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  1月10日,集团公司又有3项重要科技成果获得国家科技奖励。2013年,集团公司共有138项重要成果、3627项授权专利入账,每三天新增一项科技成果、每天新增近十项专利技术,展示了中国石油实施创新驱动发展战略的良好效果。【详细】
 
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  1月10日,2013年度国家科学技术奖公布, 中国石油集团共有3项成果榜上有名。
  “十一五”期间,中国石油获得国家科技奖成果达到41项;“十二五”前三年,共有17项成果获此殊荣。【详细】
 
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>> 大庆油田持续加快创新步伐
 
>> 周吉平主持召开集团公司科技奖励委员会会议
 
>> 中国石油首个致密气重大科技专项收官
 
>> 中国石油近百个项目和科技人员受表彰
 
>> 中国石油煤层气重大科技专项一期通过验收
 
>> 中国石油海外勘探科技成果综述
 
>> 中国石油科技创新管理广开言路
 
>> 科技,让中国石油“走出去”的脚步更有力
 
>> 中国石油2013年科技工作视频会议召开
 
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  中国石油创新发展了深层天然气地质理论与技术,在勘探深度极限及巨厚盐层工程技术上实现突破,为库车盆地大气田的勘探开发提供了强
有力的技术支持。
  主要创新包括:通过模拟实验与地震剖面精细解译,建立了同一应力机制下含盐前陆冲断带的构造样式,确定了深层盐下迭瓦冲断构造特征;建立了储
层发育模式,创新认识了盐下白垩系砂岩4500米以下储层成因机理,并预测有效储层深度超过8000米;建立了巨厚膏盐层下高效聚气的成藏模式和超深超高压气
藏高效开发模式;形成了含盐前陆冲断带宽线大组合地震采集、三维各向异性叠前深度偏移、山前超深超高压高温钻井提速、超高压应力敏感性气藏产能评价、深层低渗裂缝性储层压裂等核心技术,有效提高了库车资料信噪比和构造落实精度,实现了安全高效钻进和规模高效开发。
  这些创新理论技术应用取得了巨大的经济和社会效益。油气勘探持续突破,储量规模不断扩大,钻探深度从4000米拓展到8000米,预探井成功率从29%提高到73%,发现了克深2等五个超千亿立方米大型气田,上交天然气三级储量6943亿立方米,夯实了年产天然气90亿立方米的资源基础,为西气东输工程稳定供气提供了资源保障,为新疆经济发展、政治和社会稳定、保障国家能源安全做出了重要贡献。
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  中国石油组织海外重点风险勘探综合技术攻关,完成了一系列理论技术创新,为近年海外新增10亿吨原油和4000亿立方米天然气地质储量提供了理论和技术支撑。
  系统总结中西非被动裂谷地球动力学特征、油气系统成因和分布规律的理论体系,发展和完善了陆相裂谷石油地质理论;利用盐构造模拟与成藏模拟,建立含盐盆地5种成藏模式,明确了中亚盆地盐下油气分布规律,提出了油气阶梯式运移及聚集模式;首次提出阿姆河右岸中部发育大面积缓坡礁滩储集体的地质认识,极大地拓展了天然气勘探领域;首次厘清富油气凹陷、优质顶盖层及裂缝储层是中非裂谷盆地潜山成藏的主控因素;集成了复杂断块圈闭评价、岩性地层圈闭、复杂盐下圈闭识别、复杂碳酸盐岩储层预测、复杂储层流体综合评价、巨厚膏盐岩礁滩高产带预测和低勘探程度盆地快速评价等七项配套技术。
  这些创新科学高效地支撑了海外业务的持续稳定发展。乍得Bongor盆地花岗岩五大潜山先后获得高产油气流,展现出一个3亿至5亿吨资源前景的大场面。尼日尔的两个新区带及阿姆河右岸等勘探领域取得规模突破,直接新增2P石油地质储量4.47亿吨、天然气400亿立方米。通过高效勘探实践,探井成功率达68%,有力促进了海外勘探业务的快速规模发展。
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  中国石油大规模精细油藏数值模拟软件系统HiSim®研制成功,总体达到国际先进水平,打破了中国石油油藏数值模拟技术与软件长期依赖进口的局面。该软件系统处理规模大、计算速度快、模拟符合率高,对我国高含水、低渗透油气藏的数值模拟具有很好的适用性和针对性。
  核心技术创新主要包括:在数值算法上,创新形成了大规模高效数值模拟求解技术,解决了大规模油藏数值模拟的高奇异性和不稳定性难题,计
算速度提升了5倍以上;在处理规模上,创新形成了海量数据动态压缩存储技术,解决了大规模模拟数据存储、搜索、调用等内存有效利用和数据
高效调用的技术难题,在普通PC机上模拟规模突破500万节点;在模拟功能上,创新形成了中高含水油田优势通道渗流模拟和低渗透油藏裂缝
动态发育模拟技术,系统解决了我国陆相沉积高含水油田精细挖潜和低渗透油气藏高效开发的精确数值模拟问题,预测符合率提高了5个至10个百分点。
  目前软件系统已在中国石油安装百余套,成功应用于大庆、吉林、大港、新疆、乍得等20多个国内外油田区块的高含水油藏精细挖潜和低渗透油藏开发/调整方案优化设计,应用效果显著。
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  新疆风城浅层超稠油由于受原油黏度高等因素的制约,自1958年发现以来一直未能有效动用。中国石油通过持续技术攻关,攻克了陆相多夹层油藏蒸汽腔均匀发育、高干度过热蒸汽、超浅层双水平井钻完井等重大技术难题,成功突破风城浅层超稠油开发技术瓶颈,支撑年产油规模200多万吨,达到国际先进水平。
