超声波处理炼油厂污油破乳脱水的研究

利用超声波对炼油厂含水 (体积分数 )为 5 .4 %的污油在实验室进行了破乳脱水回收试验 ,考察了超声波参数对污油脱水的影响。结果表明 ,超声波对污油脱水作用相当明显 ,在相同的破乳剂用量、温度等条件下 ,污油脱水量与单纯热沉降相比可提高 2倍左右 ;温度是乳化污油脱水的敏感因素 ,使用超声波处理污油可降低污油处理温度 ;超声波的声强对污油脱水量有直接影响 ,超声波脱水的声强应在临界阈值以下 ;破乳剂用量对污油脱水也有很大的影响 ,为了获得较好的脱水效果 ,破乳剂用量应控制在临界值以下。在声强 1.16 8W /cm2 、频率 4 0kHz、作用时间 15min、破乳剂NS 2 0 0 3用量 375 μg/g、温度 70℃、沉降 4h的条件下 ,用超生波技术处理炼油厂污油 ,可使脱后污油水含量在 0 .2 %以下。     

炼油厂重污油的超声波破乳技术

通过单因素实验和正交实验分别考察了炼油厂重污油超声波破乳脱水的重要影响因素,包括破乳剂质量分数,超声波处理时间、声强、频率,温度等。结果表明,单因素实验中,在破乳剂质量分数600 μg/g,处理时间15 min,超声波声强0225 W/cm2、频率21 kHz,温度80℃条件下,重污油脱水率(体积分数)可达到95%。通过正交实验得到的最佳重污油脱水条件为破乳剂质量分数800 μg/g、处理时间10 min、超声波声强0210 W/cm2、温度100℃。影响因素的主次顺序依次为温度、破乳剂质量分数、处理时间和超声功率。超声波对强化炼油厂重污油破乳脱水效果明显。该技术具有脱水率高、沉降时间短的特点,对炼油厂重污油的高效处理具有重要意义。     

原油脱水站沉降罐上部污油破乳剂的研制

针对原油生产过程中困扰原油脱水站的沉降罐上部高机械杂质含量污油的囤积问题,研制了适用于高机械杂质含量污油的破乳剂DS-1。室内评价结果表明,在大庆油田北二联合站水驱沉降罐上部水含量为31%,离心沉淀物含量为6.7%的污油中投加0.4%污油破乳剂DS-1,在沉降温度为50℃的条件下,经过4.5h后的脱水率可达97%,顶油水含量可降低至0.6%。     

污水回收超稠油破乳脱水技术研究

针对回收污水中超稠油破乳脱水困难等问题进行了原因分析。通过对比各种解决方法及进行破乳剂筛选，最终研制出了可有效处理污水回收超稠油的破乳剂，找到了一条解决回收污水超稠油破乳脱水问题的新方法。也为其它油田超稠油破乳回收提供了借鉴。     

成熟探区有效烃源岩的评价方法——以辽东湾地区为例

油气勘探成熟区预测资源量与勘探发现不符，问题可能在于有效烃源岩（特别是深层烃源岩）及其油气生成潜力没有得到正确地评价。在辽东湾地区，首先利用地球化学和地球物理手段对各凹陷中5套烃源岩进行了分层评价和油气生成模拟实验，计算得到油气生成强度；然后利用烃源岩埋藏过程中油气的生成模型、孔隙度变化模型及其油气饱和度，计算得到油气排出率，并根据烃源岩与砂岩的不同组合形式对油气排出效率进行校正，得到油气排出强度；最后将油气生成强度和排出强度与油气田储量规模进行了相关分析，根据相关性确定有效烃源岩的性质、分布以及对油气聚集的控制规律。结果表明，在辽东湾地区，生油强度大于25×10⁴t/km²（排油强度大于15×10⁴t/km²）的烃源岩可以形成储量规模大于500×10⁴t的油田，为有效烃源岩。其中，生油强度大于200×10⁴t/km²（排油强度大于125×10⁴t/km²）的烃源岩可形成储量规模大于5 000×10⁴t的油田，为优质烃源岩；而当生油强度低于25×10⁴t/km²（排油强度小于15×10⁴t/km²）时，没有规模储量的油气田，此类烃源岩为非有效烃源岩。与以往以有机碳含量的下限值分析为核心的有效烃源岩评价不同，这种利用油气生成强度和排出强度开展有效烃源岩评价的方法有利于推动中国东部成熟探区的油气精细勘探。     

