科技动态

能源行业页岩气标准化技术委员会成立

8月21日，经国家能源局批准，我国能源行业页岩气标准化技术委员会（以下简称页岩气标委会）在北京成立，建设页岩气产业技术标准体系的工作自此全面启动。

页岩气标委会是从事页岩气标准化工作的技术组织，其主要职责是负责能源行业页岩气标准的归口管理，研究建立页岩气全产业链标准体系，开展页岩气通用及基础标准研制等相关标准化工作。近期工作目标是，通过3至5年努力，基本建成我国页岩气全产业链标准体系。

页岩气标委会一届一次会议同时举行。国家能源局副局长张玉清出席会议，要求页岩气标委会发挥好“参谋、支持和宣传”三个作用，为页岩气产业快速发展提供支撑和保障。

中国石油股份公司副总裁、第一届页岩气标委会主任委员孙龙德院士做《健全完善技术标准体系促进页岩气产业科学发展》的主题报告，对近期页岩气标委会的几项重点工作做出安排，即做好页岩气全产业链标准体系规划，开展页岩气技术标准研制，创新页岩气标委会工作机制，加强技术标准的交流和研讨，建设标准化信息系统，完善页岩气标委会的组织工作体系。会议原则通过页岩气标委会章程等规章制度，并对近期拟制定的《页岩气技术要求及分析方法》等12个国家标准和行业标准项目进行讨论。

为共同推动页岩气实现又好又快发展，页岩气标委会提出，将以更加开放的姿态广泛吸收包括国有、民营和外资企业，以及科研单位、高等院所等各类企业和单位参加标准研制等相关活动。

页岩气标委会秘书处设在西南油气田公司天然气研究院。天然气研究院承担了国际标准化组织天然气技术委员会上游领域分委员会和全国天然气标准化技术委员会两个秘书处的工作，还承担着我国页岩气勘探开发先导试验区部分研究工作。

根据国家《页岩气发展规划（2011至2015年）》，2015年年底将实现页岩气产量65亿立方米。为推动页岩气大发展，我国制定了开放市场和税收优惠等激励政策，成立了国家页岩气开发试验区，并已试钻井60余口。

目前，我国页岩气发展还处于起步阶段。页岩气标委会的成立，对于建立我国页岩气技术标准体系、规范页岩气勘探开发活动、科学合理地开发页岩气资源、提高开发的质量效益和保护生态环境等具有重要意义。

我国首创二氧化碳降解材料塑料袋

日前从中海油化学公司传来一个令人振奋的消息，该公司与中科院长春应化所合作开展的二氧化碳可降解塑料(PPC)下游产品应用开发项目取得重要进展，科研人员成功地将二氧化碳可降解材料吹膜并制作成环保塑料袋，这在国际上尚属首例。我国’限塑令’出台后，这种环保塑料袋的问世令人鼓舞。

据了解，该塑料袋使用后，在堆肥条件下可完全生物降解，不会对环境造成任何影响。今后，中国海油工程技术中心还将与相关科研单位合作，重点开发高阻隔薄膜，制成更具有刚性、更薄的薄膜，满足食品包装等要求，不断开拓二氧化碳降解塑料的应用领域。

二氧化碳的减排和利用一直是全人类致力解决的难题。在导致气温升高的同时，二氧化碳还是一种潜在的资源。为此，中海油率先在旗下的化学公司展开年产3 000吨PPC装置的建设。为配合该项目生产装置建设，拓展二氧化碳塑料产品应用市场，该公司在装置建设的同时，还对PPC下游产品应用进行了系列研发，重点对开拓二氧化碳可降解塑料在包装领域的应用进行了研究试验。同时，该公司还与中科院长春应化所进行合作开发，充分发挥二氧化碳塑料高阻隔性、低透氧率的优良性能。

宁夏大荣成功实现PSA回收低浓度二氧化碳

近日，宁夏大荣集团在技改“烟道气二氧化碳回收项目”中利用水泥窑气采取“变压吸附技术（PSA）”回收低浓度二氧化碳技术试车运行成功，收取浓度达到50%，这是我国采用该项技术首次试验成功，填补了我国低浓度二氧化碳回收技术的空白。