  创新形成了浅层超稠油开发六大核心技术:油藏与复杂井筒一体化三维模拟实验技术,揭示了多层油藏超稠油蒸汽腔发育和渗流规律;创新浅层超稠油多油层立体井网优化设计技术,建立了多层系直井和水平井
交错、水平井交错以及双水平井叠置3种立体组合井网井型模式;突破超浅层双水平井钻完井技术难题,钻成国内垂深131米的双水平井, 打破了国外埋深为240米的纪录;攻克了高干度过热蒸汽技术,应用油田净化污水生成高热焓值过热蒸汽,干度达到100%,解决了高效汽水分离等系列技术难题;自主研制成功高温大排量举升工艺技术,解决了浅层超稠油蒸汽辅助重力泄油(SAGD)井180℃~220℃大排量举升难题;自主创新“蒸汽分离+油水预分离+热化学脱水”高温密闭处理和热能综合利用工艺技术,解决了高温SAGD采出液处理难题。
  创新成果应用于新疆风城超稠油油田,使已沉睡50多年的3亿多吨难采储量实现工业化规模开发,有力支撑了新疆大庆建设,对促进新疆地区经济发展意义重大。
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  “两宽一高”地震勘探技术已成为实施高精度勘探的主流技术。围绕“两宽一高”地震勘探面临的技术难题,中国石油
形成了基于五大自主核心装备和软件的“两宽一高”地震勘探配套技术,并实现商业化应用。该技术采用自主研发的KLSeis软件
进行“充分、均匀、对称” 的地震采样设计,使用G3i全数字地震采集系统、低频可控震源KZ28LFV3和数字化地震队(DSS)联合作
业,采用GeoEast海量数据处理系统支持每天6TB的高效现场处理监控和百TB海量数据的室内处理,填补了多项国内技术空白。
  G3i全数字地震采集系统具有带道能力大、功耗小、兼容模拟和数字检波器等特点,支持各种激发震源施工及可控震源高效采集、高密度采集作
业,带道能力超过10万道,打破了国外公司的垄断;KZ28LFV3低频可控震源可实现3~120Hz的宽频激发,通过可控震源扫描信号低频设计可实现1.5Hz的低频信号采集;数字化地震队实现了采集方法、实时质量控制、全球实时定位等一体化远程控制、管理和指挥,改变了野外地震队的现有组织结构和生产流程,国内首创实现了地震采集现场的数字化生产管理,是引领国际采集业务发展方向的重要成果。
   2013年,在哈萨克斯坦项目采用G3i +低频可控震源+DSS的高效采集模式,完成全球陆上首块使用1.5Hz低频可控震源的工业化勘探;在新疆油田采用G3i+震源控制箱体VibPro+DSS+DS3高效采集,在国内实现了首次自主研发大型仪器6万道带道正式生产、首次采用同步滑动扫描技术进行采集、首次正式采用地震队信息化生产、首次炮点无桩号施工作业,平均日效7269炮,最高日效12316炮,刷新国内陆上地震勘探日效纪录,标志着自主软、硬件产品及配套技术通过全方位检验,达到国际先进水平。
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  工厂化钻井与储层改造技术是基于丛式井批量钻井、快速移动式钻机、同步建井、集中压裂等核心技术,结合系统化的工程管理方法,实现开采成本最低化、投资效益最大化的新型钻完井作业模式。中国石油先后在长庆致密油气、四川页岩气、新疆和吉林致密油的勘探开发中设立了五大作业示范区,形成了配套技术,为公司非常规油气规模有效开发提供了强力技术支撑。
  初步形成了以岩石力学、地应力、油藏工程和管柱力学为基础的井网部署、轨迹设计、钻井压裂一体化优化设计方法与技术规范;以快速轨道运移、模块化设计为主的工厂化作业钻机技术;以大偏移距、长水平段等为主的密集丛式水平井轨迹设计与控制技术;以高效钻头、优质泥浆、一趟钻为主的水平段钻井技术;以压裂液连续混配、工作液循环利用、集中控制为主的高效压裂技术;探索形成了“方案设计最优化、工程技术模板化、施工作业流程化、作业规程标准化、资源利用综合化、队伍管理一体化”的工厂化钻井与储层改造技术路线。
  工厂化作业打破了传统的同一井场“单兵种作战”生产模式,实现了“多兵种”流水线式的工厂化作业,显著提高了施工效率,成为工程技术提速提效和降本增效的革命性手段。中国石油工厂化钻井与储层改造技术的快速发展推动了非常规油气的规模有效开发。采用工厂化钻井与储层改造作业模式后,页岩气及致密油的钻完井综合成本降低约50%,苏里格致密气和长宁页岩气的部分平台钻井周期缩短30%以上。
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  地层元素测井通过测井信息采集和计算机处理,得到地层中硅等十余种元素的含量,进而确定地层中各种矿物的含量。地层元素测井资料可用于岩性分析,确定黏土类型及含量,可结合其他资料提高地层孔隙度、渗透率等储层参数的评价效果;地层元素测井资料还可用于沉积环境研究、烃源岩研究和岩石脆性分析。地层元素测井是复杂储层研究和页岩油气、致密油气识别和评价的重要手段之一。
  历经三年技术攻关,地层元素测井仪器的研制取得了重大突破:运用蒙特卡罗数值模拟与少量实体模型测量相结合,获得了硅、钙、铁、硫等12种元素的标准谱;采用高效率、高分辨率一体化组合探测器,突破高温耐磨屏蔽结构外置、低漂移全谱采集分析等技术关键,实现了12种元素产额和10种元素含量的准确测量;采用基于闭合模型标定的多元优化算法,解决了元素产额转换为元素含量以及元素含量转换为矿物含量等技术难题,形成了一套高效实用的解释评价方法与软件;建立了较为完整的仪器刻度环境与仪器性能检测体系,实现了仪器定型。
