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管道焊接技术？ [编辑本段]管道焊接技术　　国内外油气管道焊接技术发展综述　　中国石油天然气管道局科学研究院薛振奎隋永莉　　0 引言　　我国的油气资源大部分分布在东北和西北地区，而消费市场绝大部分在东南沿海和中南部的大中城市等人口密集地区，这种产销市场的严重分离使油气产品的输送成为油气资源开发和利用的最大障碍。管输是突破这一障碍的最佳手段，与铁路运输相比，管道运输是运量大、安全性更高、更经济的油气产品输送方式，其建设投资为铁路的一半，运输成本更只有三分之一。因此，我国政府已将“加强输油气管道建设，形成管道运输网”的发展战略列入了“十五”发展规划。根据有关方面的规划，未来10年内，我国将建成14条油气输送管道，形成“两纵、两横、四枢纽、五气库”，总长超过万公里的油气管输格局。这预示着我国即将迎来油气管道建设的高峰期。　　我国正在建设和计划将要建设的重点天然气管道工程有：西气东输工程，全长4176公里，总投资1200亿元，今年9月正式开工建设，2004年全线贯通；涩宁兰输气管道工程，全长950公里，已于2000年5月开工建设，目前已接近完工，天然气已送到西宁；忠县至武汉输气管道工程，全长760公里，前期准备工作已获得重大进展，在建的11条隧道已有4条贯通；石家庄至涿州输气管道工程，全长202公里，已于2000年5月开工建设，目前已接近完工；石家庄至邯郸输气管道工程，全长约160公里；陕西靖边至北京输气工程复线；陕西靖边至西安输气管道工程复线；陕甘宁至呼和浩特输气工程，全长497公里；海南岛天然气管道工程，全长约270公里；山东龙口至青岛输气管道工程，全长约250公里；中俄输气管道工程，中国境内全长2000公里；广东液化天然气工程，招商引资工作已完成，计划2005年建成。在建和将建的输油管道有：兰成渝成品油管道工程，全长1207公里，已于去年5月开工建设；中俄输油管道工程，中国境内长约700公里；中哈输油管道工程，中国境内长800公里。此外，由广东茂名至贵阳至昆明长达2000公里的成品油管线和镇海至上海、南京的原油管线也即将开工建设。除主干线之外，大规模的城市输气管网建设也要同期配套进行。　　面对如此巨大的市场，如此难得的发展机遇，对管道施工技术提出了新的挑战。在同样输量的情况下，建设一条高压大口径管道比平行建几条低压小口径管道更为经济。例如一条输送压力为7.5MPa，直径1 400mm的输气管道可代替3条压力5.5MPa，直径1 000mm的管道，但前者可节省投资35%，节省钢材19%，因此，扩大管道的直径已成为管道建设的科学技术进步的标志。在一定范围内提高输送压力可以增加经济效益。以直径1 020mm的输气管道为例，操作压力从5.5MPa提高到7.5MPa，输气能力提高41%，节约材料7%，投资降低23%。计算表明，如能把输气管的工作压力从7.5MPa，进一步提高到10～12MPa，输气能力将进一步增加33～60%。美国横贯阿拉斯加的输气管道压力高达11.8MPa，输油管道达到8.3MPa，是目前操作压力最高的管道。　　管径的增加和输送压力的提高，均要求管材有较高的强度。近年来，在保证可焊性和冲击韧性的前提下，管材的强度有了很大提高。由于管道敷设完全依靠焊接工艺来完成，因此焊接质量在很大程度上决定了工程质量，焊接是管道施工的关键环节。而管材、焊材、焊接工艺以及焊接设备等是影响焊接质量的关键因素。　　1 我国石油天然气管道建设初期焊接工艺应用情况　　我国在70年代初开始建设大口径长输管道，著名的“八三”管道会战建设了大庆油田至铁岭、由铁岭至大连、由铁岭至秦皇岛的输油管道，解决了困扰大庆原油外输问题。　　该管道设计管径φ720mm，钢材选用16MnR，埋弧螺旋焊管，壁厚6～11mm。焊接工艺方案为：手工电弧焊方法，向上焊操作工艺；焊材选用J506、J507焊条，焊前烘烤400℃、1小时，φ3.2打底、φ4填充、盖面；焊接电源采用旋转直流弧焊机；坡口为60°V型，根部单面焊双面成型。　　东北“八三”会战所建设的管道已运行了30年，至今仍在服役，证明当年的工艺方案正确，并且施工质量良好。　　80年代初开始推广手工向下焊工艺，同时研制开发了纤维素型和低氢型向下焊条。