扶余油田外围区块生物胶降黏压裂技术试验

扶余油田外围区块原油密度大、黏度高、凝固点高、含蜡量高,采用常规胍胶携砂压裂技术无法有效开采,压裂投产后初期产量较低,达不到效益产能,外围区块基本处于未开发动用状态。为此,研发了生物胶降黏剂体系与压裂工程技术相配套的降黏压裂技术,并进行了实验评价。评价结果显示,该生物胶具有降凝、降黏、防蜡、乳化、驱油等性能,可显著提高原油流动性。现场试验分为生物胶降黏加砂压裂和生物胶降黏不加砂压裂两种技术方式,共在扶余外围及稠油区块累计实施45口井。前置液胍胶造主裂缝+支撑剂+生物胶降黏剂+支撑剂+后置液降黏剂的技术方法应用在新投产的外围及稠油区块,对比老区内部,在储层物性变差的条件下,投产后产油量超设计产能1.6倍,是老区内部的1.4倍。生物胶降黏不加砂压裂技术主要应用在老井二次压裂或多轮次压裂稠油区块或黏度上升井层,同等条件下对比,黏度由压裂前的70mPa·s下降到25mPa·s,增产量是同区块常规压裂的1.3倍。

用于MTO装置中的乙炔选择加氢催化剂研究

在MTO工艺装置生产乙烯的过程中,乙烯中常含有50~200μL/L左右的微量乙炔,现有的石油烃蒸汽裂解制乙烯装置中常用的碳二加氢催化剂或适用于微量乙炔选择加氢的乙烯精制催化剂并不是MTO工艺中乙炔选择加氢的最好选择。通过研究Pd含量变化对催化剂性能的影响,发现降低Pd含量能够提高催化剂的乙烯选择性,降低催化剂的乙炔合格温度,在保证乙炔加氢合格的情况下,通过控制较低的氢炔比还能获得更好的乙烯选择性。通过添加适当的助剂,控制助剂的用量也能够提高催化剂的乙烯选择性。和商业碳二加氢催化剂BC2相比,采用浸渍法制备的BC2-MTO催化剂活性组分Pd含量降低了50%以上,活性金属Pd的分散度提高了69%,能够在较低的反应温度和氢炔比条件下使用,具有更好的催化活性和乙烯选择性。

不同支撑剂组合方式下页岩导流能力实验评价

为了深入了解多粒径支撑剂组合条件下页岩储层导流能力的大小,依据达西定律,采用API支撑剂实验装置,评价分析不同支撑剂质量比例、粒径、铺砂浓度、类型、流体类型、岩性等对导流能力的影响。实验结果表明:随着闭合压力增加,各种支撑剂组合方式下的导流能力都有很大程度下降;相同条件下,铺砂浓度与导流能力呈正相关关系,覆膜砂的导流能力高于石英砂,清水条件下的导流能力高于破胶液,硬度高的页岩储层导流能力高于硬度低的页岩储层;70/140目陶粒+40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂支撑剂组合,在质量比为1∶6∶3时导流能力最优;在高闭合压力下,70/140目陶粒+40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂组合的导流能力,略高于70/140目陶粒+30/50目覆膜砂+20/40目覆膜砂支撑剂组合。可见,对于较软地层采用覆膜砂组合支撑剂,更有利于长期保持较高的导流能力;压裂液选用时更要注重压裂液配方的低伤害性,以提高导流能力。

美国可持续航空燃料发展对我国的启示

应用可持续航空燃料(SAF)被航空业界认为是最具潜力的碳减排措施,到2050年航空业65%的碳减排将通过使用SAF来实现。美国希望凭借领先的工艺技术、充足且丰富的原材料以及补贴政策的有效激励,成为新兴SAF市场的全球领导者。未来具有较大发展前景的SAF技术路线包括酯类和脂肪酸类加氢工艺(HEFA)、费托合成工艺(FT合成)、醇喷合成工艺(ATJ)、动力合成液体燃料工艺(PtL)。美国目前主要采用的是HEFA路线,但由于面临原料短缺问题,未来将逐渐被ATJ、FT合成等路线取代。美国每年约有10×10^(8)t的生物质能够可持续地生长或收集,其中将藻类转化为可再生燃料受到了美国极大的重视。美国针对SAF政策的特点是以鼓励性、支持性为主,主要运用财政补贴、税收减免等政策手段。中国是继美国之后的第二大航空市场,对SAF有着巨大的市场需求。我国可以借鉴美国的经验,尽早建立SAF产业联盟,重视SAF原料的创新,加大SAF炼制工艺认证和认证标准的建设力度,构建积极的产业政策和财税政策,而最重要的是加强重点技术方向的研发投入和支持力度,从而降低生产成本。