  目前,地层元素测井仪器在长庆、玉门、吐哈、浙江和华北等油气田完成了10口井不同岩性储层的测井对比试验和数据处理分析,仪器重复性、一致性良好,仪器整体技术指标与国外同类仪器相当,测量得到的主要元素和矿物含量与地层岩芯分析结果吻合较好。该仪器研制成功标志着国产高端测井装备又添新利器,对进一步提升国产测井装备的信息采集和储层评价能力具有重要意义。
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  天然气作为一种优质、高效、清洁的能源,在能源构成中所占的比例日益提高,成为各国能源发展的首选,而全球天然气资源地域和能源消费区域的不均衡,推动了天然气液化业务的快速发展。天然气液化技术以其压缩比高和储存成本低等巨大优势,成为实现天然气远洋运输的唯一选择。中国石油通过重大科技专项攻关,实现了大型天然气液化工艺及装备的国产化,建成了国内最大的天然气液化工程。
  主要技术创新,一是自主开发了双循环混合制冷和多级单组分制冷天然气液化工艺技术,液化比功耗达到国际先进水平,形成了单线液化能力50万~350万吨/年系列化液化工艺包;二是实现了适用于单列年产50万~350万吨天然气液化装置的大型制冷压缩机、低温阀门、冷箱等重大设备国产化,研制成功国内最大的丙烯、乙烯和甲烷制冷压缩机,最大的国产电机及变频器,最大液化天然气装车系统,并实现了工业应用。
  国产化的天然气液化工艺及装备功耗低、工期短、投资省,已经成功应用于山东泰安、湖北黄冈天然气液化工程建设中,节省工程投资20%,建成了目前国内最大的天然气液化工厂,实现了我国天然气液化生产工艺和装备国产化的重大突破,对推动我国天然气业务的快速发展、促进国内装备制造业升级具有重要意义。
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  历经近十年持续攻关,中国石油催化裂化汽油选择性加氢脱硫生产清洁汽油成套技术全面推广应用取得成功。采用该技术建设的11套汽油加氢工业生产装置全部一次开车成功,并生产出满足国Ⅳ标准清洁汽油组分,每年可向市场提供清洁汽油1000万吨以上,为中国石油满足2014年元月起执行国Ⅳ汽油标准提供了有力技术支持,同时为未来升级到国Ⅴ标准创造了条件。
  该技术包括催化汽油选择性加氢脱硫技术(DSO)和催化汽油加氢改质工艺技术(GARDES)两个技术系列。DSO和GARDES技术都采用自主开发的催化剂,工业标定证明:可直接生产硫含量小于50 mg/kg的国Ⅳ汽油调和组分, 液收大于99.5w%。由于该技术具有烯烃芳构、异构化能力,可使催化裂化汽油恢复高烯烃传统方式操作,提高液体收率,研究法辛烷值损失均小于1个单位。通过调整工艺条件或稍加改造可生产硫含量小于10 mg/kg国Ⅴ汽油组分,具备了生产装置不进行大的改造即可实现汽油从国Ⅳ标准向国Ⅴ标准生产的平滑过渡能力。这两项技术整体水平都达到国际先进,辛烷值损失指标领先于国外同类技术。
  催化裂化汽油选择性加氢脱硫成套技术填补了中国石油的技术空白,首次完全通过小试、中试和工业放大,实现了技术自给,解决了清洁汽油生产的重大技术难题,有力支撑了中国石油新一轮汽油质量升级,具有里程碑式重要意义。
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  具有自主知识产权的新型高效球形聚丙烯催化剂(PSP-01)开发成功,打破了中国石油一直以来不掌握聚丙烯催化剂核心技术的局面,实现了高性能聚丙烯催化剂技术零的突破。
  该技术首次采用磺酰基化合物作为催化剂关键组分,取代了国际上通用的邻苯二甲酸酯类(塑化剂)给电子体。首次发明了定转子旋转床技术,制备出性能优异的
球形催化剂载体;形成了以自制磺酰基给电子体和球形载体为基础的控温和高效载钛等催化剂制备专有工艺技术,并实现规模化生产;申请了国际发明专利9件,
国内发明专利17件,技术秘密7项,企业标准1项,关键专利获得国家知识产权局颁发的中国发明专利优秀奖,其中磺酰基内给电子体技术及载体制造技术达到
国际领先水平。
   2013年, PSP-01在大连石化20万吨/年Spheripol聚丙烯装置上应用,累计生产高速BOPP薄膜专用料T36FD约6500吨;在抚顺石化9万吨/年Spheripol
聚丙烯装置上生产了高刚性薄壁注塑专用料HPP1850新产品。该技术的推广应用预计新增效益6亿元人民币/年以上,提升中国石油聚丙烯业务
的市场竞争力,为高附加值新产品开发提供有力的技术支撑。
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  面对丰富的深海油气资源,世界众多国家和公司投入巨资进行深水油气勘探开发,但如何有效规避勘探风险,是深水油气勘探开发研究面临的重要挑战。美国多家大学及机构通过科技攻关,解决了深水沉积研究的难题,建立了深水沉积体系识别描述及有利储层预测技术,有效发挥了规避勘探风险的作用。
  研究通过综合运用高分辨率层序地层学、三维地震、电磁测量、遥感、测井、钻井、地质露头和试验以及地质-地震建模等多种技术方法,分析深水沉积作用过程、沉积环境和沉积产物,识别沉积体系的类型、分布,了解浊流、块状流、碎屑流等流体的形成机制,明确水下扇重要砂体储层的形成机理、控制因素和分布特点及油气聚集关系,建立深水沉积体系储层的地质模型,实现了深水砂岩储层和油气资源勘探潜力的有效预测。
  这项技术广泛应用于海域斜坡、深水盆地的沉积体系识别描述及有利储层预测,取得了良好的效果,在南美、西非大西洋沿岸、墨西哥湾、北海、巴伦支海、喀拉海以及东南亚、澳大利亚西北大陆架、孟加拉湾深海扇等海域应用,相继发现了多个大型油气田,其勘探领域也扩展到了水深达3000米的深海区。
 
