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科技动态

2017-04-07

石油化工应用 2017年9期

科技动态

页岩气革命：我国迈入世界三强作为一种清洁高效能源，页岩气影响全球能源格局

影响全球能源格局的页岩气革命，在我国加快迈入产业化商业化生产阶段，中国成为与美国、加拿大鼎足而立的页岩气生产大国。

国土资源部地质勘查司司长于海峰15日在此间的新闻发布会上说，经过多年勘探开发实践，我国页岩气勘探开发取得重大突破。四川盆地及周缘的海相地层，累计探明页岩气地质储量7643亿立方米。其中，重庆涪陵页岩气田累计探明地质储量6008亿立方米，成为北美之外最大的页岩气田，预计今年底将建成年产能100亿立方米。四川威远-长宁地区页岩气累计探明地质储量1635亿立方米。

在各方共同努力下，通过技术引进、消化吸收和技术攻关，我国已掌握页岩气地球物理、钻完井、压裂改造等技术，具备3500米以浅（部分地区已达4000米）水平井钻井及分段压裂能力，初步形成适合我国地质条件的页岩气勘探开发技术体系。2016年我国页岩气产量达到78.82亿立方米，仅次于美国、加拿大，位于世界第三位。

据悉，通过不断加大页岩油气调查评价力度，我国南方页岩气调查取得重大突破，有望建成两个页岩气资源基地。长江上游贵州遵义安页1井获超过10万立方米／日的稳定高产工业气流；长江中游湖北宜昌鄂宜页1井在寒武系获得无阻流量12.38万立方米/天的高产页岩气流，并在震旦系获得迄今全球最古老页岩气藏的重大发现；下游安徽宣城港地1井同时获得页岩油、煤层气、致密气和页岩气的重要发现。页岩气勘探突破从长江经济带上游向中游、下游拓展，有望在贵州遵义、湖北宜昌实现页岩气商业开发。

页岩气是一种清洁高效能源。美国从20世纪80年代开始开采页岩气，21世纪初技术走向成熟，完成一次页岩气革命，实现能源基本自给。2011年，国务院批准页岩气为我国第172种矿产，国土资源部将页岩气按独立矿种进行管理，支持页岩气开发利用补贴政策随后推出。而强化有关生态环境评估保护方面的工作成为当务之急。

（摘自宁夏日报第21242期）

煤制油正向高端化、差异化发展

8月8日，首个百万吨级煤炭间接液化示范项目现场调研会在陕西榆林举行。

调研中，专家们指出煤间接液化技术的发展不能以单纯的油品生产为主，工艺上要和石油化工相融合，产品方案要与石油化工互补，延伸产业链，生产高端化工产品和特种油品，以提高经济性。

未来能源公司规划分两期三步建设年产1000万吨油品和化学品的煤洁净利用工程。一期启动项目采用低温费托合成技术，设计规模年产115万吨油品。示范项目2015年投产，成为我国首个投产的百万吨级煤间接液化项目。该项目运行一年多即达产达效。在此基础上，未来能源一期后续年产400万吨项目前期工作正在推进。

要想进一步提升煤制油项目的经济性，就不能只生产油品，必须延伸产业链，增加高附加值化工产品。

后续项目将发挥兖矿集团自主开发的高温费托合成技术能够生产多种高端化学品的优势，高温、低温费托合成相结合，以煤为原料生产油品和化学品，计划产品种类28个，产品走向高端化、差异化、专用化，提升盈利能力。

（摘自中国石油报第6907期）

中国煤制乙醇实现产业化应用

近日，由我国企业研发的焦炉煤气制无水乙醇项目投产，代表着煤制乙醇新技术实现了产业化发展，对改变我国燃料结构具有非常重要的现实意义。由于当前我国焦炉煤气的使用率仅在70%左右，且大多数是低端利用，焦炉煤气制无水乙醇项目的投产不仅能让生产企业产生效益，更为清洁能源高效生产和利用提供新的解决方案。

中溶科技股份有限公司在河北迁安市召开项目投产发布会，宣布自主建设的全球首套年产30万吨焦炉煤气工业化制无水乙醇一期工程年产10万吨生产线成功投产，并产出纯度达到99.98%无水乙醇。

据介绍，生产焦炭就会产生以氢气和甲烷为主体的副产品焦炉煤气。全国多数企业把焦炉煤气作为燃料直接烧掉。氢气作为燃料烧掉非常可惜，但由于开发路径不畅，每年炼焦制气厂产出的近2000亿立方米焦炉煤气，有70%左右用于企业燃料消耗及城市产业和居民用气，有的甚至在工厂直接燃烧放散到大气中，每年至少带来9655.9吨二氧化硫污染量。

