缓慢释放型起泡剂的研究与应用

针对普通起泡剂在井筒中溶解迅速、发泡时间短、泡沫排水采气效果差的难题,开展了缓慢释放型起泡剂的研究,考察了温度、矿化度、甲醇、凝析油对起泡剂的影响。结果表明,温度从60℃ 升至100℃ ,起泡剂起泡高度和携液率分别从120 mm和77% 降至105 mm和56% ;矿化度由0 增至250 g/L,起泡高度和携液率分别从130 mm和71% 降至90mm和48% ;甲醇体积分数由0 增至40% ,起泡高度和携液率分别从140 mm和85% 降至70mm和78% ;凝析油体积分数由0 增至40% ,起泡高度和携液率分别从140 mm和85% 降至120 mm和76.3% 。该起泡剂耐温90℃ 、抗矿化度150 g/L、抗甲醇30% 、抗凝析油30% ,完全满足苏里格气田低压低产气井的排水采气需求。2012率2013年开展了5 口井现场试验,平均油套压差降低1.3 MPa,平均产气量增加0.07×10⁴m³/d 。     

FCC汽油窄馏分族组成及辛烷值与硫含量分布规律研究

采用实沸点蒸馏法对催化裂化(FCC)汽油进行了窄馏分切割，并对窄馏分的族组成、辛烷值、总硫及硫形态分布进行了测定。结果表明：窄馏分的烯烃质量分数在0.98%～57.08%,烯烃的含量随着馏分沸点的升高而显著降低，FCC汽油中约90%的烯烃(主要是C₅,C₆,C₇)集中在<120℃的馏分中；正构烷烃质量分数在1.60%～5.17%,异构烷烃质量分数在18.98%～35.21%,环烷烃质量分数在4.19%～17.25%,烷烃含量随着馏分沸点的升高，呈中间高两头低的分布趋势，120～140℃馏分中烷烃含量最高；FCC汽油中占比约50%的烷烃集中在<70℃馏分和>150℃馏分中，70～150℃馏分中烷烃的分布比较均匀；窄馏分的芳烃质量分数为0～61.19%,其含量随着馏分沸点的升高而升高，约90%的芳烃集中在>120℃的馏分中，其中约76%的芳烃集中在<150℃的馏分中；FCC汽油中辛烷值呈现两头高中间低的分布，100～110℃馏分的辛烷值最低；FCC汽油中约90%的硫化物集中在>110℃馏分...     

超重力技术低温反应制备烷基化油工艺研究

目的对超重力技术制备烷基化油进行小型实验室制备工艺条件优化研究。 方法采用新型超重力反应器和特定的低温控制工艺,烷烯物质的量之比为10∶1、酸烃体积比为1.4∶1、反应系统压力为0.6 MPa、异丁烷冷机和正丁烯冷机温度为-3～4 ℃、超重力机夹套冷机温度为-6～0 ℃、浓H₂SO₄冷机温度为0～5 ℃、超重力机转速为900～1 100 r/min、连续烷基化反应时间为9 min。 结果在上述工艺条件下,丁烯转化率≥97.0%,液相产物中C₈组分质量分数≥87.98%。C₅、C₆、C₇和C₉⁺组分质量分数分别低于0.84%、1.59%、1.60%和8.01%,制得烷基化油色谱法RON值不低于97.0。 结论采用上述工艺条件烷基化效果较好,可以作为进一步放大试验研究的技术参考。      