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  天然气水合物是一种地球上尚未商业化开采的新能源,资源量十分丰富,据估算全球资源总量约为2.1×1016立方米,相当于全球已探明传统化石能源总量的2倍左右。目前已有30多个国家和地区开展了对天然气水合物的开发研究,2012年美国、日本等国合作在阿拉斯加北坡的水合物开采试验与2013年3月日本在其近海海域的水合物开采试验均取得成功,意味着天然气水合物的开采迈出了重要的一步。
  应用降压开采法和二氧化碳置换法成功进行了日本和阿拉斯加水合物的开采:降压法是利用储层与井筒之间的压力梯度驱动可动流体从储层流向井筒,压力降迅速传遍整个储层,使水合物在局部区域内失去稳定条件,导致水合物分解为天然气和水;二氧化碳置换法是通过向水合物沉积层中注入二氧化碳置换出天然气,在释放天然气的同时,以水合物的形式埋存二氧化碳。在日本爱知县和三重县近海海域的开采经过3个阶段的生产试验:第1阶段是通过地震调查确认南海海槽东部地区天然气水合物储量并钻勘探井;第2阶段钻探了1口生产井和2口监测井,并对深水天然气水合物储层进行取芯和试产;第3阶段采用排水降压法进行生产,成功采出12万立方米天然气。
  天然气水合物开发前景广阔,全球众多国家积极投入相关研究。美国、加拿大、日本、韩国、中国、印度、德国、新西兰等国家也都制定有天然气水合物研究计划,组织开展了资源调查、钻探、试验开采以及环境影响评价等一系列研究。美国和日本计划分别在2015年和2018年实现商业化开采。美国国家石油委员会预测,美国将在2050年前实现墨西哥湾等海上天然气水合物的大规模开采。但是,与常规油气资源相比,天然气水合物的开发依然面临着技术、成本和环境等多方面的难题与挑战。
 
