从裂解C10^＋馏分中分离萘的研究

以裂解C10＋精馏切割制得的高萘馏分为原料,利用正交实验法摸索了最佳的结晶分离工艺条件,对回收萘的收率,纯度最佳值做了区间估计,并对实验数据进行了多元线性回归,得出了收率预测方程,对推荐的工艺条件下经多次实验证明产品萘质量纯度大于98％,收率大于89％。     

用参数泵分步结晶制取精萘的新工艺及放大

采用参数泵分步结晶工艺，开发了直立弹状流气泡管结晶器，由工业萘提纯制取精萘。实验室研究和放大试验的研究表明，产品纯度大于９９％，收率大于９２．５％。弹状气泡强化了传热和传质过程，流体的均布是放大过程的关键。     

酯交换法合成甲基丙烯酸高碳烷基酯

采用酯交换工艺 ,有机锡为催化剂 ,进行了甲基丙烯酸丁酯、甲基丙烯酸 -2 -乙基己酯、甲基丙烯酸正癸酯、甲基丙烯酸正十二醇酯等高碳烷基酯合成反应过程的研究。考察了催化剂用量和原料配比等工艺条件对反应结果的影响。在较佳条件下 ,反应转化率大于 99 5% ,产品收率大于 96 0 % ,产品纯度大于 99 5%。     

间二甲苯光氯化合成1,3-苯二甲醛

实验以间二甲苯、自制引发剂、氯气为原料,经光氯化、乌洛托品氧化水解合成1,3-苯二甲醛。讨论了催化剂对氧化水解反应的影响,通过实验对比表明:用乌洛托品替代传统的硝酸进行催化水解,使该工艺获得了更高的收率,收率大于50%,产品纯度在99.5%以上,单一杂质质量分数低于0.3%。该工艺从根本上解决了产物中杂质含量过高和硝酸对设备腐蚀的问题。     

国产RAX-2000A型对二甲苯吸附剂小型模拟移动床实验

分别以齐鲁石化和扬子石化吸附分离装置混合二甲苯为原料、对二乙苯为解吸剂,对国产RAX-2000A型对二甲苯吸附剂进行3.2L小型模拟移动床评价实验。通过调整装置区域回流比,优化操作工艺参数,考察RAX-2000A型对二甲苯吸附剂的吸附分离性能和各区回流比操作范围。实验结果表明,在100%进料负荷下,以齐鲁石化高乙苯含量的混合C8芳烃为原料时,对二甲苯产品的纯度大于等于99.6%,收率大于92%;以扬子石化混合C8芳烃为原料时,对二甲苯产品的纯度大于等于99.7%,收率大于97%。国产RAX-2000A型对二甲苯吸附剂的性能能够满足工业运行要求。     

甲基丙烯酸2-乙基己酯合成工艺研究

采用酯交换工艺，进行了甲基丙烯酸２－乙基己酯的合成研究，考察了催化剂量和原料配比等工艺条件对反应结果的影响，在较佳反应条件下，反应转化率大于９９．０％，产品收率大于９６．０％，产品纯度大于９９．０％。     

仲丁氨基甲酸甲酯的合成

采用碘化钾催化仲丁胺与碳酸二甲酯的反应合成仲丁氨基甲酸甲酯。实验考察了仲丁胺与碳酸二甲酯的摩尔比、反应时间、催化剂及用量对反应的影响,结果表明:碘化钾催化活性高、易于分离;较佳的合成条件为n(仲丁胺)∶n(碳酸二甲酯)=1∶3,反应时间9h,碘化钾的加入量0.8%。在此条件下产物收率大于79%,纯度大于98%。     

三光气保护酚羟基合成双(2-甲基苯酚)碳酸酯

实验以邻甲酚为原料,以三光气保护酚羟基合成双(2-甲基苯酚)碳酸酯。研究了加料方式、反应物摩尔比、溶剂、催化剂、温度、碱的用量、母液回用等条件对收率的影响。实验结果表明,其最佳工艺条件为:当n(邻甲酚):n(三光气):n(氢氧化钠)=5.8:1.0:6.7,温度20℃,w(三乙胺)=2%。在此条件下,产物收率97.0%,纯度98.1%,反应母液套用后总收率达99.9%。     

