长庆油田微球调驱技术控递减

截至2023 年7 月7 日，长庆油田聚合物微球调驱技术规模推广应用以来，已累计实施超2 万井次。微球调驱技术助推油田自然递减率由13.4%下降到11.2%，含水率上升率保持在1.3%左右，实施效果明显。

近年来，长庆油田针对鄂尔多斯盆地低渗透油藏储层致密、非均质性强等因素导致的水驱效果不佳等问题，自主研发了系列纳米聚合物微球核心产品，并定型了“小粒径、低浓度、长周期、集中注入”工艺模式，满足了地下微孔细喉储层需求，为低渗透油田降低递减率和提高采收率开辟了新的技术路径。2017 年规模应用以来，这项技术在长庆油田各个主力油区得到应用，所实施区域年均自然递减率下降2 个百分点以上，含水率上升率下降0.9%，采收率提高3 个至5 个百分点。

同时，长庆油田科研人员围绕机理研究、工艺优化、技术配套及成果转化等方面持续提升完善，系统开展室内实验，进一步深化调驱机理认识，精细刻画堵水调驱技术界限，丰富完善技术体系。通过试验微球调驱与注水技术策略优化相结合，协同提升水驱开发效果，加快纳米聚合物微球系列产品升级换代步伐，持续完善低渗透油田改善水驱技术系列。

长庆油田聚合物微球调驱技术历经多年攻关，已形成集机理深化、产品研发、工艺创新、数智配套于一体的技术体系，在注水开发油藏全面应用。目前，聚合物微球调驱技术已获得国家授权专利27 件。

（摘自《中国石油报》第8396 期）

中国石油万吨级低浓度二氧化碳捕集技术获突破

由石化院牵头，青海格尔木炼油厂、西南油气田天然气研究院和昆仑工程公司联合攻关的格尔木二氧化碳捕集工业试验近日取得突破。

本次工业试验应用的是中国石油自主研发的新型PC-1 吸收剂以及新型超重力解吸和新型溶剂技术，可从烟气中将低浓度的二氧化碳捕集，纯度可达到99%以上，二氧化碳的预期年产量可达1.5 万吨。与格尔木炼油厂现役解吸塔相比，该工艺可节省蒸汽25%，显著降低二氧化碳捕集的能耗与成本，同时解决了复杂含氧烟气条件下溶剂氧化与腐蚀失控导致成本上升的难题。

（摘自《中国石油报》第8402 期）

中国石油中性除垢解堵液试验成功

2023 年8 月1 日，在塔里木油田克深8-3 井，中国石油自主研发的中性除垢解堵液在现场应用，解堵后油压提升21.4 兆帕，天然气日产量比作业前提高16.8 万立方米。此次试验的成功，将为我国天然气井解堵复产和提质增效提供技术支撑。

从国内主要天然气产区来看，天然气井结垢堵塞是普遍性问题，特别是塔里木盆地克深、迪那、大北，四川盆地安岳、元坝等超深气井垢堵问题尤为突出，极大降低了天然气井口产量。2018 年以来，塔里木油田持续攻关超深气井化学除垢解堵技术，逐步形成2 种酸性解堵剂、1 种非酸性解堵剂。但超深气井的超高温和周期性解堵特点要求除垢解堵液必须具有近零腐蚀和高溶垢率性能，中性除垢解堵液一直是重点攻关的方向。

塔里木油田坚持“五湖四海搞科研、集智攻关解难题”，加快构建自主、开放、融合、共享的科技创新体系，近一年来，充分发挥中国石油内部优势，联合工程材料研究院成立了中性除垢解堵液研产用一体化创新团队，首次提出“螯合+增渗+阻垢”协同除垢理念，攻关突破了螯合剂、增渗剂和阻垢剂等关键核心单剂，并经过300 余次的性能优化实验，最终研发出具有强渗透性、高溶垢率、低腐蚀速率的中性除垢解堵液体系。该体系pH 值为7～8，在180 摄氏度下溶垢率超85%，对井筒、井口和地面系统近零腐蚀，同时具有环保解堵特点，能够直接进入地面流程，不但节约作业成本，而且大大缩短了解堵复产时间。

目前，中性除垢解堵液已申报国家发明专利2 件，成为集团公司具有自主知识产权的高端油田化学剂产品，性能指标达到国际领先水平，将使一大批垢堵低产低效气井重现生机，延长气井寿命的同时降低作业成本，在提高采收率和天然气增产保供等方面发挥重要作用。

