东北炼化工程吉林设计院填补煤化工污水零排放技术空白

截至10 月23 日，由东北炼化工程吉林设计院总承包的全国首座煤化工污水零排放项目—大唐多伦煤化工46 万t/a 煤基烯烃项目新增污水处理装置实现安全平稳运行780 d。该设计技术填补了我国煤化工行业污水处理零排放技术的空白，达到国际先进水平，对国内环保行业的长期稳定发展具有重要意义。

大唐多伦煤化工项目新增污水处理装置占地5.5万m2，是全国首座煤化工污水零排放项目，主要负责处理生产装置、辅助设施的生产废水、生活污水。

整套装置包括低盐污水处理系统、浓盐污水处理系统和蒸发结晶处理系统。项目组大到设备参数的选择，小到配管的坡度，设计做到精益求精，使整个装置流程完善、设计参数准确、抗冲击负荷能力增强。在进水水质超出设计指标两倍的情况下，仍然保证出水满足设计要求。2013 年6 月，蒸发结晶系统成功出盐，标志着污水全部回用，实现了零排放技术的应用成功。

装置投运以来，运行情况良好，出水水质和运行成本均优于设计值，累计每天处理废水约2.16 万m3，全部回用到循环水和脱盐水装置，节省新鲜水近2 万m3，为保护滦河流域水源不受污染做出了突出贡献。

（摘自中国石油报第6202 期）

选段注汽和堵水生产并驾齐驱辽河曙光采油厂专利技术根治水淹

中国石油网消息辽河油田曙光采油厂利用一项国家实用新型专利技术根治了杜84-兴H3038 井的水淹。截至11 月10 日，这口井含水率下降17 个百分点，日产油平均上升4.8 t。

受边底水侵袭及邻井出水影响，高含水问题成为制约水平井开发效果的一个瓶颈。而对于筛管完井的水平井来说，水平段一旦见水，就会迅速造成水淹，导致油井产量急剧下滑甚至关井。

为治愈水平井这一“顽疾”，这个厂工艺研究所技术人员历经3 年攻关，研发出稠油水平井堵水管柱技术。这种技术与常规下泵笼统采油管柱最大的不同在于，堵水管柱采用了液压和热力双作用密封封隔器，可以满足低温、高温两种状态下的密封要求，实现了选段注汽和堵水生产并驾齐驱，不仅有效解决了水平井高含水问题，而且提高了油井的生产时率。这项技术填补了水平井配套空白，今年还获得了国家实用新型专利技术授权。

目前，这一专利技术相继在杜84、杜212 区块现场应用6 井次，油井累计产油5 179 t，周期对比增油2 404 t，平均含水率下降15 %。

杜84-兴H2043 井是杜84 兴隆台区块的一口薄层挖潜水平井，2011 年3 月进行第三期注汽吞吐时，含水率突然从68.8 %上升至85.2 %，后因高含水关井近3 个月。技术人员通过井温曲线，找到了出水原因，通过现场作业找到了出水点。技术人员采取稠油水平井堵水管柱技术，使油井见到明显效果，措施井平均日产油由6 t 上升至11.1 t，平均含水率由85.2 %下降到46.5 %，累计产油9914 t，开发效果明显。

（摘自中国石油新闻中心2014-11-13）

脱砷/重整预加氢技术投用

中国石油石油化工研究院自主研发的硫化型DAs-1 脱砷剂/DZF-1 重整预加氢催化剂组合技术，近日在哈尔滨石化分公司60 万t/a 重整装置成功应用，产品各项指标均满足重整装置进料要求，催化剂各项性能符合技术协议规定。

应用结果表明，以直馏石脑油为原料，该组合技术能将砷含量从130 g/kg～150 g/kg 降到1 g/kg 以下，处理量、反应温度、硫氮含量、溴价均满足重整装置要求，有效保证了重整装置长周期稳定运转。

重整装置生成油是高辛烷值清洁汽油重要调和组分，重整预加氢催化剂用于脱除重整原料油中的硫、氮、氯、砷等杂质，它对保证重整装置的正常运转及延长重整贵金属催化剂的使用寿命起着至关重要的作用。石化院大庆中心根据哈石化60 万t/a 重整装置使用的重整贵金属催化剂对重整原料油的指标要求，开展了重整预加氢精制催化剂应用前期的技术研究工作。他们采用改性技术、制备技术，改善活性组分的分布状态，提高了加氢脱硫、脱氮、烯烃饱和反应性能。

