反应型聚硅氧烷改性聚氨酯水分散体的合成及性能

采用N-[(1,1-二甲基-2-乙酰基)乙基]-β-二羟乙氨基丙酰胺(DDP)和双羟丙基封端聚硅氧烷(PDS)合成了反应型聚硅氧烷改性聚氨酯水分散体。测定了水分散体的黏度、表面张力、粒径、粒径分布及储存稳定性;观察了水分散体中粒子的聚集状态及胶膜断面的相分离形态;研究了水分散体成膜后胶膜的耐水和耐溶剂性能、凝胶含量、拉伸强度、断裂伸长率及热失重情况。实验结果表明,水分散体的黏度及表面张力随DDP含量的增加而增大,加入PDS后水分散体的黏度及表面张力减小;加入DDP和PDS均能提高胶膜的热稳定性;成膜时的交联反应及加入PDS显著提高了膜的耐水、耐溶剂性能和凝胶含量等性能,与聚氨酯水分散体相比,吸水率最大下降了45.83%,吸甲苯率最大下降了15.53%,凝胶质量分数最大增加了9.62%。     

丁二烯中微量水分的测定

运用经典的卡尔费休法,在丁二烯微量水分分析中通过对库仑水分仪进样系统的改进,以毛细管系统代替常规的考克或针头进样,解决了测定时的泄漏、进样速度不易控制以及进样样品无代表性等缺点,简化了操作,并使测定准确度及可靠性有了很大的提高。方法最小检知水量为０．２ｍｇ／ｋｇ,可推广应用于Ｃ４烯烃中微量水分的分析。     

分光光度法测定石化产品中微量铁

以5-溴-2-吡啶偶氮-5-二乙氨基酚/异辛基酚聚氧乙烯醚为显色体系,用分光光度法在746 nm波长处测定了氧化铝载体、重整催化剂、聚氯乙烯及丁苯橡胶中的微量铁。对测定条件、线性范围进行了考察。人工合成试样回收率为100.9%,铝合金标样测定结果的相对误差小于±2.0%。试样测定结果的相对标准偏差小于2.2%,加标回收率为100.8%～102.7%。摩尔吸收系数2.8×10~4L/(mol·cm)。方法的选择性高,不必萃取分离干扰离子或加掩蔽剂,可直接测定。准确简便。     

α-甲基苯乙烯低聚物的合成

采用酸化的膨润土为催化剂,以α-甲基苯乙烯为原料合成了重均相对分子质量为3 891,相对分子质量分布(?)/(?)=2．42的聚α-甲基苯乙烯。考察了反应温度、反应时间、催化剂用量、原料纯度对产物分子量及分布的影响。当催化剂用量为原料质量的2．0%,反应温度为—3℃,反应时间为40 min时,原料转化率为60%,产物软化点为150℃。产物相对分子质量分布经GPC测定。~1H与~(13)C NMR谱分析表明本品应是以烯封端的聚α-甲基苯乙烯。反应过程无废酸,利于环保。     

4-氯-3-氟甲苯和4-溴-3-氟甲苯的合成

以红色基GL(邻硝基对甲苯胺)为原料,采用“高温”重氮化反应分别经Sandmeyer反应、还原反应和Schiemann反应可制得纯度≥99．9%(GC)的4-氯-3-氟甲苯和纯度≥99．0%(GC)的4-溴-3-氟甲苯,总收率分别为33．8%和33．9%。其中重氮化氯代反应的最佳反应条件为:反应温度50℃,反应时间2．5h,n(红色基GL):n(CuCl)=1:0．55,保温温度70℃;重氮化溴代反应的最佳条件为:反应温度50℃,反应时间4h,n (红色基GL):n(CuBr)=1:0．60,保温温度60℃。产物经IR和GC-MS验证符合预期结构。此“高温”重氮化法可扩大至中试生产。     

