石油化工

催化裂化汽油加氢脱硫负载型催化剂的研究进展
党迎喜,沈 健,程丽华,邓益强,王寒露,王 雷
2016, 29 (5): 1-8. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.001
摘要 ( ) PDF ( 1635KB ) ( ) 　　
从活性组分、载体及改性方法等方面综述了近十年来国内外催化裂化汽油(FCC)加氢脱硫负载型催化剂的研究进展,指出该领域的发展趋势在于通过催化剂改性或开发新型催化材料来合理匹配催化剂加氢脱硫功能和酸催化功能,使之既具有较高的脱硫活性又能减少由于烯烃饱和造成的辛烷值损失等问题。
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应用隔壁式精馏塔分离煤制烯烃设计
李俊龙,陈 超,倪欣怡,王丹丹,孙 强,郭绪强
2016, 29 (5): 9-16. DOI::10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.002
摘要 ( ) PDF ( 4136KB ) ( ) 　　
利用AspenHYSYS流程模拟软件完成隔壁式精馏塔的设计,设计过程中引用逻辑操作单元将隔壁式精馏塔的预分离塔与主精馏塔进行了耦合,逻辑操作单元的引入可以减少隔壁式精馏塔的自由度,从而降低了精馏塔模拟达到稳态时的难度。在完成精馏塔设计并得到结果的基础上,对稳态工艺过程模拟结果进行灵敏度分析,考察了隔壁式精馏塔侧线抽出流量、回流比、进料温度、气相回流流量和液相回流流量对隔壁式精馏塔塔顶、中间以及塔底组成的影响,得到优化后的工艺操作参数。同时根据隔壁式精馏塔分离产物的组成提出并联分离顺序,与原有的顺序分离相比流程更加紧凑,对实际的烯烃分离流程的设计工作具有参考意义。
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改性相变微胶囊的制备与研究
钱浏滢,李凤艳,王 鹏,赵天波
2016, 29 (5): 17-21. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.003
摘要 ( ) PDF ( 3694KB ) ( ) 　　
以58^# 固体石蜡为芯材,改性的蜜胺树脂为壁材制备相变微胶囊。用PEG-400、乙二醇、间苯二酚、聚乙烯醇、阿拉伯树胶、尿素等分别对蜜胺树脂进行了改性,并采用FTIR、SEM、DSC和TG对微胶囊的性能进行了表征。结果表明,改性后的相变微胶囊的热稳定性都较未改性的微胶囊有所提高,微胶囊的相变温度不受改性剂的影响且改性剂对微胶囊的芯材含量影响不大;由SEM 表征结果可知,当分别使用PEG-400、聚乙烯醇、阿拉伯树胶等作为改性剂时微胶囊分布更均匀,改性效果明显。
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不溶性硫磺的结构与热稳定性研究
吴立报,黄婉利,罗根祥,韩春玉
2016, 29 (5): 22-25. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.004
摘要 ( ) PDF ( 2159KB ) ( ) 　　
采用熔融法制备了不溶性硫磺样品,并与进口产品HD OT20进行比较分析。采用X 射线衍射(XRD)及差热扫描(DSC)技术表征了不溶性硫磺样品的结构和热分解过程。结果发现,不溶性硫磺的结构主要以Sw1纤维型和Sw2胶合板型晶型结构为主,且多以两种结构混合存在。以Sw2胶合板型结构为主的不溶性硫磺样品有较高的熔融峰温和较高的热稳定性。通过提高样品中Sw2胶合板结构的比例,可以增强不溶性硫磺样品的热稳定性。
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石油工程

高压注空气采油工艺的室内研究
赫列布尼科夫V.N.,安东诺夫S.V.,哈米杜琳娜I.V.,梁 萌,维诺库罗夫V.A.,谢苗诺夫A.P.,古欣P.A.