与传统的向上焊工艺比较，向下焊具有速度快、质量好，节省焊材等突出优点，因此在管道环缝焊接中得到了广泛的应用。　　90年代初开始推广自保护药芯焊丝半自动手工焊，有效地克服了其他焊接工艺方法野外作业抗风能力差的缺点，同时也具有焊接效率高、质量好且稳定的特点，现成为管道环缝焊接的主要方式。　　管道全位置自动焊的应用已探索多年，现已有了突破性进展，成功地用西气东输管道工程，其效率、质量更是其他焊接工艺所不能比的，这标志着我国油气管道焊接技术已达到了较高水平。　　2 管道施工用钢管　　2.1 管线钢的发展历史　　早期的管线钢一直采用C、Mn、Si型的普通碳素钢，在冶金上侧重于性能，对化学成分没有严格的规定。自60年代开始，随着输油、气管道输送压力和管径的增大，开始采用低合金高强钢（HSLA），主要以热轧及正火状态供货。这类钢的化学成分：C≤0.2%，合金元素≤3～5%。随着管线钢的进一步发展，到60年代末70年代初，美国石油组织在API 5LX和API 5LS标准中提出了微合金控轧钢X56、X60、X65三种钢。这种钢突破了传统钢的观念，碳含量为0.1-0.14%，在钢中加入≤0.2%的Nb、V、Ti等合金元素，并通过控轧工艺使钢的力学性能得到显著改善。到1973年和1985年，API标准又相继增加了X70和X80钢，而后又开发了X100管线钢，碳含量降到0.01-0.04%，碳当量相应地降到0.35以下，真正出现了现代意义上的多元微合金化控轧控冷钢。　　我国管线钢的应用和起步较晚，过去已铺设的油、气管线大部分采用Q235和16Mn钢。“六五”期间，我国开始按照API标准研制X60、X65管线钢，并成功地与进口钢管一起用于管线敷设。90年代初宝钢、武钢又相继开发了高强高韧性的X70管线钢，并在涩宁兰管道工程上得到成功应用。　　2.2 管线钢的主要力学性能　　管线钢的主要力学性能为强度、韧性和环境介质下的力学性能。　　钢的抗拉强度和屈服强度是由钢的化学成分和轧制工艺所决定的。输气管线选材时，应选用屈服强度较高的钢种，以减少钢的用量。但并非屈服强度越高越好。屈服强度太高会降低钢的韧性。选钢种时还应考虑钢的屈服强度与抗拉强度的比例关系—屈强比，用以保证制管成型质量和焊接性能。　　钢在经反复拉伸压缩后，力学性能会发生变化，强度降低，严重的降低15%，即包申格效应。在定购制管用钢板时必须考虑这一因素。可采取在该级别钢的最小屈服强度的基础上提高40-50MPa。　　钢材的断裂韧性与化学成分、合金元素、热处理工艺、材料厚度和方向性有关。应尽可能降低钢中C、S、P的含量，适当添加V、Nb、Ti、Ni等合金元素，采用控制轧制、控制冷却等工艺，使钢的纯度提高，材质均匀，晶粒细化，可提高钢韧性。目前采取方法多为降C增Mn。　　管线钢在含硫化氢的油、气环境中，因腐蚀产生的氢侵入钢内而产生氢致裂纹开裂。因此输送酸性油、气管线钢应该具有低的含硫量，进行有效的非金属夹杂物形态控制和减少显微成份偏析。管线钢的硬度值对HIC也有重要的影响，为防止钢中氢致裂纹，一般认为应将硬度控制在HV265以下。　　2.3 管线钢的焊接性　　随着管线钢碳当量的降低，焊接氢致裂纹敏感性降低，为避免产生裂纹所需的工艺措施减少，焊接热影响区的性能损害程度降低。但由于焊接时管线钢经历着一系列复杂的非平衡的物理化学过程，因而可能在焊接区造成缺陷，或使接头性能下降，主要是焊接裂纹问题和焊接热影响区脆化问题。　　管线钢由于碳含量低，淬硬倾向减小，冷裂纹倾向降低。但随着强度级别的提高，板厚的加大，仍然具有一定的冷裂纹倾向。在现场焊接时由于常采用纤维素焊条、自保护药芯焊丝等含氢量高的焊材，线能量小，冷却速度快，会增加冷裂纹的敏感性，需要采取必要的焊接措施，如焊前预热等。　　焊接热影响区脆化往往是造成管线发生断裂，诱发灾难性事故的根源。出现局部脆化主要有两个区域，即热影响区粗晶区脆化，是由于过热区的晶粒过分长大以及形成的不良组织引起的，多层焊时粗晶区再临界脆化，即前焊道的粗晶区受后续焊道的两相区的再次加热引起的。这可以通过在钢中加入一定量的Ti、Nb微合金化元素和控制焊后冷却速度获得合适的t8/5来改善韧性。　　2.4 西气东输管道工程用钢管　　西气东输管道工程用钢管为X70等级管线钢，规格为Φ1 016mm×14.6～26.2mm，其中螺旋焊管约占80%，直缝埋弧焊管约占20%，管线钢用量约170万吨。　　