大港页岩油高频脉冲处理参数优化研究

页岩油具有凝点高、含蜡量高、乳化程度高的特点,导致传统热化学脱水工艺对页岩油采出液处理效果欠佳,难以达到外输标准。高频脉冲原油处理技术可以高效脱水,但对页岩油采出液处理参数的优化研究较少,因此研究了高频脉冲原油处理技术对大港页岩油采出液的处理效果,并对处理参数进行了优化。结果表明,高频脉冲脱水技术可以实现页岩油采出液有效破乳,显著降低页岩油含水率。通过处理参数的优化发现,电场强度和电场频率的提高均有利于提高脱水效率,同时,存在脱水效果最好的电场处理时间、操作温度以及破乳剂质量分数参数;在电场强度为200 kV/m、电场频率为5 kHz、电场处理时间为60 min、操作温度为75℃、破乳剂质量分数为0.010%的条件下,页岩油脱水后含水率为0.48%,综合效益最好。研究结果为页岩油采出液处理参数优选提供了技术支撑。     

新疆风城油田超稠油SAGD开发地面配套技术探讨

结合SAGD开发的特点与风城油田超稠油的特性,总结出了风城SAGD开发及地面工艺技术存在的难题,通过对重32井区SAGD试验区取得的认识,提出了风城SAGD开发地面配套技术的总体思路及需要攻关和研究的方向。     

二元复合驱采出液乳化行为及破乳影响因素

表面活性剂/聚合物二元复合驱作为一种能够有效挖潜优质储量的提高采收率方法,其地面采出液处理工艺技术及运行参数的优化设计依然是该化学驱技术工业化推广面临的一项挑战。通过多因素正交实验考察了表面活性剂/聚合物二元复合驱采出液的乳化行为及其破乳脱水影响因素。显著性检验结果表明,与温度和含水率的影响相比,采出液中表面活性剂质量浓度和聚合物质量浓度对体系分散性和电负性影响的显著性值更低,反映了二者对采出液乳化稳定性有更大的贡献,从而导致采出液的破乳性能下降。结果表明,提高破乳温度、延长破乳时间的单一作用机制并不能从根本上提高该类采出液的脱水率和降低其分离后水中的含油量,同时,水相pH的提高与流场强剪切效应会进一步恶化破乳脱水效果及分离后水质。     

原油预脱水剂LGS—2的应用研究

介绍了原油预脱水剂 (名称为 L GS 2 )的作用机理、化学组份、性能评价和矿场试验应用情况 .L GS2原油预脱水剂是针对特高含水期采出液处理费用高、外输原油含水高和处理后污水含油高等弊端而研究和试验应用的 .经过对孤四联合站的现场试验应用 ,在药剂成本下降 1 5 %的前提下 ,外输原油含水由试验前 1 .3 2 %下降到 1 .2 0 % ,外输污水含油由试验前的 3 70 mg/L 下降到 3 4.7mg/L.试验结果表明 :对特高含水期采出液采用预脱水剂与破乳剂配合使用 ,在成本管理和技术指标上均得到较大改观 .     

稠油化学预脱水技术的研究与应用

随着油田的开发进入中后期,原油含水量逐渐上升,使联合站进站液量大,增加设备处理负荷,化学药剂消耗量加大,原油脱水能耗加大。针对海一联合站开展稠油化学预脱水工艺技术研究,并进行了大量试验,解决了稠油预脱水的技术难题。稠油处理采用预脱水技术后,实现了对采出液中的大量游离污水的低温、高效处理。摘要：随着油田的开发进入中后期,原油含水量逐渐上升,使联合站进站液量大,增加设备处理负荷,化学药剂消耗量加大,原油脱水能耗加大。针对海一联合站开展稠油化学预脱水工艺技术研究,并进行了大量试验,解决了稠油预脱水的技术难题。稠油处理采用预脱水技术后,实现了对采出液中的大量游离污水的低温、高效处理。     

有机溶剂在湿法磷酸脱色中的应用

为了研究有机溶剂在湿法磷酸脱色的效果,以黑色的湿法磷酸为原料,分别使用四氯化碳、氯仿、柴油对湿法磷酸进行预脱色,再用活性炭对预脱色后的酸进行脱色.实验结果表明,柴油的预脱色效果最明显;最佳脱色条件为：湿法浓磷酸和柴油的质量比为5∶1、萃取分离时间1 h,活性炭的用量为湿法磷酸质量的1.5%、活性炭脱色时的温度为60℃、脱色时间为30 min,采用目测法观察,湿法磷酸从黑色基本变成无色;湿法稀磷酸和柴油的质量比为13∶1、萃取分离时间为20 min,活性炭的用量为湿法磷酸质量的0.25%、活性炭脱色温度为60℃、脱色时间为30 min,湿法稀磷酸从黑色变成无色.     