 
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  地震沉积学分析技术是利用高精度三维地震资料的精细处理和成像成果,结合地震地层学与高精度层序地层学方法,研究沉积相形成及空间分布规律的技术,可对宏观的古沉积环境、沉积体系进行解释与恢复;综合地震反演与属性分析技术对油气储层的内、外部特征和属性等进行精细刻画和表征,从而建立起对勘探开发均有重要指导意义的高精度三维储层模型,大幅提高储层预测精度和探井成功率。
  这项技术主要包括地震岩石学和地震地貌学两部分,前者研究地震资料与测井岩性的对应,关键技术包括90度相位转换、地震资料反演、地震属性提取和分析;后者则研究地震切片中岩性和沉积相分布模式,关键技术包括地震切片及沉积体系分频解释技术。
  地震沉积学分析技术在识别沉积体系并恢复沉积演化史、沉积相和地震地貌学精细研究方面发挥着重要的作用。应用这项技术,河道、河口坝等碎屑岩沉积微相砂体的钻遇率达到了50%~70%,三角洲河道砂体、席状砂、河道砂体、边滩及心滩等微相预测准确率达到80%以上,10米薄砂体钻遇率达到90%,储层砂体预测精度提高到1/4波长。在这项技术的指导下,可以发现更多的隐蔽圈闭和油气藏,产生巨大经济效益。
 