X70管线钢除了含Nb、V、Ti外，还加入了少量的Ni、Cr、Cu和Mo，使铁素体的形成推迟到更低的温度，有利于形成针状铁素体和下贝氏体。因此X70管线钢本质上是一种针状铁素体型的高强、高韧性管线钢。钢管的化学成分及力学性能见表1和表2。　　3 焊接工艺　　3.1 现场焊接的特点　　由于发现和开采的油气田地处边远地区，地理、气候、地质条件恶劣，社会依托条件较差，给施工带来很多困难，尤其低温带来的麻烦最大。　　现场焊接时，采用对口器进行管口组对。为了提高效率，一般是在对好的管口下放置基础梁木或土堆，在对前一个对接口进行焊接的同时，开始下一个对接准备工作。这将产生较大的附加应力。同时由于钢管热胀冷缩的影响，在碰死口时最容易因附加应力而出问题。　　现场焊接位置为管水平固定或倾斜固定对接，包括平焊、立焊、仰焊、横焊等焊接位置。所以对焊工的操作技术提出了更高、更严的要求。　　当今管道工业要求管道有较高的输送压力和较大的管线直径并保证其安全运行。为适应管线钢的高强化、高韧化、管径的大型化和管壁的厚壁化出现了多种焊接方法、焊接材料和焊接工艺。　　3.2 管道施工焊接方法　　国外管道焊接施工经历了手工焊和自动焊的发展历程。手工焊主要为纤维素焊条下向焊和低氢焊条下向焊。在管道自动焊方面，有前苏联研制的管道闪光对焊机，其在前苏联时期累计焊接大口径管道数万公里。它的显著特点就是效率高，对环境的适应能力很强。美国CRC公司研制的CRC多头气体保护管道自动焊接系统，由管端坡口机、内对口器与内焊机组合系统、外焊机三大部分组成。到目前为止，已在世界范围内累计焊接管道长度超过34000km。法国、前苏联等其他国家也都研究应用了类似的管道内外自动焊技术，此种技术方向已成为当今世界大口径管道自动焊技术主流。　　我国钢质管道环缝焊接技术经历了几次大的变革，70年代采用传统焊接方法，低氢型焊条手工电弧焊上向焊技术，80年代推广手工电弧焊下向焊技术，为纤维素焊条和低氢型焊条下向焊，90年代应用自保护药芯焊丝半自动焊技术，到今天开始全面推广全位置自动焊技术。　　手工电弧焊包括纤维素焊条和低氢焊条的应用。手工电弧焊上向焊技术是我国以往管道施工中的主要焊接方法，其特点为管口组对间隙较大，焊接过程中采用息弧操作法完成，每层焊层厚度较大，焊接效率低。手工电弧焊下向焊是80年代从国外引进的焊接技术，其特点为管口组对间隙小，焊接过程中采用大电流、多层、快速焊的操作方法来完成，适合于流水作业，焊接效率较高。由于每层焊层厚度较薄，通过后面焊层对前面焊层的热处理作用可提高环焊接头的韧性。手工电弧焊方法灵活简便、适应性强，其下向焊和上向焊两种方法的有机结合及纤维素焊条良好的根焊适应性在很多场合下仍是自动焊方法所不能代替的。　　自保护药芯焊丝半自动焊技术是20世纪90年代开始应用到管道施工中的，主要用来填充和盖面。其特点为熔敷效率高，全位置成形好，环境适应能力强，焊工易于掌握，是目前管道施工的一种重要焊接工艺方法。　　随着管道建设用钢管强度等级的提高，管径和壁厚的增大，在管道施工中逐渐开始应用自动焊技术。管道自动焊技术由于焊接效率高，劳动强度小，焊接过程受人为因素影响小等优势，在大口径、厚壁管道建设的应用中具有很大潜力。但我国的管道自动焊接技术正处于起步阶段，根部自动焊问题尚未解决，管端坡口整形机等配套设施尚未成熟，这些都限制了自动焊技术的大规模应用。　　目前自动焊根焊主要采用ST 　　本文引用地址： http://www.weldr.net/simple/skill/html/content_1270.htm 查看更多 2个回答 . 2人已关注

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化工企业环境保护监测站设计规定？求助，哪位大神有《化工企业环境保护监测站设计规定》HG/T20501-2013啊化工企业设置的环保监测站级别为什么，有没有丙类这一说法？求助求助、、查看更多 1个回答 . 2人已关注

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带压的循环泵是否可用双面密封的轴封？ 带压的循环泵是否可用双面密封的轴封查看更多 3个回答 . 1人已关注

