一种新型的二甲醚精馏节能工艺优化及应用

为了降低二甲醚生产能耗,提出了精馏塔采用汽液两相多股进料和采用新型高效塔内件的二甲醚精馏新工艺,并用PROII软件对其进行了模拟和优化,详细分析了进料温度、进料气液流量配比、回流比等操作参数对分离过程能耗的影响。按照优化后的二甲醚精馏工艺方案对某企业的15万t/a二甲醚精馏装置进行改造,经工业实际运行6个月可知,装置运行正常且生产吨二甲醚消耗蒸汽达到1.0 t以下,节能效果显著。     

开发适应大型化二甲醚装置的催化剂

二甲醚作为一种新型的清洁燃料正在获得市场的热捧，随着二甲醚需求量不断扩大，二甲醚生产装置的建设规模也在不断扩大。目前已经在建的二甲醚装置单套最大规模达40万t/a，且有不少计划建设的项目产能超过100万t/a。装置的大型化需要对催化剂进行相应的改进。作为国内二甲醚生产技术的领军单位，近年西南化工研究设计院一直在进行相关的研究工作。改进后的催化剂最近已成功应用于20万t/a规模的生产装置，并取得了很好的运行效果，甲醇转化率≥80％，二甲醚选择性≥99．5％，吨产品消耗甲醇1．402t（折纯）、蒸汽1．08t。     

湖北荆门市天茂实业20万t／a二甲醚装置投产

湖北荆门市天茂实业集团股份有限公司100万t／a二甲醚项目一期工程的10万t／a二甲醚自2007年4月投产以来，取得了明显的经济效益。二期工程的20万t／a二甲醚日前取得一次性试车成功。另外，总投资约9．5亿元的20万t／a新甲醇项目已经奠基，建设周期为16个月。     

浆态床一步法二甲醚合成技术研发

在实验室进行了对采用浆态一步法合成二甲醚研究 ,系统考察了各种工艺条件 ,如温度、压力、空速、氢碳比等参数对反应的影响 ,获得了最佳的操作条件 :温度 2 5 0℃～ 2 70℃ ,压力 4～ 5MPa ,空速 30 0 0～ 6 0 0 0ml/g .cat/h ,氢碳比 1∶1,在此基础上进行了 30 0 0t/a的中试实验 ,取得了满意的结果。     

山东科技大学反应精馏法制二甲醚工艺有望实现大型化

由山东科技大学开发的反应精馏法制二甲醚工艺及其配套设备技术在该公司50kt/a示范装置上成功实现工业化生产。运行结果表明，甲醇单程转化率大于90%、二甲醚选择性不小于99%，装置操作弹性大，生产规模可随压力调整。     

提供各种化工分离过程的优化节能方案

<正>天津市新天进科技开发有限公司专业从事分离工程技术开发及专用设备的研究、设计、制造、安装、咨询、服务等一条龙服务。为用户提供各种化工分离过程的优化节能方案。各项技术指标合理先进,对所承担的项目实行终身服务。天进公司通过ISO9001国际质量体系认证。典型节能工艺流程:甲醇精馏系统(可满足生产美标AA级/国标优级品/二甲醚原料等多种产品结构。蒸汽消耗低于0.69t/t AA级甲醇产品,低于0.49t/t GB优级品甲醇产品)苯乙烯精馏系统乙醇精馏系统(燃料乙醇、食用乙醇,蒸汽消耗低于1.1t/t燃料乙醇产品)     

提供各种化工分离过程的优化节能方案

<正>天津市新天进科技开发有限公司专业从事分离工程技术开发及专用设备的研究、设计、制造、安装、咨询、服务等一条龙服务。为用户提供各种化工分离过程的优化节能方案。各项技术指标合理先进,对所承担的项目实行终身服务。天进公司通过ISO9001国际质量体系认证。典型节能工艺流程:甲醇精馏系统(可满足生产美标AA级/国标优级品/二甲醚原料等多种产品结构。蒸汽消耗低于0.69 t/tAA级甲醇产品,低于0.49t/t GB优级品甲醇产品)苯乙烯精馏系统乙醇精馏系统(燃料乙醇、食用乙醇,蒸汽消耗低于1.1t/t燃料乙醇产品)     

二甲醚-甲醇-水体系精馏的实验研究

在装有丝绕矩形螺旋圈填料的精馏塔内进行二甲醚-甲醇-水三元体系精馏实验,原料在填料层的中部加入,在压力0．55MPa-0．95MPa,进料温度20℃～80℃,回流比0．1～0．6,进料中二甲醚摩尔分率0．0705～0．1354的范围内,考察了操作条件对二甲醚精馏的影响。实验结果表明：随着回流比和进料中二甲醚摩尔分率的增加,塔顶二甲醚的含量随之增大;随着操作压力的升高,塔顶二甲醚的含量减小;进料温度不大于70℃为宜。建立了二甲醚精馏塔的平衡级稳态数学模型,采用序贯的循环嵌套迭代计算方法对模型进行求解;结果表明模拟计算值和实验值吻合良好。     

