科技动态

新型石墨烯材料有望替代碳纤维

中美科学家组成的国际团队开发出一种超强韧、高导电的石墨烯复合薄膜，可在室温条件下以较低成本制备，有望替代目前广泛使用的碳纤维材料。

发表在最新一期美国《国家科学院学报》上的研究显示，北京航空航天大学程群峰教授课题组和美国得克萨斯大学达拉斯分校雷·鲍曼团队受到天然珍珠母力学结构的启发，制备出微观结构类似于珍珠母的有序层状石墨烯结构。

程群峰介绍，此前将石墨烯单片机械堆叠成较厚的宏观材料耗时费力。例如制备人头发厚度的石墨烯薄膜，需要堆叠15万层单片石墨烯，且片层间界面作用较弱，力学性能较差。

珍珠母具有高强度、高韧性的力学性能，主要得益于内部规整的层状结构和离子键、共价键、氢键等丰富的界面作用。研究人员采用化学制备法而非机械堆叠制备出这种材料。他们借鉴了珍珠母的层状连接方式，通过在氧化石墨烯层间引入共价键、共轭键等不同键连的交联分子，将石墨烯纳米片牢固地“缝合”在一起，制造出强韧一体化的高导电石墨烯薄膜。

程群峰说，这种薄膜材料的拉伸断裂强度是普通石墨烯薄膜的4.5倍，韧性是后者的7.9倍。

据介绍，传统碳纤维材料的制备条件需超过2 500摄氏度，但新材料可在45摄氏度以下的室温进行制备，强度与碳纤维复合材料相当，成本更加低廉，易实现商业规模化制备。这种廉价、低温的高性能多功能石墨烯纳米复合材料在航空航天、汽车、柔性电子器件等领域具有广泛应用前景。

（摘自宁夏日报第21510期）

微气泡技术助力提高石油采收率

尽管国内在CO2驱油方面已经有所进展，然而，如何解决CO2气源和降低成本是应用和普及CO2-EOR，提高低渗透油田采收率的当务之急。储油层的地质条件、地层流体性质以及注气方式都会影响CO2驱油效果。注入的气泡直径越大，浮力作用越明显，气体突破的时间（CO2从注入井到达生产井所需时间）就越短，CO2波及面积大大下降，导致采收率就大幅下降。因此，可利用微气泡（直径 10 μm～50 μm 的气泡）浮力小、移动速度小的特性来延长气体突破的时间，从而加大CO2波及面积来提高原油采收率。

20世纪90年代，微气泡生成技术得到突破。研究人员发现微气泡具有许多独特的物理特性：一是单位体积比表面积大。直径10 μm的微气泡与1 mm的大气泡相比较，其单位体积比表面积是后者的100倍，在与原油接触时，接触面积增加了100倍。二是内压大。在流体中微气泡的内部压力大于流体压力，促进气泡在上升过程中收缩且有增压效应，同时促进微气泡快速溶解，这保证了在驱油过程中CO2能快速溶于原油。三是上浮速度小。通常，气泡直径越小，上浮速度越小，滞留时间越长，这使得CO2能与原油保持长时间的接触。四是稳定性强。微气泡表面带有负电荷，负电荷间的同性相斥作用能防止微气泡结合成大气泡，有利于维持气泡稳定性。

日本地球环境产业技术研究机构（RITE）自2007年起着手CO2微气泡技术的开发和应用。现有设备主要在常温和低压条件下生成微气泡，而RITE成功开发了适合地下深部高温高压条件、耐腐蚀、易保修的微气泡专利技术，并首次提出了利用CO2微气泡提高石油采收率的新概念。利用带有微孔的筛片产生CO2微气泡，根据储油层的孔隙大小及分布状况优化微孔的直径，即产生最适合储油层孔径的微气泡，以最终增加原油产量。RITE研究人员利用油田的低渗透（约1 mD）岩心，在模拟地下深部的温度压力条件下，定量地评估了通常的CO2注气与注入CO2微气泡时的模拟石油采收率的差异。实验结果显示，注入CO2微气泡时的采收率提高了16%，充分证明了CO2微气泡驱油的有效性。研究人员还通过比较实验过程中的X线CT图像，探寻采收率提高的原理，结果发现：对于低渗透领域，微气泡通过进入微小孔隙，驱替小孔隙内的原油而增加石油采收率，驱替能力大约是通常CO2注气的2倍。研究人员还利用高渗透率的Berea砂岩证明了注入CO2微气泡能延迟CO2的突破时间，这个结果和泡沫阻塞作用共同减缓了CO2向生产井的推进。RITE研究人员已经完成了设置在井内产生CO2微气泡的装置，并通过一系列的现场试验成功地验证了实用化方案。下一步的工作是寻找能提供油田现场的合作伙伴，共同完善CO2微气泡驱油技术，推进该技术的商业化。

大量的实验结果证实了注入CO2微气泡提高石油采收率的能力，也显示了CO2微气泡驱油技术实用化的应用前景。CO2微气泡驱油技术不仅能为高效开发低渗透油田生产更多的绿色石油，也能为实现CO2减排做出重要贡献。针对中国的渗透率低、非均质性强、开发难度大的油田，分析、总结、吸收北美先进技术，采用CO2微气泡驱油提高原油采收率大有可为。

（摘自中国化工信息2018年第9期）

大庆外围首次开展压裂增能吞吐试验

大庆外围油田已完成7个井组的压裂施工，对比其中四个井组的试验效果，实现日增油30.2吨，累计产油416.3吨，取得了良好的增产效果。这是大庆外围油田首次开展压裂增能吞吐技术试验，将为大庆外围“三低”油田剩余油有效挖潜探索出一项新的适用技术。

大庆外围油田油层砂体窄小，断层发育复杂，储层物性差，平面矛盾突出，由此导致油田开发中出现了一类特殊井——有采无注井。这类井没有有效的地层能量补充来源，产量递减快，难以长期稳定生产。

