鄂尔多斯稠油组分特征与结蜡行为研究

以鄂尔多斯油区边缘地带区块产出稠油作为研究对象,通过柱层色谱法和薄层色谱法对其进行组分分离,采用热重分析法分析了稠油热重行为,利用红外光谱对无法洗脱分离的稠油沉积物进行表征,对原油各组分通过紫外-可见光谱进行分析,并利用偏光显微分析法进一步考察分离出的组分对饱和烃析蜡行为的影响。实验结果表明:此稠油在失重过程中裂化反应和缩合反应交替进行,且油样整体失重速率较慢,沉积物中可能含有胶质和沥青质等强极性物质;原油组分中所含稠环芳香类化合物以环数3~4为主,且多以菲、蒽、萘等稠环芳烃存在,环数在4~7之间的稠环芳香类化合物相对较少;微观结构分析显示,稠油中相对分子质量较大的极性组分(胶质、沥青质)可以降低蜡晶之间的相互缔合作用,使蜡晶分散度和有序性增大,减少了蜡晶形成网络结构的趋势。     

荣卡多原油混炼巴士拉、沙中原油制取A级沥青试验研究

巴士拉、沙中原油均属高硫低酸中间基中质原油,是广州石化用于单炼生产直馏沥青的原油品种,而荣卡多原油属含硫高酸环烷基重质原油,不适合单炼.利用荣卡多原油,分别与巴士拉、沙中原油进行混炼,制取直馏沥青试验,并考察沥青的性质.试验结果表明:两种原油之间具有互补性,克服了单一原油生产沥青的缺点.荣卡多与巴士拉原油以1.1∶1混合得到的大于530℃渣油,针入度指数不符合70号沥青要求,其他考察项目均符合70号A级沥青指标;荣卡多与巴士拉原油以1∶2.5混合得到的大于530℃渣油,针入度指数只符合90号B级沥青要求,其他考察项目均符合90号A级沥青指标;荣卡多与沙中原油以1∶1.7比例混合得到的大于530℃渣油,所考察项目均符合70号A级沥青指标;荣卡多与沙中原油以1∶2.5混合得到的大于530℃渣油,所考察项目均符合90号A级沥青指标.     

第四届机会原油会议——适合于上游原油的下游生产工艺:用正确的原油生产所需的产品

<正>炼油厂面临着以下问题,本届会议发言主要讨论世界炼厂单独或混合加工芳烃机会原油与直链轻质原油的困难与优点:美国页岩油、致密油产量迅速增加,天然气凝析油、加拿大油砂产量扩大,美国以外地区的重质原油加工量增加芳烃重质原油和直链致密油与"哑铃"原油掺混的不混容性铁路油槽车、输油管道、终端和炼厂设备的腐蚀、污垢和沥青质的沉积因原油类型改变、汽油需求下降、致密油加工过程中沥青过剩所导致的催化     

花岗岩石料界面与沥青胶浆粘附强度试验研究

为探究酸性骨料与沥青胶浆之间的粘附作用,以酸性较强的花岗岩石料为代表,采用水泥和石灰石粉配制不同浓度沥青胶浆,通过直接拉伸试验研究了石料界面与沥青胶浆的粘附强度、胶浆脱落面积百分比的变化规律。结果表明,随着填料浓度的增加,骨料界面与沥青胶浆的粘附强度均不断增大,胶浆浓度大于2.0时强度增加已不显著;填料浓度相同时,浸水48h后2种胶浆与石料界面粘附强度虽有所降低,但不同浓度水泥沥青胶浆与石料界面粘附强度均大于石灰石粉沥青胶浆,表明水泥沥青胶浆抵抗水损害作用的能力更强。     

