半岛体育app胜利油田永21储气库是山东省首座地下储气库，承担着季节调峰、天然气保供的重任。图为2022年12月15日，储气库项目部员工在工艺装置区进行巡检。王国章 摄

　　近年来，中国石化以习新时代中国特色社会主义思想为指引，坚决贯彻习“四个革命、一个合作”能源安全新战略，认真落实“要把天然气产供储销体系建设作为一个重点工作抓好”“大力提升勘探开发力度”“能源的饭碗必须端在自己手里”等系列重要指示批示精神，按照党中央、国务院决策部署，在国家部委的统一指挥下，全力做好供暖季天然气保供工作。自2017-2018年供暖季以来，中国石化连续5个供暖季圆满完成天然气保供任务，生产运行安全平稳，供区市场保障有力，成功应对多次极寒天气，切实为保障人民群众温暖过冬贡献石化力量。

　　中国石化高度重视2022-2023年供暖季天然气保供工作。2022年以来，国际地缘政治局势持续动荡，国际油气市场价格大幅上涨，国内疫情多点频发、内需受挫，国内外形势的剧烈变化对宏观经济、能源消费等产生巨大影响。叠加近期寒潮天气频发，疫情防控进入新阶段，社会面出现新增用气需求，整体保供形势较为复杂。

　　上一供暖季结束后，按照国家发展改革委相关要求，中国石化天然气产供储销体系建设领导小组各相关成员单位认真研究部署天然气产能建设、储气能力建设、购销合同签订、进口资源采购等重点工作，按照“讲政治、顾大局、保民生”原则，充分对接市场需求、积极筹措资源、加强生产运行协调。在本次供暖季前，集团公司编制下发了《中国石化2022-2023年供暖季天然气保供方案》，安排供暖季向市场供应天然气不少于242.1亿立方米，全力做好各项保供工作安排。

　　加强组织领导，建立健全工作机制。充分发挥天然气产供储销体系建设领导小组职能，建立“集团公司—总部相关部门—企业层面”三级保供工作机制。开展运行动态“日监测、周调度、月总结”，针对寒潮、春节等保供关键时点，提前分析研判，制定专项保供措施，保障供暖季全程及“两特两重”期间供应平稳。

　　加强组织领导，建立健全工作机制。充分发挥天然气产供储销体系建设领导小组职能，建立“集团公司—总部相关部门—企业层面”三级保供工作机制。开展运行动态“日监测、周调度、月总结”，针对寒潮、春节等保供关键时点，提前分析研判，制定专项保供措施，保障供暖季全程及“两特两重”期间供应平稳。

　　全力增储上产，提升自产资源保供能力。加快推进川西、鄂北、东北等常规气和涪陵、威荣、丁山等页岩气产能建设；供暖季前组织下属各主力气田企业提前开展检修工作，加快推进地面集输、天然气处理装置等重点工程投运；建立设备设施运维保障机制，确保保供期间气田全部满负荷生产运行。保供过程中，不断开展气田生产潜力大排查，尽最大努力落实增产方案。

　　积极筹措外部资源，不断优化资源池结构。坚持完善以长中约为基础、短约为调节、现货为补充的进口LNG资源结构。主动与外方资源商进行对接沟通，积极协商供暖季长约提货计划，确保执行稳定，抢抓采购窗口期，提前锁定供暖季现货资源。同时，积极扩大国内第三方资源采购，形成了山西煤层气、内蒙古煤层气、陕西陆上致密气等多条稳定外采渠道，尽力增强资源综合供给能力。

　　加快开展储气设施建设，夯实储气调峰基础。持续加大储气库建设投资力度，积极优选库址、科学决策立项，提升工程建设施工水平、大幅压减建设周期。供暖季前按照“应储尽储”原则，全力做好储气库注气，确保供暖季调峰资源充足。同时，建立非居民可中断用户调峰机制，积极组织开展“压非保民”应急演练，全面提升应急处置和协同作战能力。

　　严格按照合同履约供气，保障重点地区、行业用气平稳。按照国家发展改革委要求，中国石化积极与下游用户对接，按时全部完成年度及供暖季合同签订，保供期间切实按照合同履约供气。同时，结合市场形势变化，精准调度局部地区、重点行业、内部炼化企业间供气平衡，全力保障民生用气需求，确保整体供应平稳。

　　加大外部沟通协调力度，全力争取各方支持。充分利用煤电油气运保障工作部际协调机制，及时反映天然气保供过程中出现的突出问题、关键难点。同时，充分利用交通运输部能源运输保障工作专班，保障中国石化LNG船舶顺利接卸。与兄弟企业开展互联互通、资源串换，积极争取国家管网公司长输管道、文23储气库剩余能力，缓解局部保供压力，提升综合保供实力。

　　主动发声彰显责任担当，全力做好宣传工作。积极策划新闻宣传，舆论持续发力，全方位展现央企勇于担当、履行社会责任的“压舱石”“顶梁柱”形象。

　　2022年11月26日以来，多股寒潮席卷我国北部和中东部地区，特别是12月12日至14日和15日至17日两股入冬以来最强寒潮，使我国中东部大部分地区气温下降4至8摄氏度，东北地区局地降温达10摄氏度以上，全国大部分地区创今年入冬以来气温新低。受此影响，2022年12月15日全国天然气消费突破13亿立方米，创今冬新高并接近去年峰值。

　　天然气分公司天津LNG接收站持续优化天然气接卸供应。图为2022年12月15日，“中能天津”号LNG运输船完成卸货后离港。王 军 摄

　　面对寒潮来袭，中国石化多措并举增加天然气供应，截至2022年12月28日，12月已累计向市场供应天然气52.2亿立方米，日均1.93亿立方米。其中，向北方七省市地区供应管道气22.3亿立方米，日均超8000万立方米，同比增长4.8%。

　　全力增加自产天然气资源。上游气田满负荷生产，12月日均产量稳定保持在1亿立方米以上，创历史最好水平。其中普光气田日产气量突破2500万立方米，涪陵页岩气田日产气量超2000万立方米，西南石油局日产气量超2700万立方米。

　　进一步加强LNG接收站运行管理。合理调配LNG船期，确保进口资源接卸稳定，保持天津LNG、青岛LNG接收站满负荷运行，可以随时满足寒潮天气市场需求。

　　充分发挥储气库调峰能力。供暖季前形成可采工作气量24.9亿立方米，2022年12月6日启动储气库采气调峰，至2022年12月28日已累计采气4亿立方米，最大日采气量超2200万立方米。

　　加快储运设施建设。天津LNG接收站二期工程两座储罐已投入使用，储气能力从3.8亿立方米提升至6.4亿立方米。青岛LNG接收站二号码头正全速推进投产前准备工作，投产后年接转能力将由700万吨增长至1100万吨，全面助力华北地区天然气保供。

　　当前，正值供暖季天然气保供关键时期，中国石化各项工作均在有序进行中，下一步，将继续按照“讲政治、顾大局、保民生”原则，全力保障天然气供应平稳，守护千家万户温暖。

　　上一供暖季，国际市场受全球LNG（液化天然气）资源供应增量有限、“北溪-2”管线投产推迟，以及欧洲天然气库存较低等因素影响， LNG价格持续高企，并屡创新高。供暖季欧洲TTF、亚洲JKM天然气价格指数均维持在30至40美元/百万英热高位水平，2022年2月末的地缘政治冲突加剧了市场担忧，2022年3月7日欧洲TTF收于72.3美元/百万英热、亚洲JKM收于84.8美元/百万英热，均创下历史最高纪录。

　　国内市场，供暖季全国天然气供应量为1693亿立方米、同比增长3.3%。受气温异常和假期提前等因素影响，整体走势呈现“高开低走、再创新高、假期不低、峰谷前移”的特征。保供第一天供应量就高达9.4亿立方米，同比增加0.5亿立方米，直至2021年12月上旬始终保持在10亿立方米左右水平；2021年12月27日供应峰值冲高至13.7亿立方米，创历史最高纪录，春节期间供应谷值为10.2亿立方米，较上一春节期间谷值高2.3亿立方米，峰谷值较同期提前12天出现。

　　针对复杂多变的国内外形势，中国石化按照党中央、国务院关于“保障人民群众温暖过冬”工作部署，在党组的坚强领导下，各有关单位全力筹措资源、严格履约供气、精准调度调峰，整体生产运行安全平稳，成功应对多次雨雪寒潮天气，全程未启动“压非保民”方案，切实保障了民生用气需求和系统内炼化企业供气平稳，保供舆情氛围良好。由于前期工作准备充分，在圆满完成保供任务的同时，实现了历年来供暖季最平稳保供，同时，创下保供工作的“五个历史最高”：

