工艺效果优化

工艺效果优化（精选9篇）

工艺效果优化 篇1

鄂尔多斯盆地大牛地气田属于致密砂岩气藏, 具有“低渗、低压、低丰度、低产”特征, 加砂压裂是气田开发的必要措施。近年来开展了水平井分段压裂技术攻关及规模化应用, 气田共有水平井269口, 水平段长度800~1000米, 压裂段数8~12段, 单段加砂规模40~45 m3, 平均入地液量3000 m3。由于大规模压裂入地液量多, 气井本身产液造成生产中井筒积液, 严重影响了气井连续稳定生产, 排液成为亟待解决的问题。

1 水平井与直井泡沫排水工艺存在的差异

泡沫排水工艺是一种应用广泛、成熟的排采工艺, 具有设备简单、施工方便、见效快、成本低等优点[1、2], 自2003年大牛气气田开发以来在直井上大量应用, 形成了完整的药剂系列、完善的加注工艺和科学的效果评价方法, 是维持气田直井生产的关键技术。但是水平井井身结构和生产管柱的不同, 其携液规律、流动状态、积液的判断等也与直井不一样, 导致了原先形成的直井泡沫排水工艺技术应用于水平井时排液效果差, 需要进行研究和优化以解决水平井的排水问题。

1.1 水平井井身结构和生产管柱复杂, 流动形态多样, 积液预测难度大

大牛地气田水平井井身结构可分为直井段、造斜段和水平段, 对应不同井段的流动状态和携液规律也不相同;同时水平井自然产量低, 需要经过压裂改造, 采气管柱选择时不仅要满足排水方面的要求, 同时要满足压裂改造对管柱的要求, 还要考虑投入成本的因素。因此, 产能较高的水平井采用89mm预制压裂管柱, 产能低的气井悬挂封隔器以上管柱更换为60mm的管柱 (图1、2) 。

1.2 水平井压裂规模大、入地液量多、水气比高

气田269口水平井平均压裂段数10.5段, 加砂规模367.2m3, 入地液量3035.4 m3, 试气结束平均返排率49.5%, 大量压裂液需要在后续生产返排;气田水平井平均水气比2.0 m3/104m3, 直井水气比0.4 m3/104m3, 水平井水气比是直井的5倍。因此, 如何连续的排液成为影响水平井稳产的关键因素。

1.3 相同压力、产量条件下, 水平井泡沫排水效果较直井差

水平井造斜段是造成泡排效果差的主要因素, 造斜段增加了附加摩擦力, 增加了排液难度;同时也增加了气流流动路径, 延长了气泡在井筒中滞留时间, 使得气泡更易破裂而重新回落到井底形成积液[3]。井斜角对泡排剂性能影响室内评价表明:随着井斜角越大, 携液时间、起泡时间、泡沫含水率也越来越大, 携液量越来越小 (表1) 。

2 水平井泡沫排水工艺优化

2.1 泡排药剂优选

水平井排液的关键部位是造斜段, 针对造斜段泡沫易破裂, 对药剂二次起泡能力要求高的特点, 研制具有缓释功能的泡排药剂, 增加持续带液能力。通过室内试验评价, 优选总体带液量大、有效带液时间长的C型泡排剂为水平井泡排主要药剂类型。

2.2 泡排药剂形状及密度优化

水平井受造斜段和管柱内径的限制, 气田常用的棒装药剂容易发生投注遇卡现象 (图3) , 为解决这一问题将药剂形状优化为球状;综合考虑加注过程中泡排球下落的速度, 对药剂密度进行了优化调整, 即满足下落的要求, 又不会因脆性太强在加注过程中破裂。

2.3 加注方式优化

加注方式是否合适会影响到泡沫排水工艺效果, 加注方式优化主要考虑的因素有[4、5]: (1) 与井内积液充分接触、混合 (2) 是否有气流扰动, 产生泡沫 (3) 药剂性能满足流体要求。结合气田水平井管柱结构及现有加注设备对不同加注方式优缺点进行了对比分析 (表3) , 适合水平井的最佳加注方式为油管投球。