据了解，“变压吸附”（PSA）技术是近30多年来发展起来的一项新型气体分离与净化技术。20世纪60年代初，美国联合碳化物公司首次实现了变压吸附四床工艺技术的工业化，进入70年代后，这项技术被广泛应用于石油化工、冶金、轻工及环保等领域。变压吸附技术具有投资少、运行费用低、产品纯度高、操作简单、灵活、环境污染小、原料气源适应范围广的特点。

大荣公司邀请专家和本公司技术人员组成技术专家组进行反复论证，一次次的试车提取试验，解决了在工业“变压吸附”（PSA）过程中吸附与解间的矛盾。攻克了窑气浓度过低无法吸附分离，吸附分离不充分，提取到的二氧化碳浓度低的难关，通过实际操作、改进设备及不成熟因数终于成功提取到了50%浓度，这是我国电石行业首次利用“变压吸附”（PSA）技术提纯低浓度二氧化碳，浓度达50%得到成功利用，对我国相关企业打造环保企业实现零排放提供了技术数据支撑。

二氧化碳干法加砂压裂在长庆首获成功

近日，我国第一口天然气井二氧化碳干法加砂压裂现场试验，在长庆苏里格气田获得成功。

二氧化碳干法加砂压裂试验由川庆钻探钻采工程技术研究院长庆分院研制设计、长庆井下技术作业公司组织施工，共计入井液态二氧化碳254 m3，施工排量每分钟 2～4 m3，加入陶粒 2.8 m3，平均砂比 3.48%，最高砂比达到9%，开创了国内无水压裂的先河，填补了国内技术空白。

二氧化碳干法加砂压裂技术目前仅有少数国外公司掌握。其采用纯液态二氧化碳代替常规水基冻胶压裂液进行造缝和携砂。其优势一是无水相、快返排，因而完全避免了常规水基压裂液中的水相侵入对油气层的伤害。二是无残渣，可使裂缝面和导流床保持清洁。三是用于煤层气、页岩气压裂增产中，利用超临界状态的二氧化碳分子对储层吸附甲烷分子具有的置换特性，促进甲烷解析，实现增产。

页岩气水平井压裂迈出国产化第一步

8月15日，中石油西南油气田公司采用自主研发的复合桥塞多段压裂技术，完成对页岩气水平井威204井的压裂施工，在国内率先迈出页岩气水平井自主压裂及配套技术的第一步。

复合桥塞多层段压裂技术是目前国内外改造储层、提高低孔低渗气藏和页岩气井单井日产量的重要技术措施。在威204井之前，西南油气田所打的3口页岩气水平井，均由外国公司提供这项技术及工具，成本较高。

引进消化吸收，实现关键技术国产化，是页岩气规模效益开发的必由之路。2010年1月，中国石油股份公司组织“非常规气藏多段压裂技术重大现场试验”攻关，西南油气田承担其中的“复合桥塞多段压裂技术”课题。之后，西南油气田与川庆钻探联合攻关，研发“复合桥塞+多簇射孔联作分段压裂”系列工具和工艺技术。去年8月，在长宁—威远页岩气国家级产业示范区，国产复合桥塞多段压裂技术首次并成功应用于页岩气直井宁209井。

离子液烧结烟气脱硫制酸获应用

日前，攀钢集团煤化工厂和攀钢研究院共同研发的离子液烧结烟气脱硫制酸新工艺应用试验取得成功。试验过程中技术人员解决了新工艺存在的脱硫剂逃逸、系统堵塞、设备腐蚀等问题。

据介绍，攀钢研究院、攀钢煤化工厂在去年启动了离子液烧结烟气脱硫制酸工业应用试验。新工艺运用以来，脱硫效率已达90%以上，释放的二氧化硫浓度低于每立方米550 mg，日产硫酸可达70 t左右，生产每吨硫酸脱硫溶液消耗小于10 kg。