　　一是峰值最高，2021年12月27日供应峰值2.4亿立方米，同比增长24.4%。

　　二是产量最高，2021年11月25日自产气首次实现日产1亿立方米，连续保持37天。

　　三是接卸量最高，天津LNG接收站首次双泊位同时靠泊卸货，单月接卸量首次达13船。

　　四是采气量最高，储气库最大日采气量达2700万立方米，同比增长22.7%。

　　五是外采量最高，供暖季稳定获取陆上第三方外采资源10.2亿立方米，同比增长12.3%。

　　通过历年供暖季天然气保供工作实践，我们深刻感受到：党中央、国务院的坚强领导和集团公司党组的周密部署、各相关单位通力协作是做好保供工作的坚实保证；国家部际协调机制、集团公司三级保供机制的高效运行，是做好保供工作的有力抓手；加强市场分析研判，层层压实责任，是做好保供工作的重要举措。（杨延飞）

　　（作者系中国石化生产经营管理部总经理、中国石化生产调度指挥中心总调度长）

　　2022年12月23日，装载9万吨液化天然气的“法艾哈”号LNG（液化天然气）运输船平稳靠泊在天然气分公司天津LNG接收站1号泊位，该船是天津LNG接收站此次供暖季迎来的第15船液化天然气，持续为京津冀及华北地区居民温暖过冬增添“底气”。

　　冬季能源保供是重大民生、民心工程，直接关系人民群众切身利益，也是深受社会关注、群众关心的热点问题。今冬明春供暖季，受国际资源供应整体偏紧、国际现货LNG价格不断走高、供需两侧不确定性增多、全球气候变暖背景下极端天气难以预测等因素影响，天然气市场保供形势异常严峻复杂。天然气分公司认真贯彻落实集团公司党组关于能源保供的各项部署要求，按照“讲政治、顾大局、保民生”的原则，以保障供区市场为出发点，以安全经济稳定为落脚点，加强统筹协调，优化资源配置，多措并举强化安全生产，确保所供区域人民群众安全温暖过冬。自供暖季开始以来，天然气分公司累计向市场供应天然气86亿立方米。

　　供暖季期间，天然气分公司天津LNG接收站满负荷运行，保障京津冀及华北地区天然气供应。王 军 摄

　　供暖季开始以来，天然气分公司第一时间成立保供领导小组，建立工作专班和例会机制，研判供需形势，细化保供方案，统筹推进合同执行、运行计划、预案制定等重大工作，压紧压实各级责任，细化工作流程，将责任落实到人。做好需求侧管理，加强市场动态跟踪及运行监控，确保供暖季销量精准管控，梳理不同用户需求，结合实际情况做好方案，按量保供，确保民生用气和重点地区用气不受影响。深入开展市场、客户细分工作，推行客户经理责任制，紧盯优质市场和高端客户，切实做好精准营销，努力实现“量效兼顾”。密切关注地方、企业动态，定期沟通交流、分享市场信息，全力畅通内外部沟通渠道，实现信息共享、互利共赢，提升天然气产业链整体合力。此外，还结合生产运行实际，进一步细化终端客户需求和流向，坚决履行民生保供职责。

　　2022年11月21日，中国石化与卡塔尔能源公司签署了为期27年的LNG长期购销协议，进一步提升了我国能源供应的安全性、稳定性和可靠性。入冬以来，天然气公司积极与集团公司上游主力气田紧密对接冬季生产计划，推动天然气持续增储上产。同时，科学合理制订销售计划，确保自产资源全产全销。不断优化海外LNG资源采购，强化LNG接收站生产运行管理，常态化实施“无接触式接卸船作业”模式，合理调配LNG船期，保持天津LNG、青岛LNG接收站满负荷运行，日均气化外输天然气超5000万立方米。充分利用国家管网和第三方LNG接收站接卸资源，确保进口LNG资源安全高效接卸，不断提升资源保障能力。天津LNG、青岛LNG接收站严格落实24小时值班制度，加密重点设备设施巡检频次，全力确保LNG资源安全平稳外输。

　　天然气产业链分为产、供、储、销、运5个环节，其中，“储”代表天然气储存，是保障天然气管网高效安全运行、平衡季节用气峰谷差、应对长输管道突发事故、保障国家能源安全的重要手段和措施。天然气分公司加快推进LNG接收站扩建工作，天津LNG接收站二期工程两座储罐已投入使用，储气能力从3.8亿立方米提升至6.4亿立方米。青岛LNG接收站三期工程二号码头正全速推进投产前准备工作，年接转能力预计从700万吨增长至1100万吨，将全面助力华北地区今冬明春天然气供应。与此同时，天然气分公司正积极推进山东龙口、广西北海三期、华瀛等三座LNG接收站建设，为天然气稳定供应奠定坚实基础。2022年12月初，天然气分公司舟山六横LNG项目获国家发改委核准，该项目位于浙江省舟山市六横港区，一期LNG最大接收能力为718万吨/年，建成后将进一步促进长三角地区经济社会发展和能源结构优化。

　　2022年12月2日，面对席卷我国北部和中东部地区的入冬以来的最强寒潮，天然气分公司发挥“全国一张网”资源配置作用，2022年11月27日至今，累计向天津、河北、山东、河南等北方7省市供应天然气超22.3亿立方米，全力保障民生用气需求。为确保天然气保供工作衔接有序，天然气分公司建立与国家管网公司对接沟通机制，充分利用“全国一张网”资源配置作用，实施供气联动管理，最大限度保障民生用气。各级天然气销售单位与当地政府保持良好沟通，积极协调有关事项，推行“月计划、周沟通、日调节”模式，有效保障民生用气需求。此外，还借助当地城市燃气公司调控中心智能化管控优势，及时获取各类信息，进一步精准分配资源，保障产供储销体系平衡。为确保极端天气情况下居民生活、公用事业、重点单位天然气供应稳定，天然气分公司充分摸底调研，加强上下游沟通衔接，制定“压非保民”应急预案，编制完善了分情形、分时间的非居民客户压减清单，制定了分区域、分管道、细化到客户的分级减限方案，确保一旦发生突发事件能够第一时间快速响应、妥善处置，最大限度降低极寒天气对生产生活的影响。

　　储气库被称作“地下天然气银行”，承担着天然气区域调峰、应急供气等功能，在冬季天然气保供中发挥着重要作用。入冬前，天然气分公司提前编制冬季运行方案、调峰计划及极端天气下应急保供方案，不断加大储气库注气力度，按照“应储尽储”原则，累计向文96、金坛、卫11、文23等9座储气库注入天然气超28亿立方米，调峰能力达1500万立方米/日，可满足3000万户家庭一天的用气需求。随着寒潮到来，9座储气库已形成工作气量超20亿立方米，为供暖季储气调峰、稳定供气备足“底气”。进入2022年12月，随着用气量的不断攀升，清溪、卫11、文23储气库进入了今冬首个采气期，天然气分公司持续优化储气库运行管理，细化完善应急采气预案，确保高峰期采气量超2000万立方米/日，可供130万户家庭使用一个月，进一步提升天然气调峰保供能力。同时，还将利用天津LNG、青岛LNG接收站储罐储备充足调峰资源，全力满足市场调峰需求。

　　天然气分公司严格落实集团公司安全生产和疫情防控专题视频会议精神，统筹疫情防控、生产经营和安全生产，加强LNG接收站、天然气管网等基础设施日常巡检，常态化做好“三级巡护”，确保外部环境安全受控。LNG接收站成立安全保供专班，由生产调度、现场运行、项目建设、运维保障、综合服务等5个部分组成，加强隐患排查力度，把疫情防控和保供稳供工作做实做细。管道公司开展清管内检测作业，全面检查管网工艺、输气设备及附属设施的完整性，对设备设施进行维护保养，确保冬季保供期间工艺设施处于最佳运行状态，进一步夯实安全运行基础，严防重大安全事故发生。抓好应急力量组织，模拟演练天然气断供、极寒天气等情景，详细制定极端天气应对、生产运行设施故障等专项应急预案，强化检维修力量，常态化开展应急演练，及时应对和处置各类突发事件。（王卓然 席海宏 白清华）

