天然气储量

摘要： 根据BP公司发布的年度报告,截至2021年年底俄罗斯已探明天然气储量全球排名第一,共有37.4万亿立方米。排名第二的为伊朗(32.1万亿立方米),然后是卡塔尔(24.7万亿立方米),土库曼斯坦(13.6万亿立方米)和美国(12.6万亿立方米)。

摘要： 全球大约60%的石油和40%的天然气储量存在于碳酸盐岩中,断层对油气储量意义重大,已知断层对地下流体的流动具有重要的控制作用,但是关于断层对碳酸盐岩储层流体流动影响的研究却十分有限。为确定碳酸盐岩中断层岩水力性质的关键控制因素,分别从德国、希腊、意大利、马耳他、阿曼、阿联酋和英国等7个国家的多个断裂带,收集了42个出露断层的碳酸盐岩断层岩性数据。其中,德国、意大利、阿曼和阿联酋的样品取自低孔低渗的岩相,运动学性质包括正断层、走滑断层以及逆冲断层。希腊、意大利、马耳他和英国的样品埋深较浅(小于1公里),来自孔隙度和渗透率相对较高的主岩,主岩相包含了Dunham分类法的大部分。运动学分类主要为低应变变形带或正断层、斜滑断层和走滑断层。所有地区的断层位移范围从毫米至最远5公里。

摘要： 开展四川盆地天然气储量增长趋势预测研究,进一步明确未来勘探潜力,论证天然气业务发展主要指标的合理性,为中长期战略目标制定提供科学依据.四川盆地天然气探明地质储量发现过程具有明显的多峰特征,利用GM(1,2)灰色方法预测储量曲线的多旋回模型参数变化规律,选用多旋回Hubbert模型和多旋回Gauss模型,以探明储量时间序列为基础,预测四川盆地未来天然气探明储量趋势特征.预测结果表明:①天然气储量多旋回变化明显,GM(1,2)灰色预测方法可用于预测多旋回参数的变化规律,为储量增长趋势预测提供参数支撑;②多旋回Hubbert和Gauss模型预测得到的储量数据与实际年均探明储量数据自相关系数分别为0.954及0.912,多旋回Hubbert模型预测结果与实际情况吻合度更高;③在相当长的时间内,盆地天然气勘探将具有广阔前景,天然气探明地质储量总体上呈现先快速上升后缓慢下降趋势,在2043年将达到高峰,峰值储量为5857×108 m3.

摘要： 中国海油4月15日宣布,我国首个千亿方自营深水大气田“深海一号”气田(陵水17-2气田),所有开发井的钻完井作业全部完成,顺利投产在即。此举标志着我国已完全具备深水、超深水海域的油气勘探开发能力。据中国海油介绍,“深海一号”气田位于距海南岛150公里的琼东南盆地,2014年由中国海油勘探发现,探明天然气储量超千亿立方米,最大水深超过1500米,最大井深达4000米以上,是我国迄今为止自主发现的平均水深最深、勘探开发难度最大的海上深水气田。

摘要： 2021年3月1日,从中国海洋石油集团有限公司(以下简称中国海油)获悉,经国家自然资源部审定,山西临兴气田探明天然气地质储量超过1010×108 m^(3),中国海油在陆上成功发现千亿立方米大气田。中国海油表示,目前该气田正进一步加快勘探开发,建成后将大大增强华北地区清洁能源供应能力,为实施新时代西部大开发战略和雄安新区建设提供绿色清洁的能源保障。

摘要： 因为欧洲天然气“断供”事件持续发酵,俄罗斯在近期备受关注,据统计,俄罗斯天然气占据欧盟进口总量的41%,可见这个国家天然气储量之多。但除了天然气,俄罗斯在其他化石能源和可再生能源方面,同样具有相当的资源储备。

摘要： "深海一号"能源站6月底投产每年将供气30亿立方米我国自主研发建造的十万吨级深水半潜式生产储油平台——中国海油"深海一号"能源站,于6月底投产。"深海一号"能源站位于南海琼东南盆地的"深海一号"(陵水17-2)大气田,距离海南岛150公里。"深海一号"大气田是我国首个1500米深水自营大气田,探明天然气储量超1000亿立方米。"深海一号"能源站用于该大气田的开发,目前,能源站已完成全部设备安装工作,工作人员正在进行最后阶段的调试。据介绍,"深海一号"建成投产后,每年将为粤港琼等地稳定供气30亿立方米。

