新型烟气CO2捕集吸收剂测试分析与优化

进行了高效CO2捕集吸收剂的筛选工作,以中石化新开发的吸收剂为考察对象,以室内烟气CO2捕集实验装置和已建的胜利燃煤电厂烟气100t/d的CO2捕集纯化示范工程为研究平台,进行了吸收剂的测试分析。着重考察了操作条件对CO2产量及再生能耗的影响,并将实验结果与国内某知名公司吸收剂进行了对比分析,提出了优化方案。     

高含硫气田集输系统增压模式优化研究

随着高含硫气田的持续开发,气井井口压力逐步低于集输压力,亟需实施集输系统增压运行。采用OLGA软件,以气液两相流、压降预测、耦合传热理论为基础,针对高含硫气田集输管网高程差、气体组分、液气比、管网全尺寸参数等工况条件,建立了复杂山地高含硫湿气集输系统生产运行的数值模型,以集输系统生产历史数据为基础,验证模型准确性并进行修正。考虑单井、多井或单线配置压缩机等情况,根据开发预测的各井压力变化情况,计算集输管网的压力分布及系统能耗,重点分析了单站增压、区域+单站增压、集输干线增压三种模式,最终优选出高含硫气田集输系统增压模式。     

塔河油田4号油区稠油计量分离器的技术改进

塔河油田 4号油区探明储量 6 345× 10 4 t,目前共有采油井 4 0口 ,已建 4 - 1、 4 - 2、 4 - 3三座计转站 ,其接转能力分别为 5 0× 10 4 t、 70× 10 4 t、70× 10 4 t。此外 ,该油区尚有 11口单井通过单井流程拉油至塔河一号联 ,且随着油区南平台的勘探开发 ,需新建 4 - 4计量接转站。塔河油田 4号油区为重质原油 ,混合原油相对密度为 0 9772 ,运动粘度为 15 94mm2 /s (5 0℃ ) ,凝固点为 7℃ ,单井平均产量 10 0t/d ,气油比4 0m3/m3。已建的三座计转站目前存在单井误差大的问题 ,平均误差大约 15 % ,个别单井最大误差甚至达到 80 % ,分…     

聚酰亚胺膜回收不凝气中CO_2模拟研究

采用PROⅡ工艺软件对胜利油田EOR驱低温液化站塔顶不凝气进行了膜法分离效果研究。以应用较为广泛的聚酰亚胺膜为研究对象,建立分离规模为1 000 m~3/d的单级膜计算模型进行仿真计算,以压缩机二级压缩压力、进膜气体温度、膜面积、渗透侧排气压力(增压或抽真空)为工艺变量,计算不同参数对渗透侧和高压侧产品的影响规律。使不凝气中的烃类和CO_2得到回收利用。研究发现达到最优效果的边界条件是二级压缩压力为1. 6 MPa,气体温度为40℃,渗透侧出气压力为0. 2 MPa,在此条件下,膜面积最少,CO_2收率和浓度、烃类收率、浓度和热值等参数均达到最优值。     

含油污泥高值转化过程Mo基负载催化剂的研究

对延长石油公司的含油污泥进行水相、油相、固相三相分离,并进行成分分析,对油相采用Mo基催化剂进行催化热解反应,考察温度、负载条件以及催化剂制备方法对油相芳构化程度的影响.结果 表明,在500℃下,MoO3/ZSM-5分子筛催化剂能有力促进油相成分中长链饱和烃转化为芳香烃.催化热解后,油相中芳香烃质量分数可提高5.6％,...     

超重力氮气气提处理含硫污水工艺参数研究

为解决气田高含硫污水易造成土壤污染、管道腐蚀以及污水处理难度增大等问题,提出将超重力技术应用于含硫污水处理领域,设计并搭建了一套超重力氮气气提脱除S2-的实验装置,探究不同S2-浓度下超重力气提的处理效果。为确定后续实验的取样时间,在实验之初进行重复性实验,在不同转速下,通过对不同时间的取样结果进行分析,确定最佳取样时间。通过改变超重力机的超重力因子、含硫污水pH值、气液比、实验温度,以脱硫率为实验指标,给出不同因素对超重力气提法处理含硫污水效果的影响规律,给出相应的机理分析,并确定在实验工况下的最优工艺参数:超重力因子为145.02,pH值为6.0,气液比为60,温度为50℃。在最优工艺参数下,超重力氮气气提可实现92%的脱硫率。     

塔河油田6号油区单井集油方式的选择

截止2000年底,西北石油局塔河油田6号油区探明含油面积69.8km2,可建成产能81.9×104 t/a,截止2001年4月已开发油井15口,最终基建油井为36口。 塔河油田6号油区生产的原油属于重质稠油,密度大、粘度高、流动性差。因此,必须采用合理的采     

塔河油田4号油区污水回注注入量确定

本文主要介绍了西北石油局塔河油田4号油区产出污水回注量的确定。     

联合站原油电脱水工艺

塔河油田二号联合站原油属高含蜡、高含硫、高粘度重质油，且地层水属特高矿化度，是目前国内处理原油物性最差的联合站，具体参数见表1、表2。