　　巍巍巴山，万里长江。作为川气东送工程的主供气源地，普光气田锚定高质量完成天然气保供任务目标，优化生产运行，有效提升产能，井口气生产、净化气生产自2022年12月开始全部处于高位运行状态，为长江经济带六省两市的80多座城市、上千家企业、2亿多民众源源不断地输送清洁能源。

　　2022年12月15日凌晨2点，普光气田老君新区大雾弥漫，潮湿的寒风冰冷刺骨。副总工程师、普光分公司副经理刘长松身披雨衣驻守在老君701-3井投产现场连续下达指令。

　　“老君新区是普光气田重要的产能接替阵地，投运后将新增天然气动用储量60.41亿立方米、经济可采储量20.95亿立方米，新建天然气产能2.64亿立方米。”刘长松介绍。

　　12月4日，老君新区进入投产倒计时的关键时刻，刘长松带领由开发管理部、天然气技术管理部等部门主要负责人组成的建产工作组进驻了现场。

　　从那时起，普光气田领导和党员干部们的身影就日夜穿梭在海拔1200米的四川省宣汉县老君乡马合山上，朦胧的大雾、泥泞的雨天、刺骨的寒风伴随着中原普光人增储上产的步伐。刘长松与生产一线的职工们在现场同吃同住、披星戴月，只为保障老君新区成功投产。

　　12月20日下午4点，老君新区第一个令人激动的时刻到了——老君701-3井开井投产一次成功，气量高达每天45万立方米。6个日夜的鏖战，12月26日晚上7点，老君701-2井也一次投产成功，气量高达每天55万立方米。

　　两口井一天就能生产100万立方米井口气，普光气田今年完成天然气保供任务也“稳了”。

　　普光气田是我国第一个成功开发建设的海相高含硫大气田，然而，伴随着长达13年的连续开采，“老年病”毫无意外地落到它身上：地层压力逐年降低、天然气产量自然递减、井筒硫沉积加剧、边底水趁机入侵……

　　面对严峻的生产形势，普光分公司采气厂厂长陈刚却胸有成竹：“我们不等不靠，以‘方气必争’的姿态破解困局，凭借‘三宝’‘抠’出天然气产量，全力保证气田稳产增产！”

　　“法宝一”：从集输效率上“找”产量。完成9井次大笼套节流阀更换，降低井口压差，单井日均恢复产量3万立方米；新建管道清洗流程，解决了气井地面流程频繁堵塞的“痼疾”，日均增产井口气20万立方米；完成D405集气站站内工艺流程改造，提高D405-D403复线集输效率，实现了区域满负荷生产，日均恢复产量10万立方米。

　　“法宝二”：从措施增产上“要”产量。持续优化井筒、地面流程清洗周期和工艺，仅2022年12月就实施治硫清洗25井次，累计恢复产量1800万立方米；开展集输管道泡排工艺研究，确定了最优加注参数，泡排剂连续加注后，P303集气站及上游气井因外输压力降低，每天增产井口气10万立方米；对P2011-3井实施重炮作业、P3011-1井实施定点喷射酸化作业，单井日均增产井口气3万至5万立方米。

　　“法宝三”：从精细管理上“抠”产量。气井动态跟踪分析由“日跟踪”升级为“时跟踪”，实现“地层—井筒—地面”一体化管理；不定期优化异常井“一井一策”管理参数，解决了P106-2H井等3口井的井筒积液问题；形成异常气井复产对策，通过液氮保压工艺，实现了P105-2井等3口产水井的顺利复产。

　　“天然气保供事关国民经济发展、人民生活。咱们的优化调整工作必须抓实抓细……”2022年12月24日深夜11点，普光分公司天然气净化厂厂长李永生佩戴好重达10公斤的正压式空气呼吸器，深入塔器林立的生产装置区开展检查，他再次强调了全力以赴做好天然气保供工作的重要性。

　　采气厂采出的井口气须进入天然气净化厂，经过10余道复杂的工艺，去除剧毒物质硫化氢及二氧化碳、一氧化碳等杂质，提纯成高品质天然气，才能被输送到下游万千用户家里。

　　“采气厂生产井口气就像采办海量食材，我们厂是‘厨房’，天然气净化员工是‘厨师’，输入到‘川气东送’工程的天然气质量最终由我们把控，我们掌握‘火候’不能有半点差池。”李永生如是说。

　　在天然气保供“迎峰度冬”的关键时刻，天然气净化厂提出了“优化调整”生产运行模式的举措，全力确保天然气保供安全、稳定、有序开展。

　　天然气净化厂进行了“151系列装置开机、162系列装置停机”调整，以充分发挥一级主吸收塔收率提升技改和胺液再生塔填料更换作用。调整后，生产装置再生蒸汽每小时降低5吨至8吨，净化气收率提升0.5%以上，尾气排放减少了30%。

　　天然气净化厂采取“集中专项+日常巡检+类比检查”的“三排查”模式，组织开展冬防集中排查，加大每日隐患巡检力度，针对以往出现的异常，举一反三做实预防性措施，确保生产装置始终处于良好运行状态。

　　同时，针对上游来气整体压力下降、外输管线压力频繁波动带来的“装置静密封点”微小渗漏等问题，天然气净化厂采取跟踪掌握“川气东送”工程普光首站压缩机启停状态、加强天然气管网微渗漏定期检测及修复、对计量橇定期运行维护等专项措施，保证了全厂安全平稳运行。（施兴峰 满开拓 黄天金）

　　2022年12月20日深夜，江汉油田涪陵页岩气田钻井平台灯火通明。气田钻井队长肖勤紧盯钻井曲线，两眼布满血丝。为了打好焦页11号北平台气井，他和同事已经熬了几个通宵。

　　“到了关键的造斜井段，钻头每钻进一米，都像是走钢丝，大家要盯紧了！”肖勤全神贯注盯着钻台，对身边的同事说。

　　江汉油田涪陵页岩气田始终以确保天然气冬季供应为己任，采取加快新井投产、精细老井管理、全力保障供气等措施，持续提高涪陵气田冬季天然气供给能力，保障国家能源安全。自2022年11月1日进入冬供季以来，气田日供气量在2000万立方米左右高位运行，累计供气超9亿立方米，源源不断地为我国中东部地区送去了温暖。

　　2022年12月2日，涪陵页岩气田提前完成了焦页81-9HF井、焦页81-S2HF井两口气井测试任务，焦页81-9HF井最高测试产量达33万立方米/天，刷新江东区块加密井测试产量最高纪录；焦页81-S2HF井测试产量达16.53万立方米/天，刷新了江东区块上部气层井测试产量最高纪录，为冬季天然气保供再添生力军。

　　进入冬季供暖季，涪陵页岩气田立足“早谋划、早启动、早投产”，强化生产组织运行，推行一体化运行模式，成立产建工作领导小组，加快产能建设部署工作，完善新井投产方案运行大表，倒排投产工期，提前做好施工队伍安排和采气设备框架招标，落实钻机、压裂装备等数量。提前谋划气田各区块水电配套方案，确保水电供应，提前采购生产物资，为高效产建打下了坚实基础。

　　“在气田保供高峰期，我们同时动用31部钻机及8套压裂机组，开足马力保障产建运行计划高效执行。”涪陵页岩气公司生产运行部主任方建中说。

　　为打出优质高产井，涪陵页岩气田持续加大技术攻关力度，不断优化超长水平段定向钻井、三维综合地质导向等技术，开发了智能化地质导向平台，让钻头就像鱼雷一样，在几千米的地下“追”着优质储层打，打出的气井产量高、效益好，多口井优质储层钻遇率达到100%，大幅提高了储量控制程度，相当于同一块气田具备多产出天然气的能力，增厚了保供的“家底”，2022年，气田新井产量贡献率得到大幅提高。

　　2022年12月22日，焦页1号中心站站长汪斌正仔细观察焦页1HF井提产后的生产情况，这口开发10年、国内首口实现商业开发的气井目前依然生机勃勃，日产气4万立方米，累计产量达1.57亿立方米。

　　针对气田老区产量递减、老井多、低效井多、稳产上产难度大等实际，涪陵页岩气田持续加大技术攻关力度，精心经营气藏，精细采气管理，将产量任务分解到各采气管理区、落实到单井，打造日、月、季、年、专题五个层级的分级动态分析模式，努力控递减、增产量。