国有大型油气企业新能源发电项目经济评价探讨

国有大型油气企业基于减排降碳和可持续健康发展考量,积极探索新能源发电业务,投资项目经济评价方法和参数,成为影响新能源发电业务投资决策和高质量发展的决定性因素。基于经济评价基本原理,根据新能源发电项目技术经济特征,构建新能源发电项目经济评价方法和参数体系。折现现金流法仍然是新能源发电项目经济评价的主要方法,内部收益率和平准化度电成本是衡量项目盈利能力的重要指标。不同类型新能源发电项目经济评价方法具有较高的一致性,但应在投资构成、成本费用估算、收入与税金估算等方面体现差异,重点在营业收入估算中体现项目真正价值。在规制性配置储能要求以及储能收益政策有待落实的情况下,新能源发电项目效益有待提高,建议现阶段适当降低投资回报要求,尤其是出于市场拓展和协同发展目的的战略性新能源发电项目。项目电价和有效利用小时数对新能源发电项目的影响至关重要,应视情况合理选取参数。风光气电融合项目应分业务估算成本。国有大型油气企业应积极开展宏观配套政策和商业模式创新研究,以支撑新能源发电业务的高质量发展。

微波含水率检测技术在复杂油水混合形态下的应用研究

在油水混合物中会出现不同的乳化形态,不同的乳化形态对应的电导率和介电常数也具有显著差异,从而导致通过检测电导率和介电常数值间接测量含水率的测量结果不准确。针对复杂油水混合状态下含水率难以测准的问题,提出一种基于微波技术的复杂油水两相流含水率检测技术,建立了基于微波技术的“油包水”和“水包油”状态分析方法。首先通过检测微波信号穿过不同介质后信号幅值的衰减和相位的偏移,推测油水混合物的含水率值。再利用不同输入功率的微波信号在不同介电常数下功率衰减比不同的原理,来区分油水混合物的乳化状态,优化含水率的测量。室内验证和矿场试验结果表明,该系统可有效区分乳化液的混合状态,通过含水率标定值对实测数据进行修正,最终测量的含水率误差可控制在1个百分点以内,实现了复杂油水混合形态下含水率的高精度测量。

典型添加剂对3号喷气燃料热氧化安定性的影响原因分析及对策

热氧化安定性是喷气燃料的一项重要性能指标。抗静电剂和抗磨剂是工业喷气燃料调和过程中必须要加入的两种添加剂,而在市场中常用的添加剂分别是抗静电剂Stadis和抗磨剂T-1602。通过研究抗静电剂Stadis和抗磨剂T-1602对喷气燃料热氧化安定性的影响因素,包括空气、光照、存储温度等条件,对喷气燃料在实际生产过程中的调和、存储和使用安全都有非常重要的意义。研究结果表明:抗静电剂Stadis对喷气燃料热氧化安定性基本没有影响。抗磨剂T-1602影响喷气燃料热氧化安定性的因素有含氧的环境、光照、储存温度、添加剂浓度和储存材质等。随着储存温度的升高,含抗磨剂喷气燃料母液的热氧化安定性变差。随着抗磨剂添加浓度逐渐提高,含抗磨剂母液的喷气燃料热氧化安定性逐渐下降。通过采取对喷气燃料配置过程中增加氮封隔绝空气、避免光照、罐存储温度按照不大于40℃等措施,可最大程度降低喷气燃料热氧化安定性超标的质量风险,为喷气燃料的安全使用提供合理保障。

加强油源岩沉积成岩成油模拟实验研究

干酪根热降解生油学说源于油页岩高温热解生成“人造石油”的生产实践,其理论内涵是凡富含干酪根的岩石,经高温热解后其所含的干酪根都可以生成“人造石油”。应用该学说的高温热解实验方法,可以评价油页岩的品质及其热解生成“人造石油”的潜力,因此仅适用于油页岩的评价研究。但该学说的倡导者却认为油页岩和油源岩都是能生成石油的岩石,如果埋藏较浅时就称为油页岩,如果埋藏较深时就是油源岩,因此干酪根热降解生油学说同样适用于油源岩。这种观点并没有被美欧等国家所认可,但遗憾的是,在改革开放之初不甚了解国外同行对该学说如何评价的情况下,中国的石油地质家不仅全盘接受了该学说,而且推广应用了40多年。为彻底改变这种被动局面,唯一可行的就是通过油源岩沉积成岩成油模拟实验,研究油源岩中可溶有机质的生油问题和评价方法。