分子筛脱蜡生产重液蜡的研究

以 2 2 0～ 31 0℃石西柴油馏分为原料 ,采用气相固定床循环工艺 ,用国产分子筛脱蜡剂考察了不同工艺条件对液蜡收率和质量的影响。优化出最佳工艺条件 ,生产出纯度达 95% ,单程收率达 2 5.5%的优质液蜡产品。     

一种烷基萘基础油的合成及润滑性能研究

以萘和1-辛烯为原料、甲烷磺酸为催化剂、 2,6-二叔丁基苯酚为阻聚剂,经烷基化过程合成润滑油基础油。通过单因素实验考察了萘与1-辛烯摩尔比、催化剂用量、反应温度、反应时间对烯烃转化率和产物收率的影响,并对最优工艺条件下产物的主要理化性质和电气性能进行测定。结果表明：在萘与1-辛烯的摩尔比为1.3、甲烷磺酸与1-辛烯的摩尔比为1、阻聚剂与1-辛烯的摩尔比为0.3%、反应温度为80 ℃、反应时间为3 h的条件下,烯烃转化率可达95.2%,产物收率可达78.4%。萘与1-辛烯通过烷基化反应合成的润滑油基础油可作为变压器油的基本组分使用。     

泡沫调剖改善多元热流体开采效果技术研究与应用

在海上高孔高渗油藏中实施热采,汽窜是必须面临和解决的问题,结合海上高速高效开发的要求,开展了高温调剂泡沫体系的研究。通过对高温起泡剂的静态性能和动态性能进行实验评价,优化最佳的起泡剂浓度,结合数值模拟方法进行参数优化。研究结果表明:优选后的高温起泡剂在190℃温度下起泡体积≥180 m L,半衰期≥420 s,阻力因子≥20;300℃恒温12 h后发泡体积、半衰期、阻力因子等指标均保持在原来的90%以上;优选后的起泡剂浓度为0.3%,可提高驱替效率14.49%;段塞注入方式可提高驱油效率18.25%。在现场使用该项工艺后,现场注入压力升高1.5 MPa左右,生产未受注热井影响。     

起泡剂在不同驱油方式下的驱油效果

对起泡剂XHY-4(阴离子表面活性剂)开展了空气泡沫驱和表面活性剂驱两种驱油方法的效果研究。单管岩心驱替实验结果表明,两种驱油方式下,采收率增幅均随起泡剂浓度的增加而增大并逐渐稳定;起泡剂质量分数相同时,空气泡沫驱采收率增幅高于表面活性剂驱;在XHY-4加量为0.1%时,泡沫驱增幅为8.5%,表面活性剂驱为3.4%。双管并联岩心驱替实验结果表明,表面活性剂驱综合采收率增幅为5.47%,高渗管为7.6%,低渗管为3.3%,含水率由99.55%降至94.95%;泡沫驱综合采收率提高16.5%,高渗管为13.82%,低渗管为19.53%,含水率由98.08%降至70.97%。表面活性剂驱以提高洗油效率为主,而空气泡沫驱以提高低渗管波及体积来提高采收率,低渗管累计增液量为0.14 PV。     

纳米材料钻井液在大港油田的应用

针对纳米材料在钻井液中团聚的问题,通过分子设计,改进纳米材料的表面性能,以改性纳米二氧化硅为核,通过接枝柔性聚合物,合成了一种纳米封堵降滤失剂。通过引入强的吸附基团和疏水基团,聚合物分子的亲疏水、氢键等协同作用形成空间的网架结构,使合成的纳米封堵降滤失剂能够以纳米级尺度分散在钻井液中,其在钻井液中纳米级粒度的含量高达59.3%,其不仅具有优异的降滤失性能,同时具有柔性可变形性,还能够吸附在岩石表面,提高纳米材料对微裂缝和小孔隙的封堵能力。以合成的纳米降滤失剂为核心处理剂,并优选出配套的纳米润滑剂、纳米抑制剂,形成纳米钻井液体系。该体系的抗温达150℃,API滤失量在2.4 mL以下、高温高压滤失量在9.8 mL以下、润滑系数不大于0.04,渗透率恢复值不小于91%、目的层井段岩屑回收率≥ 90.5%。该体系在大港油田枣1510井的应用中表现出良好的润滑性和保护油气层效果。      