牙哈气田凝析气处理装置乙二醇系统工艺优化

塔里木油田牙哈作业区400×10⁴m³/d高压凝析气处理装置是国内目前规模最大的凝析气处理装置，凝析气进站压力18 MPa ，年处理凝析油70×10⁴t，产液化气2×10⁴t，处理后的天然气向 “西气东输”管道输气，输量350×10⁴m³/d。该装置自2000年建成投产以来，发现原设计装置中乙二醇系统存在着一系列缺陷：烃醇分离难、物料消耗大、运行不平稳，使装置的日常运行受到严重影响，制约了装置的连续处理能力和液化气产量，并导致乙二醇消耗量较大、生产成本高，操作难度和强度加大。为此，经过4年的摸索优化改造，从工艺流程、操作参数和设备选取等方面采取措施，比较有效地解决了上述难题，取得了可观的社会经济效益。     

高含渣污油的超声强化破乳机制

为改善高含渣污油的破乳处理效果,采用化学药剂联合超声工艺处理污油。以破乳后油层含水率为主要评价指标,在固定药剂用量(水溶性破乳剂SP3加量0.15 g/L,油溶性破乳剂AR304加量0.15 g/L)条件下,系统考察了超声处理对高含渣污油破乳的影响规律及机制。研究结果表明,破乳剂处理后的污油在超声处理前基本处于乳化状态;经超声处理后,油层中水含量由超声处理前的54.8%最低降至10.2%,水质澄清,渣沉底,破乳效果明显,实现了油水渣的三相分离。超声联合药剂处理使得污油中固体颗粒的粒径减小,有利于固体颗粒从油相脱附;使水在固体颗粒表面的接触角减小至90°以下,增强了固体颗粒的润湿性,还使污油中的胶质沥青质含量减少,促进了药剂的传质及超声能量的传递,最终使得污油稳定性降低,从而实现高含渣污油的破乳脱水及脱渣。最佳的超声处理工艺参数为:超声功率500 W,超声频率22 k Hz,超声时间10 min。     

区带资源定量评价方法及在苏北盆地溱潼凹陷的应用

在TSM盆地模拟计算生、排烃量的基础上,通过势场分析,利用油气运移路径模型,探索建立区带以及构造带资源量动态、定量的计算方法,确定运聚资源量和所处位置,从而达到资源动态定量评价的目的。在苏北盆地溱潼凹陷的应用中,依据排烃势能,结合构造特征,把凹陷划分为断阶带、内斜坡带、枢纽带和外斜坡带4个区带共11个构造带,定量计算了三垛组沉积(35.2 Ma)以来,作为主要目的层的泰州组、阜宁组一段、阜宁组三段、戴南组、三垛组等在各带上的油气运聚量。计算结果表明,凹陷演化至今,主要油气运聚发生在盐城组沉积(23.2 Ma)以来。从这时期看,在三垛组运聚至断阶带的油气约为9.98×10⁶t,占该层的52.0%;在戴南组运聚至内斜坡带的油气约为21.59×10⁶t,占该层的为51.0%;在阜宁组三段运聚至内斜坡带的油气约为145.19×10⁶t,占该层的58.4%;在阜宁组一段运聚至内斜坡带的油气约为54.80×10⁶t,占该层的51.6%;在泰州组运聚至内斜坡带的油气约为46.86×10⁶t,占该层的48.5%。从运聚至断阶带上的绝对量看,阜宁组三段约为61.70×10⁶t、泰州组约为25.39×10⁶t、阜宁组一段约为19.70×10⁶t。因此,从资源定量评价的角度分析,勘探重点在断阶带应以阜宁组三段、三垛组为主,在内斜坡带应以泰州组、阜宁组一段、阜宁组三段、戴南组等为主。     