井研地区筇竹寺组页岩储层水平井钻井井壁稳定性评价

川西南井研区块筇竹寺组页岩气具有良好的开发前景,但由于对其岩矿组分、力学性质、水化特征等认识程度较低,钻井井壁稳定性认识不清,导致出现掉块、阻卡等复杂情况。为了充分认识该区寒武系筇竹寺组地层的井壁稳定性,明确粉砂质页岩水化作用及其对坍塌压力的影响规律,在岩石力学实验的基础上,研究不同钻井液浸泡时间对岩石力学参数的影响规律,建立考虑水化作用的井壁稳定性预测模型,分析不同井斜方位下坍塌压力的差异。研究结果表明:筇竹寺组伊蒙混层含量高,具有一定膨胀性,水化作用后导致岩石强度降低,对井壁稳定性有较大影响;不同钻井液体系对井壁稳定性的影响有差异,总体上油基钻井液更有利于井壁稳定;考虑了水化作用的井壁稳定预测模型更加符合实际,以此为依据,通过优化钻井液设计可以有效降低井壁失稳风险,提高钻井时效。

致密油整体缝网压裂技术在杏树岗油田杏69-1井区扶余油层的应用实践

针对大庆致密油储层地质条件逐年变差,以及采用常规压裂改造工艺达不到预期增产效果的问题,创新采用整体缝网压裂工艺,主要从地质选层、缝储匹配、液性组合、有效改造4个方面进行方案优化。依托杏树岗油田杏69-1井区扶余油层“井缝控藏”理念,纵向上通过甜点优选压裂层段,平均单井压裂层数由4层减少至3层。横向上考虑砂体连通关系,以缝控储量最大为目标,优化施工规模,平均单井液体规模降低16%,支撑剂规模降低31.4%,单井成本降低4.7%。同时采用变黏压裂液、控缝高工艺,积极推行全链条挖潜增效,实现该井区扶余油层整体缝网压裂效益开发。现场应用表明,整体缝网压裂技术提高了缝控储量规模,实现了储层改造最大化、缝控储量最大化。实际平均单井日产油5.7t/d,比设计值提高103%;实际建设产能1.62×10^(4)t,超额完成22.7%。

俄乌冲突下的能源安全及我国的应对

美西方国家对俄罗斯能源实施的严厉制裁将严重影响全球能源安全。俄乌冲突对欧洲地区能源安全的影响,主要表现在能源供应链出现较大程度的断裂,以及经济和社会发展遇阻两方面。美国虽然已实现了能源独立,但由于与全球能源市场的高度一体化,亦使其深陷能源危机的漩涡,加速了美元地位的下降。一轮又一轮的制裁使俄罗斯在国际能源市场的话语权下降,传统能源生产和出口受到重创。为有效应对能源安全问题,欧洲地区正寻求能源供应多元化,并加快推进清洁能源和可再生能源;美国一方面积极抢占欧洲能源市场,另一方面缓慢补充石油战略储备;而俄罗斯积极寻求能源出口转向,加速能源经济技术转型。我国应在顶层设计上抓紧审议通过《能源法》,加大清洁能源和可再生能源的研发力度和支出,深度参与全球能源市场,不过度依赖某一特定国家或地区的进口能源。

元坝地区千佛崖组二段页岩层序与储层特征分析

川东北元坝地区千佛崖组二段半深湖相页岩具有良好的页岩油气勘探前景。通过层序划分,对页岩岩相发育特征进行研究,对不同页岩岩相控制下的储层特征进行分析,明确准层序格架下不同页岩岩相的成因及对储层发育的影响。研究结果表明:千佛崖组二段可划分为7个准层序,根据准层序内的沉积特征,可将准层序划分为湖侵旋回为主型、湖退旋回为主型和均衡型3种不同的沉积模式。千佛崖组二段页岩发育有纹层状页岩相、层状页岩相和块状页岩相三种主要岩相类型,纹层状页岩相整体孔隙更发育,连通性更好,储集物性更好;层状页岩相整体孔隙发育程度和储集物性较纹层状页岩相次之;块状页岩相孔隙发育情况不佳,连通性一般,物性较差。页岩储层受岩相影响呈现出不同的特征,页岩岩相的纵向演化明显受准层序的控制,不同准层序类型的页岩岩相发育特征存在明显差异。整体来看,优质储层在最大洪泛面附近更为发育,优质页岩储层主要发育在湖侵旋回为主型准层序的中上部,有机质富集、孔隙发育且连通性好,是下一步勘探的有利目标;湖退旋回为主型准层序的中下部发育次优储层。

