科技动态

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长庆油田二氧化碳驱探索开发新方式

7月23日，国家级示范工程—长庆油田黄3区二氧化碳驱（CCUS）先导试验试注工程成功投运20多天以来，各项指标均达到设计水平。

二氧化碳驱油技术在致密油开发中，不仅能大幅提高油田开发水平，实现低渗透油田高效开发，让隐藏极深的剩余油藏重见天日，而且可实现对温室气体二氧化碳的地下封存，达到驱油和节能减排的双重目的。

中国石油长期致力于二氧化碳驱油与埋存技术研发，2014年4月，由石化联合会发起，国家发展与改革委员会、科技部、国家能源局、中国工程院和中国石油、神华集团组织确定，开展长庆油田二氧化碳驱先导试验。2014年9月，中国石油股份公司通过了“长庆油田低渗透油藏二氧化碳驱油与埋存关键技术研究与应用”重大科技专项论证和审查。

长庆油田为此专门成立了二氧化碳驱提高采收率先导试验项目组，公司相关部门单位紧密配合，多次深入现场帮促项目实施，进行方案优化。在建设过程中，与吉林油田合作，经过3年多的艰难摸索和辛苦努力，7月1日，试注站第一口注气井成功注气。

黄3试验区为典型的超低渗储层，注水开发水驱效率低。试验具有二氧化碳减排和提高采收率的双重作用。项目总体建设完成后，可实现9口井的注气任务，对应38口采出井，按15年预测评价，可实现注气37.6万吨，产油31.5万吨，二氧化碳埋存率达到73.2%。与水驱相比，增油可达19.9万吨，采收率可提高10.1个百分点。

黄3区二氧化碳驱试注先导试验，目前已成功实现气源运输、气源卸储、系统调试、二氧化碳注入等多项节点目标。这些经验的积累，对后期在鄂尔多斯盆地形成10万吨级二氧化碳驱先导试验区和建设百万吨级示范工程将有重要的指导意义。

（摘自中国石油报第6892期）

辽河曙采攻破小井眼油井出水难题

截至8月5日，由辽河油田曙光采油厂工艺研究所高级工程师郭洪军等技术人员研发的小井眼可掺洗式机械堵水技术阶段试验59天，累计产油589.8吨，措施井最高日产油14.9吨，含水率下降47个百分点。

杜813-41-44井是杜813兴隆台一口超稠油井，生产至第12周期末含水升高，通过作业找漏确定悬挂器位置漏失，顶水下窜造成油井高含水。直径为127毫米的套管内径为108.6毫米，受井眼尺寸限制只能采用Y111-102和Y221-102封隔器封堵漏点实施常规堵水，但因该井黏度高，堵水措施后，不能实施掺稀油和洗井作业，下泵不久该井出现卡泵，致使油井无法正常生产。

为此，郭洪军与项目组技术人员展开技术攻关，在原有机械堵水技术基础上，通过改进配套工具、优化管柱结构，研发出可适应108毫米套管内径的小套管可掺洗式机械堵水技术。

这项技术的试验成功扩大了超稠油堵水技术的适用范围，为解决小井眼油井高含水矛盾扫清了障碍。预计年可增加措施工作量3井次，增油400吨。

（摘自中国石油新闻中心2017-08-11）

青海油田自主研发储层改造工艺技术增油超万吨

狮55井通过缝网压裂试油投产近一个月，生产原油634立方米。据悉，自主研发、设计、施工，具有高原油田特色的油藏储层改造工艺技术已经成为青海油田增储上产的助推器，截至7月底，增油1.15万吨。

青海油田是个开发62年的老油田，地质构造类型多样，储层复杂多变。低产、低效油井占有一定比例，成为制约油田效益开发的瓶颈。

近两年，青海油田加大对油藏储层措施技术改造的攻关力度，按照不同区块、不同储层类型的“口味”，对口设计编制储层改造“菜谱”，集成多种类型储层改造增产措施配套特色技术，形成多层多段、缝网压裂的特色工艺技术；实现了单层段到多层段、常规压裂到缝网体积压裂的技术跨越；油井措施改造工艺拥有6项特色技术，成功率提高10%，单井日均增油2吨。

同时，青海油田大力推广以直井缝网压裂和水平井体积压裂为主的措施改造技术。上半年，实施80井次135层段，累计增油9 039吨，发现工业油气流9层组。英西地区应用大比例滑溜水+大排量+复合压裂措施改造技术，实现了排量每分钟8立方米、总加砂量80立方米的目标，3口井改造后日产油30吨以上。

