科技動態

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全可溶橋塞水平井分段壓裂技術工業試驗取得重大突破

橋塞是水平井多段體積壓裂核心技術之一。傳統可鉆式橋塞存在鉆塞費用高、風險大、投產慢等難題。第四代橋塞即全可溶橋塞在國內多個油氣田成功開展工業試驗，效果顯著。

主要技術創新：（1）高強可溶材料技術，可溶金屬材料體系抗壓強度達600兆帕，可溶高分子密封材料體系耐溫50～150攝氏度、耐壓90兆帕。（2）預制破片可溶卡瓦技術，確保橋塞承壓可靠、壓后自行破碎。（3）仿生結構和材質組分優化技術，橋塞溶解速度精準可控，可實現同一井不同層段溶解可控，也可實現不同區塊、不同油氣田壓裂的個性化需求。該技術具有以下優點：可實現無限級壓裂，風險低，溶解產物對儲層無傷害、對環境無污染;遇卡可快速溶解，減少壓裂施工總時間和總成本，作業效率提高50%，施工成本降低1/ 3；規模化生產后，制造成本與傳統橋塞價格基本相當。在威遠204H11平臺完成首次頁巖氣全可溶橋塞壓裂，最高25段、泵壓達86兆帕，壓后平均日產氣達到27.5萬立方米。僅鉆塞費用就節省近千萬元，同時大幅降低作業風險。該項創新成果打破國外公司的技術壟斷。

（摘自中國石油報第6758期）

PHR系列渣油加氫催化劑工業應用試驗獲得成功

中國石油自主研發的PHR系列渣油加氫催化劑通過專家驗收，認為該系列催化劑在加氫脫硫、脫氮、脫殘炭和床層壓降的性能方面優于進口劑，脫金屬性能優異，總體達到國際先進水平。

該技術開發了催化劑形狀級配、孔結構級配、活性級配的設計與制備方法，形成了“定制”催化劑孔結構特征與活性分布特征的理論創新，國內領先的雙峰孔結構氧化鋁載體等核心制備技術的技術創新，以及自主設計催化劑級配方案并利于長周期穩定運行的應用創新。在大連西太工業應用試驗結果表明，在渣油加工量及提溫操作完全相同的情況下，PHR系列催化劑累計脫除的硫、氮、殘炭分別高出另一系列進口催化劑2.8%、24.7%、6.2%，裝置運行過程中，總壓降始終低于進口催化劑0.2～0.4兆帕。

PHR系列渣油加氫催化劑的應用成功，將為中國石油高硫劣質原油的加工提供有力的技術支撐和保障。

（摘自中國石油報第6758期）

滿足國Ⅴ標準汽油生產系列成套技術有效支撐汽油質量升級

中國石油自主創新研制了催化裂化汽油選擇性加氫脫硫等9個牌號系列催化劑，開發了分段加氫脫硫、烯烴定向轉化等5項核心技術，形成了選擇性加氫脫硫（DSO）和加氫脫硫—改質組合（M-DSO、GARDES）兩大技術系列，成功破解了催化裂化汽油同步實現深度脫硫、降烯烴和保持辛烷值這一制約汽油清潔化的難題。

開發的催化劑級配裝填和開工過程催化劑硫化、鈍化等新技術，提高了催化劑脫硫活性及選擇性，減少了辛烷值損失，延長了裝置運行周期，縮短了開工時間。與引進技術比，投資節省15%左右，能耗降低20%左右。

截至2016年年底，10多家采用上述自主技術的企業全部順利生產出國Ⅴ清潔汽油，總生產能力1 000多萬噸/年，總體技術經濟指標達到國際先進水平，為保障中國石油順利實現國Ⅴ標準汽油質量升級提供了有效技術支撐。

（摘自中國石油報第6758期）

醫用聚烯烴樹脂產業化技術開發及安全性評價取得重大突破

中國石油于2016年7月在蘭州石化建成了我國首個醫用聚烯烴樹脂產業化基地，研發生產的兩個牌號聚烯烴樹脂（LD26D、RP260）通過了國家藥監局評審，發布了產品企業標準“QSY LS0196-2016”和“QSY LS 0197-2016”；藥監局頒發了注冊號（國藥包字20160379、20160413），使我國醫藥樹脂包裝材料擺脫了對國外技術、原料和評價標準的依賴，率先在國內醫用聚烯烴行業擁有了話語權。

