小型模块化反应堆的创新，为传统基荷电站提供了一种紧凑、高效的替代方案，小堆位于核能生产新时代的前沿，可以重塑实现工业脱碳的方式。 NuScale Power公司的联合创始人兼首席技术官JoséReyes撰文指出，随着全球能源转型的推进，审视小堆等技术进步对于减少碳排放的潜力至关重要。核能长期以来一直被公认为能够在不排放温室气体的情况下产生大量电力。小型模块化反应堆技术的引入代表了核能部署的一个关键转变，解决了许多以前的挑战，并为核能与工业部门的整合开辟了新的途径。 NuScale的小堆技术设计创新而简单，为广泛的能源需求提供了一个成本竞争力强、安全且可扩展的解决方案。 NuScale功率模块设计为完全工厂化制造，以保持低成本和一致性，是一个77 MWe的一体化压水反应堆，它在正常运行和停堆模式下都利用重力驱动的自然循环来实现一回路冷却剂的流动。 NuScale的模块化VOYGR小堆电站设计可以容纳4个、6个或12个功率模块，分别对应的总毛输出为308 MWe、462 MWe或924 MWe。 这种可扩展性对于解决重型制造和化工生产等难以减排的行业的能量需求具有优势。这些行业是全球碳排放的重要贡献者，需要可靠的电力，并且通常需要高温工艺热才能运行。小堆能够生产全天候的高压、高温蒸汽，提供了一种可行的解决方案，为在不影响电网可靠性的情况下实现工业过程的脱碳提供了一条途径。 此外，NuScale的设计具有模块化特性，从而实现了独特的灵活性。一个拥有多个功率模块的电站可以支持负荷跟踪、错峰换料以及多功能输出。例如，一个电站可以为电网生产清洁、可靠的电力，同时分配一个或多个模块以经济的方式生产用于其他工业过程的氢气或高温蒸汽。 小型模块化反应堆为难以减排的制造和化工生产设施的脱碳做出贡献方面的潜力，突显了这项技术的多样性及其在更广泛的能源转型战略中的作用。通过拥抱创新并在各个领域促进合作，我们可以充分挖掘小堆的潜力，彻底改变我们的能源生产和工业脱碳方法。 NuScale自2007年成立以来已经走过了漫长的道路，未来前景光明。小型模块化反应堆技术的商业化代表了在努力应对气候变化的同时满足日益增长的能源需求的希望之光。通过利用小型模块化反应堆的效率、紧凑性和灵活性，可以开辟一条通往更可持续、低碳未来的道路。 查看详细>>

6月27日凌晨1时，东方物探西南物探分公司承担的四川盆地卧龙河区块CCUS-EGR三维项目（简称卧龙河三维项目）高效完工。 卧龙河三维项目作为川渝首个CCUS-EGR先导试验项目，是西南油气田为落实国家和集团公司减碳要求、实现“双碳”目标打造的创新技术探索工程。 为推进这一全新工程的实施，西南油气田经过反复论证，在重庆垫江县、长寿区和四川邻水县境内部署了满覆盖面积100多平方公里、施工面积470多平方公里、上万炮次的三维地震勘探工作量。 东方物探西南物探分公司承揽项目后，调集一流队伍、专业装备和技术力量，选派山地勘探功勋卓著的甲级地震队——物探248队领衔负责项目的运行管理，所属的测量、钻井、民爆、排列等工程队伍参与施工。 物探248队精准“捕捉”施工难点，梳理“项目参数强、障碍分布密集、协调难度大”三大难题，制定实施破解方案，对试验炮的激发工作进行精细化，优化激发参数，提高地震原始资料品质，保证目的层地质任务精确。 围绕打造CCUS-EGR先导试验精品工程的目标，项目实施“甲乙方一体化”管理模式，投入测量小组35个、钻机120台、生产排列3万余道，应用智能化地震队系统搭建项目决策指挥平台，强化采集施工组织，严格全生命周期质量管理，促使项目安全高效推进。 施工期间，针对工区密集的地下管网，物探248队与管网运维的8家单位建立联动机制，组建巡线组17个，全面掌握工区24条管线的具体走向，确保了野外定井符合安全距离，提高了测点的一次性合格率。 根据四川盆地的地貌特点，创新震源施工模块化管理，将震源作业区划分为30个模块，灵活安排震源作业车实施穿插施工，提升震源设备采集效率。 首次应用全排列接收模式，增加覆盖次数，提高目的层成像效果。同时，升级“山地井炮源驱动系统”2.0版本，强化爆炸站中继自动切换、自动锁井功能，实现对爆炸站状态的实时监控，确定优先炮井采集区域，最大程度缩短单炮激发整体间隔时间，采集时效提高20%。 卧龙河三维项目于5月20日启动，历时39天，至6月27日安全高效地完成了野外采集工作。 延伸阅读》》》 什么是CCUS-EGR？ CCUS-EGR指的是气藏提高采收率技术，是将二氧化碳等气体注入目标气层的创新采集实验方法。持续把二氧化碳注入目的层，使枯竭气藏变为碳库库址资源，可以挖掘枯竭气藏价值，降低气田稳产难度，促进老气田生产转型。 川渝地区首个CCUS-EGR项目实施意味着什么？ 本项目的实施不仅可以推动绿色低碳发展和技术创新与应用，而且可以提高油气采收率，实现碳源循环利用和零排放，打造全链条立体示范基地，为即将在四川盆地启动的类似项目积累经验，为未来CCUS-EGR技术的推广应用起到示范作用。 查看详细>>