无水乙醇含氧量高达34.7%，如果汽油中含有10%的乙醇，就能使汽油充分燃烧降低尾气中40%以上的PM2.5以及30%以上的一氧化碳和碳氢化合物，因此欧美等发达国家广泛使用乙醇汽油。美国2016年在90%以上的地区都使用E10乙醇汽油，燃料乙醇产销量达4578万吨；巴西2016年在全境使用乙醇汽油，燃料乙醇产销量达1938万吨，但我国2016年的燃料乙醇产销量仅260万吨。

（摘自中国石油报第6907期）

2017版《2050年世界与中国能源展望》发布低碳清洁能源将成为我国新增能源主体

8月16日，中国石油集团经济技术研究院在京发布2017版《2050年世界与中国能源展望》（简称《能源展望》）。报告指出，我国一次能源消费结构呈现清洁、低碳化特征，清洁能源（天然气和非化石能源）将是2030年前新增能源主体、2030年后逐步替代煤炭、2045年前后占比超过50%。2050年煤炭、油气和非化石能源将呈现三分天下的局面。

《能源展望》认为，世界能源已进入转型发展的新阶段，多元、低碳、清洁、高效、安全是必然的发展趋势。短期能源市场供需宽松的格局难以转变，可再生能源对化石能源的替代性不断提升，化石能源面临巨大挑战。世界石油需求增速逐步放缓，2050年将达到48.2亿吨，需求增量全部来自非经合组织国家；欧佩克国家是展望后半期供应增量的主要提供者。2050年世界天然气需求约为5.1万亿立方米，增幅约48%，将是增速最快的化石能源；非经合组织国家占增量的85%。中国原油产量在2030年前将维持在2亿吨水平，之后逐步下滑。2040年前天然气产量将较快增长，2050年产量在3800亿立方米左右。

《能源展望》指出，世界一次能源需求持续增长，2050年将达到175亿吨油当量，较2015年将增加27%，能源消费强度持续下降。我国一次能源需求将于2040年前后达到58亿吨标煤的峰值水平，而化石能源需求将于2030年达到峰值。我国石油将在2030年达到峰值需求6.9亿吨，交通用油也将在2030年达到3.8亿吨的峰值水平，其中，汽油需求在2025年前后达峰值，航煤需求将保持增长。天然气需求在展望期内稳步增长，且2040年前为高速增长期，需求增长主要在电力、工业和居民等用气。

本次发布的《能源展望》是在众多研究成果的基础上，集合新的模型分析方法，基于对国内外经济社会发展以及政策环境因素得出的最新观点认识。

（摘自中国石油报第6909期）

我国石油能源开发走向西东接替绿色发展

从鄂尔多斯盆地到塔里木盆地、准噶尔盆地，随着一批亿吨级储量区的发现，我国石油能源勘探开发西部对东部的战略接替正在实现，并开始向更注重生态环境的绿色发展转型。

最近5年我国油气资源勘探投入稳定，2012年至2016年，全国油气资源勘探投资3442亿元，较上一个五年增加12.6%。石油储量持续增长，累计探明亿吨级油田10个。中西部及海域盆地连续多年处于石油储量增长高峰期，实现对东部地区的战略接替。

“十三五”全国油气资源评价工作采取政府部门组织、石油企业和调查机构参与、专家把关、产学研相结合的机制，在评价油气资源数量、质量同时，更加注重资源的经济可采性和对生态环境的影响。按7月印发的《自然保护区内矿业权清理工作方案》，国家级自然保护区内的油气探矿权情况正进行梳理核查，已有22个油气探矿权退出保护区面积6586平方千米。2016年全国整装勘查区进行调整，退出与国家级自然保护区重叠面积3.2405万平方千米。

（摘自中国石油报第6912期）

“2017年能源大转型高层论坛”聚焦天然气发展

8月19日，国务院发展研究中心主办的“2017年能源大转型高层论坛”在北京举行，重点讨论在我国能源结构向绿色低碳转型的背景下，如何建立多能互补、天然气与可再生能源融合发展的现代能源体系。《中国天然气发展报告（2017）》白皮书在论坛上正式发布。

白皮书显示，2016年，我国天然气消费规模持续增长，在一次能源消费结构中占比6.4%。2016年，我国天然气表观消费量（不含向港、澳供气）为2058亿立方米，比上年增长6.6%，增速超过2015年。天然气供应能力进一步增强，进口气占总消费量的35%，气源呈多元化局面。天然气消费季节性特征明显，2016年全国冬夏季平均峰谷差达1.7:1。

国家发展和改革委员会副主任、国家能源局局长努尔·白克力出席论坛并做主题演讲，指出：加快推动天然气发展，是我国能源结构优化调整的战略举措和现实选择，需打通天然气利用“最后一公里”。目前，天然气供应只能满足我国约1/3人口的需求，还有2/3的市场需要开拓。

国务院发展研究中心主任李伟表示，必须继续降低天然气中间环节成本，建立合理的天然气价格形成机制，充分利用国际低价资源，多措并举，加快天然气市场化。国家能源局石油天然气司副司长李英华认为，应增强做大市场解决天然气行业现有矛盾的信心，尽快建立健全天然气的储气调峰体系。