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电机检修轴承？ 在电机检修中使用的轴承，我这一般用进口的SKF和NSK的，有盖德知道在实际使用中究竟谁的更好一点。查看更多 6个回答 . 5人已关注

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Aspen 全流程模拟中出现SM results available是什么意思？ Aspen 全流程模拟中出现SM results available是什么意思？连起来之前都还是results available，连起来之后就变成SM results available查看更多 0个回答 . 2人已关注

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电力电缆选用相关问题？一、型号 1. 护套及绝缘层材质。常见类型： VV（VLV）聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆 VY（VLY）聚氯乙烯绝缘聚乙烯护套电力电缆 YJV（YJLV）交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电力电缆 YJY（YJLY）交联聚乙烯绝缘聚乙烯护套电力电缆括号中L代表铝芯电缆脚标22代表钢带铠装缘聚氯乙烯护套脚标23代表钢带铠装缘聚氯烯护套脚标32代表细钢丝铠装缘聚氯乙烯护套脚标33代表细钢丝装缘聚氯烯护套脚标42代表粗钢丝铠装缘聚氯乙烯护套脚标43代表粗钢丝装缘聚氯烯护套 VV（VLV）类电缆导体运行最高额定温度为摄氏70度，短路时（持续时间小于5秒）最高温度不超过摄氏160度。 YJV（YJLV）类电缆导体运行最高额定温度为摄氏90度，短路时（持续时间小于5秒）最高温度不超过摄氏250度。矿物绝缘电缆。氧化镁绝缘，铜或高温合金护套，运行最高额定温度摄氏250度。特殊用途类型：由于特殊用途电缆种类繁多，在此仅做简单介绍。用于高温环境的氟塑料电缆，聚偏二氟乙烯绝缘、护套电缆连续工作温度摄氏150度，聚全氟乙丙烯绝缘、护套电缆连续工作温度摄氏100度，，聚四氟乙烯绝缘、护套电缆连续工作温度摄氏260度。用于油污染环境的丁晴复合物绝缘电缆，运行最高额定温度摄氏105度。用于经常移动环境的硅橡胶电缆，运行最高额定温度摄氏180度。此外，还有专用的低温、防水、防虫鼠害、矿用电缆等。 2. 电压等级表示方法U0/U（Um） U0为导体对地电压，U为导体与导体之间电压，Um为使用设备的系统最高电压的最大值。其中，U0按系统接地故障持续时间分为两类：第一类电缆----用于单相接地故障时间每一次一般不大于1分钟的系统，亦可用于最长不超过8小时，每年累计不超过125小时的系统；第二类电缆----用于接地故障时间更长的系统，或对电缆绝缘性能要求较高的场所。例如10kV系统，如中性点经消弧线圈接地的应采用8.7/10kV电缆（或8.7/12），如中性点经小电阻接地的可采用6/10kV电缆（或6/12）。二、相线与N线截面配合理论上N线的允许载流量应大于最大三相不平衡电流及零序谐波电流之和。在工程中通常在以单相设备为主的系统中，N线截面等于相线截面（即4等芯）；在三相平衡系统或以三相设备为主的系统中，N线截面大于等于相线截面的一半（即3+1芯），其中有两个例外：相线为35mm2时，N线为16mm2，相线为150mm2时，N线为70mm2。在含有大量零序谐波分量的系统中，N线截面等于相线截面的2倍或根据实际需要定制。三、选择电缆截面所需考虑的因素除设计手册中所要求的温升、经济电流密度、电压损失、机械强度、载流量等以外，还需注意： 1. 敷设距离导致的单相短路故障、接地故障保护灵敏度问题（低压系统） 2. 在一个工程中尽量减少、合并截面等级，利于加工定货。四、防火常用电缆中，虽然聚氯乙烯护套电力电缆防水性能等方面优于聚乙烯护套电力电缆，但在火灾条件下，聚氯乙烯释放出的有害气体远超过聚乙烯。几乎所有电缆厂家都生产聚氯乙烯护套电力电缆，其中只有部分厂家同时生产聚乙烯护套电力电缆。