2016, 29 (5): 26-37. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.005
摘要 ( ) PDF ( 2382KB ) ( ) 　　
选择5个不同油田的油样开展氧化动力学研究,发现所选的原油均易发生氧化,所以高压注空气工艺(HPAI)适用于任一地层温度高于60~70℃的油田进行驱油作业。在地层内部空气转化后的气体产物具备很好的驱油性能,甚至不亚于石油伴生气。在典型的西西伯利亚轻质油田条件下,HPAI的气体产物可实现全混相或者效果与其非常接近的部分混相驱油模式。
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复杂断块油藏精细地质建模研究———以大65断块为例
王 冰,刘太勋,王 凯,牛海瑞
2016, 29 (5): 38-42. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.006
摘要 ( ) PDF ( 5698KB ) ( ) 　　
针对大王北油田大65断块油藏构造复杂、非均质性强、不同断块开发效果差异大等特点,以地质、测井解释、岩心分析、钻井、地震解释等各方面资料为基础,首先按照点-面-体的建模步骤建立大65断块精细构造模型;通过界面约束法确定性建模方法建立砂体模型;在此基础上,以测井解释单井相数据为基准,采用确定性算法构建了沉积微相模型;并以相控随机建模技术为指导,建立了储层参数模型。大65断块复杂断块油藏精细三维地质模型的建立,实现构造和属性的空间定量表征,为准确评价储层性质及潜能提供了可靠依据,也为后期油藏开发方案的调整提供了地质依据。
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耐强碱凝胶型深部调剖剂的研制与性能评价
郭永贵
2016, 29 (5): 43-48. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.007
摘要 ( ) PDF ( 1783KB ) ( ) 　　
目前大多数调剖剂在强碱性条件下易发生降解,不能满足三元复合驱深部调剖的要求。根据调剖剂的调剖机理和聚合物的交联机理,在强碱性(pH 为12)条件下,采用聚合物作为主剂,离子和非离子化学剂为交联剂,进行了化学剂种类及质量分数的筛选,应用正交实验对其进行了优化,筛选出了最佳的质量分数配比。对研制的调剖剂进行了性能评价、岩心流动性实验和驱油实验。结果表明,该调剖剂应用于三元复合驱中,对界面张力影响较小,成胶黏度随着碱性的增强而降低,但在pH=12条件下仍可满足深部调剖的要求,可以通过加入不同质量分数的缓凝剂来调节成胶时间。耐碱性调剖剂封堵性好,适合于深部调剖;该调剖剂应用于三元复合驱驱中调剖时,能够有效地调整产液剖面,更好地发挥三元复合驱提高驱油效率的作用,它能够在三元复合驱的基础上提高采收率4%左右。耐碱调剖剂段塞组合优化结果表明,为使该调剖剂保持较好的性能,可以在调剖前,加入小尺寸的聚合物段塞,以稀释地层中残余的碱。
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支撑剂润湿性对油井压裂后开采效果影响研究
李庆松,王 鑫,王庆国,卢祥国,郭 琦,王久宇
2016, 29 (5): 49-53. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.008
摘要 ( ) PDF ( 3071KB ) ( ) 　　
利用可视化裂缝模型和平板裂缝模型研究支撑剂润湿性对油井压裂后开采效果影响,两种模型均使用不同润湿性支撑剂填充裂缝。可视化模型结果表明,选择性支撑剂充填裂缝水相渗流阻力大,注入压力高,促使部分水流转向进入裂缝上下基质部分,扩大了波及体积,提高了采收率。平板模型结果表明,裂缝的存在可大幅度提高模型采收率,且支撑剂润湿性表现为疏水性,对采收率的提高也有正面的效果,因为润湿性的改变,采收率提高了3%。
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稠油油藏蒸汽吞吐助排开发方案优化研究
王智林,杨胜来,马铨峥,雷 浩,李 滢,孟 展,陈 浩