仅在大庆采油七厂，这类井就达到123口。一方面，常规压裂技术、酸化技术等改造技术只能改善地层渗透性，不能补充地层能量，不适用于这类井的治理；另一方面，有采无注井有着巨大的开发价值，以该厂主力产区葡北地区为例，目前采出程度为31.9%，而该地区有采无注井的平均采出程度仅为18.4%，剩余储量十分丰富。

为解决这一开发矛盾，探索有效的治理技术，大庆采油七厂科研人员在葡北地区优选了葡63-斜922井，开展压裂增能吞吐试验。

“压裂增能吞吐技术在老区油田应用过，但在大庆外围油田是首次尝试。压裂增能吞吐技术与常规压裂相比，更加注重地层能量的补充。试验中，我们通过向地层大量注入高效驱油剂来有效恢复地层能量。同时，利用高效驱油剂的驱替和置换作用来挖潜剩余油，提高储层的动用程度。”该厂工程技术大队工艺室主任李波说。

据李波介绍，本次试验的葡63-斜922井油层有效厚度6.1米，采出程度仅为4.47%，试验将压裂改造三个层段，注入高效驱油剂7 575立方米、石英砂121立方米，预计累计增油可达800吨以上。“我们对药剂配方及注入浓度进行优化，选择了高效无碱驱油剂，与地层配伍性更好，更加适应我厂的储层条件，这样可以进一步提高驱替效果。”李波补充道。

今年，这个厂将开展10口井的压裂增能吞吐技术试验。下一步，科研人员将根据葡63-斜922井的试验效果和监测资料结果，进一步优化完善试验工艺设计，提升试验效果，为大庆外围油田储层剩余油的有效挖潜提供行之有效的技术支持。

（摘自中国石油新闻中心2018-05-21）

碳酸盐岩和深水油气储层成全球增储上产重点

5月9日至11日，以“碳酸盐岩和深水油气储层研究最新进展”为主题的海相海洋沉积储层学术研讨会在杭州召开。与会专家普遍认为，海相碳酸盐岩和海洋深水油气储层是全球油气增储上产的重点领域，是我国油气勘探开发的重要目标。加强碳酸盐岩和深水油气储层研究，对我国石油工业的可持续发展具有重要意义。

此外，本次论坛还就塔里木盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地等碳酸盐岩储层的储量接替层系做出了预测。

据悉，碳酸盐岩和深水油气储层是我国油气勘探最具前景的领域。本次论坛围绕白云岩储层成因模式、微生物岩的油气意义、巴哈马鲕粒滩形成与水动力关系、碳酸盐岩深部储层成因机制及实验分析技术，研讨塔里木、四川和鄂尔多斯盆地碳酸盐岩储层新认识及油气勘探最新进展。对于海域盆地油气勘探及面临的关键地质问题，研讨南海孤立碳酸盐岩台地与生物礁发育、深水源—汇沉积体系研究新进展及巴西深水盐下巨型碳酸盐岩油气藏勘探与发现，并进一步梳理了碳酸盐岩和深水油气储层研究未来发展方向和前景。

在我国已发现的油气田中，碳酸盐岩储层孔隙总体表现为“浅表成孔，中深保存、调整”的特征。塔里木盆地古老海相碳酸盐岩有效储层主控因素是岩溶和断裂，寒武系盐下白云岩、奥陶系蓬莱坝组发育区域有望成为储量接替的新层系。鄂尔多斯盆地下古生界主要发育风化壳型、白云岩型、岩溶缝洞型、台缘礁滩型四种储集体类型，未来主要勘探领域包括奥陶系深层，盆地西、南部台缘带和泥质碳酸盐岩气。四川盆地海相碳酸盐岩储层以丘滩相、礁滩相白云岩为主，台地（裂陷）边缘、古隆起、侵蚀面是控制盆地优质储层形成的关键，未来有利储层主要分布区包括德阳—安岳裂陷槽边缘、川中古隆起、川东达州—开江古隆起、川西台缘带等。

本次会议由中国石油勘探开发研究院杭州地质研究院主办，中国科学院、塔里木油田、美国堪萨斯大学、北京大学等单位专家学者共计100余人参加会议。此次研讨会的举办，将有力推动碳酸盐岩和深水沉积学地质理论认识，拓展碳酸盐岩和深水油气储层研究思路，对加快我国碳酸盐岩和深水油气勘探具有重要意义。

（摘自中国石油报第7097期）

我国首次自主集成的世界级“海上油气处理厂”成功交付

记者16日从中国海洋石油集团有限公司获悉，首次由我国自主集成的世界级FPSO（海上浮式生产储卸油装置）P67在青岛成功交付巴西。这是目前我国为国外交付的工程量最大、最复杂、技术要求最高的FPSO项目。

FPSO是当今海上油气田开发的主流生产装置，能够对海上原油天然气进行初步加工、储存和外输，是集人员居住与生产指挥系统于一体的综合性大型海上油气生产基地，被称为“海上油气处理厂”。P67的成功交付，将进一步加强能源国际合作，同时助推“中国制造”走出去。

据介绍，P67总长超过300米，总宽约74米，甲板面积相当于3个标准足球场。作业水深2 200米，最大产油量15万桶／天，储油量160万桶，天然气处理能力600万方／天，配有可供158人作业的生活楼及直升机平台。它的最大排水量达35万吨，排水量及生产能力均达到世界级水平，堪称海上“巨无霸”。

在P67的建造过程中，海油工程进行了120多项技术和工艺创新，以焊接检验为例，技术团队成功克服了PAUT（超声相控阵检测）技术在小径管和不锈钢材料上的应用难题，将该技术应用到1寸不锈钢小管焊口的质量检测中，实现了在国内海洋船舶工程领域的首次应用，提升检验效率近十倍。

