焦化汽油加氢装置反应系统结垢原因分析及对策

针对中国石化茂名分公司焦化汽油加氢装置反应系统压降升速过快、循环氢压缩机发生喘振、装置运行周期短等问题,对换热器和反应器系统压降进行分析,认为高压换热器壳程和反应器结垢是造成装置系统压降上升快的主要原因.通过对垢物组成进行分析,发现焦化汽油原料中二烯烃缩合及胶质缩合生焦是垢物生成的主要原因.通过采取加强原料管理、扩大反...     

重整预加氢反应压降上升原因分析及解决措施

连续重整装置预加氢反应器压降上升过快,严重影响装置的长周期运行。通过对预加氢原料洁净度和反应器内保护剂垢样元素组成的分析,得出形成压降的主要原因为上游装置带来大量的微小杂质颗粒,裹挟罐区金属腐蚀产物和罐底少量杂质,受高温聚合形成粉末状杂质,从而堵塞反应器保护剂表面,形成压降。针对压降形成原因,提出并实施了新增原料自动反冲洗过滤器和使用新型蜂窝脉冲保护剂级配的措施,预加氢反应压降上升得到有效的缓解,运行周期从8个月延长至28个月以上。     

丙烷脱氢装置脱硝催化剂床层压降升高原因分析及对策

对丙烷脱氢装置选择性催化还原(SCR)脱硝催化剂床层压降升高的原因进行了分析,并提出应对措施。结果表明:引起SCR脱硝催化剂床层压降升高的主要原因是上游设备内保温材料脱落,脱氢催化剂粉尘或铁锈在SCR催化剂模块内的堆积,以及催化剂模块内部堵塞;通过采取对丙烷脱氢装置再生烟气蒸汽发生器内保温材料进行改造,SCR脱硝催化剂进行结构优化,上游脱氢反应器进行粉尘吹扫,SCR催化剂模块彻底清灰等措施,SCR脱硝催化剂床层压降可长期保持在1.5~1.7 kPa。     

预加氢反应器压降增大原因分析及处理

预加氢是对原料油进行预处理,脱除杂质,以满足后部重整催化剂对原料油的要求。由于原料油成份、杂质、循环氢纯度、反应温度、操作压力和反应器床层空隙率等原因,致使生产过程中预加氢反应器压降逐渐加大,造成循环氢压缩机出口憋压,安全阀起跳。本文通过对预加氢反应器压降增大的原因分析,提出了相应的处理措施。     

轴流式气液旋流分离器压降计算

压降是轴流式气液旋流分离器的重要技术指标和操作指标,要求旋流分离器的压降较小以尽可能减少能量消耗。分析了旋流分离器压降产生的原因并且利用实验数据回归出了轴流式气液旋流分离器压力损失系数的计算模型,得到的压降计算值与实验值的平均相对误差在9.27%左右,两者吻合性较好。     

二甲苯吸附室压降异常的分析和处理

针对二甲苯吸附室压降异常的现象,阐述其对对二甲苯(PX)收率和纯度的影响,分析导致吸附室压降异常的原因,并提出防止压降异常的主要措施.针对工业装置发生压降异常的实例,提出采取反向冲洗措施可以暂时降低吸附室压降,适度增加冲洗流量和时间有利于冲洗效果.     

催化重整装置预加氢反应器压降增大的原因及处理措施

分析了重整预加氢反应器压降快速上升的原因并提出了预防措施。在预加氢反应器内部垢样中,硫、铁的质量分数分别为４７．５７％和４８．４３％,固体颗粒在催化剂表面沉积是预加氢反应器压降快速上升的主要原因。     

