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2017, 30 (5): 0-.
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石油化工

CH-90交换树脂对废水中Co²⁺ 丶Mn²⁺的去除
史学伟,吴艳阳,徐首红,赵双良
2017, 30 (5): 1-5. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.001
摘要 ( ) PDF ( 2010KB ) ( ) 　　
研究了CH-90阳离子交换树脂对PTA模拟废水及工业废水中Co²⁺ 、Mn²⁺ 的吸附性能,考察了不同 pH、CH-90树脂的质量浓度、接触时间对树脂吸附性能的影响。结果表明,当pH=3.5、CH-90树脂的质量浓度为 2.0g/L时,CH-90树脂对模拟废水中Co²⁺ 、Mn²⁺去除率达到最佳,最大吸附量分别为55.4、50.5mg/g,其吸附过程符合准二级动力学描述。而在工业废水中,由于有机物的大量存在及pH 的影响,最合适的CH-90树脂的质量浓度为24g/L。吸附后的树脂在强酸中脱附,能够重复再生15次以上,降低树脂的使用成本。
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工艺参数对加氢尾油裂解过程中结焦的影响
胡文学,周如金,沈 健
2017, 30 (5): 6-11. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.002
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为了研究工艺参数对加氢尾油裂解过程中结焦的影响,在加氢尾油裂解实验装置上考察了裂解温度、进料质量流速和水油质量比对炉管结焦速率的影响。利用SEM、EDS、DSC-TG及EA对结焦试样进行表征和分析。结果表明,结焦速率随温度升高从2.16mg/(cm²·h)逐渐增大到7.90mg/(cm²·h);结焦速率随流速的增大从3.36mg/(cm²·h)逐渐增大至11.02mg/(cm²·h);结焦速率随水油质量比增大从7.56mg/(cm²·h)减小为 4.89mg/(cm²·h)。焦体中碳氢质量比随温度升高、运行时间延长及水油质量比降低均逐渐增大,且焦碳在管壁上发生了渗碳现象。综上,加氢尾油最佳裂解条件是温度850~860℃,进料质量流速约193.80g/h,水油质量比为0.5 ~0.7。
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干水和碱性干碱的制备及催化水解COS的研究
赖君玲,赖晓晨,柳 叶,程 云,罗根祥
2017, 30 (5): 12-16. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.003
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以疏水性纳米二氧化硅、去离子水和碱性物质为原料,考察其质量配比对干水和碱性干碱形态的影响,并制备出像白砂糖状的干水和干碱催化剂。考察不同的碱性干碱、活性组分质量、气体流量和催化剂使用寿命对COS催化水解的影响。结果发现,在室温、气体流量10mL/min、催化剂质量2g条件下,碱性干氧化钙(制备配比为m (氧化钙)/m (去离子水)/m (纳米二氧化硅)=1∶79∶20)催化COS水解转化率达90%时,该催化剂的使用寿命为340min。
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反应条件对渣油悬浮床加氢裂化反应的影响
宋官龙,赵德智,吴 青
2017, 30 (5): 17-21. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.004
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以中海油惠州炼化提供的减压渣油为研究对象,在自主研发的渣油悬浮床加氢装置中进行实验,考察了反应温度、氢分压、催化剂质量分数以及空速对转化率、产物各馏分收率的影响。结果表明,在反应温度460℃、氢分压14MPa、氢油体积比1000∶1、催化剂质量分数300μg/g、空速1.0h^-1的最优反应条件下,渣油转化率为 90.50%,生焦率为5.01%。同时分析了渣油悬浮床加氢反应的反应机理与抑焦机理,可为渣油悬浮床加氢裂化技术的工业化提供了理论指导和技术支持。
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环烷基减压馏分油加氢脱除8种多环芳烃的研究
齐邦峰,宋君辉
