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2016年1月21日 ⁄ 暗潮 石油综合 ⁄ 评论数 9+ ⁄ 被围观 +

 中国石油2015年十大科技进展 
  来源:中国石油新闻中心
   1. 致密油地质理论及配套技术创新支撑鄂尔多斯盆地致密油取得重大突破
  中国石油依托重大科技专项,创新致密油地质理论与认识,形成致密油勘探开发关键技术,支撑鄂尔多斯盆地致密油勘探开发取得重大突破,为长庆油田年5000万吨持续稳产提供技术保障。
  形成5个方面的理论技术突破:(1)建立陆相湖盆半深湖—深湖“朵体+水道”重力流沉积模式,突破深水区找油气禁区,拓宽盆地长7致密油勘探范围。(2)发现致密储层与低渗透储层在储集空间与石油微观赋存状态的差异,明确致密储层渗流系统为簇状连通孔喉体,体积压裂是实现致密油有效动用的途径。(3)深化大型陆相湖盆“高强度生烃、持续充注、近源富集”的致密油成藏机理,提出致密储层成藏物性下限。(4)建立陆相湖盆致密油甜点优选、资源和储量评价标准及规范,创新水平井+体积压裂致密油开发关键技术。(5)创新提出致密油水平井准自然能量开发方式、井网类型、能量补充途径和开发技术政策,在国内率先实现致密油规模开发。
  这些理论技术突破在致密油勘探开发实践中取得成功应用,勘探成功率由60%提高到78%,单井产量提高4至6倍,落实13个有利目标区,发现我国首个亿吨级新安边大型致密油田,新建产能100万吨,对我国致密油勘探开发起到示范推动作用。

  2. 含油气盆地成盆—成烃—成藏全过程物理模拟再现技术有效指导油气勘探
  中国石油经过10年攻关,自主研发形成了含油气盆地成盆、成烃、成藏多组分全过程物理模拟新技术,实现油气成藏要素模拟的定量化、可视化和规范化,为揭示复杂盆地油气成藏规律、指导油气勘探部署提供新手段。
  研发具有自主知识产权的盆地构造与变形、高温高压沉积成岩等6套大型物理模拟装置,形成了以成盆、成烃、成储和成藏为核心的含油气盆地多组分等9项关键技术,解决多动力方向构造挤压、伸展、走滑作用、可有效推至地质体的高温高压生排烃以及成岩动力、油气充注动力与构造变形耦合等复杂过程的再现难题,使含油气盆地成藏要素与油气聚集物理模拟技术走在世界前列。
  这项技术突破了以往成藏单要素模拟的局限性,通过对塔里木盆地库车盐下构造变形、储层演化与保持、天然气生成与充注的全过程模拟,创新深层天然气聚集模式,指导克深构造带万亿立方米规模天然气勘探,为深层、超深层和非常规领域石油地质理论创新和油气大发现提供强有力的技术支撑。

  3. 大型碳酸盐岩油藏高效开发关键技术取得重大突破,支撑海外碳酸盐岩油藏高效开发
  伊拉克碳酸盐岩油藏为大型生物碎屑灰岩油藏,是海外油田开发遇到的新类型,整体优化部署及注水开发技术方面没有成熟经验可借鉴。中国石油经过多年攻关,揭示水驱油机理,攻克整体优化部署及注水开发难题,支撑海外碳酸盐岩油藏高效开发。
  主要技术创新:(1)生物碎屑碳酸盐岩油藏描述与一体化三维建模技术,指导油田快速评价与滚动扩边,新增地质储量1亿多吨。(2)揭示生物碎屑碳酸盐岩水驱油机理与渗流规律,准确预测开发初期单井产能和开发初期工作量。(3)研发薄层油藏整体水平注采井网模式和巨厚油藏大斜度水平井+直井注采井网模式,节约投资1.5亿美元。(4)创新“上产速度+投资规模+增量效益”的多目标协同优化技术,实现艾哈代布和哈法亚项目内部收益率分别提高3%和6%。(5)创新薄层碳酸盐岩油藏整体水平井注水和巨厚碳酸盐岩油藏分区分块差异注水开发技术,预计采收率比衰竭开发提高15%至20%,增加可采储量5亿吨。
  这项技术应用效果显著,实现伊拉克项目内部收益率达到15%以上,百万吨产能建设投资低于3亿美元,技术推广应用至鲁迈拉和西古尔纳,助推伊拉克合作区2015年原油作业产量超过6000万吨,建成中国石油海外最大油气合作区。

