烷基苯磺酸盐类表面活性剂的合成及性能研究

通过分子设计,经酰基化、格氏反应、加氢还原、磺化及中和等反应,制备了烷烃碳链一定、芳环在烷烃链指定位置的烷基芳基磺酸盐。经红外光谱分析,验证了合成该表面活性剂的中间体的结构与分子设计相符合。测定了合成的烷基芳基磺酸盐的临界胶束浓度和表面张力。并分析了表面活性剂的结构对其表面张力的影响。     

螯合型表面活性剂NaLED3A的合成及性能

实验以月桂醇、乙二胺、氯乙酸钠、氢氧化钠为原料,经溴化、N-烷基化、羧甲基化、中和反应合成螯合型表面活性剂N-十二烷基乙二胺三乙酸钠(NaLED3A).讨论了N-十二烷基乙二胺羧甲基化反应中投料摩尔比、反应温度、反应时间对中间体产率的影响,考察了产物NaLED3A的表面活性、螯合性能、泡沫性能及其在油田污水中石油磺酸盐...     

AlCl_3/SiO_2催化剂上重烷基苯的合成及其磺酸盐的表面性质

以AlCl3/SiO2为催化剂,以苯、甲苯、乙苯为芳烃原料,与工业混合重烯烃(C14～18烯烃)通过烷基化反应合成重烷基苯,并以发烟硫酸为磺化剂合成三次采油用重烷基苯磺酸钠表面活性剂。采用傅里叶变换红外光谱对重烷基苯及其磺酸盐进行了结构表征,并研究了磺酸盐的表面性质。结果表明,AlCl3/SiO2催化剂具有较高的芳烃与C14～18烯烃烷基化反应活性,且芳烃类型影响催化剂的稳定性,其中甲苯与烯烃烷基化反应时,催化剂的稳定性最好;在甲苯与C14～18烯烃摩尔比20:1、反应温度80℃、单釜反应时间3h的条件下,C14～18烯烃转化率为100%时,AlCl3/SiO2催化剂可稳定使用24次;在合成的表面活性剂中,带有甲基、长烷基链的重烷基苯磺酸钠具有较低的临界胶束浓度和表面张力,界面性质良好。     

糠醛抽出油制取驱油用表面活性剂的研究

以大庆炼油厂减二线糠醛抽出油为原料,发烟硫酸为磺化剂,在釜式磺化反应器中制备了一种石油磺酸盐表面活性剂,考察了合成条件对产品收率及表面活性的影响。结果表明,在酸油质量比为0．4：1,反应温度60℃,磺化时间45min的最佳合成工艺条件下,石油磺酸盐表面活性剂的收率为46．2％,产品活性物含量48．2％;石油磺酸盐溶液浓度在1mmol／L时油水界面张力31．5mN／m,临界胶束浓度1．7×10^-3mmol／L;与碳酸钠复配后,界面张力可降低至10^-3mN／m,适合用作三次采油用驱油表面活性剂。     

新型三次采油表面活性剂

现有的驱油剂所存在的局限性已不能满足三次采油的需要,为此开发了新型三次采油表面活性剂十六烷基二苯醚二磺酸钠.通过室内研究确定了新的合成工艺路线,以α-十六烯烃与二苯醚为原料,经烷基化、磺化、中和后得到目标产品.考察了不同的物料配比、温度、时间对产品收率的影响,以及不同磺化剂对活性物含量的影响.试验结果表明,烷基化转化率达到60.9%,活性物含量达到58.44%     

