中国石化主导的“川气东送”工程，是清洁能源革命的重要环节。坚持高科技、智能化国产替代的新质生产力道路，是“川气东送”成功的重要基础。
（来源：能源新媒 文/孙一凡）
在四川盆地东北部的大巴山深处，亚洲最大的天然气净化厂隐没在一片翠绿中，这是中国石化开发的普光天然气净化工厂，也是川气东送工程的主气源地和我国最大的硫黄生产基地。
净化厂对面坐落着国家管网管理的“川气东送第一站”，天然气被送往长江经济带的80多个城市、上千家企业和2亿多居民；全国将近三分之一的硫黄在这里生产，厂区排产牵动全国硫黄价格。
随着全球对气候危机的关注，天然气在能源结构中的地位越来越重要。它被视为一种“过渡燃料”，在全球从依赖煤炭和石油向更洁净能源来源转变的过程中发挥关键作用。
而我国能源禀赋是“富煤贫油少气”，天然气需求量高增但产量仍然不足，对外依存度高达40%。川气东送工程是优化能源结构、缓解东部地区能源供应紧张局面、推动区域经济协调发展、改善环境质量、降低国际天然气价格冲击的重要压舱石。
作为川渝天然气开发的主角，中国石化在四川盆地探明天然气地质储量近3万亿立方米，年产达到260亿立方米，累计生产天然气超2000亿立方米，惠及亿万民生。
近日，笔者跟随中国石化记者团穿越涪陵、达州和阆中的崇山峻岭，解剖川气东送的心脏“四川盆地”，考察四川天然气生产的细微之处，去体验它的习惯和实际的运行、它的成就和不足。
国产智能化浪潮涌起
双碳目标提出后的2021年，时任中国石化总经理马永生公开表示：在碳中和约束下，到2050年前后天然气将成为我国第一大化石能源。
他预测中国能源需求高涨的背景下化石燃料不会在短时间内退出，但强调须打造绿色油气田，提升勘探开发技术和装备水平，降低能耗避免甲烷等温室气体排放实现降碳。这一论断将更为洁净的天然气视作重中之重，也为公司油气开采的绿色和数智化转型定下了基调。
天然气开发可分为勘探、钻井、生产和加工（净化）和运输五个阶段；勘探公司寻找地下气源，石油工程公司使用钻井技术打深井直达天然气藏层，安装输气管和填充物以确保井下结构稳定和安全，然后通过压裂技术扩大出气空间，天然气从气藏层被自然压至管道逸散至地面，最后在净化厂脱去杂质确保天然气的质量符合输送和使用标准。
记者现场参观了焦页22号钻井平台和焦页34号电驱压裂平台的生产日常，这两个平台都由石油工程公司提供技术服务。两个平台位于涪陵页岩气田，这是我国首个投入商业开发的大型页岩气田，累计探明储量近9000亿立方米，累计产量已突破650亿立方米，日产页岩气约2300万立方米，可以供约4600万个家庭一天的用气需求。
据石油工程公司钻井工程管理部副经理任立伟介绍，经过多年的理论攻关和技术革新，焦页22号钻井平台钻机的数字化和自动化水平已达到国际一流水平，员工在司控房内通过“一指一键”操作，便可完成排管、上扣、下钻等钻井作业，实现了全智能电动钻机自动运行。
“如起钻环节，传统钻机配置需要大约5个人操作，现在的国产智能钻机只需要2个人完成，既减少了人力成本又提高了钻探效率。”中国石化江汉石油工程钻井一公司70562JH队经理李鹏超告诉记者。
“十四五”以来，石油工程公司持续大规模投入，升级电动化自动化钻机、电动压裂橇等核心装备，加大旋转导向系统等“卡脖子”工具攻关，为保障国家能源安全贡献更多“硬核”利器。
与外国不同的是，我国四川盆地油气资源特别是页岩气埋藏深、开发难度大，压裂和钻探技术装备尤为关键，现在取得的技术成功背后是中石化在国产技术装备研发上的皓首穷经。
目前，焦页34号电驱压裂平台运行所用的电驱压裂撬、电驱混砂撬、大通径压裂管汇、电压裂平台等电驱装备均为中石化自主研发生产，为我国在页岩气综合利用、配套建设以及科技研发、装备制造领域作出了突出贡献。
“过去，钻井等主要依赖昂贵的进口设备，如今，中石化在天然气开采技术方面已取得了显著进步，除了少数零部件仍需进口，几乎所有设备和技术均由国内自主研发和生产，这不仅大幅降低了成本，也增强了我国在天然气开采领域的自主创新能力”。任立伟感慨道。
在涪陵页岩气田，石油工程公司在打破国外技术垄断的同时，实现了页岩气钻探提速降本。相较2014年产建之初，钻井周期降幅75%以上，单口井开发投资下降60%。