借鉴直井缝网低渗油藏改造经验，青海油田积极寻求南翼山、扎哈泉等低渗难采储量的效益开发之路，推广低前置液、低浓度胍胶、低成本支撑剂三项降本措施，规模应用直井缝网压裂工艺技术，分别在5口井进行小排量、小砂量、小规模、高砂比的控水压裂和基岩控缝高工艺技术试验，增油效果良好。切12-22-5井措施前产液量不足1吨，措施后日增油5.5吨，降低费用7万元。

上半年，青海油田有针对性地选择109口单井进行储层改造设计，现场施工完成86井次，生产井措施成功率达95.3%，单井日均增油3.7吨；探井措施成功率达96.1%，10个层组获工业油气流，储层改造累计增油1.045 7万吨。

（摘自中国石油新闻中心2017-08-11）

甲烷氧化偶联制烯烃研究取得重要进展

华东师范大学路勇课题组在低温甲烷氧化偶联（OCM）制取烯烃研究上取得重要进展。相关成果日前发表于《科学进展》杂志。据介绍，目前通过非石油资源经由合成气间接合成低碳烯烃的研究接连取得突破性进展，但间接合成流程长，以及合成气造气高温、高能耗和高物耗也是不争的事实。甲烷的直接转化一直是科学家孜孜以求的理想路径，但极富挑战性。

研究人员受“甲烷低温电化学氧化制甲醇”等研究的启发，推断有效降低氧气分子活化温度可能是开启通向低温OCM反应之门的“钥匙”。他们由此提出了“低温化学循环活化氧气分子以驱动低温OCM反应”的新思路，目标性地选取在低温下能同MnxOy形成化合物的二氧化钛助剂，对相关材料进行了改性，使反应温度由原来的800℃～900℃大幅降至650℃后，仍获得了20%以上的甲烷转化率和60%以上的产物选择性。同时，该低温化学循环与钨酸钠产生协同催化作用，实现了目标产物的高选择性调控。研究人员还提出了催化剂晶格氧转化速率阈值的判据，即无论在何种反应温度下，只要催化剂晶格氧转化速率能达到阈值及以上，该催化剂便具有良好的催化性能。另外，该催化剂稳定性良好，在720℃下稳定运行500小时无失活迹象。同时，甲烷转化率和乙烯等产物选择性始终保持在26%和76%以上。

（摘自中国化工信息2017年第14期）

国Ⅵ汽油质量升级快马加鞭催化轻汽油醚化系列技术推广提速

7月18日，为解决中国石油国Ⅵ汽油标准升级中烯烃降低辛烷值升高这一问题，集团公司继国Ⅳ汽油升级技术推广之后的第二个重大推广专项—“催化轻汽油醚化（LNE）系列技术推广应用”重大推广专项推进会在北京召开。这标志着利用自有醚化技术的中国石油国Ⅵ车用汽油质量升级项目快马加鞭。

2016年12月23日，国Ⅵ阶段车用汽油标准（GB17930-2016）正式发布。2019年1月1日实施国Ⅵ第一阶段车用汽油标准，国Ⅵ标准汽油质量升级工作迫在眉睫。由于中国汽油池中催化汽油占约74%，国Ⅵ车用汽油质量升级的关键是降低催化汽油的烯烃含量，炼化企业亟须既能降低催化汽油烯烃含量，又可以保持或提高辛烷值的生产技术。

集团公司于去年设立“催化轻汽油醚化（LNE）系列技术推广应用”重大技术推广专项，由科技管理部和炼油与化工分公司共同组织，石化院牵头，联合云南石化、辽阳石化、辽河石化等15个单位共同承担。

催化轻汽油醚化（LNE-1/LNE-2/LNE-3）系列技术作为集团公司国Ⅳ、国Ⅴ汽油质量升级的重要组成技术，已在兰州石化、呼和浩特石化等地区公司建成，并在6套工业装置运行。该系列技术的推广实施，有效解决了催化汽油降烯烃并兼顾辛烷值的问题。

随着推广专项的推进，将在集团公司所属地区公司新增8至11套催化轻汽油醚化装置。全部装置建好后将每年为集团公司创造显著的经济效益，为集团公司按期实现国Ⅵ汽油质量升级提供有效技术支撑。

（摘自中国石油报第6896期）

吐哈井下公司精准压裂增油3.4万吨

8月4日，吐哈油田公司三塘湖油田马中区块马56-181井经水平井投球分段压裂后自喷生产，日产油36.5吨，增产效果显著，该井成为吐哈井下公司“四个精准”保压裂促上产的又一样板井。

