气态二氧化碳对气井固井水泥石的腐蚀分析

通过分析和测量水泥石腐蚀后的微观结构、抗压强度、渗透率以及腐蚀量,研究了不同分压、时间、温度下CO2腐蚀对水泥石性能的影响。结果表明:CO2对水泥石产生腐蚀作用的本质在于CO2与水泥的水化产物相作用生成CaCO3等物质,破坏了水泥石的原有组成和微观结构,导致腐蚀后水泥石的抗压强度下降,渗透率增大;随着腐蚀时间、CO2分压和腐蚀温度的增加,腐蚀后的水泥石抗压强度降低、渗透率增大、腐蚀率增加。提出了设计抗CO2腐蚀性固井水泥浆体系的基本方法。研究气态CO2对水泥石的腐蚀规律,对于开发和设计抗CO2腐蚀性固井水泥浆体系、提高油气田开发效益等都具有重要意义。     

脱硫系统溶剂再生塔操作波动分析及优化

中原油田石油化工总厂催化车间脱硫系统的乙醇胺再生塔在运行过程中经常出现冲塔现象,不仅使乙醇胺损耗增加,也严重影响干气和液化气的产品质量。通过分析并查找原因,对主要参数进行优化调整,将再生塔塔底的汽返温度控制在115~120 ℃,液化气重组分体积分数控制在1.5%以下,干气重组分体积分数控制在2%以下,富液闪蒸罐压力在0.30 MPa左右,乙醇胺过滤量调整到3 t/h,经过调整,平稳了脱硫系统的操作,保证了干气和液化气的产品质量,减少了乙醇胺的损耗。     

降低催化裂化干气中C_3含量,提高液化气收率

介绍了中原油田石油化工总厂的催化裂化装置的干气中C3以上组分含量的现状,通过分析,找出要因,对工艺参数进行调整,将油气比提高至3.0,把吸收压力提高至1.2 MPa,将稳定汽油的温度控制在30℃左右。再吸收油量控制在10 t/h左右,从而使得干气中C3以上组分含量由5.2%降至1.1%。使得液化气的收率有了大幅提高,增加了企业的经济效益。     

微波法合成的AM/AA/AS共聚物降失水剂PSA

AM/AA共聚物降失水剂在高温高碱性条件下与常用缓凝剂的配伍性差,需引入磺酸基.由于丙烯磺酸钠(AS)的价格便宜,因此设计在原料中加入AS.通过对以AM、AA、AS为原料的微波辐射和常规加热法制备的聚合物进行降失水效果对比,表明在常规条件下AS与AM/AA聚合困难,微波辐射可以提高AS的反应活性.在此条件下,通过进行引发剂体系优选,并通过研究单体配比、引发剂加量、AS加量、微波功率和微波时间等因素对加有合成产品水泥浆失水量、稠化时间的影响,确定出了该降失水剂的最佳聚合条件.研究了加有最佳条件下微波法合成的降失水剂的水泥浆的综合性能,表明水泥浆的各项性能优良,能够满足固井要求.     

硫化氢对固井水泥石腐蚀研究

以SEM、X-ray和化学分析等方法,通过比较水泥石腐蚀前后抗压强度、渗透率、微观结构、水泥石腐蚀率的变化,研究了在不同H2S气体总压力、浓度(分压)等条件下H2S腐蚀不同渗透率、钙硅比的水泥石的规律。实验结果表明:H2S与水泥石中水泥水化产物反应生成CaS、FeS和Al2S3等没有胶结性的物质,会严重破坏水泥石的结构、增大水泥石的渗透性,使腐蚀进一步加速进行;1.5MPa下纯H2S腐蚀10天后水泥石的强度损失达到73.74%以上,渗透率增大63.47倍;在一定总压力下,H2S浓度越大,水泥石的渗透率增加倍数越大,强度损失率越大;水泥石的渗透率越大,水泥石腐蚀越严重;钙硅比越大,水泥石腐蚀越严重;水泥石的渗透率和钙硅比是控制H2S腐蚀水泥石的关键因素。     

降低液化气脱硫系统乙醇胺跑损的研究

石油化工总厂催化装置液化气脱硫系统,2014年12月份开始,乙醇胺跑损现象越来越严重,为了减少液化气脱硫剂消耗和提高脱硫效果,综合分析了乙醇胺跑损原因,并对主要因素进行了研究,对影响较大的参数进行优化,脱硫剂与液化气温差控制在4~6℃,液化气重组分控制在1.5%以下,液化气脱硫塔压力在0.95 MPa左右,汽液比在1.0~1.2之间,使得液化气脱硫系统的乙醇胺跑损得到改善。     

磺化淀粉的合成及其缓凝性能的研究

以可溶性淀粉为原料,二氯甲烷为溶剂,氯磺酸为磺化剂,制得了磺化淀粉.研究了磺化剂与淀粉的配比、反应温度以及反应时间对磺化淀粉缓凝性能的影响.确定出合成的最优条件为:氯磺酸体积(mL)与淀粉质量(g)的配比为0.45,反应温度为20℃,反应时间为2h.并对其作为油井水泥缓凝剂的性能进行了评价,结果表明,磺化淀粉在90～130℃的范围内具有良好的缓凝效果,缓凝时间可调,稠化曲线理想,与降失水剂、减阻剂具有很好的配伍性,水泥石抗压强度满足要求.