2016, 29 (5): 54-59. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.009
摘要 ( ) PDF ( 2975KB ) ( ) 　　
在稠油油藏蒸汽吞吐过程中加入有效的助排剂,能够扩大蒸汽的波及体积和对蒸汽的窜流进行调剖,解决吞吐开发过程中的地层能量下降和汽窜问题,改善吞吐的开发效果。以J油田D11区块为研究目标,开展了蒸汽吞吐助排开发方式的优化研究。首先,对实验选用发泡剂进行静态性能评价,证明其性能及适应性良好的基础上,开展了蒸汽混注不同流体的物理模拟实验,对拟定的助排方式进行了初步筛选。其次,通过数值模拟方法的优选和经济效益的评价分析,结果表明蒸汽+发泡剂的吞吐方案的增油量最多,经济效益最好,优选其为该区块的最优蒸汽吞吐助排方式。最后,对选定助排方式的注入参数进行了优化设计,分别得到最大增油量和最大经济效益下的蒸汽吞吐助排方案。
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密井网条件下断层边部剩余油挖潜方法———以萨北开发区纯油区西部为例
邵碧莹,李占东,张海翔
2016, 29 (5): 60-64. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.010
摘要 ( ) PDF ( 2535KB ) ( ) 　　
大庆油田萨北开发区纯油区西部经过近50年的开发,现已处于特高含水阶段,井网密度达到100km²/口,此种情况与产量逐渐上升的需求相互矛盾,地下剩余油呈现出“整体高度分散、局部相对富集”的格局。由于断层的遮挡作用,剩余油潜力区主要集中在断层边部。以萨北开发区纯油区西部76-2^# 断层为例,通过优选高效井井型,最终确定在断层边部部署大位移定向井,并建立适用于研究区的数值模拟模型。通过比较断层上下盘的井位部署情况、高效井与断层面距离及与油水井不同距离下的产油及含水率情况,最终确定大位移定向井在断层下盘、与断层面距离50 m、与油井距离70 m、与水井距离120 m 为最佳方案。
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岩心润湿性对油水相对渗透率和采收率影响
陈文将,张浩男,周治刚,王庆国,郭 琦
2016, 29 (5): 65-69. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.011
摘要 ( ) PDF ( 2971KB ) ( ) 　　
为避免天然岩的复杂性对其润湿性研究造成影响,以石英砂支撑剂和选择性支撑剂为添加剂制作不同孔隙润湿性的人造岩心,研究了岩心孔隙润湿性对油水相对渗透率和驱油效率影响。结果表明,与石英砂支撑剂岩心相比,含选择性支撑剂岩心水相相对渗透较低,油相相对渗透较高;与含石英砂岩心相比,含选择性支撑剂岩心含油饱和度略高,水驱见水时间较短,水驱结束时注入压力梯度较大,最终采收率较低。与含石英砂可视化模型相比,在水驱结束后,加入选择性支撑剂的可视化模型波及程度明显高于石英砂模型,亲油部分在岩心内分布,对采收率有一定影响。
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油田化学

半互穿网络结构凝胶黏度及其影响因素
王婷婷,曹伟佳,卢祥国
2016, 29 (5): 70-76. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.012
摘要 ( ) PDF ( 1618KB ) ( ) 　　
渤海油田注水开发过程中低效和无效循环现象十分严重。而颗粒类封堵剂和普通聚合物凝胶强度又难以满足实际需求。半互穿网络结构凝胶由于其初始黏度较低、成胶强度大等优点,近年来已在各大陆地油田取得了较好增油降水效果。为使半互穿网络结构凝胶满足渤海油藏治理窜流技术需求,开展了半互穿网络结构凝胶黏度及其影响因素实验研究。结果表明,半互穿网络结构凝胶可以对储层中特高渗透层实施有效封堵。通过抗稀释性、抗剪切性、耐黏土、耐油性、耐酸性和稳定性等性能评价表明,与渤海油藏流体和温度条件相适应的封堵剂组成(质量分数)为:2%~4%羟丙基淀粉+2%~4%丙烯酰胺+0.036%~0.150%交联剂+0.005%~0.012%引发剂
+0.002%无水硫酸钠。