  4. 直井火驱提高稠油采收率技术成为稠油开发新一代战略接替技术
  中国稠油已开发区普遍进入注蒸汽开发后期,面临采出程度低、油汽比低、吨油操作成本高等问题,亟待探索大幅度提高采收率和经济开发方式。火驱技术操作成本低,但面临原油燃烧过程复杂等问题。中国石油创新室内实验手段,揭示原油火烧机理,攻克井下大功率电点火、火线前缘调控等重大技术难题,直井火驱技术在现场得到工业化应用,将成为稠油开发新一代战略接替技术。
  自主创新形成4个技术系列:(1)火驱机理研究与室内评价技术,创新了高温氧化反应动力学、三维高温高压火驱物理模拟等系列实验技术,揭示了火驱机理及最优燃烧状态。(2)直井火驱油藏工程优化设计技术,实现移风接火。(3)大功率移动式点火装置、井下高温高压测试装置、高温高含CO2条件下防腐技术、产出流体监测与处理系统等直井火驱关键工艺技术,点火成功率100%。(4)火线前缘调控与动态管理技术,能有效形成油墙,实现火线均匀推进。自主研制装备5套,形成了50余项操作与生产标准规范。
  直井火驱技术在辽河、新疆油田的工业化应用取得突破性进展,使老油区焕发青春,2015年火驱井组已超过160井组,与注蒸汽相比,吨油操作成本降低30%,年产量达到45万吨。这项技术覆盖稠油地质储量10亿吨,增加可采储量3亿吨,应用前景广阔。

  5. 开发地震技术创新为中国石油精细调整挖潜提供有效技术支撑
  随着油田开发难度的增加,常规地震的分辨率已经不能满足精细开发的需求。中国石油2006年开始在大庆、冀东、新疆等多个探区实施精细开发地震技术研究,在数据采集、处理等方面取得重大突破,为老油田精细调整挖潜提供有效技术支撑。
  以大庆油田为例,通过近10年的攻关,研发表层吸收补偿调查、地下密集管网准确定位、井地联采等新技术,实现高密度、宽频采集,地震信号频宽增加10至15赫兹;建立保幅处理方法和技术流程,地震频宽由8至63赫兹拓展到8至95赫兹,部分达到110赫兹;实现表层Q补偿、深层黏弹介质叠前时间偏移理论方法的突破,形成自主知识产权软件;创新密井网条件下的井震联合精细油藏描述技术,喇嘛杏油田三维数字化表征精度达到1%。,有效识别断距3至10米小断层,断点组合率由78.5%提高到94.3%,使2至5米窄小河道砂体、复合砂体内部的单一河道边界和沉积期次的描述精度由65%提高到80%以上,陆相薄互层地震刻画能力达到国际先进水平。
  开发地震技术重构了地下构造和沉积储层认识体系,有效指导老油田开发生产。大庆长垣油田累计产油比规划多980万吨,水驱多增加阶段可采储量1200万吨,三次采油多增加阶段可采储量1600万吨,创直接经济效益8.33亿元。开发地震技术在大庆油田的成功应用为国内外老油田精细调整挖潜提供可靠的成功经验。

