高乙烷干馏气单级水合分离的实验探究

利用水合物法开展对高乙烷干馏气的分离实验,探究气液比、温度和压力三种因素在气体分离上的影响。经过水合物的单级分离,水合物相中的烃类气体(甲烷/乙烷/丙烷)物质的量分数由79.12%增加至91.22%,其中的甲烷气体组成变化不大,乙烷和丙烷的组成变化较大,回收率最大值能够提升至43.30%,提升干馏气的利用价值,减少资源的浪费,同时更好地保护生态环境。

化工热力学课程案例式教学探索与实践

化工热力学课程概念抽象,不易于学习,导致学生学习兴趣不高、学习效果不好,因此改进教学方法迫在眉睫。教学团队基于课程重点和难点内容,结合实际过程开发相关教学案例,并设计了问题导向和理论联系实际的教学方法,以期提高学生的学习积极性和参与度,强化学生对所学知识的理解,培养学生分析和解决实际问题的能力,最终达到学以致用的目的。

甲烷-水合物两相平衡体系气相水含量研究

天然气中的微量气态水在天然气开采、集输过程中可能与气体小分子形成水合物,造成管路堵塞,因此需要对天然气进行脱水处理。为了合理设计天然气最大容许水含量参数,准确测量和计算天然气-水合物相平衡时的气相水含量具有重要意义。在压力为3.44~6.00 MPa、温度为270.00~274.00 K的条件下,通过实验测量和模型预测研究了甲烷-水合物相平衡时的气相水含量。结果表明,相比于压力露点,常压露点和气相水含量体积比随温度和压力的变化都具有规律性,气相水含量随温度的降低和压力的升高而减小。在实验的基础上,基于热力学相平衡理论建立了甲烷-水合物相平衡时的气相水含量热力学模型,气相水含量体积比的模型预测值与实验值的平均相对偏差为2.33%。该实验方法实现了甲烷-水合物相平衡体系气相水含量的原位测量,建立的热力学模型相比于通过查图获得的甲烷-液态水相平衡时的饱和水含量再外推至水合物区的方法更快速和准确。

基于PR状态方程的粘度模型

基于ｐｖＴ和Ｔμｐ图形的相似性。结合两参数ＰｅｎｇＲｏｂｉｓｏｎ状态方程，建立了一个能够同时预测流体气、液相粘度的统一模型。该模型的特点是能够同时描述气、液相及超临界流体的粘度随温度、压力和组成的变化，并能够连续通过临界点。在宽广的温度、压力范围内，对２２种烷烃及二氧化碳、氮气共计４２５０个数据点的粘度进行了计算，绝对平均误差为７０１％；通过引入ｖａｎｄｅｒＷａｌｓ单流体混合规则，将ＰＲ粘度模型应用于明确烃类混合物及油气藏流体粘度的计算。三个二元烃类混合物２４４１个数据点的绝对平均误差为１５７１％；９种天然气及２２种油藏原油粘度计算值的绝对平均误差分别为９８％和１３９９％，计算结果优于现有的油气藏流体粘度模型。

特高压力下天然气压缩因子模型应用评价

已有的压缩因子模型是否适用于特高压力区 (p >6 0MPa)内压缩因子的预测尚未明确 ,给特高压力油气藏储量的准确计算和开发方案的制定造成了一定的困难。用文献中纯组分和混合物及自测天然气压缩因子的实验数据对文献中的压缩因子模型进行了对比计算 ,重点为压力高于 6 0MPa的区域。结果表明 ,Dranchuk和Hall模型对 10个天然气样品压缩因子计算的总平均误差分别为 1.6 2 %和 1.6 8% ,而对特高压力区天然气压缩因子计算的总平均误差均为 1.7% 。

油气藏流体-CO_2体系粘度的实验测定与计算

应用RUSKA落球式高压粘度测试装置 ,测定了某油藏原油在油藏温度下粘度随压力的变化 ,着重研究了CO2 注入量对该油样的减粘效果。实验结果表明 ,注CO2 对该油样的减粘效果明显 ,当注入的CO2 与原始油样的摩尔比为 0 33时 ,粘度为原始油样的 6 0 9%。但CO2 注入量继续增加油样粘度下降的幅度变缓 ,当CO2 注入量与原始油样的摩尔比为 2 0 0时 ,油样粘度为原始油样的 40 9%。用PR粘度模型对含CO2 明确组分体系和注CO2 油气藏流体体系的粘度进行了预测计算 ,对CO2 nC10 H2 2 二元体系 ,PR粘度模型的总均误差为 7 2 % ,对注CO2 油气藏体系 ,PR粘度模型的总均误差为 12 5 9%。结果表明 ,PR粘度模型可用于预测注CO2 油藏体系的粘度 。