　　技术人员选取有“生命迹象”的老井，采取气举、增压、泡排、“增压+泡排”“气举+泡排”等多种排水采气工艺措施，“一井一策”科学推进老井复产上产，一口井一口井地“争气”，努力减缓老井产量递减，实现老井稳产增效。焦页82-1HF井出水量大，是一口难治理的 “病秧子”井，技术人员不久前首次运用皮带抽油机排水采气新工艺，使该井“起死回生”。目前，焦页82-1HF井日产气3.1万立方米，日产水量53立方米，为气田高产水井、水淹井复产上产提供了新思路。截至目前，气田老井综合治理工作提前完成，累计实施治理433井次，增气量达3.12亿立方米。

　　“涪陵页岩气田开发已有10个年头，老井依然保持稳定产量，夯实了气田硬稳产的‘底气’。”涪陵页岩气公司总经理李念来说。

　　2022年12月19日，白涛集输站员工像往常一样巡查设备、管线万立方米的天然气输往全国。与此同时，在气田复兴区块采气平台，员工一边忙着采气管理，一边指挥油罐车拉运页岩油。

　　涪陵页岩气田把“最大限度地安全平稳供气”当作头等大事，优化管网运行，强化产销衔接，全力以赴增产保供，保障人民群众用气需求。

　　辛辛苦苦打出的气要千方百计地输出去。为此，涪陵页岩气田不断优化集气支干线运行，加大支线联通、干线互通力度，降低管线输压，增强气田输气能力。

　　“管网好比四通八达的公路。”涪陵页岩气公司副总经理曾熠比喻道，“优化管网，对满负荷运行的管线进行气体分流，分配到有余量的管线中，相当于为拥堵道路进行车辆分流，让所有道路都畅通无阻。”

　　涪陵页岩气田精准把握产销节奏，密切关注产量、管网和用户情况，提前与下游用户开展用气需求对接，科学制订销售计划，有效释放气井产能，最大化提高气田平稳供气能力。针对新区块边远零散井，利用橇装式脱水装置、CNG（压缩天然气）槽车、LNG槽车等增加保供点，积极开辟页岩气销售渠道，多产多销多创效，为保障国家能源安全贡献江汉力量，让千家万户能够温暖过冬。（本刊记者 戴莹）

　　古有紫气东来迎祥瑞，今有川气东送保冬暖。在四川盆地东北部，高低起伏的复杂山区中，世界首个埋深7000米超深高含硫生物礁大气田——元坝气田便位于此。

　　自2022年11月进入供暖季以来，占据西南石油局天然气产量“半壁江山”的元坝气田深化“四精”管理，强化稳气控水，始终稳定保持在日产天然气1200万立方米左右高位运行，累计生产天然气超7亿立方米，保障沿线多个城市清洁能源的长期稳定供应。

　　“元坝气田开发建设之初，设计稳产期是6年，也就是到2020年底，现在稳产8年已经实现，我们的目标是稳10年。”西南石油局有限公司执行董事、党委书记郭彤楼介绍道。

　　“超长待机”般的稳产秘籍便是西南石油局创新形成的“四精”管理体系。多年来，元坝气田对高部位气井保持均衡开采、风险井采取控制生产压差开采、产水井采取控产压锥开采，通过深入分析气藏储量动用情况，精细建模数模定量描述剩余气，精准部署新井，弥补产量自然递减。同时，准确掌握气井生产规律，精细分类、分井施策、分类管理，完善配产制度，最大化释放气井产能。

　　精心呵护高产井，确保能产尽产。高产井是元坝气田高产稳产的底气，科研人员深入开展气水平面分布规律、储渗特征、驱动类型研究，摸清高产井基本分布和储层特点，安排专人专井持续动态跟踪，及时调整合理配产确保单井最优。在高产气井密集输气支线上，采取贯通式大线批处理作业，统筹“批处理、流程清洗、安全阀更换、腐蚀挂片取放”等地面作业，尽量“不关井、不调产”，强化异常预防管理，提高输气能力。目前，元坝气田37口生产井中，累产超10亿立方米的功勋井达12口，其中元坝205井累产超15亿立方米。

　　精细管理异常井，保障健康生产。元坝气田创新建立异常诊断方法和风险判别模式，形成井筒异常综合治理、系列解堵工艺等技术体系，破解高温高压高含硫“三高”气井投产初期易冰堵的问题，气田投产一次成功率由初期的16.7%提高到100%，无一口异常井大修或封井，有效保障了异常井安全平稳生产。

　　精致调控产水井，最优经济开采。水侵，是天然气井的天敌，一旦水侵失控，就会导致气源被淹、气井被废。元坝气田气水关系复杂，出水类型差异大，地面水处理规模受限。为了管理好产水井，元坝气田创新形成“水侵动态评价体系”、产水气井差异化配产方法，最大限度实现稳产量、控风险、压水量，有效延长4口产水风险井无水采气期，大幅提高开发效益。

　　精准部署调整井，挖潜力保稳产。元坝气田创新形成有效储层精细刻画技术，精细建模数模定量描述剩余气，在储量低丰度区查漏补缺，强化动态跟踪，一体化调控部署，延伸接替评价，保障元坝气田持续高产稳产。其中，新部署的元坝102-5H井，通过动态优化轨迹，钻遇储层942米，实现 “一井三礁”，落实可动用储量100亿立方米，进一步夯实气田稳产基础。

　　高温、高压、高含硫，山区、地灾、保护区，这些红色警戒区域集中在元坝气田，安全环保科学管理难度可想而知。现代化、智能化便是破题之道。

　　在我国首座具有自主知识产权的大型天然气净化厂——元坝气田净化厂，高高低低的塔器、纵横连接的管线、精密的仪器仪表、严谨的安全系统都朝气蓬勃投身天然气净化工作，它们赶在供暖季到来之前刚刚做完“保养升级”——全面停产检修技改，以工业控制系统升级改造为主线项检修技改项目，更好支撑元坝气田高产稳产。

　　“工业控制系统是工业生产的中枢神经，通过大体检、大整改、大优化，让它成为‘最强大脑’。”西南石油局基建部副经理杨春霞说。

　　大体检，就是查问题，点检所有核心卡件、点位通道、仪器仪表、阀门法兰，逐一清理打扫并目测完整性，再用专业工具开展模拟试验。大整改，就是把易损件全部更换，电脑等核心件换新升级，各条线路、阀门仪表修理更换。大优化，就是更换容量更大、能力更强的控制器，同时优化系统、参数等，使工业控制系统控制器负荷从85%降到40%，让它“轻装上阵”。

　　岁末年初，为保障供暖季天然气平稳供应，西南石油局持续强化元坝气田动态差异化配产、全生命周期防控水，优化气田检维修关井和复产方案，完善集输制度，强化科技攻关和安全环保，运用“集中监控+片区巡检”管理模式，对站场进行全方位、无死角的生产监控和应急处置，确保满负荷生产不松劲，坚决端稳能源饭碗，为提高国内天然气供应能力，缓解天然气供需矛盾再立新功、再创佳绩。（薛婧）

　　为切实做好冬季高峰期间京津冀地区天然气供给保障工作，进入供暖季以来，天然气分公司天津LNG（液化天然气）接收站结合安全生产实际，在做好疫情防控的基础上，以任务目标为导向，压实责任，做好船舶接卸、气化外输和二期项目建设等工作，扎实制定安全保供方案、提升员工技能水平、守牢安全生产红线，以更好、更稳、更高的水平扛起天然气保供的责任和担当。

　　2022年以来的供暖季，中国石化首座有效容积22万立方米全容式LNG储罐在天然气分公司天津LNG接收站建成投产，这也是京津冀地区首次投用单罐容量最大的LNG储罐，为该地区天然气保供再添一道保障。

　　天津LNG接收站二期项目是国家天然气产供储销体系建设的民生工程和能源保供项目，是中国石化与天津市政府重点建设项目。该项目将在一期工程基础上，新建1座26.6万立方米LNG运输船码头、5座22万立方米LNG储罐及配套工艺设施，计划2023年全面建成。此次投产的该项目5号、6号LNG储罐采用“双承台+隔震”方式建设完成，系国内首次。

　　储罐的穹顶是利用“气顶升”原理“吹”起来的，即利用平衡系统、密封系统、动力系统等，依靠浮力、提升力将储罐穹顶和铝吊顶从地面用气压顶到高空，完成一次“重量级托举”。2021年，完成气顶升作业的5号LNG储罐，单体有效容积22万立方米，当时为国内最大；穹顶重1085吨，为国内最重，与常规的16万立方米LNG储罐相比，该罐穹顶重量增加30%，面积增加1000平方米，是储罐安装施工中难度最大、工艺最复杂、风险最高的工程节点之一；储罐高度在55米以上，相当于17层楼，单个储罐的储量就可以满足880万户居民家庭一个月的用气需求。