  6. 随钻电阻率成像测井仪器研制成功
  中国石油研制成功随钻方位侧向电阻率和方位电磁波电阻率成像测井仪器,为快速评价复杂储层和水平井地质导向提供新技术,进一步缩小随钻测井技术与国外先进水平的差距。
  随钻方位侧向电阻率成像测井仪器采用侧向电阻率测量方式,能够完成深浅电阻率测量,同时可实现全井眼覆盖旋转扫描电阻率成像以及地层边界探测,利于详细描述地层特征,提高地质导向准确性。仪器的主要技术指标达到国际领先水平:垂直分辨率0.2米,图像分辨率13毫米,测量范围0.2至2万欧姆·米,探边距离达到1米,耐温耐压分别为155摄氏度和140兆帕,可连续工作200小时。主要技术创新包括:(1)独特的发射线圈和测量电极设计,改善地层响应;(2)纽扣电极嵌入技术,提高图像分辨率;(3)上下环形发射线圈的优化设计和软件聚焦技术,降低仪器复杂性和制造成本;(4)侧向象限电阻率测量技术,同时获得储层边界距离和方位。
  随钻方位电磁波测井仪器采用2兆赫兹和500千赫兹两种测量频率,适于中低阻地层。主要技术突破在于:(1)独特的天线设计,使地质导向更精确。(2)自动稳定补偿技术和动态方位测量技术,使电阻率测量更准确。(3)动态仪器姿态测量方式,利于提高钻进效率、减少停钻次数。(4)自适应快速反演算法和快速实时数据处理及显示系统,实时显示地层电阻率及地层边界3米以内的变化。
  目前,这种仪器已投入现场试验,测量效果良好。这两种仪器大幅提升薄层、非均质、低孔等复杂储层的大斜度井/水平井地质导向和储层评价能力,具有广阔的应用前景。

  7. 高性能水基钻井液技术取得重大进展,成为页岩气开发油基钻井液的有效替代技术
  中国石油针对页岩垮塌和摩阻大等问题,大力推进页岩气水平井高性能水基钻井液研发,成功开发出CQH-M1、DRHPW-1两套体系,为解决页岩气开发普遍采用的油基钻井液成本高、对环境不友好及影响开发效益的技术难题提供了一种新的技术途径。
 CQH-M1高性能水基钻井液体系具有无土相、高效封堵、复合抑制等特点,已开展9井次试验应用。在威远区块,创下井深5250米、井温130摄氏度、穿越页岩进尺2238米等多项纪录;在长宁区块,创造了水平段穿越页岩进尺、钻井液浸泡时间等多项纪录。
  DRHPW-1高性能水基钻井液体系具有强抑制、强封堵、润滑性和热稳定性,主体技术指标达到油基钻井液水平,在昭通区块YS108H4-2井首次应用即创造这个地区钻井周期37.17天新纪录;在其他井中应用,取得1670米水平段中钻井液浸泡40余天后,顺利实施起下钻、下套管作业等突出效果。
  中国石油页岩气水平井高性能水基钻井液实现国内零的突破,总体指标达到国际先进水平,进一步完善配套,将成为页岩气开发中油基钻井液有效替代技术,满足页岩气开发环保要求,提高页岩气开发整体效益。

  8. X80钢级1422毫米大口径管道建设技术为中俄东线管道建设提供了强有力技术保障
  中国石油通过对X80钢级1422毫米管道建设技术的攻关,形成第三代大输量天然气管道建设配套技术,并将首次应用于中俄东线天然气管道项目建设中,刷新国内高压大口径天然气管道建设纪录。
  主要技术进展包括:(1)形成了X80钢级、1422毫米、12兆帕管道断裂控制技术,建成了国内第一个全尺寸管道爆破试验场,在国际上首次开展X80钢级、1422毫米、12兆帕、使用天然气介质的全尺寸管道爆破试验。(2)制定了X80钢级1422毫米管材及管件系列技术要求,完成了直缝埋弧焊管和螺旋埋弧焊管小批量试制、热煨弯管单根试制、三通单件试制。(3)研制了56英寸全焊接球阀和DN1550环锁型快开盲板,通过了出厂鉴定。(4)形成了X80钢级1422毫米焊管现场焊接工艺,管道吊装工艺及技术规范,冷弯管机的改造以及冷弯工艺。(5)研发了适应于X80钢级1422毫米管道施工的配套对口器、坡口机、内焊机、外焊机、机械化补口等装备24台/套。(6)制定了《1422管道线路工程设计及施工技术规定》等13项标准规范。
  这项技术将为中俄东线以及未来高钢级大口径天然气管道建设提供技术保障,不但能够推动我国油气管道建设技术水平持续保持国际领跑地位,而且将带动国内冶金、制管、机电等相关行业的技术进步。