双水平井SAGD循环预热阶段调控及认识

准噶尔盆地西北缘的风城油田蕴藏极其丰富的浅层超稠油资源,该油藏具有储量丰度高（519.6×104t/km2）、埋藏浅、地层温度低的特征,原油性质具有黏度高（50℃时13768mPa？s）、凝固点高的特点。该油藏采用常规蒸汽吞吐开采难度大,采收率相对较低。而蒸汽辅助重力泄油是开发超稠油的一项前沿技术,其启动技术主要有蒸汽吞吐预热启动和循环预热启动;相对于蒸汽吞吐,注蒸汽循环预热启动吸汽加热均匀,启动平稳,但循环预热机理仍需进一步研究。针对风城油田重32井区超稠油双水平井SAGD开发试验及生产现状,深入研究分析了该井区SAGD循环预热阶段所面临的一系列问题;并以理论结合实际,探讨了双水平井SAGD循环预热阶段现场操作中的一系列优化技术,对双水平井SAGD在循环预热阶段的现场优化操作形成了初步认识。     

高含水期原油低温集输处理技术研究

低温集输处理技术研究的目的就是设法降低原油处理过程中的温度,在免加热或微加热的条件下,达到正常的脱水效果.风城油田乌尔禾区块来液平均含水达65％,夏子街区块来液平均含水达80％,通过室内实验分析,来液混合后原油的密度和粘度有了明显的降低,低温脱水具备了一定的物性条件,2010年6月进行了不加热脱水试验,一段脱水温度由原平均45℃降为常温25℃,二段处理温度由70c℃降低至60℃,实现了低温脱水,既简化了集输工艺、减少原油挥发、节约了成本,同时细菌的繁殖力减弱,系统结垢趋势减缓,对水质的稳定有利.实行低温脱水后,年节约成本282.24万元.     

原油预脱水剂LGS-2的应用研究

介绍了原油预脱水剂(名称为LGS2)的作用机理、化学组份、性能评价和矿场试验应用情况.LGS2原油预脱水剂是针对特高含水期采出液处理费用高、外输原油含水高和处理后污水含油高等弊端而研究和试验应用的.经过对孤四联合站的现场试验应用,在药剂成本下降15%的前提下,外输原油含水由试验前1.32%下降到1.20%,外输污水含油由试验前的370mg/L下降到34.7mg/L.试验结果表明:对特高含水期采出液采用预脱水剂与破乳剂配合使用,在成本管理和技术指标上均得到较大改观.     

稠油处理工艺参数的优化设计

稠油处理主要采用热化学兼物理沉降原理对油田来液进行脱水处理.在稠油处理高昂的运行费用中,稠油脱水药剂成本费用占据处理站生产成本很大比例,而稠油处理工艺参数设计是否合理,决定了稠油脱水药剂的用量的大小.运用稠油处理站费用优化设计数学模型对稠油处理工艺参数进行优化设计,在确保外输原油含水质量达标(<1%)的情况下,优化生产...     

K_2CO_3-哌嗪复合溶液脱除CO_2驱采出气中CO_2的实验研究

CO2被注入油层后,约有40%～50%(体积分数)随着油田采出液伴生气溢出,采出液中含有大量CO2及水,针对脱除CO2驱采出气中CO2开展实验模拟研究,采用耐压实验装置模拟CO2驱采出伴生气特性,结合胜利油田CO2驱现场实际情况,在中压条件下对碳酸钾及其与哌嗪的复合溶液进行了实验研究,记录不同浓度溶液在不同温度、压力、时间下的进出气量,揭示了吸收速率、吸收容量与时间、溶液浓度的内在关系;对吸收饱和的富液进行了再生实验,详细记录CO2初始析出温度,富液再生温度,富液再生能耗及富液再生率,并进行对比分析。通过实验结果综合分析,筛选出质量分数为30%碳酸钾+3%哌嗪溶液是较优的二元复合溶液,在油田CO2驱采出气CO2捕集领域具有较佳的科研价值和工业应用前景。     

