乙二醇再生回收技术在海上平台的应用

乙二醇(MEG)再生回收装置首次应用于海上平台,其流程包括预处理、再生和脱盐3部分。预处理通过闪蒸脱除MEG富液中的轻烃并加入NaOH,利用化学反应脱除能生成沉淀物的二价盐。再生过程是在低压下利用精馏原理将轻组分(水)与重组分(MEG)分离,获取质量分数高于80%的MEG贫液。MEG贫液脱盐采用负压闪蒸的方法使可溶性一价盐(Na+等)和MEG分离,最终获得合格的MEG贫液。装置性能稳定可靠,MEG损失量少,具有广阔的应用前景。     

PBHY油气田乙二醇再生脱盐工艺模拟计算

乙二醇再生脱盐是海上油气开采过程中降低成本及减少环境污染的重要工艺。本文针对PBHY油气田乙二醇分流脱盐工艺,结合PROII和HYSYS软件模拟计算了预处理过程最佳碱性药剂注入量和易溶盐脱除总量,优化了再生塔的操作条件。结果表明,脱除Ca2+所用的Na2CO3溶液的最佳注入流量为4.18 kmol·h-1,而脱除Mg2+所用的Na OH溶液的最佳注入流量为1.51 kmol·h-1;当再生塔回流比为0.001,塔板数为3,塔顶冷凝温度110℃时,MEG再生系统的热负荷和冷负荷最小;对经化学药剂处理的MEG再生后含有的可溶盐量计算为6550.44 kg·d-1,对比完全脱盐流程,采用分流脱盐流程仅需脱除的易溶盐总量为3298.44 kg·d-1,表明采用分流脱盐流程将大大降低MEG再生脱盐的工艺成本。     

环氧乙烷/乙二醇装置CO_2脱除系统热稳态盐的来源分析及解决措施

阐述了环氧乙烷/乙二醇(EO/EG)CO_2脱除系统碳酸盐溶液中热稳态盐来源及对CO_2脱除效果的影响分析,针对来源提出解决方案。     

乙二醇再生与回收系统的预处理及脱水再生工艺参数优选

针对当前乙二醇再生与回收装置存在的效率低、能耗高的问题,研究了乙二醇再生与回收系统(MRU)的预处理工艺及脱水再生工艺,结合工艺模拟软件Aspen Plus的计算结果,对比优选了预处理工艺及脱水再生工艺的关键参数,结果表明:脱烃工艺最佳闪蒸温度为55℃,最佳闪蒸压力为0.13 MPa;脱二价盐工艺中用于除二价阳离子的化学药剂NaOH和Na_2CO_3质量分数分别为60%和40%;脱水再生工艺中再生塔最优参数依次为:进料温度75℃、塔压0.17 MPa、理论板数20、回流比0.21。通过对MRU系统的工艺参数优选,为MRU国产化研究奠定了基础。     

碳酸钠对聚合物溶液性质的影响

为研究Na_2CO_3对聚合物溶液性质的影响,对含Na_2CO_3的聚合物溶液进行黏度、剪切流变测试、水动力学尺寸测量以及岩心驱替实验。实验结果表明,随着Na_2CO_3浓度的增加,KYPAM溶液黏度减小,AP-P4溶液黏度先降后增。将Na_2CO_3加入到含Ca~(2+)(质量浓度500mg/L)的聚合物溶液中,KYPAM和AP-P4溶液黏度随着Na_2CO_3浓度的增加而增加,其中AP-P4的黏度增加较大,Na_2CO_3浓度为55mg/L时,AP-P4黏度增加67%。聚合物流变测试表明,含Na_2CO_3的KYPAM溶液的稠度系数K均大于不含Na_2CO_3的体系,其流变指数n均小于不含Na_2CO_3的体系。注入水配制相同浓度的KYPAM溶液,加Na_2CO_3的聚合物水动力学尺寸平均粒径比不含Na_2CO_3聚合物增加78%;加Na_2CO_3的聚合物的阻力系数和残余阻力系数比不含Na_2CO_3的体系更高,其分别为55.00、5.5和34.13、3.38。因此Na_2CO_3可以作为一种提高含Ca~(2+)聚合物黏度的添加剂使用。     

