《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。
针对GB 17820-2018《天然气》标准中更为严格的天然气气质要求,长庆油田某天然气净化厂存在净化气中H
S含量不满足进入长输管道要求的现象。为解决这一问题,利用HYSYS软件对该厂MDEA脱硫工艺进行了流程模拟。分析了溶液循环量、MDEA质量分数、吸收塔塔板数、原料气温度、原料气压力以及贫液入塔温度对净化气中H
含量的影响,并根据不同工艺参数的影响程度对参数进行排序。在此基础上,建立以最小能耗为目标函数的多参数优化模型,利用HYSYS自带的工具箱求解模型,得到满足净化气中H
2020Vol.49(1):1-7
半干法烟气脱硫工艺以其经济性好、能耗小、适应性强、产物易处理等优点而被广泛应用。针对某石油化工厂循环流化床锅炉烟气脱硫后的硫含量未达到GB 13223-2011《火电厂大气污染物排放标准》的问题,在侧线试验装置上进行了半干法烟气脱硫性能试验研究。选取3种不同硫含量的烟气,试验研究烟气入口温度、烟气入口流速、喷水量及脱硫剂浓度等运行参数对半干法烟气脱硫效率的影响。在经济许可的运行参数范围内,烟气脱硫效率高达91%,达到大气污染物排放标准中含硫量的要求。
2020Vol.49(1):8-11
S含量超标,造成设备腐蚀加重,对操作人员健康、安全及环保带来不利影响。结合某天然气净化厂硫磺回收装置液硫脱气部分工艺运行情况,对循环喷射+空气鼓泡的液硫脱气工艺的原理、工艺参数影响、内件布置等进行了分析总结,采用ProMax软件对液硫脱气过程进行了模拟计算,并与现场分析数据进行了对比。结果表明,采用循环喷射+空气鼓泡工艺进行液硫脱气,可将液硫中H
S质量分数降至10×10-6以下,使产品满足标准要求,为同类装置的设计和运行提供借鉴。
2020Vol.49(1):12-16
硫磺回收装置工艺流程的处理单元大致分为硫磺回收、尾气处理、硫磺储运和成型等几部分。以克劳斯分流法硫磺回收、加氢还原吸收尾气处理的工艺流程为例,以工艺流程顺序作为总的布置原则,介绍了反应器、反应炉、尾气焚烧炉、硫冷器、液硫池和风机等关键工艺设备的布置方法,以及装置中硫磺回收框架的设计方式。在满足大型管线应力计算要求和选用合适管道材料的前提下,根据各种工况的酸性气、液硫等工艺介质特性,对管道选材和在不同处理单元、设备之间的设计方案进行了优化。
2020Vol.49(1):17-22
主要对原料油中噻吩、苯并噻吩、硫醚等类型硫在催化裂化过程中的转化机理和路径去向进行了综述和分析,并与催化汽油中类型硫的标定结果进行了对比；讨论了催化操作条件、催化剂类型及原料油组成对类型硫的裂化脱硫过程的影响,对于两种主要脱硫技术吸附脱硫和加氢精制进行了探讨。噻吩在催化剂B酸中心易形成β碳正离子并进一步转化为不同的中间产物,再经过氢转移反应和裂化反应开环裂化脱硫生成H
S进入气相,或生成烷基噻吩等硫化物主要进入汽油馏分段,苯并噻吩和二苯并噻吩比噻吩更难开环裂化,其脱硫产物主要进入柴油馏分段。较低的反应温度、较高的剂油比、较长的反应时间、晶胞参数高、酸密度大的催化剂及较多的供氢剂有利于脱除类型硫。
2020Vol.49(1):23-29, 36
普光气田硫磺回收装置原设计全部装填进口硫磺回收催化剂。2018年,某联合装置在第3轮大检修过程中,对一、二级反应器级配装填国产制硫催化剂,取得了良好的工业应用效果。提高了床层温度,增强了有机硫水解活性,降低了催化剂硫酸盐化的风险。装置已平稳运行1年,催化剂床层温度分布均匀,系统压差稳定。在运行5个月和运行1年的时间节点分别对催化剂进行标定,单程硫回收率达到96%以上,COS水解率在95%以上,CS
2020Vol.49(1):30-36
排放的重要作用,而装置所用催化剂的性能很大程度上决定其硫回收率的高低,对装置整体运行效率有重要影响。分析评价了CT系列催化剂在某大型天然气净化厂硫磺回收装置的应用效果情况,并以催化剂反应热力学平衡为基础,结合催化剂性能变化研究,对在运催化剂的活性进行预测。结果表明,通过活性预测技术的应用,可为装置的平稳、安全、高效运行提供科学客观的性能参数,也能为CT系列催化剂的持续改进与优化提供参考。
2020Vol.49(1):37-41