近20年中国石油储量变化分析

20世纪80年代以来,中国的石油工业处于储、产量相对稳定的壮年期。从1984年到2004年,中国累计的探明地质储量和可采储量呈起伏不大的平稳升势。其中,东部老油区仍是增储的主力,20年间地质储量年均增长4.6×10⁸t,可采储量年均增量约为0.95×10⁸t。西北区及海域地质储量年均增长分别为1.93×10⁸t及1.11×10⁸t,可采储量年均增量分别为0.396×10⁸t及0.237×10⁸t。从对未来经济发展更具影响的剩余可采储量看,中国石油剩余可采储量处于稳定的局面,20年期间平均年增量仅为0.1×10⁸t。东部老油区已处于稳产阶段后期,其剩余可采储量已开始下降,但西北和海域的增加弥补了东部的下降。今后东部老油区与西北、海域之间的减、增平衡状况决定着全国石油剩余可采储量和产量的变化趋势。为保持中国石油产量的进一步提高,今后应加强东部挖潜,开拓西北及南海深水海域战略接替区。     

以分子炼油为导向的短流程技术研究及应用

为降低石油炼制过程中的综合能耗,某公司炼油厂以分子炼油为导向,对60×10⁴t/a汽油改质装置凝缩油、150×10⁴t/a蜡油加氢装置反冲洗污油、600×10⁴t/a常减压装置减1线油、C₄异构化单元产品异构C₄、重整装置含硫液化气的加工流程进行分子指纹识别、加工流程优化调整,2022年,该公司的炼油综合能耗同比降低了2.45 kg·标油/t,取得了较好的成果。     

实施《页岩气发展规划（2016—2020年）》对环境影响研究

大力推动页岩气开发利用,对于缓解中国天然气供需矛盾、优化能源消费结构具有重要的意义。但是在页岩气勘探开发的过程中,也会造成一定的污染。为此,应用定性与定量相结合的方法,分析研究了实施《页岩气发展规划（2016—2020年）》对环境的主要有利与不利影响。结果表明：实施《页岩气发展规划（2016—2020年）》的不利环境影响主要是水资源消耗、水环境污染、能源生产过程中温室气体排放和生态破坏等;有利环境影响主要是优化能源消费结构、能源利用过程中减少大气污染物和温室气体排放量等。根据测算,中国到2020年、2030年页岩气开采与储运全过程需要的水资源量分别为1 294.8×10⁴～2425.5×10⁴ m³、4 316.0×10⁴～8 084.9×10⁸ m³,CH₄排放量分别为9.78×10⁸ m³、32.6×10⁸ m³。按照替代终端消费散烧煤炭估算,到2020年,页岩气的大规模使用会实现年减排SO₂、NO_x、颗粒物（PM）和CO₂ 分别达35.11×10⁴ t、6.59×10⁴ t、67.14×10⁴t和6952.63×10⁴t,到2030年实现年减排SO2、NOx、PM和CO2 分别达118.02×10⁴ t、22.18×10⁴ t、225.6×10⁴ t和3.866 277×108 t,能源利用过程中产生的大气污染物和温室气体减排效果显著。     

最终可探明储量预测——以潜江凹陷王广油气聚集区为例

应用油气藏规模序列和广义帕莱托两种统计方法，对潜江凹陷王广油气聚集区油气藏分布、油气藏个数、最终可探明储量及剩余可探明储量进行了研究.结果表明，该区预测的油气藏总数100～108个，最终可探明储量为（6272.36～6862.05）×10⁴t，待发现油藏个数为61～69个，待发现探明储量为（2092.96～2682.65）×10⁴t，剩余探明储量中，以小于50×10⁴t的油气藏为主。分析认为：①油气藏规模序列法适用于一个完整的、独立的盆地（凹陷）和成藏体系，如果勘探程度高、资源分布清楚，则效果更佳，是一个比较实用的评价方法；②广义帕莱托分布模型考虑了勘探程度对油气藏规模分布特征参数的影响，适用于不同类型、不同勘探程度的盆地（凹陷）和成藏体系。     