  深水油气开采海底工厂系统包括海底增压系统、海底气体压缩系统、海底分离与产出水回注系统、未净化海水输送系统等。其核心技术是油气井采出流体的海底增压和分离技术,成功实施能够提高油气最终采收率,减少海面处理设备的投入,减少对环境的破坏,降低水和砂的处理成本,从而提高海洋油
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提高海洋油气田的经济效益。
  取得的进展包括:挪威北海sgard油气田首次商业化部署了海底天然气压缩系统,包括气体冷却器、气液分离器、增压机和水下管汇等,可将sgard油气田的采出流体经相同管线输送至50公里外的海洋平台,预期可大幅提高气藏最终采收率,新增产量约2.8亿桶油当量。非洲安哥拉Pazflor油田部署了多品级合采海底分离系统,可以利用世界首创的大型海底设施来分离所提取的天然气和凝析油(油和水),从4个独立的储藏中生产出两种不同黏度的油产品。巴西坎坡斯盆地Marlim油田部署了世界上第一个用于分离深水海底重质油与水的系统,打破了浮式生产设备的瓶颈,可以在水深近3000英尺处分离重质油、气体、砂屑和水,在产出水被重新注入油藏前进行净化处理。
  在海床上进行工厂化作业,可以节约更多的能源,从而提高能源效率,是深水和恶劣环境下开发油气田技术的一个重大突破,将成为北极等恶劣环境作业、深水卫星油田开发的有效手段。
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  面对深层复杂地质目标成像、非常规资源甜点识别、永久油藏监测等陆上地震数据采集面临的重大挑战,应用新一代百万道地震采集系统,可降低勘探成本,提高作业效率,解决深层地震资料反射能量弱、信噪比低、偏移成像难等一系列问题。百万道地震采集系统样机的问世,将带动地球物理技术跨越式发展。
  新一代百万道地震采集系统带道能力高,具有实时百万道数据记录能力;系统重量大大减少,能耗相对较低,提高了操作灵活性;系统的稳定性、适用性更强,能适用于各种地形、气候条件;系统对检波器的兼容性更强,能够记录宽频信息,实现超高分辨率的地震成像;能够大幅度提高作业效率,降低勘探成本。该系统使用高性能数字传感器,降低记录数据的噪声水平,并以交叉技术架构为基础,使用了智能网络技术,能够实时存取数据,实现零停工期;特有的局部数据存储、自动重选路由及质量控制等性能,使系统能够实现不间断生产。
  百万道地震采集系统是推动陆上地震技术进步的利器,可在实现宽频、高密度、宽方位采集中发挥关键作用。无论是在常规资源还是非常规资源,无论是老油田还是勘探新领域,都可利用新一代百万道地震采集系统解决行业面临的巨大挑战。
 