阻燃电缆：阻燃产品比非阻燃产品能提供１５倍以上的逃生时间；阻燃材料烧掉的材料仅为非阻燃材料的ｌ／２；阻燃材料的热释放率仅为非阻燃材料的ｌ／４；燃烧产品总的毒气气体量，如以一氧化碳的相当量表示，阻燃产品仅为非阻燃产品的ｌ／３；普通阻燃产品与非阻燃产品的产烟性能、产烟量无大的区别。阻燃电缆按GB12666.5-90标准分为A、B、C三类，在工程设计中宜选择A类阻燃电缆。减少在同一防火隔断（例如同一桥架、同一竖井）内的电缆数量，有助于提高电缆的阻燃能力。耐火电缆：根据ＧＢｌ２６６６.６规定，耐火试验温度分为二类：Ａ类为９５０—１０００℃　考核时间为９０分钟Ｂ类为７５０—８００℃　考核时间为９０分钟。即电缆在外部火源７５０—８００℃（或９５０—１０００℃）直接燃烧下，９０分面内仍能通电，就判定为Ｂ类或Ａ类耐火电缆。有机类耐火电缆在铜导体上包绕云母耐火带（耐高温８００℃）作为耐火层，然后按不同型号挤上一定厚度的正常绝缘层，最后电缆芯间填充层和最外层的护套与普通电缆一样。无机类又称为矿物质绝缘型或者氧化镁绝缘电缆，其外护套为铜管或特种合金管，在外护套和铜芯导体之间填充氧化镁作为绝缘材料，由于氧化镁的熔点为２８００℃，铜管（外护套）的熔点为１０８３℃，特种合金管可以保证在825℃无变形，因此只要外护套不受破坏，该电缆就能正常工作，其耐火性能远超过有机类耐火电缆。在工程设计中不要轻易提出要求使用A类耐火电缆，因为NH-YJV或NH- VV一般都达不到A类要求，而矿物质绝缘电缆耐火性能虽然优异，但造价远高于普通耐火电缆，对施工的要求更加严格，另外由于是独芯电缆，各相对N、对PE间距不同，单相短路、接地短路阻抗（电抗）有一定差异。五、相关名词氧指数：是指在规定条件下，固体材料在氧、氮混合气流中，维持平稳燃烧所需的最低氧含量。氧指数高表示材料不易燃烧，氧指数低表示材料容易燃烧材料的氧指数（LOI）与其阻燃性的对应关系如下： LOI < 23 可燃 LOI 24 - 28 稍阻燃 LOI 29 - 35 阻燃 LOI > 36 高阻燃耐火电缆（Ｆｉｒｅｒｅｓｉｓｔａｎｔｃａｂｌｅｓ），简称为ＦＳ电缆。这种电缆不易着火致完全烧毁，在火灾中及火灾后尚能继续工作，保证救火过程中的用电需要。阻燃电缆（Ｆｌａｍｅｒｅｔａｒｄａｎｔｃａｂｌｅｓ），简称为ＦＲ电缆。普通聚合物，在燃点以上的火焰中都会燃烧。ＦＲ阻燃电缆的特点是单根电缆垂直燃烧时可阻止火焰蔓延，火焰移去后会自动熄灭。低延阻燃电缆（Ｒｅｄｕｃｅｄｆｌａｍｅｐｒｏｐａｇａｔｉｏｎｃａｂｌｅｓ），简称为ＦＲＲ电缆。其特点是能通过多根电缆垂直托架敷设的阻燃试验，在试验中集中成束电缆中所含可燃物质比单根电缆多但要求其火焰蔓延能受到控制。低烟无卤阻燃（Ｌｏｗｓｍｏｋｅｚｅｒｏｈａｌｏｇｅｎｃａｂｌｅｓ），简称ＦＯＨ电缆。ＦＯＨ电缆的特点是燃烧时既具有ＦＲ或ＦＲＲ阻燃能力，又不会排放ＨＣＩ等有毒气体，所散发的烟雾也非常稀薄。同心导体电力电缆：N线（或PEN）均匀外包于各相线外侧，与各相线距离均等，有利于均衡、降低各相对N的电抗。查看更多 0个回答 . 1人已关注

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机泵 50 m3/h 扬程应该怎么计算出来? 进出口管径怎么计算？查看更多 6个回答 . 1人已关注

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磨煤机钢棒技术协议？ 给力……共享才是进步的王道！查看更多 13个回答 . 1人已关注

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aspen HTFS2006能在aspen11.1下运行吗？我一直用的是aspen11.1，最近装了aspen HTFS2006，安装在了同一个目录下，但是无法运行，是二者不兼容的原因吗，而且B-jac也不能用了？如果我不装aspen，单独装htfs，可以用吗？装在不同目录下呢？查看更多 9个回答 . 3人已关注

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请教大家一下投粗氩塔的问题？ 投粗氩塔是先启动氩泵再向粗氩冷凝器打入冷源液空，还是先打入冷源再启动氩泵的查看更多 5个回答 . 2人已关注