含蜡天然气处理过程脱蜡剂的优选研究

通过对当前脱蜡剂的组分进行分析研究,认为脱蜡剂液相回收率低的原因是轻组分含量高。为了提高脱蜡剂的液相回收率,通过对多种脱蜡剂进行对比分析和模拟计算,得出相同防蜡效果下的注入量、回收率和干气组成,同时结合各种脱蜡剂的市场价格及运输成本,进行了脱蜡剂的综合注入成本分析,优选出的最佳脱蜡剂为迪那凝析油,注入量与当前注入量相当,液相回收率由当前的23.43%提高至78.28%,注入成本节省了72.77%。     

束缚水饱和度、岩石性质对自吸的影响

自吸是裂缝性油藏采油的一个特别重要的方面。影响自吸的因素有很多,中主要研究束缚水饱和度和岩石性质自吸速度及采收率的影响。研究中使用的多孔介质分别为高渗砂岩、低渗砂岩、石灰岩。结果表明,束缚水饱和度对砂岩体系自吸速度有较强的影响。当束缚水饱和度Ｓｗｉ小于６％时,自吸速度随Ｓｗｉ增加而减小,在Ｓｗｉ为６％～１５％的范围内自吸速度达最低,当Ｓｗｉ在１５％～３０％的范围内,自吸速度随束缚水饱和度增高而升     

油田稳产界限分析方法研究

统计分析国内外47个结束稳产期的油田实际资料,研究了油田稳产期的特征和一般规律,应用统计预测方法建立了稳产时间与稳产阶段采油速率、稳产时间与剩余可采储量采油速率的定量关系。只要能确定合理的采油速率,就可以保证油田较长时间稳产,认为保持可采储量采油速率2.5%、剩余可采储量采油速率8%,是油田至少稳产10a的界限经验值。从油藏工程原理出发,依据油田开发特点,研究了确定保持油田稳产的合理采油(液)速率的方法,对埕北油田、大庆油田进行了实例分析。图3表1参4（张永庆摘）     

膜分离技术在乙烯回收中的应用及优化

介绍了采用膜分离技术回收乙酸乙烯酯生产中工艺排放气所含乙烯的基本原理,对渗透／残余比、放空量、温度、乙烯回收率等工艺参数进行了优化,乙烯回收率达到56％,经济效益和社会效益显著。     

气体脱硫装置酸性气中H2S浓度问题分析及对策

中油辽河石化分公司硫磺回收装置硫磺回收率低、运行不平稳，主要原因是干气、液化气精制系统酸性气中H2S浓度低，CO2含量高等原因造成。通过采用减少进料口数、提高溶液浓度、调整贫液温度、投用富液闪蒸罐顶贫液等措施，提高了酸性气中H2S浓度，降低了CO2含量，使硫磺装置硫磺回收率得到提高。酸性气中H2S浓度由12.74%提高到34.2%，CO2含量由78.7%降低到60%，硫磺装置硫磺回收率由80.27%提高到92.72%。     

碳酸盐岩缝洞型油藏单井注水替油开采的成功实践

塔河油田主要储渗空间为碳酸盐岩的岩溶缝-洞复合体,非均质性极强,多数井间不连通,油藏采收率仅有12％左右,其封闭型单井油藏年产量递减达到30%~90%、采收率仅有2.5%~5.5%. 在封闭型单井开展注水吞吐替油开采试验,利用重力分异原理注水置换替油并补充地层能量,提高这类油井的产能和采收率。数值模拟研究表明这种开采方式是可行的。通过对110 口井矿场试验与推广,注水132.18×10⁴ t、增油45.25×10⁴ t,单井初期日增油13~164 t、周期增油55~3 076 t,其中典型长停井X81 注水吞吐替油后采收率已提高了12.67 个百分点。     

压裂液存留液对致密油储层渗吸替油效果的影响

统计长庆油田罗*区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现,存地液量越大,一年累积产量越高,与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反,可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明,渗吸替油不同于驱替作用,渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大,而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大,但从现场致密储层岩心孔隙度来看,储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素,探索影响压裂液油水置换的关键影响因素,得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明,各参数对渗吸速度的影响顺序为:界面张力 > 渗透率 > 原油黏度 > 矿化度,岩心渗透率越大,渗吸采收率越大,但是增幅逐渐减小;原油黏度越小,渗吸采收率越大;渗吸液矿化度越大,渗吸采收率越大;当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%,即界面张力在0.316~10.815 mN/m范围内时,浓度为0.5%（界面张力为0.869 mN/m）的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明:并不是界面张力越低,采收率越高,而是存在某一最佳界面张力,使地层中被绕流油的数量减少,渗吸采收率达到最高,为油田提高致密储层采收率提供实验指导。