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  • 《石油与天然气化工》
  • 2018年 第47卷 第6期
  • 出刊日期:2018-12-25
《石油与天然气化工》重点报道石油与天然气工业化学化工领域的新技术及新经验,是我国唯一一家全面报道油气处理、加工及其利用技术的科技期刊,设置了油气处理与加工、天然气及其凝液的利用、油气田开发、分析计量与标准化、安全与环保5个专栏。

2018年第47卷第6期

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    • 油气处理与加工
    • 利用BP人工神经网络预测天然气中重组分对净化装置的影响
      韩万龙,范峥,薛岗,王文珍,刘子兵,葛涛
      由于天然气中的重组分会对脱硫装置的运行效果及产品气气质造成影响,这一实际生产问题需要得到有效的解决。在MDEA溶液吸收性能评价装置上测定了不同条件下的MDEA溶液吸收性能,系统地研究了不同重组分对MDEA溶液吸收性能的作用规律,采用多因素方差分析筛选了关键因素,以判定其影响程度的大小,并采用人工神经网络建立了天然气中重组分不利影响的预测模型。结果表明:天然气中的重组分i-C5、C6、C7、C8和C10对MDEA溶液吸收能力具有十分显著的影响,它们均属于BP神经网络预测模型的有效输入信号,模型预测值与真实值较为近似,BP人工神经网络表现出良好的准确性和稳定性。因此,利用BP人工神经网络能够准确、可靠地预测天然气中重组分对MDEA溶液吸收性能的不利影响。
      2018  Vol.  47(6):    1-6    [摘要](263)    [PDF](176)
    • 硫酸盐热化学还原生成H2S实验研究
      罗建军,马强,林日亿
      H2S作为有毒的酸性气体,在稠油注汽热采过程中主要由硫酸盐热化学还原(TSR)产生。通过实验探究CaSO4、Na2SO4、MgSO4和Al2(SO4)3 4种不同硫酸盐发生TSR反应生成H2S的作用机制及影响。实验结果表明:①水是产生TSR反应的必要条件,固态硫酸盐并不能引发TSR反应;②硫酸盐的溶解度决定TSR反应速率,溶解度越高,反应速率越快;③水溶性硫酸盐的金属阳离子电荷数决定TSR反应的难易程度,电荷数越多,反应越容易进行。
      2018  Vol.  47(6):    7-11    [摘要](203)    [PDF](152)
    • 天然气净化厂硫磺回收及尾气处理过程有机硫的产生与控制措施
      温崇荣,马枭,袁作建,许娟,吕岳琴
      天然气净化厂硫磺回收及尾气处理装置尾气中有机硫含量对SO2减排有重要影响。研究表明,硫磺回收装置的燃烧炉、催化反应器及尾气处理装置的加氢水解反应器中均会生成有机硫。对此,可通过减少酸气中烃类含量、提高燃烧炉温度、选择合适催化剂类型以及保持较高的加氢水解反应温度等措施,有效降低有机硫的生成量。同时,对于过程中生成的有机硫,应优化催化剂组合方式,在各级反应器中叠加水解,并保持加氢水解单元的高效转化,将进入灼烧炉的有机硫含量降至最低,从而实现生产装置尾气排放达标。
      2018  Vol.  47(6):    12-17    [摘要](223)    [PDF](127)
    • 大型液硫脱气装置改造
      马崇彦
      以普光天然气净化厂联合装置液硫池MAG○R脱气技术为基础,创新开发出MAG○R+液硫鼓泡脱气技术。应用此项技术后,液硫中的硫化氢质量分数脱除至15×10-6以下,符合GB/T 2449.2-2015《工业硫磺 第2部分:液体产品》中一级品的标准,可为类似工艺技术在天然气净化厂的应用提供参考。