同时，针对哈石化60 万t/a 重整装置设计时没有设置注硫口，不能对常规氧化型加氢催化剂在反应器内进行硫化，只能采用预硫化型加氢催化剂的问题，大庆中心科研人员开发了硫化型DAs-1 脱砷剂/DZF-1重整预加氢催化剂组合技术。

（摘自中国化工信息第40 期）

国产表面活剂助三元复合驱降成本

近日，在大庆油田化工有限公司东昊分公司获悉，该公司承担完成的烷基苯磺酸盐表面活性剂研制及工业化生产项目刚刚荣获大庆油田2013 年度技术创新特等奖。这种表面活性剂过去只能以每吨2 万元的价格从美国进口，而“国”字号产品的规模化生产，让三元复合驱技术节省了一半的成本。

（摘自中国化工信息第40 期）

三项创新产品通过鉴定

中国石油网消息10 月11 日，在集团公司科技管理部、科技评估中心组织的科技成果鉴定会上，来自国家地震局、中国石油咨询中心等企业的16 名专家一致通过“KZ-28LF 低频可控震源”“系列化海上勘探气枪震源装备”和“煤层气排采自动化监控系统”3 项成果鉴定，并认为3 项技术达到国际领先水平。

由东方物探国际勘探事业部总工程师陶知非带领的创新团队完成的“KZ-28LF 低频可控震源”，在哈萨克斯坦、新疆滴南8 井区、吐哈鄯善、内蒙古二连、青海等油气田推广应用，取得良好效果。

系列化海上勘探气枪震源装备，主要包括适用于狭窄水域的海豚气枪震源系统、封闭水域的可解体气枪震源系统、浅海的海豹系列气枪震源系统、开阔海域的海星气枪震源系统，能够满足不同水域施工的气枪激发需求，在沙特ARAMCO、英国BP、荷兰SHELL、法国TOTAL、德国RWE、中海油等国内外多家大型石油公司海上地震采集技术服务项目中推广应用，取得良好效益。

由东方物探与中国石油煤层气有限责任公司共同完成的“煤层气排采自动化监控系统”，综合应用自动化、网络通信、计算机、煤层气排采等技术，实现了煤层气井排采生产参数的自动化采集、控制、监测以及统计分析功能，降低了煤层气生产安全风险，提高了排采生产管理水平和劳动效率，并达到国内领先水平。

（摘自中国石油新闻中心2014-10-30）

自主技术支撑页岩气商业开采

我国页岩气开采核心技术取得重大突破。上周从中国石油化工集团公司传来消息：页岩气开发又一关键技术装备，用于地下水平井分段的“分割器”-桥塞及配套技术在重庆涪陵页岩气田焦页42 号平台成功应用，此举完成了页岩气工程技术装备自主化、国产化的“最后一块拼图”。这使我国成为继美国、加拿大之后，第三个使用自主技术装备进行页岩气商业开采的国家。

页岩气开采需要集成多项先进技术。水平井加多级压裂是目前美国页岩气开发应用最广泛的方式。不过我国的地质条件与美国不同，无法照搬其经验和技术装备，只有自主开发一条路。2011 年开始，我国页岩气开发主力军中石化石油工程公司开始了自主创新，用3 年时间，相继实现了页岩气钻井、测录井，以及国家科技重大专项3000 型成套压裂装备的国产化。

而桥塞作为分段压裂、加大产气接触面积的“分割器”，其研发、制造难度极大，成为实现我国页岩气开发工程技术自主化的“最后一块拼图”。中石化石油工程技术服务有限公司耗时5 年，终于攻克难关。至此，中石化全面掌握了拥有自主知识产权的页岩气勘探开发技术装备系列，具备了为国内外页岩气勘探开发提供一揽子解决方案的服务能力。

中石化董事长傅成玉表示，中国的页岩气资源丰富，国产化技术及装备的工业化扩大应用，使我国页岩气开发核心技术装备全部实现国产化，将大幅降低页岩气勘探开采成本，实现页岩气的优质、高效、低成本经济开发。这对促进我国页岩气商业化开发，拉动国内相关产业发展，加快我国能源结构调整、节能减排及大气污染治理等具有重要意义。

根据《页岩气发展规划》，预计我国2015 年实现页岩气的规模化生产，页岩气产量达到65 亿m3。而我国页岩气开发核心技术装备实现国产化后，仅涪陵页岩气田2015 年就能实现产能50 亿m3，石油工程技术进步为我国页岩气开发步人快车道提供了创新动力。