基于离子交换的胺液净化技术在天然气脱碳系统的应用

采用醇胺法的脱碳系统用于脱除天然气中高含的CO_2,系统运行中发现溶液受到明显污染,热稳定盐含量增加、金属离子超标、设备存在一定程度的腐蚀现象。采用合适的阴离子树脂对胺液进行离子交换测试,确定了热稳定盐吸附、再生的最佳工艺条件,即吸附时间为60 min,流量为2 m~3/h,再生液采用5%的NaOH溶液。胺液净化后,热稳定盐脱除率达78%,胺液颜色明显改善,同时胺液中铬离子含量也有一定程度的降低。     

电渗析法连续脱除醇胺溶液中的热稳态盐

在阴离子交换膜和阳离子交换膜构成三室结构的电渗析装置中,对N-甲基二乙醇胺为主要组分的醇胺溶液中热稳态盐(HSS)的脱除进行了实验;采用厚1.2 mm的单层聚丙烯隔板和一级一段模式,自组装10组100 mm×300 mm的膜堆;考察了阴、阳离子交换膜的性能,膜电压和脱HSS室内醇胺溶液流速对脱除HSS的影响。实验结果表明,适宜的条件为:膜电压0.53 V、醇胺溶液流速1.32 cm/s,在此条件下,可使醇胺溶液中HSS的质量分数降至0.87%,N-甲基二乙醇胺的损耗率为0.62%;当脱除的HSS量累积达6.60 kg/m~2时,需用盐酸和Na_2CO_3溶液对膜进行再生,再生对脱除HSS基本无影响。电渗析装置脱除醇胺溶液中的HSS具有连续、清洁及经济的特点。     

电渗析脱除热稳定盐技术在天然气净化厂的应用

采用电渗析技术对普光天然气净化厂730 m~3 N-甲基二乙醇胺(MDEA)溶液中热稳定盐(HSS)的脱除进行应用分析。结果表明:在200对均相膜片、电压100V的操作条件下,MDEA溶液中热稳定盐的质量分数由3%降至0.5%;Cl~-质量浓度由1 300mg/L降至200mg/L;Na~+质量浓度由4 200mg/L降至700mg/L;MDEA质量分数由41.47%降至40.42%。此外,电渗析脱盐技术具有高效、环保、无需酸液和碱液再生等优点,为MDEA溶液的净化提供了新的技术路线。     

真空膜蒸馏再生MDEA脱碳富液过程优化

为探究再生N-甲基二乙醇胺(MDEA)脱碳富液的最优工况条件,实现MDEA的重复利用,采用真空膜蒸馏方法,研究了脱碳富液的热侧料液温度、料液流速、冷侧真空度、CO_2初始浓度等四种不同条件对再生MDEA脱碳富液的再生率和膜通量的影响。实验结果表明,单因素中温度是真空膜蒸馏再生MDEA脱碳富液的最主要因素,而富液中CO_2初始浓度的影响最弱;以响应面分析法确定的最优工况条件为:富液温度65.5℃、富液流量200 mL/s、冷侧真空度23.3 kPa、CO_2初始浓度656 mg/L,在此条件下,脱碳富液的再生率可达95.65%,膜通量可达9.78 kg/(m~2·h)。     

乙二醇溶液中高溶解度盐脱除工艺模拟

深水天然气田开发中,常用乙二醇作为水合物抑制剂。由于深水气田的采出水中含有大量的盐,常规的乙二醇再生回收系统在处理高含盐的乙二醇富液时,将产生结垢问题。这将对海上平台的生产系统带来严重影响,甚至可能导致平台停产。因此,深水气田开发时需在乙二醇溶液再生回收的同时将其中的盐脱除。针对乙二醇再生脱盐回收系统中的高溶解度盐脱除系统部分,利用Aspen Plus建立了其核心工艺流程,并模拟和分析了乙二醇脱高溶解度盐系统中循环温度、循环流量、原料含水率等因素对系统工艺的影响规律。结果表明,针对本文的实例,在工程上采用0.15 MPa的闪蒸压力(绝压),141~145℃的循环加热温度,循环流量是进料物流流量的60倍是可行的。     