2.4 加注周期优化

加注周期优化的主要依据是水平井的产液规律, 在摸清产液规律的基础上, 现场形成了两种针对性的加注周期, 对于投产初期的水平井, 产液量6~10m3/d, 产出液为压裂液和地层水的混合液, 采用连续加注的方式, 能够起到快速返排和持续排液的目的;对于投产半年以上的水平井, 产液量2~4m3/d, 采取间歇周期性加注方式, 一般2~5天加注一次。

2.5 适用气井优选

根据泡沫排水工艺原理, 对水平井排液进行分类管理, 现场选择产气量低于临界携液流量、高于临界携泡流量的气井开展泡沫排水工艺。对89mm生产管柱, 临界携液流量为4.21×104m3/d, 临界携泡流量为1.56×104m3/d (表4) , 计算表明74%的气井能够适用泡沫排水工艺。

4 典型实例分析

通过优化泡沫排水工艺技术, 现场应用取得了良好的排液效果。DPT-34井投产于2012年12月, 生产层位太2层, 初配产2.5×104m3/d, 生产管柱60mm, 生产过程中出现气水同降现象, 表明井筒积液, 采取隔两天投注C型泡排球后生产情况逐步好转, 产气量由0.68×104m3/d增加至1.29×104m3/d方/天, 产液量由2.0m3/d上升至2.41m3/d (图4) 。

5 结语

(1) 优化后的泡沫排水工艺能够解决产气量高于临界携泡流量水平井井筒积液的问题, 维持了水平气井稳产;

(2) 水平气井排液的关键和难点是排出造斜段积液, 临界携液流量最大的位置在倾斜角为40°~50°处;

(3) 随着开采的进行, 水平井产量、压力的降低, 泡沫排水工艺也不能完全解决排液问题, 应开展一些其它排水工艺研究, 例如速度管、毛细管、临井气举、液氮气举、车载压缩机气举等

参考文献

[1]张文洪, 马强, 龚才喜等.泡沫排水采气工艺在大牛地气田的试验效果分析[J].油气井测试, 2005, 27 (2) :17~21.

[2]何云, 李冰毅, 徐嘉等.大牛地气田连续泡沫排水工艺初探[J].石油天然气学报, 2012, 34 (2) :293~96.

[3]夏斌.定向气井泡沫排水技术研究[J].钻采工艺, 2007, 30 (5) :149~2150.

[4]张百灵, 周静.新场致密砂岩气藏泡沫排水采气技术应用优化[J].天然气工业, 2003, 23 (3) :126~128.

[5]杨川东.采气工程[M].北京:石油工业出版社, 1997, 102~108.

工艺效果优化 篇2

在雷蘑液体发酵培养基优化的基础上,研究了适于雷蘑深层发酵的.初始pH值、接种量、装液量、发酵温度和时间及摇床转速对菌丝生长和胞外多糖产量的影响.并通过L16(45)正交试验对发酵工艺进行了优化,结果表明:在初始pH值6.5,接种量10%,装液量100 ml/500 ml,培养温度28 ℃,培养时间9 d,转速140 r/min的发酵条件下,所得胞外多糖量为93.61 mg/100 ml.

