联合站高含硫污水曝氧除硫技术研究

氧化脱硫技术利用空气中的氧气对污水中的S2-进行氧化作用,使其成为不具有腐蚀性的S2O42-离子,从而使污水中硫化物浓度下降。通过曝氧脱硫试验,证实了空气氧化除硫的可行性,得出含硫60mg/L的污水氧化除硫到5mg/L以下需要的空气量,需要的气液比为7∶1～8∶1;得出了除硫后污水中硫化物可在注水罐中稳定有所下降,含氧由塔出口的0.8mg/L下降到0.5mg/L以下的变化规律,得出了曝氧除硫的运行费用为0.227元/m3。得到了适合江河联合站污水处理的脱硫运行参数,以及脱硫后污水含氧、含硫、腐蚀速率的关系,为江河联合站污水脱硫技术提供数据。     

热力除氧器技术改造及效果分析

从原理及构造上对热力除氧器进行了分析，设计出其替代产品。同时对现场运行情况进行了分析。表明，双级热力除氧器效果最好，除氧效果由原热力除氧器的0.1mg/L降到0.05mg/L以下，为以后除氧器的选择提供了有力的选择依据。     

海水除氧剂HC-3的研究与应用

胜利埕岛近海油田采用注海水驱油方式开发，海水含氧7～8mg／L。埕岛中心二号平台海水处理系统采用天然气气提工艺除氧，除氧设备故障多，天然气耗量大，除氧费用高。讨论了8类共11种化合物的除氧机理，并在2mg／L CO^2＋催化剂存在下，按理论用量的0．5～2．0倍加入海水中除氧，其中亚硫酸钠、亚硫酸氢钠和丙酮肟效果最好，亚硫酸盐＋肟在理论加量条件下可使海水含氧降至零。加量70mg／L时在现场条件下使海水含氧降至0．04mg／L。该复配物定名为除氧剂HC-3，无毒，其水溶液在油封、氮封条件下可分别储存7天、15天，使用防冻液可使凝固点降至-18℃。改用质量比6：4的Cu^2＋＋Mn^2＋催化剂可大大提高除氧速率。该除氧剂已于2005年7月投入现场应用，使用一种隔膜式计量泵使除氧剂、催化剂配比精确化。在除氧剂加量80mg／L、催化剂加量16mg／L条件下，处理后海水含氧稳定地控制在≤0．04mg／L。图3表8参6。     

解吸除氧工艺技术在热采蒸汽发生器水质处理中的应用

方法采用解吸除氧工艺，对热采蒸汽发生器水质进行处理。目的解决胜利油区注汽站水源水含氧量高．从而导致蒸汽发生器炉管和注汽管线严重腐蚀的问题。结果解吸除氧工艺在胜利油区与蒸汽发生器配套应用后，可将水质含氧量由6～14m／L，降至0．03～0．10mg／L，再经辅助化学除氧，可将水质含氧量降至0．01mg／L以下．达到了水质含氧标准。结论采用解吸除氧工艺使其能满足蒸汽发生器水质除氧的要求。与常规热力、真空除氧相比，具有运行费用少，经济效益显著以及工艺流程简单、占地面积小．安装操作方便的特点。同时对防止隔热管碱脆，减轻地层中二氧化硅溶解而造成油层堵塞是很有利的。     

油基钻井液高效除硫体系优化实验北大核心CSCD

目的解决川东北含硫气藏在钻井过程中存在的H2S污染油基钻井液、H2S溢出造成的安全风险问题。方法建立了H2S污染油基钻井液室内评价方法和评价参数,优选了油基钻井液用高效除硫剂和复合除硫体系配方。结果除硫效果优异的单剂为液体除硫剂YT-1、碱式碳酸锌JD-2、醇醚酰胺CLC,饱和度分别为56.48 mg/g、21.13 mg/g、5.8 mg/g,高温老化除硫率分别为90.10%、82.60%和75.23%,与油基钻井液配伍性良好。优化形成的复合除硫体系配方4%(w)YT-1+2%(w)JD-2,在质量浓度为75 mg/L的H2S污染油基钻井液后,出口质量浓度达到0.015 mg/L所用时间仅为1.21 min,加入复合除硫体系后,该时间则达到171.8 min。污染后的油基钻井液高温老化后H2S质量浓度为0.078 mg/L,加入复合除硫体系后,H2S质量浓度为0 mg/L,除硫率达100%。结论除硫单剂协同作用提高除硫效果,为川东北地区高含硫地层“安全、高效”钻井提供了技术保障。     