液体胍胶制备方法及其耐高温体系性能

针对干粉羟丙基胍胶在配液过程中出现的问题,制备以白油、表面润湿剂（甲醇与水）和乳化剂（烷基酚聚氧乙烯醚）为主的液体胍胶增稠剂（LGC）,具有配制简单、分散速度快、溶胀时间短的特点。室温下,在自来水和人工海水中加入1.0%液体胍胶和0.15%甲醛,低速搅拌30 min后的黏度分别为110.11和112.40 mPa·s,与有效物含量相同的干粉羟丙基胍胶基液黏度相近。液体胍胶配制基液受水源pH值和矿化度的影响较小,用海水或矿化水配制可达到淡水配制效果,降低海上施工成本。液体胍胶和干粉胍胶配制的压裂液（羟丙基胍胶含量0.4%）在95oC破胶4 h后,破胶液黏度分别为3.542和2.243 mPa·s,破胶残渣分别为476和432 mg/L,差别较小。1.0%液体胍胶（有效物含量40%）压裂液在120oC下的初始滤失量为1.907′10^-4 m³/m²、滤失系数为0.997′10^-4 m/min^?、平均滤失量为0.366′10^-4 m³/(m³·min）。0.6%干粉羟丙基胍胶经过24 h溶胀后加入自制交联剂CYS-1及其他助剂,在160 oC、170 s^-1下剪切120 min后的黏度约180 mPa·s;CYS-1交联剂与液体胍胶在30 min内完成配制,在160oC、170 s^-1剪切120 min后的黏度约190 mPa·s;在170oC、1000 s^-1高速剪切3 min后,再在170 s^-1下剪切90 min的黏度大于122 mPa·s,实现快速配制、溶胀充分、耐高温耐剪切要求。     

催化裂化烟气脱硫、脱氮吸附剂的初步研究

 在微型连续床式反应装置上,考察了催化裂化催化剂吸附烟气中 SO₂、NO_x的性能。当SO₂、NO_x的体积分数分别为1800和1900 μL/L、反应温度为220℃、微正压操作时,新鲜吸附剂90%的SO₂脱除率维持在140~200s,70%的NO_x脱除率维持在220~470s;吸附容量为11.4~16.2 mg/g。SO₂、NO_x与吸附剂以物理吸附和化学吸附方式相作用;吸附运转剂表面的S和N分别以SO^2-₄和 NO^-₃存在。     

新型碳三馏分液相加氢催化剂PEC-31的工业应用

介绍了中国石油石油化工研究院自主开发的新型碳三馏分加氢催化剂PEC-31在中国石油兰州石化公司24万t/a乙烯装置稳定运行超过200 d的首次工业应用情况。结果表明:在加氢反应器入口碳三馏分物料中的甲基乙炔（MA）和丙二烯（PD）混合物（MAPD）体积分数为 2.0%～3.5%,氢气与丙炔&丙二烯的摩尔比为1.00～1.50,反应器入口温度为32 ℃,碳三馏分物料的液相体积空速为40～45 h-1的工况下,PEC-31催化剂作用下的MAPD转化率、丙烯选择性相应均值分别为98.50%,80.10%。     

低渗透油藏表面活性剂/有机碱降压增注体系研究

在50℃下,通过室内实验优选出一种化学降压增注体系,组成为：0.05%双子表面活性剂HA-1+0.1%乙醇胺MEA+0.1%甲醇。该体系可使油-水瞬时最低界面张力降至3.78×10^-5 mN/m。考察了降压增注体系改变岩石润湿性的能力以及耐盐、耐温性能。结果表明,该体系可将油湿表面反转为水湿表面,33 h后模拟地层水与岩心表面的接触角从130°降至60°。NaCl加量为5000～20000 mg/L时,油水瞬时最低界面张力可达10^-2~10^-5 mN/m。CaCl₂加量为50~200 mg/L时,最低界面张力可达10^-3 mN/m数量级,平衡界面张力保持在10^-2 mN/m数量级。该体系适用于Na⁺加量5000～20000 mg/L、Ca²⁺加量小于200 mg/L,温度为40~70℃的油藏。岩心驱替实验结果表明,注入降压增注体系后,水驱压力降低20%,降压效果明显。     