白皮书分析认为，加快推进我国天然气平稳较快发展，要全面深化天然气体制改革，还要做好政策配套，抓好城镇燃气、天然气发电、交通用气、工业燃料升级四大利用工程，逐步将天然气发展成为我国的主体能源之一。

《中国天然气发展报告》2016年首发，今年是第二次发布。

（摘自中国石油报第6911期）

国内氮气阻溶造腔试验初获成功

8月3日，随着西气东输管道公司金坛储气库试验井——JK7-1开井造腔满20天，国内氮气阻溶造腔首次试验获得初步成功。这标志着国内盐穴储气库氮气阻溶造腔工艺技术日趋成熟，且试验效果超出预期，具有重大应用指导意义。

“氮气阻溶造腔试验”是中国石油重大专项课题——“盐穴储气库加快建产工程试验研究”中的一个子课题。目前，国内盐穴储气库造腔普遍使用柴油作为阻溶剂，其缺点是成本高、油卤分离处理难度大，且存

青岛生物质能源项目“吃”秸秆“吐”燃气日产天然气可达2万立方米

在环境污染的风险。氮气阻溶造腔工艺的最大优点是环境友好，同时能够降低造腔成本。

氮气阻溶造腔的阻溶剂由柴油变为氮气，考虑到氮气可压缩性大，造腔时气水界面监测困难，同时造腔时阻溶剂井口压力可达约13MPa，因此，对井口及井下管柱气密性有很高要求。

面对挑战，西气东输金坛储气库历经两年多准备，对试验井井口密封件和井下管柱进行更换，在管柱下入过程中认真检查和擦拭每根管柱密封丝扣，采用扭矩仪全程监控套管扭矩；同时，向井下下入永久式光纤界面仪，气卤界面采用光纤界面仪与中子测井相结合的方式监测。以上措施可有效解决试验井井下密封性和气水界面监测等难题。

目前，金坛储气库试验现场已经圆满完成氮气阻溶试验第一次井下注氮作业，并且经过多次界面测试，显示气水界面位置保持不变。这标志着氮气阻溶试验已具备造腔条件，为国内盐穴储气库氮气阻溶造腔开创了先河。

（摘自中国石油报第6898期）

采用自主技术的中国北方最大生物质能源项目——青岛生物质能源项目近日并网运营，所产的生物质天然气输入青岛燃气管网。项目位于平度市南村镇，预计10月全部达产，可日产天然气2万立方米。

据悉，青岛生物质能源项目是我国北方最大利用自有技术建设的秸秆生物天然气项目，也是国内首个秸秆和尾菜综合处理项目。项目于2016年开工，以玉米秸秆、蔬菜尾菜为原材料，通过厌氧发酵工艺，“吃进”秸秆和尾菜，“吐出”天然气和有机肥，达产后年处理农业废弃物11万吨，其中蔬菜尾菜4万吨、玉米秸秆7万吨，年可减排二氧化碳当量温室气体14万吨，具有良好的生态效益和经济效益。

项目达产运营后,年可产天然气666万立方米、固态有机肥2.4万吨、沼液肥2.2万吨，将成为国产自主技术的北方规模最大、具有示范带动作用、可复制推广的生物质能源项目。

“项目的运营使农作物废弃物变废为宝，实现综合利用，不仅提升农业综合生产能力，而且可有效解决秸秆焚烧导致的环境污染问题，促进当地生态环境的改善及农业的可持续发展。”项目有关负责人介绍。

这一项目还被国家发改委批复为生物天然气项目试点，获2016年规模化大型沼气工程中央预算内投资计划4000万元资金补贴。

（摘自中国石油报第6898期）

日本研究用太阳能发电制氢储氢技术

太阳能、风能、生物质等具有丰富、清洁、可再生的优点，受到国际社会的广泛关注，被视为未来能源的主力军。根据简单估算，太阳能的利用率为20%时，利用陆地面积的1%就足以提供满足当前全球的能源需求。而中国仅依靠风力发电，就足以使目前的发电量翻一番。但这些可再生资源具有间歇性、地域特性，并且不易储存和运输的特点。氢，以其清洁无污染、高效、可储存和运输等优点，被视为最理想的能源载体，目前各国都投入了大量的研究经费用于发展氢能源系统。

日本东北电力公司2016年3月31日宣布，为了扩大可再生能源的导入，将研究氢制造技术。该公司将利用太阳能发电产生的电力制造并储存氢，验证这一手段能否和蓄电池一样，作为应对输出功率变动问题的一项措施。在扩大可再生能源的导入方面，如何应对气象条件造成的输出功率变动成为一大课题。作为国家验证项目，东北电力此前就致力于用蓄电池技术解决输出功率变动问题。此次与氢制造相关的研究目标是获得与蓄电池同样的效果。东北电力将在仙台研发中心设置新的太阳能发电设备和氢制造装置。利用太阳能发电产生的电力来电解水，由此制造氢并存储氢。然后再用由此获得的氢作为燃料来发电，为研发中心提供电力。实验设备由约50 kW的太阳能发电设备、约60 kW的蓄电池、约5 m3/h（标准）的水电解氢制造装置、约200m3（标准）的氢吸附合金式储氢罐（相当于放电约300 kW）、10 kW以下的燃料电池构成。预定从2016年4月开始该研究系统的详细设计，从2017年3月起展开氢制造等研究。氢能源有望成为重要的能源来源。