陕西渭河煤化集团20万t／a均温型甲醇装置通过考核

陕西渭河煤化集团采用具有我国自主知识产权，低压均温型气相等压合成技术建设的20万t／a甲醇、5万t／a二甲醚装置，顺利通过72小时性能考核。 渭化集团采用杭州林达公司20万t／a均温型气相等压合成技术，以及吸收其对引进技术的优化、改进，在甲醇、二甲醚装置项目建设和试生产过程中，     

国内首套万吨级二甲醚装置在安徽投产

安徽蚌埠新奥燃气公司采用西南化工研究院与四川天一科技股份有限公司专利技术建设的10kt／a甲醇气相脱水制二甲醚工业装置于2006年1月正式投产，并通过了72h考核验收，各项技术经济指标达到或超过设计要求。该装置操作简便，无“三废”排放，投资900多万元人民币，比进口同类装置节省30％，预计两年时间即可全部收回投资。该装置工程开车考核、验收报告显示，二甲醚纯度达99．99％，每生产1t二甲醚的蒸汽消耗量比国外同类装置减少0．5～1．5t。     

鄂尔多斯盆地中部奥陶系马五5亚段白云岩成因

鄂尔多斯盆地中部的长庆气田奥陶系马家沟组主要产气层均为白云岩。该地区马家沟组马五５亚段在区域上普遍为厚层泥晶灰岩，白云岩夹于灰岩中，呈透镜状，分布具有穿层及分带性，从南向北分布层位逐渐升高。通过对其白云岩的岩石学特征、微量元素、碳同位素、氧同位素等研究，认为白云岩的形成与混合水白云化作用有关。白云岩储集层以微晶白云岩、粉晶白云岩为主，主要储集类型为裂缝孔隙型，具有较好的储集条件。预测盆地北部乌审旗—什汗木利地区，马五５亚段沉积期水体浅，利于大气淡水混入，有可能形成多个白云岩透镜体，是下步勘探值得重视的地区。图１表１参２（梁大新摘）     

Z411块敏感性稠油油藏蒸汽吞吐开采数值模拟研究

针对Z411块油藏地质特征．开展了稠油蒸汽吞吐开采数值模拟研究。建立了地质模型,进行了生产动态历史拟合．对Z411块吞吐开采注采参数进行了优化及生产动态预测。经过注采参数的优化研究．最佳注采参数为：注汽量第一周期1000t．第二周期1100t．第三周期1200t．第四周期及后续周期1400t。生产井排液速度30t／d;最小井底流压2．0MPa。对王庄油田Z411块蒸汽吞吐开采的采收率、累积产油、累积油汽比等开发指标进行了预测。     

利用地层测试资料对塔中4油田进行早期评价

利用塔中4油田压力恢复资料,垂向干扰测试资料及产能资料的分析结果,结合其他静态资料（录井,取心,测井等资料）,对该油田进行了早期评价,评价结果认为,该油田同一油组内油层物性相近,但各油组间差别较大;CⅠ油组边界反映明显,横向延续性差,分布范围有限,CⅡ油组油层物性变化大;CⅢ油组内险部分储层有边界反映外,主要反映的是在探测范围内呈无究大均质地层特征,油层物性好,厚度大,分布范围较广,地层能量充分,有明显的垂南渗流特征,建议可选择水平井开采来改善油田开发效果。     

准南地区异常地层压力发育特征及形成机理

根据实测渗透层压力数据、计算的泥岩压力纵向分布、预测的不同层位异常压力分布，分析了准噶尔盆地南部砂、泥岩地层异常高压的分布特征。在综合压实曲线的对比基础上，分析了异常地层压力的成因。凹陷内渗透层异常高压非常发育，泥岩的地层压力分布既可与砂岩的实测压力相似，也可出现小于砂岩实测压力的现象，说明砂岩中的异常压力并非全由泥岩的欠压实作用引起。通过综合压实曲线的对比，可以确认不同井处的超压是否主要由压实作用引起。研究区异常压力的成因主要有压实与排水不平衡、构造挤压、高流体势承压、断层对水动力的垂向贯通，在不同地区，这4个因素所起的作用大小有所差别。概括而言，西部地区超压的成因以压实作用为主，东部则与构造挤压、断层活动导致的水动力贯通等有关。     

3种典型半潜式浮式风机基础水动力性能比较

以现阶段3种典型半潜式浮式风机基础(OC4、Windfloat、Ideol)为研究对象,根据3种浮式风机基础的主要特征,采用AQWA软件建立水动力模型.基于三维势流理论,比较这3种浮式风机基础的水动力性能,在南海不同风、浪、流联合作用下的时域运动响应以及在不同水深下的适应性.得出结论:3种基础的纵荡性能相近;OC4基础...     

