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期刊信息/Journal information
石油与天然气化工
西南油气田分公司天然气研究院　西南油气田公司重庆天然气净化总厂
石油与天然气化工

西南油气田分公司天然气研究院　西南油气田公司重庆天然气净化总厂

颜廷昭

双月刊

1007-3426

ceog-cn@vip.sina.com

028-85604581 85604588

610213

四川省成都市双流华阳天研路218号

石油与天然气化工/Journal Chemical Engineering of Oil and GasCSCD北大核心
查看更多>>本刊为专业技术性刊物。报道石油化工与天然气化工领域的科技成果，包括油气处理与加工、天然气及其凝液的下游产品开发、油田化学药剂、天然气分析测试等方面的研究和应用成果、技术开发展动向等。栏目有天然气及其凝液的利用、油气处理与加工、油田化学、分析测试、环境监测与保护、油气简讯等。读者对象是国内外相关专业领域从事研究、生产、应用和管理的人员以及相关大专院校师生。
正式出版
收录年代

    泄漏硫化氢干法应急处置安全性及工艺研究

    袁长忠
    1-7页
    查看更多>>摘要：目的 在高含硫油气井和炼化厂脱硫装置生产过程中存在硫化氢(H2S)泄漏的风险,而以物理稀释为主的应急处置方法效率低,影响应急救援.拟采用气体捕集与干法脱硫相结合的工艺进行泄漏H2S的处置,并对泄漏气体中引入空气是否会影响干法脱硫的安全性和脱硫剂的性能开展实验研究.方法 通过模拟泄漏H2S干法处理流程,对比测试了活性炭、氧化铁和氧化锌等不同类型干法脱硫剂的穿透硫容和床层温升,优选出性能更好的脱硫剂.以优选脱硫剂为研究对象,考查在不同H2S含量的条件下,空速和空气含量对其温升、穿透硫容、脱硫精度和副反应的影响.结果 从8种不同厂家提供的氧化铁脱硫剂中优选出穿透硫容最高的3#脱硫剂,在原粒度模拟工况条件下,其穿透硫容可达到18.2％;脱硫剂床层温升随着H2S含量的增加而升高,随着空速和空气含量的增大,脱硫剂床层温升呈现先迅速升高后趋于平稳甚至略有下降的趋势,最高不超过40 ℃;当空气体积分数超过25％时,脱硫剂穿透硫容提高约50％,空速与穿透硫容呈明显负相关性;当空速低于1 000 h-1时,穿透硫容超过25％,空气含量对脱硫精度和副反应无影响;在H2S穿透前和空速低于2 000 h-1的条件下,没有生成副产物二氧化硫(SO2).结论 采用干法脱硫工艺对泄漏H2S进行处理,会同时发生脱硫和再生过程,床层会产生一定的温升,没有生成副产物SO2,具有较高的安全性.空气的加入提升了脱硫剂的硫容性能,在对泄漏H2S进行干法应急处置时空气体积分数应大于25％,空速应低于1 000 h-1.

    硫化氢泄漏应急处置干法脱硫温升安全性二氧化硫

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    下期要目

    7页
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    尾气处理装置烟气加热器腐蚀失效原因分析

    黄刚华陈世明江晶晶杨爽...
    8-13页
    查看更多>>摘要：目的 分析某天然气净化厂康索夫(Cansolv)尾气处理装置烟气加热器出现严重腐蚀失效的原因.方法 分析了烟气加热器管束的腐蚀环境,开展了材料理化性能、腐蚀产物成分及微观形貌等失效原因分析.结果 失效管束的理化性能符合要求,管束泄漏处呈坑状和蜂窝状,部分沟槽尖端有裂纹,且深入基体,呈现应力腐蚀的特征.结论 烟气加热器在高温、高酸液含量的环境下发生了电化学腐蚀和应力腐蚀,导致管束出现腐蚀泄漏.

