操作参数对重油催化裂解制低碳烯烃的影响分析

在小型固定流化床装置上,以重油催化裂化装置原料油为原料,考察了反应温度、剂油比和质量空速等操作条件对低碳烯烃收率的影响.结果表明:反应温度升高时转化率逐渐升高,汽油、柴油和重油收率逐渐下降,干气和焦炭收率逐渐增加,液化气收率先升高后降低且在590℃时达到最大值;反应温度升高时,乙烯收率增加,但丙烯和丁烯收率先升高后降低...     

工艺条件对催化裂解轻汽油裂化制低碳烯烃反应的研究

在小型固定流化床反应器中考察了催化裂解轻汽油的反应性能。通过改变反应温度、空速、注水量以及剂油质量比,探索催化裂解轻汽油高选择性生成低碳烯烃,同时抑制甲烷生成的适宜操作条件。结果表明,在反应温度650℃、空速在6h-1、注水量为30%、剂油质量比为10的优化条件下,对于烯烃质量分数为69.02%的催化裂解轻汽油,乙烯单程产率可达到10.92%,丙烯单程产率可达到27.74%,丁烯单程产率可达到12.97%,（乙烯+丙烯+丁烯）产率可达到51.63%。     

工艺条件对催化裂解轻汽油裂化制低碳烯烃反应的影响

在小型固定流化床反应器中考察了催化裂解轻汽油的反应性能。通过改变反应温度、空速、注水量以及剂油比,探索催化裂解轻汽油高选择性生成低碳烯烃,同时抑制甲烷生成的适宜操作条件。结果表明,在反应温度为650℃、空速为6h~(-1)、注水量为30%、剂油质量比为10的优化条件下,对于烯烃质量分数为69.02%的催化裂解轻汽油,乙烯单程产率可达到10.92%,丙烯单程产率可达到27.74%,丁烯单程产率可达到12.97%,(乙烯+丙烯+丁烯)产率可达到51.63%。     

高温和水蒸汽处理P-ZSM-5沸石催化剂的酸性变化及其对甲醇转化的影响

用TG-DTG、EXCA、IR流动吸附技术和流动反应装置研究了高温和水蒸汽处理的P-ZSM-5的酸性及甲醇制低碳烯烃的反应性能。高温650—950℃处理,主要在强酸部位发生B→L酸转化;在650—800℃水蒸汽处理,除发生B→L酸转化外,在强酸部位更多的发生晶格脱铝,同时孔道收缩和比表面降低。甲醇转化率和乙烯产率随处理温度升高而下降,但丙烯和丁烯的产率却增加,乙烯的选择性主要依赖于强酸部位的数量。     

F-T合成油催化裂解工艺条件研究

用等体积浸渍法,以磷酸二氢铵和过渡元素盐溶液对催化剂进行复合改性。在ACE(Advanced Cracking Evaluation)装置上研究了反应温度、剂油比及不同馏分段对F-T合成油在改性分子筛裂解催化剂上的裂解性能。实验表明,随着反应温度从580℃升高到660℃,剂油比从6增加到12,丙烯产率增加,但温度超过620℃,剂油比超过8时,增加幅度比较缓慢;总低碳烯烃产率增加;而随着馏分段的变重,丙烯产率降低,总低碳烯烃产率降低。在反应温度620℃、剂油比8,空速8 h~(-1)的优化工艺条件下,乙烯产率为9.78%、丙烯产率为29.71%、丁烯产率为15.80%。在柴油馏分中,200~290℃馏分段能够最大化生产丙烯的同时多产低碳烯烃。     