两种灰岩的生气特征比较研究

依据较纯灰岩和泥灰岩的加水热模拟实验结果,探讨了二者的生气特征。认为二者生气特征存在差异主要与有机质类型和岩石矿物成分有关。泥灰岩比纯灰岩所产气体中含有更多的甲烷、乙烷、异丁烷和异戊烷。在中、低温度段,泥灰岩所产气体的C1/ΣC+1、C2/C3值和所产氢气、氮气的量高于纯灰岩。氢气主要形成于较高和较低温度段,氮气主要形成于中、低温度段。二氧化碳含量与碳酸盐含量有关。在中、低温度段,纯灰岩的总气体、总烃气产率高于泥灰岩,当温度更高时,烃气产率大小则相反。     

地表砂岩样品含油气显示与确认——以青藏高原措勤、比如、昌都、可可西里盆地为例

地面岩石油气显示对于新区油气勘探具有极重要的意义。岩石热解、薄片分析、氯仿"A"抽提、电子探针等技术可用于地面砂岩样品含油显示的确认。青藏高原地区地面砂岩含油显示判定标准是,薄片鉴定发荧光,裂隙充填物电子探针分析C原子>70%,O/C原子比<0.5为有含油显示。热解含烃量换算的原始含油饱和度>45%,氯仿"A"含量>120×10-6,原始含油级别为含油—饱含油;原始含油饱和度20%～45%,氯仿"A"含量(60～120)×10-6,原始含油级别为油浸—油斑;原始含油饱和度<20%,氯仿"A"含量<60×10-6,原始含油级别为油迹-荧光。研究确定措勤盆地3个砂岩样品、比如盆地3个细砂岩样品为含油气显示,可可西里盆地4个砂岩、昌都盆地4个砂岩样品为含油显示。其中含油显示级别最高的是措勤盆地郎山组C163号深灰色细砂岩,氯仿抽提物123×10-6,恢复后岩石中含烃量28.36mg/g,估算原始含油饱和度51.16%,原始储油层性质评价为油层。最后指出,措勤盆地、可可西里盆地具有良好的石油勘探远景,而昌都盆地、比如盆地应以找气为目标。     

油田开发中后期精细岩相单元对比――以克拉玛依油田五2西克下组为例

岩相单元是比小层更细、更能体现油藏地质特征的单油砂体。通过对岩相单元的细分与对比,可以满足油田开发中后期挖掘剩余油潜力的需要。以克拉玛依油田五2西克下组为例,遵循等时对比的原则,利用电测、岩心资料,以标准井为基础,作连井拉平沉积剖面图,从标志层、沉积旋回、沉积微相、砂体(油层)连通关系等方面进行对比,完成了区块的对比及统层。认为五2西克下组S7层属扇三角洲沉积,主力油层为S47;该层北部砂体厚度大,分布面积较广,连通性好,向南向西则逐渐变薄,面积变小,连通性变差,横向变化大,分布零散。     

曲流河点坝型厚油层内部构型及其对剩余油分布的影响

目前中国大部分厚油层类油田已进入高含水开发阶段,水淹严重,剩余油高度分散.为明确曲流河点坝型厚油层的剩余油分布规律及其影响因素,在曲流河点坝内部构型分析的基础上,利用面控制建模方法建立点坝精细构型地质模型;并运用数值模拟方法,采用正交试验与单因素实验相结合,对曲流河点坝型厚油层剩余油分布进行研究.结果表明,曲流河点坝型厚油层剩余油整体分散,局部富集;剩余油主要分布于点坝顶部、侧积层遮挡部位以及井间水驱未波及区域;侧积层倾角、注水方式、侧积面曲率、侧积间距、井网以及侧积层连通性等因素均会对剩余油分布产生重要影响.正交试验结果表明,侧积层倾角越小,连通性越差,侧积间距越大,曲流河点坝型厚油层的开发效果越好.根据曲流河点坝型厚油层剩余油分布特征,可采取在其上部钻水平井、中部转换注水方式和下部调堵油水井的方式进行挖潜.     

早期评价阶段应用Boolean方法建立砂体连续性模型

Boolean方法是随机建模技术的一种简单方法,上要用于早期评价阶段建立砂体连续性模型和隔层模型.本文讨论了Boolean方法的基乍原理及其相应的算法,并给出了建立A油藏A1-1～A1-4砂层组砂体连续性模型的应用实例.该方法使用灵活,模拟结果比较贴近地质概念.