耐高温低伤害VES-HT01压裂液的性能

用具有超分子结构的阴离子型表面活性剂VES-HT01与6% KCl复配,得到新型耐高温低伤害的阴离子VES压裂液。压裂液性能评价结果表明,在100 s^-1剪切速率下,随温度升高,压裂液黏度先增加后降低,在100℃左右达到最高值180 mPa·s,150oC时的黏度为55 mPa·s。在140℃、170 s^-1下剪切60 min,黏度基本保持不变。黏弹性较好。25℃、100℃下陶粒在压裂液中的沉降速率分别为5、33 mm/min,悬砂性较好。在50℃、100℃下分别加入2%、1%柴油静置120 min后,压裂液黏度为3 mPa·s,无残渣,破胶液表面张力为23.5 mN/m。抗菌性良好。成本与常规瓜尔胶压裂液相当。     

新型阴离子表面活性剂D3F-AS05压裂液的性能研究

针对陕北低渗透油田地质特征和温度（80℃）,按配方3% 20碳磺酸盐类阴离子表面活性剂（D3F-AS05,自制）+6% KCl+0.6% KOH+0.2% EDTA得到阴离子型表面活性剂压裂液。研究了该压裂液的流变性、黏弹性、抗剪切性、悬砂性和气体破胶性能。结果表明,剪切速率为170 s^-1时,80℃下压裂液黏度为90~100 mPa·s,随剪切时间增加,压裂液黏度基本不变,流变性良好。压裂液的储能模量和耗能模量比值为39.2,远高于瓜胶压裂液的储能模量和耗能模量的比值（2）,表现出较好的低黏高弹特性。剪切速率从170 s^-1变为0、200、500 s^-1后再恢复至170 s^-1,压裂液黏度随之变化后再恢复至90~100 mPa·s,抗剪切性较好。二氧化碳气体注入压力由0增至4 MPa,压裂液黏度由65 mPa·s迅速降至2 mPa·s;天然气注入压力由0增至12 MPa,压裂液黏度降低一半;氮气不改变压裂液黏度。温度变化分别为40℃、60℃、80℃、100℃,该阴离子型表面活性剂压裂液黏度先增加后降低,在80℃时达到最大,平均为94 mPa·s左右;单粒径陶粒支撑剂在其中的平均沉降速率逐渐增大。相同温度下（不超过100℃）,单粒径陶粒在瓜胶中的平均沉降速率明显大于在阴离子压裂液中的值,而10%砂比陶粒在阴离子压裂液中的平均沉降速率最小。     

塔里木盆地东北部奥陶-志留系沉积成岩作用

塔里木盆地东北地区奥陶系为一套粉砂质泥岩和灰岩;志留系砂砾岩构成4个沉积旋回,为典型的复理石建造,含油气层位于旋回的底部,4个旋回均已倒转。成岩作用在埋深1500 m已很显著,富含大气CO₂水中沉淀亮晶方解石(Ⅰ),δ¹³c为-4‰-6‰,δ¹⁸0为-5‰～-6‰。埋深2400-2600 m,硫酸盐还原带形成的碳酸盐(Ⅱ)δ¹³C为-7‰～-10‰,δ¹⁸O为-8‰～-10‰,长石溶解形成第一次生孔隙带。埋深3800-4000 m,甲烷生成带脱羧作用产生的CH₄形成波状消光白云石 (Ⅲ),δ¹³C为-1‰～-16‰,而CO₂直接形成的碳酸盐δ¹³C为20‰右右,δ¹⁸O均在-12‰～-13‰,SiO₂次生包体测温110-120℃,形成第二次生孔隙带。埋深4500-4700 m为湿气生成带,形成的碳酸盐(Ⅳ)δ¹³C为-27‰～-31‰,δ¹⁸O为-13‰～-14‰,包体测温130-140℃,含铁方解石大量溶解形成第三次生孔隙带。埋深达到5000 m以上时产生大量干气(Ⅴ), δ¹³C为-18‰～-20‰,δ¹⁸O为-1‰～-14‰,与包体均一温度150-155℃相一致,形成第四次生孔隙带,孔隙度仅15%-20%。海西运动期间褶皱地层可能倒转,抬升剥蚀可能达5000 m左右,接着发生"退成岩作用"。     