摘要： 我国首个自营勘探开发的1500米深水大气田“深海一号”2021年6月25日在海南陵水海域正式投产。这标志着我国海洋油气勘探开发迈向“超深水”,对保障国家能源安全、优化能源结构和促进区域经济发展具有重要意义。“深海一号”大气田距海南省三亚市150千米,于2014年勘探发现,探明天然气储量超千亿立方米,最大水深超过1500米,最大井深达4000米以上,是我国自主发现的水深最深、勘探开发难度最大的海上深水气田。

摘要： 2021年8月16日,从中国石油化工集团有限公司(以下简称中国石化)新闻办获悉,近日中国石化西南石油局中江气田新增天然气探明储量340.29×10^(8) m^(3),累计探明天然气储量1061×10^(8) m^(3),为进一步提升中国石化洁净能源供应能力、助力川渝地区建设我国首个千亿立方米级天然气生产基地、保障国家能源安全作出积极贡献。

摘要： 《天然气工业》是全面报道中国天然气工业全产业链的科技期刊(ISSN 1000-0976,CN 51-1179/TE),由中国石油天然气集团有限公司主管,四川石油管理局有限公司、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油集团川庆钻探工程有限公司主办。《天然气工业》创刊40年来,伴随中国天然气事业从起步到加快发展,见证和助推着中国天然气储量和产量快速增长,促进了我国陆地和海域一大批大中型气田的成功勘探和开发。

摘要： 白云深水区经过20多年勘探实践,发现天然气三级储量超千亿方,油气勘探巨大潜力和前景已得到证实,珠江组深水沉积储层是天然气勘探的主力层系.然而近期的自营勘探遇到新的问题:1利用振幅、亮点、AVO属性识别储层和含气性的常规勘探技术遇到瓶颈,根本原因是埋藏条件变深、孔隙度降低后砂岩储层阻抗属性与围岩差异变小,气藏的地震显性特征完全消失;2由于缺乏构造圈闭,白云深水区必须向岩性圈闭勘探转型,而深水区岩性圈闭勘探缺少成熟的模式.针对这些问题,深水勘探团队从储层流体识别技术攻关和深水沉积条件下的岩性圈闭形成机制研究入手,应用了近年来地球物理发展的新技术和深水沉积的理论,提出了适合于深水区的更完善的勘探技术组合.主要包括:地震速度约束下的叠前同步反演;岩石物理定量解释量版;深水沉积结构关系解剖和水道侧封型岩性圈闭理论研究.深水勘探团队综合运用上述方法在白云深水区开展了新一轮隐蔽岩性油气藏目标的评价工作,并钻探获得了近500亿方新增天然气储量,取得了较好的应用效果.

摘要： 开发成本是全面反映石油公司油气开发经济活动的重要指标。为提高石油公司的天然气开发投资效益，本文结合某石油公司天然气开发实际情况，研究提出一套规范的开发成本指标测算方法，并构建开发成本界限计算模型，应用方法和模型对某石油公司天然气开发成本进行实例计算。首先，利用指标测算方法对某石油公司“十一五”天然气新、老区25个典型气藏共57个样本测算，分析开发成本变化趋势及规律，结果表明此方法测算天然气开发成本合理，且开发成本高低与所处开发阶段相关，开发成本与单井新增可采储量、井深等因素具有较好相关性；其次，利用开发成本界限计算模型计算某石油公司总体、各采气厂、各气藏开发成本界限，并将其与实际成本进行比较，从而评价对应新增可采储量的经济性，评价结果为除x5、x6 两个以老区为主的采气厂外，某石油公司“十一五”其他新增可采储量均为经济有效储量。最后，根据以上研究成果综合提出某石油公司天然气开发成本管理和控制等几方面建议。

摘要： 近年来，天然气储量的增长主要依赖于大气田的发现，其中大气田探明储量已占全国总储量的75%以上，加强大气田的勘探研究和技术攻关十分必要。文中主要对大气田形成基础地质理论问题及成藏富集规律进行攻关研究，提出煤和碳质泥岩生成下限值降低，碎屑岩储层向深部延伸，重新界定天然气三种聚集模式等地质新认识；总结了大面积岩性、碳酸盐岩和火山岩三类大气田的成藏富集规律。文中还对中国大气田勘探前景进行了分析，评价优选出低渗致密砂岩、碳酸盐岩和火山岩三大勘探领域19个有利的大气田目标区。

摘要： 三维地震解释结合精细地层对比,是对断裂发育的小断块进行精细构造解释的主要技术手段,通过钻井取心、录井、测井等资料进行分析,落实了锦87井区于楼油层的构造特征,运用容积法估算了该区的天然气储量.对该区的开发状况起到一定的指导作用.