  9. 千万吨级大型炼厂成套技术开发应用取得重大突破
  中国石油联合多家单位,成功开发出具有自主知识产权的千万吨级大型炼厂成套技术,总体技术水平达到国际先进水平,标志着中国石油完全具备了千万吨级大型炼厂总体设计和所有主要工艺装置自主设计能力,补齐了炼油设计技术短板。
  这项成套技术的主要创新包括:(1)创建中国石油首个包括炼厂核心装置的delta-base模型和硫传递数据库,开发出千万吨级大型炼厂总体优化技术。(2)开发出千万吨级重质原油常减压工艺包。(3)集成开发出沉降器防结焦、提升管后部直连等10余项先进技术及200万吨/年TMP催化裂解工艺包。(4)攻克定向反射阶梯式防结焦焦化炉、供氢体循环等系列先进技术,开发出以加工劣质重质渣油为主的400万吨年/级延迟焦化工艺包。(5)开发出催化汽油加氢DSO和GARDES技术工艺包。
  这项成套技术中的单项特色技术和工艺包已在广西石化等40余家单位的80余套工业装置上得到应用与验证,大幅减少技术引进,累计创造经济效益15亿元以上,为中国石油炼油业务发展和核心竞争力提升提供了有力技术支撑。

  10. 稀土顺丁橡胶工业化成套技术开发试验成功
  中国石油“1.5万吨/年稀土顺丁橡胶工业化试验”在独山子石化公司通过现场验收,成功试产出合格的BR9101稀土橡胶,开发出具有自主知识产权的5万吨/年稀土顺丁橡胶成套技术,标志着中国石油已经掌握了顺丁橡胶稀土催化剂体系制备和稀土顺丁橡胶工业化生产成套技术。
  这项技术由中国石油与多家单位合作开发,完成了由小试、中试到工业化技术的开发,形成了单线能力5万吨/年稀土顺丁橡胶生产成套技术工艺包。该技术催化剂体系具有高活性、高稳定性、高温定向性等特点,可在宽范围内调节稀土顺丁橡胶产品分子量;产品性能达到国外同类产品水平,并制定了国内首项稀土顺丁橡胶质量标准。取得的技术创新成果包括:(1)形成了一种新的三元稀土催化剂陈化工艺技术及设备,解决了三元稀土催化剂陈化后易出现沉淀堵塞催化剂进料管线问题。(2)开发了蒸汽预凝聚技术,与凝聚三层异形搅拌相结合,解决了稀土顺丁橡胶由于分子量大、自黏性强,在凝聚时易结团问题。(3)首次实现稀土顺丁橡胶与镍系顺丁橡胶在同一套装置共用一套溶剂油回收系统同时生产,使这项技术灵活易操作,在国内现有顺丁橡胶装置即可推广应用。工业试验数据表明,产品性能达到国际市场主流牌号产品的水平。
  这项技术的成功,预示着中国石油已经形成了以稀土催化剂为核心的具有自主知识产权的成套稀土顺丁橡胶生产技术,是我国继镍系顺丁橡胶产业化后,自主开发的又一大品种的合成橡胶生产成套技术。


