有机硅消泡剂的研究进展

综述了有机硅消泡剂的研究进展、研究成果以及产品情况，分析了有机硅消泡剂的消泡机理，介绍了有机硅消泡剂的性能及其应用展望。     

聚乙烯醇消泡剂的应用研究

针对聚乙烯醇 (PVA)溶解起泡的问题 ,在对PVA溶解时泡沫产生的原因、消泡机理进行理论分析的基础上 ,通过实验 ,研究了不同聚合度、不同醇解度PVA产品溶解起泡的规律性 ,筛选出适用于各种PVA产品的消泡剂 ,总结了PVA产品在不同应用领域的消泡剂使用情况。     

水基钻井泥浆消泡剂现状

本文综述了国外水基钻井泥浆消泡剂的研究和应用现状,简介了消泡机理、消泡剂组成、对消泡剂的要求和评价方法,详细介绍了9大类消泡剂及其复配体系。关于国内情况,介绍了四川气田应用消泡剂的现状,着重介绍了新开发并推广应用的消泡剂 CT5-3。基于国内外水平对比,对我国水基钻井泥浆消泡剂的今后发展提出了一些建议。     

有机硅消泡剂的研究进展

综述了有机硅消泡剂的研究进展、研究成果以及产品情况 ,分析了有机硅消泡剂的消泡机理 ,介绍了有机硅消泡剂的性能及其应用展望。     

原油消泡剂的研制与应用

孤岛原油粘度大,冬季联合站一次罐,二次罐易于起泡,且泡沫稳定,不易消除,容易冒罐,影响了联合站的正常生产运行,为了解决这一问题,合成了具有较好的消泡性能的聚醚型和脂肪酸酯型非离子表面活性剂,并与大分子混合醇进行复配,最后筛选了油溶性LG－8消泡剂,经室内试验,在加药浓度为5mg/L条件下,消泡率大于等于80％,现场应用表明,LG－8消泡剂基本上消除了大罐泡沫,没有发生冒罐现象。     

消泡剂和消泡机理

本文详细综述了泡沫的形成条件及构成泡沫稳定存在的因素:液膜弹性、表面粘度、溶液粘度、电双层斥力和熵双层斥力、气泡间气体的扩散;从消泡剂的进入系数和铺展系数以及憎水颗粒的去润湿作用,论述了消泡机理;讨论了构成消泡剂的功能性组份。     

油田污水对磺酸盐表面活性剂临界胶束浓度的影响

针对油田开采中后期大量污水产生,油气田环境变差导致驱油率降低的现状,在实验室以表面张力法测定磺酸盐表面活性剂临界胶束浓度,根据CMC形成机理,考察了磺酸盐表面活性剂临界胶束形成前后,对应表面张力测定值的影响,通过油田污水对磺酸盐表面活性剂临界胶束浓度的影响实验及结果讨论,得到一些规律,为磺酸盐表面活性剂在复合驱技术中的更好应用提供理论依据。     

新型双子表面活性剂的合成及性能研究

以2,4-二异氰酸酯甲苯、N,N-二甲基乙醇胺、溴代烷等为原料合成了一种新的季铵盐型双子表面活性剂.考察了季铵盐型双子表面活性剂的表面活性,并与常用阳离子表面活性剂比较.结果表明,当溶液的表面张力达40mN/m最低值时,季铵盐型双子表面活性剂的临界胶束浓度比常用阳离子表面活性剂的临界胶束浓度低1个数量级,说明季铵盐型双...     

阳离子表面活性剂与阻垢剂复配体系的表面活性

为了深入了解十六烷基三甲基溴化胺（CTAB）阳离子表面活性剂与阻垢剂羟基亚甲基二膦酸（HEDP）的相互作用,通过测量表面张力考察了混合表面活性剂在油藏水中的表面活性。通过正规溶液理论模型,计算了CTAB/HEDP混合表面活性剂油藏水溶液的胶束化参数。结果表明,HEDP使CTAB溶液的表面张力和临界胶束浓度（cmc）大幅降低,表面活性提高,CTAB摩尔分数为0.7时的表面活性最好。计算得到CTAB/HEDP混合胶束中的相互作用参数βm为-2.2～-4.7,活度系数fCTABm〈1,表明油藏水溶液中CTAB与HEDP间的相互作用较强。当混合体系中CTAB摩尔分数为0.7时,βm达到最大值4.52。图4表1参10     

多种类型延迟焦化消泡剂消泡性能的研究

介绍了一种在高温下评价消泡剂消泡性能的方法,通过该方法评价了不同类型延迟焦化消泡剂的消泡性能,并通过热重分析的方法考察了消泡剂的高温稳定性。实验结果表明,无硅消泡剂耐热性很差,在150 ℃以后就发生分解,起不到消泡作用,不适合延迟焦化过程使用;而有机硅消泡剂在400 ℃时,仍然能保持很好的消泡效果,适宜的有机硅消泡剂加入量为20～50 ?g/g,含有交联结构聚硅氧烷的消泡剂在加入量很少的情况下就能达到很好的消泡效果。     

季铵盐型Gemini 表面活性剂水溶液的表面和油-水界面特性

 用 DCAT-21型表面张力及接触角仪测定了不同结构的季铵盐型 Gemini 表面活性剂 C_n-s-C_n·2Br 溶液的表面张力和界面张力变化,为选择一种较好的表面活性剂作为驱油剂提供基础。结果表明,烷基链长n 均为12时,随联接基团数s 的增加,季铵盐型 Gemini 表面活性剂降低表面和界面张力能力减小。s 相同时,随着烷基链长n 增加,Gemini 表面活性剂的临界胶束浓度（CMC）减小。加入无机盐可以进一步降低 Gemini 表面活性剂的 CMC 值。季铵盐型 Gemini 表面活性剂的 CMC 值较类似结构的单链单头普通表面活性剂的 CMC 值低,且达到最低界面张力时的浓度比单链单头普通表面活性剂低2个数量级。Gemini表面活性剂的高表面活性主要由其特殊的分子结构所决定。     