      2018  Vol.  47(6):    18-21    [摘要](185)    [PDF](145)
    • 利用电渗析法脱除胺液中热稳定盐的应用
      贾正万,占国仁,陈进旺,俞欢
      胺液在长期循环使用过程中,因受到各种因素的影响,会出现热降解、化学降解和氧化降解,对溶剂的腐蚀性、发泡程度和脱硫效率产生不利影响。其中,氧化降解产生的热稳定盐(HSS)对溶剂的影响特别大,会导致设备腐蚀加重,胺液损耗增加,脱硫效率下降。因此,要保持装置的长期稳定高效运行,必须对脱硫剂中的热稳定盐进行脱除。分析了电渗析法脱除热稳定盐的原理和特点,并以中海石油舟山石化有限公司应用浙江海牛环境科技股份有限公司电渗析法除盐设施为例,对系统胺液进行脱除热稳定盐的操作,结果表明,电渗析法用于去除热稳定盐在工业应用中具备可行性。同时,提出了一些问题和建议。
      2018  Vol.  47(6):    22-26    [摘要](170)    [PDF](125)
    • 大型硫磺回收装置热氮吹硫新技术应用分析
      彭传波
      为了保证硫磺回收装置停工过程排放烟气中SO2达标,对现有烟气减排技术进行了调研,对比分析了各项技术的优缺点,最终选择热氮吹硫新技术开展先导性试验。通过对硫磺回收及尾气处理装置进行简单的工艺技术改造,创新应用热氮吹硫新技术,吹硫、钝化交叉进行。三级硫冷凝器无液硫流出后,直接将克劳斯尾气切入尾气焚烧炉,钝化过程不消耗碱液,不产生废水,排放烟气中SO2质量浓度(0 ℃,101.325 kPa下)低于600 mg/m3,满足环保控制指标要求。
      2018  Vol.  47(6):    27-32    [摘要](190)    [PDF](124)
    • 天然气及其凝液的利用
    • LNG浸没燃烧式气化器温度控制系统研究
      杨朋飞,刘逸飞,张典
      为了解决LNG浸没燃烧式气化器温度控制存在较大滞后的问题,在分析气化器水浴温度特性的基础上,以气化器出口天然气温度为主被控对象,以水浴温度为副被控对象,建立了一种基于串级控制的数学模型。将Smith预估引入串级控制的副回路,将纯滞后引出副环,在主回路再次进行Smith预估补偿,将系统纯滞后移出主环。仿真结果和实际运行验证了该方案控制效果的有效性。
      2018  Vol.  47(6):    33-37    [摘要](184)    [PDF](202)
    • 小型撬装式LNG气化站管路系统的优化研究
      丁昌,黄宇巍,吕林鹏,粟天玮
      与传统LNG气化站比较,撬装式LNG气化站的优点是便于运输,可以实现快速换场。对撬装式LNG气化站进行了初步设计,建立了三维模型,采用CAESARⅡ软件进行应力分析与优化。分析结果表明,加热器部分在多种载荷作用下容易产生应力集中,通过调整加热器的高度可以减小撬装式LNG气化站的变形量和降低应力水平。
      2018  Vol.  47(6):    38-43    [摘要](178)    [PDF](137)
    • 石英砂介质中甲烷水合物生成过程和相平衡的实验研究
      王亚东,赵建忠,高强,张君
      为研究小梯度温度范围内甲烷水合物在石英砂介质中生成过程的热力学和动力学特性,开展了定容条件下273.75 K、273.85 K、273.95 K 3种恒温水浴体系的甲烷水合物生成实验。研究结果表明:①反应温度越低,釜内甲烷水合物生成过程中反应热释放越快,相比于273.95 K的反应体系,273.75 K体系的反应釜内首次温度上升值为0.9 K,约为273.95 K体系的6倍;②随反应温度的增加,水合物的生成量和转化率逐渐下降;③反应温度越低,甲烷水合过程的前期反应速率越大,气液界面和石英砂表面生成的水合物薄膜阻碍了甲烷气与水之间的进一步传递,使得甲烷的单位消耗速率随反应的进行呈阶梯型递减。通过石英砂介质内甲烷水合物的生成实验,以期为工业上气体水合物的合成、储存与运输提供借鉴。