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  随着钻井提速提效及安全作业的要求不断增加,综合钻井、地质、测井、录井、油藏工程等多个学科,基于现代信息技术和通信技术的远程决策中心逐渐获得推广应用。国际大的油公司和服务公司都建立了覆盖全球的远程实时作业中心,以充分发挥多学科专家团队的作用,进行远程实时分析和钻井决策支持。
  远程作业指挥系统集成了一体化共享地学平台、实时地质建模、三维可视化轨迹监控、实时水力模拟、随钻测量、井眼轨迹控制、地质导向等地质方法和工程技术,借助一系列先进的信息技术,实现远程实时井场支持。将采集并传输的井下和地面实时数据与庞大的数据库信息、实时更新的地质模型相结合,辅助定向钻井工程师、地质导向工程师和随钻测量工程师对钻井现场进行远程的定向指挥和地质导向决策。一组工程师可同时指挥多口井的随钻定向和地质导向作业。除常规地质导向外,一些井场还能将随钻地震数据传送到远程实时作业中心,通过实时地层评价开展随钻地震导向,实现随钻前探。
  钻井远程作业指挥系统实现了在多学科统一规划、统一部署的基础上各专业专家集中会诊,通过实施不间断的远程监控优化钻井决策、更加连贯协调的作业流程,减少非生产时间,降低了作业风险和综合成本。
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  对于低渗、未压实、含高黏度流体的地层,或流体饱和压力接近储层压力时,地层压力测试与流体采样面临着诸多技术挑战。国外公司新推出的三维流体采样和压力测试技术解决了上述难题,不仅能够在极低渗透率地层完成压力测试和流体采样,还大大降低了压力测试和流体采样时间,降低作业风险和成本。
  三维流体采样和压力测试技术实现了以下技术创新:采用4个椭圆形探头抽取地层流体,实现井周地层流体的三维流动,利于快速清除泥浆滤液和抽取未被污染的地层流体,更好地表征地层的非均质性;探头的表面流动面积更大,有助于诱发并保持低渗、未固结和稠油油藏中流体的流动,当流度接近10毫达西/厘泊时,普通的超大直径探头无法完成压力测试,新探头在流度低到0.01毫达西/厘泊时仍能完成有效的压力测试,在流度低至0.03毫达西/厘泊时能够采集流体样品;探头可以实现自密封,无需封隔器,直接抽取地层流体;机械弹簧系统较大的累计闭合力可以保证探头的回收,大幅降低作业风险。
  目前,新的地层流体取样和压力测试技术已经在未固结砂岩地层、低流度碳酸盐岩含油层等地层中进行了流体采样和压力测试,取得了很好的效果。
 
