摘要：解决催化裂化(FCC)废催化剂的出路已成为炼油厂十分关心的问题,将其改性用于催化臭氧处理含酚污水意义重大。通过在FCC废催化剂上负载具有催化活性的组分进行改性,用于催化臭氧氧化含酚污水,结果显示,FCC废催化剂用于直接催化臭氧氧化苯酚的作用不明显,负载活性组分后,可大幅提高臭氧对苯酚的氧化效果,当负载MgO时,对总有机碳(TOC)的去除率达到46.50%,明显高于无催化剂时的28.19%,显示出良好的催化活性。

摘要：探讨了中原油田橇装式交联聚合物自动化配注系统应用过程中存在的母液配制不稳定、沿程黏度损失大、入井液成胶率低等问题的原因及解决方案。结果表明:熟化罐搅拌器设计合理,剪切降解率低(0.63%),对母液黏度影响较小;螺杆计量下料器为体积计量方式,而不同批次聚丙烯酰胺产品干粉颗粒均一性差、密度波动大(0.48～0.57g/mL)是造成母液黏度不稳定的主要因素,通过人工监测补料,4000mg/L母液的黏度稳定在80～100mPa·s。入井液平均成胶率为59.3%,系统机械剪切、交联剂自动加入系统的系统误差、母液返液和管线阻塞使交联剂欠配是重要的影响因素,采取提高交联剂加量设计值、人工同步测定手动追加、增设单流阀、延长清水冲冼时间等措施后,交联剂损失达到了设计要求(<3%),入井液成胶率达到94.7%。喂入泵、注聚泵和静混器是机械剪切因素中最重要的环节,不回流或少回流、长井距注聚不使用静混器及采用低频恒流量柱塞往复泵可有效降低溶液黏度的剪切降解损失。

摘要：介绍了第13届世界石油大会第18分组讨论"今后石油如何炼制"的情况及有关主要论文.围绕质量差的重质原油的加工问题,重点介绍了几种渣油加氢转化工艺和渣油热加工的情况.论述了炼油厂为满足日益严格的环境要求,在汽、柴油生产上将采取的技术措施.

摘要：白庙气田具有构造复杂、埋藏深、储层物性差、凝析油含量高、地露压差小、地层压力高等特点,属于致密砂岩凝析气藏。气井压裂投产初期一般具有较高的产能,但随着凝析油在近井地带析出堵塞渗流通道,产量下降快,稳产时间短。投入开发以来,一直采用直井开采,采出程度低,开发效果差。水平井开发机理研究认为,采用水平井开发可以提高气井产量及气藏采收率。针对该气藏地质特点,通过深入研究地质特征,重新认识局部构造和储层展布规律,开展了水平井开发这类气藏的试验研究,先后优化实施了2口水平井,取得了初步的效果,对合理开发致密砂岩凝析气藏具有一定的指导意义。

摘要：对用于非固定床的负载型催化剂而言,粒度分布、强度、球形度等质量指标对催化反应过程有重大影响。干燥在炼油催化剂生产中是关键处理工艺之一,对催化剂产品的粒度分布、强度和球形度等指标有重大影响。为了提高催化剂的质量,开发了一种浸渍干燥器。根据工艺要求,建立了一个浸渍干燥器三维几何模型,并应用欧拉-欧拉双流体模型,进行了两相计算流体力学(CFD)模拟计算。通过干燥器内流场和气固两相分布的信息,获得了较优的浸渍干燥器进料管长度,为催化剂浸渍干燥器的设计与放大提供可靠指导。

摘要：结合两套蜡油加氢工业装置实际运转情况以及待生催化剂表征数据,分析并讨论了影响蜡油加氢装置长周期稳定运转的关键因素。结果表明:原料中的沥青质是影响重油加氢装置长周期稳定运转的关键因素;针对不同性质原料,设计合理的催化剂级配方案和工艺条件可实现加氢装置催化剂表面积炭的稳态平衡,从而实现工业装置催化剂长周期不失活稳定运转的目标。基于蜡油加氢装置运转经验,进一步对比分析了影响重油加氢和柴油加氢装置长周期稳定运转的关键因素,并提出了加工重油原料和柴油原料时实现长周期稳定运转的对策。

摘要：现场实施分层注水时,层段组合方式对油田的采出效果影响较大。运用油藏数值模拟的方法,系统研究了注水开发中层段组合的技术界限。研究表明隔层面积、渗透率级差、原油黏度级差、油层有效厚度等因素对于分层注水有较大的影响。在此基础上,提出了可量化的优化系数概念,并利用灰色关联方法进行计算。结果表明优化系数和采出程度之间有良好的线性相关性,可以作为标定油层品味的依据。解决了传统的以单因素为基准划分层系过程中出现的划分结果相互交叉、不唯一的问题,有利于对储层进行正确的评价与组合。

摘要：针对减压渣油在延迟焦化炉管内复杂的流动、反应过程,运用物料、能量及动量平衡,开发了焦化炉管内工艺计算数学模型,可计算渣油沿炉管轴向的组成、温度、压力、汽化分率及转化率分布。结果表明:模型计算值与某炼油厂焦化炉实际操作数据的偏差较小,温度、压力、汽化分率等参数沿炉管的变化规律也与经验认识吻合;模型用于不同注汽工况及加热炉进料波动工况分析,可为延迟焦化加热炉的优化设计及操作提供理论指导。

摘要：为研究分段压裂水平井注水开发增产机理,根据水电相似原理设计了压裂水平井电模拟实验,研究了分段压裂水平井注水开发压力场分布特征和产能影响因素.结果表明,水平井中间有裂缝部分等压线平行分布,渗流方式为单向流,说明分段压裂水平井可通过改善地层渗流方式减小渗流阻力.随着水平段穿透比、裂缝条数（间距）、裂缝穿透比、裂缝与水平段夹角的增大,压裂水平井产能增加;分段压裂水平井注水开发最佳参数组合为：水平段穿透比为0.6～0.8,裂缝条数为6（裂缝间距为91m）,裂缝穿透比为0.25～0.3,裂缝与水平段夹角为90°,井网选用排列交错井网;其对分段压裂水平井产能影响的极差分别为0.030,0.024,0.018,0.018和0.004.矿场应用表明,分段压裂注水开发水平井产能为同条件下直井的2倍,是低渗透油藏的有效开发方式.

摘要：为了探究剩余油的挖掘潜力,立足于濮城油田水驱开发实践,设计制作了“低注高采”和“高注低采”2种大尺度平面非均质组合物理模型,并结合水驱实验探讨了平面非均质油藏中水驱动态、水驱波及规律和水驱压力耗散规律,分析了剩余油形成动力学机制和“低注高采”“高注低采”2种开发模式对水驱开发效果的影响。研究表明:2种水驱模式下不同区域渗流阻力不同,水驱含水上升过程和采出程度差异明显;“低注高采”模式下,由于低渗区渗流阻力较大,压力衰减集中于低渗区,富集大量剩余油,低渗区无水采收率仅为8.64%,含水上升快;“高注低采”模式下,注入水在低渗区驱替能量充足,低渗区采出程度较高,其无水采收率为22.22%,最终采出程度高于“低注高采”的模式;油藏平面非均质性制约着水驱压力衰减过程和分布,对低渗区剩余油形成和驱动有直接关系,“高注低采”模式有利于注入水的均衡运移,为合理的水驱开发模式。