（摘自中国化工信息第42 期）

世界前沿科技智能示踪剂技术

挪威RESMAN 公司研发的RESMAN 无线油井产液剖面监测技术，可以在复杂环境下有效获取产液信息，无任何风险。这项技术获得2013 年世界石油最佳生产技术提名奖。

RESMAN 技术利用合成化合物(智能示踪剂)识别各层段产出流体的类型，量化各层段产出的油和水量，从而获得产液剖面。RESMAN 公司目前已生产出80 个独特的RESMAN 体系（40 个油敏体系，40 个水敏体系）。水敏示踪剂和油敏示踪剂一起使用，可以确定水突破的位置和时间。RESMAN 技术的优势是无需井下作业，成本低，风险低，只需对完井设备做很小改动，示踪剂寿命长等。

（摘自中国石油新闻中心2014-10-28）

钻井井下声波遥测网络

加拿大XACT 井下遥测公司在壳牌和BP 两大国际石油公司的支持下，开发成功了钻井井下声波遥测技术，并投入了商业应用。这一技术是使用压电或电磁材料产生纵波，纵波沿钻柱高速传输至地面的一种信号传输技术。它可消除泥浆脉冲传输只能针对井下单一位置进行传输的局限，沿管柱多点测量压力、温度、扭矩、挠度、拉力等数据。全程连续提供全井筒和管柱信息，可在任意环境下提供高速、实时数据传输，并实现地面与井下的双向通信，传输不受井深和水深的影响。

声波遥测网络工具由信号发生系统、传输系统和接收系统组成。信号发生系统采用压电或电磁换能器作为声波发生器，其他组成部分还包括驱动电路、信号产生电路和电源等。传输系统的关键是克服传输过程中信号的衰减（尤其是长距离传输）。声波遥测网络采用钻柱作为传输信道，需要每隔一段距离设置一个中继器，进行信号的接收、放大和再发射。每个中继器的长度及操作与钻杆大致相同。中继器同时又是传感器，可多点测量压力、温度、扭矩、挠度、拉力等数据，由此构成了一个地下的测量与传输网络。

（摘自中国石油新闻中心2014-11-04）

辽阳石化炼油指标达国内先进水平

面对严峻生产经营形势，辽阳石化公司眼睛向内，积极组织专业力量开展技术攻关，严抓节能降耗和工艺指标控制，以平稳创效，炼油经济技术指标不断提高。

今年前10 个月，辽阳石化炼油综合能耗为44.10千克标油/吨，同比降低1.34 %，炼油轻油收率由去年同期的87.1 %提高到88.34 %，原油加工损失率由去年同期的0.41 %降至0.28 %，可比综合商品收率提高到96.11 %，均达到国内领先水平。

今年年初以来，辽阳石化结合开源节流降本增效工作要求，针对低负荷生产实际，科学编制生产计划，采用热联合的方式进行流程改造，使常二线油品不再流经空冷器，直接并入热柴油管线，实现200 万吨/年加氢精制装置全部用热柴油线供料，并制定措施优化燃料气品质，提高加热炉系统热效率，炼油综合能耗不断降低。同时，辽阳石化围绕提高产品收率，对常减压装置进行重拔攻关，对生产污油、减压过汽化油、焦化甩油全部进行回炼，降低了加工损失。

（摘自中国石油新闻中心2014-11-04）

正渗透处理废水海水实验室落成

国内首个采用正渗透技术的工业废水零排放和海水淡化及综合利用实验室，于10 月22 日在京揭牌。该实验室可以实现工业废水零排放以及海水淡化与综合利用的全流程的模拟实验研究及各个环节的独立实验。

我国反渗透膜技术水处理工艺应用已基本成熟，但正渗透膜技术水处理工艺尚属空白。前者运行能耗大、产水效率低，尤其对于预处理水的含盐量要求很高。而正渗透在水处理过程中不需要反渗透那样的加压过程，可以实现工业污水的零排放和海水淡化的低成本运行，从而达到节能、高效、环保。在海水淡化中，正渗透处理工艺可使海水淡化产水率从现行的40 %提升至85 %，而且使从所产生的高浓度海水中提炼溴、镁、钾成为可能，经济价值极高，同时可大幅降低海水淡化的运行成本，减少高盐度海水对环境造成的污染，能耗为现行工艺的70 %。

该实验室由中工国际子公司北京沃特尔技术股份有限公司与中石化抚顺研究院联合组建。沃特尔股份公司拥有多项石灰预处理专利技术。在刚刚完成的鄂尔多斯煤制油整厂废水的'近零排放'项目中，沃特尔公司利用石灰预处理技术有效地解决了煤化工园区废水处理技术难题，树立了该领域废水处理的一个典型。中石化抚顺研究院在石化领域拥有多年的技术积累和研发经验。双方的合作将促进正渗透技术在石化废水处理领域的应用。