国际石油2015年十大科技进展
   1. 多场耦合模拟技术大幅提升地层环境模拟真实性
  美国爱达荷国家实验室,研发出一种面向目标的、还原地下真实状况的多场耦合模拟环境(MOOSE)软件平台。其强大的平台功能及近期新增加的多项应用程序,可应用于非常规油气资源的研究,将储层中流体、化学物之间的反应、地质应力进行耦合,以了解其中一个因素是如何影响其他因素的,采用简单的数字化模型解决方程模拟的问题,没有数据遗失,得到的结果真实准确。
  采用这种系统可以清晰地看到地下流体资源的状况。对深层储层进行模拟,在整个盆地范围内计算优化用水量,使一切相关预测更快、更便捷、更准确。这个平台获得“2014年度R&D100”大奖,并被誉为最特殊且最具创新性的产品兼技术,应用前景十分广阔。

  2. 重复压裂和无限级压裂技术大幅改善非常规油气开发经济效益
  水平井分段压裂技术成功推动北美非常规油气的规模化开发,但面临油气井产量递减快等难题。在低油价形势下,重复压裂和无限级压裂技术极具经济优势,是提高非常规生产井产量和最终可采储量的利器。
  技术创新包括:(1)裂缝暂堵转向技术。不仅有效封堵近井地带的裂缝和炮眼,改变裂缝起缝方向,还能通过封堵主裂缝实现缝内转向,在油气层中打开新的油气流通道。(2)精准压裂设计。集成应用各种地层数据,优化压裂段位置和射孔簇布局,有效避开非生产层段,精确选择射孔和压裂位置。(3)分布式光纤传感器压裂实时监测技术。灵活地获取裂缝起裂部位、延伸长度、裂缝高度等参数,指导后续储层改造作业。(4)无限级压裂技术。在裂缝位置控制、压裂效率、压裂液用量、实时压力监测等方面性能优越,压裂速度快,能量耗散小,可以节水20%以上,两次压裂的间隙仅有5分钟,每级压裂仅需不到1小时,无需钻掉桥塞。
  新技术在现场取得良好的效果。经过重复压裂的井与钻新井相比,单井评估最终可采储量增加80%,桶油成本降低66%,非生产时间减少33%,潜在的原油采收率提高幅度高达25%。无限级压裂技术已在6325口井中完成12.136万段压裂,先后多次刷新单井压裂级数、一趟管柱压裂级数等世界纪录。

  3. 全电动智能井系统取得重大进展
  在油气井生产过程中,油井过早出现水气突破已成为制约水平井高效开发的技术难题。目前主要依靠流入控制设备、滑套找水堵水等技术来控制,但流入控制设备在长期开采后效果会变差,滑套技术依靠打开和关闭滑套对产层进行控制,效果不甚理想。
  贝克休斯公司研制MultiNode全电动智能井系统,主要由地上控制单元及地下主动式流量控制装置构成,具有以下特点:(1)地上控制单元通过一根电缆便可以实现对最多27个地下流量控制装置的供电和控制,降低成本。(2)阀门除具有开关作用外,还可提供4级流量调节,能够控制地层流体流量。(3)流量控制系统配备电动装置,可及时可靠地对控制系统做出响应,同时具备自检能力,可以及时发现设备自身的潜在问题。(4)系统装配的数据采集与监控系统接口可用于远程监视,随时随地可完成对系统的控制。
  这套系统可远程监视和精确控制产层,管理水和天然气的突破,对高含水和高含气产层进行节流以改变油藏条件,平衡水平井段的生产,提高最终采收率。在中东浅海和陆上井进行应用,取得良好效果。