（摘自宁夏日报第21516期）

长庆油田致密油水平井压裂改造创纪录

长庆油田陇东地区西233致密油示范区一口重点水平井，近期顺利完成大型压裂改造。这口井采用油气工艺研究院研发的新技术，是长庆油田首次实施小井距高密度完井体积压裂改造试验，共压裂40段，最小段间距仅17米，一天最多施工3段。在长庆去年保持国内致密油水平井单井分段压裂改造段数最多30段的基础上，再创国内新纪录。

鄂尔多斯盆地致密油资源丰富，是长庆油田年5 000万吨持续稳产的重要支撑，其开发难度也较大。为探索致密油开发，在集团公司、股份公司的统筹部署下，长庆油田积极组织致密油攻关试验。水平井分段压裂技术取得突破并不断进步，助推了致密油资源的有效动用。但仍面临采油速度低、单井采收率低等难题。

为进一步探索致密油水平井降递减、提高采油速度和最终采收率的新技术，科研人员积极借鉴北美非常规体积压裂新理念，以提高缝控储量为攻关目标，创新开展小井距高密度完井体积压裂技术试验。一是建立了以提高水平段优质储层改造程度为目标的裂缝布放模式，实现非均质储层条件下的非均匀高密度布缝。二是针对小井距部署，强化工艺参数与裂缝形态适配性研究，优化了压裂关键参数。三是优选连续油管分段压裂工艺，利用其精准压裂的特点大幅提升裂缝有效控制程度。

为确保此次新工艺试验成功，这个院坚持工程地质一体化，积极与勘探开发研究院地质人员沟通交流，对储层改造工程方案进行多次讨论，精雕细刻优化方案设计；增强现场技术支撑力量，安排技术负责人重点支撑，技术骨干坚守现场；与第二采油厂产能建设项目组、长庆井下等单位紧密配合，协调解决生产技术问题，项目组强化外协，提前准备，加强施工全过程组织协调，施工单位按照方案设计，秉承“安全第一、质量至上”的原则，规范现场管理，严细施工，提升作业质量；施工过程中，这个院技术支撑人员全程到井，严把入井产品检测关，做好技术指导，天天有人上、段段有人盯，确保了小井距高密度完井改造首次试验顺利实施。

此次压裂的成功实施，标志着长庆油田压裂技术水平再上新台阶，对长庆油田全面加快致密油效益开发的战略步伐具有重要意义。

（摘自中国石油新闻中心2018-05-20）

宁东基地位列中国化工园区三十强第八位

日前在珠海召开的2018中国化工园区与产业发展论坛发布了“2018中国化工园区三十强”榜单，宁东能源化工基地位列第八位，其中“累积固定资产”单项排名第一。

由中国石油和化学工业联合会主办的中国化工园区与产业发展论坛自2013年开办以来，每年都吸引数百家园区和企业高层代表参加，成为化工园区的业界盛会。中国化工园区三十强的评选包含化工园区的综合经济实力、基础设施配套、绿色生态化发展、安全与公众认知、园区创新发展等多项指标，是石化工业园区综合实力的反映。

据最新统计数据，截至2017年年底，全国重点化工园区或以石油和化工为主导产业的工业园区共有601家，其中国家级（包括经济技术开发区、高新区）61家、省级315家、地市级225家，产值达千亿元的园区已增至十余家。

自2003年开发建设以来，宁东能源化工基地紧紧围绕“打造技术领先、行业领军、世界一流的国家级现代煤化工基地”的目标加速发展，成为宁夏工业经济的动力源和稳定器。截至2017年年底，累计完成固定资产投资4 750亿元，工业总产值突破千亿元大关，达到1 175亿元。

（摘自宁夏日报第21526期）

新技术攻克油气勘探难题火山岩高精度成像和气藏精细刻画技术国际领先

火山岩油气藏一直存在发现难、控制难、开发更难的被动局面。如今，经过新疆油田公司和东方地球物理勘探公司两家单位10多年联合攻关，火山岩地震勘探技术获得重大突破。这是5月23日，记者从“火山岩油气藏地震勘探关键技术及准噶尔盆地高效实践”成果鉴定会上获悉的。

由3名院士和4名专家组成的鉴定委员会，听取了成果汇报、查新报告和应用报告，审查了技术文件并进行质询。鉴定委员会认为，火山岩高精度成像和气藏精细刻画技术居国际领先水平，一致同意通过鉴定。

国内外火山岩油气勘探面临成像难、识别难、雕刻难、认识难四大世界性共性难题。准噶尔盆地火山岩埋藏深、构造变动复杂、剥蚀严重，相对于东部中新生代盆地保存完好的火山岩建造地层来说，火山岩地震资料更差，地震勘探难度更大。

2005年，新疆油田通过对准噶尔盆地基底的深入研究，提出石炭系火山岩具有巨大油气勘探潜力。为此，东方物探与新疆油田于2006年组成联合研究团队，针对准噶尔盆地火山岩油气地震勘探技术难点和目标，经过连续10多年的技术攻关，创新形成复杂结构地震成像技术及软件系统（CVPS和ACQA）、火山岩油气藏精细雕刻技术、火山岩油气藏地质新理念3项关键技术，突破了传统理念上火山岩找油找气的禁区。

火山岩地震勘探技术的重大突破，有力推动了准噶尔盆地油气高效勘探开发进程，在近几年高效探明了一批具有规模储量的火山岩油气藏；对已开发的气藏，通过新的地震技术，准确预测“富含气甜点”，使30%的开发低效井通过侧钻变成高效井；扩大了火山岩油气勘探领域，为准噶尔盆地火山岩油气藏规模增储和建产稳产做出贡献，同时对我国东部和西部火山岩油气藏勘探开发具有重要指导意义。

目前，这一成果已在松辽盆地等推广应用。近3年，准噶尔盆地火山岩新增探明石油地质储量1.7亿吨、天然气地质储量416亿立方米，为克拉美丽火山岩气田稳产提供了关键技术支撑。