微波辅助合成3,4-二氨基苯甲酸

以对氨基苯甲酸为原料,在微波辐射下经乙酰化、硝化、水解及还原反应制得3,4-二氨基苯甲酸(Ⅰ),总收率为67．6%(未用微波辐射时为40．7%),反应时间由6 h缩短为1 h,并探讨了合成条件。在n(p- H2NC6H4COOH):n(Ac2O)=1:2,微波功率800 w的条件下,回流5 min,对乙酰胺基苯甲酸(Ⅱ)的收率为93．8%;n(Ⅱ):n(Ac2O)=1:2,使用过量乙酸酐,在冰水浴中滴完浓硝酸后,在微波功率800 W,回流3 min后,4-乙酰氨基-3-硝基苯甲酸(Ⅲ)的收率为85．3%;在微波功率800 W条件下,Ⅲ与过量的w(KOH)= 50%乙醇溶液,回流5 min,3-硝基-4-氨基苯甲酸(Ⅳ)的收率为93．1%;在Ⅳ的乙醇溶液中,在回流温度下滴加w[(NH4)2S]=9%硫化铵溶液,然后,在微波功率800 W条件下,回流5 min,可得90．8%的目标产物Ⅰ。用IR、1H NMR对化合物Ⅰ～Ⅳ进行了表征。     

页岩油水分测定中溶剂选择原则

水分测定是页岩油测定的重要项目。测定结果精确与否,不仅涉及油品储存、加工和使用,而且涉及交易双方的利益。本文介绍了几种水分测定方法,选择了GB/T 260-77《石油产品水分测定法》,通过三组试验数据进行对比,说明用于油品水分测定的溶剂要根据油品类型、油品水分含量进行选择,同时考虑保护化验人员的身体健康,以无毒低毒溶剂为好。     

气相色谱-质谱法测定土壤中8种多氯联苯

土壤中多氯联苯经索氏提取后用浓硫酸净化,由气相色谱-质谱法测定,方法回收率为89.2%～109.5%,相对标准偏差为2.5%～11.9%。实验结果表明,本方法适用于土壤样品中多氯联苯的测定。     

汽轮机油中水分测定的不确定度讨论

水分对汽轮机油的危害很大,会降低汽轮机油的润滑性能和防锈性能,与氧化物形成酸性物质,加剧汽轮机油氧化,造成添加剂流失和分解等。因此测定汽轮机油中的水分是一项十分重要的工作。以测定L-TSA46号汽轮机油中水分(水分质量分数32μg/g)为例,对卡尔费休库仑滴定法测定水分的不确定度来源进行了分析和评估。当置信水平为95%时,计算出了卡尔费休库仑滴定法测定水分的扩展不确定度(约5.7μg/g)。正确评估测定过程中的不确定度是提高水分测定准确性的关键。     

高效液相色谱法/二极管阵列检测器分析乙二醇中的未知痕量杂质

建立了测定乙二醇中影响紫外透光率的痕量杂质的方法。采用高效液相色谱法 /二极管阵列检测器首次测定了乙二醇中的 3 -甲基 -1,2 -环戊二酮和 3 ,5 -二甲基 -1,2 -环戊二酮。这两种物质 ,回收率分别为 95 87%～99 95 %和 98 79%～ 10 1 1% ;相对标准偏差分别小于 1 72 %和 4 5 6% ;相关系数分别为 0 9999和 0 9998;最低检出限分别为 0 0 0 6μg/ml和 0 0 1μg/ml     