今年年初以来，吐哈油田井下公司通过坚持做到“四个精准”：精准地质研究、压裂设计、液体配制、现场施工，促进压裂提质增效。

精准地质研究。这个公司从动静态资料研究入手，结合邻井、对应注水井等资料，深入储层单砂体平面与纵向分布模式研究，进一步细化注采连通关系，提高地质研究精度。

精准压裂设计。储层参数是压裂数值模拟的基础和根基，直接关系到压裂施工的针对性与有效率。这个公司以测井数据为基础，重点分析储层岩性、物性特征及前期邻井施工参数，将各项基础数据取全取准，提高设计的针对性与符合率。

精准液体配制。这个公司严格按照液体体系配方进行液体配制，精准各种化工料的加量、加注顺序及循环时间，每罐液取样检测，确保液体质量合格。

精准压裂施工。吐哈井下公司施工前严把施工验收关，对压裂设备、液体、支撑剂进行核实，进行技术交底；施工中严格按照设计进行施工，技术人员全程跟踪监护，确保压裂工艺纪律在现场落实到位。截至7月底，吐哈井下公司今年共计实施精准压裂172井次，平均日增油378吨，压裂措施有效率86.6%，累计增油3.4万吨。为吐哈油田增储上产做出了积极贡献。

（摘自中国石油新闻中心2017-08-10）

长庆油田建国内最大致密油试验区累计产量突破200万吨

截至目前，长庆油田鄂尔多斯盆地长7致密油藏2012年以来累计产量突破200万吨，达到238.7万吨，成为国内最大的致密油开发试验区。

鄂尔多斯盆地致密油资源量大，是中石油长庆油田年5 000万吨稳产的重要支撑，但其开发难度较大。为探索致密油有效开发技术，2011年起，在集团公司、股份公司的统筹部署下，按照“搞清资源、准备技术、突破重点、稳步推进”的总体思路，长庆油田积极开展致密油攻关试验。经过前期评价、探索技术、创新提升、扩大试验四个阶段，长水平井优化布井、水平井体积压裂等关键技术取得突破，先后开辟了三个致密油勘探开发试验区。

在开发试验中，长庆油田关键技术的突破为致密油开发找到了“甜点”。创新研发了长水平井优化布井技术，攻克了致密油岩性、物性、含油性变化快、差异大、非均质性强、油层钻遇率低、压裂射孔段优选难的瓶颈问题，自主技术实现了长水平井体积压裂，研发了水力喷砂器、速钻复合桥塞、套管定位球座、EM系列压裂液等关键压裂工具和材料，形成了水力喷砂环空加砂压裂、速钻复合桥塞压裂、套管定位球座压裂、全过程挟砂滑溜水压裂液4套主体技术。同时，创造性提出初期长水平井体积压裂不返排补充地层能量的准自然能量开发技术。

（摘自中国石油报第6901期）

中国石油新一代油藏数值模拟软件3.0版研制成功

记者从7月28日中国石油科技管理部在北京召开的“新一代油藏数值模拟软件3.0版研制”课题验收会获悉，新一代油藏数值模拟软件HiSim V3.0的自主研发，打破了油藏数值模拟领域被国外技术软件长期垄断的局面，填补了国内同类软件产品空白，可替代国外同类产品。

通过理论技术攻关，项目组创新建立了以“断层隔挡、多边界约束、随机干扰插值”为代表的多条件约束地质建模技术，实现了对复杂沉积油藏储层特征的精细刻画和储层属性的预测；创新建立了非线性多模态渗流数学理论模型，解决了我国高含水油藏大孔道模拟、低渗透油藏动态裂缝模拟等变属性油藏数值模拟难题；创新形成了精细复合化学驱油藏数值模拟理论模型，深入揭示了水驱开发后化学驱提高采收率的关键机理，有效解决了水驱开发后化学驱大幅度提高采收率的开发模拟问题；创新发展了以“一体化架构、高精度时空离散、多阶段预处理求解技术”等为代表的大规模精细高效油藏数值模拟求解技术（HiSolver），大幅提升了复杂油气藏的模拟规模和运算速度，单机模拟速度提高了5倍以上，模拟规模突破千万节点；集成多项创新成果，成功研制了集复杂地质建模、大规模水驱模拟、精细化学驱模拟为一体的新一代油藏数值模拟软件系统HiSim V3.0。

验收委员会一致认为，该软件具备丰富完善的地质建模及油藏数值模拟功能，具备高含水及低渗透油气藏多模态渗流、精细复合化学驱等特色模拟功能；软件综合性能优异，具有运算速度快、模拟规模大、稳定性强、符合率高等多项优势，总体达到国际先进水平。

