CO_2驱对长庆原油物性及流变性影响研究

本文以长庆原油为研究对象,利用CO_2原油处理装置、气象色谱仪、差式扫描量热仪、流变仪、凝点测定仪等仪器设备,测试了CO_2处理前后长庆原油的化学组成、析蜡特性及流变性的变化规律,揭示CO_2处理后长庆原油化学组成变化与流变性变化之间的联系。结果表明,CO_2处理使得长庆原油高碳数的烃类组成含量明显上升,饱和分量减少,胶质沥青质含量增加,析蜡点与析蜡量均有一定程度的上升,凝点、反常点升高,油品流动性变差,低温胶凝结构增强。     

超临界CO_2从滇紫草中提取紫草素的研究

用超临界 CO2 萃取技术对滇紫草中提取紫草素进行了研究。结果表明 ,采用等温变压二级分离 ,在萃取压力为 2 0 MPa,萃取温度为 3 5℃时 ,紫草素提取率为 1 .82 % ,其重金属及砷含量均符合 WHO/ FAO规定指标。     

不同结构破乳剂对原油乳状液的适用性研究

采用大庆油田采油四厂杏二中原油和污水,在室内配制原油乳状液,研究了不同结构破乳剂（SP169、BP169—21、AE9901、AR36、AP221、TA1031）及其浓度对不同矿化度原油乳状液的适用性。结果表明：AR36脱水速度最快、水色清、油水界面清晰,最大脱水率为88％,适用于大庆杏二中原油乳状液的脱水;AE9901的脱水率为729／6,SP169为70％,TA1031为64％,BP169-21为58％,AP221为54％。AR36存在最佳使用浓度（200mg／L）;SP169、AP221脱水率随浓度的增加而增大。破乳剂浓度增加,可降低油水界面黏度,减弱界面膜强度,从而提高脱水效率。AR36脱水率随矿化度增加而增大,适用于高矿化度乳状液脱水;BP16921脱水率随矿化度增加而减小,不适合高矿化度乳状液脱水。其它4种破乳剂的脱水效率与矿化度无对应关系。     

管输超临界CO_2泄漏过程管内瞬变特性研究

CO2输送是整个CCUS技术中重要的中间环节,而管道输送则是超临界CO2最高效和最经济的输送方式。为了研究超临界CO2泄压过程中管内节点温度、压力和相态的变化,针对管道泄漏工况,利用OLGA软件对不同初始压力、温度和流量对泄放过程中管段内不同节点的温度、压力等参数和CO2的相态变化的影响进行模拟和分析。分析结果表明:泄漏发生时,输送压力越低,管道泄漏口处的温度越低,应在设计时考虑管道的耐低温能力;初始输送温度对管输压降和流量变化影响不大,主要影响管内温度,进而影响CO2的相态变化。初始温度过高,CO2易在泄漏过程中转为气态,对管道造成冲击;初始温度过低,管道温降加快,更易产生干冰,两种情况均会对管道造成损伤。针对超临界CO2管道输送系统,应考虑泄漏过程中减压波的传递对泄漏口裂纹扩展的影响。所得结果可为我国CCUS技术的发展提供理论支持。     

浅论影响原油乳状液破乳的因素

从原油乳状液，破乳剂，外界破乳条件三个方面论述了原油乳状液稳定存在的原因及影响破乳的因素，并结合乳状液办面性质分析了好的破乳剂具备扩散吸附性好，润湿能力强，絮凝聚结能力强的性能及外界因素影响破乳的原理。     

原油破乳剂筛选及破乳效果研究

依据“破乳性评分”（DV）值,采用室内瓶试法为大港扣50区混合原油筛选出性能较好的破乳剂。考察了温度和破乳剂浓度对脱水效果的影响,结果表明,选用庄大破乳剂,温度60℃,破乳剂浓度100mg／L条件下,脱水效果最好,脱出水色清,油水界面齐,脱水后原油含水率0．57％,脱出水中含油6．34mg／L。采用滴体积法测定了破乳剂及破乳剂浓度对原油及沥青质、芳香分、胶质和饱和分4组分的油水动态界面张力的影响,结果表明,原油及4组分中加入破乳剂后,界面张力都降低,尤其是庄大破乳剂对油／水界面张力降低幅度最大;随着破乳剂浓度的增加,原油及4组分油／水界面张力呈现下降趋势,但当破乳剂浓度大于100mg／L时,界面张力呈现上升趋势,各组分出现最低界面张力时对应破乳剂浓度基本在100mg／L左右。因此,选择庄大破乳剂,其浓度100mg／L对脱水和降低油／水界面张力效果都好。     