红薯-蔗糖体系的超声渗透脱水研究

以红薯-蔗糖固液体系为研究对象,研究了在超声场作用下,超声输出功率、超声作用时间、渗透液浓度及温度、物料厚度等因素对红薯脱水率及固形物得率的影响.在此基础上,确定了渗透脱水过程的扩散系数,并对渗透脱水过程的数学模型进行了探讨.结果表明,超声场空化作用显著强化了红薯渗透脱水过程的质量传递,且在一定实验范围内,红薯脱水率及固形物得率均随超声输出功率、超声作用时间、渗透液浓度及温度的增加而增加,随着物料厚度的增大而减小.故可得到当超声场输出功率为93 W,声空化强化时间为25 min,渗透液浓度在40%,温度在30℃,物料厚度为6 mm时为最佳操作条件.     

井间泥岩夹层物性参数对蒸汽辅助重力驱油的影响

稠油油藏中泥岩夹层的存在对蒸汽辅助重力驱油(steam-assisted gravity drainage,SAGD)开采效果具有重要的影响。为分析井间泥岩夹层物性参数对SAGD开采效果的影响,以加拿大麦肯河油田某典型区块为研究对象,通过CMG油藏数值模拟软件建立表征SAGD注采井间泥岩夹层的数值模型,基于不同的泥岩夹层的长度、厚度、间距、夹层与井间的垂向距离、渗透率等进行正交试验,通过直观分析和方差分析,对模拟结果进行分析及验证,探讨泥岩夹层位于注采井正中间(BIP-A)和斜中间(BIP-B)2种模式下泥岩夹层各物性参数对石油采出效果的影响程度。结果表明,在BIP-A和BIP-B模式下,泥岩夹层各物性参数对石油采出效果的影响程度大小排序分别为长度渗透率厚度间距垂向距离和长度厚度渗透率垂向距离间距。SAGD生产布井时应避免泥岩夹层位于注采井正中间,根据各参数影响程度优化布井方式和采取必要措施(如压裂等),对SAGD高效生产具有重要的意义。     

FH-98催化剂的首次工业应用试验

大庆石油化工总厂炼油厂为加氢精制装置扩能改造 ,解决柴油质量问题 ,采用抚顺石油化工研究院开发的FH -98加氢精制催化剂进行了首次工业应用试验。FH -98催化剂经过装填、干燥、预硫化和初期活性稳定等步骤处理后 ,于 1 999年 7月 1 6日正式投入工业运转。以大庆焦化柴油和重催柴油混合为原料进行了催化剂工业标定。结果表明 ,FH -98催化剂堆积密度低 ,仅为 0 .80 8t/m3,可节省1 7%的催化剂费用 ,在操作空速高达 2 .87h- 1的条件下 ,仍具有高的加氢精制活性和稳定性。脱氮率达到 70 %以上 ,脱硫率达到 93 %以上。加氢精制后 ,柴油质量得到明显改善 ,各项指标均符合国家优级品标准 ,也符合目前国际规格的低硫柴油标准。     

CaO_2预处理对小麦秸秆脱木素效果的影响

采用CaO_2预处理小麦秸秆以去除其中的木质素,对CaO_2预处理条件进行优化,得到最佳预处理条件为:CaO_2质量浓度6%(/),固液比1∶8,预处理时间2 h,温度126℃.在此最优条件下,小麦秸秆干物质回收率为62.95%,木质素含量为4.66%,木质素去除率为65.18%.比未添加CaO_2预处理的小麦秸秆干物质回收率降低了21.61%,木质素去除率提高了36.39%.此外,还对相同浓度下CaO_2和H_2O_2的预处理效果进行了对比分析,在126℃的条件下,4%CaO_2比4%H_2O_2预处理后木质素去除率高17.72%.实验结果表明,CaO_2质量浓度和预处理温度都对预处理后干物质回收率和木质素的去除有重要的影响.     