四川油砂油主要馏分性质及加工方案

对四川油砂油进行了模拟蒸馏分析,获得了馏程分布。对油砂油的直馏柴油(200～350℃)、减压馏分油(350～500℃)和减压渣油(大于500℃)进行了物理性质测定。结果表明,以沸腾床LC-Fining法加氢裂化与延迟焦化组合工艺为四川油砂油的加工方案,可以获得收率(达到76.62%)较高、质量较好的轻质燃料油,同时柴汽比(质量比)为4.10。     

重质油与长焰煤共加氢反应性能

我国石油比较短缺，对数量可观的劣质重油和低阶煤进行共加氢生产燃料油和精细化学品具有重要意义。以煤衍生油和催化裂化油浆为原料，与低阶煤进行共处理试验，考察了试验条件对共处理反应性能的影响。综合分析共处理条件对原料油转化率、油产率、气产率和沥青质产率的影响规律，得到较合适的试验条件为：催化剂添加量1%，重质油和长焰煤质量比2:1，反应温度450℃，反应压力10MPa，反应时间120min。对煤油共处理产物进行蒸馏特性分析，煤衍生油共处理产物主要集中在<230℃馏分，收率为35.14%，催化裂化油浆共处理产物主要集中在170～370℃和370～500℃馏分。     

煤焦油沸腾床加氢制备180号船用燃料油调合组分

对中温煤焦油全馏分进行沸腾床加氢处理,将加氢产物经分馏切割出大于355℃的馏分或大于400℃的馏分,对两者的性质进行分析,并考察大于400℃馏分与水上油、煤柴油、页岩油调合的相容性和储存安定性。建立了梯度黏度法,用于评价燃料油的储存稳定性。结果表明:大于355℃馏分可直接作为180号船用燃料油;大于400℃馏分与水上油、煤柴油、页岩油具有较好的相容性,可以作为180号船用燃料油的优质调合组分,在大于400℃馏分、水上油、页岩油和煤柴油的比例(质量分数)分别为67%,12%,10%,11%时,能够调合得到满足GB/T 17411标准要求的180号船用燃料油。     

低共熔法分离煤焦油中酚类化合物

采用低共熔法萃取煤焦油馏分油中的酚类化合物,考察了萃取剂的种类、萃取温度、萃取时间、剂/酚摩尔比等条件对酚类化合物萃取效率的影响;并以乙酸乙酯为再生萃取剂,考察再生萃取剂循环使用性能。结果表明：以四乙基氯化铵为萃取剂,剂/酚摩尔比为0.4~0.6,在30~40 ℃下萃取30~60 min,其对酚类化合物萃取效率为92.00%~99.99%;GC-MS分析表明,馏分油及其酚类相中酚类化合物主要包括苯酚、单/双/三烷基取代苯酚等;随着馏程温度的升高,馏分油中苯酚和单烷基取代苯酚的含量降低,双烷基和三烷基取代苯酚的含量提高;TEAC萃取剂循环利用3次后,对酚类化合物萃取率下降3百分点。     

炼油业含油污泥的资源化干化-萃取组合处理研究

采用干化一萃取组合工艺处理炼油业含油污泥,研究了干化时间、萃取剂种类与用量、含油污泥或焦块含水率等工艺条件对干化和萃取效果的影响。结果表明,在温度为130～150℃,绝对压力为50～80kPa条件下将含水质量分数为83．1％的含油污泥干化60min,可获得含水质量分数为30．9％且燃烧热值为22．8MJ／kg的焦块;20～40℃下用萃取剂PRI-301对焦块进行萃取处理,v（萃取剂）／m（焦块）为40：7,可获得燃烧热值为28．9MJ／kg的萃取油,萃余残渣酥脆且呈黄土状。萃取油的常压蒸馏馏分分布与原油相近,回炼价值较高。     