作 者：王永斌 王允祥 作者单位：王永斌(蚌埠学院食品科学与工程系,安徽蚌埠,233000;南京农业大学食品科技学院,江苏南京,210095)

王允祥(蚌埠学院食品科学与工程系,安徽蚌埠,233000;浙江林学院食品与药学学院,浙江临安,311300)

工艺效果优化 篇3

纯67-8块区域构造位置为济阳坳陷东营凹陷南斜坡纯化鼻状构造, 是纯75块往西滚动扩边的一个区块, 主要含油层系沙四上, 油藏埋深2420-2600米, 储层以低渗透薄互层砂岩为主。

1.1 储层物性

该块砂岩岩性主要为长石粗粉砂岩, 少量岩屑粉砂岩。矿物成分为石英、长石和岩屑, 含量分别为53.2%、30.8%和16%。石英与长石+岩屑含量的比值为1, 属低-中等成熟度砂岩。据取心资料分析沙四孔隙度18.9-22.0%, 平均21.15%;渗透率4.1-37.4×10-3μm2, 平均为32.2×10-3μm2。

1.2 方案部署

方案部署结果动用含油面积1.5Km2, 地质储量105×104t, 部署总井14口, 9口油井、5口水井。新钻井9口, 6口油井, 3口水井, 老井转注2口, 老井恢复利用3口, 注采井数比1:1.8, 油井单控7.5×104t, 新井单井配产7.0t, 老井恢复能力2.0t, 区块年建产能1.44×104t。油水井投产时, 择井进行酸化或压裂改造。

2 钻采工艺优化与设计

2.1 钻完井方案设计

针对纯67-8块的低品位特征, 在钻完井套管上考虑了节约投资费用, 采用了小套管完井技术。即:二开井眼采用215.9mm常规组合钻具, 油层套管采用Φ114.3mm小套管完井技术。该技术具有以下优点:

(1) 现有钻井设备、技术完全适应小套管钻井的技术工作;

(2) 现有常规测井仪器均能完成资料录取;

(3) 相同固井质量下, 与Φ139.7mm套管相比, 增厚了水泥环厚度, 提高了固井井身强度;

(4) 射孔采用多种系列枪型 (73、80) 都能满足射孔要求;

(5) 现有采油工艺可满足开采要求, 且容易配套。

2.2 油层改造方案设计

2.2.1 酸化工艺设计

根据邻块纯75块纯79井取芯资料分析, 本区岩石有两大特点:一是碳酸盐含量高、铁含量高, 平均含量在13-16%, 碳酸盐含量高达34.6%, 泥质含量7.7%。因此, 酸化工艺设计前置酸:15%HCl+2%缓蚀剂+0.5%铁离子稳定剂+2%粘土稳定剂+0.5%助排剂;主体酸:25%有机缓速酸或氟硼酸;顶替液:3%NH4Cl+0.3%助排剂;酸液用量:对邻块纯75块酸化施工井的用酸量进行了统计, 从统计结果看, 主体酸量大多在1-1.25m3/m, 前置酸量为0.54-1.19 m3/m, 日产油达8t以上, 因此最优的酸量为前置酸1.1-1.3 m3/m, 主体酸用量为1.0-1.3 m3/m。

单井方案设计时, 针对渗透率低的特点, 加大了酸化规模, 加酸强度调整为2m3m左右, 以尽可能沟通油层通道, 提高渗透率;针对泥质含量高的特点, 主体酸采用有机酸与有机土酸结合使用的酸液体系, 有机酸稳定和防止粘土膨胀, 后置有机土酸解除近井地带的钻井液污染和射孔伤害。

2.2.2 压裂工艺设计

结合邻块纯75块压裂井分析结果, 利用二维裂缝评价模型、两维单相油藏模型及经济评价模型, 计算了不同压裂裂缝参数对单井产量、累产量的影响, 确定了最佳的支撑缝长和导流能力。

随着压裂半缝长的增加, 油井的产量也有不同幅度的增加, 当缝长到90m后, 在增加缝长产量增加幅度变小。这说明进一步增加支撑缝长是没有必要的, 且该块大多数井都处于断层边缘, 距断层不到200m, 因此最优的压裂支撑半缝长的范围为Xf=70-90m。