（摘自中外能源2017年第8期）

长庆采油九厂立体勘探效益建产

长庆油田采油九厂创建的“成熟探区立体勘探效益建产”管理新模式，前期通过系统优化，有效降低钻井综合成本5%，工作量完成率达100%，探井成功率达75%，储量动用率达90%，钻井周期平均减少6天以上，井下作业质量不断提高，管理水平进一步提升，多项技术指标创历史新高。

今年以来，长庆油田采油九厂面对增储空间受限、探明储量动用殆尽、新增储量品位低劣的严峻生产形势，坚持“勘探开发一体化”理念，突出“精细合规管理、提质挖潜增效”两项主题，紧盯“提单产、提时率、控投资”三大目标，精细地质研究、持续部署优化，严格全过程控制，针对老油田、老区块重点开展每口井的评价挖潜工程，力争在低油价下实现增储、增产、增效一体化；对全厂低产低效井系统进行综合治理和有效提升，通过提高采收率降低老油田递减。

经过今年不断探索和总结，采油九厂创建了低油价下“立体勘探效益建产”管理新模式。目前共实施探评井84口、重点骨架井67口，复查老井3000余井次，三叠系深层动用非主力层系1个，新发现整装连片油藏2个。形成的一体化模式加快了勘探开发节奏，缩短了储产转换周期，降低了整体投资成本，全厂钻井成本比计划下降了5%。

同时，采油九厂面对油田开发矛盾的多样性，积极推广新工艺、新技术，实现油藏改造多样化；立足油藏实际开发需求，充分消化吸收各项科研成果，加强各类技术成果的横向转化，形成了新层系突破优先、中浅层发现优先、效益建产优先的“三优先”油藏治理机制。

目前，采油九厂吴起和彭阳油区勘探取得重要成果，初步形成10万吨级的规模建产区及连片富集油藏区块，落实了500万吨以上的效益储量。

（摘自中国石油新闻中心2017-09-14）

我国发布氢能与燃料电池技术战略方向规划目标

2016年4月，国家发改委、国家能源局下发了《能源技术革命创新行动计划（2016-2030年）》（下称《计划》），并同时发布了《能源技术革命重点创新行动路线图》（下称《路线图》）。该《计划》列举了包括“先进储能技术创新”、“氢能与燃料电池技术创新”、“能源互联网技术创新”等15项重点任务。而《路线图》则明确了上述15项重点任务的具体战略方向、创新目标及创新行动。以下为氢能与燃料电池的战略方向、创新目标。

战略方向：（1）重点在大规模制氢、分布式制氢、氢的储运材料与技术以及加氢站等方面开展研发与攻关。（2）重点在氢气/空气聚合物电解质膜燃料电池（PEMFC）、甲醇/空气聚合物电解质膜燃料电池（MFC）等方面开展研发与攻关。（3）重点在质子交换膜燃料电池（PEMFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）、金属空气燃料电池（MeAFC）以及分布式制氢与燃料电池（PEMFC和SOFC）的一体化设计和系统集成等方面开展研发与攻关。

创新目标：（1）2020年，建立健全氢能及燃料电池规模化应用的设计、工艺、检测平台；基本掌握高效氢气制备、纯化、储运和加氢站等关键技术，以及低成本长寿命电催化剂技术、聚合物电解质膜技术、低铂载量多孔电极与膜电极技术、高一致性电堆及系统集成技术，突破关键材料、核心部件、系统集成、过程控制等关键技术，实现氢能及燃料电池技术在动力电源、增程电源、移动电源、分布式电站、加氢站等领域的示范运行或规模化推广应用。（2）2030年,实现大规模氢的制取、存储、运输、应用一体化，实现加氢站现场储氢、制氢模式的标准化和推广应用；完全掌握燃料电池核心关键技术，建立完备的燃料电池材料、部件、系统的制备与生产产业链，实现燃料电池和氢能的大规模推广应用。（3）2050年，实现氢能和燃料电池的普及应用；实现氢能制取利用新探索的突破性进展。