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乳化稠油电加热井筒举升边界条件研究
张丁涌,于光松,李美蓉,万惠平,马倩倩,刘 凯
2016, 29 (5): 77-82. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.013
摘要 ( ) PDF ( 3109KB ) ( ) 　　
井筒电加热降黏技术在国内的各大油田应用非常广泛,随着胜利油田现河采油厂特超稠油井的开发,井筒电加热配套井数也逐渐增多,为解决采油厂井筒电加热配套井数增多,造成能耗过大的问题,以胜利油田现河采油厂稠油为研究对象,开展稠油乳状液黏度-温度-含水变化规律研究,总结出了现河采油厂稠油的黏温特性以及拐点温度、含水分布等规律。以拐点温度作为临界温度,确定乳化稠油电加热井筒举升的黏度边界为110 000 mPa·s,低于此黏度的稠油乳状液无需开启电加热就能顺利从井筒举升到地面。最终根据黏度边界制定出乳化稠油井筒举升优化图版,以指导稠油高效节能开采。
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聚/表二元体系流度控制作用对采收率的影响———以大港孔南高凝高黏油藏为例
杨怀军,张 杰,曹伟佳,苏 鑫
2016, 29 (5): 83-89. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.014
摘要 ( ) PDF ( 3016KB ) ( ) 　　
大港油田孔南地区油藏具有高凝、高黏和高矿化度等特点,水驱开发效果较差,亟待采取大幅度提高采收率技术措施。为考察聚/表二元复合体系流度控制能力对采收率的影响,以目标油藏储层岩石和流体物性为模拟对象,开展了聚/表二元复合体系黏度对采收率影响实验研究。结果表明,对于非均质油藏,与洗油能力相比,聚/表二元复合体系流度控制能力对采收率贡献率超过70 %。从技术和经济角度考虑,目标油藏聚/表二元复合驱合理黏度比(μp/μo)为1~2。通过在聚合物干粉熟化过程中添加除垢剂,不仅可以消除钙镁离子对聚合物增黏性的不利影响,而且除垢剂与水中钙镁离子作用形成的微米级固体颗粒可以随聚合物溶液进入岩石孔隙,产生良好液流转向效果,技术经济效果十分显著。
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油气储运

高含水油田集输及处理系统节能简化研究
曲 虎,刘 静,申文鹏,周秀云,李宪昭
2016, 29 (5): 90-93. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.015
摘要 ( ) PDF ( 1884KB ) ( ) 　　
华北油田老区块站外系统多采用三管伴热集输流程,工艺老化,能耗高;站内工艺流程复杂,隐患点多,随着油田逐渐进入开发后期,产油量下降、含水率上升,站外集输工艺及站内处理工艺已经不能满足国家对企业节能、节水及环保的要求。在保证油井产出液能够正常进站的前提下,利用简短串接、高温井串低温井、井口电加热器等方法将三管伴热集油工艺改为单管集油工艺,有效的节约了能耗;对站内处理工艺进行简化优化,降低了处理后的原油含水率,不但减少了站内的安全隐患点,还降低了运行费用。
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湿气管线积液影响因素及其敏感性分析
张爱娟,唱永磊
2016, 29 (5): 94-98. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.016
摘要 ( ) PDF ( 3923KB ) ( ) 　　
利用多相流模拟软件OLGA中的稳态计算功能对稳态工况下的积液影响因素进行研究,分析了湿气管线输送介质的气液比、流量、管线倾角和直径、流体组分、运行温度和压力等条件对积液的影响规律。研究发现,不同流型的物理模型和流动机理差别非常大,流量、倾角等对积液的影响都与流型有关;管线中的积液量随着气液
比增大而减少,在低气液比下其影响更为敏感;积液量随着直径的增大而增多,随着C3~C9₊ 等组分含量的增加管线中的积液量增加,随着压力的升高逐渐增多,随着温度的升高而逐渐减少。
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