催化裂化汽油精制装置进料换热器压降增大的原因及应对措施

分析了陕西延长石油(集团)有限责任公司延安石油化工厂180万t/a S-Zorb汽油精制装置进料换热器(E-101)管程压降增长过快的原因并提出了解决问题的办法。结果表明,压降增大过快的原因是E-101严重积炭;E-101积炭严重的原因是原料油中溶解氧的质量分数大幅度增大至(480~620)×10-9,远大于工艺指标要求的不大于100×10-9;溶解氧含量增大的主要原因是上游催化裂化(FCC)汽油贮罐(G 6306)未设置氮封。将原料管输路线调整为全封闭直供(即3套FCC装置生产的汽油不从G 6306等中间储存设备中通过)后,原料油中溶解氧的质量分数下降为(68~80)×10-9,E-101管程压降由500 k Pa下降为66~70 k Pa。     

催化重整装置预加氢反应器压降升高原因分析

预加氢是借助催化剂的作用对原料进行预处理,脱除杂质,满足重整反应系统对原料的质量要求.介绍了预加氢反应器压降上升的情况,以及压降增大对催化重整装置的危害.从原料和生产波动方面,分析了压降上升的原因.分析结果表明原料质量对压降上升的影响最大,为了保证装置操作平稳,日常操作中需加强原料管理.     

煤层气井注入/压降试井测评分析

煤层气井注入 /压降试井关井压降数据的双对数曲线形态常会出现变异。如何分析这种变异 ,是决定试井解释结果是否准确可靠的关键。本文通过对现场施工记录及测试资料的综合分析 ,提出了一种从工艺角度评价煤层气注入 /压降试井资料的分析方法 ,即“测评分析方法”。应用此方法 ,可查明曲线变异的原因 ,确保试井解释结果的可靠性与准确性 ,为今后的测试施工及资料解释提出了指导性建议     

吐哈盆地台北西部低阻油层赋存的宏观地质背景及分布特征

吐哈盆地台北西部低阻油层存在成因多样、剖面分布跨度大、平面分布广、识别难度大的特点。依据大量的岩石物理资料，开展了低阻油层影响因素分析。文章阐述了西部低阻油藏赋存的四种宏观地质背景，并针对于每一种低阻油层系统分析介绍了其分布特征。该研究成果为开展分类评价低阻油层奠定了基础。     

测井解释煤层气藏

煤气是指煤层中吸附和游离状态的甲烷天然气,是天然气能源的重要组成部分,测井不仅是勘探石油与天然气的重要方法,而且也是勘探煤和煤层气的有效手段,采用测井孔隙度叠法解释煤层,煤层气层和围岩气层具有较高的分辨率和直观性,文中还提出了用煤层气层背景和测量值解释煤层含量的新方法,从而估算煤层气藏储量,目前测井解释煤层气工业生产下限值的尚未解释,这个技术难题需要今后继续研究和攻克。     

煤层围岩在煤层气勘探开发中的作用

煤层既是煤层气的生气源岩 ,又是储集岩 ,但煤层围岩的性质、构造、水动力系统对煤层气藏的形成以及煤层气可采性的影响是不可忽视的。经对煤层围岩储气性、围岩构造发育程度及水动力条件与煤层气藏的形成进行分析 ,指出在对煤层认识的同时 ,也要对煤层围岩及围岩构造进行研究。提出在勘探过程中 ,将煤系地层在一定范围内视为一个煤层组合是适合我国低渗、低压的煤层特点和当前技术装备水平条件的切实可行的方法     

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我国已将煤层气正式列为鼓励开发的新矿种，近几年的勘探和生产实践也昭示了中国煤层气资源的良好开发潜势，许多煤层气田的煤层气勘探已经进入了申报储量阶段。因此，亟待建立诸如规范煤层气资源评价、科学地计算和管理煤层气储量等的管理体系。分析了煤层气作为独立新矿种的特殊性及其对储量管理的客观要求，分析了美国煤层气储量管理的经验，探讨了我国煤层气储量管理的最终目标与现实储量实施之间的距离。结果认为，规范我国煤层气储量管理工作的关键在于健全储量管理体系。提出了建立我国煤层气储量管理规范的技术思路和储量分类分级体系。     