天然气净化厂MDEA再生系统优化运行探讨

重庆天然气净化总厂引进分厂280×104 m3/d脱硫装置MDEA溶液再生系统溶液循环泵出口压力一直不稳定,极易因泵出口流量骤降导致系统联锁停车。从工艺、设备和管线布置方面进行了分析,发现弯头过多不是导致系统压降高的主要原因,"Π"型管的布置方式可使该处压力降低,酸气发生解析及聚集,进而导致溶液循环泵吸空,引起泵出口压力波动,对系统运行产生较大影响。     

西南地区天然气净化厂尾气减排方案探讨

通过对硫磺回收尾气处理主要工艺以及西南地区天然气净化厂硫磺回收装置排放现状的分析,着重对比了加氢还原类和可再生型有机胺类脱硫尾气处理工艺,提出了天然气净化厂尾气减排方案,为天然气净化厂尾气减排提供了新思路。     

碱液脱硫在天然气净化厂的应用北大核心CSCD

目的针对天然气净化厂硫磺回收尾气处理装置的运行特点及现有工艺的优缺点,提出一种能够适应中小规模、工况变化大的尾气处理工艺。方法采用碱液脱硫工艺应用于天然气净化厂硫磺回收尾气处理,采取了尾气NaOH碱洗“洗涤塔+脱硫塔”双塔组合脱硫、优化焚烧炉结构、提升硫酸钠产品指标等措施。结果碱液脱硫后,排放尾气中SO_(2)质量浓度为10~268 mg/m^(3),满足GB 39728-2020《陆上石油天然气开采工业污染物排放标准》的要求,且副产物硫酸钠满足合格品要求直接外销。结论碱洗脱硫可满足天然气净化厂尾气处理装置技术、经济性的要求,同时取得了巨大的环保效益,可为同类装置提供技术参考。     

天然气净化厂上游作业过程潜在致泡物质浅析

目的明确溶液中杂质的来源,以判断脱硫溶液的发泡原因。 方法调研钻井、酸化及防腐作业使用的工作流体组成,分析其中潜在的致泡物质。 结果钻井液中的润滑剂、酸化液中的助排剂及集输过程使用的缓蚀剂中均含有表面活性剂类物质,具有强致泡能力。 结论上述物质被高速流动的原料气夹带进入脱硫装置,可导致脱硫溶液发泡。      

气田集输系统缓蚀剂对天然气净化厂脱硫溶液发泡的影响研究

含硫气田上下游工艺衔接对气田的安全、优质、高效运行至关重要.针对上游气田批处理过程中缓蚀剂短时大量携入天然气净化厂脱硫系统从而引发的装置发泡、液泛等问题,通过模拟实验和现场工况考察,分析了批处理的缓蚀剂对U DS-2复合脱硫溶液各项性能的影响.研究表明,缓蚀剂是引起脱硫溶液发泡的主要因素,随着缓蚀剂含量的增加,溶剂表面...     

天然气选择性脱硫胺液配方发泡特性分析

现阶段以MDEA为主体的配方型胺液在选择性脱硫工厂中应用较广泛,但MDEA存在易发泡的缺点,影响着整个脱酸系统的安全稳定运行。本文选取选择性脱硫吸收性能较好的MDEA、DGA、AMP以及环丁砜四种胺液,通过考察其单一及复配胺液的发泡高度及消泡时间,结合测定的表面张力参数,分析选择性脱硫胺液配方发泡特性及发泡机理,并建立发泡特性预测模型。通过分析得知,四种单一胺液发泡由易到难排序为:DGA>AMP>MDEA>环丁砜;MDEA+AMP复配配方发泡高度和消泡时间均处于较高水平,应避免选用MDEA质量分数为23%~27%、AMP质量分数为8%~16%的范围;对于MDEA+DGA复配配方,应避免选用MDEA质量分数为28%~36%、DGA质量分数高于8%的范围;MDEA+环丁砜复配配方发泡特性处于较低水平,MDEA的质量分数应避免在20%~24%的范围,环丁砜质量分数应避免低于4%。     

GSS362/AEO-7复配体系在水及乙二醇/水中的性质

研究了1,3-丙二醇双子琥珀酸二异辛酯磺酸钠(GSS362)和月桂醇聚氧乙烯醚-7(AEO-7)的复配体系(GSS362/AEO-7)分别在水溶液和乙二醇/水混合溶剂中的表面性质和胶团化行为,并对理想混合胶团的临界胶束浓度、混合体系中各组分在表面吸附层和胶团中的组成、相互作用参数和热力学参数进行了分析计算。实验结果表明,复配物在水和乙二醇/水混合溶剂中均不存在协同效应,但AEO-7的加入明显降低了GSS362的临界胶束浓度,混合胶团的形成为自发过程,胶团中GSS362与AEO-7分子具有较弱的相互作用,表面吸附层和胶团中均富含非离子表面活性剂AEO-7;乙二醇的加入使体系的临界胶束浓度变大,且对GSS362影响较大,不利于GSS362参与混合胶团的形成,同时降低了胶团中AEO-7与GSS362的相互作用。