（摘自中外能源2017年第8期）

风电制氢是未来可持续能源发展的必由之路

风电制氢从总经济效益方面分析，不仅产出巨大，而且可以大幅度地降低风力发电机的制造成本，比如千万千瓦级规模的风电场，如果采用并网模式大概得投入1000亿元，而采用制氢模式时，仅机组的制造成本就可以降低到300亿元甚至更少，更何况管理运行费用也比并网模式低得多。所以说风电制氢并不是仅仅提供一种能源，而是不但提供了大量的氢能源，还提供和产出多种有直接经济效益的产品和大幅度地降低风力发电机组的制造成本，这样计算经济效益才比较客观。所以从这种模式的经济效益方面分析，风电制氢不但不是赔钱的生意，而且是有很好的经济效益和很好的环保效益的好模式。

更有意义的是，风电制氢切实达到了大量减少二氧化碳的目的，从能源总量上看，利用取之不尽用之不竭的大规模风能转化为氢能源，同样是利用取之不尽用之不竭的大量海水。海水在能量的转换中扮演了能量转换的中间角色，进行了大量能源的转换，转换成的氢能源具有可储存、可调节的特点，很方便人们的使用，使用后又复原为水（还是纯水），可以继续在风电的电解下进行下一个循环、分解、利用，这才是真正取之不尽用之不竭的可循环往复的可持续发展的清洁能源，将造福于全人类。而且这种模式并不需要特别先进的技术，绝大部分是利用了成熟的电解技术和氢能源应用技术等多项技术的组合，不断的扩大其规模，逐步的替换传统的能源（碳能源），通过大规模的使用还可进一步提高其转换效率，满足全社会的能源需求，这应该是未来可持续能源发展的必由之路。

（摘自中外能源2017年第8期）

第三代关键技术通过验收我国天然气管道应用技术领跑国际

9月5日记者获悉，经过5年攻关，“第三代大输量天然气管道工程关键技术研究”重大科技专项通过中国石油验收。这项关键技术的成功，巩固了我国在天然气管道应用技术方面的国际领跑地位。

为保障国家能源安全，中国石油2012年7月在大规模管道建设进程方面设立“第三代大输量天然气管道工程关键技术研究”重大科技专项，针对X90/X100超高强度钢管应用技术、0.8设计系数应用技术和管径1422毫米X80管线钢管应用技术展开系统研究，为今后超大输量天然气管道工程建设做好技术支撑和储备。

这项科技专项由中国石油统一组织，管道建设项目经理部任项目长单位，联合石油管工程技术研究院、管道局、宝鸡钢管、渤海装备、海洋工程、工程设计公司和规划总院开展攻关。5年来，取得7项理论成果、12项技术成果、7大标准体系、9大系列产品，形成6项标志性创新成果。

在这一过程中，我国首次开展天然气管道全尺寸气体爆破、首次批量生产并敷设0.8设计系数管道和管径1422毫米X80管道，在国际上首次批量生产X90管道、首次开展X90管道的全爆试验。而管道基于可靠性设计方法、管材技术指标、高强度管件、管材强韧性匹配、断裂控制预测模型及爆破试验技术方面取得的成果，获国际同行高度关注和认可，X90钢管相关研究成果更是填补了行业空白。

从实际效果来看，261千米0.8设计系数示范工程节约钢材1.26万吨；管径1422毫米X80管道示范建设为中俄东线大规模实施提供了技术保障。这项关键技术将为我国今后大规模油气管网建设节约大量资金、减少大量土地占用和环境扰动，实现绿色低碳和节约发展。

（摘自中国石油报第6923期）

长庆油田攻克致密油效益开发关键技术解析

长庆油田今年投产的国内陆上最长水平井西平238-77井，水平段长度达2740米，采用可溶桥塞+大通径速钻桥塞体积压裂工艺，单井日产量32.1吨，是直井的15倍以上。

2011年以来，长庆油田以长水平井开发为支点，以形成的关键技术为杠杆，先后在安83区、西233区、庄183区等主力区块完钻长水平井92口，平均水平段长1622米。投产的63口井初期平均单井日产量10.4吨，已增产52万吨。长庆油田依靠自主研发，特别是在关键工具、压裂液体、方案设计这三个方面不断创新，助推长水平井技术快速突破和规模化应用见成效。

·提高油层钻遇率

长水平井要效益开发，基础是提高长水平井油层钻遇率。如何实现“选好井、打好井”？

鄂尔多斯盆地致密油平面上受沉积作用和后期成岩作用影响，油层非均质性较强，局部还存在水层；纵向发育多套油层，但油层较薄，油层的连续性展布特征比较复杂，平面甜点筛选和纵向上主力贡献层优选难度大。加之多型地貌的影响，致密油大偏移距水平井剖面设计及井眼轨迹控制难度增大，长水平井轨迹设计及后期调整面临新挑战。

针对难点，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，首先攻关形成了长水平井优化布井技术，包括致密油甜点优选技术、长水平井轨迹设计和调整技术、水平井分段分级精细评价技术等多项关键技术，相继破解了长7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、压裂射孔段优选难等瓶颈。去年至今，油田成功实施25口长水平井，平均水平段长1812米，水平井Ⅰ+Ⅱ类油层钻遇率平均80.3%。