随着导流能力的增大, 油井的日产量和累产都有不同程度的增加。从10d c.c m增加到40dc.cm时, 产量由7.3t/d增加到10t d, 增加了2.7t/d, 累产量由1400t增加到1700t, 增加了300t。而导流能力从0.4dc.cm增加到1dc.m时, 产量增加很少。这表明导流能力大于0.4dc.m后采出程度增加的幅度变小, 综合考虑各方面的影响, 该块进行改造时最优导流能力为0.3-0.4dc.m (可计算出最佳缝宽) 。

3 实施情况及效果

至11月底该块新井投产油井4口 (自喷1口) , 目前平均日油水平9.7吨/天说明油层改造技术和配套采油工艺取得了很好的效果。见下表1。

4 结论及认识

(1) 采用小套管完井可满足纯67-8块钻井、测井、射孔、油层改造、采油工艺配套等技术, 并取得很好的效果, 下步可在同类油藏中推广应用。

(2) 酸化改造是适合于该块油水井增产增注, 可成为下步该块油水井措施的主导工艺技术。

(3) 下步需要引进、研制完善小套管配套井下工具, 便于油藏精细开发。

摘要：对于低孔、低渗低品位油藏的高效开发, 是钻采工艺方案面临的主要难题。本文通过对纯67-8块完井套管规格、油层改造措施、机采技术配套等采油工艺技术的优化组合后, 在该块整体开发过程中取得了良好的效果。

外墙浮雕效果涂料施工工艺 篇4

适用范围：

本工艺适用于水泥砂浆、混合砂浆、粉刷石膏、石棉水泥板、混凝土板、现浇混凝土、石膏板、旧涂层等室外基层上进行浮雕效果施工。

施工准备： 1)材料准备：

A.腻子：外墙高强度抗裂腻子。B.骨料：粉体浮雕骨料。

C.底漆：外墙工程底漆，应与面涂有良好的配套性。D.面漆：砖红色、浅黄色、浅灰色、白色色外墙面漆等。2)工具和用品准备：

A．刷涂工具：刷帚、排笔、盛料桶、天秤、磅称。B．辊涂工具：羊毛辊筒、海绵辊筒。

C.喷涂机具：空气压缩机、手持喷枪、喷斗、各种规格口径的喷嘴、高压胶管。3)技术准备：

A．基层检查验收：

a.检验混凝土、抹灰面等基层是否已完成，施工质量验收必须符合中华人民共和国行业标准：《JGJ/T29-2003建筑装饰工程施工及验收规范》。

b．就涂料施工而言，对基层有五个基本要求：强度、平整度、干燥度、酸碱度、清洁程度。

强度：合格的基层应牢固，不掉粉，不起砂，无空鼓、起层、开裂和剥离现象，和无附着力不良的旧涂层等。外墙建议使用水泥聚合物等强度较大的腻子，同时批刮不宜太厚，干燥后再对抹灰面进行打磨。

平整度：表面平整、阴阳角垂直、立面垂直和阴阳角方正。此外，要求分格缝深浅一致，横平竖直，无缺棱掉角，滴水线顺直，无表面缺陷，泛水坡度符合设计要求。

干燥度：适合水性涂料施工的基层，含水率应低于10％；通常对水泥砂浆基层而言，在通风良好的情况下，夏季14天、冬季28天，含水率可达到要求。气温低、湿度大、通风差的场所，干燥时间要相应延长。

酸碱度：砂浆、混凝土中的石灰、水泥具有很强的碱性，主要是其中含有大量氢氧化钙的缘故。基层碱性过大会影响涂料的粘结，还会造成涂层变色、起层等质量事故。适合水性涂料施工的基层，一般PH值应小于10。