垃圾填埋气制LNG

近年来，北京市着力提高垃圾资源化利用比例，加大相关技术的研发应用力度。8月底，记者在北京市环卫集团采访时获悉，这个集团研发的垃圾填埋气制液化天然气（LNG）技术已发挥巨大作用。由于生物降解，垃圾填埋过程中不断产生大量的垃圾填埋气，直接排放将造成大气污染。为了充分回收利用填埋气，北京市环卫集团研发出相关关键技术和产品，把填埋气制成液化天然气。一辆环卫洒水车的驾驶员说，加满气后，洒水车能跑450 km，基本没有污染物排放。

仅大兴安定垃圾卫生填埋场每年就可处理填埋气560 万 m3，生产 LNG 239.4 万 m3。

东华能源100亿建页岩气新材料基地

东华能源8月26日晚间公告，公司与张家港市政府，张家港保税区管委会签署框架协议，由东华能源负责牵头规划在张家港区域投资建设“页岩气新材料研发生产基地项目”，通过技术引进、合作投资、下游招商等方式，在未来3～5年内建设形成以乙烯、丙烯、丁烯为原料，集化工、新材料生产和应用于一体的页岩气新材料产业基地。该项目规划总投资360亿元，其中，东华能源规划投资约100亿元。

按照协议，张家港保税区管委会将在扬子江国际化学工业园落实项目所需449公顷建设用地的土地空间和用地指标，协同东华能源做好后续系列项目的各项报批工作，给予东华能源规划配置1个5万吨级化工码头，规划预留一个5万吨级化工码头。同时，配合东华能源抓紧推进已启动项目的建设，以及后续系列项目的启动。

按照规划，页岩气新材料综合利用研发生产基地项目将推进5项目，预计总产出为660亿元，总利税达88亿元。其中，丙烷脱氢制丙烯、聚丙烯一期预计产能为60万吨丙烯、40万吨聚丙烯，甲醇制烯烃项目预计产能为60万吨丙烯，丙烷脱氢制丙烯、聚丙烯二期预计产能为60万吨丙烯、40万吨聚丙烯，丁烷裂解聚合制丁二烯预计产能为100万吨丁二烯、异丁烯，乙烷裂解制乙烯预计产能为100万吨乙烯。

东华能源称，此举将加快实现公司的战略转型，加大对页岩气资源的综合利用。而此前数据显示，东华能源的收入主要来源于液化气销售。东华能源2012年年报显示，液化气销售收入占据公司总收入的99%。

近年来，美国页岩气的成功开发，使美国能源自给程度大幅提升，并促进了世界油气能源生产由常规向非常规转变，引发了全球页岩气勘探开发热潮，或许将改变全球能源、经济、地缘政治格局，被业界称为页岩气革命。我国页岩气的开发也逐渐成为投资热点，目前总体上仍处于初始阶段。随着产业发展的深入，相关设备、材料行业也将出现大发展。

胜利油田研制分离器冲砂装置

日前，胜利油田孤岛采油厂孤三区成功研制出分离器旋转冲砂装置，有效解决了立式两相分离器砂堵造成的量油不准确问题。目前，该装置在孤三区得到广泛应用，不仅减少了单井计量误差，也极大地延长了清砂周期，降低了劳动强度。

装置在注采管理307站东1-11计量站的现场试验结果表明，清理后的13口油井量油时间平均由偏高的473.5秒上升到487.7秒，平均泵效由94.8%变为较为合理的78.3%。利用该装置分别清理了注采管理307站其他计量站的8台在用分离器，均冲出大量沉砂，量油数据准确率大幅度提高。

立式两相分离器是油井产量计量的主要设备，其计量误差的大小直接关系到量油数据的准确性。受孤岛油田泥质含量高、胶结疏松易出砂的油藏特点影响，分离器砂堵现象时常发生，给正常的量油工作带来很大困难。孤三区注采管理307站东1-11计量站70%以上的油井都出现了不同程度的实际液量超出理论排量的现象。

高效光解设备废气净化效果佳

日前，从深圳市天浩洋环保科技有限公司传出消息，该公司自主研发的THY-TQ系列UV高效光解净化设备已成功应用于橡胶厂、污水处理厂等工业废气的净化。

THY-TQ系列净化设备采用的UV光解氧化法具有环保节能优势，能高效去除挥发性有机物（VOC）、无机物、硫化氢、氨气、硫醇类等主要污染物以及各种恶臭气体，脱臭效率最高可达99%以上。该设备使用时无机械动作和噪音，设备风阻小于50帕斯卡/台，可节约大量排风动力能耗；设备运行成本低，占地面积小于1平方米/台，处理风量能达到1万立方米/时。该设备还具有安全、防爆等特性，可广泛应用于采油(气)田、石油化工、制药等防爆要求高的化工行业。

