塔里木乙烷制乙烯项目奠基

4月10日，中国石油集团公司炼化业务转型升级重点项目——塔里木乙烷制乙烯项目在新疆维吾尔自治区库尔勒市举行奠基仪式。这是国内首批以自产乙烷进行裂解的乙烯项目，对促进新疆社会稳定长治久安和中国石油炼化转型升级具有十分重要的意义。

塔里木乙烷制乙烯项目是集团公司深入贯彻落实中央治疆方略、推进产业援疆的重要工程。项目立足自产资源，采用中国石油具有自主产权的成套乙烯工艺技术。建设该项目具有引领资源高附加值综合利用和降低乙烯工业领域对国外技术依赖的双重示范作用，得到了国家发改委、新疆维吾尔自治区、巴音郭楞蒙古自治州及南疆各族人民的关注和大力支持。建成投产后将在南疆形成一个以乙烯为龙头和主导的产业集群，可助力“一带一路“和“中巴经济走廊”综合承载区建设，更好地带动新疆塑料、地膜、农业等产业发展。

乙烷制乙烯具有能耗低、乙烯收率高等优点，与传统的石脑油制乙烯项目、国内煤制烯烃、北美页岩气制烯烃相比均具有明显的竞争优势。另外，国内聚乙烯产品长期供不应求，特别是PE管材、拉丝等高密度聚乙烯产品需求增长较快，价格长期维持相对高位，是盈利能力较强的化工产品之一。

塔里木乙烷制乙烯项目是1989年塔里木石油会战以来，中国石油在南疆地区单笔投资规模最大的炼化项目，总投资90.5亿元，主要装置及设施包括年产乙烯60万吨、全密度聚乙烯30万吨、高密度聚乙烯30万吨三套工艺装置和配套的公用工程及辅助生产设施。根据规划，项目将于2021年6月建成。

（摘自中国石油报第7323期）

将湿生物废弃物转化为与柴油兼容燃料的工艺

开发了用一步法生产与现有柴油燃料基础设施兼容的可再生发动机燃料的方法。研究人员报告称，他们可以将湿生物废弃物（如猪粪和食物残渣）转化为可与柴油混合的燃料，并具有柴油的燃烧效率和排放效果。伊利诺斯大学草原研究院伊利诺斯州可持续技术中心的科学家Brajendra K.Sharma和论文共同作者，领导该研究的伊利诺斯大学农业和生物工程教授张元辉说：“湿法废弃物生产的燃料可用于发动机的示范是向可持续液体燃料开发跨越的重要一步。”

研究人员称，美国每年的食品加工和动物饲养产生7 900×104t湿生物废料。随着城市化进程的推进，预计会更多。从这种废弃物中提取能量的最大障碍之一是其含水量。干燥时需要的能量几乎与从它提取的能量一样多。研究人员报告称，水热法液化（HTL）是解决这个问题的潜在方案，因为它用水作为反应介质，并将非脂质（非脂肪）生物废料组分转化为可以进一步加工成发动机燃料的生物原油。

然而，之前的研究在试图将通过用HTL生产的生物原油蒸馏成稳定的可用燃料时受阻。这项新研究，该团队将蒸馏与酯化过程相结合，将最有希望的蒸馏生物原油馏分转化为可与柴油混合的液体燃料。燃料符合柴油燃料的现行标准和规格。研究小组开发了中试规模的HTL反应器，用于生产要提质的生物原油，而且还能够从生物原油中分离可蒸馏馏分。使用10%～20%的提质馏分与柴油混合，得到96%～100%的输出功率和类似于常规柴油的污染物排放。在张先生的带领下，该团队正在建可安装在移动拖车上的中试反应器，其生产能力为每天可处理1 t生物废弃料，生产30 gal生物原油。这样的生产能力将使该团队能够进一步进行研究，为商业规模的应用提供关键参数。研究人员的论文发表在《自然可持续性》杂志。

（摘自中外能源2019年第3期）

把二氧化碳转化为工业燃料的新系统

哈佛大学Rowland研究所的研究员王浩天及其同事开发了一个改进的系统,用于将可再生电力将二氧化碳还原为一氧化碳,一氧化碳是许多工业过程用的主要商品。该改进的系统发表在2018年11月8日《Joule》杂志。最有希望的设想可能是把这些设备与燃煤发电装置或产生大量二氧化碳的其他工业装置连上。这些气体中约有20%是二氧化碳，如果可以将它们泵入这个反应系统并与清洁电力结合起来，那么就能以可持续的方式用这些废弃物生产有用的化学品，甚至可以终止二氧化碳的循环。

