一种减粘剂在乙烯装置急冷油中的应用研究

通过对急冷油的组成分析,探讨了其粘度升高的主要原因,通过在实验室建立的急冷油粘度评价模拟装置上对国内一种减粘剂进行了应用,结果表明该减粘剂对急冷油的粘度增长具有一定的抑制作用,减粘剂的减粘效果随着恒温时间的延长逐渐减弱,氧气对急冷油粘度的增长有一定的抑制作用。急冷油恒温48h的减粘剂加剂量对比试验表明,加入减粘剂500μg．g^-1时,对急冷油减粘效果较好。     

乙烯装置急冷油系统减粘剂的研究

简单介绍了乙烯装置急冷油系统的工艺流程及传统的急冷油减粘方法。通过对急冷油和急冷油系统结垢物组成的分析,探讨了急冷油粘度增长的原因。合成了适用于乙烯装置急冷油系统的新型减粘剂BI—01。考察结果表明,该减粘剂具有较好的减粘效果。     

裂解分馏器中急冷油减粘剂的制备方法获国家专利

由大庆石化公司研究院研制完成的裂解分馏器中急冷油减粘剂的制备方法，目前获得国家发明专利，专利号为ZL03137612．6。据了解，该技术可广泛用于控制乙烯裂解分馏装置中循环急冷油，提高急冷油的换热效率。在乙烯裂解生产过程中，石脑油、轻烃等在高温下发生裂解反应，裂解产物冷却后与循环急冷油混合被送入急冷油塔。在急冷油塔底的部分物料与进料中的苯乙烯、茚等不饱和芳烃在高温下发生聚合，生成大分子物质导致急冷油在循环使用中粘度不断升高，增加了循环泵的功率，降低了急冷油的换热效率。为此，大庆石化公司研究院开展了裂解分馏装置中急冷油减粘剂的研究，主要由分散剂和阻聚剂配制成适合各种乙烯装置工艺条件的减粘剂，分散剂是由相对分子质量为1000-3000的聚异丁烯制备的双丁二酰亚胺，阻聚剂由受阻酚类抗氧剂和亚磷酸酯类抗氧剂配制而成。     

乙烯装置急冷油系统流程比较及原理

介绍了乙烯装置急冷油系统的四种流程，并从减粘机理、能量回收及结焦机理方面对四种流程加以分析对比。实际运行结果表明，第1类急冷油系统流程最佳，急冷油粘度易调节，且有利节能。     

乙烯装置急冷油粘度控制及减粘塔运行分析

针对国内外急冷油减粘技术现状,分析了急冷油粘度增加对循环系统的危害,介绍了旋流分离技术应用于急冷油减粘的工艺过程,该技术克服了其它减粘方法存在的一些缺陷。指出提高减粘塔顶温度的同时增加参与减粘的急冷油喷淋量,降低减粘塔顶温差、控制好塔釜液面是进一步优化减粘塔操作的关键。     

专利信息

新型排布单程炉管乙烯裂解炉,两程辐射段炉管的乙烯裂解炉,一种两程辐射炉管的裂解炉,一种辐射段炉管采用“U”形结构排布的裂解炉,乙烯装置急冷油减粘剂。     

急冷油超临界溶剂抽提减黏技术的模拟和实验研究

分别利用流程模拟软件VMGSim和超临界溶剂抽提减黏装置,对乙烯装置急冷油进行超临界溶剂抽提减黏的模拟和实验研究。以异丁烷为溶剂,在抽提压力3~6 MPa、抽提温度120~150℃范围内,对中国石化天津石化分公司乙烯装置的急冷油进行超临界溶剂抽提减黏。实验结果表明,急冷油的黏度(50℃)从1 000 m Pa·s降至10 m Pa·s以下,抽提率最高可达0.53。模拟结果与实验结果基本一致,模拟结果中抽提条件对减黏效果的影响更有规律性;提高抽提压力或降低抽提温度,可提高抽提率,并略微提高抽提油黏度。     