碱、表面活性剂对新疆稠油乳状液稳定性及流变性的影响

研究了Na_2CO_3、甜菜碱表面活性剂、NaCl加量对水包油型乳状液稳定性和表观黏度的影响,利用TURBISCAN LAB稳定分析仪,哈克流变仪采用控制变量法分析了碱、表面活性剂、盐含量对乳状液稳定性和流变性的影响机理。结果表明,在活性剂体积分数为0.3%的条件下,Na_2CO_3质量浓度为500mg/L时形成的乳状液最稳定,稳定分析仪扫描1h试样平均背散射光强值变化值约为2.17%,且体系表观黏度较低,40℃下为96.3mPa·s,碱加量在500~4 000mg/L时,随着Na_2CO_3质量浓度增加,乳状液的稳定性降低,体系表观黏度增加;在Na_2CO_3质量浓度为500mg/L的条件下,随着表活性剂体积分数的增大,体系稳定性增强,当活性剂体积分数为0.3%时,体系表观黏度最低,40℃下为98.2mPa·s,活性剂体积分数在0.3%~0.7%时,随着活性剂体积分数增大,乳状液的稳定性增强,体系表观黏度增加;加入NaCl使乳状液的稳定性降低,且NaCl质量浓度越高、稳定性越差。     

FCC汽油碱精制后碱渣中碱的再生

以氧化铝为载体,采用浸渍法制备活性组分负载量不同的再生剂,针对FCC汽油碱精制后碱渣含硫、含碱及具有臭味的特征,对FCC汽油碱渣进行脱硫脱臭处理并使碱渣中的碱得以再生。试验结果表明,该过程中化学反应与物理吸附并存,在活性组分金属氧化物负载量为46.19％,再生剂用量0.48 g／mL,反应时间4.5 h,反应温度40-50℃时,碱液中的无机硫脱除率达到了90％,游离NaOH质量浓度达到70-80 g／L。加入新鲜碱液后,回收碱液可在碱洗装置回用,降低了NaOH的消耗且减少了FCC汽油碱渣的排放。     

南海深水气田群番禺34-1CEP平台乙二醇再生脱盐系统工艺设计

针对南海深水气田群番禺34-1CEP平台乙二醇再生脱盐系统(MRU)设计规模大、入口流量变化范围大、含盐量高的特点,经综合比选后选用分流脱盐工艺流程,采用颗粒过滤器脱除法脱除低溶解性二价盐、增加热介质低温位回路和加热循环回路、设置MRU专用排放管汇等特殊工艺设计方案来应对MRU系统低溶解性二价盐量大、设施易腐蚀和结垢的难题,同时结合工艺模拟软件HYSYS、PROII的计算结果确定了关键工艺参数,从而为早日实现MRU设计国产化打下了坚实的基础。     

FCC汽油碱精制碱渣CuO法再生研究

研究了CuO与FCC汽油碱精制碱渣中硫化物反应,脱除碱渣中恶臭物质,置换出NaOH反应的影响因素。结果表明,在CuO与Na2S的摩尔比为1．3～1．4,反应温度为40～50℃,反应时间为30min的再生条件下,再生碱液中游离碱浓度可达到107g／L以上,碱渣中无机硫脱除率可达99％以上,FCC汽油碱精制碱渣得到再生。     

高矿化度水对钻井液性能的影响

钻井液用水总的矿化度大于2000mg/L并且其中Ca~(2 )、Mg~(2 )含量大于300mg/L时,钻井液性能难以控制,维护处理困难,井下极易发生复杂情况,增加钻井费用。华北油田冀中坳陷文49-2井的实践表明,若使用高矿化度水,要用Na_2CO_3预处理,其加量不得过大;用NaOH控制pH值在9—9.5范围内,以防促使地层粘土水化分散;使用好固控设备,及时处理钻井液,控制膨润土含量在60g/L左右。     