（摘自中国石油报第7102期）

膜产业亟待抓机遇谋转型

5月8～9日，由中国膜工业协会主办的“2018中国膜产业发展峰会”在京举行。与会专家表示，当前，国内膜行业正处于产品转型升级的关键时期，亟待在创新驱动、绿色发展、质量效益方面实现突破。会议同期举行高端对话，业界专家及与会嘉宾共同探讨了目前我国对新材料发展的政策，以及一带一路政策引导下，膜企业应该如何抓住机遇走出去谋发展。

中国工程院院士高从堦指出，实现我国膜领域跨越式发展我国家的重大需求。尽管在国家发改委、科技部、国家自然科学基金等的大力支持下，我国分离膜科技和产业取得了较大进步，然而，整体上与国外先进水平相比还有一定差距，仍存在以下问题：基础研究有待加强，原创技术有待强化，材料、关键器件和装备有待进一步提高，依赖进口局面亟待扭转，产业链完整性有待完善。

据悉，2017年我国分离膜产值达1 940亿元，预计到2022年末，膜工业产值规模将实现翻番，达到3 610亿元。中国工程院院士侯立安表示，膜材料的国家重点发展的先进功能材料，国家大力支持膜科学的发展，中国膜产业即将进入辉煌时期。侯立安指出，我国目前在新型膜产品研发和产业化上还存在不足，标准化也显不够，尤其是强制性标准还相对较少。

与会专家指出，一带一路沿线国家水资源较为紧缺，对水需求量大，因此，膜企业在这些国家布局时，应以海水淡化为契机，对其提供一站式解决方案，将自身品牌强大做强，做好专利保护措施，以先进技术作为保障，让中国从膜产业大国向强国迈进。

（摘自中国化工信息2018年第10期）

靖安油田措施增油累计超万吨

5月17日记者获悉，长庆靖安油田已完成措施355口井，日增油383.5吨，措施增油效果显著。

今年年初以来，以油田公司万口井评价挖潜工程及低产治理示范单元建设为契机，靖安油田突出控水增油、效益增油，精细措施管理，优化选井选层、措施结构、措施方式、措施方向，强化技术攻关研究，不断提高措施有效率和单井增油量。

靖安油田积极调整措施结构，针对酸化工艺技术，优化酸液体系配方，有效控制油井酸化后含水上升的问题。按照“变浓度、大剂量、小酸量”思路，科技人员改变暂堵剂注入方式，优化完善暂堵酸化工艺，提高在吴433和虎狼峁油藏的适应性。靖安油田立足油藏开发矛盾，按照先试验后扩大应用的技术思路，在五里湾、吴433、盘古梁等油藏全面开展暂堵压裂工艺，通过不断优化调整暂堵剂在加砂过程中的加入时机、加入速度及加入量，进一步提高实施效果。

截至目前，靖安油田实施暂堵压裂79口井，单井日增油1.29吨，有效率达98.7%。

（摘自中国石油新闻中心2018-05-12）

低温冷凝技术助力大气污染防治

近日举办的第十九届中国环博会上，林德集团（Linde）展示了其采用低温冷凝技术的CIRRUS有机挥发气控制模块化系统。

CIRRUS系统采用液氮对气流中的VOCs进行冷凝，具有安全无害、高性价比、技术简单可靠等优势，是一种能量大程度降低VOCs排放的全面综合性方法。首先，CIRRUS系统冷凝产生的VOCs与热氮气可循环使用，且在冷凝过程中无废水产生，更不会产生其他种类的次级污染，具有良好的环境安全无害性；其次，CIRRUS系统的投资成本也低于热氧化或吸附工艺，具有极高的性价比；此外，CIRRUS系统采用易用型面板，实现全自动化系统运行控制，能快速灵活匹配变工况运行，大大降低操作和维护的难度。

（摘自中国化工信息2018年第10期）

兰州石化乙烯重油掺投获突破

5月2日，记者从兰州石化获悉，这个公司乙烯重油进延迟焦化装置掺投工作再次取得突破，经过加剂处理的乙烯重油首次按照每小时10吨的投加量掺入，达到设计值指标，对实现黑色产品回收利用具有里程碑意义。

据了解，乙烯裂解重油作为乙烯装置高温裂解缩合下的副产物，加工利用困难，一般作为燃料油低价销售。

为了进一步优化资源保障，推进综合利用，提升产品附加值，兰州石化成立技术攻关组，研究优化加工工艺路线，确立乙烯重油进焦化加工建设项目，去年进入工业试生产阶段，按照每小时3吨的投加量掺混。在运行过程中，生产装置管理技术和操作人员精心精细操作，对换热器压差、分馏塔压降、加热炉结焦、柴油加氢装置加氢反应器压降变化等情况进行动态监控，有力保障了装置正常稳定运行，使乙烯重油的掺炼量一直处于稳步提升的状态，乙烯裂解重油基本实现连续加工。

此次乙烯裂解重油进延迟焦化装置加工处理量大幅提升，将极大提升黑色产品综合利用率，为促进兰州石化整体效益提升再添有力砝码。

（摘自中国石油新闻中心2018-05-08）

亚洲最深大陆科学钻井完井松科2井创多项世界纪录

历经4年、入地7 018米、钻穿白垩纪地层——5月28日，位于黑龙江省安达市的松辽盆地科学钻探2号井（简称松科2井）成为全国瞩目的焦点——这口井不仅成为亚洲国家实施的最深大陆科学钻井和国际大陆科学钻探计划（ICDP）成立22年来实施的最深钻井，也是全球首个钻穿白垩纪陆相地层的科学钻探井，创出311毫米大口径连续取心1 651米、3种不同口径单回次取心最长4项世界纪录。

松科2井从2014年4月13日开钻到2018年完钻和完井，大庆录井全程参与其中，依靠自主研发的DQL综合录井仪器和精湛的录井技术，为松科2井顺利钻进提供优质高效保障。大庆录井先后克服与钻井设备不匹配、取心量大等困难，准确预报工程异常6次，全井取心进尺共计4 279米，获取岩心4 135米，岩心采收率达96.61%。世界首创不同直径岩心的切割、浇筑定型、打磨抛光、制样技术，实现了岩心出筒原样和本井完整地质剖面的永久保存。