　　目前，天津LNG接收站的储气能力从3.8亿立方米增至6.4亿立方米，增容68.42%，其余三座LNG储罐计划2023年供暖季前投用。届时，该站年接卸能力将从600万吨增至1080万吨，迈入千万吨级LNG接收站行列，为京津冀地区高质量发展提供稳定的能源保障。

　　天津LNG接收站是华北地区天然气调峰保供的重要组成部分，2号泊位已于2021年12月29日建成投用，接卸承载能力为26.6万立方米，可将该站月接船频次从7~10艘提升至13~15艘。建设过程中，该泊位采用“水上水面”同时施工法缩短工期，保障码头如期投用。

　　把天然气从船上“运”下来，需要通过卸料臂。简单来说，LNG码头卸料臂是连接LNG船舶与码头管线的重要接卸管道，遥控装置将卸料臂等管线与船体链接，将液化天然气输送到岸上的储罐中。2号泊位首次使用的国产16寸大口径LNG卸料臂，实现了该设备在国内实地应用零的突破。在目前国内运行的LNG码头，卸料臂一直依赖进口。2号泊位5个卸料臂安装了1个国产产品，目前基本达到国际同类水平，更重要是后期运维成本将大幅降低。

　　针对目前国内疫情形势，天津LNG接收站成立安全保供专班，按照“谁主管、谁负责”原则，各安全保供专班细化分解保供专项工作措施，明确专人、落实责任，推动措施执行落地，把疫情防控和保供稳供工作做实做细。严格执行“无接触”卸船，落实“三色管理”机制、落实核酸检测频次和24小时值班制度，守牢码头登船梯口防线，管控重点人员通行，把好“第一道关口”，保障船舶接卸平稳有序。

　　2022年2月25日至26日，来自澳大利亚的“中能温州”号和来自卡塔尔的“戈拉尔雪屋”号LNG运输船相继靠泊天津LNG接收站1、2号泊位，接卸14.3万吨LNG资源，标志着该站正式投用国内首座“双泊位”LNG码头，实现了国内首次“双船双泊位”同时接卸，泊位利用率大幅提升，进一步增强了华北地区天然气供应能力。

　　天津LNG接收站贯彻落实集团公司关于安全生产和加强“三基”工作的要求，以主题行动为抓手，强化接收站安全管理，扎实开展安全生产“大起底、大排查、大整治”专项行动，全面开展全站设备隐患专项排查，对关键系统设备进行全面隐患治理，对排查中发现的问题逐项记录，并及时落实整改治理措施。开展全站ESD测试（静电放电抗扰性测试），对码头UPS电源（不间断电源）改造等，针对冬季电伴热系统进行自查、互查、限期整改的专项治理；严格执行巡检内容和巡检路线，对隐蔽部位、外围设备的隐患加强排查，做好现场设备运行维护、巡检、消缺等工作，确保现场设备运行良好。

　　为切实抓好冬季保供工作，积极开展“百日安全行动”天然气保供竞赛，坚持“解决一个技术难点、消除一个设备隐患、节约一个备品备件、减少一个潜在漏点”的工作思路，夯实冬季能源保供安全基础、安全底线，为天津LNG接收站在京津冀地区能源供应提供强有力的技术保障。

　　坚持以“提升技能操作人员本领，有力增强能源保供能力”为目标，紧扣主题行动要求，积极聚焦责任落实、措施执行、过程管控等环节，向精益管理要效益，释放“人”的效能潜力，坚持“能自己干绝不外包”的原则，按照“定了就干、按期完成、保质保量”的要求，通过专业知识、安全认知、案例解析及现场应急的实践应用，进行预案演练、现场实操，以增强技能培训的直观性、时效性，做到举一反三；组织对岗位员工开展冬季生产相关培训，秉承岗位“缺什么，补什么”的培训理念，促进岗位标准化操作，加强应急管理，及时发现并妥善应对各类设备突发事件，确保保供期间设备运行稳定，确保冬季供暖稳定、可持续。

　　天津LNG接收站一期、二期项目自建成投产之日起，就承载着京津冀及华北地区冬季调峰保供、夏季储转的责任与使命，连续3年首季度LNG接卸量位居国内首位，勇扛京津冀地区天然气保供“压舱石”的重任。自2018年2月首船接卸以来，天津LNG接收站累计接卸LNG运输船442艘次，接卸量超过2900万吨，气化外输突破330亿立方米，全力保障京津冀地区天然气稳定供应，守牢天然气安全供给底线，坚决扛起能源保供的政治责任，以实绩实效推动能源保供，用实际行动实现天然气分公司高质量发展。（刘景俊）

　　寒冬腊月保供忙。12年前，中国石化青岛液化天然气有限责任公司注册成立，是中国石化第一座LNG接收站建设项目。

　　如今，作为华北地区主力气源地之一，天然气分公司青岛LNG接收站加快扩能、实施改革，累计外输天然气超380亿立方米，年经营天然气量连续五年位列全国前三。

　　2022年冬季保供以来，青岛LNG接收站多措并举推动日外输量首次突破3500万立方米，以实际行动践行保障国家能源安全和民生需要的使命担当。

　　国家优质工程奖、14项施工创新、18项技术创新，9项实用新型专利、4项省部级设计及科技进步荣誉……作为中国石化首个LNG接收站项目，青岛LNG接收站一建成便获得大量荣誉，凸显在自主设计、自主施工上的高起点，也意味着中国石化LNG接收站工程建设总体水平国内领先。

　　2021年，青岛LNG接收站三期工程正式开工建设，涉及槽车、2号泊位、气化外输设施及国内首台27万立方米LNG储罐等领域。随着三期建设的不断深入，青岛LNG三期气化外输设施实现“当年建设、当年投产”，顺利实现集团公司确立的1.98亿立方米储气能力的目标。

　　正在建设的27万立方米LNG储罐是世界上净容量最大的LNG储罐，建设历程创下国内首座、容积最大、占地面积最大、内外罐底板直径最大等多项纪录，实现国内跨度最大的储罐穹顶顶升和浇筑、国内最厚的9%Ni钢壁板焊接，引领国内LNG储罐建设达到新高度。储罐高度有20层楼高，现已封顶，正在进行罐内施工，投用后可储存天然气1.68亿立方米，可满足800万户家庭一个月的用气需求。

　　2014年投产至今，从项目一期的300万吨到二期的700万吨，再到即将实现的1100万吨，天然气分公司青岛LNG接收站保供体量节节攀升，累计接卸LNG超过3800万吨，年船舶接卸能力突破100艘次，年LNG接转量突破700万吨，槽车日装车量最高达398车，华北地区主力气源的地位不断夯实。2022年12月6日，天然气分公司山东南干线投产，青岛LNG接收站供气范围覆盖山东、江苏、安徽、河北、河南等省。三期工程建成后，青岛LNG将形成双泊位、7个储罐、两套外输系统、3条外输管道的新生产格局，每年供气能力150亿立方米，冬季保供能力再创新高。

　　“‘中能温州’你好，欢迎来到青岛LNG码头。”随着巨轮缓缓靠岸，这是青岛LNG接收站在今年冬季保供期间接卸的第12船，也是青岛LNG接收站接卸的第545船。

　　随着保供能力不断增强，青岛LNG接收站对标一流能源企业管理模式，建立中国石化首套LNG船舶接卸及港务管理技术体系，形成“海务”“船务”“关务”三大专业化系统，打造LNG码头专业化运营团队，接续创造“首次夜间靠离泊同时作业”“12天连接6船”“24小时接卸卡塔尔天然气Q-Flex型超大LNG船舶”等多项纪录，规范固化两船一天内“即离即靠、一出一进”的高效接卸模式，以实际行动打造LNG供应动力引擎。目前，青岛LNG接收站1号泊位接卸能力已提升至13船/月，2号泊位建设也将完工。随着 “双泊位”建成投产，青岛LNG接收站将迈入千万吨级LNG接收站行列。