内置式热力除氧技术在锅炉给水处理中的应用

论述了内置式热力除氧器的工作原理、结构形式、适用范围、主要技术特征及在工程上的应用,并以实例验证了其性能优势.中国石化仪征化纤股份有限公司PTA装置的给水除氧系统采用了内置式热力除氧器,从2003年至今,投用两年多来,运行正常,排气噪声小于50dB,水中残留氧浓度为5～6μg/L.     

旋膜除氧器在5×10~4m~3/h制氢装置除氧水系统中的应用

中国石油锦西石化公司在5×10~4m~3/h制氢装置除氧水系统上使用旋膜除氧器。结果表明,除氧水中溶解氧的质量浓度控制在10~15μg/L时,能有效避免因蒸汽品质不合格致余热锅炉蒸发面发生氧腐蚀进而导致装置停工的问题。     

复合交联聚合物调堵剂的研制

介绍了复合交联剂的交联机理，考察了聚合物水解聚丙烯酰胺（HPAM）浓度、单交联剂有机铬、复合交联剂有机铬与酚醛、温度等因素对凝胶体系的影响。结果表明，在聚合物HPAM浓度1500mg／L，采用复合交联剂，其中有机铬浓度50mg／L，酚醛浓度150mg／L，多羟基酚和除氧剂浓度均为100mg／L，温度45℃条件下，可配制出粘弹性好、强度高、粘度保持率达95％以上的复合交联聚合物调堵剂。该调堵剂可用于温度低于50℃的中低温油藏条件。     

原油生产设施中溶解氧问题

原油炼制期间,当空气中的氧与原油接触时,就会出现各种情况。用覆膜的极谱克拉克电池进行的各种测量表明,20℃时原油含氧饱和浓度约是水中的5～6倍（约为9mg/L）。此外,调研还表明,在10～20℃范围内,原油中氧的溶解度保持不变或略有增高。已测得的两个油田的原油实际含氧量为0.16mg/L和0.23mg/L。通过呼吸阀敞口的缓冲罐,原油含氧量约为1.1～1.3mg/L。本文建议将这些罐与气体密封系统连接,以免管道系统中发生顺序反应。在炼厂系统中,正是这些依赖于时间和温度的与氧的顺序反应带来了诸如沥青质的形成、界面活性、乳状物稳定、细菌作用和腐蚀等问题。因此,考虑氧对原油的影响特别重要。由于原油是在完全厌氧的条件下生成的,所以来自空气中的氧会给生产运行带来很大的影响。     

A油田注入水水质变化原因分析及稳定对策

海上A油田注入水经过精细过滤后,水质变浑浊,且对岩心的堵塞比较严重,不能满足回注要求。因此,室内通过测定离子组成、浊度值、溶解氧质量浓度、细菌数量等水质指标以及浑浊物成分,分析注入水水质变化的原因。结果表明:注入水中溶解氧质量浓度的增大导致细菌大量繁殖是造成水质变浑浊的主要原因。通过除氧剂以及杀菌剂的优选实验,研究了适合该油田注入水的水质稳定措施,在注入水中加入1000 mg/L的除氧剂CYJ-10和30 mg/L的杀菌剂SJJ-3能使水样浊度值不发生明显变化,岩心驱替100 PV后的渗透率保持率大于85%。现场应用结果表明,采用水质稳定措施后,注入水水质未发生明显改变,M井的注入量能够保持较长时间的稳定,增注效果良好。     

减压塔扩能改造新途径

将复合床层技术和新型规整填料Chaopak用于常减压蒸馏装置减压塔的扩能改造。通过对二级减压塔的操作条件和产品质量的分析表明，各侧线产品质量和收率均达到设计要求。全塔压力降为933．3Pa，远低于1599．9Pa的设计值；在保证生产能力提高的同时，产品的收率和原油利用率也得到了提高；该塔还具有较大的操作弹性。该技术在常减压蒸馏装置的扩能改造中具有很好的应用前景。     