油砂洗涤水处理及回用

采用中国石油兰州化工研究中心自主研发的反相破乳剂对油砂洗涤水进行破乳和混凝絮凝处理,对处理后的油砂洗涤水进行多次回用,分析了破乳前与混凝后水中的油、悬浮物含量和水质浊度,考察了油砂洗涤水重复使用的可行性以及洗涤效果。结果表明:经过处理的油砂洗涤水中添加20%(质量分数)新鲜水回用于油砂洗涤,当重复使用5次时,处理后油砂洗涤水中含油物、化学需氧量(COD)、浊度去除率依次大于37%,30%,98%;封闭式回用会导致洗涤水中离子(如氯离子、硫酸根离子)及电导率快速增加,影响油砂洗涤效果;在补水回用时减少回用洗涤水的碱用量,处理后油砂洗涤水中含油物、COD、浊度去除率平均值依次为92.85%,54.62%,99.84%,碱用量可减少15%;补水回用与封闭式回用时的油砂收油率均大于86%。     

高效稠油脱水工艺技术研究及应用

针对稠油开发进入高含水期,脱水难度大、能耗高的情况。研究了高含水稠油的脱水规律和配套技术。研制的HNS型油气水砂高效四相分离设备,在处理含水85%左右的稠油时,一段脱水指标达到原油含水小于3.0%,污水含油小于1 000 mg/L。该设备的使用大大简化了含砂稠油脱水、集输和处理流程,具有结构紧凑、处理量大、操作稳定可靠、有效利用率高、分离效果好和自动化程度高等特点。     

炼油厂重污油的脱盐脱水组合净化工艺

针对中国石化某公司提供的3种不同性质的炼油厂重污油,利用现有的原油电脱盐技术,考察了系列组合脱盐脱水工艺试验下的污油净化处理效果,使处理后的污油满足掺炼于常减压装置的加工要求,即掺炼污油含盐(NaCl)质量浓度小于5 mg/L,含水质量分数小于0.3%。结果表明:对于盐、油泥含量不高而水含量较高的G 804/805类重污油,应直接采用90℃下的静电聚结脱盐脱水工艺,净化处理后的污油含盐质量浓度可小于2 mg/L,含水质量分数低于0.03%;对于水、油泥含量低而含盐量较高的G 103类重污油,应采用注水量为5%条件下的三级电脱盐净化工艺,净化处理后的污油含盐质量浓度可小于5 mg/L,含水质量分数小于0.03%;对于盐、水、油泥含量均超高的G 705类重污油,应采用“离心预处理+两级电脱盐”组合净化工艺,净化处理后的污油含盐质量浓度可小于5 mg/L,含水质量分数小于0.15%。     

L油田古近系油藏含水率计算方法及其应用

珠江口盆地L油田古近系油藏储层非均质性强、油水关系复杂,常规流体性质识别方法难以满足测井评价需求。利用多相共渗分流量原理定量计算储层的含水率,判断储层的产液性质;在含油饱和度下限研究中引入含水率,并结合油层含水率的上限标准,利用解析法得到含水率、孔隙度与含油饱和度的关系,确定不同类型储层对应的含油饱和度下限。在L油田含水率定量识别储层流体性质的应用中,定量计算结果与测试、生产结果相符;确定了L油田Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层对应的含油饱和度下限分别为59%,48%和35%;同时,拟合得到含油饱和度下限与孔隙度之间的关系式,Ⅲ类储层对应的含油饱和度下限为35%。应用结果表明,根据含水率能够定量判断储层的产液性质;不同类型储层含油饱和度下限与孔隙度呈指数函数递增关系,可定量确定不同类型储层含油饱和度下限。      

原油高精度成套计里仪表设计和实践

根据生产要求,我国原油计量采用质量法,即原油销售和计算产量均以吨为单位.油田外输原油计量,要求取得原油的总体积量、原油的平均密度值、净油的重量、含水平均百分率以及纯水的重量等生产参数.为解决大庆油田外输原油计量,我们研制成功了由标准体积管、腰轮(Roots flowmeter)流量计、双管振动式密度计、原油低含水分析仪以及体积质量积算器等单体仪表组成的原油成套计量仪表.     

