科技动态

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全可溶桥塞水平井分段压裂技术工业试验取得重大突破

桥塞是水平井多段体积压裂核心技术之一。传统可钻式桥塞存在钻塞费用高、风险大、投产慢等难题。第四代桥塞即全可溶桥塞在国内多个油气田成功开展工业试验，效果显著。

主要技术创新：（1）高强可溶材料技术，可溶金属材料体系抗压强度达600兆帕，可溶高分子密封材料体系耐温50～150摄氏度、耐压90兆帕。（2）预制破片可溶卡瓦技术，确保桥塞承压可靠、压后自行破碎。（3）仿生结构和材质组分优化技术，桥塞溶解速度精准可控，可实现同一井不同层段溶解可控，也可实现不同区块、不同油气田压裂的个性化需求。该技术具有以下优点：可实现无限级压裂，风险低，溶解产物对储层无伤害、对环境无污染;遇卡可快速溶解，减少压裂施工总时间和总成本，作业效率提高50%，施工成本降低1/ 3；规模化生产后，制造成本与传统桥塞价格基本相当。在威远204H11平台完成首次页岩气全可溶桥塞压裂，最高25段、泵压达86兆帕，压后平均日产气达到27.5万立方米。仅钻塞费用就节省近千万元，同时大幅降低作业风险。该项创新成果打破国外公司的技术垄断。

（摘自中国石油报第6758期）

PHR系列渣油加氢催化剂工业应用试验获得成功

中国石油自主研发的PHR系列渣油加氢催化剂通过专家验收，认为该系列催化剂在加氢脱硫、脱氮、脱残炭和床层压降的性能方面优于进口剂，脱金属性能优异，总体达到国际先进水平。

该技术开发了催化剂形状级配、孔结构级配、活性级配的设计与制备方法，形成了“定制”催化剂孔结构特征与活性分布特征的理论创新，国内领先的双峰孔结构氧化铝载体等核心制备技术的技术创新，以及自主设计催化剂级配方案并利于长周期稳定运行的应用创新。在大连西太工业应用试验结果表明，在渣油加工量及提温操作完全相同的情况下，PHR系列催化剂累计脱除的硫、氮、残炭分别高出另一系列进口催化剂2.8%、24.7%、6.2%，装置运行过程中，总压降始终低于进口催化剂0.2～0.4兆帕。

PHR系列渣油加氢催化剂的应用成功，将为中国石油高硫劣质原油的加工提供有力的技术支撑和保障。

（摘自中国石油报第6758期）

满足国Ⅴ标准汽油生产系列成套技术有效支撑汽油质量升级

中国石油自主创新研制了催化裂化汽油选择性加氢脱硫等9个牌号系列催化剂，开发了分段加氢脱硫、烯烃定向转化等5项核心技术，形成了选择性加氢脱硫（DSO）和加氢脱硫—改质组合（M-DSO、GARDES）两大技术系列，成功破解了催化裂化汽油同步实现深度脱硫、降烯烃和保持辛烷值这一制约汽油清洁化的难题。

开发的催化剂级配装填和开工过程催化剂硫化、钝化等新技术，提高了催化剂脱硫活性及选择性，减少了辛烷值损失，延长了装置运行周期，缩短了开工时间。与引进技术比，投资节省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术的企业全部顺利生产出国Ⅴ清洁汽油，总生产能力1 000多万吨/年，总体技术经济指标达到国际先进水平，为保障中国石油顺利实现国Ⅴ标准汽油质量升级提供了有效技术支撑。

（摘自中国石油报第6758期）

医用聚烯烃树脂产业化技术开发及安全性评价取得重大突破

中国石油于2016年7月在兰州石化建成了我国首个医用聚烯烃树脂产业化基地，研发生产的两个牌号聚烯烃树脂（LD26D、RP260）通过了国家药监局评审，发布了产品企业标准“QSY LS0196-2016”和“QSY LS 0197-2016”；药监局颁发了注册号（国药包字20160379、20160413），使我国医药树脂包装材料摆脱了对国外技术、原料和评价标准的依赖，率先在国内医用聚烯烃行业拥有了话语权。

该技术满足了医药树脂包装制品的物理、化学和医用聚烯烃安全性要求;制定了医用聚烯烃原料产品标准、生产工艺、包装储运及其管理体系的GMP规范。其创新性包括：（1）新型低温引发剂及新型调节剂开发及反应体系建立，以调整聚乙烯分子链微观结构及其相对分子质量分布。（2）新型减震及高压分离技术研发，实现了低聚物分离和装置在超高压下的稳定生产。（3）复配给电子体系开发，协调催化剂活性、氢调敏感性、分子链立构规整度三者间的关系，以控制聚丙烯微观结构、相对分子质量分布及溶出物含量。（4）医用聚烯烃树脂专用助剂体系开发及应用。