沥青质管流动态沉积模型对比与评价研究

在原油的管输过程中,随着温度压力的变化,沥青质从原油中析出,聚集成颗粒状,最后部分沉积在管壁上,导致产量降低,同时增大生产压差,最终可能堵塞管道。近年来随着海上油气资源的开采,多相混输过程中的沥青质沉积问题越发受到关注。本文从沥青质在管流中的动态沉积机理(扩散、惯性、碰撞)出发,分析了国内外几类典型的沥青质颗粒沉积模型,编制了动态模型的求解程序,并参考Jamialahmadi实验数据对比评价其计算结果。其中,Beal和E-M模型的计算结果与Jamialahmadi实验十分吻合,Beal模型在不同流量下的沉积量对比Jamialahmadi实验数据平均误差为9.6%,E-M模型的平均误差为11.8%,此两类模型可用来预测实际生产过程中的沥青质沉积量。同时研究发现,增大流速,管壁处的剪切力增大,能降低沥青质颗粒的沉积速率;降低管壁温度,减小沥青质颗粒的管壁黏附能,能抑制颗粒在管壁的沉积。本文的研究成果对指导现场生产具有一定的实际意义。     

原油及其分布

<正>原油的成分主要有:油质、胶质、沥青质、碳质。原油作为加工的产品,有煤油、苯、汽油、石蜡、沥青等。严格地说,石油以H与C构成的烃类为主要成分。分子量最小的四种烃,全都是煤气。原油的分布从总体上来看极端不平衡:从东西半球来看,约3/4的石油资源集中于东半球,西半球占1/4;     

扬子石化延迟焦化装置弹丸焦防治对策

扬子石化2号延迟焦化装置设计加工减压渣油,加工量为160×10^4t／a,加工方案以单炼双卡油（即卡斯特拉油和卡诺姆油按l：1的比例混合后的原油）和混炼油（即双卡油与乌拉尔油、扎菲罗油按不同比例混合后的原油）为主。卡斯特拉油是一种高残炭、高沥青质原油,其减压渣油在焦化加工中易产生弹丸焦。随着双卡油掺炼比例的增大,焦炭收率增大,装置出现大量焦粉夹带进入分馏塔底、产出弹丸焦、冷焦水带黏油等问题。为此,对反应温度、反应压力、循环比进行了调整。结果显示,降低反应温度,有利于抑制弹丸焦的生成,但冷焦水黏油增加,冷焦水放水时易堵塞,拆卸底盖较困难;提高循环比,对弹丸焦也有抑制作用,随着循环比的增加,弹丸焦的直径在逐渐变小。     

提高原油微生物气化技术反应效率实验研究

我国内陆油田经水驱、化学驱和三次采油等开发阶段后,仍有40%以上的原油地质储量滞留在地下,将这些剩余油通过微生物厌氧降解转化为甲烷,以天然气形式进行开采的新开发思路受到关注。影响原油微生物气化反应效率的关键是微生物对原油组分的摄取利用和降解能力。通过添加调控剂的方式促进C_(12)~C_(30)长链烷烃和多环芳烃在水相中的含量,促使微生物优先降解原油中原本较难利用的组分。添加调控剂后原油流动性和亲水性增强,发酵液中出现含水油膜,微生物与含水油膜的广泛接触增加了原油烃组分的摄取效率。通过控制培养体系中电子受体浓度和配比的方法,保持了原油组分厌氧降解的持续性。经过12个月的连续培养,原油的主碳峰向轻组分移动,由空白对照的C_(23)降低为C_(15)~C_(17),原油ΣC_(21)/ΣC_(22)值平均增加15.2%;微生物降解后芳烃含量平均减少28.6%,沥青质含量平均减少49.2%,12个月累计产气275m L,甲烷含量为72.731%,原油微生物气化产气效率显著提升。     

重油储层流体非均质性成因及流体物性预测

绝大部分重油和油砂都是由生物降解作用所形成,准确预测生物降解作用程度,能大大降低勘探风险并优化石油开发。由于微生物仅生活在水中,所以生物降解主要发生在油水界面附近。控制生物降解程度及速度的主要因素是油藏热史、地层水进入油藏的难易程度、养分供给、油藏充注史、降解与未降解油的混合作用及油水界面大小与油藏体积的关系。温度是油藏生物降解作用的最关键控制因素,生物降解的终止温度大约为80℃,但油藏温度低于约30℃后,降解通量会大大降低。养分是原油生物降解的最终控制因素,在没有明显地层水活动的区带,底水存在与否及底水层厚度大小就成了生物降解的另一个重要控制因素。由生物降解和充注混合造成原油组成和物性在盆地范围内大规模侧向梯度及油藏范围内小规模垂向梯度变化在重油区非常普遍,在一个连续充注的油柱上,原油所遭受的生物降解程度差异非常大,底部和顶部原油的组成和性质完全不同,这主要是因为未降解油向油柱顶部充注,而生物降解发生在油柱底部,充注强度与生物降解速度的相对大小决定了原油的最终组成面貌,原油物性变化与油藏温度(史)密不可分。通过地质因素对流体物性变化控制的定量描述,根据岩心或岩屑抽提物的地球化学分析获取高分辨率地球化学信息,根据统计方法可以建立地球化学参数与实测黏度间的对比关系,快速获取原油黏度或API重度,并将结果运用到油藏描述和定量模拟中,为产能预测和优化管理提供更有效的工具。     