天然气的相态特性参数是凝析气田开发、长输管网运营尤为关注的基础数据。基于立方形状态方程,建立了天然气临界参数、临界凝析压力、临界凝析温度,以及相包络曲线的计算方法。与天然气烃露点测试值的对比结果,验证了天然气相包络曲线计算方法的准确性。基于建立的计算方法,预测了满足不同烃露点指标要求的外输天然气相包络曲线,结果表明,在国内现行标准规定的烃露点指标下,天然气在长输管道上游交接点满足要求,不能规避其在中下游析出液烃的风险,不利于天然气输配系统的平稳高效运行；最后,建议以临界凝析温度为重要参考,明确量化天然气的烃露点指标要求。
2020Vol.49(1):42-48
使用ANSYS CFX软件下的欧拉模型对绕管式换热器壳侧乙烷剪切汽化流动进行了数值模拟,对控制方程组中影响相间作用的离散相液滴粒径展开了研究。从能量守恒角度推导出离散液相平均粒子直径公式,通过引入热相变比参数得以简化计算液相平均粒子直径,实现对壳侧剪切流汽化换热过程准确模拟,换热模拟偏差在±20%范围内。壳侧冷剂入口干度和工作压力是影响热相变比的主要因素,以入口干度和汽相密度为自变量对热相变比进行公式拟合,给出了适用于变工况下的热相变比计算式。
2020Vol.49(1):49-56
目前国内大多建成的LNG接收站采用PSA制氮与液氮气化相结合的方案供氮,满足接收站日常用氮量少,卸船时用氮量大的生产需求。以广东大鹏LNG接收站为例,对购买液氮气化辅助PSA制氮系统和液氮气化系统单独供氮两种供氮方案的运行成本进行比较,并通过用氮量的分析来探讨液氮气化系统单独供氮方案的可行性。实践表明,在PSA制氮系统产能低的情况下,采用液氮气化系统单独供氮方案更有优势。
2020Vol.49(1):57-61
储采比和储量替代率是衡量油气公司可持续发展的重要指标。“十二五”以来中国石化(以下简称“中石化”)天然气储采比稳中有升。但是,每年新增经济可采储量规模却在下降,2016年储量替代率不足100%。其中,大型、中型的碳酸盐岩气藏和致密低渗气藏的储量接替能力较高,这些气田目前处于稳产期或递减初期,是中石化的主力气田,对中石化天然气储采比、储量替代率的大小起着决定性的作用。但随着勘探难度加大、未开发储量开采对象日益复杂、优质资源减少,实现天然气中长期可持续发展面临挑战。针对目前现状,提出增加经济可采储量、提高储采比的几点建议:①加强海相碳酸盐岩气藏的勘探规划,积极拓展新区带、新层系；②加强致密气藏政策支持和体制改革,最大限度地提高储量的动用程度；③加强未动用储量动用界限及评价方法研究,积极推进区块流转；④重视老区精细管理、调整挖潜,最大限度地提高采收率。
2020Vol.49(1):62-66
利用水力压裂技术开采页岩气,生产过程中会携带泥砂等固体杂质。气体携砂在管道中流动时,速度过大会对弯头等关键部件产生冲击,从而造成冲蚀,对管道安全运行造成隐患。基于LedaFlow的API RP 14E冲蚀临界速率预测模型对页岩气管道携砂能力进行模拟计算,分析了管道直径、压力、流量对冲蚀临界速率的影响,并通过Fluent数值模拟计算出冲蚀临界速率对应的管壁最大冲蚀损失量,从而给出冲蚀临界速率和管壁最大年冲蚀损失量的关系式,既弥补了LedaFlow无法计算出管壁冲蚀损失的问题,也简化了Fluent的复杂计算过程,为实际生产提供参考。
2020Vol.49(1):67-71, 81
磨溪-高石梯上部井段地层互层多、胶结性差,井壁失稳风险大,以及大段泥岩、石膏导致的污染,制约着该区块钻井提速进程。根据该区块地层特点,通过KCl、weigh-2、疏水抑制剂CQ-SIA的复配,优选出双盐-疏水聚合物钻井液体系。室内评价效果表明,该钻井液体系失水造壁性好、抑制封堵性强,中压失水3.2 mL,滚动回收率99.46%,15%(w)泥岩污染和3%(w)石膏污染对钻井液性能影响小。高石001-X38井现场应用表明,双盐-疏水聚合物钻井液体系能够有效解决上部井段泥岩水化分散、钻头泥包、地层井壁失稳、石膏污染等技术问题,创造了高石001区块311.2 mm井眼最短钻进周期18.68天、最快机械钻速8.46 m/h两项记录。
2020Vol.49(1):72-76
总结了油气长输钢质埋地热煨弯管外防腐所用的单一结构外防腐层种类和多层复合结构外防腐层种类。介绍了两种聚乙烯三层结构防腐热煨弯管的技术:多层粉末喷涂聚乙烯三层结构防腐层技术和纵向整体包覆聚乙烯三层结构防腐层技术。讨论了热煨弯管外防腐层技术发展的方向。
2020Vol.49(1):77-81
的腐蚀产生明显的影响,对气田开采与管输设备造成严重的破坏,甚至引发设备失效与安全事故。CO