据悉，THY-TQ60500-02型净化设备已应用于济南圣泉化工股份的废气处理工程，处理结果完全达到了《大气污染物综合排放标准》（GB16297-1996）和《恶臭污染物排放标准》(GB14554-93)二级排放标准。

液相循环加氢技术通过鉴定

近日，中石化洛阳工程公司与中石化抚顺石油化工研究院以及长岭炼化、九江石化和湛江东兴石油化工股份公司共同承担开发的液相循环加氢（SRH）技术通过了中国石化科技开发部组织的专家鉴定。鉴定委员会认为，该技术达到国际先进水平，现有技术可以进一步推广应用，建议开展高含硫柴油生产国Ⅴ产品试验。

与常规加氢精制相比，该技术不设置氢气循环系统，具有反应温升小、裂解反应少、催化剂利用率高、热量损失少等优点。与同等规模和目标产品的滴流床柴油加氢精制装置相比，装置投资可节约20%以上，操作能耗可降低20%以上。该项目目前已申请30件发明专利。

据悉，该技术在长岭分公司进行了工业试验，分别在九江分公司150万吨/年和湛江东兴石油化工股份公司200万吨/年柴油液相循环加氢装置进行了工业应用，均达到攻关指标要求。

兰州石化优化结构开辟挖潜增效新路径

今年年初以来，石油化工行业出现资源不足、化工产品市场低迷、产品边际效益持续下降等困难。兰州石化深入挖潜增效，通过优化资源结构、装置结构、产品结构，降低物耗能耗，开辟了保增长的新路径，累计挖潜增效约6.3亿元。

随着年300万吨柴油加氢、年50万吨醚化、年60万吨航煤加氢装置建成投产，兰州石化炼油系统装置配套性改善效果凸显，可以灵活地通过装置结构调整增产高效产品。

兰州石化在优化资源结构、装置结构上狠下功夫，将有限的资源倾斜到高效产品的生产上，对原油“吃干榨尽”，优化工艺指标，狠抓装置长周期运行，采取干部走动式管理、员工不间断巡检的方式推进生产安全稳定运行，炼油高效产品同比大幅增长，创出历史新高。今年1月至7月，公司97号汽油等高效成品油生产实现增效约1.4亿元。

兰州石化还通过增加甲苯、二甲苯的商品量，实现增效3000余万元，通过增产丙烯酸、苯胺、尿素等化工产品实现增效612万元。

兰州石化减产或停产低效装置，安排效益较差的年24万吨小乙烯装置低负荷运行，同比少投料13.2万吨；组织年6万吨线性聚乙烯、年4万吨聚丙烯、大丁苯、ABS和SAN装置阶段性停产，减亏4117万元。

兰州石化发动员工立足岗位节能降耗，挖潜增效。通过采取卡边操作、减少误操作、消除跑冒滴漏等措施，20项装置物耗能耗指标同比下降，实现增效9000余万元。原油综合能耗同比降低3.32个单位，增效3675万元。

辽河石化年120万吨柴油加氢改质装置开汽成功

8月27日，辽河石化公司年120万吨柴油加氢改质装置开汽成功。截至29日10时，装置已生产柴油3 500吨。经检测，硫含量完全满足国Ⅳ柴油标准。

年120万吨柴油加氢改质装置是辽河石化为实现柴油产品全面升级、满足生产国Ⅳ及欧Ⅳ标准柴油的需要而建设的大型柴油改质装置。

作为辽河石化迄今为止压力等级最高的装置，年120万吨柴油加氢改质装置气密性要求非常高。辽河石化采取多项措施，确保开工过程中整套装置的气密性完全处于安全状态：前期对施工队伍的安装要求非常严格，发现问题及时整改；利用氮气对装置做了两次120千克气密，确保装置在进氢气之前，处理完成系统的漏点；利用氢气对装置做了130千克气密，保证装置的安全性。

