生自储”的特征,气源岩为马家沟组含膏层系发育的海相烃源岩;TSR促进了烃类向非烃的转化,重烃气向甲烷的转化,也会导致烃类碳同位素组成的变化;部分气藏乙烷碳同位素组成已经明显重于干酪根碳同位素组成,超出了热演化的影响范围,凸显TSR作用对乙烷碳同位素影响较大。基于马家沟组盐下天然气的形成演化地质背景,初步估算TSR能导致乙烷碳同位素组成变重5‰~10‰。

渤海湾盆地东濮凹陷天然气成因及分布特征

针对东濮凹陷高热演化程度区天然气成因复杂,天然气富集规律及勘探潜力认识不清等问题,文中利用聚类分析、生烃模拟实验等手段,对天然气成因类型及分布特征进行了研究。研究结果表明:东濮凹陷存在油型气、煤成气及混合气3大类天然气。其中:油型气包括低熟油型气(Ro介于0.5%~1.2%)、中熟油型气(Ro介于1.2%~1.6%)和高熟油型气(Ro介于1.6%~2.0%),依次分布于构造顶部、斜坡带、洼陷带;煤成气Ro介于2.0%~3.0%,包括源外高熟煤成气和源内高熟煤成气;而混合气主要分布在高热演化烃源灶的大断裂周围。通过对主力生气区分析发现,油型气和煤成气对应的烃源岩主力生气深度分别介于4000~5000,5000~7000 m,空间上具有接力特征。东濮凹陷天然气富集程度与生烃洼陷的热演化程度关系密切,中、高热演化洼陷(Ro介于1.0%~3.0%)将是渤海湾盆地和东濮凹陷未来天然气勘探的重点领域。

海域天然气水合物储层改造增产技术研究进展

天然气水合物是以甲烷为主的烃类气体在高压、低温条件下形成的固态可燃烧的结晶化合物,主要分布在温度和压力条件适合的陆域冻土区和海底,其中有超过90%的天然气水合物分布在海底的沉积物中(黄鑫等,2022;王志刚等,2023)。当前已探明的天然气水合物储量是全球石化燃料资源的2倍,如果能够开采出15%的天然气水合物.

2023年中国天然气调峰特性及2024年市场供需展望

为了助推天然气在中国新型能源体系建设中发挥更大的作用,回顾了2023年中国天然气市场调峰需求的主要特点,展望了2024年中国天然气市场的发展趋势。研究结果表明:(1)2023年,中国天然气供需总体宽松,天然气季节性调峰量为212×10^(8)m^(3),占该年全国天然气消费总量的5.4%,较2022年有所下滑;(2)2023年中国高月天然气不均匀系数为1.34,低月不均匀系数为0.85,月峰谷比为1.57,消费量月度波动幅度在年初市场异常和淡季需求量增长的影响下有所收窄;(3)2023年中国高峰天然气日消费量在历史性寒潮的刺激下直线攀升,峰值达到15.7×10^(8)m^(3)/d,同比增长18.9%;(4)城市燃气和发电用气成为2023年中国天然气调峰需求的主力,工业燃料和化工原料用气在一定程度上平抑了天然气消费量的季节性波动;(5)2023年中国储气设施顶峰能力再上新台阶,经营品种更加丰富;(6)在诸多有利条件叠加的情景下,预计2024年中国天然气需求量将有望达到4264×10^(8)m^(3),同比增长8.8%,新增需求量以工业燃料和发电用气为主;(7)2024年中国天然气调峰需求量预计为227×10^(8)m^(3),同比增长7.0%;(8)预计2024年中国天然气供应能力增长将超过需求量增长,整体上继续保持供应宽松的格局,并且在积极情景下LNG现货需求将保持旺盛;(9)建议国内天然气进口企业高度关注国际市场供应侧风险,销售企业提前做好冬季资源储备,城市燃气企业利用改革红利及时补齐相关短板,设施经营企业积极拓展市场化经营模式。