油田化学剂对原油破乳剂YT-100脱水效果的影响

实验考察了可能进入原油集输系统的多种化学剂、工作液对原油破乳脱水的影响。所用破乳剂为长庆油田广泛使用的水溶性改性聚醚YT-100．加量100mg／L，个别情况下加量在50～150mg／L范围；原油为马岭石蜡基低硫原油，含水20％～45％，不合任何化学剂，在实验条件下（33℃，2h），不加破乳剂时脱水率为零，加入破乳制时脱水率在83．3％～98．0％范围。低固相聚合物钻井液（加量≤10％）、硼交联瓜尔胶压裂液破胶液（≤10％）、pH4～6的土酸乏酸液（5％）不利于破乳脱水；溶剂型清蜡剂CX-2（≤0．5％）有利于破乳脱水：杀菌剂（150mg／L）的影响随化学类型而定，季铵盐类的SJ-66有利于而多元醛类的SJ-99有害于破乳脱水；阻垢剂（30，100mg/L）有利于破乳脱水，聚磷酸盐类的ZG-930比聚羧酸类的ZG-108更有效；聚合铝／聚合铁复合絮凝剂XN-90（0．2％）对破乳脱水的负面影响很大，加大破乳剂量可减轻其影响；聚合物HPAM（5，10mg／L）完全不影响破乳脱水，弱凝胶（5，10mg／L）使脱水率降低。NaOH严重影响破乳脱水，加入0．3％NaOH使脱水率由92．4％降至零；盐酸促进破乳脱水，加入5％盐酸（1：1）使脱水率由93．6％增至100．0％。因此，酸有利破乳而碱不利于破乳。表1参3。     

超临界CO_2从扁藻中萃取EPA和DHA的研究

研究采用超临界 CO2 从扁藻中萃取 EPA和 DHA的最优化工艺条件 ( A2 B2 C3D3) ,得最高萃取率 EPA为91 .3 % ,DHA为 87.4 % ,该法比溶剂法优越 ,为开发和综合利用海藻资源开辟了新的应用途径。     

超临界态CO_2往复式压缩机缓冲装置设计

针对超临界态CO_2往复式压缩机工作过程中对气流压力脉动不平衡度的要求,提出了超临界态CO_2往复式压缩机缓冲装置的设计方法—低通滤波器法。本设计方法遵循API 618提出的脉动控制要求,对API618附录O推荐的滤波器尺寸确定指南进一步优化,并提供了一种设计验证方法,以最终确定缓冲容积、缓冲器型式、阻尼管直径和阻尼管长度等参数。     

原油乳状液稳定性研究：V.北海原油乳状液的稳定与破乳

通过对北海原油乳状液与模型乳状液稳定性的比较研究，发现北海原油乳状液的稳定机理主要是界面膜稳定和立体稳定，即由蜡、胶质、沥青质组分中的界面活性化合物在油水间形成的界面膜和沥青质颗粒、蜡晶及蜡网状结构的作用所致。北海原油乳状液的稳定性与原油的粘度及油水界面张力有关。对北海原油乳状液的破乳应以减弱界面膜强度、消除或减弱蜡晶及蜡网结构的作用为主。本研究所用破乳剂可降低油水界面张力，减弱油水界面膜的强度，     

超临界CO_2射流特性数值模拟研究

在利用超临界CO_2射流开采非常规油气资源过程中,工况参数的变化对超临界CO_2射流作业效果有较大影响。为揭示参数变化对超临界CO_2射流特性的影响规律,利用计算流体力学方法模拟了不同喷嘴直径、注入排量、围压和流体温度下超临界CO_2射流特性并进行了对比分析。研究结果表明:喷嘴直径和注入排量对超临界CO_2射流冲击性能的影响明显强于围压和流体温度;超临界CO_2射流等速核长度随喷嘴直径、注入排量和温度的增加而增加,随围压的增加而减小,但围压的增加也使超临界CO_2射流流体密度增大,有利于射流冲击作业;围压和流体温度对超临界CO_2淹没射流和淹没水射流速度特性的影响存在明显差别。研究结果进一步加深了对超临界CO_2射流特性的认识,为超临界CO_2射流技术在钻井和喷射压裂作业中的应用提供了理论参考。     

超临界CO2开发页岩气技术

页岩气藏具有低孔隙压力、低孔隙度、低渗透率和高含黏土等特点,开发难度较大。为了降低页岩气藏开发成本,提高页岩气经济技术可采储量,需要一种新的高效页岩气开发技术。通过分析页岩气成藏、页岩储层、页岩气和超临界CO2流体的特性,结合超临界CO2喷射破岩试验结果和CO2、CH4与岩层吸附特性可知:超临界CO2喷射钻井能够在页岩层中获得较高的机械钻速,同时不会使页岩层产生黏土膨胀、水锁等效应;利用超临界CO2流体进行储层压裂改造,能使储层产生更多微小裂缝,有助于页岩气生产,最重要的是CO2与页岩的吸附强度高于CH4,CO2能置换吸附在页岩上的CH4,在提高产量和生产速率的同时,实现CO2永久埋存。因此,超临界CO2开发页岩气无论从技术上和经济上均具有较大优势,将成为未来页岩气高效开发的新技术。      