松科2井工程是自然资源部中国地质调查局组织实施的科技创新重大工程，也是国际大陆科学钻探计划的重要组成部分，已通过专家鉴定。

有关专家认为，这项成果实现了理论、技术、工程、装备的重大突破，对拓展我国深部能源勘查开发新空间、引领白垩纪古气候研究具有重要意义。

（摘自中国石油报第7106期）

吐哈油田压裂改造新体系带来新效果

吐哈油田在牛东平12井首次采用清水＋超低浓度胍胶复合压裂液体系，实施暂堵转向压裂试验成功。

牛东平12井是三塘湖油田牛东区块的一口开发井。为挖潜老井剩余油，使储层水平段每段每簇都能得到充分改造，提高压后每段每簇对产量的贡献，技术人员决定对两个层系分两次暂堵使液体分流转向，依次进行充分重复压裂改造，从而提高整个水平段储层动用程度。

这次压裂试验设计首次采用清水取代滑溜水造缝、清水蓄能阶段段塞式加砂新工艺。本次施工累计入井净液量4 059.1立方米，累计加砂97.7立方米，注水蓄能阶段最高砂比10%，暂堵转向压裂最高砂比40%，各项工艺参数均达到设计要求。

牛东平12井试验成功，将低成本压裂与技术创新有机结合，为水平井暂堵转向重复压裂工艺老技术注入了新活力。

（摘自中国石油新闻中心2018-05-09）

中国未来电力需求将达10万亿千瓦时

国际水电协会首席执行官理查德·泰勒在5月21日在“水电与未来能源系统北京论坛”上表示，2017年全球水电装机容量为1 267吉瓦，水电总发电量4 185亿千瓦时，水电占全球电力总发电量的16.6%。

中国水力发电工程学会理事长张野表示，要兑现中国在巴黎气候大会上做出的承诺，水电作为可开发程度最高、技术相对成熟的清洁可再生能源，在今后很长一段时间内将是中国推动能源生产和利用方式变革、应对气候变化的重要手段。作为中国水电的标志性工程，三峡水电站2017年3月累计发电量突破1万亿千瓦时，相当于节约标准煤3.19亿吨，减排二氧化碳8.58亿吨、二氧化硫899万吨、氮氧化物257万吨。

据悉，中国水电经过近40年的发展，取得了巨大成绩。截至2017年年底，水电总装机容量达3.4亿千瓦，约占全球水电装机容量的30%，年发电量约1.2万亿千瓦时,占中国清洁能源发电量的70%。2017年，水电占全国发电量的19%左右。据预测，中国未来电力需求约10万亿千瓦时，其中水电2.5万亿千瓦时，将占1/4左右。

张野认为，常规的流域梯级水电站一般具有多年调节水库，具有天然的储能作用；抽水蓄能电站在电网中具有启动灵活、调峰填谷的作用，是电力系统中的“充电宝”。因此，水电作为未来能源体系中的调节器，发挥巨大的储能作用，可以为太阳能、风能和其他可再生能源的大规模开发利用提供保障。可以预见，在世界未来能源体系中，水电必将发挥越来越重要的作用。

（摘自中国石油报第7106期）

哈工大油水分离取得新突破可用于原油开采等

5月24日，哈尔滨工业大学发布消息，该校机电学院赵学增教授、潘昀路副教授团队在利用选择润湿性功能材料实现油水分离和液滴可控驱动方面取得新进展。

油水分离在许多领域有重要意义，其中利用网膜过滤方式进行油水分离具有速度快和能耗低等优点。然而，由于水的表面能相对较高，现有的油水过滤分离技术都是采用“阻水通油”的过滤方式，因而存在网孔容易被高黏度油堵住或被高密度的水膜封住使得油液无法通过等先天缺陷，极大地限制了其应用。

潘昀路等人提出了一个制备超疏油超亲水涂层的高效方法，利用该涂层可实现油水分离、油中吸水和油滴的可控运输，同时他们提出的类混凝土结构大幅提高了涂层的机械强度。

该研究团队通过构造一种特殊的微纳复合结构，突破了传统表面能理论的限制，制备出一种完全不沾油却同时完全亲水的超浸润功能涂层。将这种涂层涂覆在网状基底上即可实现“阻油通水”式的油水分离，彻底解决了“阻水通油”式过滤存在的问题，拥有非常广阔的应用前景，特别是在工业污水处理、原油开采和海洋油污回收等方面具有非常重要的实用价值。

（摘自中国石油报第7106期）

宁夏石化环保透水砖畅销西北市场

5月16日，记者在宁夏石化新型建材厂制砖车间看到，笔直的产品躺在子母车上，在电脑程序控制下，砖块顺着轨道进入蒸养室，等待发往银川及周边青海、内蒙古等区域市场。

宁夏石化地处大西北，生态相对脆弱。厂区所在地银川，环境敏感度高。为减少固废排放，实现固体废弃物的综合利用，年产5 000万块粉煤灰蒸压砖项目应运而生。

项目投产后，利用生产中产生的粉煤灰和锅炉炉渣，通过烧制、传送、码垛、打包……流水线作业、标准化控制，经过多年磨合和反复技术改造，制砖生产线日趋成熟，成为宁夏生产规模和产量最大、技术水平最高的混凝土制品成套生产设备。近年来，公司又紧盯市场需求，不断进行技术创新和新产品开发。去年，公司经过充分考察调研后，及时调整研发思路，把目光转向了更有创效价值的透水砖产品。