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界位浮筒调校？ 各位大大们，用水校法校界位浮筒时，由于密度相差不大（0.95,0.86），校了好几次都不对，有什么办法么查看更多 9个回答 . 4人已关注

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中国页岩气，三问待解？本文由盖德化工论坛转载自互联网　不久前，在首批两个页岩气招标区块探矿权勘查期满处置结果中，中国石油化工股份有限公司和河南省煤层气开发利用有限公司因未完成承诺的勘查投入比例，分别缴纳违约金约800万元和600万元，并被核减勘查区块面积。中国石油化工股份有限公司与河南省煤层气开发利用有限公司是第一轮页岩气矿权招标中仅有的两家中标公司。国土部开罚单之举也警示了第二轮中标企业“圈而不探”的行为，或将督促第二轮中标公司在勘探上加速。　　与此同时，有关页岩气的另外两则消息也引起了业界的关注：一是澳洲矿业巨头必和必拓集团10月27日宣布，将很快出售其3年前在美国费耶特维尔收购的页岩气资产。该消息公布后，必和必拓股价当日应声下跌1.45%。二是鉴于页岩气开采困难重重，荷兰皇家壳牌有限公司经历了5年多的摸索后，最近不断传出其拟缩减四川合作项目规模的消息。　　除此之外，近期我国有关页岩气的话题也可谓是铺天盖地，众说纷纭。中国化工报记者在采访和梳理过程中发现，我国页岩气在当下这个时间点极需厘清以下三方面问题。　　中国页岩气要不要搞下去? 　　随着冬季到来，国家发展改革委与国家能源局联合下发了《关于做好2014年天然气迎峰度冬工作的通知》，并预计今年冬季高峰期供需矛盾将比往年更加突出。而这类通知近年来几乎年年发。　　在我国天然气需求不断增加、对外依存度不断攀升的大背景下，页岩气的出现如同雪中送炭。　　按说，中国页岩气要不要搞这个话题，政府已经给出了答案。一是国土资源局已先后开展了两轮页岩气区块招标，第三轮招标工作也在紧锣密鼓地准备之中;二是国家能源部对我国页岩气的发展做出了规划，即2015年产量达到65亿立方米，2020年产量达到300亿立方米。　　国家能源局副局长张玉清此前就曾表示，要充分认识加快我国页岩气发展对优化能源结构、实现节能减排和大气污染治理等方面工作的重要意义。　　北京大学中国战略研究中心特约研究员李晓宁告诉中国化工报记者，中国是一个产煤大国，要打破长期以来形成的煤炭 “锁定现象”，从根本上解决以雾霾为代表的环境污染，就必须实现能源转型，开发包括页岩气在内的非常规天然气资源，这对于中国是一件比较重要的事情。　　“预测2020～2030年我国每年进口天然气需1万亿美元，拿出十分之一搞页岩气，会比较好。”中国石油天然气集团公司咨询中心、国土资源部油气研究中心咨询专家查全衡接受中国化工报记者采访时认为，虽然我国页岩气开发成本比美国高出一倍以上，但同时也要考虑到页岩气比进口天然气更有竞争优势。　　当然，关于页岩气的开发，也不乏质疑甚至反对者的声音。　　一位参与页岩气开发的央企内部人士无奈地对媒体表示，以当前形势来看，在未来3到5年，甚至更长时间内，中国页岩气开发难以形成规模，所谓的“中国页岩气革命”也只是个泡影。　　中国地质调查局油气资源调查中心页岩气室主任包书景直言，页岩气具有高投入、高成本、高风险、投资回收期长等特点，在页岩气的风险勘查阶段会面临更多的地质和技术难题。　　“页岩气空白区支离破碎，多数位于盆地外部，勘探难度大。”中国华电工程(集团)有限公司油气开发分公司总工程师杨堃认为，空白区资料是空白的，这增加了投标的投资风险，而国家在页岩气矿权出让前缺乏页岩气勘探的风险意识和技术辅导。这给后续的勘探开发工作增加了不少难度。　　一位在第二轮招标中中标的某国企页岩气工程负责人透露：“国土资源部的前期工作很不充分，以至于我们现在要做大量的工作。地下到底有没有页岩气?这种不确定性加大了我们的投资风险。现在一勘探，很多区块根本不是那么回事，地下情况很差。”一些企业完成钻井工程后没有发现页岩气工业开发的气流，这让投资人不敢再决策，工程延缓。　　中国页岩气发展为何遇阻?