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低碳技术

我们深知科学技术应用对控制温室气体排放、应对气候变化的重要性,开展低碳专项研究和低碳技术研发,设立低碳与清洁发展关键技术重大专项,开展二氧化碳驱油及埋存、航空生物燃产、炼化能量系统优化等领域的科技攻关和技术研究。

案例故事

关键技术

二氧化碳驱油及埋存理论技术(CCUS技术)

二氧化碳驱油及埋存技术是一项新兴技术,是指将二氧化碳从工业或能源生产相关气源中分离出来,输送到适宜的油田,用于增采石油。二氧化碳注入油层与地层原油混合形成单一混相液体,从而有效地将地层原油驱替到生产井以提高原油采收率,原油采收率可在水驱的基础上提高10%~30%。同时,可以把温室气体有效埋存,达到改善油田开发效果的目的,实现效益减排。

中国石油经过10多年研究和试验,形成了陆相沉积低渗透油藏二氧化碳驱油及埋存油藏工程、注采工程、地面工程三大系列12项主体关键技术(油藏动态监测、方案设计、注采调控、开发效果评价、注气工艺、举升工艺、腐蚀防护、安全控制、二氧化碳捕集、二氧化碳集输、二氧化碳注入、循环注气),实现了CCUS技术工业化应用。在吉林油田建成国内首个二氧化碳分离、捕集和驱油等全产业链CCUS基地,截至2018年底,累计封存二氧化碳138.5万吨,《CO2驱油及埋存配套技术及应用》获得国家能源局技术进步一等奖。

污泥资源化技术

污泥资源化技术针对上下游常规、含聚、稠油和炼化三泥,以燃料化、调制收油为核心,集成创新了含油污泥分质处理集成技术系列。稠油污泥制备衍生燃料技术实现了油泥在炉排炉上示范应用,资源化率达83.1%;落地油泥超声预处理-气浮分离高效热洗处理技术,处理后渣土含油率0.9%~0.95%,形成10万吨/年处理能力,支持示范区污泥资源化率提高50%,建成辽河油田3万吨/年稠油污泥脱水示范工程、华北油田6000吨/年落地油泥处理示范工程等。

钻井泥浆不落地工作液循环利用技术

公司成功开发了水基钻井废弃物无害化处理和资源化利用的系列工艺技术装备,形成了钻井泥浆不落地工作液循环利用技术。该技术在南方油田、西南油气田、长庆油田、大港油田、华北油田、吉林油田等100余口井进行了示范应用,实现了钻井废弃物减量化、无害化处理和资源化利用。

南方油田公司建成撬装式随钻处理设备和集中处理站,解决了常规水基泥浆无害化处理技术难题,处理后的滤液实现了井场回用配置泥浆或回注,对滤饼进行资源化利用,压制的免烧砖符合国家相关建材标准,不具有放射性。西南油气田磨溪009-3-X3井采用“废泥浆物理分离再生回用+聚磺钻屑资源化利用”为核心工艺的随钻处理模式,首次实现了聚磺废弃泥浆的资源化利用。

油田开采节能技术

公司成功研发出新型加热炉、全自动正压高效燃烧器、新型数字化抽油机、等壁厚定子螺杆泵等系列新产品,攻克抽油机动态控制、低温不加热集输、螺杆泵直驱等新技术,创新加热炉提效、抽油机数字化改造等关键技术,突破了高含水油田机采系统效率较低的技术瓶颈和采出液技术处理需要高于40℃的界限,配套形成高含水、低渗透、稠油热采节能节水新技术系列。其中,大庆萨北油田示范工程20座注水站、3985口井,应用油田开采节能技术后,实现节电7731万度、节气5720万立方米;长庆油田示范应用年节电8166万度,节约电费5471万元;辽河油田示范区降低能耗10%,创效4000多万元。

催化裂化烟气脱硫脱硝成套技术

催化裂化烟气脱硫脱硝成套技术实现了“零压降”湿法脱硫工艺的突破。目前,该成套技术已在公司24套催化裂化烟气脱硫脱硝装置上成功应用。经过处理后,烟气中二氧化硫含量降至50毫克/标准立方米以下,固体颗粒物小于50毫克/标准立方米,全部达到国家排放限制标准要求。全部装置投入运行后,预计每年可减少二氧化硫排放2万吨,减少固体颗粒物排放6000吨,支撑公司炼化业务实现减排任务目标,更有助于提高周边地区空气质量,社会效益显著。