旅大油田A井液控管线腐蚀分析及管材优选

旅大油田A井为稠油热采井,注350 ℃高温高压蒸汽,井下监测设备液控管线腐蚀严重。通过扫描电子显微镜(SEM)以及电子能谱分析(EDS)对现场液控管线腐蚀试样进行分析,对采出液水样进行离子及腐蚀性气体成分分析,得出该管线腐蚀主要原因是在高温、高压和高矿化度条件下的H₂S腐蚀,并伴有氯离子腐蚀和少量CO₂腐蚀。在模拟现场温度、压力和介质条件下,挑选316L、Inconel 625、P110、9Cr1Mo材质的试片,进行动态模拟腐蚀实验,用失重法对4种材料的腐蚀性能进行了评价。结果表明,在稠油热采环境中,Inconel 625材料抗温耐蚀效果最优。     

海上油田酸化返排液处理实验及就地处理系统设计

不动管柱酸化技术用于海上油田的施工相对简单,可降低作业成本,但酸化返排液进入生产流程可能影响系统正常运行,将其储存运回陆地处理又费时费力。为解决海上油田返排液处理问题,以渤海J油田酸化返排液为研究对象,通过室内实验,分析了返排液的物性及氧化除铁、絮凝除杂、热化学与二次超声波联合脱水等方法对返排液的处理效果。在此基础上,设计了一套适用于海上平台的返排液处理撬装化系统。对见油前的返排液主要实行除铁和混凝过滤处理,对见油后的返排液主要实行热化学脱水和超声波脱水处理。现场试验结果表明,应用此系统可以实现海上油田酸化返排液就地处理。     

石油产品吸氧安定性能研究与评价(Ⅲ)--温度和氧压对柴油吸氧安定性能的影响

在柴油吸氧安定性能研究与评价的基础上 ,在 2 90～ 3 60K、氧分压 0 .10～ 0 .2 5MPa、无光照和Cu催化条件下详细考察了温度和氧压对大庆直馏柴油 (SRDF)和焦化加氢柴油 (HCDF)吸氧氧化性能的影响。研究结果表明 ,在给定的时间和氧压或温度条件下随温度或氧压的升高 ,柴油的吸氧量 (Va)迅速增加 ;氧压或温度越高或时间越长 ,柴油的吸氧量越大 ;在短的吸氧时间下Va 的变化幅度较小 ,而在长的时间下Va 变化幅度较大 ;低温对SRDF的吸氧量影响较大 ,而高温对HCDF的吸氧量影响较显著 ;氧压对SRDF的吸氧量有较大的影响 ,而对HCDF的吸氧量影响较小 ;低温或高氧压下HCDF的Va 小于SRDF ,而在高温或低氧压下HCDF的Va 反而大于SRDF。柴油中含有某些不饱和烃、特别是共轭二稀烃、环烷芳香烃类等不安定组分的种类越多及含量越高 ,就越容易发生吸氧氧化反应 ,它们的安定性能或质量下降越明显     

催化脱水法合成衣康酸酐

采用催化脱水环化新工艺 ,研究了衣康酸酐合成反应过程。开发了 YL型催化剂 ,并考察了该催化剂的质量分数、反应温度和原料配比等工艺条件对反应的影响。结果表明 ,n(乙酸酐 ) :n(衣康酸 )为 1 .2 ,催化剂在反应液中的质量分数为 0 .2 % ,反应温度 40℃ ,时间 2 h为最佳工艺条件。该条件下 ,产品收率≥ 87.5 % ,纯度≥ 99.3%。     

重柴油低温催化裂化催化剂的研究

以石油三厂的常三线油和直馏汽油为混合油料 ,采用不同类型催化剂 ,在较低温度下催化裂化 ,生产低凝点柴油、液化气及高辛烷值汽油。结果表明 ,采用自制ZSM - 5催化剂 ,汽油 -重柴油混合物料配比为 1∶1.5(质量比 ) ,反应温度为 35 0℃时 ,气体产率为 36 .5 3% ,汽油产率为 36 .73% ,苯胺点为 2 0 .6℃ ,柴油产率为 2 2 .75 % ,凝点可达 - 2 2 .5℃ ;在相同的操作条件下 ,同商业用HZSM - 5、NaZSM - 5催化剂比较 ,气体产率和柴油产率有所提高 ,柴油凝点分别降低了 10 .5℃、2 5 .5℃ ,汽油的辛烷值得到大幅度提高。可以看出 ,自制ZSM - 5催化剂能增加气体和柴油产率 ,降低柴油凝点 ,而汽油的辛烷值得到提高 ,同时催化裂化温度比同类型催化剂都低