透水砖又称海绵砖，主要用于市政、重要工程和住宅小区的人行步道、广场、停车场等场地的铺装，还可以拼出各种艺术图形和彩色线条，美化城市面貌。用这种砖铺设的路面，可将地面积水渗透到地下补充地下水，还可以通过配套的管路系统收集雨水，需要时将蓄存的雨水“释放”出来并加以利用，最大限度地实现雨水在城市区域的积存、渗透和净化，促进雨水资源的利用和生态环境的保护。

高性能的透水砖对质量指标、原材料、生产工艺、技术要求很高，同时抗压强度要大，还要兼顾外观好看。为了这“才貌双全”的“宝贝砖”，新型建材厂制砖生产线上的技术人员几乎到了茶饭不思的程度，一门心思只为新品出炉：科研课题确定、项目申请、市场调研、设计比对、上线调试……

研制过程中最大的难题就是透水性能和砖体强度要同时给予保证，其关键就在于各种原料的科学配比。没有任何成熟经验可借鉴，大家一方面请教设备厂家技术服务人员，共同探讨研究合适的原料和工艺，一方面反复开展现场实验进行实践摸索。为了找到最佳水灰比，大家轮番在搅拌机上目不转睛地蹲守，一刻不停地观察水量变化，熬红了双眼，及时解决了数个原本需要等待生产线供货商德国海斯提供服务的技术难题。最终，找到了合适的配比，确保产品外观和强度“双达标”。

去年5月中旬，新型透水砖各项指标全部合格，达到国家标准，顺利取得产品合格证书，打开了新产品通向市场的大门，填补了宁夏地区路面砖生产的空白。废渣废灰变废为宝，不仅减少了排放，实现了固体废物综合利用，而且成为创效增盈的新亮点。仅2017年，宁夏石化建材厂销售各种道砖的收入达到近800万元。

（摘自中国石油新闻中心2018-05-18）

中国石油最长页岩气管线首次生产清管成功

5月18日18时47分，机械清管器在经历12个监测点约9个小时的运行后到达纳溪西站，标志着西南油气田公司长宁区块页岩气外输干线宁纳线首次生产清管通球成功，为后期的清管准备、清管器选型、清管过程监控及应急保障积累了宝贵经验。

宁纳线作为中国石油最长、管径最大的页岩气外输通道，途经地貌复杂的盆地区域，翻越多处高陡坡，高差起伏大，最大高差达900多米，坡度达80度。这条管线起于宁209井区中心站，止于纳溪西站，管道外径为813毫米，设计压力6.3兆帕，线路总长110.4千米。管线于2017年12月投运，目前日输气量在360万立方米至450万立方米，输气压力在3.6兆帕至4.2兆帕。

面对复杂的地形地貌及管道内诸多不确定因素，为确保清管工作安全完成，西南油气田编制清管方案及应急预案，多次组织方案审查和讨论，明确清管器在不同工况下的气量、压力和控制措施。同时，成立现场指挥组、技术组、作业组、安全监督组、管线巡查组及通球监听组等6个小组。

本次清管涉及西南油气田长宁公司、浙江油田、西南油气田输气管理处3家单位，通过积极衔接，建立沟通机制，保证管网和清管器平稳运行。根据管道沿线地形特点，在重点穿越、高陡坡、进出站及阀室等关键点设置监听点12个。结合管道沿线高程图，通过流量、压力监控、科学计算及各监听点的实时反馈，精确定位和跟踪清管器的运行距离。

（摘自中国石油报第7103期）

天然气或成为中美能源合作重要一环

5月19日，中美两国就双边经贸磋商发表联合声明，双方同意将采取有效措施实质性减少美对华货物贸易逆差，同意有意义地增加美国能源和农产品出口，美方将派团赴华讨论具体事项。能源和农产品出口能否影响中美贸易摩擦走向？声明将对中美能源合作产生哪些影响？

众所周知，贸易摩擦的目的是改变贸易顺差。据彭博社报道，美国商务部长罗斯曾直言：“中国减少对美国贸易顺差的‘最简单’方法，是增加美国对中国天然气出口。”由此可见，天然气合作日后或将成为中美能源合作甚至贸易合作的重要一环。

目前，中国已是美国液化天然气第三大进口国，仅次于墨西哥和韩国。美国明显想要将这种合作继续加深。今年，美国晋升为天然气净出口国。据中国石油勘探开发研究院预测，未来3年美国天然气理论出口能力（理论出口能力=年度产量-年度消费量）还将增加近3倍。届时，作为全球第二大液化天然气进口国、经济稳步增长的中国，自然成为最佳选择。数据显示，目前我国液化天然气进口主要来自澳大利亚、卡塔尔、马来西亚、印度尼西亚，过去8年这4个国家的总占比基本保持在80%左右。随着中美能源合作升级，这种长期性、大规模的LNG贸易，究竟会对我国LNG进口格局产生何种影响？国内能源企业该如何应对？

“中国从美国进口LNG能保证能源多元化供应，提升我国能源供应安全水平。”中国石油经济技术研究院天然气所所长陈蕊对此持乐观态度。他认为，通过中美能源合作，我国对国外资源的获取空间和能力都将进一步增强，有助于满足我国快速增长的天然气需求。

“中美能源合作看似是市场机遇，也有演化成争议领域的可能。”北京大学国际关系学院教授查道炯对此持谨慎态度。

毋庸置疑，中美能源合作纵深化发展会对我国能源行业和企业发展产生多方面影响。然而，作为最早一批“走出去”的国内企业，我国能源企业拥有丰富的海外合作经验。仅以中国石油为例，在全球30多个国家和地区，参与管理和运作着90多个油气合作项目，从竞争实力和技术水平等方面看，都具有相对较强的抗风险能力。

“与美能源合作深化或许会对我国能源行业和企业发挥‘鲇鱼效应’。”陈蕊提到，未来我国能源企业或将与美国石油天然气公司签订长期贸易供应的协议和合同，甚至参与到美国LNG产业链的合资合作。这对国内能源企业提升市场地位和竞争力都将起到积极作用。