  4. 低频可控震源推动“两宽一高”地震采集快速发展
  地震信号的带宽是影响地震资料分辨率的关键因素,低频信号对提高储层分辨率、全波场反演、改善深部成像质量及油气直接检测十分有效。近年来,出力水平8万磅的新型低频可控震源不断提高系统的稳定性,成为市场主流,推动“两宽一高”地震勘探技术快速发展。
  低频可控震源主要有以下特点:(1)完善机械设计,加长重锤最大行程,增加液压压力,使得出力峰值最高可达9万磅。(2)扩大低频扫描范围,全行程或全流量下激发频率为3赫兹,最低可以接收到1.5赫兹。(3)采用硬度相当于常规可控震源4倍的超硬基板,有效提高了高频信号的保真度。(4)减小震源整体体积(大小相当于出力6.2万磅的震源),降低重心,提高了可操作性和灵活性,以及在地表崎岖环境下作业的安全性。(5)提升环保要求,配备智能电源管理(IPM)系统,自动管理发动机转速,可以有效减少燃料消耗,减少尾气排放,节省能耗15%左右。
  目前,低频可控震源已成为“两宽一高”地震采集中的利器,激发频带达到6个倍频程,比常规勘探增加两个倍频程,稳定性、HSE等方面的性能不断完善,在中国、中东、哈萨克斯坦多个项目中进行工业化应用,取得优异的勘探效果,资料信噪比和分辨率得到显著提升,展示了广阔的应用前景。

  5. 高分辨率油基泥浆微电阻率成像测井仪器提高成像质量
  油基泥浆微电阻率成像测井技术已取得显著进步,但仍落后于水基泥浆微电阻率成像测井技术,主要问题在于成像质量不高。为提高油基泥浆成像测井质量,国外最近推出新型油基泥浆微电阻率成像测井仪器。
  新型油基泥浆电阻率成像仪器采用全新的电子和机械设计,通过简化的物理测量提高测量分辨率,其垂直分辨率和水平分辨率分别可达到0.24英寸和0.13英寸。仪器配有8个独立的交叉分布的推靠臂,推靠臂上的8个极板装有192个微电极,可提供192条用于成像的测井曲线,在8英寸井眼中的覆盖率接近100%;新型探头极大地提高图像分辨率和清晰度,可识别岩相、沉积地质和构造特征,精度和可靠性与岩芯分析相当。极板与支撑臂之间由旋转接头连接,可轴向旋转15度,所有6个支撑臂是完全独立的,可变换节面角,测井时无需使仪器完全居中,利于在各种剖面和倾角的井中测井。仪器可上行或下行测量,下行测量不会受到其他仪器的影响,测井速度可以达到3600英尺/小时,大幅减少钻机时间和降低作业风险,保障数据采集。
  通过Techlog井眼软件平台,油基泥浆成像数据很容易生成类似于岩芯图片、分辨率达0.24英寸的图像,对这些图像进行解释,即可获得连续“岩芯描述”结果,且定向精准,利于提取关键的储层参数。

  6. 钻井井下工具耐高温水平突破200摄氏度大关
  随着油气勘探开发不断向深层、复杂储层拓展,许多井的井下温度接近200摄氏度或更高,地层压力超过140兆帕,给钻井、测井、测试及后续安全生产等作业带来巨大挑战。国际上多家公司积极开展钻井井下工具的耐温耐压技术研发,在陶瓷材料的多芯片组件(MCM)、循环散热等多项技术不断推进的基础上,井下工具整体耐高温能力迈上新台阶。
  2015年2月,哈里伯顿公司推出Quasar脉冲MWD/LWD系统。这个系统可在高温高压条件下获取准确可靠的井眼方位、振动等数据,精确指导井眼钻进。其最高耐温200摄氏度、最大承载压力172兆帕,可在恶劣环境下完成随钻测量/随钻测井作业,进入常规仪器无法进入的储层,且无需添加泥浆冷却或在井眼中等待仪器冷却。这个系统已在中东、亚太及北美非常规产区进行测试,成功下井超过50多次,钻井总进尺近9万英尺,取得很好的效果。3月,斯伦贝谢公司推出耐温能力达到200摄氏度的旋转导向系统PowerDrive ICE,并在井下200摄氏度环境下试验1458小时。5月,斯伦贝谢又推出耐温200摄氏度的随钻测量仪器——TeleScope ICE。
  这些工具耐高温高压能力的集中突破,显示国际石油公司致力于高温高压工具研发的重要技术进展,对提高深井高温井钻井的测控能力,促进技术装备的配套,具有重大意义。