截至目前，HiSim V3.0软件系统拥有国家发明专利1项，已在国内三大石油公司16个油气田公司百余个区块，以及国外油田区块开发中应用，取得了显著的经济和社会效益。

（摘自中国石油报第6902期）

英国宣布2040年起禁售燃油车

7月27日，英国环境大臣迈克尔·戈夫表示，作为清洁空气政策的一部分，英国将于2040年起停止销售燃油汽车以减轻空气污染，并投资3.32亿美元用于解决道路污染。

继荷兰、挪威、德国、法国之后，英国也加入了禁售燃油车的行列。戈夫指出：“禁售决定迫在眉睫，因为汽油和柴油汽车已经给人类造成了严重的健康问题，破坏地球环境，影响下一代的生活。”英国皇家医师学院研究显示，英国每年有4万人死于户外空气污染，不洁净的空气与癌症、哮喘、中风和心脏病等疾病发病有关。

《空气质量计划》的具体方案还包括：重新改造当地的公交车和其他交通工具，使其达到环保标准；改造道路设置，比如重新设置减速带和交通灯，方便电动汽车通行；对绿色出行给予补助和奖励。此外还有报废旧柴油车辆计划等。目前英国政府要求执行紧急治理的道路有81条，分布在全英17个城镇。

（摘自中国石油报第6902期）

芬兰科学家用电和二氧化碳合成蛋白质

近日，芬兰国家技术研究中心和拉彭兰塔理工大学联合研发出一种以电和二氧化碳为主合成蛋白质的新方法，其生产的蛋白质未来可用于制造食品和饲料。据介绍，这种方法是将电接入装有水和微生物的生物反应器中，将水电解为氢和氧，同时向反应器中注入二氧化碳。在提供的氮、硫、磷和其他微量营养物作用下，促使反应器中的微生物不断增殖，合成蛋白质，然后，将培养的微生物团脱水，就形成了类似干酵母的蛋白质粉末。

目前，使用咖啡杯大小的生物反应设备，在实验室生产1克蛋白质约需2周。研究人员称，用这种方法生产蛋白质比植物光合作用效率高近10倍，而且还不用杀虫剂。他们的下一步目标是大幅提高生产效率，将成果转化为商业化生产。

芬兰国家技术研究中心首席科学家尤哈－佩卡·皮特凯宁表示，用这种蛋白质生产的混合食品将会有很高的营养价值，并且可通过在生产过程中改变微生物来调整食品的营养成分。他预测，将来甚至有可能发明一种家用反应装置，使人们在家里就能生产日常生活所需要的蛋白质。

（摘自中国化工信息2017年第15期）

辽河油田超临界注汽亮剑低品位油藏

截至目前，辽河油田共实施超临界注汽32口井，平均注汽压力提高2.8兆帕，增油9 522吨。

目前，蒸汽吞吐仍是辽河稠油最主要的开发方式。但一些区块由于油藏物性较差，常规锅炉无法注入蒸汽加热原油。为更好动用难采储量，科研人员将目光转移到锅炉上。所谓超临界锅炉，就是将水的温度、压强升高到临界点以上，当因高温膨胀水的密度和因高压被压缩的蒸汽密度正好相同时，水就成为一种不同于气态、液态、固态的新流体态—超临界水。超临界水具有汽、水的双重优势。一方面，它具有蒸汽的黏度和扩散速度，对稠油的降黏效果非常好。另一方面，它又具有水的密度和溶解能力，本身就有一定压力。此外，它还具有一定的氧化作用，能够有效提高稠油的流动性。

“无论现在的稳产增产，还是将来的增储扩边，超临界技术都是我们必须跨越的一步。”辽河高升采油厂副厂长潘建华说。2014年开始，辽河油田率先在高升采油厂开展超临界注汽技术研究与现场试验。2015年，高升采油厂超临界注汽锅炉进入规模应用阶段，全年注入2.8万吨，22口单井转抽后峰值产油由2至5吨大幅提高到5至15吨，增油效果明显。

在现场试验环节，科研人员坚持“高效井优先、兼顾扩边试验”的工作思路，优化措施选井和运行安排，提升高效井生产时率，并有针对性地实施解堵引效、氮气增能、化学助排等配套措施，提高吞吐效果。在选井方面，优选超临界注汽效果好的油井进行注汽；在注入参数设计上，根据油层厚度、物性对每口井蒸汽注入量进行优化设计，既保证注汽效果，又减少注汽成本。同时，在配套工具及化学措施上，研究了专用伸缩管和热敏密封器，并依据油层物性和油井所在区域的特点，根据每口井的具体情况，优选配套化学措施，优化药剂用量，提高经济效益。