生物基磺酸盐寡聚表面活性剂的合成与表面性能研究

以可再生资源油酸为主要原料,通过烷基化、酯化、磺化及中和反应,制备了3种新型生物基四聚表面活性剂芳基烷基十八酸季戊四醇酯磺酸盐,并采用核磁共振氢谱、红外光谱对中间体及目标产物进行表征,确定合成目标产品。用滴体积法测量了不同浓度下这3种表面活性剂在20℃和40℃下的表面张力,并对其表面物理化学参数如临界聚集浓度c_(CAC)、临界聚集浓度下的表面张力(γ_(CAC))、降低表面张力的效率因子p(C_(20))、饱和吸附面积(A_(min))和饱和吸附量(Γ_(max))等进行了讨论。研究发现,随着芳环上取代基数目增加,饱和吸附面积会增大,饱和吸附量将减少,其降低表面张力能力和效率在下降。实验中制备的表面活性剂3a在40℃时表现出更好的表面活性。     

用于驱油的以重烷基苯磺酸盐为主剂的表面活性剂的工业化生产

以生产十二烷基苯的副产物重烷基苯为原料,用适当改进的十二烷基苯磺酸盐的生产装置可以制备用于油田三次采油的以重烷基苯磺酸盐为主表面活性剂的驱油用表面活性剂。该生产工艺主要包括空气干燥、SO3发生、磺化、老化与水解、尾气处理、中和复配等步骤。在生产过程中,由于重烷基苯的组成较为复杂,导致影响因素的复杂化;通过对原料进行适当的预处理、工艺参数优化及对生产装置各个单元设备的适当改进,生产以重烷基苯磺酸盐为主表面活性剂的驱油用表面活性剂可使国内油田的原油与注入液之间形成超低界面张力(10-3mN/m级)。应用实例表明,以重烷基苯磺酸盐为主表面活性剂的三元复合驱油体系具有优良的性能及极高的实际应用价值。     

α-烯基磺酸盐表面活性剂的合成及性能

以抚顺石油厂生产的副产品AO(α-烯烃)为原料,利用降膜式磺化装置合成了系列α-烯基磺酸盐袁面活性剂。用美国Texas-500型旋滴界面张力仪,对α-烯基磺酸盐表面活性剂的合成条件(磺化温度、投料比、保护风等)进行了评价,并确定了合成α-烯基磺酸盐表面活性剂的工艺参数。针对大庆油田的地层物性,研究了α-烯基磺酸盐表面活性剂体系中的活性剂浓度及耐盐度对界面张力的影响,得出了α-烯基磺酸盐表面活性剂体系能与大庆原油形成超低界面张力的结论,从而为大庆油田α-烯基磺酸盐表面活性剂工业化生产的工艺条件提供了依据。     

三元复合稠油化学降粘的室内研究

研究了磺化、氧化稠油化学降粘方法。根据稠油降粘剂评价标准,确定实验条件为：反应温度70℃,反应时间1．5h,测试温度50℃,测试仪器NDJ-79型旋转粘度计。考察了磺化剂加量、氧化剂加量、表面活性剂加量及碱加量对稠油粘度的影响。确定最佳配方为：磺化剂、氧化剂加量均为4．5％,表面活性剂加量为0．5％,碱加量0．2％。在此条件下,体系的降粘率为22％-36％。     

烷基芳基磺酸盐结构与性能关系——分子结构变化对cCMC和HLB 值的影响

为揭示烷基芳基磺酸盐结构与性能的关系,研究了系列表面活性剂的油水界面张力及分子结构对最小烷烃碳数(nmin)、临界胶束浓度(c_(CMC))和亲水亲油平衡值(HLB值)的影响。结果表明,芳基取代位置相同时,随着长链烷基碳数增加,烷基芳基磺酸盐的c_(CMC)先减小后增大,c_(CMC)越小其界面活性越高,表面活性剂分子在界面上排列越趋近于油/水兼溶型;相同链长的同系物,随着芳基向烷基碳链中间位置移动,其c_(CMC)和nmin呈现增大趋势,芳环取代基对支化程度的影响相当于4.05个亚甲基对c_(CMC)的影响。通过对HLB值的经验公式对比可知,戴维斯公式适合不同结构表面活性剂间HLB值的比较,而临界胶束浓度法适于同系物间的比较。     

珠江口盆地白云凹陷原油半开放条件下裂解成气模拟实验

为深入研究珠江口盆地白云凹陷原油裂解机制及产物变化特征,选取了白云凹陷渐新统珠海组原油样品,利用高温高压模拟实验,模拟了地下压力、地下流体介质及半开放条件下、不同升温速率的原油裂解过程,分析了气产率和气体组分特征.研究表明,原油样品在365℃开始裂解,裂解产率随温度增加而增加,在20℃/h的升温速率下,最终(550℃)...     