      2018  Vol.  47(6):    44-49    [摘要](168)    [PDF](144)
    • LNG加气站槽车BOG压缩液化回收研究
      鲍磊,赵海燕,王全国
      近年来,在LNG加气站快速发展的同时,LNG车辆发展相对缓慢,导致LNG加气站蒸发气(boil-off gas,简称BOG)量较大,特别是LNG槽车卸车后残余压力为0.2~0.4 MPa的BOG,给LNG加气站带来了较大的经济损失和安全隐患。提出了基于BOG压缩机的BOG压缩液化工艺和装置,利用LNG冷量回收BOG,实现加气站BOG零排放。在此基础上,搭建了实验装置,并采用液氮和LNG开展了BOG回收实验。实验数据表明,当BOG和LNG质量比为3%时,该工艺BOG液化回收率在90%左右。由此可知,该工艺可以实现槽车的BOG快速高效回收。
      2018  Vol.  47(6):    50-54    [摘要](195)    [PDF](136)
    • 油气田开发
    • 可控交联暂堵压井胶塞研究及应用
      熊颖,刘友权,陈楠,刘强,高杰
      针对带压修井作业存在的安全风险和常规压井液存在的地层污染风险,采用复合改性植物胶为稠化剂,延缓释放中心离子的有机络合物为交联剂,并通过抑制剂影响交联剂中心离子的释放,间接控制交联时间,开发出了一种可控交联暂堵压井胶塞。该暂堵压井胶塞常温下的黏度较低(1 h黏度控制在36 mPa·s内),易于泵注,在井筒条件下快速成胶,形成具有极高强度和黏弹性的固体,120 ℃下的初始黏度可达30 000 mPa·s以上,老化48 h后能保持半固态-冻胶态,黏弹性好,对井筒具有良好的封堵作用,且与解堵液接触后可在1~4 h内破胶,避免了对地层的伤害。该技术在川中高温含硫井的带压换阀门作业中进行了现场应用,泵注胶塞体系后4 h,油压由59 MPa降至29 MPa,使得后续不丢手带压更换主控阀获得成功,解堵后液体顺利返排,黏度≤5 mPa·s,油压快速恢复。
      2018  Vol.  47(6):    55-58, 73    [摘要](170)    [PDF](151)
    • 烃组分对CO2驱最小混相压力的影响
      邓瑞健,齐桂雪,谭肖,李鹏冲
      针对CO2-EOR原油组分对混相能力影响的问题,应用界面张力消失法设计了不同碳数烃组分、不同族烃组分、不同含量烃组分混合模拟油与CO2的最小混相压力实验,分析不同族烃组分与CO2最小混相压力的变化规律,探寻原油中影响CO2驱最小混相压力的关键组分。研究表明:原油中不同组分与CO2的最小混相压力不同,相同碳数烃组分最小混相压力依次为:烷烃、环烷烃、芳香烃;同族烃的碳数越小,最小混相压力越小;相同碳数烃类的混合组分模拟油的最小混相压力小于单一烃组分的最小混相压力;原油中低碳数烷烃含量增加,最小混相压力降低,高碳数芳香烃含量增加,最小混相压力升高。该研究结果为多种类型油藏实施CO2驱提高采收率提供了数据材料及理论支撑。
      2018  Vol.  47(6):    59-63    [摘要](145)    [PDF](125)
    • 聚合物驱提高采收率技术在昌吉油田吉7井区的研究与应用
      武建明,王洪忠,陈依伟,祝伟,石彦,郭智能,段晴枫
      针对昌吉油田吉7井区常规水驱预测采收率偏低的现状,采用物模实验的方法研究了聚合物驱提高该区块采收率的应用潜力。实验结果表明,吉7井区储集层的渗透率级差、含水率、原油黏度等指标均能满足开展此项工艺的条件。物模实验还评价了水油流度比对提高采收率的影响。实验结果表明,三管并联岩心,水油流度比为(3∶1)~(1∶1)时,与常规水驱相比,能提高采收率5%~10%,为现场实施方案的制定提供了技术依据。在昌吉油田吉7井区5口注水井实施的聚合物驱现场试验结果表明:聚合物驱能够改善注水井的吸水剖面,控制井组含水上升速度;与常规注水井相比,能提高采收率5.5%。