S共存体系下的金属腐蚀规律十分复杂且难于把握,与两种因素单一存在时截然不同。国外早期的研究始于20世纪80年代末,国内起步相对较晚。经过近30年的研究,发现腐蚀过程受CO
S的控制取决于两者的含量、介质温度、压力、流速等因素。根据川东气田的气质和工况环境,进行实验研究与深入的理论归纳分析,得出川东气田H
共存条件下地面集输系统内腐蚀影响因素及其交互作用的腐蚀影响权重。在此基础上,利用归一化方法,计算出重庆气矿中高含硫气井的腐蚀风险权重值,筛选出腐蚀敏感度较高的需要重点关注的气井及其采气管线Vol.49(1):82-86
针对常规解堵工艺体系无法有效解除聚合物驱受效井复合堵塞物的问题,运用宏观和微观实验分析得出复合堵塞主要由聚合物、原油等有机物与含铁固相、黏土矿物等无机物层层包裹、相互掺杂而形成。实验表明,螯合解堵剂能很好溶蚀复合堵塞物中的各个无机物组成成分,对聚合物降解效果优于酸液和除过氧化氢之外的氧化剂。通过在渤海S油田20井筒内复合堵塞物溶蚀与降解实验说明,该解堵体系能有效解除这种复合堵塞物。现场应用表明,螯合解堵剂解堵效果优于传统解堵体系。
2020Vol.49(1):87-92
驱小口径管道,成功研制了小口径管道电磁涡流内腐蚀检测机器人和超声波内腐蚀检测机器人,并在长2.97 km、管径为Φ114 mm、壁厚为4.5 mm的管线上进行了试验。研制过程包括检测系统探头、腐蚀情况检测系统、壁厚检测系统、采集处理系统、动力控制系统、储存分析系统、里程记录单元以及上位机成像系统、整体检测系统的设计和开发。电磁涡流内腐蚀检测机器人可用于Φ89 mm、Φ114 mm、Φ133 mm管径的腐蚀检测,能够通过4D弯头,能将管道腐蚀、壁厚减薄甚至盗油孔等隐患进行检测、定位。超声波内腐蚀检测机器人,能够对输油管道进行全程检测和数据记录,确定缺陷在管道上的位置,形成相应波形曲线Vol.49(1):93-97
采用微波消解和微波赶酸处理样品,通过氢化物-原子荧光光谱法对天然气处理厂产出硫磺中微量砷进行测定。基于建立的有效数学模型,开发了微波消解-原子荧光光谱法测定硫磺中微量砷的不确定度评定方法。结果表明:天然气处理厂产出硫磺中砷含量均小于1 μg /g,达到工业硫磺GB/T 2449.1-2014规定的优级品的要求；消解回收率、标准曲线拟合和测量重复性是影响微波消解-原子荧光光谱法不确定度的主要因素,其中对高、中浓度段不确定度贡献最大是消解回收率,而对低浓度段不确定度贡献最大的是标准曲线Vol.49(1):98-103, 111
通过对大庆油田二厂南四-8(弱碱)和四厂三元-6(强碱)三元复合驱采出水水质、含油量-沉降时间关系和驱油剂-油滴粒径关系等进行测定分析,得到了三元水的基本性质及驱油剂对其稳定性的影响。碱对三元水稳定性影响具有双重性,随着碱量增大,小粒径油滴分布增多,少部分油滴粒径已达到胶体粒径范围,碱量增到一定值,采出水油滴会发生聚并而分离；表面活性剂降低油水界面张力,促进油滴分散,其长链分子间存在斥力,可阻碍油滴聚并；聚合物增加采出水黏弹性,增大油滴聚并阻力,减小上浮速度。碱和表面活性剂的协同作用可使原油中的活性物质发生皂化,同时碱在一定程度上促进了聚合物自身水解,增大界面活性,使得采出水稳定性增强。
2020Vol.49(1):104-111
普光气田天然气净化厂在停工阶段,净化装置尾气焚烧炉余热锅炉内部烟气随着温度的降低,易与水蒸气形成酸雾,造成硫酸露点腐蚀,存在安全隐患。目前,停工时采用停工保护药剂5%(w)NaOH溶液进行喷洒,一定程度上能够降低酸性腐蚀,但效果不佳。另外,对腐蚀环境中可能存在的细菌腐蚀、氧腐蚀等其他腐蚀类型未采取防护措施。通过化验现场取样液组分,确定了腐蚀介质,对停工保护药剂进行了配方优化。通过三因素三水平实验、专项实验及效果验证实验,最终确定停工保护药剂组成为7%(w)的NaOH、0.15 g/L 杀菌剂1227和1.5 g/L无水亚硫酸钠,其防腐效果明显优于原停工保护药剂。
2020Vol.49(1):112-117
川渝气田天然气净化厂所使用的MDEA贫富液换热器,结构多为全封闭不锈钢板式换热器,运行后其内部结垢严重,换热效率下降,严重影响了装置的安全平稳运行。针对该MDEA贫富液换热器形成的垢物类型、成分、设备结构材质等因素筛选出一种适合不锈钢板式换热器的高效化学清洗剂,并在某天然气净化厂现场试验应用。实验结果表明,通过该清洗剂化学清洗后换热器进出口温差增加5 ℃以上,大大提高了设备换热效率,同时清洗换热器材质腐蚀速率仅0.047 6 g/(m
2020Vol.49(1):118-122
