摘要：引入智能方法解决钻采过程中参数优化、状态识别等技术中的效率和可靠性等问题是目前的研究热点，并展现了广阔的发展前景。但在油气钻采智能化工程技术的研发过程中，智能优化算法和预测模型尚存在时效性和鲁棒性差、可靠性不足等问题，导致人工智能方法在油气钻采工程中的应用尚不理想。对国内外油气钻采领域内钻完井工程设计与施工参数优化、水力压裂改造效果评价与工艺参数优化、人工举升井故障诊断、油气藏物性和产能预测等方面的人工智能方法及智能化技术的发展现状进行了概述，并对人工智能模型的训练过程对标签数据依赖严重、可解释性不足以及小样本学习能力欠佳、工程适用性与可靠性验证不足，以及智能方法解决优化问题时效性差、多目标优化决策方法灵活性不足等主要问题进行了归纳分析。结合中国石油工业钻采技术研究现状及上述问题提出了油气钻采工程中人工智能方法发展建议：①建立标准化行业共享数据库体系，解决智能模型对比与验证难题；②加强学习范式研究，缓解标签数据依赖问题；③加强智能优化方法研究，提高决策精准性与时效性；④强化物理约束的数据驱动模型研究，增强物理—数据双驱动模型的可靠性；⑤推进样本均衡与增强技术研究，提升少数类识别准确性与模型稳定性；⑥加强多模态数据融合与处理方法研究，提升智能模型预测精度与工程鲁棒性；⑦发挥通用及行业大模型优势，提高油气钻采多场景智能优化决策可解释性与准确性。

摘要: 综述了油井管现状、钛合金组织与力学性能，重点探讨了钛合金作为油井管的耐蚀性能、影响因素与耐蚀机理，并对第一性原理计算在钛合金管材成分设计与界面腐蚀特征中的应用进行了概述。研究发现，钛合金管材具有较强的抗硫化物应力开裂(SSC)性能，在高温高压(HTHP)油气田的工况条件下具有极低的腐蚀速率，对孔蚀、缝隙腐蚀、接触腐蚀以及氢脆等也具有高的抵抗力; Ti-6Al-4V(TC4)合金表面的钝化膜在含H2S腐蚀环境中更易遭到破坏，其稳定性会因温度变化与其他元素介入而发生变化，抗腐蚀性能也会随之发生改变。

摘要：中国页岩气科学研究和勘探开发已历经20 年，创新形成了以中国南方海相页岩气富集规律为代表的诸多理论与认识，支撑了国内页岩气产业健康快速发展，2023 年中国页岩气产量达250×108 m3，在当年全国天然气总产量中的占比超过10%，页岩气已经成为中国天然气产量增量的主力军之一。为了给中国页岩气产业高质量发展提供借鉴和参考，系统回顾了国内页岩气科学研究和勘探开发历程，归纳总结了富有机质页岩发育机理、页岩气优质储层特征及其成因机制、页岩气源—储协同演化机制、页岩气赋存机理与含气性评价、页岩气富集高产机理与评价、页岩气储层改造、页岩气开采等理论和技术进展，分析研判了面临的技术难题和挑战，指出了海相/ 陆相/ 海陆过渡相页岩气富集高产机理、基于动态演化过程的页岩气富集区评价方法、低丰度页岩气高效开发技术以及提高页岩气采收率技术等4 个亟需攻关的研究方向。进而针对中国页岩气商业化勘探开发所面临的挑战，提出以下建议：从新区新领域、老区挖潜及提高采收率现场试验等方面开展页岩气勘探开发攻关探索，以期早日实现中国页岩气多领域多层系、由点到面的大突破和大规模高效勘探开发，全方位推进中国页岩气革命，提升能源高效供给能力，保障国家能源供应安全。

摘要:为了解决工业革命带来的能源短缺和环境污染问题,亟需寻找可持续、清洁、高效的能源,氢气的燃烧产物只有水,是一种可替代化石燃料的无污染、可再生的理想清洁能源。通过电催化水分解制氢可实现零碳排放,被认为是最清洁和可持续的方法。总结了电催化析氢反应和析氧反应催化剂的研究进展,概述了其内在反应原理以及提高催化剂电催化水分解性能的设计方法,从贵金属基催化剂和非贵金属催化剂两方面展开讨论,介绍了增强催化剂电催化水分解活性的方法及目前催化剂面临的挑战,并对研究前景进行了展望。