　　从接卸、储存再到外输、装车，经过数年探索，青岛LNG接收站发扬“首站”精神，从无到有建立中国石化首套LNG接收站运行模式。在冬季保供用气高峰，为确保设备满负荷状态安全运行，青岛LNG接收站建立首个适用于LNG接收站的“设备设施完整性管理体系”，形成基于风险与可靠性管理的“内外双循环精进式”设备设施完整性管理新模式，常年设备设施各项指标运行良好，综合完好率始终保持99%以上，设备故障停机率为零，重大特大设备责任事故率为零。

　　建设初期，接收站面临困局，内部缺乏设备检修经验，外部缺少国内设备供应厂商，关键设备设施及其检修基本依赖于国外厂商，检修周期长，对接收站平稳运行影响较大。仅用8年时间，青岛LNG接收站就彻底扭转了局面，关键设备、材料、阀门都使用国产，攻克了20余项关键物资装备生产制造核心技术。接收站建设、运营成本大幅降低，还降低了疫情及国际地缘政治对项目的影响，供货及时，在冬季生产保供中发挥重大作用。

　　另外，青岛LNG接收站积极推进“智能化”转型，率先实施“智慧航标”和“智慧码头”研究，有效增强入泊和靠泊期间的风险防范和应对能力；2022年9月开启探索“无人巡检”之路，智能机器人连月来综合平均准确率在95%以上；持续改进国内唯一升级版装车撬功能，单次充装可以减少人工阀门操作26次，单人操作撬数由3台提升至5台；自主融通一期和三期智慧装车系统，持续推进智慧化槽车充装中心建设，以实际行动践行智能化转型。

　　聚焦新形势“人才强企工程”，青岛LNG接收站在组织机构、人才体系、三支队伍方面行变革、健机制、强培育，多年来累计对天津、北海、龙口、舟山、张家港等多地输送LNG高水平人才120余名，培养出第一批中国石化自有LNG专业化人才和第一支技能高强、意志顽强、成熟可靠的LNG接收站技能操作队伍，在中国石化及天然气分公司的历次技术比武中，斩获奖项22人次，获得国家相关专利近30项。

　　面对千万吨级接收站发展新需求，青岛LNG接收站建立特色人才培养模式，制定三支队伍培养三年行动计划，创新创办“青岛LNG大学堂”，开办期数达30余次，累计培训超3000余人次，成为一线员工教育培训的重要载体；按照每周一小练、一月一大练、一季一检验的模式，强化技能人员日常岗位练兵；组建“兼职教师队伍”，针对新员工推行“双导师带徒”制，并为龙口LNG和华瀛LNG培养技能操作队伍，“以老带新”促进人员成长。（尹悦 郑浩南 王卓然）

　　（作者单位分别为青岛液化天然气有限责任公司、青岛液化天然气有限责任公司、天然气分公司）

　　2022年12月16日8点58分，卫11储气库储4、储8、储9井阀门缓缓打开，天然气以100万立方米/日的速度通过天然气管道，注入国家管网管线，标志着华北地区新投产的储气库陆续由注气期转入采气期，加入全国今冬明春天然气调峰保供队伍。储气库作为华北地区百亿立方米规模地下储气库调峰中心的重要组成部分，为解决华北地区冬季用气紧张、保障京津冀地区供暖季平稳供气发挥重要的调峰保供作用。

　　储气足，保供才更有“底气”。为给供暖季做足气量准备，自2022年5月中旬起，卫11、文13西等4座储气库便陆续进入注气期。强化储气库注采运行，科学编制年度、月度生产计划，组织科研单位深入开展注采能力分析，积极开展扩容研究、注采分析，制定提升注气能力的措施方案，提前组织开展注气系统检维修工作，为储气库达容达产做好充分准备。截至2022年12月上旬，卫11、文13西等储气库已完成注气工作。

　　深化气藏工程认识，精细构建气库地质基础。通过结合静态资料与生产动态数据，对气藏开展构造精细解释，验证储气库完整性，明晰注采单元；开展流体分布规律研究，分析油气水变化特征及对注采运行的影响等；持续推进储气库井史、信息数据表、井身结构图等基础资料编制工作。

　　细化动态分析，科学指导各阶段注采运行。在中原储气库群运行首个周期，该油田全面跟踪各个储气库注采运行变化，每日核对校准各项注采运行参数；建立储气库数据分析平台，及时更新动态资料及认识，根据注气计划和现场工况指导储气库开关井；每周开展一次常规动态分析，每月进行一次系统动态分析，全要素总结首周期运行规律；建立注、采气管网模型，预测储气库不同工况下注、采气能力，编写注采方案，指导各阶段合理配注配产。

　　强化动态监测，保障储气库安全平稳运行。在井控安全方面，密切关注注采井、监测井、封堵井的带压情况。动态监测方面，他们根据生产需要，优化监测方案，努力克服疫情影响和现场不利工况，仅卫11储气库2022年全年共开展静压测试6井次、流压测试5井次、探环空液面2井次、气样分析化验6井次，为储气库动态分析及配注配产提供了丰富详实的数据支持，为带压原因分析及管控治理措施的制定提供了依据。

　　2022年12月以来，华北地区已全面进入采暖季，用气量攀升。作为“大华北储气调峰中心”重要组成部分的卫11、文13西、白9储气库迅速进入“备战”状态。其中卫11储气库、白９储气库陆续进入采气期，文13西储气库做应急采气准备。川东北地区的清溪储气库也于12月8日进入首个采气期。

　　“我们4座储气库首个采气期计划采气2.58亿立方米。采气高峰期的气量可达350万立方米/日，按照每户居民每日0.3立方米的用气量计算，高峰期的气量可以让1000余万户居民温暖过冬。”生产运行管理部副经理李石权说。

　　为确保储气库充分发挥调峰保供能力，在首轮采气前，天然气产销厂、普光分公司、濮东采油厂等单位提前着手，强化对采气系统核心单元的调试。天然气产销厂技术人员积极开展采气工艺管线、采气系统阀门及井场采气树设备、设施的检查维护工作，首轮采气前对106台阀门进行了清洗、注脂保养，对28台阀门进行了检查维修。

　　为确保整个供暖季的平稳采气，生产运行管理部牵头并提早制定储气库冬季生产管理制度，根据生产实际制定不同气量下各库采气方案，以满足快速应对气量调整的需要。“遇到低温恶劣天气，我们将升级管理，启动应急预案， 强化生产运行关键参数监控， 确保储气库安全平稳采气。”李石权说。

　　动态监测是平稳供气的保障。“储气库采气期间，我们运用静态和动态资料，系统开展储气库密闭性、连通性、地层压力、边水动态及井况分析，确保储气库注得进、存得住、采得出，达到多次循环利用的目的。”天然气产销厂油气管道输送专家廖宪国表示。

　　在确保已投产储气库平稳采气的同时，积极推进文24、白庙浅层等储气库的建设，努力为中原储气库群“添丁”扩容。

　　文24储气库作为2022年中原储气库群建设的重点项目之一，紧邻我国中东部地区最大的地下储气库——文23储气库，设计库容5.51亿立方米，工作气量2.56亿立方米，日注气规模160万立方米，日采气规模300万立方米。建成投产后将进一步扩大中原储气库群规模，提升华北地区天然气保供能力和调峰灵活性。

　　2022年12月26日，寒风凛冽，文24储气库现场却是一片热火朝天的繁忙景象。文24储气库建设者坚守一线，克服重重困难，按期迎来了文24储气库地面建设的顺利中交。

　　面对疫情严重、工期紧张、施工难度增大等不利因素，文24储气库项目组作为承建单位千方百计克万难，合力攻坚抓进度。“在此期间，我们一方面严格落实现场HSE管理制度，杜绝‘低老坏’行为等，另一方面做好人员管理安排，保证职责到人。在工期紧的情况下，建设项目全体人员坚持以计划为主导，安全质量为核心，采取每日碰头会议、落实主体责任、自查自纠等一切有效措施解决文24储气库建设中面临的挑战和困难。”天然气产销厂文24储气库项目经理高晓芳介绍道。

　　下一步，项目部全体参建人员将始终紧紧围绕节点目标，齐心协力，为文24储气库试运投产作准备，为油田实现“百亿方储气库”再添新力量，为保障华北地区及黄河流域储气调峰、平稳供气作出新贡献。（杨静丽 王媛 魏园军）

　　据初步统计，2022年我国天然气市场消费量为3530亿立方米，同比减少47亿立方米，降幅为1.3%，成为历史上首次同比下降的年份。一方面由于2021年我国国民经济生产赶工赶产，增量超预期，全年消费增量达405亿立方米；一方面是2022年受经济发展速度放缓、疫情、高油气价、煤炭供应宽松等因素影响，导致2022年我国天然气消费量首次同比下降。