为实现措施效果最优化，科研人员还通过完善选井思路和方向、优选配套化学药剂、优化注采方案保证热效率3个手段，进一步提高超临界注汽措施效果，为勘探增储扩边提供了强有力技术支撑。在今年已实施措施的8口井中，注蒸汽量同比减少2 078吨，总费用同比减少40.8万元，阶段增油同比增加335吨。

（摘自中国石油报第6892期）

亨斯迈在华环氧丙烷项目一次开车成功

由中石化与亨斯迈在南京市合资建设的环氧丙烷项目生产装置，近日实现一次开车成功，产出了合格环氧丙烷和甲基叔丁基醚。该项目采用亨斯迈丙烯与异丁烷共氧化法生产环氧丙烷并联产甲基叔丁基醚的工艺技术，具有产品收率高、装置能耗低、三废污染少的特点，符合国家产业发展政策要求，是当今世界理想的环氧丙烷生产技术，建成后可年产24万吨环氧丙烷和74.2万吨甲基叔丁基醚。

（摘自中国化工信息2017年第15期）

全球首条高温气冷堆燃料元件生产线实现工业规模转化

日前，全球首条工业规模高温气冷堆燃料元件生产线第20万个球形燃料元件在包头成功下线，我国高温气冷堆元件制造实现了从实验线到工业规模生产线的直接转化，标志着我国高温气冷堆元件制造水平已走在世界前列，对于推进高温气冷堆核电技术商业化和“走出去”具有重要意义。

高温气冷堆核电站示范工程燃料元件生产线，是大型先进压水堆及高温气冷堆核电站国家科技重大专项高温堆分项的重要子课题和核心配套工程。年产能力为30万个球形燃料元件，为华能山东石岛湾20万千瓦高温气冷堆示范电站提供燃料元件。生产线以清华大学球形燃料元件制造技术作为技术依托，是我国完全拥有自主知识产权、全球第一条具有第四代核技术特征的工业化规模燃料元件生产线。

（摘自中国化工信息2017年第15期）

锦州石化国VI油品全面升级

随着新建年40万吨轻汽油醚化装置投产稳定运行超过14天，锦州石化公司实现汽、柴油全面升级国VI标准。这一时间比国家规定的2019年1月1日国VI标准油品升级提前17个月。

曾经生产出新中国第一滴人造石油、第一块合成顺丁橡胶的锦州石化公司，是辽西地区最大的石油化工生产加工和储备基地，原油加工能力650万吨/年，拥有亚洲最大异丙醇装置和国内唯一针状焦生产装置。

近年来，锦州石化成品油质量升级工作一直走在炼化企业前列。2012年，锦州石化按照中国石油的统一部署安排，开始向北京等地区供应京Ⅴ标准汽油。

2016年，锦州石化在装置大检修中对催化汽油加氢装置进行扩能改造后，完善汽、柴油调和与储运设施，具备了部分国VI汽油生产能力。

年40万吨催化轻汽油醚化装置是提高汽油调和组分辛烷值的重要项目，是车用汽、柴油全部实现国VI标准生产的关键配套装置。7月25日，锦州石化新建年40万吨轻汽油醚化装置实现一次开车成功。

据悉，我国将于2019年实施第六阶段汽柴油国家（国VI）标准。实施国VI标准后，汽车尾气排放更环保。

（摘自中国石油新闻中心2017-08-09）

大连石化首次向日本输出高端汽油产品

7月25日，“夏日号”油轮在大连石化公司顺岸码头7区靠泊，该公司首次向日本输出高端汽油产品。

本次出口日本的高端汽油产品辛烷值、含氧化合物含量等指标与92号国V车用乙醇汽油调和组分油相当，部分指标要比国V车用乙醇汽油调和组分油严格。

根据指标要求，这个公司储运车间在生产技术处、生产运行处、营销处、质检计量中心、港务车间等相关部门配合下，利用刚清刷完毕的868罐进行调和。调和时严把质量关，进行了3次阶段性调整，每次根据抽查分析，确定下一步调和方案。为确保产品出厂环节质量受控，他们按照6倍管线量进行了置换，并在管线末端采样进行质量检验。

本次顺利向日本输出高端汽油产品是继北美航煤、澳洲柴油、澳洲汽油等产品后，大连石化与海外市场的又一次精密对接，不仅缓解了汽油销售的压力，也是公司技术储备和营销能力的一次充分展示。

（摘自中国石油新闻中心2017-08-14）