原油罐底油泥的理化特性研究

对4个不同原油储油罐的罐底油泥的理化特性进行了分析与研究。结果表明,4种油泥的含油率分布在35%~81%,油族组分以饱和烃和芳香烃为主,胶质和沥青质含量均小于20%;残渣的粒径分布在0~200μm;Zn是油泥中平均含量最高的重金属元素,最高达到2029.69 mg/kg,同时也是分布差异性最大的元素;油泥为非牛顿流体,其粘度随剪切速率和温度的升高而下降,油泥流变特性可用幂律方程进行描述。     

生物油热失重特性研究

利用TG-FTIR技术,对生物油在不同载气流量、升温速率、气体氛围下的失重特性进行研究。结果表明:在N2气氛中生物油的失重过程可分为3个阶段,分别是小分子物质的蒸发、酚类等重质组分的热解及缩合缩聚和焦炭的生成;在空气气氛中生物油的失重过程也可被分为3个阶段,但分别是小分子物质的蒸发,重质组分的热解、氧化和缩合缩聚,焦炭的燃烧。对生物油热失重动力学特性进行研究,获得反应活化能、频率因子等热解动力学参数。结果表明:随着升温速率的增大,各阶段活化能均有所减小。     

微生物降解原油产天然气室内研究

将油田中剩余油的生物气化开采作为一项前瞻性研究,对于我国的能源战略储备以及稠油油藏、高含水油藏和化学驱之后油藏的进一步开发具有十分重要的意义。对微生物厌氧条件下降解原油产甲烷这一现象进行室内实验研究,结果表明,在厌氧培养条件下,油藏中的微生物能降解原油、产生一定量的气体并包含甲烷;初始培养环境p H值在6.8~7.0之间时,产气量最为理想;加入激活剂甲能显著提高甲烷的产量,添加抑制剂N能明显抑制产气效果。通过三轮连续注入激活剂甲再培养后,总产气量由注入前的40m L最终到达160m L,其中微生物作用单位原油所产生的甲烷净产量由注入前的18.4m L提高到117.6m L。在一年内,理论上微生物降解每克原油最终可得到纯甲烷气体289.06m L,产甲烷年转化率可达到21.81%。微生物降解后的原油轻质组分增多,重质组分和芳烃含量减少,沥青质含量明显降低,原油品质得到改善,可以最终实现原油的生物气化。     

生物柴油发动机PM排放的理化特性研究

在1台直喷式增压柴油机上进行了生物柴油B100、柴油和掺混油B20的排放特性试验,对3种燃料排放颗粒物的物质形态、数量浓度以及化学组分等理化参数进行分析研究.试验结果表明:生物柴油的排放颗粒物形态与柴油机排放类似;比表面积BET、挥发性物质VOF比例和数量浓度均高于柴油机排放;总PAHs低于柴油机排放,但五环PAHs和BaP排放高于柴油机排放;在柴油机排放颗粒物元素分析中发现有硫元素.     

糠醛抽出油对道路沥青针入度影响规律探讨

以茂名石化生产的针入度在0~80(1/10mm)范围的多种减压渣油或基础沥青(统称渣油,下同)为基本原料,A、B两类重质糠醛抽出油作为调和组分,进行了道路沥青调和试验,测定所得调和沥青的针入度,并对针入度试验数据进行了数学分析。其中,原料渣油包括伊重、索鲁士、沙重、沙中、卡斯蒂利亚、玛雅、纳波、奎都等原油单炼或混炼的减压渣油,阿曼丙脱沥青,半成品、成品道路沥青等。实验室试验结果表明,对于不同的渣油,以及同一种渣油在不同的调和区间,每加入1%的糠醛抽出油,针入度的平均增加值相差可达10倍以上;所得调和沥青的针入度,不仅与糠醛抽出油加入量密切相关,而且与渣油的原始针入度密切相关。数值分析研究则显示,所得调和沥青针入度/对应渣油原始针入度的倍率,与糠醛抽出油(A,B)加入量之间存在着良好的指数关系,因此建立了数学模型。工业生产实践显示,该数学模型能够较好地指导沥青生产,可操作性强。     