非常规致密油储层压裂增能一体化技术分析

针对试验区非常规致密油储层常规缝网压裂改造体积有限,压后递减快、稳产差,采出程度低的问题,采用压裂增能一体化工艺,从平衡压力、提高缝控体积及保持能量入手,总结出“补、压、闷、控”的技术思路,通过前置补充能量、增大裂缝与储层接触面积、闷井扩散压力、控制返排等方式,达到压裂增能一体化的目的。现场实施效果表明,采用多级暂堵技术改造体积提高1倍以上,闷井扩散25~30d,无效返排率降低近15个百分点,达到了入井液保持地层能量的目的。与以往单井缝网压裂、整体缝网压裂相比,增油强度分别提高0.27t/(d·m)、0.34t/(d·m);压后前3个月平均单井日增油3.0t,是同期甜点压裂和整体压裂的1.2倍和1.8倍,提产效果显著。结合现场实施及效果分析,优化完善参数设计,形成压裂增能一体化设计原则。

碳酸盐岩酸压裂缝内净压力变化规律研究

酸化压裂是开发碳酸盐岩储层最常用的增产技术,而酸压裂缝内净压力是反映裂缝扩展特征、推断裂缝几何形态的重要参数。以水力压裂裂缝延伸机理为基础,基于酸岩反应理论,考虑酸岩反应导致的缝宽变化、CO_(2)气体膨胀、酸液滤失及岩石力学性质变化,结合PKN模型,建立酸压裂缝内的净压力计算模型并进行验证。研究分析酸压裂缝内净压力的影响因素及其规律,结果表明:距缝口距离越远,水力裂缝与酸压裂缝的缝宽均越小,酸液的溶蚀作用会使裂缝宽度增大。随着液体的滤失,离缝口越远液体越少,水力裂缝与酸压裂缝净压力逐渐减小,越靠近裂缝尖端净压力衰减越快。随着作用时间延长,酸压裂缝缝宽逐渐增大,前期随着大量CO_(2)生成,净压力迅速增大,随着酸液消耗与滤失增加,之后逐渐减小并趋于稳定。随着排量的增大,滤失增大,酸压裂缝缝宽及净压力均逐渐增大且增量越来越小。在黏度较小的情况下,滤失较大,净压力逐渐减小;在黏度较大的情况下,CO_(2)膨胀作用大于滤失作用,净压力逐渐增大。随着酸液浓度的增大,酸岩反应速率增大,反应生成CO_(2)增多,净压力逐渐增大。

玛北油田玛2井区地质特征及开发措施分析

随着开发的不断深入,玛2井区百口泉组油藏水平井出现压力下降快、日产量低、含水下降慢、压裂液返排率高和排液时间长等问题,且南北区域产量差异大,新投水平井井筒异常比例高于老井。在充分掌握玛2井区砂体分布、沉积特征、储层物性、裂缝特征等基础地质资料背景下,开展水平井开发措施研究,评价影响玛2井区水平井产能的主控因素,对比分析不同施工参数条件下油层缝网扩展规律。先导试验区开发效果较明显,南区5口典型井平均日产油16.32m^(3)/d,北区5口典型井平均日产油15.47m^(3)/d,南区典型井的裂缝规模、有效改造体积更大。同时开发措施仍需进一步改进,包括优化水平井压裂开发簇数和簇间距、水平井段簇优化及施工参数优选等。玛2井区具有开展小井距开发试验的基础,建议井距在150~200m,水平段长在1400m左右,簇间距在20m左右。

重油催化裂解在炼化企业布局影响因素研究

随着我国炼化产业的快速发展,原油一次能力已接近10×10^(8)t/a,但汽柴油消费总量受经济结构转型、新能源替代等因素影响,汽油需求量即将达峰,柴油需求量已呈现下降趋势。与之相对应的,乙烯、丙烯的下游化工产品未来仍有一定增长空间。重油催化裂解装置相较常规催化裂化可大幅减少汽柴油产量、增产化工原料,已成为炼化企业实现“减油增化”转型升级的重要路径之一。在具体项目布局规划时,由于炼化企业装置结构、所处地域市场条件等情况不同,分析企业是否适宜布局该装置是决策者的主要难点。结合催化裂解技术特点,总结分析了“企业所在地油品过剩程度、减油增化程度、化工品目标市场、资源利用程度、苯资源平衡、催化裂解原料性质、存量资产利用程度、投资回报率”共八项影响重油催化裂解项目决策实施的主要因素,为投资决策者提供支持依据。