    Cansolv尾气处理腐蚀烟气加热器不锈钢S31254

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    环烷基减压渣油组合工艺

    蔡烈奎裴晓光杨文中徐岩峰...
    14-18,25页
    查看更多>>摘要：目的 实现中海油环烷基减压渣油的高值化利用.方法 以中海油环烷基减压渣油为原料,对比直接焦化工艺与溶剂脱沥青-高压加氢-焦化组合工艺的产品分布和经济效益.组合工艺首先采用丙烷为溶剂对减压渣油进行溶剂脱沥青,将减压渣油分为轻脱沥青油和脱油沥青,轻脱沥青油采用三段高压加氢工艺生产150BS光亮油产品,脱油沥青产品采用焦化工艺生产石油焦和其他石油馏分.结果 相比直接焦化工艺,采用组合工艺使液体产品总收率提高2.67个百分点,简要经济核算结果表明组合工艺盈利更多.结论 采用组合工艺可以实现减压渣油的高值化利用,同时提高了液体产品总收率.

    环烷基减压渣油高值化利用溶剂脱沥青高压加氢焦化

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    柴蜡油混合进料加氢裂化装置试产军用3号喷气燃料

    解协勤
    19-25页
    查看更多>>摘要：目的 提高柴蜡油混合进料加氢裂化装置生产的3号喷气燃料中芳烃含量,使之能达到军用3号喷气燃料产品的要求.方法 通过提高混合原料中蜡油比例和混合原料油密度、降低精制反应器床层温度、优化裂化反应器级配催化剂床层温度及降低芳烃加氢饱和深度的方式,提高3号喷气燃料中芳烃含量.结果 ①在处理量不变的情况下,通过提高原料中蜡油比例和混合原料油密度,可显著提高喷气燃料中芳烃含量;②在高柴油比例原料的工况下,通过大幅降低精制反应器床层温度、同步降低轻油型催化剂床层温度及提高灵活型和中油型催化剂床层温度的方式,降低了芳烃加氢饱和程度,使喷气燃料产品中芳烃体积分数≥8％,同时确保尾油BMCI值小于13.结论 通过提高混合原料蜡油比例和混合原料密度至一定数值以及降低精制反应器床层温度和芳烃加氢饱和深度的方式,可实现喷气燃料产品中芳烃体积分数≥8％的目标,解决了柴蜡油混合加氢裂化装置生产军用3号喷气燃料的问题,具有一定的生产指导意义.

    柴蜡油混合进料加氢裂化芳烃军用3号喷气燃料

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    胺液在线深度复活装置的设计及应用

    李超群李玉婷冉斯陈韶华...
    26-30页
    查看更多>>摘要：目的 解决天然气净化厂脱硫装置胺液系统中由于醇胺溶液自身降解与外来污染所导致的脱硫性能下降、腐蚀穿孔、发泡停产等一系列问题.方法 对溶液系统污染物来源进行解析,为有效降低溶液中的污染物、降解物和烃类杂质等,采取了以下措施:①增设原料气预处理设施;②设置溶液过滤器;③增设胺液在线深度复活系统等设施.结果 胺液在线深度复活装置可有效去除溶液中热稳定盐及致泡物质,使溶液的发泡高度由500 mm降至30 mm,消泡时间由110 s降至5 s.结论 通过对胺液进行深度复活,保证溶液的洁净度,恢复溶液性能,可大幅度降低脱硫装置的发泡频率,更好地保障天然气净化装置的平稳高效运行.

    天然气脱硫装置胺液在线深度复活热稳定盐致泡变质产物树脂

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    劣质减压渣油直接催化裂化的工业应用

    孔令健
    31-36页
    查看更多>>摘要：目的 测试DPC催化剂将劣质减压渣油在工业装置上直接进行催化裂化的可行性,同时探索掺炼劣质减压渣油对产品结构主要是低碳烯烃产量的影响.方法 利用1.2 Mt/a催化裂化装置进行工业试验,通过设定不同DPC催化剂藏量占比及原料掺渣比,研究工艺运行及产品结构的变化.结果 利用DPC催化剂将减压渣油直接生产烯烃的工业实践表明:在DPC催化剂藏量占比达到26.5％、进料中减压渣油掺炼比例提升至15.25％时,催化干气中乙烯体积分数达到16.57％,较空白标定增加2.46个百分点,液化气中丙烯及三烯(乙烯、丙烯和1,3-丁二烯)收率分别达到7.35％和8.38％,较空白标定增加0.67和0.83个百分点,月度增效可以达到1 963.92万元.结论 DPC催化剂可实现将劣质减压渣油直接催化裂化加工的目标,具有加工流程短、经济效益相对较好的特点,可为企业降本增效、节能降碳提供新思路.