  7. 经济高效的玻璃纤维管生产技术将推动管道行业发生革命性变化
  随着全球油气资源开发不断面对极端地形环境,传统钢质管道已经无法满足某些铺设环境及输送工艺对油气管道的要求。一种新近开发出的,被认为是革命性进步的玻璃纤维管道生产线所生产的玻璃纤维管道,与传统钢质管道相比,具有更高的经济性与安装效率。
  主要技术特点:(1)管道没有接头,避免泄漏问题,同时不需要焊接及法兰连接等其他连接方式,有效防止接头处的腐蚀。(2)施工中不需要额外扩充管沟的尺寸,减少挖掘工作量,在坚硬的岩石施工环境具有优势。(3)管道内壁光滑,可减少运行过程中的输送阻力,从而降低对泵功率的要求。(4)生产线可运送到施工现场直接生产铺设,管径和壁厚可根据用户要求进行定制,6分钟即可生产36米长、直径为1.5米的管道。直接生产截断阀部位等管件。(5)可将光纤或其他的通信电缆集成在管材中,同时不会降低管道强度,管道外壁还采取防火甚至防弹等级的处理。
  WNR生产线已经通过德普华检测中心(STS)的测试,符合澳大利亚、新西兰、美国标准,可满足油气输送过程中的多种压力要求,在油气产业、水利、农业、矿业及相关产业拥有巨大的潜力。

  8. 全球首套煤油共炼工业化技术取得重大进展
  全球首套45万吨/年煤油共炼(Y-CCO)装置于2015年1月一次试车成功,产出合格产品,72小时连续运行,煤粉浓度为41%时,煤转化率为86%,525摄氏度以上的催化裂化油浆转化率为94%,液体收率达70.7%,能源转换效率为70.1%。煤油共炼技术由延长石油集团自主开发,去年9月15日通过技术鉴定,创新性技术处于世界领先水平。
  创新技术主要包括:(1)提出煤油共炼协同反应机理,首次开发浆态床与固定床加氢的工业化在线集成工艺。(2)发明煤油共炼专有催化剂和添加剂体系,实现中低阶煤及重油的高转化率、高液体收率,并缓解反应及分离系统的结焦问题。(3)发明煤基沥青砂水下成型和改性技术,解决煤基沥青砂软化点波动造成无法成型的难题。(4)发明浆态床反应器特殊构造的隔热衬里和内衬筒,解决高温、高压、临氢条件下隔热材料选材及施工难题。
  这项技术以中低阶煤炭与催化裂化油浆为原料生产轻质油品,突破煤化工行业煤炭清洁高效转化和石化行业重劣质油轻质化两个领域的技术难题,实现重油加工与现代煤化工的技术耦合,为煤制油和重劣质油轻质化开辟一条新的技术路线,有良好应用前景。