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煤层气高产富集区除受基本地质、成藏条件制约外，还与煤层渗透率有关。而煤层渗透率主要受裂隙系统的影响，其值可以通过煤层气井的注入压降测试法获得，但工区内煤层气钻井数量有限，注入压降测试方法正趋完善。因而，本文采用野外地质剖面观察、岩石声发射测试和遥感地质解译等间接技术，建立“天空、地面和地下”三位一体的煤层高渗区综合预测模型，以全方位裂缝密度统计为主，预测煤层高渗区，进而评价区内煤层气高产富集区，筛选煤层气有利勘探目标。     

对我国煤层气勘探前景的再认识

我国的煤层气勘探已经取得了令人鼓舞的成果,众多地区的勘探开发试验取得了工业性突破,并发现了大型煤层气田。与此同时,也存在着勘探开发的技术难题和不同认识,主要集中体现在煤层气地质条件的影响方面。作者从影响煤层气勘探的地质条件出发,探讨了煤层气资源的可采性,认为目前能够采用排水来气方法开发煤层气资源的地区是有限的,这主要受制于煤层气的可采性,而煤层气的可采性则主要取决于煤体结构、地层压力和水文地质条件。文中首比提出了划分煤层气的3种水文地质类型及分布区域,分析了不同水文地质类型对煤层气可采性造成的不同影响,探讨了煤层气综合勘探开发的前景,并提出了今后煤层气勘探工作的建议。      

对二甲苯吸附分离工艺改进研究

建立了模拟移动床吸附分离对二甲苯过程的模型,研究了吸附塔各功能区床层数比例、床层间空体积比例及床层总数对过程吸附性能的影响。研究结果显示：吸附区和脱附区与提纯区床层数的适宜比例分别为0.5~0.7和0.4~0.5;缓冲区占总床层数的适宜比例为8.5%~13%;吸附剂床层总数的增加及床层间空体积的降低,可以提高过程的分离效率。根据研究结果提出改进工艺的方案为16（3-7-4-2）床层;该方案在基本保持过程性能前提下减少了吸附剂床层和吸附塔数量。     

薄互层调谐与分辨率分析

针对广泛存在的薄互层储层,本文采用双层砂岩薄互层(即均小于调谐厚度的两层砂岩夹页岩薄层)模型,将该砂岩薄层视作-个整体,分析砂岩薄层厚度比不同时,薄层间的分辨能力;采用90°相位雷克子波,使具有相反极性、相同振幅的单-薄层的合成波形对称,且能更好地反映地层信息;依据瑞利准则及振幅随频率变化(AVF)分析子波主周期与砂岩薄层厚度在分辨极限下的关系。研究结果表明:当层间页岩层厚度及砂岩薄层厚度比-定时,在分辨极限条件下,子波主周期与砂岩薄层厚度(小于调谐厚度)呈线性变化趋势;砂岩间分辨极限理论上可远低于四分之-波长。用AVF方法分析多层砂岩薄互层模型时,所得结论相对于双层砂岩薄互层模型具有较好的线性拟合。     

重油高压加氢裂化技术的特点及发展趋势

介绍了重油高压加氢裂化技术的特点,阐述了固定床、沸腾床、移动床、悬浮床重油高压加氢裂化技术的发展趋势.     

煤层气项目选区及效益综合评价方法

煤层气作为一种非常规的特殊油气资源类型,在项目选区、效益评价以及开发等各个方面的理论及基本方法的研究方面,与常规天然气相比还处于相对不成熟的阶段。针对煤层气项目选区,提出了应重点考虑的3项关键技术指标（即煤层的含气量、含气煤层的渗透率和煤储层压力）,并结合国内外煤层气勘探开发实际情况,总结出了煤层气项目评价常用的10项具体指标。针对煤层气项目经济效益评价的复杂性,重点介绍了求取煤层气经济可采储量的2种有效方法（即现金流量法和经济极限法）,并结合实例对影响煤层气效益的主要因素进行了系统的分析,为煤层气经济效益分析与评价指出了有效途径。