据了解，年120万吨柴油加氢改质装置采用中国石化石油化工科学研究院开发的重压加氢改质技术。装置投产后，每年可生产柴油100万吨。

塔里木油田金跃区块探向地下7200米

今年年初以来，塔里木油田金跃1井、金跃2井相继获高产油气流，随后，金跃4井又获高产。截至9月6日，金跃区块已有8口井开钻，3口井日均产油60多吨，标志着金跃区块东、西部油气勘探全面开花。

金跃区块是塔里木油田勘探碳酸盐岩黑油的有利目标，也是碳酸盐岩勘探向地下7000米深层挺进的有益尝试。

塔里木油田于2012年在塔北部署了金跃三维地震勘探采集项目。2012年年底至2013年年初，科研人员利用金跃三维地震叠前时间偏移和叠前深度偏移成果资料，以一间房和鹰山组为主要目的层，针对“串珠状”与“丘状”反射体，部署实施了金跃1、金跃2等6口预探井。今年3月底，又接连部署了金跃7、金跃8等4口预探井和评价井，以加快评价各个缝洞的含油气性和落实储量规模。

在金跃1井和金跃2井的钻探过程中，塔北勘探开发项目经理部创新采用扭力冲击器等钻井新工艺、新技术，同时，在钻井和试油过程中，钻井监督把握钻井正确“航向”，地质监督严格把关、顺利卡准层位，为有效缩短完井周期提供了保障。5月至6月，金跃1井、金跃2井相继成功钻探试获高产油流，证实了轮南—哈拉哈塘—英买力地区奥陶系整体含油、局部富集的准层状油藏认识，拓展出一个新的连片富油气区块，也使大哈拉哈塘勘探领域向地下7200米延伸。

目前，塔里木油田针对金跃区块更大规模的勘探逐步展开，已部署待上钻9口井，力争在金跃区块实现更大突破，进一步提升塔北地区原油产量。

长庆油田采油五厂马西作业区精管细抠降成本

9月8日，长庆油田公司采油五厂马家山西采油作业区（以下简称马西作业区）副经理陈博告诉记者：“通过对生产成本全方位、全员和全过程的精管细抠，我们作业区采出原油的含金量已大大提高。”他给记者提供的作业区数据显示：今年前7个月，原油产量完成全年计划的58%，而成本投资才花了预算总额的47%。

马西作业区是长庆油田采油五厂成立时间最短的作业区之一。由于这个作业区地处陕北姬塬的边缘地区，油区分散，管理难度较大，因而成本居高不下一直是困扰原油生产的一道难题。

进入2013年，马西作业区通过认真分析原油操作成本的构成情况，决定采取“从源头抓起，从全员抓起，从全过程抓起”的铁手腕，从根本上降低原油生产的成本投入。

在运输费管理上，针对拉油点多和拉油工作量大的实际，马西作业区经营人员在参与拉油过程管理的同时，还将运输费用的结算周期由原来的一月一结算变为现在的日日清、日日结。据统计，今年前8个月，马西作业区的运输费用与上年同期相比降低8%。

在修井费用控制上，坚持“以质量保效益”的原则。今年年初以来，仅通过勒令修井队无效作业返工一项，马西作业区就减少开支20多万元。针对马家山地区冬季原油管线容易冻堵并且解堵费用高的实际，马西作业区各井区和站点通过提前采取预防措施及对易堵管线进行改造，将解堵费用降低50%以上。

采油设备使用的配件多，每年的设备更换维修都需要大量的资金投入。马西作业区在保证安全的前提下，坚持“自己能修的项目绝不上报，能继续使用的配件绝不换新”的原则，仅材料费用一项，就比上年同期降低7%。

东方物探中澳煤层气项目通过验收

近日，2013年度中澳煤层气“三交北”和“临兴西”两个区块二维地震资料处理、解释项目，在京顺利通过甲方验收。作为从2011年至今延续三年的合作项目，本次验收是东方物探非常规能源勘探研究的又一成果，标志着东方物探与中澳煤层气公司的合作再上新台阶。