  9. 加热炉减排新技术大幅降低氮氧化物排放
  美国的环保法规正在收紧,按照新能源性能标准要求,从天然气锅炉排放的氮氧化物(NOx)到2016年将降低到5ppm,因此对NOx控制技术的要求必须进一步提高。美国ClearSign燃烧公司开发的能控制锅炉燃烧等排放的氮氧化物量的新技术Duplex可以满足上述要求,而且既简单又廉价。
  多数现有技术在努力降低燃烧时NOx的排放,但使用成本高,需要空间大。其他替代技术会使结焦增加,使用效率低,且增加维修需要的停工时间。Duplex技术大幅提高了燃烧器运行效率,降低运行成本,可用于任何一种燃烧天然气的工业燃烧器。装上一种多孔的陶瓷件,可以把一个大型且难以控制的火焰分为数千个细小的更容易控制的火焰。陶瓷件可使燃烧器更均匀地燃烧,阻止生成NOx的温度峰值产生。安装陶瓷件速度快且成本低,降低NOx的程度可与选择性催化还原系统相比。Duplex技术的创新点为:(1)热容量的提高:燃烧器将在更高的效率下燃烧,优化了整体产出量;(2)更彻底的混合:更均衡的燃料和空气混合能够更好地稀释氮氧化物种类;(3)消除了火舌冲击:减少焦化、减小损失效率、提高使用寿命;(4)较小的加热器和锅炉:设备可根据加热能力的大小调节尺寸;(5)减少操作成本:无外部烟道气回注,无高氧含量或者无选择性催化还原。Duplex技术实验数据显示,在一个热传导为5mmBTu/h、温度高达1600℉的天然通风炉中,此技术将NOx排放量减少到小于5ppm,CO几乎是零排放。
  Duplex技术已经成功应用到Tricor炼制公司的Bakersfield炼厂1500万Btu/h的立式圆筒形加热炉。这项技术的成功可以有效降低天然气锅炉排放NOx的浓度,为天然气锅炉清洁排放开创新的路径。

  10. 人工光合制氢技术取得进展
  氢是一种理想的绿色能源,利用太阳光分解水制氢,长久以来被视为“化学的圣杯”。由中国科学院大连化学物理研究所与日本科学家合作开发的人工光合制氢新技术实现利用太阳光分解水制氢气和氧气的反应,其效率为世界最高水平,使“利用人工光合系统生产洁净太阳能燃料”的构想成为可能,可以缓解化石能源制氢的压力。
  叶绿体中类囊体膜上的光合酶(PSI、PSII)是光合作用中吸收光能和光电转换的重要机构。这项技术利用光合酶PSII和人工光催化剂的优势,构建植物PSII酶和半导体光催化剂的自组装光合体系,其中高能量的氢气燃烧后生成水,整个体系清洁可再生。PSII膜片段可通过自组装方式结合在无机催化剂表面,PSII氧化水产生的电子通过界面传递离子对,并将电子转移到半导体催化剂表面参与质子还原产氢反应。氮化合成的异质结材料可有效促进光生电荷分离。研究人员模拟自然光合作用原理,采用“Z”机制实现完全分解水制氢,其制氢表观量子效率在波长为420纳米可见光激发下高达6.8%,为目前国际上最高。实现太阳能光催化分解水制氢反应的关键是构建高效的光催化体系,核心技术是宽光谱响应半导体材料的研发和应用。多数人工光催化剂体系的催化剂活性比自然光合体系的催化活性低,尤其是水氧化助催化剂的活性更低,而自然光合体系的捕光范围和稳定性不如基于无机半导体的人工光合体系优越。因此研究人员提出复合人工光合体系理念,试图杂化集成两种体系的优势,建立自然光合和人工光合的复合杂化体系,以实现太阳能到化学能的高效转化。
  这项研究大幅提升光生电荷的分离效率和光催化Z机制完全分解水制氢性能,打通从新型材料研发到完全分解水制氢的链条,为进一步构建和发展“自然—人工”杂化的太阳能高效光合体系提供新思路,是实现人工光合制氢能源变革中的重要一步,是解决未来能源危机的理想方法之一。

 
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  • 任务易  任务易 :2016/7/16 15:47:37  IP:58.49.151.67  @回复
  • 文章好长,博主太专业啦
  • 便宜VPS  便宜VPS :2016/7/5 9:05:11  IP:121.239.17.105  @回复
  • 兄弟,交换链接吗?
  • 郑州SEO优化  郑州SEO优化 :2016/2/29 21:04:01  IP:115.60.192.139  @回复
  • 这些内容目前只是能看看,还不懂的
  • 油里油气  油里油气 :2016/2/28 18:22:24  IP:61.149.196.235  @回复
  • 总结的很全面,值得学习。
 

 
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