特高压天然气压缩因子的实验测定

针对海上和新疆油气藏压力高的特点，设计制造了一套特高压PVT实验装置，其最高工作压力为130MPa，最高工作温度为200℃。测定了3个气样，50～140℃，20～100MPa范围内的PVTZ值，共取得346个数据点，其中对比压力只大于15的数据为178个。

油气藏流体-CO_2体系相行为的实验测定与计算

利用高压相平衡实验装置 ,对某油田F6 6A井和F30井的原油在油藏温度下注入不同量的CO2 (注入CO2 与油藏流体的摩尔比为 0～ 2 .0 0 )时的PVT关系进行了测定 ,共取得PVT数据点 16 5个 ,泡点压力点和体积系数点各 11个。实验结果表明 ,由于原始油样的组分结构和组成不同 ,其注气体系相行为有较大的不同。F6 6A井油藏原油的饱和 (泡点 )压力随着CO2 注入量的增加近似呈线性增加 ,而F30井的饱和压力和CO2 注入量之间呈二次曲线关系 ,上升速度比F6 6A井缓慢 ,注气体系的体积系数的增加速度与CO2 注入量近似呈直线关系。对油藏流体中各组分进行适当组合合并为假组分后 ,用PR和SRK状态方程对所测注CO2 原油体系的相行为进行了预测。结果表明 ,PR状态方程的预测精度优于SRK方程 ,但两者均不能用于计算高CO2

纯组分高压流体的粘度模型

基于ｐＶＴ和Ｔμｐ图形的相似性，并结合两参数ＰｅｎｇＲｏｂｉｎｓｏｎ状态方程，建立了一个能够同时预测纯流体气、液相粘度的统一模型。该模型能够同时描述气、液相及超临界流体的粘度随温度、压力和组成的变化情况。模型的纯组分参数已普遍化为对比温度、对比压力和偏心因子的函数。在较宽的温度、压力范围内（Ｔ＝２８０～６００Ｋ，ｐ＝０．１～１００ＭＰａ），对２２种烷烃、二氧化碳和氮气的粘度进行了计算，其相对平均误差为７．０１％．

特高压天然气压缩因子的实验测定

目前常用的通用压缩因子图对比压力的适用范围为小于 1 5的区域 ,且由于条件的限制 ,对比压力大于1 5的区域内相行为的实验报道较少 ,给特高压力油气藏储量的准确计算和开发方案的制定带来了一定的困难。为弥补特高压力区域压力 体积 温度压缩因子实验数据的不足 ,作者设计制造了一套特高压物性实验装置 ,其最高工作压力为 1 0 0MPa,最高工作温度为473K。用该装置测定了 3个气样 ,获得温度为 3 2 3～41 3K、压力为 2 0～ 1 0 0MPa范围内的压缩因子值 ,共取得 3 80个数据点 (其中对比压力大于 1 5的数据为 2 1 9个 )。实验结果表明 :对于所测定的体系 ,目前使用的通用压缩因子图的对比压力的适用范围可以外延使用至对比压力小于 2 2的区域 ,其误差没有明显的增加。图 2表 2参 2 (郭绪强摘 )

填料床层的负荷性能图及绘制

在对塔板和填料的流体力学特性进行分析的基础上，提出了填料的负荷性能图，对其流体力学限制条件进行了讨论，并选出了各限制条件的计算模型，绘制了填料的负荷性能图。

重油催化裂化污水中的轻烃对装置的影响

对炼油厂重油催化裂化车间污水中轻烃的含量进行了现场测定.结果表明:污水中其它非烃化合物的存在使得中压下轻烃在污水中的溶解度远大于在纯水中的溶解度.这部分轻烃随污水排放到水处理车间,一方面造成轻烃的损失,另一方面影响生产装置的安全.本文提出了解决这一问题的方法.