耐温抗盐泡沫驱油体系的构建及性能研究

为了改善高温、高盐油藏泡沫驱油体系性能,揭示泡沫性能与发泡液表面性质的关系,针对现场使用的单一表面活性剂(原体系)进行复配优化,并研究泡沫性能与表面张力、表面扩张模量的关系。通过单一发泡剂性能考察、发泡剂复配以及助剂优选,确定复配体系配方为0.105%(质量分数)CHSB+0.045%(质量分数)AES+150mg/L十四醇。研究结果表明,复配体系发挥了协同增效作用,较原体系的泡沫体积、泡沫半衰期以及综合指数分别提高了27%、109%和165%。原体系的发泡性能受表面张力的控制,泡沫稳定性受表面张力和表面扩张模量两个因素的影响。复配体系的发泡性能受表面张力的控制,当发泡剂浓度较低时,泡沫稳定性与表面张力呈负相关;当发泡剂浓度较高时,泡沫稳定性与表面扩张模量呈正相关。研究结果为构建耐温抗盐泡沫驱油体系提供了依据。     

劣质残渣油的加工和应用技术进展

原油的日趋重质化和劣质化导致炼厂劣质残渣油数量随之增大.目前劣质残渣油主要作为燃料油的调合组分或直接作为重质燃料油使用,经济效益和能量利用效率非常低,寻找高价值的加工和应用途径是目前急需解决的问题.劣质残渣油可通过掺炼延迟焦化、渣油加氢或渣油气化等常规工艺进行加工,但由于重金属、灰分等杂质含量高,应用常规工艺加工时存在装置损坏严重、结焦严重、管道堵塞等问题,而且产品质量差、催化剂更换频繁、成本高.劣质残渣油还可作为化工原料,如用作常减压蒸馏强化剂、道路沥青调合组分以及生产针状焦、生产炭黑、气化制氢等,应用非常广泛,但大多数处于实验阶段,工业应用需进一步研究.劣质残渣油热解气化技术具有原料适应性强、产品质量好等特点,对于解决炼厂劣质残渣油的出路问题极具潜力,应用前景广泛,目前正处于实验研究阶段.     

委内瑞拉超重原油和加拿大油砂沥青加工现状及发展前景

委内瑞拉超重原油和加拿大油砂沥青都是高密度、高黏度、高硫、高氮、高酸、高残炭、高金属、高沥青质的劣质原油,不仅重馏分油和渣油中的金属含量高,而且轻馏分油中的金属含量也比较高,是当今世界上最难加工的原油.除了难以开采和开采成本高以外,对于炼厂还存在难以输送、难以脱盐脱水、难以正常生产运行等问题.炼厂加工高硫高酸超重原油或油砂沥青生产清洁燃料和裂解料难度很大:一是常压直馏馏分油太少;二是减压瓦斯油和减压渣油太多;三是常减压蒸馏各直馏馏分中硫含量和酸值都比较高,都需要深度精制或加工.而利用好高硫高酸超重原油和油砂沥青的减压渣油是用好非常规石油资源,提高轻油收率的关键所在.目前世界上只有委内瑞拉4座加工奥里诺科超重原油和加拿大6座加工油砂沥青的改质工厂在生产,产品为合成原油.正在建设中的加工委内瑞拉超重原油的炼油厂有4座,计划建设的油砂沥青炼油厂只有1座.加拿大油砂沥青改质工厂的技术和生产水平都比委内瑞拉超重原油改质工厂高一些.我国三大石油公司与委内瑞拉和加拿大的合作都取得了很大进展,在我国炼油厂大量加工委内瑞拉超重原油已指日可待,预计我国炼油厂加工加拿大油砂沥青也为时不远.为此,建议有关科研项目应抓紧工作,尽早提出研究成果和关键技术问题的解决方案;同时着手开展相关技术,特别是减压渣油悬浮床加氢裂化技术的开发工作;跟踪国外有关加工技术研发的工作进展,为我国的消化、吸收、再创新打好基础.     