粗二聚酸甲酯碱炼脱色研究

实验以NaOH稀溶液对粗二聚酸甲酯进行碱炼脱色研究。考察了温度、NaOH溶液浓度及碱液/粗酯质量比等因素对碱炼脱色效果的影响。结果表明,粗二聚酸甲酯碱炼脱色的适宜工艺条件为:温度为50℃,NaOH溶液浓度为0.15 mol/L,m(碱液):m(粗酯)=1.2:1。在该条件下,二聚酸甲酯色泽可由碱炼脱色前的14降至9,收率达82.9%。     

无机凝胶在18 m长岩心内的传输运移能力*

为了实现海上高盐油田高效低成本开发,满足深部液流转向技术需求,本文开展了无机凝胶药剂浓度优选及18 m超长岩心内传输运移能力实验研究。结果表明,目标储层注入水中Ca~(2+)和Mg~(2+)含量分别为0.569 g/L和0.229 g/L,二者不足以与主剂Na_2SiO_3溶液反应生成大量无机凝胶,需选用外加CaCl_2溶液作为助剂,选择主剂与助剂浓度均为3.7 g/L。随"软化水+Na_2SiO_3溶液+软化水+CaCl_2溶液"交替注入轮次增加,18 m长岩心上各个长度区间压力梯度呈现逐渐升高趋势。多轮次交替注入结束后无机凝胶波及岩心区域达到总长度86.7%,岩心前后相邻两个长度区间压力梯度比值分别为3.85、2.03、1.16、1.19和1.24,各个长度区间压力梯度比值差不大,无机凝胶调剖剂具有良好传输运移和深部液流转向能力。后续水驱结束时,岩心各个长度区间封堵率在19.97%数72.26%,表明无机凝胶在孔隙内具有较强耐冲刷和持久液流转向能力。图3表5参17     

乙二醇再生与回收系统的预处理及脱水再生工艺参数优选北大核心CSCD

针对当前乙二醇再生与回收装置存在的效率低、能耗高的问题,研究了乙二醇再生与回收系统(MRU)的预处理工艺及脱水再生工艺,结合工艺模拟软件AspenPlus的计算结果,对比优选了预处理工艺及脱水再生工艺的关键参数,结果表明:脱烃工艺最佳闪蒸温度为55℃,最佳闪蒸压力为0.13MPa;脱二价盐工艺中用于除二价阳离子的化学药剂NaOH和Na2CO3质量分数分别为60%和40%;脱水再生工艺中再生塔最优参数依次为:进料温度75℃、塔压0.17MPa、理论板数20、回流比0.21。通过对MRU系统的工艺参数优选,为MRU国产化研究奠定了基础。     

废碱液碳酸化处理后逸出的H_2S的治理措施

北京燕山石油化工公司前进化工厂30万吨/年乙烯生产装置,经碱洗脱除裂解气中的酸性气体时,产生含大量油脂及含约12％硫化物的废碱液,存在严重污染环境的问题。经乙二醇装置废CO_2气体对废碱液处理,Na_2S和NaHS几乎全部变成碳酸盐和酸式碳酸盐,而逸出的H_2S和大量过剩的CO_2,排入120米高的火炬燃烧放空,造成二次污染。H_2S在处理尾气中的含量,随废     

Na_2CO_3辅助晶化合成LSX型分子筛

低硅/铝比X型(LSX)分子筛通常采用钠钾体系合成,该体系中钠钾比例及总碱度是合成纯相LSX型分子筛的2个关键条件。采用两步水热法在钠钾体系中,引入碱性较弱的Na_2CO_3作为第2钠源,辅助NaOH合成LSX型分子筛进行考察,旨在对体系钠钾含量及碱度进行精细调变。采用XRD、FT-IR、SEM、Raman光谱和化学分析等手段对LSX型分子筛样品的晶体结构和物化性能进行了表征。结果表明,以Na_2CO_3和NaOH为双钠源,当n(Na_2CO_3)/n(Na_2O)=0.5时,在n(H_2O)/n(NaK)=11~16比值范围内均可以合成出纯相LSX型分子筛。与NaOH单钠源相比,使用Na_2CO_3辅助合成LSX型分子筛可以有效拓宽其合成配比中n(H_2O)/n(NaK)的比值范围,降低LSX型分子筛的合成难度。