有专家把问题归咎于中石化、中石油、中海油“三桶油”对优质资源的垄断，能源市场缺乏竞争。除此之外，中国页岩气开发勘探程度低、区块资源情况不明、开发风险偏大、产量较小且不稳定、扶持政策不够等，都导致开发成本过高、利润太薄，影响企业开发获利。最终，企业投资热情减退，页岩气开发原地踏步。　　中国石油大庆勘探研究院崔永强博士则对我国页岩气开发持不同意见，他的理由主要有四点：一是页岩是地质构建中最差的储气藏;二是页岩气衰减速度快，开发成本高，效益账算不过来;三是污染问题不好解决;四是就我国而言，常规天然气还有大量的勘探开发空间，开发页岩气是舍好求次，得不偿失。因此，至少现阶段我国不宜开发页岩气。　　一些专家认为，如果有一天，中国企业能破解本土地质钻井和采气的技术难题，并在技术完善的基础上不污染环境、不影响地质活动，进而优化中国的能源结构、创造良好的市场效益，那时才是中国“页岩气革命”到来之时。　中国页岩气前景如何? 　　国土资源部在前不久召开的新闻发布会上，通报我国页岩气勘查开发进展情况。截至2014年7月底，全国共设置页岩气探矿权54个，面积17万平方公里;累计投资200亿元，钻井400口。国土资源部预计，2014年页岩气产量可达15亿立方米，2015年有望达到或超过65亿立方米的规划目标。　　“我国已探明首个千亿方整装页岩气田，勘查开发技术基本实现国产化，开始进入规模化开发初期阶段。”国土部地质勘查司司长彭齐鸣在介绍我国页岩气勘查开发进展状况时表示。　　彭齐鸣介绍说，中石油、中石化、延长石油相继在四川、鄂尔多斯盆地的长宁、威远、昭通、涪陵、延长等地取得页岩气勘查开发方面的突破进展，获得三级储量近5000亿立方米，形成年产15亿立方米产能，建成首条93.7公里的输送管道，截至今年10月份累计生产页岩气6.8亿立方米。　　国土部此前表示，中石化、中石油等企业在目前突破的基础上，均以40%的年增速来规划页岩气产量目标，延长油矿、中海油、各中标企业都在积极推进页岩气勘查开发工作，我国页岩气勘查开发有望实现快速发展。　　张玉清说，我国已在页岩气勘探开发技术装备等方面有了初步突破，包括可钻式桥塞、3000型压裂车等，下一步要继续做好页岩气科技攻关、技术集成及工厂化作业，争取“十二五”突破关键技术，为“十三五”实现跨越式发展奠定基础，努力实现页岩气规划中确定的目标。　　冉泽进一步介绍说，除中石化涪陵区块取得突破外，中石油也开始发力页岩气，目前在威远、昭通、永川三个区块开采，开钻70口井，完钻35口井。日供气60万立方米。2014年产气超过1亿立方米，已累计产气1.87亿立方米;产品除通过四川珙县已建的管道给上罗镇供气外，并开始进入中石油四川管网。中石油开发目标是2015年产能达到30亿立方米，产量20亿立方米，2020年产能250亿立方米，产能200亿立方米以上。　　鉴于此，国土部地质勘查司副司长车长波在当日发布会上表示，第三轮页岩气探矿权竞争出让准备工作正在进行，已初步形成了竞争出让的方案、选定了竞争出让区块，待所有准备工作完成后，将适时通过竞争方式向社会出让新的页岩气探矿权区块。　　“总的感觉四川区块交通不便、作业艰难。”冉泽告诉中国化工报记者，“我国页岩气开发中石化是排头兵，中石油潜力大，其他区块进展缓慢。” 　　中国石油咨询中心、国土资源部油气研究中心咨询专家查全衡向中国化工报记者表示，技术进步、创新驱动、政策扶持可促进页岩气开发。当然，我们还有很多方面需要探索，再过一到两年，页岩气的开发形势就会更加明朗。　　国土部预计2015年页岩气产量将达到65亿立方米，2017年达150亿立方米，到2020年全国页岩气产量将超过300亿立方米，如果措施得当，有望达到400亿至600亿立方米，占天然气总产量的1/5左右。　　国土资源部油气战略研究中心副总工程师岳来群告诉中国化工报记者：“中国未来天然气发展会加快，一是工业需要;二是农村需求加快;三是产业结构调整需要，煤炭占68%左右不正常，未来要减少;四是环保，国家鼓励支持发展天然气。但也有不支持增长因素，如经济滞缓，但至少在2050年前，天然气是增长趋势。” 　　“页岩气定义在延展，现在开采天然气以压裂不压裂为标志，认为压裂就属于非常规开采。在开发成本方面，未来会不断下降。”岳来群认为。　　