油田形成的长水平井丛式钻完井技术，主要以大偏移距三维水平井井身剖面优化设计及轨迹控制技术为核心领域，平均偏移距265米，单井组达到6口水平井；韧性水泥浆体系可优化固井工艺，水平井固井优良率提高至85%以上；复合盐防塌钻井液将水平井平均机械钻速提高28%，满足了复杂地貌条件下丛式水平井钻井、大规模体积压裂和工厂化作业的各项技术指标。

·填补长水平井技术空白

2011年，在长水平井试验初期，长庆油田压裂技术整体不能满足水平井体积改造的需求，缝网设计、多簇射孔、大排量压裂、低黏滑溜水、大型配套设备等均处于空白。

长庆油田通过创新开展大型露头压裂物模试验、压裂液渗吸油水置换实验等，突破了砂岩难以形成复杂裂缝、压裂液滞留伤害等传统理论认识，由此指导致密油体积压裂优化设计，形成了以“多簇射孔、大排量压裂、混合压裂液、多尺度支撑剂”为核心的设计模式。

长庆油田结合盆地致密油储层温度压力特点，借鉴国外技术，通过攻克复合材料、可溶金属配方，优化桥塞结构设计，配套常规油管钻塞工艺，形成了长庆特色的以“大通径桥塞＋快速可溶球＋常规油管钻塞”为核心的高效体积压裂技术，实现了致密油长水平井大排量体积改造。

科研人员研发高效减阻剂，并根据岩矿、填隙物及流体性质配套研制添加剂，形成了全过程挟砂滑溜水压裂液，通过调节添加剂浓度实现了滑溜水、基液、交联液三种液性功能，更有利于压裂返排液回收循环再利用。通过攻关试验，形成的水平井体积压裂技术实现了“增大储层改造体积、增加裂缝接触面积、增高地层能量水平、增快油水置换速度”的体积改造目标。

在开发实践中，长庆油田探索形成了致密油注水吞吐补充能量开发技术，揭示致密油注水吞吐存在驱替与渗吸两种机理，创新形成两种注水吞吐现场试验模式。

2014年以来，长庆油田重点在安83试验区开展第一周期注水吞吐试验，实施20井次，吞吐有效井组16个，有效率达到80%。见效井平均有效期265天，井组平均增油580吨，采出程度提高0.14至0.69个百分点。

·打造效益开发模板

长水平井要打出“高、精、准”水平，工厂化作业组织管理模式可谓不二之选。

工厂化作业是基于丛式井组的一种流水线作业模式，是致密油开发降本增效的核心。长庆油区地表为黄土塬地貌，粱卯交错、沟壑纵横，水资源匮乏。要实现工厂化作业，丛式布井、快速供水、返排液处理、大型装备等都面临挑战。

长庆油田通过优化部署，配合三维钻井技术，实现丛式井组开发，致密油水平井平台最多达到6口长水平井。综合利用水源，提前实施水源井，集合水源井、地表水及返排液多渠道实现快速供水。研制的橇装快速处理装置，将返排压裂液处理后循环利用再配制压裂液。配套大型压裂车组、大排量连续混配车、连续输砂器等装备，实现连续交替压裂。

长庆特色的工厂化作业模式率先在致密油安83区丛式大井组开展试验，35天完成了6口水平井56段压裂，三维井井身结构由原来的三开优化为二开井身结构，缩短单井建井周期12天，钻井液重复利用超过600立方米以上，钻井节约土地面积15亩，单井节约成本达25%以上。

随后，长庆油田按照“工厂化、低成本、动用高、更优化”的开发模式，在储层条件更差的陇东庄183井区部署了10口长水平井，试油完井全部获得百吨以上高产工业油，同时总体成本大幅下降。

长庆石油地质专家解读：鄂尔多斯盆地三叠系湖泊相、浅海相沉积的致密储层，由于具有砂体展布稳定、油藏平面分布较广和纵向上油层发育的特征，长水平井丛式井组开发具有较好的地质基础。

长庆石油人达成共识：要想最大限度提高长水平井效益，必须从“系统”角度出发，充分考虑生产的每个环节和每个要素，整体发力，提产增效。

开发方式的转变、方案的优化设计、工艺技术的改进，钻井、压裂、测井、录井利器的不断革新，才是油田大力开发长水平井的灵魂，才能让长水平井发挥魅力“青春常驻”。

（摘自中国石油新闻中心2017-09-15）

光伏太阳能等企业集群快速发展新能源企业成我国能源经济增长一极

2017中国500强企业榜单10日在南昌发布，受行业周期、去产能政策、新旧能源转换等影响，500强中煤炭企业集群等艰难扭亏；光伏、太阳能等新能源企业集群快速发展，成为我国能源行业增长的一极。

榜单数据显示，今年21家上榜的煤炭企业共实现19.31亿元的净利润，大部分企业出现“扭亏为盈”、“亏损减少”或“盈利增加”。与去年相比，上年26家上榜的煤炭企业净利润总额为-145.95亿元。