兰州石化洁净化医用聚烯烃生产线通过了科伦药业的药包材供应商审计，2016年量产销售达3 000吨。

（摘自中国石油报第6758期）

兰州石化炼油厂全负荷加工催化柴油生产创新高

进入12月以来，兰州石化炼油厂柴油加氢联合车间想方设法挖掘装置运行潜力，各项技术经济指标不断提升，年120万吨柴油加氢装置首次采用全负荷加工催化柴油生产方案，300万吨柴油加氢装置石脑油加工量首次突破每小时60吨大关，均创历史最高水平。

年120万吨柴油加氢装置原本以掺炼加工催化柴油和直馏柴油为主。进入12月，针对催化柴油高库存状况下的生产运行，以及对上游装置高负荷生产状况下带来的影响，决定调整装置原料加工方式，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产运行的生产方案，最大限度挖掘装置生产潜力，有效解决催化柴油高库存带来的难题。

车间工艺组以装置加工催化柴油后工艺小指标考核为基点，有针对性地开展班组劳动竞赛等活动，将工艺控制、运行工况及装置平稳率等多个指标纳入考核内容。深入开展“技术大讲堂”，管理技术人员集思广益摸索新工况、解决疑难问题的同时，组织技术人员深入班组岗位进行专业指导，提高班组操作技能。自12月 7日实现完全加工催化柴油以来，该装置高效运行，持续保持每小时135吨的进料量，每小时可下降40余吨的库存量，库存消化收效显著。

车间积极做好年300万吨柴油加氢装置石脑油加工工作，根据月度加工情况，精心安排周计划、日计划，进行动态优化。在日常工艺管理中，从采样分析到分析数据，从收集参数到调整操作方案，推出了一批近乎苛刻的操作规范，严格规定了系统操作压力、温度等参数，让操作人员有章可循。在进行细致的数据分析、工况研究基础上，攻克汽提塔顶负荷、高低压换热器管程入口温度等操作不利因素的限制，通过优化指标，加强操作管控，精准执行方案措施，石脑油加工量首次突破60吨每小时大关，取得最优效果。

截至12月22日，加工石脑油1.9万吨，实现了装置的高负荷安全生产，装置开出最好水平。目前装置建立全员、全天候联动管理机制，加强工艺运行管控和设备运行监控，及时消除薄弱环节，为两套装置增产保驾护航。

（摘自中国石油新闻中心2016-12-27）

内源微生物采油技术研发与试验取得突破

内源微生物采油技术是通过注入营养物等激活地层中的有益微生物，利用其在油藏环境下的生长繁殖和代谢活动，产生有利于驱油的代谢物质，作用于油藏和油层流体，实现提高油井产量和原油采收率的目的。技术创新与进展：利用现有生产设备和基础设施，在注入水中连续添加低浓度无机营养物质，激活油藏内微生物使其快速繁殖，降低油水界面张力，改变水流方向，扩大波及体积，以较低的成本开采剩余油。先前，在北美地区35口生产井应用38次，30口注水井应用68次，成功率89%，产油量平均提高127%。近年，在堪萨斯、南加利福尼亚和阿尔伯塔的商业化试验表明，水驱后应用该技术，单井产量提高4倍多，增产原油的成本约10美元/桶，提高原油采收率9%～12%。

该技术已在地层温度20～93摄氏度、渗透率10～1 000毫达西、原油相对密度0.82～0.96、地层水矿化度1.8万～14万毫克每升，甚至双孔介质油藏条件下成功试验，其成本低、见效快，为老油田提供了经济有效的开采技术。

（摘自中国石油报第6758期）

太阳能稠油热采技术实现商业化规模应用

太阳能热采技术改变了目前需要燃烧大量天然气的传统热采方式，直接利用太阳能产生高温水蒸汽，其节能环保特性符合当今绿色发展潮流和需求。

主体技术包括：（1）槽式集热技术，封闭式结构类似于玻璃温室，由玻璃和钢结构组成，内部有数十列轻质槽式反射镜组成。阳光被反射到水循环管线上，生成符合热采要求干度80%的蒸汽，昼夜采用不同的注汽量，降低天然气消耗量。在美国和阿曼现场应用中，系统生产功率达7兆瓦，每天可产生50吨蒸汽，蒸汽压力达10兆帕，温度312摄氏度，全年运行效率为98.6%；百万英热单位蒸汽总成本4.5美元，与传统燃烧天然气生产蒸汽价格持平，可以稳定的价格供应蒸汽30年。（2）机器人全自动清洁技术。生产装置可耐受海湾地区特有的高浓度粉尘和沙尘暴，清洁后性能可100%恢复，90%的清洁用水可重复利用。

