中国石油塔里木油田公司

塔里木油田公司是中国石油天然气股份有限公司的地区公司。目前拥有资产总量255亿元，员工12400人．是一家在塔里木盆地进行油气勘探、开发、炼油、化工，销售为一体的大型石油公司。实行市场化运行．合同化管理。专业化服务．社会化依托管理摸式。形成了适合塔里木前陆盆地、海相克拉通盆地油气勘探开发理论和具有国内外领先水平的沙漠和山地勘探技术、深井及超深井钻井试油技术、深层高压油气田开发等技术系列。目前已探明油气储量当量达到1098亿t。原油产量由1989年的338万t发展到2005年的600万t，天然气产量已达到57亿m^3，油气当量突破1100万t，成为中国石油第五个千万吨级大油气田。目前塔里木油田已探明的天然气地质储量可以确保西气东输工程每年供气200亿m^3稳定供气30年以上。     

技术前沿

我国化工催化剂研究得国家技术发明奖一等奖；德国科学家发现促进煤液化的新型催化剂；我国民营石油企业科技创新取得多项成果；大连石化计量管理信息系统国内领先[编按]     

营尔凹陷下白垩统油气勘探应避开高压水层

营尔凹陷下白垩统(K₁₎存在下沟组和赤金堡组2套源岩，目前它们已到成熟阶段。凹陷东侧长沙岭构造在下白垩统下沟组和赤金堡组储层中也发现油藏，但主要分布在高压水层的顶部及下部，而高压水层段存在良好的储层，并未发现油气。文章根据高压水层段的储层荧光特征，通过储层烃与源岩的对比，分析了下白垩统高压水层对油气运移的影响。研究结果表明：高压水层段，储层荧光弱，储层抽提物特征既不同于赤赤金堡组源岩，也不同于下构组源岩，为就近捕获的产物；高压水层未发生大规模的油气运移，其形成时间早于油气运移的时间。建议该区油气勘探目标的选择应避开高压水层，选择凹陷附近的圈闭、高压水层以下的层位。     

多头搅拌水泥土防渗墙及高喷防渗墙技术在东改工程A-Ⅲ2标的综合应用

通过对多头搅拌水泥土防渗墙与高喷防渗墙的经济技术比较，选用合理的方案，并针对不同的施工条件，阐述两者在东改工程A-Ⅲ2标基坑防渗中的综合应用。     

中俄合作研发等离子体裂解煤制乙炔技术

新疆天业集团公司与俄罗斯科学研究院新西伯利亚分院、中国科学院等离子研究所和复旦大学合作研发的从煤炭直接制取乙炔气体的等离子体裂解煤制乙炔技术项目取得进展。两套煤制乙炔试验装置已从煤炭中清洁高效地生产出了乙炔，装置运行状况良好。该技术利用等离子体炬产生的高温等离子氢和煤粉进行化学反应，产生含乙炔混合气体，经过分离和提浓，即可得到高质量乙炔。采用这种方法生产的乙炔成本低廉，清洁高效，对环境污染小。目前已在合肥建成两台世界上功率最大的2MW等离子体裂解煤制乙炔试验装置，试验中最大炬功率达到1．28MW，碳的转化率达20％，可生产乙炔1600t。     

茂名乙烯工程18项建成中交13项投产

投资75亿元的茂名石化100万吨／年乙烯改扩建工程全面提速推进。截至2006年4月10日，36个主项累计建成中交18项，13项投产，工程累计完成资本性支出30多亿元，其中锅炉煤代油技改工程于2月28日全面建成投产，16万吨成功扩至46万吨／年芳烃装置于3月31日建成投产，比原计划提前91天实现了高标准建成中交。预计100万吨／年乙烯装置7月28日建成中交，9月28日出合格产品。届时将成为我国目前最大、首家乙烯生产能力达到100万吨／年的石化基地。     

改善煤的品质提高熟料强度

我公司现有２台Φ４．０m×１５０m的湿法长窑，其燃料消耗大约占水泥成本的１５％左右。实行水泥新标准后熟料强度一直较低，２００１年６月由于种种原因使公司的原煤储量不足，煤质下降，影响了熟料强度的发挥，为此我公司在２００１年８月２５日～９月１２日运用原煤和精煤搭配进行煅烧熟料的试验，收效明显。１进厂原煤情况及熟料特征原煤工业分析见表１，煤灰化学成分见表２。表１煤工业分析时间Mad／％Aad／％Vad／％FCad／％Qnet，ad／（kJ／kg）细度／％２００００．３９２６．９２２２．３９５０．３０２４２４３１０．５２００…     

浅谈东深供水改造工程的设计监理工作

施工图阶段设计监理工作的内容归纳起来主要是对设计质量进行控制.依据<水利建设工程招标、施工图阶段设计监理试行规定>,其具体工作内容仅限于设计成果的合法性和安全性,没有充分发挥设计监理作用,对施工图阶段设计质量的理解是不全面的.施工图阶段的设计质量不仅仅是提交合法和安全的图纸,而且图纸的提交时限性、可实施性及经济性也应是考核设计质量的重要组成部分,为此东深供水改造工程的设计监理工作内容确定为"五项控制"和"两项权利",全面地对施工图阶段的设计质量进行控制.     

井下乳化/水热催化裂解复合降黏开采稠油技术研究

实验考察了胜利孤东稠油井下催化水热裂解和乳化/催化水热裂解降黏效果。所用催化剂为水溶性铁镍钒体系,Fe3+∶Ni2+∶VO4+=5∶1∶1,100 g稠油与30 g 0.5%催化剂水溶液在240℃反应24小时。原始黏度(50℃)11.0和8.36 Pa.s的两种稠油裂解并静置除水后,黏度降低76.2%和75.6%,室温放置60天后降黏率下降小于3个百分点,气相色谱显示裂解后轻组分明显增加,红外光谱显示稠油组分发生脱羧反应且芳环数减少。讨论了稠油催化水热裂解反应机理。所用化学助剂JN-A在油水中均可溶,耐温达250℃,耐矿化度达50 g/L,其水溶液以30∶100的质量比与稠油混合时形成低黏度的O/W乳状液。当水相含1.0%JN-A和0.5%催化剂时,两种稠油水热裂解后的反应混合物为O/W乳状液,黏度仅为319和309 mPa.s,静置除水后的稠油降黏率增加到86.5%和87.3%,其中的轻组分含量进一步增加。该井下乳化/催化水热裂解复合降黏法成功地用于孤东两口蒸汽吞吐井,稠油井作业后初期采出的原油黏度由~9 Pa.s降低到1 Pa.s左右,随采油时间延长而逐渐升高,约50天后超过4Pa.s。图2表6参5。