（摘自《中国石油报》第8416 期）

PEM 电解水制氢催化剂量产

近日，中国石油石油化工研究院（以下简称“石化院”）成功开发出质子交换膜（PEM）电解水制氢催化剂制备技术，并完成PEM 电解水制氢催化剂批量化生产，实现了核心技术自主可控。

氢能具备清洁低碳、热值高、来源多样等优势，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体，被誉为21 世纪的终极能源。PEM 电解水催化剂被誉为电解水工业的芯片，被国外公司所垄断，国内仅少数单位初步实现产业化。为此，石化院电解水课题组成功攻克催化剂制备核心难题，实现催化剂批量化生产。经电解槽厂家验证，催化剂性能指标达到国际商业催化剂水平，成为国内电解槽厂商高效国产化催化剂的新选择，为中国石油绿氢制取提供坚实保障。

（摘自《中国化工信息》2023 年第15 期）

中国石油产出我国首桶“零碳原油”

2023 年8 月4 日，碧水蓝天下的查干湖畔，吉林油田新立采油厂Ⅲ区块光热系统正式并网运行，标志着亚洲最大陆上采油平台集群零碳示范区建成投运。中国第一桶“零碳原油”在此诞生，这是绿色油田生态开发建设取得的又一重大成果。

近年来，中国石油深入贯彻落实习近平生态文明思想，将“绿色低碳”纳入公司五大发展战略，以“双碳”目标为引领，以保障国家能源安全、引领能源行业绿色低碳转型为己任，努力成为奉献清洁能源、助力实现“双碳”目标、建设美丽中国的中坚力量。已开发60 多年的吉林油田，在持续加大油气上产力度的同时，积极探索老油田绿色发展新路径，加快绿色转型步伐，企业发展与生态保护齐头并进。

吉林油田坚持科技创新驱动，持续推进油气勘探开发与新能源深度融合，在实施集约化平台建产提质增效的同时，利用辖区丰富的风光资源、废弃井场及平台周边土地资源、废弃油井井筒资源，以风光发电、储能、地热等多能互补和综合利用为突破口，积极推进新能源技术集成应用。今年3 月，吉林油田在亚洲最大陆上采油平台集群——新立采油厂1 号、2 号、3 号、16号平台启动零碳示范区建设，投产后实现区块零碳生产、零碳排放。

吉林油田新能源事业部常务副经理马晓红介绍，吉林油田通过建设风光发电、储能替代网电，实现新立采油厂Ⅲ区块100%绿电替代；通过地热、光热、空气源热部分替代天然气加热，实现区块部分热力清洁替代，年可替代天然气60 万立方米；此外消耗化石能源的碳排放，则通过二氧化碳注入驱油和埋碳，实现剩余碳排放中和。

（摘自《中国石油报》第8416 期）

中国石油首套SOFC 热电联供系统开发成功

2023 年8 月9 日，记者从石油化工研究院获悉，中国石油首套千瓦级固体氧化物燃料电池（SOFC）热电联供系统开车成功并稳定运行超千小时。这也是国内首套高效发电、联产蒸汽并实现长周期平稳运行的SOFC 热电联供系统。

SOFC 是一种先进的燃料电池技术，具有发电效率高、燃料来源广、不使用贵金属等特有优势，是我国实现“双碳”目标的重要技术路线之一。这项技术在分布式热电联产、特定场景离网供电和炼化减碳等多场景下，与中国石油业务均有良好的协同。

受限于高温（650 至900 摄氏度）运行、工况复杂、多物理场耦合、对材料的性能要求高等因素，这项技术的研发难度远高于碱性、质子交换膜等技术，目前仅在美国、日本等少数发达国家推广应用，国内仍处于从实验室向产业转化的阶段。石化院SOFC 团队立足中国石油绿色转型重大需求，高质量完成系统设计集成、安装调试、优化运行等任务，千瓦级SOFC 热电联供系统试车成功，实现了发电效率≥40%、蒸汽效率≥25%、热电综合效率≥80%。

按照“十四五”规划布局，石化院将SOFC 技术列为氢能领域的重要研发应用方向，旨在发挥其与氢、电、热等异质能源之间的互联互通作用。下一步，研发团队将逐级研发大功率SOFC 热电联供系统，不断提升新能源技术创新能力，支撑集团公司绿色低碳发展。

（摘自《中国石油报》第8420 期）