摘要：页岩气资源对保障国家能源安全及实现“双碳”目标具有战略意义，而我国页岩气储层普遍具有低孔隙度、低渗透率、非均质性强等特点，钻井过程中面临井眼轨迹控制难、储层钻遇率低等挑战。通过攻关随钻导向钻井技术，实时获取伽马、电阻率等随钻参数，快速迭代更新地质模型，动态调整井眼轨迹，大幅提高了浅层页岩气优质储层钻遇率和单井产量，形成了页岩气高效开发的核心技术。对比分析了随钻测量/井、地质导向分析决策、定向轨迹高效控制三大导向钻井核心要素的国内外技术差距，针对深层页岩气给随钻导向钻井技术带来的新挑战，明确了要进一步攻关极限测传技术、开展多学科一体化协同作业、研发高效旋转导向工具和发挥智能化大数据优势四大方向。研究结果对推动随钻导向钻井技术发展具有重要借鉴意义。

摘要：为提升油田开发用油管的使用服役性能，以Ф73×5.51 mm J55油管为基体，运用自蔓延高温合成技术（SHS）在Al+Fe2O3 基本铝热体系中（B 组分）添加质量分数为4%Nb2O5、8%ZrO2、13%CrO3、5%SiO2 为新型SHS 材料体系，制备了新型陶瓷内衬耐磨涂层油管（A 组分）。运用SEM、EDS、XRD、FTIR等分析手段测试了耐酸性腐蚀、结合强度、弯曲强度和压溃强度等性能，对比分析结果表明：A组分制备的陶瓷内衬层的耐腐蚀性、弯曲强度、结合强度及压溃强度均优于B。其中，A 组分涂层和B 组分涂层1200 h 的流动腐蚀失重率分别为0.42%、0.54%，性能均优于J55油管基体。A组分制备的陶瓷内衬油管弯曲强度比B组分提升了15.9%。基于滑脱位置观测，确定了Fe-Fe界面部分冶金结合力与Fe-Al2O3界面机械结合力强弱的转换温度约为200℃，低温时机械结合力大于冶金结合力，高温时机械结合力小于冶金结合力。

摘要：中深层地热作为清洁、稳定的可再生能源，其开发力度逐渐加大，而井下保温管技术作为影响地热能开采效率与系统经济性的核心环节，近年来成为行业研究热点。为此，通过实际应用案例，重点从保温管材料技术创新、结构优化设计、性能测试方面展开论述。聚氨酯复合保温材料、纳米气凝胶绝热材料通过降低导热系数与提升耐温耐压性能，有效解决了传统材料在深井高温环境下的保温失效问题。在结构设计方面，双层真空隔热管与非金属复合管成为主流方向，前者具备低导热系数，后者则在轻量化与耐腐蚀性方面表现突出。在性能检测方面，实验室数值模拟与现场试验相结合的评价体系逐渐成熟，总体上正朝着高精度、高分辨率、实时在线、多参数协同检测方向发展。随着对深部地热能开发需求的不断增加，真空纳米保温管因其优异的保温性能成为当前研究的重点，今后需进一步提高真空度的保持时间和稳定性，以及降低纳米保温材料的成本。当前中深层地热井保温管技术已进入“材料-结构-检测”协同发展的关键阶段，仍面临材料老化、界面开裂、成本高昂等挑战。未来研究将围绕“性能升级-工艺简化-成本降低”三大目标展开，聚焦材料性能优化、结构一体化设计及规模化生产，进一步降低成本。

摘要:目的为降低利用单一低温法从天然气中提氦的工艺设备投资及能量损耗,提出一种新型天然气提氦联产LNG工艺。方法 以国内某气田低含氦原料气数据为基础,对该新工艺的特性及适应性进行了模拟分析,并通过遗传算法对混合制冷剂制冷循环进行了优化。结果 ①通过特性分析可知,节流前温度越低、节流压力越高,闪蒸罐对氦气的浓缩作用越好,同时可生产摩尔分数达到99.9%的高纯氮气产品,并自产液氮产品;②新工艺对原料气中氮气、氦气纯度变化及原料气压力均有很强的适应性,原料气压力越高、氮气和氦气纯度越低,压缩机轴功率越低;③通过特性及适应性分析、混合制冷剂制冷工艺参数优化可得闪蒸罐节流 前温度为-150℃,节流压力为350kPa,提氦塔压力为3200kPa,脱氮塔和提氦塔塔板数均为12块,混合制冷剂压缩机一级和二级最优增压压力分别为1341kPa和2767kPa,混合制冷剂循环量为1722.7kmol/h,压缩机总轴功率为 3765kW,冷却水用量为6474t/d,综合能耗及单位能耗分别为1097216.00MJ/d、3.66MJ/m3。结论 该新型工艺的氦气回收率超过98%,粗氦摩尔分数高于70%,且可自产制冷剂,并得到高纯氮气和液氮产品,对原料气气质条件适应性好。