值得注意的是，今年榜单中，神华集团一家就实现盈利127.34亿元，填补了不少亏损企业数据。

中国人民大学商学院教授杨杜认为，煤炭等行业有所减亏、经营数据有所改善，跟行业周期趋势有关，也与宏观的去产能政策有关，但行业是否持续复苏，仍有待观察。

与煤炭行业的艰难扭亏相比，新能源企业集群持续快速发展。今年新入围500强企业榜单的新能源企业中，除常州天合光能有限公司营收增速仅为5%外，另4家企业营收增速均超过两位数。

协鑫集团总裁寇炳恩认为，虽然煤炭在能源总量中占比仍偏高，但低碳绿色的转型发展，已是大势所趋。

（摘自宁夏日报第21268期）

大面积高效率钙钛矿太阳能电池问世

在上海交通大学材料科学与工程学院金属基复合材料国家重点实验室韩礼元教授领衔团队等不懈努力下，科研人员运用更加经济安全的方法，制备出比蝉翼还薄数十倍的大面积钙钛矿薄膜，向大规模低成本太阳能发电的目标迈出了重要一步。

目前太阳能光伏电池制备成本较高、工艺复杂。钙钛矿材料2009年首次应用于光伏技术，被视为极具竞争力、最有希望实现低成本发电的光伏技术之一。然而，这种新技术迈向实用的前提是关键部位“钙钛矿材料薄膜”面积足够大，质量足够好，才能保证电池的光电能量转换效率。

研究人员在3年时间内，不断探索创新薄膜制备方法，在大面积高质量钙钛矿薄膜制备的基础上，开发出有效面积36.1平方厘米的钙钛矿电池模块，在国际认证机构首次获得了12.1%的认证效率，创下了第一个大面积钙钛矿模块的效率世界纪录。这一成果意味着钙钛矿光伏技术有望走出实验室、未来实现大规模产业化的可能。

据悉，研究人员下一步将努力攻关，致力使钙钛矿电池模块的转化效率达到和当前硅太阳能电池相当的水平，并对钙钛矿电池的稳定性做深入探究。

（摘自宁夏日报第21272期）

中国投入千亿美元开发可再生能源

金砖国家新开发银行（NDB）9月3日在厦门与我国福建、湖南、江西3省分别签署贷款协议，以支持这3个省有关绿色发展项目建设。此次签署的3个项目贷款总规模达8亿美元，将分别用于福建省莆田平海湾海上风电项目、湖南省长株潭绿心区域生态综合治理项目、江西省工业低碳转型绿色发展示范项目。

2016年NDB共批准了15亿美元的投资项目，这些项目聚焦于基础建设领域和可持续发展领域，其中可再生能源项目达到1500兆瓦，预计每年可以减少400万吨温室气体排放。

金砖国家新开发银行行长卡马特表示，在2015年至2016年，中国在可再生能源方面累计投资了大约1000亿美元，超过了欧洲和美国的总和。随着巨大规模的投资不断落地，中国正在全球绿色发展领域发挥着重要引领作用。

（摘自中国石油报第6924期）

吉林油田优化工艺复杂气藏开发化繁为简

9月7日，通过优化各类工艺技术，吉林油田油气工程院围绕勘探部署和试气试采评价需求，累计现场跟踪8井次。其中，苏家2井喜获高产，日产气最高达19万立方米。

吉林油田气藏复杂多样，存在低压、凝析等复杂情况。科研人员经过多年攻关试验，形成适合吉林油田的压后试气排液、储层保护、凝析气藏试气配套等工艺技术，保证探评井后续开发的顺利连续进行。

为保证开发效果，吉林油田初步确定昌29-3井等凝析性质气藏类型，为试气试采工艺选择、措施调整提供依据；开展昌29-3井井下高压物性取样及实验分析，通过对取样方式、时机及实验方法等进行论证，确定本层露点压力17.67兆帕，为带油环的凝析气藏。气藏类型及露点的确定，明确了生产即凝析的理论认识，也为压裂方式、储层保护措施等提供了理论依据。

吉林油田针对德惠、王府等断陷低压、敏感，勘探试气无气、无液井较多的实际，在分析井筒临界挟液、优化排液工艺基础上，开展一体化排液工艺等试气工程设计优化，设计形成射孔-压裂-试气一体化工艺管柱，一趟管柱实现全部作业功能，节省了试气材料，缩短了工序和周期。

（摘自中国石油新闻中心2017-09-18）

甘肃页岩气勘探取得新突破

近日，位于敦煌盆地五墩凹陷的敦页1井取得突破性成果，不仅发现两层厚含油层，而且发现了75.47米厚的含气层及62层沥青，现场解析甲烷含量达99.62%，为优质气。