摘要： 克拉2气田天然气储量相当可观，是西气东输的主要气源之一，但由于克拉2区块地层复杂，长期以来钻速低、周期长、复杂、事故时率高一直困扰着克拉2区块的开发进程，为了尽可能加快该区快的钻井速度，提高勘探开发综合效益，在该区块找到一种能大幅提高钻速的方法势在必行。所以有必要对如何加快克拉2气田上部地层钻井速度进行探索。

摘要： 东非位于非洲东部,东临红海、亚丁湾和印度洋,西接苏丹、中非共和国和刚果(金)等国,包括埃塞俄比亚、索马里、肯尼亚、乌干达、坦桑尼亚、莫桑比克、马达加斯加等17个国家.区内主要有古生代大陆裂谷盆地、被动大陆边缘盆地和第三纪裂谷等三种类型.迄今为止,东非勘探程度很低,仅发现少量天然气和稠油带.其中比较大的气田有埃塞俄比亚的Calub气田、坦桑尼亚Songo Songo气田和莫桑比克Pande气田,累计天然气储量约1.51×1012ft31;稠油带主要发现于马达加斯加Bemolanga地区,原始地质储量(20～30)×108bbl2虽然目前尚未发现具一定规模的油田,但是油苗和油气显示众多,预示着该地区油气活动活跃,具有一定的勘探潜力.同时肯尼亚、坦桑尼亚、莫桑比克和马达加斯加的沿海及深海地区也逐渐成为了重要的勘探远景区.本文主要探讨东非地区石油地质基本条件和资源潜力。

摘要： 一种液化天然气和压缩天然气合建站的液化天然气槽车卸车装置是CNG主管道(17)的一端连接有第1软管(2)，另一端依次连接有第1截止阀(3)，减压阀(5)，第1止回阀(8)和第二软管(14)，LNG储罐(11)的气相出口通过第2截止阀(10)与换热器(6)的低温气体进口相连接，换热器(6)的低温气体出口与空温器(7)的进口相连接，空温器(7)的出口与压缩机(4)的进口相连接，压缩机(4)的出口与换热器(6)的气体入口相连接，LNG储罐进口管道(18)一端依次通过第3止回阀(13)和第3截止阀(12)与LNG储罐(11)的进口连接，另一端连接第3软管(15)。本发明具有能够降低LNG气化率，无浪费，LNG槽车卸车方便的优点。

摘要： 本发明公开一种具备回收残余天然气装置的充气系统及残余天然气回收方法，目的是使长管拖车内的残余天然气量减到最小值。把长管拖车(110)内的残余天然气以自然压力差的方式回收到压缩罐(130)中，之后把回收的残余天然气压缩再利用，使残留在长管拖车(110)内的天然气最小化的同时加气效率最大化，并减少流通资金，效果值得期待。

摘要： 一用来按照要求分配液化天然气(LNG)和压缩天然气(CNG)或它们两者的加燃料设施和方法。该加燃料设施可包括一诸如低温储存容器的LNG源。一低体积高压力的泵接合到LNG源以产生加压的LNG流。该加压LNG流可以有选择地导向通过一LNG流道或一CNG流道，CNG流道包括一蒸发器，其构造成从加压的LNG中产生CNG。CNG的一部分可从CNG流道中抽取并引导到CNG流道内，以控制流过其间的LNG的温度。同样地，LNG的一部分可从LNG流道中抽取并引导到CNG流道内，以控制流过其间的CNG的温度。

摘要： 本发明涉及一种用于使包括主要包含甲烷的碳氢化合物的混合物的天然气液化的方法，该方法包括：对天然气半开放的第一制冷剂循环，其中，已冷凝的来自天然气的可能液体从天然气输入流分离，后者随后通过主低温热交换器(4)，从而通过热交换对主天然气流(F‑P)进行预冷却和对初始制冷剂气体流(G‑0)进行冷却；对天然气半开放的第二制冷剂循环，以便有助于对天然气和制冷剂气体进行预冷却，以及有助于使天然气液化；对制冷剂气体封闭的制冷剂循环，以便对液化天然气进行过冷却并且提供对另外两个循环进行补充的制冷功率。本发明还涉及一种用于执行这种方法的用于液化天然气的设施。