考虑到机遇的同时，能源专家陆如泉建议，国内能源企业还应提前做好预案和充足准备，以防日后美国对华贸易政策收紧，包括限制中国企业特别是我国央企在美国从事大规模的投资与运营等。

（摘自中国石油报第7103期）

不产生二氧化碳的低成本甲烷制氢技术

当人们致力于以更可持续的方式为我们的生活提供能源动力时,我们需要缩小满足人类最基本需求所依赖的排放二氧化碳的化石燃料与更清洁但尚未经济可行的替代技术之间的差距。为此,美国圣巴巴拉加州大学（UCSB）的一个研究小组探索了将目前廉价而丰富的甲烷（CH4）还原为清洁燃料氢气（H2）的方法,该方法还同时阻止了温室气体二氧化碳（CO2）的形成。其研究报告“甲烷直接转化氢气和分离出碳的熔融金属催化剂”发表在《科学》杂志上。

UCSB化学工程教授Eric McFarland说：“在美国的今后四五十年中甲烷将成为我们经济的核心，找出可持续使用甲烷的方法是激励我们的动力。这篇论文对我们长期以来一直考虑的问题提出了一个有趣的研究角度。”甲烷是天然气的主要成分和化学合成工艺的产物，它是家庭烹饪、取暖和供电的重要燃料来源，并且还可用于制造业和运输业。但是作为废弃产物，甲烷是比二氧化碳更强的温室气体，捕集和减少这种废弃甲烷的排放是许多人努力的目标。

甲烷蒸汽重整（SMR）工艺已经商业化推广几十年，是生产商业用氢气的最普通的方法。然而，研究人员指出，SMR工艺要消耗大量的能量，并且必定会产生二氧化碳，而二氧化碳通常会被释放到大气中。当时引进这个工艺时，二氧化碳还没被认为是个问题。但是，随着我们对温室气体的关注越来越强烈时，它已成为全球关注的焦点。SMR工艺的运行成本以及潜在的碳税和碳封存的额外成本使SMR工艺生产的氢气生产成本大幅上升，尤其是那些可为燃料电池汽车提供氢气的较小规模的生产。

UCSB研究团队中的理论化学家Horia Metiu和McFarland教授就天然气转化催化剂途径进行了长期的合作。他们与化学工程教授Michael Gordon一起，开始研究采用熔融金属和熔融盐作为尚未开发的有意义的催化剂体系。Metiu的理论研究工作表明，蓉蓉合金不同的金属组合可以使将甲烷转化成氢气和固体碳的催化剂的活性增加。研究人员已经开发出甲烷转化为氢气的一步法工艺，这种方法不仅比传统的SMR工艺方法更简单，而且还可以使生产成本降低，并且可以生产既可方便运输，又可无限期储存的固体形式的碳。

McFarland解释说：“将甲烷气体的气泡通入装有这种催化活性的熔融金属的反应器的底部。随着通入气泡的增加，甲烷分子撞击到气泡的壁上，它们就反应生成碳和氢。”他说，最后，当甲烷气泡到达表面时，它已经分解成氢气，在反应器顶部释放出氢气，漂浮在液态金属上面的固体碳可以被撇去。与依靠在固体表面发生反应的常规方法相比，在熔融金属合金表面反应不会因碳的积聚而失活，并且可以无限期地重复使用。

活性的液态金属及其对氢气的可溶解性相结合使得熔体可吸收比气泡中存在的更多的氢和碳。这使得该方法在极高压力下的甲烷能有效地产生高压氢气。McFarland说：“你真的可以把所有的产品从反应物中分离出来，这样就使反应平衡转向产品，原则上这个过程可在高压下进行，而且还可获得很高的甲烷转化率。”据McFarland说，部署这种现有技术的生态系统，要求加工煤炭和天然气（目前丰富的甲烷）等碳氢化合物的基础设施、立法部门和工业界要共同致力于加强对这种不易收集的排放物的捕集。

他说，这项研究得到了荷兰皇家壳牌公司的关注和支持。由这种二氧化碳零排放工艺所产生的氢气所发的电将比现在的太阳能电价更便宜，而这种工艺最终将更具可持续性，但与目前的化石燃料比并不具有成本竞争力。McFarland说：“如果整个世界都很富裕，此外，风能和太阳能的成本降低到足以广泛部署，就可以推广应用这种工艺。但对于我们今天这个世界来说，它还不够便宜。”他指出，从排放的角度来看，在中国这样目前世界最大的温室气体排放国部署低成本、低排放技术尤为重要。烃消费量巨大且不断增长的印度和非洲，也将成为这种技术的受益国，因他们尚未富裕到能享受太阳能电池板。

（摘自中外能源2018年第4期）

碳捕集与储存技术的进一步研究

石油行业激励发展碳捕集技术，但研究人员认为，这样做并不会使碳排放量降低到足够低的水平。二氧化碳可以用来抽提石油，加速发展碳捕集技术可抑制气候变化。然而，在一项新的分析中，研究人员认为这不足以使排放降低到气候科学家所建议的水平。碳捕集与封存（CCS）是从化石燃料发电厂捕集二氧化碳并将其安全地埋在地下的过程。通过阻止二氧化碳进入大气，CCS可有助于减缓全球变暖，并认为该技术是实现巴黎气候协议的关键技术。

CCS有可能延缓全球变暖的危险程度，但该技术的部署尚未普及。然而，伦敦帝国理工学院和斯坦福大学的研究人员在《能源与环境科学》杂志上发表的一项新研究认为，石油工业在加速CCS发展方面可能会起到惊人的作用。提高石油采收率，即将二氧化碳注入油井，从周围的岩石中驱赶出石油，使石油储层产生更多的石油的过程。化石燃料发电装置是这个工艺过程的二氧化碳来源地。