针对一些乐观派认为中国会很快发生美国式的页岩气革命，中石化集团党组成员、股份公司高级副总裁王志刚日前在“未来能源之路”财经能源论坛上表示，现在回答中国能不能像美国一样发生页岩气革命，为时尚早。因为真正要发生页岩气革命需要很多条件，包括资源、技术、管理、经验、市场等等，各种条件都具备的时候，它可能就自然而然地悄悄发生了。　　而资金实力雄厚的中石化日前因勘探投入不足而受到处罚在让人意外之时，这或许意味着国内页岩气勘探开发仍然面临多方面问题。　　记者注意到，虽然我国页岩气表面上已有种轰轰烈烈的感觉，但经济性一直饱受质疑。中国石油大学经济学院冯连勇教授向中国化工报记者表示，美国页岩气技术成熟，每口井的成本仅为我国一半左右，整个行业的经济性尚且不容乐观，我国页岩气的经济性就更不好说了。如果没有经济性，这个产业难以实现可持续发展，尤其在国际油气价格一路走低的情势下更是如此。　　厦门大学林伯强教授认为，中石化在拥有资金与相应技术的情况下，仍然因勘探投入不足而受到处罚，原因可能是多方面的，“至少是不看好现在的开发收益，因此被罚款比勘探投入损失要少。” 　　“我国页岩气能否真正实现可持续发展，经济性是重要考量。”中石油政策研究室发展战略处处长唐延川表示说，“任何一个产业，它的生产开发成本是最关键的，如果成本降不下来，肯定是没有生命力的”。　　“要千方百计地降低成本，提升页岩气开采的经济性，这是最关键的事情。说一千道一万，你没有经济效益，那肯定是不可行的，那这个行业肯定会夭折。”唐延川强调说。　　涪陵焦石坝是不是特例? 　　在中国要不要搞页岩气的问题上，中国把美国页岩气革命的成功视为典范。而国内又把涪陵区块作为一个成功的范例。　　我国页岩气开发过程中，涪陵区块的确是个成功的案例。　　前不久才从现场考察归来的中国能源网分析师冉泽接受中国化工报记者采访时介绍说，中石化涪陵区块已有5年的开发历史，目前已开钻128口，完井91口，完成试气36口，投产35口。已完成50亿立方米/年输送管网工程，15亿立方米脱口装置，3500万立方米/日供水系统，11座地面集气站建设，已累计产气8.5亿立方米，销售8.12亿立方米。　　至于市场，冉泽介绍说，涪陵页岩气目前有三家用户：重庆建峰化工，重庆燃气集团，重庆四合燃气。目前日销量为330万立方米，到2015年9月前可达到600万立方米，后续将连接川气东输管线外销。　　地处渝中的涪陵是国内页岩气开发仅有的一张“名片”。据中石化江汉石油工程有限公司测录井公司技术科主任石元会介绍，涪陵焦石坝已经初步架起了西部“页岩气走廊”，产建配套60口井，集气干线50公里，日输送能力达600万立方米，开采气体实现了100%商业化销售。　　然而，尽管涪陵页岩气开发风生水起，但其他区块的勘探开发工作却迟迟没有取得突破性进展。　　“重庆目前共有三个开采区块，除涪陵区块外，地质条件不好的黔江、西阳等区块进展缓慢，城口区块地质条件更差。”冉泽说，中国页岩气区块多分布在西部山区，交通条件差，开采十分困难，与美国多为平原不可同日而语。　　杨堃向媒体透露，第一轮页岩气招标中，中标的企业区块分别在牛蹄塘完钻一口直井和龙马溪完钻一口水平井，均没有实现突破，主要原因是保存条件差;第二轮中标企业中，基本完成了二维地震勘探和区块评价，少数企业第一口探井进行压裂试气，或进行钻探，没有压裂，多数企业正在部署钻井，还有少数企业在观望。“总之，国土资源部前两轮招标区块目前还没有一个实现工业气流的突破!”杨堃表示。　　涪陵页岩气长期一枝独秀，业内有声音认为这可能是我国页岩气开发的一个特例。业界甚至有人认为涪陵区块可能是常规天然气的质疑。但国土资源部油气资源战略研究中心研究员李玉喜则不以为然：“我认为焦石坝不是特例，焦石坝地区是龙马溪组的一部分，现在有一种说法，认为焦石坝是特例，独一无二，再也找不到第二个焦石坝，我认为还能找到，川南地区应该有。”李玉喜表示，随着其他区块勘探开发工作的深入，不排除找到下一个焦石坝的可能性。　　在通过国土部招标获得页岩气探矿权的企业中，目前绝大多数还没有开始对其获得的页岩气区块进行实质性勘探，已经开展实际的工作也遭遇“探而无气”的尴尬，有些企业甚至开始打退堂鼓，投资热情已难以遏制地减退。查看更多 0个回答 . 2人已关注

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