      2018  Vol.  47(6):    64-67    [摘要](175)    [PDF](150)
    • 二氧化碳驱采油井缓蚀阻垢剂的复配实验研究
      曾德智,同航,易勇刚,刘从平,孙宜成,石善志
      针对西部某油田注CO2驱腐蚀结垢的特点,选用油田普遍使用的咪唑啉、季铵盐、酰胺盐、膦酸盐缓蚀剂以及氨基三亚甲基膦酸和聚天冬氨酸阻垢剂进行复配实验研究,用电化学测试方法和静态阻垢测试实验优选出性能良好的缓蚀剂和阻垢剂单剂,对所选的缓蚀剂和阻垢剂在总质量浓度240 mg/L下进行最优配比实验后,采用失重法、模拟工况测试阻垢率以及扫描电镜(SEM)评价复合缓蚀阻垢剂的防护效果。实验结果表明:通过单剂筛选得出的缓蚀剂和阻垢剂在60 ℃饱和CO2模拟地层水中对N80碳钢的缓蚀率高达94.13%,阻垢率高达93.98%;在总质量浓度为240 mg/L时,缓蚀剂与阻垢剂按2∶1的质量比复配后的试剂,缓蚀率达91.98%,阻垢率达91.10%;在模拟实际最苛刻的生产工况下,复合缓蚀阻垢剂的防腐防垢均能满足油田控制指标。研究表明,膦酸盐和聚天冬氨酸复配的缓蚀阻垢剂可以抑制CO2驱采油井的腐蚀结垢问题。
      2018  Vol.  47(6):    68-73    [摘要](172)    [PDF](182)
    • 120 ℃环境友好型钻井液在冀东油田的应用
      陈春来
      冀东油田为了从源头上解决钻井废弃物的环保问题,优选了环境友好的钻井液处理剂,开展了体系润滑性、抑制性和油层保护性能评价,研制出120 ℃环境友好型钻井液,并进行现场试验。应用效果表明:该钻井液润滑性好,抑制性能强,定向施工顺利,起下钻通畅,能够满足冀东油田中浅层地层现场施工的需要;体系滤失量低,渗透率恢复值均在90%以上,油层保护效果好;该体系荧光级别低于4级,电阻率可调,对现场录井无影响,环评指标均达标,钻井液废弃物短期内色度降低明显,降解速度快,环境友好。
      2018  Vol.  47(6):    74-79    [摘要](183)    [PDF](141)
    • 分析计量与标准化
    • 天然气中C+6组成分析不同定量方式对计算烃露点的影响
      曾文平,蒲长胜,王晓琴,张镨,王伟杰,何飞
      由天然气组成数据计算烃露点是获取烃露点的一种重要的检测方法,天然气组成分析已有相关方法标准,但对于C+6组成分析有不同的定量和数据处理方式。概述了计算烃露点的主要影响因素,重点分析了C+6延伸组成分析不同定量方式对计算烃露点结果的影响。采用气相色谱法分析了两个实际天然气样品,根据不同的定量方法和数据处理方式获得的C+6延伸组成数据预测了天然气的烃露点。结果表明,对于C+6延伸组成的分析,C6~C16按碳数归类,其中苯、甲苯、环己烷和甲基环己烷等组分单独定量时,由此获得完整天然气组成数据计算的烃露点和直接测定烃露点平均偏差在3 ℃以内,初步验证了计算法和直接测定法获得的烃露点结果的一致性。
      2018  Vol.  47(6):    80-85, 91    [摘要](179)    [PDF](119)
    • 垦利油田高黏原油掺稀黏度变化规律
      曲兆光,刘春雨,万宇飞,王文光,唐宁依,黄岩