　　根据季节性用气规律，采用年度和短期预测相结合的方法，对今冬明春天然气需求进行预测。预计今冬明春（2022年11月至2023年3月）需求量为1716亿立方米，同比减少4亿立方米，同比降幅0.3%。结合往年天然气用气规律，考虑春节是2023年1月22日，预计今冬明春用气量最大的月份为2022年12月。2023年1月与2022年12月市场形势相类似，最大因素为气温和春节假期，考虑到2023年1月份下旬受到春节假期影响用气量将会减少，最大日用气量将会出现在2022年12月至2023年1月上旬。根据前述预测结果，预计2022年12月份用气量达390亿立方米，与去年基本持平，高月均日12.6亿立方米，同比增加367万立方米/日。

　　进入保供季以来，胜利油田把天然气保供作为重大政治任务和民生工程，完善高峰供气应急预案，制定增储上产、储库调峰、零散气回收等多项增气措施，强化民用气管网的调控运行、冬防保温和安全巡检。图为员工记录天然气外输读数，并对输气管网进行科学调控。王国章 摄

　　供应资源主要来自国产气、进口气及地下储气库。与去年同期相比，国产气、进口管道气、地下储气库采气量均有增加，进口LNG（液化天然气）量减少。

　　2022年11月16日，据国家发改委新闻发布会消息，国家要求进一步推进天然气增储上产，各油气田从2022年11月开始陆续开启冬季保供工作。

　　江汉油田计划供暖季期间生产天然气29.89亿立方米；销售天然气28.63亿立方米，外销气将达到1896万立方米/天。塔里木油田2022年已新建和恢复天然气产能超31亿立方米，塔里木油田19座气田560余口气井全线蓄势，投身天然气供应，今冬明春最大峰值日产量可达1.029亿立方米。2022年11月初，西南石油局日产天然气超2700万立方米，2022年累计生产天然气超70亿立方米，同比增长超4%，累计投产新井90余口，同比增长14%。川西陆相气田和元坝气田两大老区日产气超2000万立方米，保持高位运行。长庆油田采气四厂苏东41-1B集气站正式投产进气，扩建的设计处理规模为100万立方米/日。江汉油田涪陵页岩气田实施老井治理措施394井次，累计增气2.59亿立方米，涪陵页岩气田日产气量2000万立方米。长庆油田的气田全年投产气井2338口，在供暖季高峰供气时段，可确保天然气日产量持续达1.6亿立方米以上。普光气田日产气量2542万立方米。大庆油田采气分公司2022年已投产5口深层高产气井，新井全年可建产能2.15亿立方米，今冬明春可贡献气量9600万立方米。结合各油气田产能及运行情况，月均日供气量预计为6.6亿立方米。

　　进口管道气中，预计中亚、中缅与去年相同，中俄按日输量5000万立方米考虑，月均日为1.8亿立方米。受高气价影响，2022年进口LNG现货量大幅减少，再根据已签长协情况，结合往年的经验，月均日为3.1亿立方米。但国内接收站持续建设，接收能力和规模持续提高。

　　2022年12月26日，“中能北海”号LNG运输船靠泊天然气分公司天津LNG接收站1号泊位，这也是该站2022年度接卸的最后一艘LNG运输船。据统计，该站全年累计接卸LNG运输船89艘次，630多万吨；截止2022年12月26日，该站年度气化外输天然气超85亿立方米，同比提升19%，创历史新高。王 军 摄

　　青岛LNG接收站二号码头具备投产条件，年接转能力由700万吨增长至1100万吨，全面助力华北地区今冬明春天然气供应。2022年11月4日，江苏如东LNG接收站码头接卸成功接卸来自卡塔尔的世界最大Q-MAX型LNG运输船“莫扎”轮运载的LNG，接卸量为11万吨，接收站也正式开启5个月的高负荷保供模式。天津LNG计划2022年11月至2023年3月采暖季期间，接卸LNG船30艘，为京津冀及华北地区输送约200万吨、近28亿立方米天然气。

　　2022年以来，石油公司加快推进储气库扩容达产工程和新建储气库工程建设，且各储气库提前做好注气工作，实现“应注尽注”，全力提升储气调峰能力，为采暖季天然气供应增添“底气”。储气库采气能力预计能达到1.6亿立方米。

　　大庆油田四站储气库群包括四站储气库和朝51储气库，已分别于2021年年底、2022年3月实现投产，承担着黑龙江省天然气季节调峰的任务。吉林油田双坨子储气库2022年3月成功投产，主要负责为松原周边地区供气。长庆油田苏东39-61储气库已于2022年6月投用，陕17储气库即将建成。2022年5月下旬，中国石油辽河油田储气库群双台子储气库国产注气系统投产成功，辽河储气库群整体日注气能力从1400万立方米提升到3000万立方米，成为全国注气能力最大的储气库群。2022年4月25日，清溪储气库开始首轮注气，两台压缩机同时运行，首日注气量超过100万立方米，清溪储气库设计库容3.49亿立方米，有效工作气量1.94亿立方米，设计日调峰供气能力150万立方米。2022年4月25日，白9储气库建成注气投产，白9储气库设计库容气量3.59亿立方米、工作气量1.54亿立方米、日均调峰供气能力128万立方米。2022年5月13日，卫11储气库正式注气，设计工作气量5.08亿立方米、库容气量10.09亿立方米，可在用气高峰期形成500万立方米/天的采气规模。

　　呼图壁储气库入冬前已圆满完成注气储备任务，较去年多注气5.8亿立方米。2022年11月19日，呼图壁储气库开始采气生产，2022年12月中旬日采气量超过3300万立方米。相国寺储气库于2022年10月完成第10周期注气任务，共计注气21.5亿立方米，库存量达到44.06亿立方米，注气量、库存量创新高，相国寺储气库按照“能采多采”的原则，预计今冬明春调峰采气量将超过20亿立方米。随着今冬明春天然气保供逐渐拉开序幕，大港油田储气库群有92口井投入采气生产，整个库群日采气量有望突破3000万立方米。长庆油田储气库群今冬明春可实现750万立方米/日应急调峰能力。2022年10月底，中国石化已累计向文96、金坛、卫11、文23等9座储气库注入天然气超28亿立方米，形成有效工作气量超20亿立方米，调峰能力达1500万立方米/日以上。

　　除储气库以外，接收站储罐也承载一定的调峰作用。且相较于储气库，LNG接收站具有外输灵活、调峰成本低等优势。唐山、江苏等LNG接收站在冬季保持高效运行。唐山LNG接收站负责京津冀地区冬季调峰保供，在入冬前利用高压泵自主维修核心技术实现卸料臂自主检修，保证设备在高负荷下稳定运行。江苏LNG接收站是长三角地区规模最大的LNG接卸基地。进入采暖季以来，江苏LNG接收站已外输天然气近10亿立方米，创造历史同期最高输气量。天津LNG接收站二期工程两座储罐已投入使用，储气能力从3.8亿立方米提升至6.4亿立方米。

　　综上，今冬明春高月均日天然气供应能力可达到13.1亿立方米，可供国内天然气市场量，即使减去供应香港、澳门的量，仍有12.9亿立方米，可以满足高月日均12.6亿立方米的需求量。但考虑到突发情况，仍需各销售企业优化今冬明春保供方案，做好资源统筹配置和优化调配，加强需求侧管理，制定精准应急处理措施，确保天然气供应安全受控。（杨万莉）

　　· 我国天然气消费在能源消费中的占比逐年快速增长，2022年为8.9%，但还是远低于全球平均消费占比27.27%的水平。这表明，我国天然气仍存在非常大的发展空间。未来10年我国天然气在能源消费中的占比可能突破15%，加大我国天然气资源的开采和利用规模，是我国能源结构向绿色低碳转型的必经之路。

　　· 2017年至2021年我国天然气消费量呈上涨趋势。专家预测，我国天然气消费量将会持续增长，在2040年达峰，峰值消费量约为6000亿至7000亿立方米。

　　· 最近10年我国天然气进口量快速增加，对外依存度已经超过44%；预计2027年，我国天然气对外依存度可能突破50%的警戒线%。

　　天然气作为相对清洁的能源，相比于其它化石能源具有“安全、高效”的特点，在全球能源绿色转型过程中发挥着重要作用，天然气需求量也日益增加。但由于我国天然气在能源领域消费占比低，人均消费量低，消费增速远大于生产增速。最近10年我国天然气进口量快速增加，对外依存度已经超过44%，成为全球第一大天然气进口国。在国际地缘政治冲突背景下，天然气进口受到诸多国际关系和政治军事等因素制约，在冬春季天然气消费高峰期，天然气供应问题凸显，同时亚太地区存在的“溢价问题”，天然气供应与价格难题同时困扰我国的经济和能源安全。