塔里木高凝原油管道输送方案研究

塔里木油田桑吉作业区原油性质相对较差,普遍具有含蜡量高(12.8%)、凝固点高(20℃)、析蜡点高(31.5℃)的特征,管道的输送存在一定困难。吉拉克凝析油油品好,凝固点低。因此考虑将两种油在轮南油气集输站混合后混输。研究结果表明,凝析油的混入可降低原有的凝固点和析蜡点;计入吉拉克凝析油,无论管线保温与否,输送末点温度都能满足凝点和析蜡点要求;使用吉拉克凝析油外输管线方案总投资为614万元;形成了利用桑转站外输油管线保温外输的方案。     

稠油热采伴生气物质来源及影响因素

针对注蒸汽热采过程中伴生气来源不清的问题,利用高温高压反应釜对辽河油田齐40块原油、岩心及地层水等样品开展室内实验,探索伴生气产生机理及影响因素。结果表明：原油是热采伴生气的主要物质来源,其主要发生水热裂解反应,储层矿物对水热裂解反应起催化作用;伴生气产生的起始温度为150℃,其产量随温度升高而增大,当温度达到300℃时水热裂解与稠油热裂解共同作用导致伴生气产量急剧上升;在250℃时,9 d后原油水热裂解反应基本完成,之后伴生气产量无明显增长。该研究可为稠油热采充分利用伴生气提供参考。     

油页岩不同温度原位热解物性变化核磁共振分析

油页岩原位热解过程中产生的孔隙和裂缝的连通程度是制约转化后的油页岩油气能否原位可采的关键要素,而常规岩石物性测试手段无法全覆盖测定油页岩层内不同级别的孔隙及裂缝。利用核磁共振仅对岩石孔隙流体有响应可以识别刻画不同级别孔、缝的优势,根据核磁共振分析岩石物性的方法和相关参数模型,开展了模拟地下500 m原位加热到不同反应温度后的油页岩热解系列样品的核磁共振测试。结果表明,不同转化温度原位开采过程中,油页岩的孔隙度演变可以分为3个阶段,250~350℃时逐渐增大,350~400℃时略有减小,400℃之后大幅增大;渗透率在400℃之前变化不大,400~450℃渗透率提高了2个数量级,500℃时改善更为可观,提高了4个数量级。油页岩原位干馏开采需要400℃以上的高温,而实际地下开采大尺度的油页岩受热均一性较差,可能大部分区域温度达不到400℃,可以采取升到更高的温度并延长加热时间或加热前对油页岩层进行储层压裂改造,以改善油页岩层的物性,提高油页岩原位开采油气采收率。      

渤海湾盆地济阳坳陷潜山油气藏成藏期次和过程 ——来自储层流体包裹体的证据

渤海湾盆地济阳坳陷古生界潜山油气藏储量巨大,但成藏过程复杂,制约了油气勘探进程.为了探明其油气充注与调整改造过程,以大王庄潜山带为例,利用包裹体岩相学、显微测温及烃包裹体丰度分析等技术,对古生界油气成藏进行了研究.研究区古生界储层烃包裹体发育,奥陶系烃包裹体呈淡黄色、蓝绿色荧光,沿方解石脉及颗粒愈合缝分布,沥青包裹体与...     