      为了研究垦利油田高黏原油掺混稀油后黏度变化规律以满足依托式高效开发的要求,以垦利油田高黏原油为基础掺混周围3个油田的稀油原油,利用13种可能适合的掺混黏度预测模型进行预测,并将预测结果与实验值相比较、分析,认为各修正模型主要考虑了组分油之间的相互关系,使得其预测精度较原始模型高。各模型对垦利油田A高黏原油与3种稀油掺混后的黏度预测效果普遍随温度的降低而恶化,在较高温度下预测精度相对较高。Cragoe修正模型和Arrhenius修正2模型对目标油品的掺混均有较高的预测精度,能满足工程实际的需要。综合考虑预测精度和预测稳定性,推荐Arrhenius修正2模型作为垦利油田稠油A与周边稀油掺混后黏度的预测模型。
      2018  Vol.  47(6):    86-91    [摘要](187)    [PDF](141)
    • 安全与环保
    • 集成清扫技术在硫磺输送系统中的研究与应用
      谢华昆
      普光天然气净化厂硫磺输送系统采用传统聚氨酯刮刀、高压风刀等清扫器对回程物料进行清理,在使用过程中,经常出现硫磺洒落、粉尘飞扬等情况,造成现场硫磺粉尘浓度超标,存在粉尘爆炸的安全隐患,对生产造成严重影响。通过研究一种集成清扫技术,在皮带输送机头部设置集“皮带清扫、粉尘收纳”于一体的集成清扫装置,将皮带上黏附的硫磺进行清扫,通过物料回收机构将收集箱内硫磺回收至落料管,从最前端将皮带上黏附的硫磺处理掉,有效减少硫磺粉尘污染,保证设备安全平稳运行。试验结果表明,该集成清扫装置运行效果良好,抑尘显著,粉尘质量浓度降至6.1 mg/m3,远小于未安装前25.1 g/m3的现场平均粉尘质量浓度,达到了降低现场落地硫磺和粉尘的目的。
      2018  Vol.  47(6):    92-97    [摘要](179)    [PDF](128)
    • 天然气外输管道黑粉分布规律及清除措施
      孙海礁,郭玉洁,张志宏,陈长风,王涛
      黑粉在天然气外输管道中积聚,会造成仪表阀门堵塞、输送介质污染、管输量下降等一系列问题,因此,有必要开展管道中黑粉组成和分布情况研究。结合外输管线的清管作业情况,分析了管道不同部位的黑粉组成、分布和形态。同时,对管输天然气历年气质情况进行了分析,确定了黑粉组成及其在管线中的分布规律,分析了黑粉形成原因。结果表明:黑粉偏向在距气源较近、地势低洼处的管道中聚集;其主要组成为FeCO3,还含有一定量的Fe3S4、FeS、S、SiO2、Fe2O3等,其中FeCO3、Fe3S4、FeS主要由天然气生产设备或管道发生CO2和H2S腐蚀所形成,而S、SiO2、Fe2O3则由上游气源携入或来自管线施工残留物。根据黑粉的组成和其在管道中的分布特点,提出了黑粉防治措施建议:从源头上杜绝设备和管道的腐蚀;对老旧天然气外输管线应定期组织清管,清管时选用合适的清管工艺。
      2018  Vol.  47(6):    98-103    [摘要](180)    [PDF](128)
    • 小型化水质改善技术在海上油田的应用
      杨树坤,郭宏峰,段凯滨,张博,刘文辉,石先亚
      针对海上某油田注入水长期不达标的问题,在生产水水质分析与认识的基础上,结合平台具体条件,制定了紧凑型旋流溶气气浮(CDFU)+两级精细过滤,并辅以水处理药剂的小型化水质改善工艺。CDFU具有结构简单、占地面积小、摆放灵活、抗波动性强等特点,可有效克服平台空间限制、来水波动大的难题;高效水处理药剂能够解决生产水中高含量H2S导致的水质发黑问题。该工艺在现场应用中取得良好效果,出水水质平均ρ(油)4.25 mg/L,平均ρ(悬浮物)0.45 mg/L,平均粒径中值1.35 μm,满足A2回注水指标要求,工艺可行性得到验证。该小型化水质改善技术的试验成功对于海上油田含硫生产水处理具有重要的借鉴意义。
      2018  Vol.  47(6):    104-110    [摘要](182)    [PDF](135)

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