渤海油田首口超深井 渤中19-6-D1井 顺利完成全部钻井作业 该井井深6088米 创造了渤海油田最深井纪录 标志着渤海油田深井钻井技术 正式迈入超深井行列 按照国际石油通用惯例，井深超过6000米的井为超深井。超深井是获取海底深部油气资源、探索地球深层秘密的不二法宝，但实现超深井钻井作业的难度极大。 渤中19-6-D1井作为渤海油田第一口超深井，所处地质条件复杂，地层温度超过180℃，井底压力最高56兆帕，钻井作业除了要揭开上部多个地质层位外，还需要穿过两座布满裂缝的地下潜山，极具挑战性。 为破解井下温度高、井内压力系统复杂、井下工具易失效的难题，工程技术项目团队锚定目标，开展科技攻关与现场实践，研制了抗高温高润滑钻井液，成功使井下钻具抵御高温，并配套使用精细控压设备，精确控制井下异常压力，为后续深层油气藏开发提供了解决方案。作业实施阶段，工程技术项目团队融合诸多专业技术骨干，建立攻坚队，不断探索作业新思路、管理新模式、生产新技术，深入挖掘工程风险，科学优化作业方案，统筹协调资源，高效组织施工。经过60天的奋战，高质量高效率完成渤海油田第一口超深井的全部钻井作业任务。 目前，渤海油田正在实施的渤中19-6千亿方大气田一期开发项目与渤中26-6亿吨级油田一期开发项目是两个典型的大型深层油气田开发项目。两个深层项目完成后，可以满足千万人口城市一年的基本需求，有利保障我国能源安全及民生保供。 渤中19-6-D1井的成功钻探开辟了渤海油田海上超深层油气开发的新领域，印证了渤海油田工程技术项目团队拓宽开发超深层油气领域的决心，对加快我国渤海油田超深层领域大型油气资源的勘探开发进程、助力渤海油田上产4000万吨具有重大意义。 查看详细>>

站在玛尔挡电站进水口处，叠放安装着一层层像竖立着的百叶窗样的闸门，该闸门可以在5分钟内灵活实现任意一层门叶的启闭，控制水流从该分层下泄。这便是西北院联合有关单位历时几年研发出的一种业内首创的新型分层取水工艺：分层立式导叶阀。该分层取水工艺可快速有效的实现水库低温水下泄对下游生态带来的不利影响。 据了解，玛尔挡水电站工程蓄水运行后，库区将出现水温分层，出库水温与自然河道水温会出现较大差异，特别是在鱼类繁殖季节，下泄水温会较自然水温降低2.4℃-3.8℃，低温水对下游鱼类的生长繁殖会产生比较大的不利影响。 低温水减缓措施是世界各国高坝大库建设面临的普遍性难题，目前采取的措施主要以传统叠梁门为主，通过吊装机械操作叠放一块块整体平板闸门，实现低温水的减缓。该方法操作流程繁琐，启闭一次历时耗时长，水温恢复响应慢，不能短时间达到低温水减缓效果。为解决这一难题，通过近几年的技术攻关，西北院研发提出了一种百叶窗式“分层立式导叶阀”型式的分层取水工艺，利用这种百叶窗式的闸门结构替代了原来的整体平板闸门。新型闸门可通过电气直接控制每个单块上的电机、螺杆，灵活快速的实现单块闸门的启闭，大大缩短低温水减缓响应时间，提升分层取水效率和低温水减缓效果。 该分层取水新工艺在玛尔挡水电站的应用，将会显著促进分层取水技术创新的发展，减缓库区水温分层对下游河段水生生物的不利影响，维护水生生物多样性，以生态环境高水平保护支撑推动高质量发展。 查看详细>>