摘要： 本发明公开了一种用于确定天然气汽车的天然气品质的系统，所述系统包括：至少适于测量天然气汽车的液化天然气罐(2)内的天然气液位升高的液位传感器(3)；以及被构造成适于从天然气汽车的发动机(4)获取发动机(4)的至少一个工作参数且适于从液位传感器(3)获取液位升高的信号作为学习请求信号的电子控制单元(1)；其中，所述电子控制单元(1)被进一步构造成适于在接收到学习请求信号且发动机(4)满足预定的学习条件的状态下基于所述工作参数确定天然气品质。本发明还公开了一种包括所述系统的天然气汽车。根据本发明，可以提供更为准确的天然气品质信息，为发动机的控制和选择加气站提供了依据。

摘要： 一种液化天然气和压缩天然气合建站的液化天然气槽车卸车装置是CNG主管道(17)的一端连接有第1软管(2)，另一端依次连接有第1截止阀(3)，减压阀(5)，第1止回阀(8)和第二软管(14)，LNG储罐(11)的气相出口通过第2截止阀(10)与换热器(6)的低温气体进口相连接，换热器(6)的低温气体出口与空温器(7)的进口相连接，空温器(7)的出口与压缩机(4)的进口相连接，压缩机(4)的出口与换热器(6)的气体入口相连接，LNG储罐进口管道(18)一端依次通过第3止回阀(13)和第3截止阀(12)与LNG储罐(11)的进口连接，另一端连接第3软管(15)。本发明具有能够降低LNG气化率，无浪费，LNG槽车卸车方便的优点。

摘要： 本发明公开了含氮天然气中氮-甲烷分离生产气相天然气以及液相天然气的工艺，目标产品可为天然气液化天然气。本发明公开的含氮天然气氮-甲烷分离工艺以塔顶气体经压缩，利用压缩塔顶气作为塔底再沸器热源，将精馏塔塔顶冷凝器和塔底再沸器耦合成一个换热器，利用塔底低品位的冷量冷凝塔顶产品，实现节能降耗的目的。本发明实现氮-甲烷分离基本过程包括原料天然气预冷、精馏塔分离、塔顶气相的压缩、塔顶产品的复热、塔底产品采出复热。采用本发明具有天然气原料气适应范围广，甲烷回收率高，能耗低，设备投资省的特点。

摘要： 本发明公开一种具备回收残余天然气装置的充气系统及残余天然气回收方法，目的是使长管拖车内的残余天然气量减到最小值。把长管拖车(110)内的残余天然气以自然压力差的方式回收到压缩罐(130)中，之后把回收的残余天然气压缩再利用，使残留在长管拖车(110)内的天然气最小化的同时加气效率最大化，并减少流通资金，效果值得期待。

摘要： 一用来按照要求分配液化天然气(LNG)和压缩天然气(CNG)或它们两者的加燃料设施和方法。该加燃料设施可包括一诸如低温储存容器的LNG源。一低体积高压力的泵接合到LNG源以产生加压的LNG流。该加压LNG流可以有选择地导向通过一LNG流道或一CNG流道，CNG流道包括一蒸发器，其构造成从加压的LNG中产生CNG。CNG的一部分可从CNG流道中抽取并引导到CNG流道内，以控制流过其间的LNG的温度。同样地，LNG的一部分可从LNG流道中抽取并引导到CNG流道内，以控制流过其间的CNG的温度。

摘要： 一种液化天然气和压缩天然气合建站的液化天然气槽车卸车装置是CNG主管道(17)的一端连接有第1软管(2)，另一端依次连接有第1截止阀(3)，减压阀(5)，第1止回阀(8)和第二软管(14)，LNG储罐(11)的气相出口通过第2截止阀(10)与换热器(6)的低温气体进口相连接，换热器(6)的低温气体出口与空温器(7)的进口相连接，空温器(7)的出口与压缩机(4)的进口相连接，压缩机(4)的出口与换热器(6)的气体入口相连接，LNG储罐进口管道(18)一端依次通过第3止回阀(13)和第3截止阀(12)与LNG储罐(11)的进口连接，另一端连接第3软管(15)。本实用新型具有能够降低LNG气化率，无浪费，LNG槽车卸车方便的优点。