碱酸预处理高含渣污油的破乳机制研究

采用碱(NaOH)、酸(H_2SO_4)联合破乳剂处理具有高乳化性、高稳定性的高含渣污油,在固定破乳剂SP3用量(0.8 g/L)、反应温度60℃、反应时间120 min的条件下,通过正交实验确定碱、酸加量(相对于污油而言)分别为40 g/L和25 g/L,破乳后油层含水率降至10.6%,实现了油水渣三相分离。通过测试油层中油、水、渣含量,污油组分,油层表面张力和黏度,分析了碱、酸处理对污油破乳的作用。碱+酸处理后污油中胶质沥青质的含量减少,破坏了固体颗粒与胶质沥青质形成的网络结构,有利于固体颗粒从油相中脱附,促进油滴与水滴的各自聚并;同时碱+酸处理使得污油的Zeta电位绝对值减小,降低了污油的界面膜强度;在碱+酸+破乳剂处理后污油中固体颗粒的三相接触角从95.6°减小至87.0°,固体颗粒的表面润湿性被显著增强。碱+酸预处理使污油的黏度、表面张力及稳定性降低,碱酸协同破乳剂处理可实现高含渣污油的破乳脱水及脱渣。     

隐蔽油气藏资源潜力预测方法探讨与初步应用

隐蔽油气藏形成演化过程和成因机理十分复杂,为了提高油气资源评价的可信度,为高层次的决策提供科学依据,应综合利用多种方法,如发现过程模型反演法、成藏门限理论正演计算法以及综合预测法。运用这些方法对济阳坳陷隐蔽油气藏的资源潜力进行了预测,结果显示:济阳坳陷还有20.24×10⁸t以上的隐蔽油气藏储量待发现,占剩余可探明储量的75%以上。其中,东营凹陷和沾化凹陷待发现隐蔽油气藏分别为7.83×10⁸t和3.53×10⁸t,车镇凹陷和惠民凹陷为3.78×10⁸t和3.52×10⁸t。平面上,隐蔽油气藏主要分布在储量丰度较高、探明储量较低的成藏体系内;层位上,沙河街组四段及其以上目的层勘探程度虽高仍是隐蔽油气藏储量增加的重点层位;类型上,岩性透镜体油气藏、不整合遮挡油气藏及古潜山油气藏是隐蔽油气藏今后勘探的重要类型。     

扶余油田二次开发体系实施效果

扶余油田1970年全面开发,至2000年进行过2次全面调整,年产油量曾多年保持在100×10⁴t以上.到2002年年产油量仅为65×10⁴t,采出程度达25%,综合含水率高达89%,2003年年产油量仅为60.9×10⁴t.针对油田存在的井况差、分注率低、井网不适应和地面集输系统老化等问题,进行了第三次油田综合调整.形成和完善了油田二次开发体系,即重构地下地质体系、重建井网结构、重组地面工艺流程、重用配套工艺技术和重变开发方式.为了适应扶余油田二次开发体系,进行了10余种配套技术研究:复杂地面、浅层三维地震采集与处理技术;储层沉积微相研究;剩余油量化与性质研究;水平井及定向井应用;优化固井体系与实施;常温不加热集输;浅层定向井、水平井举升配套技术;携砂液高砂比造宽短缝压裂;窜流通道识别与调剖;蒸汽吞吐热采技术.在该油田实施配套技术系列后,新增石油地质储量达6 000×10⁴t以上,已累计新建产能95×10⁴t.该油田由年产原油量60.9×10⁴t,又重新上升到100×10⁴t以上,取得了良好的经济效益和社会效益.     