目前，在阿曼建设了世界上最大的太阳能集热工厂用于稠油热采，占地面积近3平方公里，峰值输出功率高达1吉瓦，每天产生6 000吨蒸汽，每年节约燃气消耗约1.58亿立方米，减少碳排放超过30万吨。

（摘自中国石油报第6758期）

长庆油田巧治6000口“哮喘井”

长庆油田采用地质工艺、效率效益、技术管理的三结合办法，2016年，让6 000余口低产低效井产能得到有效发挥，开井时率较前提升2.3个百分点，累计增产天然气17.75亿立方米。

已有20年天然气开采历史的长庆油田，低产低效的“哮喘井”比例越来越大。能否及时治理好这批气井，让每一口气井都发挥正常作用，是长庆油田年5 000万吨油气当量长期稳产的重要保证。进入2016年，长庆油田在治理低产低效气井中，巧开三剂良方，效果明显。

地质研究和工艺改进相结合。考虑气井产量、储层物性、井口压力和气液比等多项指标，长庆油田利用“多维矩阵”管理模型，综合排水采气主体工艺适应条件，细化生产井分类，将全气田9 000余口气井逐井摸排，并根据不同情况将其划分为自然连续生产井、自然间歇井、措施井、待措施井等类别，最后选中6 000余口低产气井作为全年排水采气工作精细管理和挖潜增效的重点。特别是把靖边气田和苏里格东区的两口气井作为先导试验井进行试验后，大大积累了气藏排水经验，提高了富水区开发效益和气藏采收率。

效率和效益相结合。对产气量低、排水采气增产效益较差的气井，长庆油田优先采取“长关短开”方式间歇生产，发挥低产井“自救”能力，同时压缩低效气井复产工作量近40%。将气井分成日产气量高于5 000立方米、在3 000立方米至5 000立方米之间、低于3 000立方米3类，分别配套泡沫排水、速度管柱、柱塞气举等措施辅助生产，使泡排措施有效率达到82.6%，平均单井日增产450立方米，速度管柱、柱塞气举措施有效率均在90%以上，增产幅度超过60%。

技术革新和管理创新相结合。在着力推进自动泡排装置、柱塞气举等自动化排水采气技术应用的基础上，长庆油田通过系列化柱塞、低成本高效泡排剂等技术研发、改进以及集中采购等措施，使柱塞和泡排剂成本同比分别降低20%和15%，累计节约投入800余万元。针对大产水量气井排水采气瓶颈，多次组织开展同步回转压缩机、井下驱动泵等新技术研讨和交流，探索经济有效的大产水量气井排水采气技术，全年累计完成各类新技术试验39井次。

据统计，2016年，长庆油田累计完成排水采气措施6 334口，共实施10.57万井次。与2015年相比，措施井次减少12.7%，单井作业井次下降4.3井次，单井次年增产气量由1.45万立方米提高至1.66万立方米，低产低效井产量贡献率明显提升，为气田稳产做出了积极贡献。

（摘自中国石油新闻中心2017-01-13）

新型烷基化技术取得重要进展

固体酸烷基化技术和复合离子液体碳四烷基化技术，分别采用固体酸沸石催化剂和离子液体催化剂替代了传统的硫酸和氢氟酸催化剂，消除了酸油、废酸对环境的污染以及废酸泄漏造成的安全问题。

固体酸烷基化技术（AlkyClean）由CB&I Lummus公司和Albemarle公司联合开发，该技术核心是AlkyStarTM固体酸催化剂，AlkyStarTM以铂金为活性载体，在铝沸石催化剂载体上形成酸性中心。全球首套20万吨/年AlkyClean工业示范装置在山东汇丰石化投产，生产出的烷基化油辛烷值96左右，硫含量低于1毫克每升。

复合离子液体碳四烷基化技术（CILA）由中国石油大学（北京）自主研发，该技术创新性地设计合成了兼具高活性和高选择性的双金属复合离子液体，发明了催化剂活性监测方法和再生技术，研制了新型管道式反应器、旋液分离器等专用设备。全球首套10万吨/年CILA装置在山东德阳化工投产，生产出的烷基化油辛烷值高达97以上，烯烃转化率100%。