深层油气用加重滑溜水压裂液体系

塔里木库车山前区块作为典型的超深层气藏,75%施工井泵压在100 MPa以上,最高施工压力达到136 MPa,压裂增产改造一直是制约其油气开发的技术瓶颈,施工排量也受到极大限制。据统计超深加重压裂液施工井,普遍存在液体密度增加,施工压力降低幅度未达到理论效果,基于理论分析及加重压裂液实际应用中存在的问题,借鉴页岩气用滑溜水成功应用的经验和加重压裂液的优点,通过优选加重剂、耐高盐降阻剂和助排剂形成了加重滑溜水体系。该体系加重密度为1.35 g/cm3,耐氯化钙35×104 mg/L,能有效降低施工压力和施工风险,降阻率为62%,与常规瓜胶压裂液减阻率相当,并具有良好的耐温耐剪切性能和助排性能,岩心伤害率为11.2%,对储层伤害低,为超高压超深井储层改造提供新的技术支持。      

石油钻头自激振荡脉冲喷嘴真空扩散焊接工艺正交试验研究

针对石油钻头自激振荡脉冲喷嘴结构复杂和制造困难的问题,提出用“模压法分段成形加真空扩散焊连接”制造的新工艺。采用正交试验法,通过极差分析和方差分析,研究了扩散焊接温度、焊接压力和焊接时间等工艺参数对自激振荡脉冲喷嘴焊接接头抗剪强度的影响,确定了因素的主次顺序、因素的最佳水平组合及扩散焊接的最佳工艺参数。试验结果表明,当采用焊接温度1050℃、焊接压力120MPa和焊接时间20min的参数组合时,可获得强度高、致密性好和耐冲蚀的焊接接头,其抗剪强度≥750MPa。该研究可为选择石油钻头自激振荡脉冲喷嘴真空扩散焊接的最佳工艺方案提供依据。     

聚合物驱后多元调驱体系提高采收率研究

根据聚合物驱后提高采收率的需要,筛选了多元调驱体系的凝胶颗粒类型、交联剂最优浓度和洗油剂最优浓度,分别考察了单元注入体系(50 mg/L或100 mg/L交联剂、2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV),二元注入体系(100 mg/L交联剂+2000 mg/L阳离子凝胶微球,注入体积1 PV)和三元注入体系(0.4 PV×2000mg/L阳离子凝胶微球+0.3 PV×100 mg/L交联剂+0.4 PV×2000 mg/L高效洗油剂)的调剖效果。实验结果表明:二元注入体系转水驱突破压力为3 MPa左右,而且压力整体波动范围和波动幅度都明显高出单元注入体系的,这说明二元注入体系调剖效果比单元注入体系的好;在水驱采收率39.65%、聚合物驱提高采收率18.38%的基础上,三元注入体系提高采收率22.82%;水驱和聚合物驱阶段注入压力较低,凝胶微球注入后压力迅速上升,交联剂的注入保持了压力,高效洗油剂驱使压力进一步上升,转后续水驱后压力下降并稳定在2 MPa左右;与二元注入体系相比,三元注入体系的后续水驱压力明显降低,这保证了在不影响调驱效果的同时还能降低后续水驱压力,因此多元注入体系具有更好的实际应用价值。图5表3参9     

基于TRIZ创新理论的新型高压损防堵水嘴

为了在有限空间内探索具有大通流面积、高压损特性的注水嘴，使其在注水过程中保证配水精度的同时具有良好的防堵能力，应用TRIZ创新理论对具有高压损、防堵特性的分层注水水嘴进行了深入分析和优化设计。通过功能及冲突矩阵分析，利用结构嵌套法对水嘴结构进行优化，并设计出具有嵌套形式的新型绕流对冲水嘴。通过数值模拟方法对新型水嘴的压损特性进行分析，结果显示，新型水嘴可在保证截面面积较大（不小于传统?4.0 mm直孔的通流面积）的情况下提供优于传统?2.0 mm直孔水嘴的压损特性，从而可在保证配水准确性的同时提升防堵能力，提高水嘴的免维护周期。     