該技術滿足了醫藥樹脂包裝制品的物理、化學和醫用聚烯烴安全性要求;制定了醫用聚烯烴原料產品標準、生產工藝、包裝儲運及其管理體系的GMP規范。其創新性包括：（1）新型低溫引發劑及新型調節劑開發及反應體系建立，以調整聚乙烯分子鏈微觀結構及其相對分子質量分布。（2）新型減震及高壓分離技術研發，實現了低聚物分離和裝置在超高壓下的穩定生產。（3）復配給電子體系開發，協調催化劑活性、氫調敏感性、分子鏈立構規整度三者間的關系，以控制聚丙烯微觀結構、相對分子質量分布及溶出物含量。（4）醫用聚烯烴樹脂專用助劑體系開發及應用。

蘭州石化潔凈化醫用聚烯烴生產線通過了科倫藥業的藥包材供應商審計，2016年量產銷售達3 000噸。

（摘自中國石油報第6758期）

蘭州石化煉油廠全負荷加工催化柴油生產創新高

進入12月以來，蘭州石化煉油廠柴油加氫聯合車間想方設法挖掘裝置運行潛力，各項技術經濟指標不斷提升，年120萬噸柴油加氫裝置首次采用全負荷加工催化柴油生產方案，300萬噸柴油加氫裝置石腦油加工量首次突破每小時60噸大關，均創歷史最高水平。

年120萬噸柴油加氫裝置原本以摻煉加工催化柴油和直餾柴油為主。進入12月，針對催化柴油高庫存狀況下的生產運行，以及對上游裝置高負荷生產狀況下帶來的影響，決定調整裝置原料加工方式，采取逐步提高加工催化柴油比例，直至完全加工催化柴油生產運行的生產方案，最大限度挖掘裝置生產潛力，有效解決催化柴油高庫存帶來的難題。

車間工藝組以裝置加工催化柴油后工藝小指標考核為基點，有針對性地開展班組勞動競賽等活動，將工藝控制、運行工況及裝置平穩率等多個指標納入考核內容。深入開展“技術大講堂”，管理技術人員集思廣益摸索新工況、解決疑難問題的同時，組織技術人員深入班組崗位進行專業指導，提高班組操作技能。自12月 7日實現完全加工催化柴油以來，該裝置高效運行，持續保持每小時135噸的進料量，每小時可下降40余噸的庫存量，庫存消化收效顯著。

車間積極做好年300萬噸柴油加氫裝置石腦油加工工作，根據月度加工情況，精心安排周計劃、日計劃，進行動態優化。在日常工藝管理中，從采樣分析到分析數據，從收集參數到調整操作方案，推出了一批近乎苛刻的操作規范，嚴格規定了系統操作壓力、溫度等參數，讓操作人員有章可循。在進行細致的數據分析、工況研究基礎上，攻克汽提塔頂負荷、高低壓換熱器管程入口溫度等操作不利因素的限制，通過優化指標，加強操作管控，精準執行方案措施，石腦油加工量首次突破60噸每小時大關，取得最優效果。

截至12月22日，加工石腦油1.9萬噸，實現了裝置的高負荷安全生產，裝置開出最好水平。目前裝置建立全員、全天候聯動管理機制，加強工藝運行管控和設備運行監控，及時消除薄弱環節，為兩套裝置增產保駕護航。

（摘自中國石油新聞中心2016-12-27）

內源微生物采油技術研發與試驗取得突破

內源微生物采油技術是通過注入營養物等激活地層中的有益微生物，利用其在油藏環境下的生長繁殖和代謝活動，產生有利于驅油的代謝物質，作用于油藏和油層流體，實現提高油井產量和原油采收率的目的。技術創新與進展：利用現有生產設備和基礎設施，在注入水中連續添加低濃度無機營養物質，激活油藏內微生物使其快速繁殖，降低油水界面張力，改變水流方向，擴大波及體積，以較低的成本開采剩余油。先前，在北美地區35口生產井應用38次，30口注水井應用68次，成功率89%，產油量平均提高127%。近年，在堪薩斯、南加利福尼亞和阿爾伯塔的商業化試驗表明，水驅后應用該技術，單井產量提高4倍多，增產原油的成本約10美元/桶，提高原油采收率9%～12%。

該技術已在地層溫度20～93攝氏度、滲透率10～1 000毫達西、原油相對密度0.82～0.96、地層水礦化度1.8萬～14萬毫克每升，甚至雙孔介質油藏條件下成功試驗，其成本低、見效快，為老油田提供了經濟有效的開采技術。