2017, 30 (5): 22-25. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.005
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以环烷基减压馏分油为原料,考察了氢分压和反应温度对加氢脱除8种多环芳烃的影响。结果表明, 由于BaP和BeP空间位阻较大,其脱除率高低直接影响8种多环芳烃脱除率的高低;同时,提高氢分压有利于脱除空间位阻大的多环芳烃;氢分压为中、低压(4~10MPa)时,8种多环芳烃加氢脱除过程由动力学控制向热力学控制转化的极值点位置受氢分压影响较小,而在高压条件下受氢分压影响较为明显,当氢分压达到15 MPa时,8种多环芳烃的加氢脱除过程主要由动力学控制。
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油田化学

微米级交联聚合物微球对核孔膜的封堵作用
杨子浩,赵 冀,唐永亮
2017, 30 (5): 26-31. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.006
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采用核孔膜过滤实验,研究了微米级交联聚合物微球的封堵性能。结果表明,矿化度对SMG-μm 微球的封堵效果有很大影响,随着NaCl的质量浓度增大,封堵效果越好;在压力和微球质量浓度相同时,不同核孔膜孔径的过滤时间有很大差异;SMG-μm 微球在较低压力下的封堵效果优于高压力的封堵效果;实验发现,质量浓度对过滤时间的影响比较复杂,没有明显的规律可循。
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磺基甜菜碱型两亲聚合物的合成及其流变特性
朱 洲,康万利,杨红斌,张 博
2017, 30 (5): 32-36. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.007
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采用胶束聚合法合成磺基甜菜碱两亲聚合物丙烯酰胺/N,N-二甲基-N-甲基丙烯酰胺基丙基-N-丙烷磺酸内盐/N,N-十二烷基丙烯酰胺三元共聚物。利用红外光谱和核磁共振氢谱对产物进行表征。通过旋转黏度计和流变仪研究两亲聚合物在NaCl溶液中的增黏性和黏弹性。结果表明,该两亲聚合物具有盐增黏的特性,NaCl质量分数越大,其增黏能力越明显。NaCl质量分数的增大,有利于该两亲聚合物在溶液中聚集体的形成,并且其结构强度随之增大,导致其溶液的黏弹性由黏性流体向弹性流体转变。
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乳化对注入压力贡献程度的表征及影响因素研究
韩桂林
2017, 30 (5): 37-41. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.008
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系统研究碱/表面活性剂/聚合物三元复合体系乳化对压力的贡献程度。首先建立了乳化压差的表征方法,在此基础上,考察了驱替体系类型、界面张力量级和岩心渗透率的大小对乳化压差的影响,并通过微观驱油实验,分析了不同类型驱替体系乳化压差存在差异的作用机理。结果表明,与聚合物体系相比,碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱体系乳化可产生较强的渗流阻力,具有较高的乳化压差;超低界面张力时,易产生较高乳化压差;岩心渗透率对乳化压差影响较大,在低渗条件下易产生较高乳化压差。
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化工材料

致密砂岩长石溶蚀机制及其影响因素
吴泓辰,张晓丽,何金先,任泽强
2017, 30 (5): 42-49. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.009
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致密砂岩储层中次生孔隙的形成以及油气的储集均与长石溶蚀作用有着密切关联。为了解决目前对致密砂岩长石溶蚀机制及其影响因素的认识薄弱问题,通过查阅大量文献,对国内外致密砂岩的长石溶蚀机制及影响因素进行了综合分析。结果表明,烃源岩生烃过程中所释放的有机酸性流体和大气淡水淋滤作用均可引起长石溶蚀。长石溶蚀属于非全等溶解,溶蚀机制可以分为表面反应溶蚀模型和淋滤层扩散溶蚀模型两种模型;热力学计算结果表明,钾长石溶蚀反应的吉布斯自由能增量(ΔG)最高,其次为钠长石,钙长石最低,且钾长石、钠长石的 ΔG 一般随温度上升而减小,而钙长石ΔG 则随温度上升而增大;长石溶蚀过程受控于长石结构与成分、温压条件、溶液pH 值及有机酸类型等多种因素。