齐鲁乙烯装置两大运行难点解析

<正> 一、引言齐鲁乙烯装置经过五年多的生产运行,发现了许多问题。有原料问题、设备问题、设计问题、工艺操作问题,也有一些错综复杂的综合性问题。急冷系统的两大运行难点——“急冷油粘度超高”,“急冷水乳化”就属于综合性问题。几年来,这两大难点一直困扰着装置的高负荷生产。从1989年开始,已陆续对急冷系统进行了几番改造,有的效果较好,有的见效不明显。本文仅对以上提到的两个问题加以解析。二、急冷油粘度超高 1.急冷油系统流程简介     

急冷油溶剂抽提减黏技术的模拟

利用流程模拟软件VMGSim,建立了乙烯装置急冷油的溶剂抽提减黏工艺流程。以正丁烷为溶剂,在溶剂比为1~6、抽提压力3~6 MPa、抽提温度120~150℃的条件下,对黏度为968 m Pa·s(50℃)的急冷油进行了溶剂抽提减黏的模拟研究。模拟结果表明,急冷油的黏度降至16.4 m Pa·s(50℃)以下。减黏油抽提率、减黏油黏度、抽余物沥青质含量的变化规律一致,均随溶剂比的增大而提高、随抽提压力的增大而提高、随抽提温度的升高而降低。溶剂回收率和能耗随回收温度的升高而增大,随回收压力的提高而降低。     

急冷油塔技术改造和运行参数优化探讨

大庆石化公司裂解新区急冷油塔从2007年开始出现运行不稳定的现象.急冷油和中油循环段压差增大;稀释蒸汽发生量减少;循环急冷油品质变差、焦粉含量增多、粘度增大、换热效果变差、设备堵塞.通过技术攻关,采用油洗、减少调质油用量,实施运行参数优化等措施,收到了良好效果,实现了装置的平稳运行.     

原油降粘剂SL的合成工艺条件

用正交实验法以降粘率为考核指标 ,对合成的三元共聚物型油溶性降粘剂SL的工艺条件进行了优化 ,得到较佳的条件为 :以丙烯酸十二酯为大单体 ,丙烯酸十二酯与其他不饱和酸酐及不饱和酸酯的摩尔比 4∶1∶1,引发剂用量 5 % ,链转移剂用量 5 %。加入 2 g/LSL 5的辽河冷东 2号油 ,5 0℃的降粘率为 38.1%。     

油田堵水用反相乳液的制备与性能研究

以柴油、乳化剂、纳米二氧化硅为主要原料,配制了一种可用于油田选择性堵水用的纳米粒子稳定反相乳液,考察多种因素对其性能的影响。实验结果表明,乳化剂用量对乳状液粘度影响不大,其用量选择2％较合适;油相中纳米二氧化硅用量增加,乳状液粘度随之增加,当油相中纳米二氧化硅含量低于0．2％时,乳状液粘度随温度升高而上升,添加少量纳米二氧化硅即可改变乳状液粘-温特性;调节油水体积比可调整乳状液的粘度,并且当水油比大于4：1时,乳状液的粘度急剧上升;氯化钠加入也导致乳状液的粘度随温度的增加而升高。     

塔河油田两种主要稠油井筒降粘技术的分析与评价

对塔河油田不同稠油降粘举升工艺适应性分析结果表明,掺稀油和化学降粘两种稠油井筒降粘技术适用于塔河油田6区稠油井的开采。简要介绍了两种降粘技术原理,实验室和油井使用结果表明,掺稀油技术适用于稠油粘度大于50000mPa·S、油井含水低于20％的自喷井,在稀油与稠油体积比l：2至1：1时,降粘率达90％以上;化学降粘技术选择的乳化降粘剂XS-2具有抗盐性强、使用温度范围宽的特点,在油水体积比7：3、温度60℃、XS-2用量1．0kg／t原油条件下,T433油井稠油粘度由3156mPa·s降低至345mPa·s。     

稠油油藏储层冷采用活性分子的性能评价与应用

针对边底水薄层特稠油油藏热采高轮次后注汽易窜,封堵困难,含水大幅上升导致开发效益下降的问题,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸钠(AA)、4-苯基-1-丁烯(PB)、丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)为原料、四甲基乙二胺为催化剂制备了水溶性活性分子共聚物(AAPA).研究了油剂比、AAPA加量、pH值、Ca2+、Mg2+、温...     