甘肃省具有规模的生油气盆地共有15个，预测页岩气资源潜力为8.61至13.42万亿立方米。2016年，“敦煌盆地页岩气资源调查评价”项目下达，甘肃地质调查院在地质、重磁电剖面、地震及钻井资料研究的基础上，经专家论证在敦煌盆地五墩凹陷部署了敦页1井。不到一年时间，就在中侏罗世中间沟组发现了2层厚度分别为5.1米和17.53米的含油层；厚度75.47米的1层含气层，现场解析每吨含气量1.90立方米至2.44立方米，埋藏深度仅为1154.96米至1230.91米。

（摘自中国石油报第6924期）

新型“金属玻璃”催化剂可高效处理污水

澳大利亚伊迪斯考恩大学日前表示，该校科学家使用纳米技术制造出一种新型“金属玻璃”（又称非晶合金）催化剂，可以环保、高效地处理污水。

负责这项研究的伊迪斯考恩大学工程学院副教授张来昌指出，与目前常见的采用铁盐、铁离子等作催化剂处理工业废水的方式相比，“使用金属玻璃催化剂首先不会造成二次污染，并且其催化效率高，可重复使用超过20次。由于金属玻璃已可以大规模生产，市场价格低廉，运行维护成本也较低”。

张来昌的团队使用纳米技术改变了铁的原子结构,制成了原子堆积结构为“长程无序、短程有序”的新型铁基金属玻璃条。在实验室条件下,这种新型材料可以吸附染料和重金属废液中的杂质等物质,在几分钟内就可将污水净化。

（摘自中国化工信息2017年第17期）

中国能建承建俄天然气加工厂项目开工

从国资委获悉，8月3日，中国能建旗下骨干企业葛洲坝集团承建的俄罗斯阿穆尔天然气加工厂项目正式开工。该项目是俄东部天然气计划的一部分，将为实施俄远东地区的天然气化、促进俄远东社会经济发展发挥关键作用，并保证俄按计划向中国出口天然气。

阿穆尔天然气加工厂项目位于俄罗斯阿穆尔州斯沃博金区，距离中国黑河约200千米，是中俄第二条大型能源走廊——中俄天然气管道东线的源头，设计能力为年加工天然气420亿立方米，年产氦气600万立方米。项目建成后将成为世界最大的天然气处理厂之一，对实现中国天然气进口多元化、保障能源供应安全、改善管道沿线区域生态环境具有重要意义。

（摘自中国化工信息2017年第16期）

我国正处于天然气发展机遇期

从全球整体来看，IEA判断，全球天然气资源约为784万亿立方米，天然气资源供应充足，产量呈现快速上升势头。天然气需求增长较快的地区为亚洲、美国与中东。

从我国来看，近十年来，我国天然气行业发展速度非常快。一是国家对能源结构的调整，给天然气发展提供了新的发展机遇。二是石油公司加大天然气的勘探开发力度，一系列勘探开发技术的突破和不断成熟，推动了天然气业务的快速发展。

国务院办公厅《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》明确提出，到2020年天然气占我国一次能源消费比重将达到10%，按照能源消费总量48亿吨标煤测算，天然气消费量将达到3600亿立方米，大力发展天然气符合我国能源发展大趋势。我国天然气工业历经近70年3个阶段的跨越式发展，储量和产量快速增长，目前已成为世界第六大产气国，建成了以鄂尔多斯、塔里木、四川、南海四大盆地为主的天然气生产格局。我国天然气资源潜力较大，类型复杂，开发难度普遍较大。

中国石油天然气储量和产量占到我国天然气总量的70%，形成了长庆、塔里木、西南、青海四大气区。四大气区的产量占到中国石油总产量的86%。中国石油开发的天然气藏类型复杂，包括低渗致密气藏、高压-凝析气藏、碳酸盐岩气藏、疏松砂岩气藏、火山岩气藏、高含硫气藏六类。六类复杂气藏开发技术和配套工艺的成熟，奠定了中国石油常规气藏开发技术的基础。在开发模式上，中国石油形成了独有的气田开发理念，创立了克拉2、苏里格、靖边、龙王庙、页岩气等多种天然气开发模式。中国石油还积极推动非常规天然气规模化发展。致密气实施低成本战略，实现规模开发。苏里格气田引领了我国致密气规模化发展进程，是我国最大的天然气田，也是我国第一个低成本开发的致密气田。页岩气发展迅速，两年时间产量从1.6亿立方米增至28亿立方米，将是未来天然气上产的重要领域。煤层气也显示出良好的发展前景。

总体上，中国石油天然气生产将呈现出常规气缓慢增长，非常规气快速发展的态势。同时，中国石油天然气生产也面临一定的挑战。龙王庙气田发现之后没有具有一定规模、新的优质气藏被发现。气井数量多，单井产量低，降成本的压力大。在以后的工作中，一方面要持续做好老气田稳产和非常规气的上产工作；另一方面，要研发高效、低成本开发技术和降成本技术，实现降本增效。

（摘自中国石油新闻中心2017-09-13）