羌塘盆地含烃类流体活动的基本特征及成藏分析

对羌塘盆地内多套重要地层裂缝充填包裹体进行了岩相、温度和成分研究。岩相特征显示,流体包裹体类型多样,包裹体以气液两相为主,气相以CH4为主,另外还含有H2S、H2、CO2和N2. 羌塘盆地内包裹体的温度范围比较宽,冰点温度-14.2~-2.0 ℃,均一温度0~367 ℃. 分析认为,羌塘盆地内至少存在6期主要的流体活动事件,分别为：0~22 ℃、76~85 ℃、122~128 ℃、172~189 ℃、220~255 ℃和300~370 ℃,表明羌塘盆地经历了多期复杂的构造流体活动。其中第一期为超晚期构造抬升之后的流体活动,不含烃类物质,与油气运移成藏无关;另外5期流体活动的包裹体均含有烃类物质,应该与油气运移有关。     

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。     

川中古隆起下寒武统烃源岩生烃演化特征

四川盆地川中古隆起安岳震旦系-寒武系特大型气田的发现,揭示了该区下寒武统烃源岩巨大的天然气资源潜力。综合前人相关数据,构建了川中地区下寒武统烃源岩的地质-地球化学模型,应用PetroMod盆地模拟软件,结合Easy%R_O模型,对川中古隆起的代表钻孔在关键地质时期的古地温梯度演化进行恢复,并对下寒武统烃源岩的生烃演化进行模拟。研究结果表明,中生代是川中古隆起下寒武统烃源岩油气生成与演化的关键时期,该时期其古地温梯度较高,并呈现逐渐降低的趋势。研究得到的古地温梯度模型为：3.5℃/100m(≥96Ma)-3.2℃/100m(65Ma)-2.7℃/100m(0Ma)。川中古隆起下寒武统烃源岩经历了早期生油、晚期生气的演化过程,烃源灶位置与文献报道的古裂陷槽基本吻合,其油、气累积生成强度分别可达(8～10)×10⁶t/km²与(55～65)×10⁸m³/km²。古裂陷槽下寒武统烃源岩在主生油期(中-晚三叠世)生成的液态石油,可通过不整合面与断层组成的网状输导体系运移至磨溪-高石梯构造与威远-资阳构造形成古油藏;古油藏内的原油在侏罗纪-早白垩世期间完全裂解,原油裂解气是这2个构造下寒武统龙王庙组与上震旦统灯影组天然气藏的主要来源。     

乙烯装置急冷油系统存在的问题及改进措施

分析了中国石油兰州石化公司46万t/a乙烯装置急冷油塔塔釜温度偏低的原因并提出了相应改进措施。改进措施:(1)将急冷油循环量由250 t/h降低为50 t/h;(2)将燃料油汽提塔塔顶平均温度提高2℃;(3)将急冷油塔入口裂解气平均温度提高4℃。改进效果:(1)急冷油塔塔顶温度平均提高2℃;(2)急冷油塔塔釜温度平均提高3℃;(3)稀释蒸汽发生量提高6 t/h。     

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天然气水合物可能出现在油气开采系统的每一个环节，水合物的形成会堵塞井筒、管线和设备，影响油气的正常生产。文章在Van del Waals和Platteeuw模型基础上，采用Munck等人的具体模型参数，利用实验数据，提出了预测Ⅱ型和Ⅰ型水合物生成的数学模型；水合物的函数F(T)与压力的关系可以用于判断气体生成水合物的结构类型，不同的F(T)遵循不同的规律，同一种结构基本在一条曲线上。误差统计结果表明，预测模型对Ⅱ型水合物的最大绝对误差为1.96 ℃，最小绝对误差为0.02 ℃，平均绝对误差为0.63 ℃，标准偏差为0.52 ℃；预测模型对Ⅰ型水合物的最大绝对误差为0.80 ℃，最小绝对误差为0.01 ℃，平均绝对误差为0.33 ℃，标准偏差为0.21 ℃，该模型可以用于水合物防止工艺的设计和水合物气藏的开采。