高软化点条件下的脱油沥青气化工业试验

溶剂脱沥青-脱油沥青气化-脱沥青油加氢进催化裂化组合工艺是解决劣质重油加工的有效手段。为了进一步提高脱沥青油拔出率,降低化肥成本,在脱沥青油收率50%的基础上,继续开展提高脱沥青油收率和沥青软化点的工业试验。根据实验研究,在脱沥青油收率55%的情况下,脱油沥青黏度在0.1Pa·s时的温度为248℃。温度控制在300℃以下,结焦的可能性很小;随着温度的升高,结焦趋势增大,当温度达到360℃以上时,结焦趋势明显增大。采取掺烧部分干气,可以显著降低雾滴直径和雾化角。随着温度的升高,脱沥青油收率降低,质量得到改善,综合考虑溶剂体积比为6:1。工业试验表明,脱沥青油收率由50%提高到60%,脱油沥青软化点由70℃提高至100℃后,装置运行正常。氧气消耗没有明显变化,气化炉炉温在正常控制范围1100～1300℃之间,劣质脱油沥青原料的产气量与渣油原料相当,原料气组成中有效气体(CO+H2)仍在95%(体积分数)左右,甲烷含量仍在0.4%(体积分数)以下,炭浆浓度仍在0.3%～0.7%(质量分数)。进一步提高溶剂脱沥青装置的加工深度,当沥青软化点达到120℃,温度控制在254℃时,其黏度升至100mm2/s以上,已超过高压给料泵设计黏度的上限,且加工量远远超过溶剂脱沥青装置的设计能力。     

渤海稠油热力吞吐用耐温抗盐化学体系的室内实验研究

筛选、复配出适用于渤海稠油热力吞吐用耐温抗盐化学体系,该体系由磺酸盐类甜菜碱两性表面活性剂LHSB、苯磺酸盐类阴离子表面活性剂ABS及抗盐辅剂A组成,体系各组成浓度为0.3%LHSB+0.2%ABS+0.05%抗盐辅剂A。室内实验表明,该体系可耐温200℃,耐NaCl容忍度30000mg/L、CaCl_2容忍度1000mg/L。经过200℃老化6h后,该体系50℃下与渤海稠油的界面张力为0.097mN/m,相对于原油与地层水的界面张力降低了99.2%。与煤油浸润后的模拟岩心之间润湿角为8°,可使岩石表面由油湿转变为水湿。在剪切速率16.2s~(-1)、实验温度50℃下考察不同油水比下的降黏率,随着含水率的增加,该体系可形成比较好的水包油乳状液,体系降黏率达到98%以上,低含水率下亦不发生反相乳化。弱动力下,原油与体系即会发生乳化,静置1h后分层脱水,说明体系乳化分散效果好。该体系静态洗油率达20%。200℃下驱替效率达61.3%,相对于水驱可提高11.5个百分点。     

超稠油复合油层处理剂的研究与应用

曙光油田超稠油油藏的储层物性和原油物性具有明显的"四高一低"特征,即原油密度高、原油黏度高、凝固点高、胶质沥青质含量高,蜡含量低,油藏开发难度大。在开发过程中存在新井首轮"注不进、采不出"的生产矛盾,具体表现为注汽压力高、回采水率低、生产周期短。为提高超稠油油藏新井开发效果,经过对油藏特点、储层特点、原油物性的分析,针对影响新井开发效果的各个因素,最终选用以有机扩散剂、表面活性剂和黏土稳定剂组分形成的复合乳化体系作为复合油层处理剂。在新井注汽前,使用该剂处理油层,从而改善新井首轮吞吐效果。2008～2010年,利用该项技术现场应用112井次,新井吞吐效果得到明显改善。与同类未实施该项技术的新井相比,生产周期延长,油汽比明显提高,周期回采水率得到提高。室内实验及现场应用结果表明,超稠油复合油层处理剂具有使用效果明显、施工工艺简单、药剂成本低廉等特点,适合曙光油田超稠油开发的需要。