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  浮式液化天然气生产储卸装置(FLNG)用于海上天然气田的开发,具有开采、处理、液化、储存和装卸天然气的功能,通过与液化天然气船搭配使用,克服以传统的管道方式向陆上输送的局限性,实现海上天然气开采与输送的一体化作业,大大减少天然气开发投资,提高天然气开采效益。
  FLNG从概念到实际生产应用取得较大进展,一是液化装置在保障安全的前提下,工艺流程更紧凑,材料强度更高,设备占用空间更小,单循环混合制冷剂和双循环混合制冷剂工艺更适合浮式条件;二是机械设备实现高度集成化和模块化,增加灵活性和可靠性;三是提出装载臂式和软管式等多种装载概念,其中深海软管式装载方式适用于FLNG;四是研发成功多种储存装备,包括混凝土储罐、球形罐、薄膜罐、棱形罐等。
  利用FLNG进行海上气田开发,结束了海陆管道输气上岸的单一模式,节约运输成本,不占用陆上空间,可二次使用,经济性较好。与相同规模的岸上液化天然气工厂相比,FLNG投资减少20%,建设工期缩短25%。目前,全球采用FLNG方式进行开采的海上天然气田项目有2个,处于筹划或招标阶段的有12个,计划采用FLNG进行开采的有数十个,FLNG的创新发展对推动海上天然气的快速稳定开发具有重要作用。
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  中低温煤焦油全馏分加氢多产中间馏分油成套工业化技术(FTH)开发成功。该技术为世界首创,为我国煤代油战略开辟了一条经济、环保、节能、可行的新途径。
  FTH技术以过滤+电场净化+破乳脱水等投资省、能耗低的技术装备,替代投资大、装置运行耗能高的延迟焦化等装置,液收及汽柴油收率均高出其他现有装置20%以上。采用该技术建成了加工12万吨/年中低温煤焦油全馏分加氢多产中间馏分油工业化示范装置。整套工艺具有投资小、油品收率高、经济效益好等特点。该技术通过对中低温煤焦油脱杂质、除重金属铁离子和脱水等预处理,净化煤焦油收率达98%以上,喹啉不溶物、盐和水脱除率达95%以上,脱铁率70.6%。装置连续运行结果表明,加氢工艺流程配置合理,中间馏分油收率高,其中柴油收率76.61%、石脑油收率14.03%、加氢尾油收率7.46%,C3以上液体产品收率达到98.3%。自主开发的加氢催化剂及设备工艺,解决了煤焦油中沥青质、胶质难以加氢转化的世界性难题。开发的智能化控制催化剂床层超温或飞温组合技术,实现精确控制反应床层温差,装备国产化率超过99%。
  FTH技术为我国煤化工产业清洁发展与煤的高效分质利用开辟了一条新的路径,对缓解我国石油供应压力将产生积极影响。
 
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  乙烯作为重要的化学产品,其生产一直依赖于石油裂解,原油资源的紧缺和价格攀升,导致乙烯生产成本上升。天然气作为可替代资源,储量丰富,价格低廉,天然气一步法制乙烯新技术将是石化行业革命性的技术进步。美国的技术公司计划用其开发的天然气一步法制乙烯新技术建设工业示范装置,该装置每年将生产数十万加仑乙烯,这将是世界上用甲烷直接转化不通过多个工艺步骤生产乙烯的首个工业示范装置。
  天然气一步法制乙烯新技术的经济性明显好于蒸汽裂解技术和甲烷氧化偶合技术。相比蒸汽裂解技术,天然气一步法制乙烯技术省略了能耗占到70%左右的乙烯裂解炉,且可在低于常规蒸汽裂解所需的操作温度下将甲烷直接转化成乙烯;甲烷氧化偶合技术通常只能在高温下进行,而天然气一步法制乙烯工艺是一种应用热量较少的新技术。
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天然气一步法制乙烯新技术的核心是纳米催化剂,该催化剂可在低于常规蒸汽裂解所需的操作温度下将甲烷直接转化成乙烯。该催化剂合成过程是在遗传改性的噬菌体表面使用蛋白质,作为催化剂材料不断增长的纳米线晶核形成的活性中心,通过在工程化生物学模板上使催化剂纳米线增长,可得到特定的结晶体结构和表面形态学,而不会形成该材料的常规结晶。新的结晶结构可使具有独特性质的催化剂活性中心增多,这种独特性质对经济可行的甲烷制乙烯技术所需的选择性和产率至关重要。该催化剂是含有过渡金属的专有金属氧化物,其设计应用可与现有的石化工业基础设施相匹配。
   该技术极大降低了生产乙烯的原料成本,具有巨大的经济效益,为一步法生产乙烯开创了新的路径,具有里程碑意义。
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