泥页岩稳定性评价中人工模拟岩样的制备

改进了泥页岩稳定指数(SSI)评价实验方法中人工模拟实验岩样的制备方法。使用B28井岩粉制备岩样,优选SSI实验模拟岩样制备条件为:10.5 MPa下压制浆液,得到含水量14.03%的岩样模拟上部高含水量地层;10.5 MPa下压制风干岩粉,得到含水量1.91%的岩样模拟深部低含水量地层。优选SSI实验条件为:在65℃试液中浸泡8 h后,测定岩样的SSI值。扫描电镜(SEM)微结构分析表明,两种方法制备的岩样与实际泥页岩的微观孔隙尺度相近,高含水量模拟岩样的含水量与浅部实际地层泥页岩含水量(12%14%)相近,低含水量模拟岩样的含水量与深部实际地层泥页岩含水量(2%3%)相近。改进的SSI评价方法相对误差为2.91%,平行性较好,可有效评价防塌剂和防塌体系对泥岩地层的防塌效果及作用机理。     

多杯等流型气锚对井下油水分离的效果

针对油田生产井的高含水问题,为了评价多杯等流型气锚对井下油水混合物的分离效果,进行了室内井筒模拟实验,绘制了停留时间与含水率的关系曲线。实验表明多杯等流型气锚对井下油水分离的效果如下:含水率为90%的纯原油、水的混合物,含水率为90%的油井采出液以及气液比为40:1、含水率为90%的油井采出液经多杯等流型气锚分离后含水率均能达到98%,使用多杯等流型气锚可达到节能降耗的目的。     

蜡油加氢处理装置高压空气冷却器腐蚀分析及预防措施

对3.2 Mt/a蜡油加氢处理装置的高压空气冷却器管束腐蚀的机理进行了探讨。对腐蚀系数(Kp)、冷高压分离器水中NH4HS的质量分数、介质流速等数据进行了分析与计算。为保证高压空气冷却器的平稳运行,提出了以下有效防腐措施:(1)根据原料含氮质量分数及时调整注水量,保证冷高压分离器水中NH4HS的质量分数不高于8.00%;(2)严格控制注水中Cl-,O2,CN-的含量。     

Demulsification of Crude Oil Emulsion via Ultrasonic Chemical Method

Abstract

Lots of water and surfactants are poured into the oil well to enhance the exploiting efficiency, so the crude-oil emulsions exploited by this technology contain much water, which is very hard to be separated at present. The demulsifying and separating experiments of the crude-oil emulsion were conducted by using the thermal chemical method and the ultrasonic chemical method separately. The crude oil emulsion samples were provided by the Dagang oil field of China and the water content was 35% volume/volume (v/v). The key influencing factors on demulsification effect were explored by changing the ultrasonic output power, the irradiating time, and the demulsifier amount in the experiments. The dehydrating ratios were compared among the self-made emulsions of different water content with the ultrasonic chemical method. The demulsifying velocity and dehydrating ratio for the high water content crude-oil emulsion was better than that of the emulsion with lower water content in the demulsifying experiments with the ultrasonic chemical method. For the crude-oil emulsion used in this experiment, the result was a dehydrating ratio of 97.7% under the condition of 100 W of ultrasonic output power, 10 min of irradiating time, 50 mg/L of demulsifier, and 75°C of water bath temperature.     

考虑沥青及含水影响的稠油粘度预测模型

现有的稠油粘度预测模型都近似将粘度处理为温度和API重度的函数,然而稠油粘度实际上还与沥青及胶质含量、含水量等有关。利用29口井的稠油样品测试资料,对4个常用的脱气稠油粘度预测模型进行了评价,并运用对比拟合的方法建立了新的脱气稠油粘度预测模型,模型综合考虑了温度、API重度、沥青与胶质含量、含水量的影响。运用新模型预测了稠油样品的粘度,在2个API重度范围内预测粘度值的平均相对误差分别为15.76%和17.20%,远小于所评价的模型;运用新模型实例预测了另外11口井的稠油样品粘度,预测平均相对误差为17.66%,基本满足工程精度要求。