新系统是对王浩天及其同事2017年《Chem》论文中首次提出的旧系统的重大改进。那个旧系统仅有手机大小，依靠两个充满电解质的反应室，每个反应室都有一个电极。新系统更便宜，依靠高浓度二氧化碳气体和水蒸气进行更有效的运行，一个仅10 cm×10 cm的反应室每小时可生产4 L一氧化碳。王浩天说，“新系统解决了两个主要问题即成本与可扩张性。这两个问题限制了最初方法的发展。早期工作中，发现了单镍原子催化剂，它们对二氧化碳还原为一氧化碳的选择性非常好。但面临的挑战之一是材料的合成成本很高。用来固定单镍原子的支持载体是石墨烯基，如果想在未来实际应用中按克甚至千克的规模生产，就很难按比例扩大。”

为了解决这个问题，他的团队转向使用比石墨烯便宜数千倍的商品——炭黑作为替代载体。采用类似于静电吸引的工艺，王浩天及其同事能把单镍原子（带正电荷）吸收到炭黑纳米粒子的缺陷（带负电）中，所得到的材料成本低，对二氧化碳还原反应具有高选择性。王浩天说，“现在，最好时能生产几克产品，以前每批只能生产几毫克。但这只是受限于现有的合成设备；如果有一个更大的槽，就可以生产几千克甚至几吨这种催化剂。”

王浩天及其同事必须解决的另一个问题与原系统只能在液体溶液中操作的实际情况有关。原系统通过第一个室中的电极将水分子分解成氧和质子。当氧气冒出时，质子通过液体溶液传导进入第二个室，借助于镍催化剂，质子与二氧化碳结合并将其分解为一氧化碳和水。这些水可返回到第一个室，在那里水分子将再分解，再开始该过程。

王浩天说，“问题在于，在该系统中可以还原的二氧化碳只是那些溶解在水中的二氧化碳；催化剂周围大多数分子都是水，只有微量的二氧化碳，因此效率非常低。”虽然简单地通过提高施加在催化剂上的电压可提高反应速率，但这会产生水分解而不是二氧化碳还原的意外后果。如果消耗掉靠近电极的二氧化碳，其他分子必定会向电极扩散，这就需要时间。但如果提高电压，周围的水更有可能趁机反应分解成氢气和氧气。事实证明，解决方案相对很简单，为了避免水分解，研究团队可使催化剂脱离溶液。

他们用水蒸气代替液态水，并输入高浓度的二氧化碳气体。如此，如果旧系统的水含量超过99%，且二氧化碳含量低于1%，那么现在可完全倒过来，将97%的二氧化碳气体和仅3%的水蒸气输入系统。之前，液态水也起到了在系统中导入离子的作用，现在采用离子交换膜来帮助离子在没有液态水的情况下四处迁移。其结果可以提供一个数量级更高的电流密度，以前，在约10 mA/cm2下操作，现在可轻而易举地升高至100 mA/cm2。展望未来，该系统仍有问题需要解决，特别是关于稳定性的问题。如果想使它具有经济效益或环境效应，就需要持续运行数千小时。现在只能运行几十小时，因此仍然存在很大差距，但相信这些问题可以通过更详细研究二氧化碳还原催化剂和水氧化催化剂来解决。最终，将能够捕集现在释放到大气中的二氧化碳，并将其转化为有用的产品。一氧化碳不是价值特别高的化学产品。为了探索更多的可能性，研究团队还开发了几种铜基催化剂，可进一步将二氧化碳还原为价值更高的产品。

（摘自中外能源2019年第3期）

新疆油田科技创新助力环烷基稠油累计产量超亿吨

6月13日记者从新疆油田公司获悉，借助自主创新研发的强非均质高黏稠油开采成套技术，新疆油田优质环烷基稠油累计产量突破1亿吨，建成国内最大优质环烷基稠油生产基地。

至此，彻底改变了上世纪国内80%的优质环烷基稠油依靠进口且开采技术受制于人的局面。这一技术除成功应用于国内油田外，还走出国门，应用于加拿大、哈萨克斯坦等国外油田，为中国石油海外板块稠油资源的高效动用和“一带一路”能源合作提供了技术支撑。

世界稠油探明储量约8 150亿吨，占全球石油剩余储量的70%，是重要的石油接替资源。优质环烷基稠油是国防和重大工程建设的战略性原材料，环烷基含量大于50%的优质环烷基稠油仅占0.15%，被誉为石油中的“稀土”。新疆稠油环烷基含量高达69.7%，更是原油“稀土”中的极品。相比国外经典海相稠油和国内东部中深层稠油，其陆相浅层稠油—超稠油油藏储层非均质性强，原油黏度高，储量品位低，开采难度极大，高效开发更是世界级难题。