（摘自中國石油報第6758期）

太陽能稠油熱采技術實現商業化規模應用

太陽能熱采技術改變了目前需要燃燒大量天然氣的傳統熱采方式，直接利用太陽能產生高溫水蒸汽，其節能環保特性符合當今綠色發展潮流和需求。

主體技術包括：（1）槽式集熱技術，封閉式結構類似于玻璃溫室，由玻璃和鋼結構組成，內部有數十列輕質槽式反射鏡組成。陽光被反射到水循環管線上，生成符合熱采要求干度80%的蒸汽，晝夜采用不同的注汽量，降低天然氣消耗量。在美國和阿曼現場應用中，系統生產功率達7兆瓦，每天可產生50噸蒸汽，蒸汽壓力達10兆帕，溫度312攝氏度，全年運行效率為98.6%；百萬英熱單位蒸汽總成本4.5美元，與傳統燃燒天然氣生產蒸汽價格持平，可以穩定的價格供應蒸汽30年。（2）機器人全自動清潔技術。生產裝置可耐受海灣地區特有的高濃度粉塵和沙塵暴，清潔后性能可100%恢復，90%的清潔用水可重復利用。

目前，在阿曼建設了世界上最大的太陽能集熱工廠用于稠油熱采，占地面積近3平方公里，峰值輸出功率高達1吉瓦，每天產生6 000噸蒸汽，每年節約燃氣消耗約1.58億立方米，減少碳排放超過30萬噸。

（摘自中國石油報第6758期）

長慶油田巧治6000口“哮喘井”

長慶油田采用地質工藝、效率效益、技術管理的三結合辦法，2016年，讓6 000余口低產低效井產能得到有效發揮，開井時率較前提升2.3個百分點，累計增產天然氣17.75億立方米。

已有20年天然氣開采歷史的長慶油田，低產低效的“哮喘井”比例越來越大。能否及時治理好這批氣井，讓每一口氣井都發揮正常作用，是長慶油田年5 000萬噸油氣當量長期穩產的重要保證。進入2016年，長慶油田在治理低產低效氣井中，巧開三劑良方，效果明顯。

地質研究和工藝改進相結合?？紤]氣井產量、儲層物性、井口壓力和氣液比等多項指標，長慶油田利用“多維矩陣”管理模型，綜合排水采氣主體工藝適應條件，細化生產井分類，將全氣田9 000余口氣井逐井摸排，并根據不同情況將其劃分為自然連續生產井、自然間歇井、措施井、待措施井等類別，最后選中6 000余口低產氣井作為全年排水采氣工作精細管理和挖潛增效的重點。特別是把靖邊氣田和蘇里格東區的兩口氣井作為先導試驗井進行試驗后，大大積累了氣藏排水經驗，提高了富水區開發效益和氣藏采收率。

效率和效益相結合。對產氣量低、排水采氣增產效益較差的氣井，長慶油田優先采取“長關短開”方式間歇生產，發揮低產井“自救”能力，同時壓縮低效氣井復產工作量近40%。將氣井分成日產氣量高于5 000立方米、在3 000立方米至5 000立方米之間、低于3 000立方米3類，分別配套泡沫排水、速度管柱、柱塞氣舉等措施輔助生產，使泡排措施有效率達到82.6%，平均單井日增產450立方米，速度管柱、柱塞氣舉措施有效率均在90%以上，增產幅度超過60%。

技術革新和管理創新相結合。在著力推進自動泡排裝置、柱塞氣舉等自動化排水采氣技術應用的基礎上，長慶油田通過系列化柱塞、低成本高效泡排劑等技術研發、改進以及集中采購等措施，使柱塞和泡排劑成本同比分別降低20%和15%，累計節約投入800余萬元。針對大產水量氣井排水采氣瓶頸，多次組織開展同步回轉壓縮機、井下驅動泵等新技術研討和交流，探索經濟有效的大產水量氣井排水采氣技術，全年累計完成各類新技術試驗39井次。

據統計，2016年，長慶油田累計完成排水采氣措施6 334口，共實施10.57萬井次。與2015年相比，措施井次減少12.7%，單井作業井次下降4.3井次，單井次年增產氣量由1.45萬立方米提高至1.66萬立方米，低產低效井產量貢獻率明顯提升，為氣田穩產做出了積極貢獻。

（摘自中國石油新聞中心2017-01-13）

新型烷基化技術取得重要進展

固體酸烷基化技術和復合離子液體碳四烷基化技術，分別采用固體酸沸石催化劑和離子液體催化劑替代了傳統的硫酸和氫氟酸催化劑，消除了酸油、廢酸對環境的污染以及廢酸泄漏造成的安全問題。

固體酸烷基化技術（AlkyClean）由CB&I Lummus公司和Albemarle公司聯合開發，該技術核心是AlkyStarTM固體酸催化劑，AlkyStarTM以鉑金為活性載體，在鋁沸石催化劑載體上形成酸性中心。全球首套20萬噸/年AlkyClean工業示范裝置在山東匯豐石化投產，生產出的烷基化油辛烷值96左右，硫含量低于1毫克每升。