催化裂化汽油裂解制备低碳烯烃

在小型提升管催化裂化实验装置上研究了催化裂化(FCC)汽油催化裂解生产低碳烯烃的反应规律。实验结果表明,催化剂类型、反应温度、停留时间及水蒸气用量对乙烯、丙烯的产率均有显著的影响。高温、大剂油比、长停留时间及提高水蒸气用量都可促进汽油的裂解,增加低碳烯烃的产率。在实验室条件下,以ZC-7300为催化剂,多产低碳烯烃的最佳条件:反应温度580℃,停留时间1.6s左右,剂油质量比为11,水蒸气与汽油的质量比为0.20。对不同催化剂进行了对比实验得知,自制催化剂A的催化效果最好,汽油转化率达到40%以上,乙烯+丙烯的产率达到20%以上,焦炭和干气(不含乙烯)的产率不大于5%。     

LCC-2催化剂高温催化裂解制低碳烯烃的反应性能

以重油催化裂化装置原料油为原料,在固定流化床催化裂化试验装置上评价了LCC-2催化剂的反应性能.结果表明,反应温度升高时,汽油、柴油和重油收率逐渐下降,干气和焦炭产率逐渐增加;液化气收率先升高后降低,590℃时达到最大值;乙烯收率逐渐增加,但丙烯和丁烯收率先升高后降低,均在620℃达到最大值.当反应温度为560～590℃时,低碳烯烃总收率最高可达到23.93%,液化气+汽油+柴油总收率最高为81.35%,干气、重油和焦炭的产率相对较低,产物分布较好.     

甲醇与丁烯耦合反应制丙烯的热力学研究北大核心CSCD

对甲醇与丁烯耦合反应体系进行了热力学计算,分析了反应温度、压力、甲醇与丁烯摩尔比、水加入量对反应平衡组成的影响。研究了催化剂的孔道、酸性和反应条件对甲醇与丁烯耦合反应中产物分布的影响。实验结果表明,温度对甲醇与丁烯耦合反应的影响最大。压力变化对乙烯含量的影响比对丙烯含量的影响大。适当提高甲醇与丁烯摩尔比有利于提高丙烯的平衡组成。水的加入对丙烯的生成不利,但加入适量的水可延长催化剂的寿命。对催化剂进行Ag改性,适度降低催化剂的酸性可以有效抑制氢转移、环化及芳构化等反应,从而使乙烯和丙烯收率增加。在550℃、0.1 MPa、重时空速为0.55 h^(-1)、甲醇与丁烯摩尔比为1的条件下,采用1.5Ag/HZSM-5催化剂时,丙烯收率最高。     

原料气中乙烷含量对Cr/MSU-1催化剂上CO_2氧化丙烷脱氢反应的影响

研究了原料气中乙烷含量对Cr/MSU-1催化剂上CO_2氧化丙烷脱氢反应的影响,并考察了反应温度和空速的影响。保持总烷烃与CO_2的体积比为1:3,当原料气总空速及烷烃总量恒定时,提高乙烷的含量对丙烷转化率影响不大,但烯烃选择性先升高后降低;当原料气总空速及丙烷含量恒定时,加入乙烷降低了丙烷转化率,提高了丙烯的选择性及收率;随反应温度的升高,丙烷及总烷烃的转化率增大,丙烯及总烯烃的选择性减小,其变化规律与单一丙烷的脱氢过程一致;提高空速丙烷的转化率降低,烯烃的选择性增加。在最佳反应条件即反应温度650℃、丙烷与乙烷的体积比3:2、空速8 400 mL/(h·g)下,总烷烃转化率为50.0%,总烯烃选择性为92.2%,丙烯选择性为83.1%。     

反应温度对LCC-2催化剂催化裂解制低碳烯烃性能的影响

以中国石油大庆炼化公司重油催化裂化装置所用原料油为原料,在固定流化床催化裂化试验装置上评价了LCC-2型催化剂的反应性能。结果表明,反应温度升高时,汽油、柴油和重油收率逐渐下降,干气和焦炭收率逐渐增加;液化气收率先升高后降低,590℃时达到最大值;乙烯收率逐渐增加,但丙烯和丁烯收率先升高后降低,均在620℃达到最大值。当反应温度为560~590℃时,低碳烯烃总收率最高可达到23.93%,液化气、汽油和柴油总收率最高为81.35%,干气、重油和焦炭的产率相对较低,产物分布较好。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。