丙烯气相直接氧化制环氧丙烷铜基催化剂研究进展

环氧丙烷(PO)作为一种用途广泛的有机化合物原料,主要用于合成聚氨酯塑料。聚氨酯塑料因其卓越的弹性、耐久性和多样性,在许多日用品及工业产品中发挥着重要作用。传统的环氧丙烷生产方法常常步骤繁琐并且效率不高,因此科学界持续寻找更为简洁和环保的合成路径。近年来,通过利用分子氧直接环氧化丙烯来合成环氧丙烷的技术引起了人们广泛的兴趣,因为这种方法有望简化生产流程,同时减少有害副产品的生成。通过介绍不同形貌(八面体、立方体、纳米管、纳米棒等)、不同粒径氧化亚铜的调节和制备方法,讨论催化性能的影响因素,例如氧化亚铜的形貌、载体、粒径等,探索不同元素(卤族元素、碱土金属等)掺杂对氧化亚铜催化性能的不同作用方式。在论述这些实验观察和结果的基础上,通过进一步讨论丙烯环氧化反应的可能机理和途径,针对环氧化反应提供详细的分子水平的视角。通过这项研究,希望能够更有效地设计催化剂,优化制备过程,并为环氧丙烷的绿色生产作出贡献,推动聚氨酯塑料行业的可持续发展。

基于分子动力学模拟的绿色缓蚀剂研发分析

绿色缓蚀剂的研发是大势所趋。采用分子动力学模拟方法,对植物有效活性成分的缓蚀潜力进行分析,深入研究缓蚀剂分子在金属表面的吸附过程。共模拟了21种有效活性成分的腐蚀抑制过程,计算得到缓蚀剂分子在金属表面的吸附能,并以此作为缓蚀剂作用效果的判断依据。结果表明,刺天茄果实、柚皮、墨旱莲、竹叶、橘皮和橄榄叶等具有良好的缓蚀潜力,植物分子倾向以平行的方式吸附于铁表面,阻碍金属与腐蚀溶液的接触,起到减缓或抑制腐蚀的作用。经电化学实验验证,分子动力学模拟结果可信。分析得到的缓蚀潜力较大的6种植物提取物对20号钢均有一定的缓蚀效果,其中电化学实验测得竹叶的缓蚀效率最高,为93.06%。从微观入手进行植物原料筛选,有效规避了常规实验筛选的偶然性与盲目性,可有效分析其缓蚀机理,提高实验效率,减轻实验负担。

氧化物Zeta电位影响因素研究进展

文章主要探究了氧化物和过氧化物在固-液界面Zeta电位的影响因素,以及Zeta电位在颗粒悬浮液和液-液乳状液中的重要性。介绍了测定Zeta电位的方法和相关实验研究成果,包括表面活性剂、pH值、离子强度等因素对Zeta电位的影响。实验结果表明,pH值是影响Zeta电位的显著因素之一,与颗粒表面电荷分布紧密相关。不同的研究指出,通过控制pH值,可以显著改变如ZnO、TiO_(2)、CeO_(2)等材料表面的Zeta电位,进而影响在液体介质中的稳定性。表面活性剂的种类和浓度同样对Zeta电位有显著影响,通过选择适当的表面活性剂,可以有效调节悬浮液的稳定性。粒径和浓度的不同也会影响Zeta电位,粒径对电荷密度和电势分布有显著影响,对颗粒悬浮液的稳定性也至关重要。同样温度对表面或界面反应也对Zeta电位有影响,如官能团的解离和质子化及吸附过程。

回炼轻烃和解吸气对延迟焦化装置的影响及对策

在延迟焦化装置低负荷的工况下,某炼油厂延迟焦化装置通过回炼直柴加氢、航煤加氢的轻烃、制氢装置PSA的解吸气有效解决了焦化装置低负荷下气压机入口流量不足的难题,减少了气压机防喘振阀的开度,降低了装置的能耗。但是轻烃、解吸气回炼过程对其核心设备气压机组的平稳运行影响较大,尤其是轻烃和解吸气的流量、组分波动大,会造成气压机的振动超标或者联锁停机。通过分析轻烃、解吸气流量和组分变化对气压机关键操作参数的影响后发现:轻烃、解吸气流量和组分变化影响气压机组入口压力,进而造成气压机入口流量、调速气门的开度和转速大幅度变化,造成气压机的振动超标,采取稳定回炼量、控制入口压力、合理控制机组转速等手段,可以消除轻烃、解吸气流量和组分变化对气压机组的影响,延迟焦化装置采取上述操作方法实现了解吸气和轻烃稳定回炼,每小时可回收轻烃、解吸气中液化气1.5t,回收率达到了90.36%。