ABEP-NaHSO3引发AM／DMDAAC反相微乳液共聚的研究

研究了用N，N-二乙胺基偶氮二异丁脒盐酸盐（ABEP）和NaHSO3组成的复合引发体系，以丙烯酰胺（AM）和二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）为单体，失水山梨醇脂单油酸酯（Span-80）和壬基酚聚氧乙烯醚（OP-10）为复合乳化剂，以液体石蜡为连续相，在反相微乳液中制备PAM／DMDAAC阳离子型共聚物。探讨了乳化剂用量、单体摩尔比、引发剂用量、油水比、溶液的pH对共聚物的特性粘数和转化率的影响。结果表明，在优化反应条件下可得到转化率为98．7％、特性粘数为1879．4mL·g^-1的共聚物。     

低能耗乙烯分离技术

开发出了新的乙烯分离技术———低能耗分离技术。该技术采用了分配分离、开式热泵等技术降低能耗 ,适用于液体裂解原料 ,其具有能耗低、流程简单、投资省的特点 ,达到国际先进水平     

应用降粘剂提高大港稠油油藏水驱采收率

在对大港官109-1断块稠油组成及结构进行分析的基础上,针对油藏高温、高矿化度及水驱采出程度低的特点,研制出一种降粘剂。在含水量大于30%及降粘剂加入量大于1 000 mg/L（占油水总质量）的条件下,能使油水体系形成稳定的O/W乳液,降粘率大于97%,且降粘剂的存在对采出液的破乳脱水没有负面影响。岩心驱油实验结果表明,降粘剂驱油体系比水驱体系稠油采收率提高22%以上,说明使用降粘剂可降低油藏稠油粘度,改善水/油流度比,提高波及系数,明显改善水驱效果。     

CF3SO3H催化混合α-烯烃齐聚制备低黏度油的研究

聚α-烯烃合成润滑油(PAO)是目前使用最广泛的合成润滑油之一。以三氟甲磺酸(CF3SO3H)为催化剂, 1-己烯、1-癸烯、1-十二碳烯为原料进行齐聚反应合成低黏度PAO,考察了催化剂用量、反应温度、反应时间、烯烃原料对PAO收率及性能的影响。结果表明：在反应温度为40 ℃、反应时间为3 h、催化剂与原料摩尔比为0.36的条件下,合成PAO的100 ℃运动黏度为4.83 mm2/s、凝点为-30 ℃、黏度指数为140,PAO收率在70 %以上,其性能能够满足高质量的PAO合成润滑油基础油的要求。     

聚醚结构对油水界面性能及稠油降黏效果的影响

为深入认识化学驱稠油乳化降黏的作用机制,考察了3种不同结构的聚醚与稠油的界面张力和界面扩张流变性质,测定了聚醚溶液与稠油形成的乳状液的稳定性、粒径和黏度.结果表明,聚醚类表面活性剂具有较长的柔性氧乙烯(EO)链和氧丙烯(PO)链,能形成界面"亚层",油水界面膜以弹性为主,易与稠油形成稳定的O/W乳状液,显著降低稠油黏度...     

耐盐耐高温超稠油降黏剂的研制与性能评价

针对超稠油黏度高、流动性差和地层水矿化度高等现状,以表面活性剂、碱、有机磷酸为原料制得乳化降黏剂,对降黏剂配方进行了优选,研究了矿化度和温度对降黏剂降黏性能的影响,并分析了降黏机理。结果表明,超稠油乳化降黏剂最优配方为:质量比为1∶1的磺酸盐类阴离子表面活性剂YBH与醇醚羧酸盐类的阴、非离子表面活性剂YFBH复配的主剂、碱助剂、耐盐助剂NYZJ-1的质量比为1.1∶0.45∶1.15。在主剂、助剂总加剂量为0.81%(占原油乳状液的质量分数)、乳化温度80℃、油水质量比为7∶3、矿化度为95 g/L的条件下,可使超稠油黏度由316.5 Pa·s(50℃)降至其乳状液的0.0831 Pa·s,降黏率达99.97%,50℃下静置4 h的出水率为5.93%。温度对乳化降黏剂降黏性能的影响较小,经200℃处理2 h后超稠油乳状液的降黏率不变。复配乳化剂各组分间发挥了协同增效作用,增强了体系的降黏性能,提高了乳状液的稳定性。乳化降黏剂降黏效果良好,耐温抗盐,适用于高温高盐油藏。图10表3参15