常减压蒸馏装置节能降耗优化措施

针对某炼油厂13.0 Mt/a常减压蒸馏装置能耗高的问题,结合实际运行工况,重点围绕如何降低燃料和1.0 MPa蒸汽消耗,实施了减二线至产品储罐区的流程改造,用燃料气替代产品储罐氮封的技措,以及Robust-IPC全流程智控技术应用的节能综合优化措施。结果表明:技改后,装置常压炉、减压炉的含氧体积分数均降至1.8%,热效率分别提高了0.12,0.14个百分点;燃料气中含N2体积分数月平均降幅4.9个百分点,燃料气热值提高了 3 443.02 J/g;换热网络的换热终温提高了3.59 ℃,节约燃料消耗330.5 kg/h;稳控了减压塔残压,使1.0 MPa蒸汽能耗（以标准油计,下同）月平均降低了0.128 kg/t;装置综合能耗由8.550 kg/t降至7.750 kg/t,降幅为9.36%。     

催化裂化汽油萃取蒸馏脱硫的研究

以140℃为切割点,对催化裂化汽油进行切割。切割后轻组分和重组分的硫含量分别为234μg/g,903μg/g。以二甲基甲酰胺为萃取剂,轻组分为原料,通过单因素实验优化了萃取蒸馏脱硫工艺条件。结果表明,最佳工艺条件为:总塔板数17块,萃取剂进料位置第六块塔板,汽油进料位置第十一块塔板,回流比1,萃取剂/原料油(质量比)1,塔顶温度控制在60℃左右。在此条件下,精制油硫含量为48μg/g,收率为60.8%,硫含量满足欧Ⅳ汽油排放标准。     

化学链热解煤焦油工艺的模拟及优化

为了得到化学链热解煤焦油制备炭黑系统的优化运行参数，以Aspen Plus为平台建立了模拟流程。以炭黑产率、煤焦油转化率、产气率和能量转化率为评判指标，得到了系统优化的操作条件，并分析了操作参数（燃料反应器温度、反应时间和载氧体/煤焦油摩尔比、操作压力）对热解产物的影响。结果表明，在温度900℃，反应时间3 s，载氧体/煤焦油摩尔比为5.2，操作压力为0.75 MPa的条件下，炭黑产率最大，此时煤焦油转化率为99.5%，产气率为3.39，系统的能量转化率为85.7%。     

气相色谱法在喷气燃料冰点预测中的应用

为了实现快速预测喷气燃料冰点的目的,开发了一种通过原油的气相色谱直接预测喷气燃料（馏程范围为140～240 ℃）冰点的方法。该方法收集了70种原油的气相色谱及相应的喷气燃料的冰点数据。通过沸点切割法,确定了原油的气相色谱中喷气燃料馏分对应的保留时间范围。采用多元线性回归及逐步回归,得到了喷气燃料冰点与原油的气相色谱中喷气燃料馏分段中3个正构烷烃及2个非正构烷烃馏分含量的拟合式,并验证了上述拟合式的准确性和重复性。结果显示,喷气燃料冰点预测值与实测值偏差均在±1.3 ℃以内,重复性均在±0.69 ℃以内,方法准确性和重复性均较好。     

提高常减压蒸馏装置加热炉热效率的技术改造措施

为提高500万t/a常减压蒸馏装置加热炉的热效率,中国石油兰州石化公司对空气预热系统进行了改造。主要改造内容:在空气预热器烟气进口前部增加扰流子;在常压炉烟气侧、空气侧分别增加930,1 023 m2换热面积;在减压炉烟气侧、空气侧分别增加443,534 m2换热面积。改造后,常压炉排烟温度由220℃下降至138℃,热效率由88.38%上升至91.60%;减压炉排烟温度由170℃下降至134℃,热效率由89.34%上升至91.90%;常压炉和减压炉燃料气总节约量为230.13 m3/h。