加热炉燃烧系统改造效果分析

目前作业三区集气站安装的加热炉为630kW8井式天然气负压加热炉,本加热炉为快装水套式加热炉,可同时加热8井气体盘管,产量可达50万m3/d。它在常压下运行,以天然气为燃料,配备先进的负压型火嘴、进口的温度控制器及控制气阀,可实现温度自动调节和母火熄灭保护功能。系统坚固耐用,可在无电条件下正常运行,热效率达84%。在生产运行过程中由于榆X站1#加热炉出现燃烧功率低、水蒸汽无法排出而造成加热炉炉膛结垢严重,水蒸汽冷凝结冰严重的现象,对此进行加热炉燃烧器的改造,排除了故障,提高了加热炉的使用效率。     

局部加热对重质油加氢裂化的影响

采用间歇式高压釜反应器研究了加拿大油砂沥青和沙特重质减压渣油及其模型化合物十二烷基苯的加氢裂化反应,实验条件为5 0MPa、410～430℃、0～60min。以微小电热丝在反应器中很小的区域制造了局部高温,考察了其对加氢裂化的影响。结果表明,该方法促进了反应物中自由基的形成,提高了重质油及其模型化合物的转化率和中间馏分油的收率。     

低渗储层注水伤害研究

低渗透的宝浪油田是中偏强水敏储层,在进行了各种防膨措施后,注水压力仍不断上升,从25MPa上升至32MPa,依然欠注,即使频繁进行酸化、洗井等增注作业,效果也不理想。文章通过注入水水质分析和控含铁、含氧量进行的模拟地层水岩心流动驱替实验,认为注水造成储层堵塞的真正原因是注入水含铁含氧量偏高。注入水中含铁含氧,形成了Fe(OH)_2、Fe(OH)_3胶体,这类铁氧化合物,或包裹注入水中的固有颗粒,使颗粒粒径增大,形成"软颗粒",或产生新的颗粒,同注入水中的刚性颗粒相互作用,造成储层严重堵塞。即使少量的铁氧化合物,因低渗储层孔喉细小,其造成的堵塞也非常明显,在避免水敏的情况下,驱替120PV时伤害率达37.0%,而常规刚性颗粒堵塞,驱替180PV仅3.4%。所以,该低渗油藏注水开发,不但要防膨和控制注入水的颗粒粒径和颗粒浓度,尤为重要的是控制注入水的含铁、含氧量。     

常减压蒸馏装置节能降耗优化措施

针对某炼油厂13.0 Mt/a常减压蒸馏装置能耗高的问题,结合实际运行工况,重点围绕如何降低燃料和1.0 MPa蒸汽消耗,实施了减二线至产品储罐区的流程改造,用燃料气替代产品储罐氮封的技措,以及Robust-IPC全流程智控技术应用的节能综合优化措施。结果表明:技改后,装置常压炉、减压炉的含氧体积分数均降至1.8%,热效率分别提高了0.12,0.14个百分点;燃料气中含N2体积分数月平均降幅4.9个百分点,燃料气热值提高了 3 443.02 J/g;换热网络的换热终温提高了3.59 ℃,节约燃料消耗330.5 kg/h;稳控了减压塔残压,使1.0 MPa蒸汽能耗（以标准油计,下同）月平均降低了0.128 kg/t;装置综合能耗由8.550 kg/t降至7.750 kg/t,降幅为9.36%。     

加氢裂化高压换热器的腐蚀泄漏及对策

以加氢裂化高压换热器E3403为研究对象,从工艺参数、设备选型及工程设计等方面进行分析,确定换热器腐蚀失效的机理,并提出了有针对性的解决措施.分析表明:换热器的主要失效原因为NH4 Cl结晶引起的垢下腐蚀,原料油携带的氯和氮是产生NH4 Cl结晶的主要因素.为确保换热器长周期安全稳定运行,提出了以下防控措施:在电脱盐过...