事实上，世界上许多最大的CCS项目都是与提高石油采收率操作相连接的。这项投资可能有助于加速CCS的发展，但新研究报告的作者认为CCS本身尚不足以实现目的。该团队开发了一个称为“带有CO2提高原油采收率的CCS重复投资模型（MIICE）”，用于测试截至2050年不同因素对CCS技术发展的影响。3个主要驱动因素是油价，这将推动采用提高原油采收率的积极性；碳税水平，这会激励二氧化碳的捕集；获得有关技术知识的速度，创新可推动降低投资成本。

他们认为，虽然油价和碳税有促进作用，但他们尚未使CCS部署达到2050年避免危险气候变化所需的水平。但在这个早期阶段，石油工业的投入可能仍然是至关重要的。格兰瑟姆皇家学院的主要作者和博士生Clea Kolster表示：“石油收入的确使CCS的部署在短期内更具吸引力，但要在二氧化碳税激励增加到足以超过石油收入之前，早期就要提供大部分投资。这表明，技术的掌握会大幅降低成本，此外，用于提高石油采收率的二氧化碳储存在关键的早期发展中能够发挥至关重要的作用。”

单独考虑各因素，研究小组发现，CCS只有在下列条件之一下才有必要配置：油价大于85美元/桶；到2050年，碳税激励大幅增加至每吨二氧化碳75美元以上；或技术部署的掌握率保持在较高水平，这样每两个CCS的部署成本可降低14%。斯坦福大学能源资源工程系Adam Brandt教授，这篇论文的资深作者说：“这些条件超过了目前的能源和环境市场状况，表明需要进一步干预，例如政府需要进一步促进CCS部署以达到与避免危险气候变化的建议途径相一致。”MIICE是一个开放源代码模型，它可以用来测试一系列可能的未来情景，但前提是要求深刻掌握将导致2050年CCS按比例增加的各种必要条件的最佳组合。

（摘自中外能源2018年第4期）

甲烷直接转化为甲醇工艺的突破

天然气中的甲烷在低温条件下直接氧化成甲醇的技术一直是一个成熟的工艺。根据美国塔夫茨大学化学工程师领导的一个研究小组在《自然》杂志上发表的一篇论文，塔夫茨大学的研究人员现已经找到了使用非均相催化剂和廉价的分子氧来突破该项工艺的方法。甲醇是生产化学品的关键原料，其中有一些可用于制造塑料、胶合板和涂料等产品。甲醇还可以用作车辆燃料或通过转化生产用于燃料电池的高品位氢气。

然而，目前从甲烷或煤衍生的合成气生产甲醇的方法是涉及多个步骤的工艺，在小规模应用中效率不高也不经济。因此，据美国能源信息署（EIA）透露，从油井排放的甲烷（每年2 100×108ft3天然气）被放空和燃烧掉。同时，随着水力压裂技术的发展，以后页岩气（主要成分为甲烷）的产量将不断增加，这会大大增加美国天然气的供应量，并推动了将甲烷升级转化为更有价值的化学品（例如通过甲烷氧化生成甲醇或通过甲烷羰基化生成乙酸）的更加强烈的愿望。

因此，科学家们一直在寻求更高效和成本更低的甲烷转化工艺。塔夫茨大学研究的工艺使用廉价的分子氧，在相对低的温度和较低压力的温和条件下进行反应，该工艺潜在的优点是显著的。2000年廉价页岩气的供应量仅占美国天然气供应量的1%，而今天已超过60%。塔夫茨大学领导的研究人员发现，他们可以使用分子氧和一氧化碳将甲烷直接转化为甲醇，把承载单核铑二羰基物种的催化剂固定在沸石的内孔壁上或固定在悬浮在水中的二氧化钛载体表面，在温和的压力（20 bar～30 bar）和温度（110℃～150℃）下进行催化反应。

采用相同的催化剂，甲烷通过不同的反应方案也可产生乙酸，而且反应不涉及作为中间体的甲醇。但一氧化碳对甲烷非均相的催化反应是必不可少的。通过适当地控制操作条件，特别是通过调整载体的酸度，人们可以根据需要调节生成甲醇或乙酸的反应。经研究发现，即使经过数小时的反应后，催化剂在水中也不会浸出。

该论文资深作者、著名教授Maria Flytzani-Stephanopoulos博士，塔夫茨大学工程学院能源可持续性首席教授Robert和Marcy Haber表示，研究人员非常惊奇地发现要产生甲醇的甲烷气体混合物中必须要有一氧化碳。Flytzani-Stephanopoulos说：“我们把这归功于活性中心实现了羰基化。有趣的是，我们的催化剂不会是甲醇羰基化，而是能使甲烷直接羰基化为乙酸，这是一个最令人兴奋的发现。虽然还需要更多的研究，但是我们对这个过程的进一步的发展前景感到鼓舞，它不仅能直接从甲烷生产甲醇和乙酸，而且还能以比目前的传统工艺更节能、更环保的方式进行反应。”

本论文第一作者、博士后研究员JunJun Shan和博士生Mengwei Li通过相当简单的合成工艺制备了负载型Rh催化剂。其主要重点是原子级地分散铑物种，这一过程是通过在分子筛载体上的特殊热处理方案以及用紫外线辐射辅助锚定在还原二氧化钛上的铑前体物种。Shan说，原子态的铑是该反应发生的必要条件。橡树岭国家实验室著名研究员、本论文共同作者Lawrence F.Allard博士认为，像差校正电子显微镜是支持这项研究的关键。Allard说：“单原子分散体的直接成像与更规范的间接化学和光谱方法相结合，已经成为使这些研究取得如此成功的强大的功能组合。”Flytzani-Stephanopoulos指导化学和生物工程系的塔夫茨纳米催化和能源实验室工作，实验室负责研究生产氢气和“绿色”化学品的新型催化剂材料。实验室的开创性工作已证明，反应所采用的多项单金属原子催化剂有利于燃料加工、有利于商品和增值化学品生产，可提高产率和减少碳足迹，同时实现了可持续和更高效地使用贵金属。

（摘自中外能源2018年第4期）