中澳项目是东方物探集采集、处理、解释一体化项目，项目具有工期紧、地质任务难等特点，项目二维测线共计1700千米，从进站到项目验收仅为22天。这些都为解释人员提出较高的工作要求。为了配合中澳公司勘探部署井位和上报储量的需求，整个项目组加班加点，放弃所有休假，确保了这个项目在合同规定周期内提前一个月顺利通过验收。

吉林石化乙二醇厂技术改造增效降耗

“技术创新让我们尝到了甜头。我们开发的S-877银催化剂优化技术，使催化剂选择性比保证值高1.14个百分点，创造了国际同类催化剂使用最高水平，同时还使装置物耗达到国内领先水平。”7月26日，吉林石化乙二醇厂生产技术科科长刘梓平说。

吉林石化乙二醇、环氧乙烷装置建设于上世纪90年代。产品成本高、技术路线不合理等短板一直制约着企业发展。为此，这个厂加快技术创新步伐，通过攻关，使老装置重新焕发生机。

“乙二醇和环氧乙烷装置受脱碳单元能力限制，主反应器入口循环气中二氧化碳浓度高，二氧化碳排放量大，过去只能使用低选择性催化剂，原料乙烯、氧气单耗高，占生产成本80%以上。”刘梓平说。

经过认真筛选，这个公司引进美国E&A公司工艺包，对装置进行脱碳单元改造，实现大幅降低装置乙烯、氧气等物耗水平的目的。但是新S-877银催化剂应用在国内属于首次，没有经验可借鉴，提高二氧化碳脱除效果的碳酸盐系统组成调整也没有现成工艺。

这个厂开展技术攻关，通过大量试验，采用改变抑制剂加入量等方法，开发了S-877银催化剂优化技术，使该催化剂选择性比保证值高1.14个百分点，装置乙烯单耗平均降低35.3千克/吨，氧气单耗平均降低99.86立方米/吨，创造国际同类催化剂使用最高水平。

同时，在提高二氧化碳脱除效果技术改造中，这个厂成功开发应用了EO/EG装置节碳减排技术，在国内首次对引进的催化剂A/B分开优化使用，反应器入口二氧化碳浓度比设计值低0.42个百分点，达到国内同类装置使用效果最高水平，开创了国内EO/EG装置节碳减排改造先例，并在原有乙二醇装置增设精制环氧乙烷单元，实现了乙二醇联产环氧乙烷。

吉林油田新木采油厂钟摆式抽油机节能55%

8月29日，在吉林油田新木采油厂采油四队10号井组，一个钟摆式抽油机在颔首致意。“这样的钟摆式抽油机平均单井日节电34.8千瓦时，节电率达到55%。”这个厂工艺所机采组组长杨晓军介绍。

为进一步节能降耗，摸索适合本单位情况的节能新技术，新木采油厂引进了4台钟摆式节能抽油机。通过一个月的试运行，取得了较好的节能效果，为这个厂今后机采节能工作上水平找到了新的技术支撑。与常规抽油机相比，钟摆式抽油机采用对称双驴头天平平衡结构，节能效果突出，动载荷小，平衡效果好，峰值扭矩小，能提高功率因数，改善电网的供电质量。同时，这种抽油机采用电磁制动器自动控制系统，断电即制动，供电即解除，能确保抽油机的安全。其制造、调整和维护基本与常规抽油机相同，易被油田接受。

为做好钟摆式抽油机的试运行工作，这个厂总工程师刘洪波安排部署试运行计划，工艺所相关人员积极开展选井、安装、调试、测试评价工作，保证了试运行计划的快速实施。7月28日起，他们克服雨季道路湿滑等因素的影响，一周内完成4台钟摆式抽油机的安装调试工作。通过测试，原来的4台抽油机平均单井日耗电62.5千瓦时，更换成钟摆式抽油机后单井日耗电仅为27.7千瓦时，平均单井日节电达到34.8千瓦时，节电率达到55%，收到了较好的效果。

当前，这个厂正在进行钟摆式抽油机的后续效果跟踪，以客观评价节能效果和现场使用情况，进一步做好这项节能新技术的试验推广，为同类节能新技术的推广提供翔实可靠的数据和方法。