海上含油钻屑超临界CO_2萃取除油研究

为解决海上含油钻屑处理难题,利用超临界CO2萃取工艺对海上含油钻屑萃取除油进行研究。通过分析超临界CO2不同萃取条件对废弃油基钻屑萃取的影响,及基油在超临界CO2中的溶解度,得到如下结论:在给定的因素水平内萃取温度、萃取压力和萃取时间对萃取效果的影响主次顺序为萃取温度萃取压力萃取时间;满足一级海域排放要求的最佳萃取工艺条件为萃取压力25 MPa、萃取温度60℃、萃取时间80 min,在该工艺条件下钻屑平均残油率为0. 71%;基油在不同存在条件时溶解度大小顺序为基油独立存在基油存在于干钻屑基油存在于含水钻屑浆体;若要提高超临界CO2的除油效果,则应尽量降低含油钻屑的含水率;用Chrastil方程计算得到的溶解度与实验室测得的溶解度相对误差最高为2. 46%,最低仅0. 40%,平均相对误差为1. 57%,因此该方程具有良好的预测性。研究结果可为超临界CO2萃取随钻处理设备试制和现场最佳处理参数调整提供指导。     

超临界CO_2中聚碳酸酯的合成工艺 Ⅰ.制备与表征

在超临界CO2条件下由双酚A和碳酸二苯酯合成了双酚A型聚碳酸酯(PC),用红外光谱(FT-IR)、核磁共振谱(1H-NMR)、凝胶渗透色谱(GPC)和差示扫描量热法(DSC)表征了PC的结构和性质。结果表明反应过程中存在线形缩聚和成环两种反应机理,产物的重均分子量高达117740,分子量分布指数Pd=1.33;超临界CO2能增塑PC致使链段活动性增强,玻璃化转变温度(Tg)降低。     

Effects of Demulsifier Structure on Desalting Efficiency of Crude Oils

The desalting and dewatering of six crude oils with deferent properties have been studied. The contents of asphaltene and resin of #1, #2, and #4 crude oil are high; the demulsifiers with higher lipophilic values than others in the same series such as DA2, DB2, and DC2 can be easily absorbed on the interface of a water-oil emulsion and reveal better dewatering and desalting efficiency. The carbon atom number of alkyl on phenol core in nonyl-alkylphenol formaldehyde resin, which is the initiator of the DC series, is more than that of the DB series. DC was easier to diffuse into the interface of water in oil, and the dewatering efficiency increased. Because more multipoint adsorbed, their dewatering rate was slower, and the salts can dissolve in washing water and be removed with water. The density and viscosity of #3 crude oil are lower, and wax content is high. The hydrophilic group and lipophilic group in the molecular of DA4, DB4, and DC4 demulsifier can well be absorbed on the interface of water-oil emulsion of #3 crude oil, which have better efficiencies of desalting and dewatering than other demulsifiers of their same series. The density, viscosity, and wax content of #5 and #6 crude oils are lower; however, sulfur content is high. The self-made demulsifiers have excellent dewatering efficiency for #5 and #6 crude oil, but the desalting efficiency is unsatisfied, because the content of salts sulfate and sulfide in #5 and #6 crude oil is high as shown in the analysis of anion content before and after desalting. It can be improved by adding acid assistant TJ1, TJ2, and TJ3, thus indiffluent salts sulfate and sulfide transform into diffluent salts that can be removed, so the desalting efficiency obviously increases.     

GD-2新型破乳剂技术研究

针对孤岛油田采出液性质变化，导致现有破乳剂效果变差的问题，研制了以改性酚醛树脂为起努剂的PO／EO多嵌段聚醚的扩链产物，即油溶性原油破乳剂GD－2。该产品于2001年8月在孤岛采油厂孤二联合站进行了现场应用试验，试验结果表明，GD－2新型破乳剂对孤岛油田高含水原油具有适应范围广，用量少，脱水速度快，破乳能力强，脱出水清的优点。     

润滑油抗乳化剂研究进展

文章阐述了润滑油乳化的原因和润滑油抗乳化剂的使用要求,对现有润滑油抗乳化剂的发展现状、结构特点、合成方法以及使用性能进行了详细论述,结果表明:现有润滑油抗乳化剂普遍存在添加量大、油溶性差、与润滑油基础油及其他添加剂配伍性差等缺点。最后对润滑油抗乳化剂发展前景进行了展望,认为油溶性强、普适性广以及复配型抗乳化剂是今后润滑油抗乳化剂的发展方向。     

The Preparation of a Polyether Demulsifier Modified by Nano-SiO2 and the Effect on Asphaltenes and Resins

Abstract

In order to enlarge the range of applications of nanomaterials and improve the performance of macromolecular polymer demulsifier, nano-SiO₂ was integrated with polyether demulsifier TA1031 to form nanomodified demulsifier using an in situ synthesis method. Analysis of the polyether demulsifier modified by nano-SiO₂ was performed using transmission electron microscopy (TEM) and Fourier transform infrared (FTIR) spectroscopy. The result showed that applying nanomaterials to crude oil demulsifier greatly improves the performance of the original demulsifier. When the ratio of nano-SiO₂ and TA1031 is 1:10, the performance of the nanomodified demulsifier was best, and the ratio of demulsification was improved by about 20%. The time of demulification and dewatering was also greatly shortened by about 30 min. The influence of nanomodified demulsifier on the asphaltenes and resins was studied by FTIR.