（摘自中国化工信息第42 期）

长庆油田日输天然气超过6 000 万m3

11 月6 日，长庆油田采气二厂生产调控中心数据显示，长庆油田当天向北京输送天然气超过6 000 万m3，达到今年入秋以来最高值。

为力保APEC 会议期间空气质量，我国华北地区已实施多项节能减排措施，绿色能源已成为关键词。作为北京天然气供应主力气源地，长庆油田五个采气厂及靖边、榆林、苏里格、神木四大气田，在“APEC 领导人会议周”召开前夕，以助力绿色APEC 为目标，提前部署气田生产，提前制定保供方案，对气井实施精细管理，加强动态监测，有效保证产能。

针对近期气温速降易引发管线冻堵、外输节点压差等风险，长庆油田产气量最高的采气二厂，积极组织技术骨干，对每一口气井“把脉问诊”，通过增加二级分离器、采取泡沫排水工艺等措施，保障天然气集输系统安全高效平稳运行。

（摘自中国石油新闻中心2014-11-13）

宁夏石化10 月份油品货运创新高

随着宁夏石化公司炼油装置大检修后开车运行，油品货运也创新高：成品油单日装火车达237 节，首次突破单日装车万吨大关，铁路启票车单日高达240 节，为炼油装置投产以来历年最高。

不仅如此，自10 月10 日开始，宁夏石化营销调运部货运岗位接到中转重油至化肥业务区的任务，岗位人员见缝插针，用自备车往返运送重油，半个月共计往返6 趟装运重油24 节，满足了化肥生产的正常生产。

为顺利完成货运任务，货运岗位人员齐心协力，精心计划与组织，充分发挥现有设备的能力，利用网络平台使装车计划与相关信息快速、准确地传递到相关岗位。与相关岗位协调沟通中，大家认真负责，做好每一个细小的动作，确保了货运工作顺利进行，装车线路畅通无阻。

（摘自中国石油新闻中心2014-11-04）

大庆炼化石油磺酸盐装置投产

截至10 月20 日，大庆炼化公司3.5 万t/a 石油磺酸盐装置已稳定运行一个多月，产品各项指标合格，实现了一次开车成功。

据了解，3.5 万t/a 石油磺酸盐装置是在大庆炼化聚合物二厂1.5 万t/a 石油磺酸盐装置北侧，利用大庆炼化废旧厂房，由山西省化工设计院设计的装置。

这套装置用大庆炼化自产原料，在膜式磺化反应器内进行磺化反应，再经过中和反应，生产出石油磺酸盐产品。该产品性能优异，在油田使用过程中，具有对油田注采设备腐蚀性小、环境污染少等优势。

据介绍，3.5 万t/a 石油磺酸盐装置自2013 年10月开始可研，2014 年9 月2 日项目中交。中交后，逐步引入公用工程，攻克了各项开工准备难关，装置具备投料条件。

9 月27 日，3.5 万吨/年石油磺酸盐装置2-R1301A投原料油，9 月29 日产出合格产品，截至目前，已生产合格产品1 500 多t。

（摘自中国石油新闻中心2014-10-28）

长庆石化九项指标高于板块平均水平

10 月中下旬，国内成品油价格迎来史上首次“六连跌”，给已处于薄利时代的炼化企业生产经营带来严峻的挑战。长庆石化公司积极应对，将压力化为降本增效动力，重点在提高轻质油收率和节能减排方面做文章，保持了经营势头稳定向好。今年前三季度，长庆石化利润总额在炼化板块排名第三，9 项炼油主要经济技术指标高于板块平均水平，节能减排成效显著，节能和节水量均超额完成年度指标。

轻质油收率是炼化行业的主要技术经济指标之一，提高轻质油收率在满足市场需要和节约石油资源方面发挥着重要作用。有关专家表示，如果轻质油收率提高5 个百分点，按每年我国加工原油4 亿t 计，每年提高的轻质油产量相当于找到一个2 000 万t 级以上的大油田。

提高轻质油收率，成为长庆石化挖潜增效的“重头戏”。通过每天实时对比分析装置运行情况，详细分析轻质油产品比例，对催化裂化装置分流系统、连续重整装置、加氢裂化装置等进行优化改造，并改善催化裂化、加氢裂化装置二次加工比率，这个公司轻质油收率显著提高，加工损失降低。今年前三季度，长庆石化实现轻质油收率好于年初预算。