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石油工程

基于Logistic模型的驱油效率与注入倍数关系定量表征方法
张 东,侯亚伟,张 墨
2017, 30 (5): 50-54. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.010
摘要 ( ) PDF ( 2442KB ) ( ) 　　
在水驱开发油田中,驱油效率是影响油藏采收率的重要参数之一,而孔隙体积注入倍数是直接影响 油藏波及区域内最终驱油效率的决定性因素。采用相渗指数表达式的渗流方程,结合B-L理论及Welge方程推导 驱油效率与孔隙体积注入倍数的半定量关系,该关系曲线满足生命旋回理论。根据Logistic增长规律推导了两者的 定量关系,并在数值模拟中进行了较好的验证,利用此方法可求得一定波及体积范围内理论采收率条件下的最大孔 隙体积注入倍数。随着油田陆续进入高含水阶段,驱油效率定量表征方法对于评价水驱油藏开发效果、认识油藏剩 余潜力具有重要意义。
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一种计算油井井底流压的新方法
叶雨晨,杨二龙,齐 梦,隋殿雪
2017, 30 (5): 55-59. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.011
摘要 ( ) PDF ( 1776KB ) ( ) 　　
油井的井底流压是影响油田的生产能力和油田调整方案的重要参数之一,也是进行油气井动态分析的基础,直接控制井的生产能力。但实际应用中由于地层条件的复杂性,现在并没有一个系统的方法能十分准确的计算出井底流压。在液面折算法计算井底流压的基础上,将油套环形空间中流体分为气柱段、油气段、油气水段三种不同流动形态,研究不同流动形态下混合液密度与压降梯度的关系,采用分段计算模式,应用微积分方法计算油井的井底压力。现场试验结果表明,该方法计算的抽油井井底压力与压力计实测压力值平均相对误差为8.54%,可以满足现场实际需求。
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同井注采井区隔层窜流界限研究
张继成,郑灵芸
2017, 30 (5): 60-65. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.012
摘要 ( ) PDF ( 6954KB ) ( ) 　　
井下油水分离技术可使产出液在地下实现油水分离,达到减少地面水处理量,提高驱油效率的目的。但实施此项技术之后,同井注采井区回注层与产出层之间的压差增大,当二者之间压差大于隔层启动压力梯度时, 隔层流体发生窜流。为防止隔层流体发生窜流,根据A油田实际地层参数,建立同井注采模型,研究实施同井注采技术之后隔层发生窜流的范围及单井日产液量的上限值,得到隔层渗透率-厚度-单井日产液量界限图版。分析图版可知,当前A油田同井注采井单井日产液量为70m³ 条件下,隔层渗透率为1×10-10^-3μm²时,隔层厚度下限值为2.3 m;隔层厚度为3m 时,隔层渗透率上限值为1.25×10^-3μm²。在隔层物性参数变化时,可根据图版确定同井注采井合理的单井日产液量,对油田开发方案的制定具有一定的指导意义。
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油气储运

射流清管器运动特性与清管段塞耗散分析
陈建恒, 何利民, 吕宇玲, 李晓伟
2017, 30 (5): 66-71. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.013
摘要 ( ) PDF ( 4484KB ) ( ) 　　
为了分析射流清管器的运行规律与清管段塞的耗散特性,对一实际深水气田进行射流清管动态模拟,通过改变清管器的压降系数和旁通率,分析清管器速度波动特点以及清管段塞耗散规律。研究表明,清管器速度随压降系数呈幂律分布,在敏感区间,压降系数的微小变化使清管器速度大幅波动。清管器平均速度随旁通率的增加线性下降,通过改变旁通率可实现清管器速度的控制。利用射流气体对前方积液的吹扫和携带,可有效地减小积液堆积,降低运行阻力,避免清管器在立管底部出现停滞。旁通的存在使清管段塞沿程耗散,段塞体液相分率下降,液膜区增长,终端的清管段塞量显著降低。射流清管器旁通率的优选需要综合考虑合适的清管器速度波动范围,同时确保清管段塞量处于捕集器的处理范围内。
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堵塞工况下工艺泄压系统的动态分析