新型油溶性低温高效破乳剂的合成与应用

由于大量新滩稠油进入孤东四号联合站处理,原油物性发生变化,且采出液进站温度降低10℃左右,原用破乳剂MPR-2破乳脱水效果不佳,造成原油沉降脱水困难,外输原油含水严重超标。针对上述问题,合成了SLDE-01破乳剂,室内评价表明,SLDE-01破乳剂是一种油溶性低温高效破乳剂,在脱水率、脱水速度、油水界面等指标上均明显优于现场使用的MPR-2破乳剂。现场试验表明,SLDE-01破乳剂对孤东四号联合站原油的破乳沉降脱水效果显著,加药量由250 kg／d降至200 kg／d,外输油含水基本在10％左右,满足了现场要求,解决了孤东四号联合站原油脱水的难题,并且年节约资金79,38万元。     

驻波场中炼油厂重污油破乳脱水的研究

以镇海炼化重污油为研究对象,采用正交实验考察了驻波场中影响超声污油破乳脱水的几个重要参数,如超声波声强、辐照时间、沉降时间、沉降温度、破乳剂类型及用量等。结果表明,污油脱后含水率随着沉降温度和沉降时间的提高而降低;污油破乳的超声波功率、辐照时间及破乳剂浓度都存在一个临界的最佳值。超声频率40 kHz时的单因素实验表明,驻波场中污油破乳脱水的最佳实验条件为:超声波声强413.5 W/m~2、破乳剂KXDH 150 mg/L、辐照时间10 min、沉降温度70℃及沉降时间90 min,在此优化条件可以将初始含水率为54%的重污油含水率降至0.2%。     

含硫化亚铁颗粒污油回收处理技术

针对含硫化亚铁颗粒污油产生的危害,研究了其成分、成因和稳定机理。在此基础上先后研发了污油破乳剂、硫化物去除剂和硫化物抑制剂,以及橇装式污油离心处理装置,形成了适应不同工况条件下的含硫化亚铁颗粒污油回收处理技术。该技术在几座联合站污油回收处理的成功应用表明,可解决含有硫化亚铁颗粒的污油难以回收处理的生产实际问题,并能取得较好的经济效益。     

辽河油田超稠油掺活性水降粘先导性试验

针对目前辽河油田超稠油井筒电加热降粘工艺存在能耗过高的问题,采用了井筒掺活性水降粘工艺.实验结果表明,该工艺具有较高的超稠油降粘率、自动破乳脱水性能以及与联合站用破乳剂良好的配伍性,解决了超稠油乳化降粘与破乳脱水之间的矛盾.在辽河油田8口超稠油井进行了掺活性水降粘工艺先导性试验,结果表明掺活性水降粘技术可以取代电加热降粘技术维持正常生产.试验油井抽油机电流下降10～30 A、井口产出液粘度大大下降.采用污水回掺工艺流程实现了污水循环往复使用,节约了大量的清水资源.采用掺活性水降粘技术后原油举升成本平均下降38.56元/t,年节约能耗168.89万元.     

超稠油掺入焦化柴油辅助降黏脱水技术与应用*

针对新疆某油田超稠油脱水时间长,破乳剂用量大,脱水效率低的问题,提出了掺入焦化柴油辅助处理超稠油热化学沉降脱水技术,室内考察了不同温度下、掺入不同种类稀释剂对超稠油黏度的降低幅度,在此基础上重点研究了超稠油提炼出来的焦化柴油回用于掺稀后对超稠油黏度、旋流除砂、破乳剂加药浓度以及脱水效果的影响,并进行了掺入焦化柴油现场试验。研究结果表明:在超稠油中掺入柴油可缩短超稠油热化学沉降脱水时间,降低破乳剂加药浓度。现场掺入9%的焦化柴油后二段沉降罐满罐后即可达到净化油含水合格指标,掺入5%的焦化柴油后二段平均沉降仅需13.4 h,较掺入柴油前二段平均需27.8 h的沉降时间有了较大幅度的缩短;掺入柴油后破乳剂SB-1加药量可降至100 mg/L,较掺入焦化柴油前的220 mg/L降幅达54.5%。此外掺入焦化柴油还可增强旋流除砂效果,降低原油黏度,结束了现场罐车拉运的历史,实现了超稠油长距离的管道集输,较之前罐车拉运成本降低40%以上。图5表3参10