    减压渣油催化剂低碳烯烃加氢催化裂化

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    关井阶段CO2作储气库垫层气的动态影响规律

    曹洪源柏明星杜思宇张志超...
    37-42页
    查看更多>>摘要：目的 为应对地下储气库中的垫层气损失,采用经济气体CO2作为垫层气,目前,CO2作垫层气在实际应用中存在各种条件限制,且对其在关井阶段的应用研究较少,有必要对在关井阶段CO2作垫层气对天然气储气库的运行影响因素进行研究.方法 利用有限元模拟co2作储气库垫层气时,研究关井阶段储气库动态参数(注气压力、注气速率和CO2垫层气比例)对混气带的影响规律.结果 注气压力对混气带的影响不大,将其控制在12 MPa左右最为合理,此时混气带占储气面积的比例为23.731 5％;混气带面积占比随注气速率的增大而减小,但是在注气口附近会出现混合区域,导致回采天然气时出现大量的混合气体,所以注气速率控制在0.7×108 m3/d时最为合理,这时混气带面积占比为18.324 6％;CO2作垫层气的比例对天然气-CO2之间的混合影响明显,当CO2垫层气比例为20％时,混气带面积占比为7.236 5％.结论 根据实验结果设计针对混气带的控制措施,当注气压力控制为12 MPa时,注气速率为0.7×108 m3/d,当CO2垫层气比例为20％时,能让储气库的运作更为经济,实验结果可为实际储气库的建设提供参考.

    地下储气库CO2关井阶段注气压力注气速率垫层气比例混气带占比

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    低压富气乙烷回收工艺改进

    雷利刘清松陈泳村蒋洪...
    43-48页
    查看更多>>摘要：目的 国内油田伴生气乙烷回收均采用液相过冷工艺(LSP),解决该工艺在乙烷回收运行工况中存在的能耗较高、回收率较低的问题.方法 基于LSP工艺流程和气相过冷、气液相混合过冷的原理,提出气液两相过冷改进工艺(GLSP)、原料气分流过冷工艺(FGSP),并进行工艺流程对比分析,重点研究改进工艺的特性和对原料气中CO2的适应性.结果 ①GLSP工艺适用于外输气压力低的油田伴生气乙烷回收,具有乙烷回收率高、CO2适应性强(CO2摩尔分数为0.5％～2.5％)等特点;②GLSP工艺流程最优增压压力范围为4.0～4.5 MPa,乙烷回收率不宜超过95％;③在原料气中CO2含量相同的条件下,随着气质变富,脱甲烷塔控制CO2冻堵的能力不断增强;④在同一气质条件下,装置总能耗随着原料气中CO2含量的增加而增大.结论 提出的改进工艺提高了乙烷回收率,确定了最优增压范围,并提高了对原料气中CO2的适应性,为实际低压富气乙烷回收装置设计提供参考.

    低压富气乙烷回收回收率工艺改进CO2冻堵

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    不同压力下冻土区水合物法封存CO2的实验研究

    高强赵建忠侯斌张驰...
    49-55,63页
    查看更多>>摘要：目的 水合物法封存CO2稳定性良好、储气密度高,是一种极具潜力的碳封存方式,利用冻土区的地层条件更具独特优势,将CO2气体注入冻土区地层中,在一定的温度和压力条件下,形成固态CO2水合物实现封存.方法 依据国内冻土地区地层深度对应的温度和压力条件,选取不同地层深度(150 m和200 m)对应温度(1.27 ℃和2.72 ℃)和有效孔隙含水率(40％),研究不同注气压力(3.5 MPa、4.5 MPa和5.5 MPa)下的封存特征.分析封存过程的温度和压力变化、封存速率、最终水转化率和最终封存率等动力学规律.结果 封存压力越高,水合物法封存所需的诱导时间越短,压力降幅越大.较高的封存压力导致初期封存速率较慢,缓慢封存期的持续时间减少,且封存压力越高,封存率、最终水转化率和水合物相饱和度越高.封存温度越高,压力对封存率的影响效果越明显.结论 在地层深度150 m(对应地层平均温度1.27 ℃)、5.5 MPa及有效孔隙含水率(40％)的条件下,CO2封存效果最佳.

    冻土区水合物CO2封存注气压力

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