固体酸烷基化技术和复合离子液体碳四烷基化技术，为汽油清洁化和全面质量升级提供了崭新的解决方案，有广阔的应用前景和推广价值。

（摘自中国石油报第6758期）

低成本天然气制氢新工艺取得突破

工业制氢方式中应用最多的是利用化石燃料制氢，而由澳大利亚Hazer公司和悉尼大学合作开发的Hazer工艺可以采用天然气和铁矿石生产氢气，并副产纯度高达99%的石墨，极大降低了氢气的生产成本。常规的甲烷裂解制氢气是在高温下（750摄氏度以上）热裂解甲烷，制氢成本高。而Hazer工艺通过将铁矿石用作催化剂，能够将天然气和类似原料有效转化为氢，并通过一次化学提纯生产出纯度高达99%的石墨。该工艺成本低、催化剂无需再生并可重复使用。Hazer工艺的氢气制取成本是0.5～0.75美元/公斤，每使用1吨铁矿石进行催化反应，能够制造10吨的氢气。

目前Hazer工艺处于实验室试验阶段，工业试验装置有望于2017年投产，预计年产氢气30吨。该工艺如果成功，将有效促进用氢工业的发展，是一项开创性的革新技术。

（摘自中国石油报第6758期）

天然气水合物储气技术取得突破

天然气水合物储气是指水和天然气在高压低温情况下（8.27～10.34兆帕、2～10摄氏度）形成的类似于冰晶状固体，在其形成的孔洞中储存轻烃或其他气体分子，1立方米水合物可储存150～180立方米的气体，可以实现常压、-5～-15摄氏度储运。

该技术目前的难题是如何提高水合物生成速率和增加储气密度，近年研究发现超声波、初始压力、含水率等参数在一定条件下可促进水合物的生成，添加活性炭、十二烷基硫酸钠和氧化铜纳米颗粒可有效提高天然气水合物的转化率。其中最为重大的发现是与纯水体系相比，添加石墨烯纳米颗粒可使水合物的诱导时间缩短61.07%，储气量增加12.9%。日本、美国、英国、挪威等加大了该技术研发力度，日本已经拥有日产600吨天然气水合物的技术，将在2020年使天然气水合物储运占LNG份额的8%～12%。美国国家天然气水合物研究中心正在开展使用表面活性剂的储气中试研究以及与天然气水合物汽车相关的探索研究。

与LNG相比较，水合物的运输成本降低25%、生产成本降低3%、气化成本降低9%，同时对温度压力要求较低，储运过程中能源损耗少，运输安全性高，在小型、分散、边缘油田伴生气的开采、运输方面具有很大的优越性。

（摘自中国石油报第6758期）

辽河挖潜增效指标超7.4亿

“原油保持千万吨稳产能力，各项指标均好于预期。”1月10日，记者从辽河油田获悉，面对2016的低油价挑战，辽河油田以3年扩大经营自主权为契机，推进精细勘探、效益开发，全面深化开源节流降本增效工作，超额完成集团公司业绩指标7.4亿元。

面对2014年以来低油价的挑战，辽河油田适时调整生产经营策略，围绕全年降本增效指标，根据油价变化，动态组织生产。油气勘探上，持续推进精细勘探、效益勘探，全年新增三级储量1.12亿吨，超额完成勘探增储任务；原油生产上，适时调整生产经营战略，克服各种困难，突出稀油高凝油上产。2016年全年生产原油976.4万吨，超计划2万吨，在助力实现全年效益指标基础上，保持了千万吨稳产能力。

开源节流降本增效纵深推进。结合全年效益指标，辽河油田明确了6项35条措施，逐月跟踪落实，超额完成全年奋斗目标任务。在开源上，实施动态油气销售，价高多销、价低少销，争取政策支持，提高原油结算价格。在节流上，持续优化投资结构，暂缓实施低效产能，削减与生产关联度不高的配套项目；动态调整燃料结构，减少了成本支出。

深化改革为企业发展注入新活力。油田调整绩效考核政策及办法，加大对勘探增储、油气生产、提质增效、外闯市场的奖励力度；成立“三供一业”、医疗机构分离移交改制工作领导小组，统筹规划推进分离移交和社会化改革工作，供暖、供气、托幼社会化步伐持续加快。

（摘自中国石油新闻中心2017-01-16）