对炼化企业这一能源消耗大户来讲，节能降耗就相当于给企业创收增效。长庆石化通过抓定额管理、抓装置协调、抓科技创新等，实现节能减排“曲线盈利”。

定额管理“约束”降耗。长庆石化对运行部门和装置的水、电、蒸汽、燃料气、加热炉效率等能源消耗下达定额指标70 项，充分发挥定额管理的约束指导作用，合理分配、科学节能。

制氢装置“减负”运行。长庆石化通过平衡连续重整、制氢装置产氢量与加氢裂化、汽油加氢、柴油加氢、硫黄装置用氢量，实现制氢装置低负荷长周期运行。

燃料油消耗“做减法”。通过改善燃料结构，多用燃料气来减少燃料油消耗，并加强装置间协调，减少燃料放火炬，加强低压瓦斯回收系统运行监控，提高回收系统运行效率。

（摘自中国石油新闻中心2014-10-31）

辽河油田曙光采油厂“拧干”外输原油水分

“得益于13 台相变加热炉操作上一个小改变，罐装原油含水由35 %降至12 %，管输原油含水由11 %降至9 %。”10 月25 日，辽河油田曙光采油厂集输大队负责人管国辉表示。

近年来，随着曙光油田超稠油开发比例的不断提高，外输原油处理量和处理难度也随之增加，联合站设备管网老化，工艺陈旧，使外输原油脱水更加困难。

在集输大队技术人员看来，提升原油脱水温度，使脱水剂更好发挥功效，是“拧干”外输原油水分的有效途径。目前集输大队加热炉主要为相变炉，炉内混杂着热水和水蒸气。如果炉内水位偏高，温度就达不到需求；如果水位偏低，炉内压力就会升高，影响安全。

曙光采油厂在3 台加热炉进行现场试验，当班工人加密巡检，关注加热炉液位、压力值和出口温度，在压力值保持在0.4 MPa，液位不低于1/2 的情况下，通过勤调节燃气量，保证外输炉温度。“通过这样方法，没花一分钱，罐装来油的相变炉温度提高了10 ℃，管输来油的相变炉温度提高了5 ℃，为外输原油脱水创造了更好的条件。”管国辉说。

（摘自中国石油新闻中心2014-11-03）

塔里木油田科技创新提升碳酸盐岩油藏产量

塔里木哈拉哈塘油田跃满区块第一口评价井跃满102 井日产原油89.6 t 。至此，这一区块今年投产的跃满1 井、跃满2 井等“五朵金花”累计生产原油达到2.16 万t，成为哈拉哈塘油田年产原油突破100 万t 的新生力量。

塔里木盆地碳酸盐岩油气藏储量丰富，约占盆地油气资源总量的38 %，资源潜力巨大。碳酸盐岩因其极强的非均质性，形如“太湖石”，形状各异又神秘莫测，埋藏在地下近7 000 m 的一个个缝洞体中，勘探开发犹如在地下穿葫芦串，难度可想而知。因此，储层和流体的准确预测以及高效开发，均属于世界级难题。

近年来，塔里木油田始终以投产高产井为目标，瞄准碳酸盐岩钻井成功率保持80 %以上、力争达到85 %，油气井高效井比例40 %的目标，坚持把技术创新贯穿于地质认识、井位设计、钻完井、油气藏全生命周期管理中，使地震技术实现了由定性解释向定量解释、由叠后研究向叠前研究等6 个转变，高品质的地震资料使缝洞体精细刻画更加准确。同时，缝洞体系“四级三类”的细化定量，使钻井成功率大幅度提高。

为将资源优势加快变为产量优势，塔里木油田推行全生命周期项目管理，高质量追求产能到位率，加快优质储量向效益产量转变，初步实现钻井井位准、随钻跟踪紧、试油方案优、开发管理细、死井复活快，原油产量年均以25 %的速度增长，成为油气产量新的增长点。截至今年9 月底，塔里木油田碳酸盐岩原油产量近158 万t，同比增产25 万t。

目前，碳酸盐岩主产地哈拉哈塘已建成100 万t级的大油田。9 月底，塔中Ⅰ号凝析气田中古8-中古43 区块地面建设工程投产运行，每年将实现天然气产量18 亿m3，原油产量80.9 万t，这是继塔中Ⅰ号气田后，塔中碳酸盐岩油气勘探开发又一大型产能建设项目。塔中、塔北地面处理能力已基本满足产能建设的需求，为今年碳酸盐岩冲上200 万t 奠定了坚实基础。

（摘自中国石油新闻中心2014-10-28）