復合離子液體碳四烷基化技術（CILA）由中國石油大學（北京）自主研發，該技術創新性地設計合成了兼具高活性和高選擇性的雙金屬復合離子液體，發明了催化劑活性監測方法和再生技術，研制了新型管道式反應器、旋液分離器等專用設備。全球首套10萬噸/年CILA裝置在山東德陽化工投產，生產出的烷基化油辛烷值高達97以上，烯烴轉化率100%。

固體酸烷基化技術和復合離子液體碳四烷基化技術，為汽油清潔化和全面質量升級提供了嶄新的解決方案，有廣闊的應用前景和推廣價值。

（摘自中國石油報第6758期）

低成本天然氣制氫新工藝取得突破

工業制氫方式中應用最多的是利用化石燃料制氫，而由澳大利亞Hazer公司和悉尼大學合作開發的Hazer工藝可以采用天然氣和鐵礦石生產氫氣，并副產純度高達99%的石墨，極大降低了氫氣的生產成本。常規的甲烷裂解制氫氣是在高溫下（750攝氏度以上）熱裂解甲烷，制氫成本高。而Hazer工藝通過將鐵礦石用作催化劑，能夠將天然氣和類似原料有效轉化為氫，并通過一次化學提純生產出純度高達99%的石墨。該工藝成本低、催化劑無需再生并可重復使用。Hazer工藝的氫氣制取成本是0.5～0.75美元/公斤，每使用1噸鐵礦石進行催化反應，能夠制造10噸的氫氣。

目前Hazer工藝處于實驗室試驗階段，工業試驗裝置有望于2017年投產，預計年產氫氣30噸。該工藝如果成功，將有效促進用氫工業的發展，是一項開創性的革新技術。

（摘自中國石油報第6758期）

天然氣水合物儲氣技術取得突破

天然氣水合物儲氣是指水和天然氣在高壓低溫情況下（8.27～10.34兆帕、2～10攝氏度）形成的類似于冰晶狀固體，在其形成的孔洞中儲存輕烴或其他氣體分子，1立方米水合物可儲存150～180立方米的氣體，可以實現常壓、-5～-15攝氏度儲運。

該技術目前的難題是如何提高水合物生成速率和增加儲氣密度，近年研究發現超聲波、初始壓力、含水率等參數在一定條件下可促進水合物的生成，添加活性炭、十二烷基硫酸鈉和氧化銅納米顆?？捎行岣咛烊粴馑衔锏霓D化率。其中最為重大的發現是與純水體系相比，添加石墨烯納米顆?？墒顾衔锏恼T導時間縮短61.07%，儲氣量增加12.9%。日本、美國、英國、挪威等加大了該技術研發力度，日本已經擁有日產600噸天然氣水合物的技術，將在2020年使天然氣水合物儲運占LNG份額的8%～12%。美國國家天然氣水合物研究中心正在開展使用表面活性劑的儲氣中試研究以及與天然氣水合物汽車相關的探索研究。

與LNG相比較，水合物的運輸成本降低25%、生產成本降低3%、氣化成本降低9%，同時對溫度壓力要求較低，儲運過程中能源損耗少，運輸安全性高，在小型、分散、邊緣油田伴生氣的開采、運輸方面具有很大的優越性。

（摘自中國石油報第6758期）

遼河挖潛增效指標超7.4億

“原油保持千萬噸穩產能力，各項指標均好于預期。”1月10日，記者從遼河油田獲悉，面對2016的低油價挑戰，遼河油田以3年擴大經營自主權為契機，推進精細勘探、效益開發，全面深化開源節流降本增效工作，超額完成集團公司業績指標7.4億元。

面對2014年以來低油價的挑戰，遼河油田適時調整生產經營策略，圍繞全年降本增效指標，根據油價變化，動態組織生產。油氣勘探上，持續推進精細勘探、效益勘探，全年新增三級儲量1.12億噸，超額完成勘探增儲任務；原油生產上，適時調整生產經營戰略，克服各種困難，突出稀油高凝油上產。2016年全年生產原油976.4萬噸，超計劃2萬噸，在助力實現全年效益指標基礎上，保持了千萬噸穩產能力。

開源節流降本增效縱深推進。結合全年效益指標，遼河油田明確了6項35條措施，逐月跟蹤落實，超額完成全年奮斗目標任務。在開源上，實施動態油氣銷售，價高多銷、價低少銷，爭取政策支持，提高原油結算價格。在節流上，持續優化投資結構，暫緩實施低效產能，削減與生產關聯度不高的配套項目；動態調整燃料結構，減少了成本支出。

深化改革為企業發展注入新活力。油田調整績效考核政策及辦法，加大對勘探增儲、油氣生產、提質增效、外闖市場的獎勵力度；成立“三供一業”、醫療機構分離移交改制工作領導小組，統籌規劃推進分離移交和社會化改革工作，供暖、供氣、托幼社會化步伐持續加快。

（摘自中國石油新聞中心2017-01-16）