　　2022年12月2日，位于甘肃酒泉地区西气东输四线工程五标施工现场，石油工程建设公司江苏油建分公司建设者在风雪中进行天然气管道连接施工作业。刘 健 摄

　　从我国的能源消费结构来看，化石能源未来10年仍占据核心位置，天然气作为能源转型过渡时期的重要资源，其消费占比逐年快速增长，由2017年的6.58%提升至2022年的8.9%，但还是远低于全球平均消费占比27.27%。这表明，我国的能源转型已初见成效，也说明我国天然气仍存在非常大的发展空间。未来10年我国天然气在能源消费占比可能突破15%，进口天然气常常会受运输船舶和国际贸易摩擦等因素影响，因此加大我国天然气资源的开采和利用规模，是我国能源结构向绿色低碳转型的必经之路。

　　由于天然气存储运输困难而且成本高，天然气消费受限地域和供应制约，天然气生产具有明显的区域性特征。2020年我国天然气产量排名较为靠前的是四川省530亿立方米、新疆尔族自治区387亿立方米、陕西省394亿立方米等，这些省份的特点是大多处于中西部，天然气资源丰富。而消费量排名靠前的主要是广东、北京、天津、江苏、上海、河北、山东等省区，这些省份有的靠近东南沿海，进口相对便利，东南沿海省市工业发达，工业用气量也大；有的人口众多，居民用气量大。

　　国内生产方面，随着国内勘探投资力度的加大和技术水平的提升，天然气产量呈逐年增长趋势。2020年全国天然气探明储量约6.3亿立方米，2021年，天然气新增探明地质储量约1.6亿立方米。其中，常规气（含致密气）、页岩气、煤层气新增探明地质储量分别达到8051亿立方米、7454亿立方米和779亿立方米。2017年国内天然气产量为1480亿立方米，同比增长8%，2018年、2019年、2020年、2021年全国天然气产量分别为1584亿立方米、1752亿立方米、1925亿立方米、2076亿立方米，连续5年增产超100亿立方米。预计在2027年，我国天然气年产量将会达到3000亿立方米。

　　但由于地质条件差，页岩气储量丰富的地方缺少压裂水源，地面工程和开发技术难度大，钻井深度目前超过珠穆朗玛峰高度数值。未来几年，正是我国实现“碳中和、碳达峰”的关键时期，逐步实现化石能源被替代，加大天然气的使用力度，提高天然气在一次能源中的比例势不可挡。

　　我国天然气基础设施建设稳步推进，储气运气能力显著提高。目前我国天然气主干管道总里程高达11.6万千米，同比增长15.9%，储气运气建设全面提速。

　　2017年，天然气被确定为主体能源后，天然气市场呈高速蓬勃发展态势。2017年，我国天然气的消费量达到2402亿立方米，比上年增长25%；2018年我国天然气消费量为2809亿立方米，比上年增长17%，2020年开始受到新冠疫情的影响，在整体经济下行的大背景下，我国天然气消费量3280亿立方米，仍呈增长态势，但比上年增长率放缓至7%；2021年随着经济逐步复苏，国内消费活跃，天然气消费量得到较大提升，比上年增长达11%，消费量为3690亿立方米。

　　根据以往天然气消费的增长速度可以得知，我国天然气消费量的增长速度远大于生产的增长速度，未来五年，在全球能源绿色转型的大背景及我国“双碳”目标的驱动下，我国天然气消费量将继续保持高速增长，预计平均增速将会保持在3.6%左右。

　　此外，我国天然气下游消费主要包括城市燃气、工业燃料、化工用气、发电用气等，未来下游消费增长是村镇煤改气政策拉动。“十四五”期间，在国家政策的支持下，天然气体系建设将更加完善，产业链运行更加完整高效，上中游协调高速发展，加快形成天然气“全国一张网”，未来几年，随着天然气“村村通”政策的实施，也作为能源转型最现实最有效的能源，天然气利用范围仍将进一步扩大，消费将持续快速增长，预计在2027年，国内天然气消费总量将会达到4350亿立方米，较2021年增加约705亿立方米。

　　经过多位专家调查预测，我国天然气消费量在2040年前将会持续增长，在2040年达峰，峰值消费量约为6000亿至7000亿立方米。2017年至2021年，我国天然气对外依存度呈逐年上升趋势，2021年，我国天然气对外依存度高达44.9%，创历史新高；2022年，国内增产上储效果显著，全年整体供需较为稳定。预计2027年，我国天然气对外依存度有可能突破50%的警戒线%。

　　落实需求侧增速管理。天然气不同于其他能源，不太符合完全竞争市场发展的一般规律，我国天然气发展主要推动力量是政策。由于天然气作为当下能源转型过程中最重要的清洁能源，其供应和发展严重依赖国家能源转型路径规划。因此，国家政策仍是推动天然气市场持续发展的关键力量。天然气保供问题的重点是对消费需求进行科学管理，地方政府应结合当地综合能源发展状况，以及当地天然气基础设施建设和配送能力去管控需求增长速度，以目前情况保守预测，我国天然气消费增长速度应该控制在3.6%至5%为宜。重点应该协调推进农村太阳能及光热、生物质能的综合高效利用，提高清洁分布式能源利用效率和应用范围，减少对天然气的过度依赖。

　　加大管输及配送设施建设力度。我国天然气消费管理相比石油来说起步较晚，面临的最大问题是基础设施还不够完善，当前，石油的管输能力超过了4亿吨，而天然气管输能力却不到0.4亿吨。相比于北美、欧洲、俄罗斯等国家和地区的管道里程及管网密度，我国天然气整体的基础设施建设仍需加快推进。目前，规划在建的天然气接收站只有35个。对农村地区而言，目前很多农村地区依然没有天然气管道，无法快速扩大天然气使用范围，基础设施严重制约了居民对天然气的消费。因此，未来我国亟需加快推进天然气管道等基础设施的建设，加快推进形成“全国上下一张网”，早日实现天然气管道及配送“村村通”，实现天然气从上游开采到下游消费的高效运输，以满足国内居民用气及能源结构转型的需要。

　　增加国际天然气市场话语权。美国是全球最大的石油消费国和天然气生产国，俄罗斯是第二大消费国和生产国，中国作为天然气第三大消费国，但是天然气的产量却排在世界第四和第五之间，产销不平衡。实际开采量无法满足国内经济的需要，尽管如此，人均消费量远落后于世界平均水平，天然气在能源领域的消费占比不到9%，远低于全球平均24%的占比水平。这也说明我国天然气市场具备较大的提升潜力，未来要着眼于我国自身天然气资源的勘探开发 ，降低我国天然气的对外依存度。同时积极参与国际天然气贸易的合作组织，参与制定贸易规则，快速完善中国天然气期现货市场，增加天然气贸易中的“中国价格”影响力，为我国在天然气贸易谈判中争取更多主动权和话语权。

　　分散天然气进口风险。当前从英国NBP、荷兰TTF、美国HH天然气价格看出，国际天然气供应最糟糕的时间已经过去了，对亚洲市场的挤压，不会继续放大，国际天然气供应会逐渐宽松。但作为全球最大的天然气进口国以及增速最快的亚洲国家，我国一直受到“亚洲溢价”的影响，长此以往对我国的经济和能源安全都造成严重损失。未来我国应坚持多元化的进口策略，随着我国与其他国家贸易合作的商谈以及合同的签订，我国的天然气进口国逐渐增多分散，力争天然气实现多元化进口。密切关注国际天然气价格趋势，实现天然气价格预警管理，石油进口公司必须把握进口的低价时机。坚持海外油气投资和长期协议，加强一带一路油气合作国家金融、能源、基础设施的全面合作，注重合作国家投资和贸易合作方式的多样化和灵活化，保障我国经济安全和能源供应安全。（高新伟 李慧珂）

　　（作者单位：中国石油大学（华东）经济管理学院；第一作者系中国石油大学（华东）经济管理学院教授、博士生导师，山东省能源经济管理研究中心负责人）