万宇飞,陈正文,刘春雨
2017, 30 (5): 72-79. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.014
摘要 ( ) PDF ( 7521KB ) ( ) 　　
以国内某海上油田中心平台原油处理一级分离器(CEPA-V-2001A/B)为依托,建立符合实际情况的工艺泄压模型,用于单体设备和多体设备在堵塞工况下,紧急关断阀SDV 和安全泄压阀PSV 的泄放过程计算与分析。结果表明,单体一级分离器气相或油相出口发生堵塞时,系统压力均会超过SDV 联锁关断压力和PSV 设定压力,需考虑设置SDV和/或PSV安全保护装置;水相出口发生堵塞时,本由水相出口排出的水量在油相液位控制器的作用下,通过增大油相出口阀门开度实现油、水同时排出,不会引起系统的超压;对于给定的单体一级分离器,可选取口径为324.5mm 的G型PSV阀用于堵塞工况的泄压保护;当两分离器并联工作时,其中某一分离器的气相、油相或水相出口发生堵塞,不会引起系统超压。
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基于支持向量机-CV的天然气水合物生成预测
宫清君,马贵阳,潘 振,刘培胜,李存磊
2017, 30 (5): 80-85. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.015
摘要 ( ) PDF ( 2254KB ) ( ) 　　
天然气水合物的生成过程是一个多组分、多物态的系统,存在着复杂的结晶成核过程,需要考虑压力、温度、促进剂、搅拌速度等因素的影响,不但涉及动力学问题还涉及热力学问题,对其生成很难进行精确预测。基于支持向量机理论,结合实验数据,建立支持向量机预测模型来进行天然气水合物生成时的相平衡压力预测,采用平均平方误差、平方相关系数,以及平方绝对百分比误差和平均绝对误差等四种误差公式对预测精度进行评估, 结果分别为8.37008×10^-5、99.8976%、0.5424%、1.9900%,还对源数据进行了归一化([1,2])预处理以及利用交叉验证方法对核参数g(4)和惩罚因子c(1.4142)进行了优化。模拟结果显示,由支持向量机预测模型得到的相平衡压力与实际实验获得的相平衡压力基本一致,预测效果较理想,证明该模型具有较高的准确性和可靠性。
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CO₂溶胀和CH₄协同作用下长庆原油流动性的改善
李传宪,阎孔尧,杨 爽
2017, 30 (5): 86-92. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.016
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以CO₂、CH₄ 混合气为气源,在地层条件下利用自主研制的饱和溶气原油装置对长庆原油进行预处理,通过逐级降压得到地面集输工况(0~3.5MPa)下的饱和溶气原油。通过溶气原油物性测试装置与高压流变仪分析了气体组成、温度、压力等对饱和溶气原油溶解度Rs、体积系数Bo、凝点TZ、黏度μ 和屈服值τy 的影响规律, 并讨论混合气稀释效应与溶胀效应对长庆原油的影响。结果表明,随着压力升高,Rs、Bo 升高,随着温度降低,Rs 升高,Bo 降低;相同温度、压力下,Rs(CO₂)约为Rs(CH₄ )的2倍,但CH4 的溶解明显促进了CO₂对长庆原油的溶胀效果;n(CO₂)/n(CH₄ )=9∶1混合气对长庆原油的溶胀作用最佳,且对长庆原油凝点、黏度和屈服值的改善效果最优。
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深井套管阴极保护干扰的数值模拟研究
王 萌,卫 续
2017, 30 (5): 93-98. DOI:10.3969/j.issn.1006-396X.2017.05.017
摘要 ( ) PDF ( 2715KB ) ( ) 　　
为了研究深井套管阴极保护干扰问题,首先利用边界元方法建立了管线阴极保护干扰的数学模型, 然后采用BEASY软件分别模拟研究了土壤电导率、涂层破损率、阳极输出电流、阳极位置以及套管间距对干扰腐蚀的影响规律。模拟结果表明,随着土壤电导率的增大,整条管线的电位降低且分布均匀,管线受干扰的程度降低;较小的防腐层缺陷往往使干扰更加集中;阳极输出电流的增大使管线干扰腐蚀加剧;随着阳极距离以及两套管间距离的增大,套管的干扰腐蚀程度降低,但阳极距离增大时,受干扰管线由阳极干扰转变为阴极干扰。最后,针对深井套管间存在的干扰问题,将两套管进行电连接,可有效地避免套管间的干扰腐蚀。
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