求解产量衰减
在天然气开发过程中，气井“自然衰老”是难以违背的物理规律，对于中国石化来说，增储上产、保供稳供是企业生存发展的资源基础，也对我国的能源安全至关重要。
“所有的工程、工艺和基础研究，都必须回答好三个问题，通过解放思想、改进措施，在现有基础上能增加多少储量，增加多少产量，还能稳产多久。”去年六月，马永生视察四川盆地天然气生产时撂下这条铁律。
以中国石化中原油田旗下的普光气田为例，老井产量占比高达80%—90%，生产逐渐进入中后期。
现场工作人员称：“为稳定生产，气田常采取流程清洗、机械刮硫、排水采气等措施疏通采气管道，让老井焕发新活力。”普光气田通过系列举措成功将综合递减率控制在8.6%。
同时，普光通过部署新井，充分利用被水“淹没”、位于“犄角旮旯”或“深锁”在先天物性较差储层内的储量从而增产增收。今年普光气田新投入的调整井数量超过近五年总和，老君7011—4H井、普光103-1侧井等5口新井日增气量达84万立方米。
在涪陵页岩气田，江汉油田选择使用“立体开发”模式，充分利用以往压裂没有改造的地方的剩余资源，以应对产量下降。所谓“立体开发”，即在精准定位剩余气藏分布的情况下，气藏层上部、中部和下部气层同时动用，从开发“一层”，变成立体开发“三层”。
中国石化提供的数据显示：截至目前，该模式应用于涪陵页岩气田焦石坝区块和白马等新区块，立体开发调整井产量占气田产量近60%，三层立体开发区块最高采收率近50%。气田开发以来，累计产气650亿立方米，今年以来产气超30亿立方米。
打造新质生产力
2023年，习近平在黑龙江考察调研期间提出加快形成“新质生产力”。新质生产力不仅是高科技、智能化生产力，也是摆脱高度消耗资源能源的绿色低碳生产力，作为油气巨头，中国石化迎来了更为严苛的发展要求。
四川盆地两大气源普光气田和元坝气田均为高含硫气田，前者是我国已发现的最大规模海相整装高含硫气田、中国第一个年产超百亿立方米高含硫大气田，后者是全球首个埋深超7000米的高含硫生物礁大气田。硫化氢是一种剧毒且腐蚀性的气体，因此高含硫天然气的开采和处理需要特别的防护和处理措施，以确保安全和环境保护，在水网密布、人口稠密的川渝更是如此。
元坝天然气净化厂，在这里除去杂质和有害含硫物质，使其达到商业化使用和输送标准。（摄影：袁鹏）
因此这两大气田需要对高含硫化氢的原料气进行脱硫、脱碳、脱水处理，让二氧化硫逼近“近零排放”，同时99.9%硫都进行回收，加工生成“硫黄”，为磷肥产业及农业发展提供了重要原料支撑。涪陵页岩气无硫但需要处理开发过程中产生的废水。中国石化建有全国首个页岩气产出水处理站该站采用先进的回收和处理技术，能够将页岩气产出水净化至国家一级污水排放标准，随后排入乌江进入自然循环。处理过程中分离出的氯化物被浓缩为工业盐，作为副产品进入市场销售。
为防止硫化氢泄露，记者在普光301集气站了解到，气田建立“四级关断”连锁技术，能够在5秒内发现异常，在20秒内根据事态紧急程度，实现从单井，到单站，到单线，再到全气田的不同等级的关断控制。
此外，作为八大控排行业之一，石化行业在能耗双控即碳市场扩容背景下面临着越来越大的减排降耗压力。
针对油气开采过程中的二氧化碳排放问题，中国石化中原油田气藏综合研究研究高级专家彭鑫岭对记者说，中原油田在参与国家十三五重大专项计划时进行了二氧化碳驱水实验，利用二氧化碳气体注入地下气藏中，从而提高天然气流动性并驱动其向生产井移动，同时封存二氧化碳，实现提高采收率和环境保护的双重目标。
“为实现双碳目标，中原油田建有华北地区最大的地下储气库调控中心，原有气场枯竭时将新气注入，华北冬季用气高峰时取出，保证民生用气的同时减少大气污染。”中原油田党委宣传部部长李鹏补充道。
记者从现场观察到，在钻井、压裂现场及周围的山峦间，建有完备的输变电设施，帮助气田开发供能实现了由柴油发电到电网供电的转变。一位在焦页34号压裂平台工作的专业人士表示：“压裂设备总功率非常大，原来使用柴油发电的轰鸣声震耳欲聋，电气化改造后已经大为改观。”
清洁能源革命浪潮势不可挡，中国石化已经迈出了坚定的一步。