面对传统稠油开采技术成本高、采收率低等难题，以及国内外均无相关技术的现实，为满足国家能源需要及对浅层稠油开发的迫切需求，从1996年开始，新疆油田联合中石油勘探开发研究院等单位，依托国家、集团公司重大科技专项，建立14个先导试验区，投入科研经费40亿元，组织了多学科、产学研联合攻关的1 600多人的科研团队，破除了一批关键开发理论技术瓶颈，实现稠油开采技术的转型升级；攻克多项世界级难题，创建浅层稠油、超稠油高效开发的完整理论技术体系，形成强非均质超稠油双水平井SAGD、多相协同注蒸汽开发等4项关键稠油热采新技术。

新疆油田首席技术专家钱根葆介绍，通过科技创新，强非均质高黏稠油开采成套技术已经在新疆油田大规模推广应用，成功动用超稠油储量1.5亿吨、特稠油和稠油2.5亿吨，实现平均采收率超60%，相比传统技术提高30个百分点以上，新技术产量贡献率超90%；实现上产500万吨的工业化目标，取得重大生产实效，优质环烷基稠油国内供应份额超90%，保障了国家战略资源持续供给。

（摘自中国石油报第7365期）

LNG发展模式可被氢能借鉴

“中国制氢能力和储运能力全球第一，有资源条件从天然气进口大国转变为氢能应用大国，从而减少天然气进口量。”张家港氢云新能源研究院院长魏蔚日前在演讲中做出大胆展望。

从能源基础设施的角度来看，氢能与天然气相似，是一种能源气体。魏蔚坚信，比照LNG的全球化发展模式，遵循低温储运、高压应用的氢能储运技术路线，氢能的大规模运用、甚至出口都并不遥远。“氢气和天然气都是能源气体。它们的状态、使用场景和对车辆发动机产生的影响，都有极高的相似度，具体包括燃料的储存方式、运输、品质保证和规模化应用之后如何降本等方面，氢能都可以借鉴LNG。”

近年来，我国LNG进口量增速很快。2018年我国进口天然气超过9 000万吨，其中LNG占总进口量的60%，超过5 300万吨，进口规模创历史新高。尤其在车用燃料领域，中国有超过3 100座LNG加气站，占全球总量的40%，支撑我国成为全球第一天然气汽车大国。

LNG的经验证明，天然气规模性液化后用船运输上万千米至目标市场，长距离运输后的LNG价格都比本国小规模生产的便宜。魏蔚表示，大规模发展同样可以大幅度降低液氢的成本。液氢在陆地上的经济运输半径可达到1 000千米，海上经济运输半径超过了1万千米，运输半径扩大十倍意味着市场扩大100倍，正是因为能卖给更多客户，才能把生产规模做得更大，实现良性循环。

（摘自中国石油报第7329期）

德国科学家利用人工智能勘测油气

德国弗劳恩霍夫智能分析和信息系统研究所（IAIS）日前发布了利用人工智能进行油气勘测的最新成果，这将帮助相关行业更有针对性、更高效地勘测油气资源。

据介绍，这套人工智能系统通过物体识别可自动发现岩层中不寻常的结构，再依靠人工神经网络对地震数据的分析，推断出最有可能勘测出油气资源的地点。使用人工智能技术不仅能提高分析准确性，也把以往需要三个月的勘测时间缩短至四周。

弗劳恩霍夫智能分析和信息系统研究所研究人员、VRGeo联盟负责人曼弗雷德·博根认为，将深度学习算法集成到油气勘测的分析过程中，让更快发现高潜质的油气区域成为可能。

（摘自中国石油报第7338期）

中国将成全球最大LNG进口国

国际能源署署长法提赫·比罗尔16日表示，近几年全球LNG发展非常快，各国在建的LNG设施占比均超过管道运输天然气；同时贸易量迅速增长，特别是在亚洲地区。预计中国将超过日本成为全球第一大LNG进口国。2025年，全球将有近50个国家进口LNG。

法提赫·比罗尔是在16日北京召开的“2019清洁电力国际工程科技高端论坛”上作出的这一预测。他分析说，2018年是全球一次能源需求增长最快的年份。新增的能源需求中，一半是由天然气来满足的；其次是可再生能源以及石油、煤炭和核能。中国广泛开展的“蓝天工程”和大气污染防治，带动了全球天然气需求大幅增长。

（摘自中国石油报第7348期）