T_0浮阀塔板与F_1浮阀塔板的性能对比

T0浮阀塔板是在广泛应用于石化行业中的T型浮阀塔板的基础上改进而成的。实验室测定结果表明，T0浮阀塔板与F1浮阀塔板相比有更好的流体力学性能和机械性能。工业应用情况也表明，T0浮阀塔板具有优良的特性。

填料床层压力降新的计算模型

目前填料塔设计中，填料床层压力降多采用埃克特（Ｅｃｋｅｒｔ）通用压降图进行计算。为便于计算机应用，本文对埃克特通用图进行了处理，提出了填料床层压力降与床层汽液相负荷之间的关系式，并编制了相应的计算软件。应用情况表明，计算结果可靠，可为填料塔设计提供准确的压力降数据。

重油催化裂化污水中轻烃含量的测定

对炼油厂重油催化裂化车间污水中轻烃的含量进行了现场实验测定。实验结果表明，污水中其它非烃化合物的存在使得中压下轻烃在污水中的溶解量远大于在纯水中的溶解量。这部分轻烃随污水排放到水处理车间，一方面造成轻烃的损失，另一方面影响到生产装置的安全，值得现场技术人员注意。

高压流体气液相导热系数模型的建立

对温度Ｔ、导热系数λ和压力ｐ三者之间的关系进行了分析，建立了一个能够同时预测纯组分气液相导热系数的统一模型，它能够描述高压流体和超临界流体的导热系数随温度和压力的变化。在较宽的温度和压力范围内（Ｔ＝８０～１４００Ｋ，ｐ＝０．１～３５０ＭＰａ），对油气藏流体中常见组分的气液相导热系数进行了计算，２２个组分３２６３个数据点的拟合结果的平均相对误差为１２．５３％。通过引入常规的状态方程混合规则，将模型拓展应用于混合物导热系数的计算，１３种二元和三元混合物２６０个数据点的平均相对误差为１１．１９％；对３个石油馏分２２个点导热系数的预测结果的平均相对误差为８．８９％

CO_2置换CH_4水合物中CH_4的实验和动力学

在自行设计的反应装置中考察了2.8MPa和3.25MPa压力下,温度271.2、273.2和276.0K时CO2气体置换十二烷基硫酸钠(SDS)体系CH4水合物中CH4的置换过程。实验数据表明,在反应的前50h,CH4水合物的分解速率较快,其后分解速率变慢。冰点以上CH4水合物的分解速率较快。基于动力学数据,建立了SDS体系置换反应过程中CH4水合物的分解动力学模型和CO2水合物的生成动力学模型。计算得到CH4-CO2置换反应过程中CH4水合物的分解活化能为28.81kJ.mol-1,CO2水合物的生成活化能为68.40kJ.mol-1。数据表明,CH4水合物的分解可能受置换反应过程中水分子的重排控制,而CO2水合物的生成可能受CO2气体在水合物中的扩散控制。

二氧化碳置换法开发天然气水合物的实验研究

考察了温度在270.15-278.15K,压力在2.3-4.0MPa条件下应用CO2置换天然气水合物中CH4的置换过程。结果表明,温度和压力是置换反应速度和效率的重要影响因素。温度和压力越高,越有利于反应的进行。而压力的影响没有温度的影响明显。同时,置换过程中进入水合物相的二氧化碳的摩尔量与气相中CH4增加的摩尔量的比率超过了1：1,这可能是由于纯水水合物的甲烷含气量并未达到理论含气量,置换的同时有部分二氧化碳分子进入水合物的空孔穴和游离水中,形成二氧化碳水合物和水溶液。

建设本科主干特色专业,培养高素质石油石化人才

石油大学依托优势学科,深化石油主干特色专业改革,打造了地质工程、石油工程、油气储运工程、化学工程与工艺等四个石油天然气的勘探、开发、储运、炼制与加工一体化的本科品牌专业;取得了显著的人才培养效益。培养的人才具有较宽的专业面,较强的跨专业合作能力、国际合作能力和科技创新能力。

水合物法分离丁辛醇弛放气中的丙烷丙烯

丁辛醇弛放气中(简称弛放气)含有较多的丙烷和丙烯,对其分离回收可用于制作液化天然气。水合物分离法能有效分离小分子气体混合物,今利用高压相平衡实验装置对水合物法分离弛放气以回收丙烷和丙烯进行了实验研究。实验采用"压力搜索法"测得弛放气在纯水及自来水中生成水合物的不同条件,进而分别在纯水、自来水以及在自来水中添加十二烷基硫酸钠(SDS)的三种不同溶液体系中考察水合物法分离弛放气的效果。实验结果表明:相同温度下,弛放气在自来水中生成水合物的压力比纯水中稍低。当原料气中丙烷和丙烯的摩尔含量分别为12.80%和36.75%时,达到单级平衡后,三种不同溶液体系的水合物相中丙烷和丙烯的总含量均约在60%以上,丙烷的平均回收率为86.62%(最高为88.73%),丙烯的平均回收率为78.94%(最高为83.46%),说明水合物分离法能够有效回收弛放气中的丙烷和丙烯组分,具有广阔的工业应用前景。