摘要：【目的】随着“双碳”战略与可持续发展目标的不断推进，氢能作为来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源受到广泛关注。地下储氢是实现氢能大规模、长周期储存的有效途径，与国外相比，中国地下储氢研究与建设起步较晚，尚无已建成的地下储氢工程案例。【方法】围绕地下空间储氢技术展开调研，剖析了盐穴、枯竭油气藏、含水层、衬砌岩洞4 种储氢地质体类型的优缺点与储存特征。针对地下储氢技术关键难点与潜在风险点，结合国外氢气地下储存的典型案例，选取枯竭油气藏型与盐穴型两类储氢库为例，系统阐述了地下储氢在地质体完整性、井筒完整性、地球化学反应及微生物反应等方面面临的风险，对比了不同风险对两类典型储氢库的影响。为拓宽地下储氢的应用场景、推进氢能产业协同发展，利用氢场景多元化与地下储氢容量大、周期长、受地质条件限制的特点，探讨了电-氢、电-氢-电、电-氢-甲烷3 类用氢场景下的地下储氢适配模式，并对3 类应用模式的未来发展潜力进行了展望。【结果】枯竭油气藏型与盐穴型两类储氢库在实际运行过程中也面临众多风险挑战，但与枯竭油气藏相比，盐穴中氢气沿围岩发生泄漏的风险概率更低，因地球化学反应、微生物反应而产生的氢气损耗量更小。地下空间储氢技术在3 类用氢场景中均有适配发展潜力，但现阶段电-氢-电、电-氢-甲烷两种方式存在能量转化效率低、经济成本高等问题。【结论】地下空间储氢技术在未来氢能大规模应用中具有广阔的市场前景，结合国外地下储氢经验与现有风险难题，发现盐穴型是目前经验技术最成熟、最优质的地下储氢库类型。为建立绿色、高效、低成本的低碳能源体系，宜优先发展以氢气为终端应用的“电-氢”协同模式。

摘要：长水平段水平井钻井技术在提高深层煤岩气单井产量和降低钻井成本方面具有巨大优势，已成为实现高效开发的关键。针对鄂尔多斯东缘斜坡带深层煤岩气水平井长水平段钻井面临的井壁失稳、轨迹控制难、摩阻扭矩大等难题，通过模拟计算井眼轨迹偏移距与摩阻扭矩的关系，优化确定了安全避障的偏移距；将井身结构由“导管+二开”优化为“导管+三开”井结构；采用“双二维+小三维”模式的六段制“直—增—稳—扭—增—稳”轨道剖面实现轨迹优化；钻井中集成应用“PDC 钻头+1.25°单弯单扶螺杆+水力振荡器”增斜钻具组合与“PDC 钻头+近钻头方位伽马+1.25°单弯双扶螺杆+水力振荡器”稳斜钻具组合，实现了精准轨迹控制；从“封堵防塌、化学疏水、润滑防卡”三个关键点入手，优化形成了强封堵、强抑制、强润滑的钻井液体系。最终，集成形成了以地质工程一体化设计、井眼轨迹控制、防塌钻井液及井眼清洁技术为核心的深层煤岩气长水平段钻井技术体系。该技术在JS6-3 井台进行了现场试验，完钻3 口井水平段长均突破2 000 m，并创造水平段“一趟钻”2 104 m 记录，平均钻完井周期较设计缩短21.3%，水平段平均复合钻进比例93.8%，黑金靶体钻遇率96.0%。该技术为鄂尔多斯东缘斜坡带深层煤岩气高效开发提供了重要技术支撑，可为国内深层煤岩气长水平段水平井钻井提供技术参考和借鉴。