注意：现场情况多变，养护期到了不代表含水率和PH值达到国标。施工前必须现场多点检测，达标后才能进行涂料施工。

清洁程度：清洁的基层表面有利于涂料的粘结。基层应清洁，表面无灰尘、无浮浆、无油迹、无锈斑、无霉点、无盐类析出物和无青苔等杂物。

c.按设计要求复核修补材料腻子、底漆、面漆产品的品种、规格、颜色及涂料工程等级。B．切缝嵌缝

根据设计好的分格缝效果拉（弹）线定位。分格缝的作用兼具功能性（可防止大面积抹灰开裂，填缝料具有弹性，能防水）、装饰性（凹型线条效果）和施工分块（方便找平及喷涂）的作用。分格缝要求弧度一致，横平竖直，用吊线锤和拉水平通线的方法控制与检查。分块大小要合适，应兼顾立面效果与操作要求。C．现场：

门窗、灯具、电器插座及地面等应进行遮挡，以免施工时被涂料沾污。

D．人员组织：

施工班组应有施工负责人，主要操作人员必须掌握本项施工工艺。辅助工应有专人指导。

工艺程序：

本涂料施工建议应在室外门窗、灯具安装完毕后进行。先做墙面，最后作分格缝。操作程序如下所示：

清理基层——基层修补——满批腻子——喷浮雕骨料——压花干燥——涂刷渗透底涂——涂刷二道面漆

操作方法：

1)基层清理与修补：

A.清除基层表面灰尘和其它粘附物，如脱模剂、油污等。B.将凸起部分敲掉或打磨平整；空鼓部分应敲掉后重新抹面并待其干燥。

C.用腻子填补孔洞和凹陷；用铲刀、钢丝刷将表面浮浆及疏松、粉化部分除去，用腻子修补、表面的麻面孔洞、裂缝。

D.墙面泛碱起霜时用稀盐酸溶液或硫酸锌溶液刷洗，最后再用清水洗净。

E.木质基层应将木毛砂平。

F.对基层原有涂层应视不同情况区别对待：疏松、起壳、脆裂的旧涂层应将其铲除；粘附牢固的旧涂层用砂纸打毛；不耐水的涂层应全部铲除。2)喷涂骨料：

将骨料搅拌均匀后将入专用喷枪，开动空压机，使喷涂压力控制在0.4~0.7 Mpa（4~7 kg／cm2），开启喷枪，自上而下均匀喷涂一遍，喷枪与墙面的距离约为30~60 cm，喷涂中应使喷枪与墙面保持垂直。

3)压花造型：

根据客户需要及实际情况，此工序有时不作要求。当浮雕涂料基本不沾手时（通常是喷涂后5~15 min内），用光滑滚筒蘸1 00号溶剂油或白定油将凸出部分轻轻压平，形成喷压状效果，注意不得留压痕，养护24小时后方可进入下道工序。4)涂刷底漆：

用滚筒或喷涂工具均匀涂刷一遍底漆。涂刷时应自上而下，自左而右地均匀涂刷，尤其是阴阳角部位。注意不要漏刷，不能有气泡。底漆干后如有必要可局部复补腻子，干后打磨平整。底漆必须干燥24小时后方可进入下道工序。

5)涂刷面漆：

将面漆涂料按产品说明要求搅拌均匀。必要时，可以用水按产品说明书中规定的比例稀释，彻底搅拌均匀后使用。辊涂时自上而下，自左而右进行，涂刷方向与行程应一致。每个涂刷面均应从边缘开始，向另一侧涂刷并应一次完成，以免出现接痕。同一个分隔层内的墙面，必须保证一次性施工完毕，进行湿边搭接。涂料接缝应在分格缝处，涂饰应均匀，不能有气泡，不得漏涂。面漆必须干燥4小时后方可进入下道工序。一般涂刷2遍涂料，视不同情况而定。所选较深颜色时，需涂刷3遍。涂刷末遍涂料前，亦可用细砂纸将上道涂层轻轻砂光以提高装饰效果（砂磨时应干透）。

待外墙面漆彻底干燥后，在分格缝两边贴上纸胶带，用小刷子刷涂黑色面漆两道，刷涂好后随即小心撤去保护纸胶带。要细心，不能生拉硬拽，以免将涂刷好的面漆损坏。分格缝的作用是将大面分块，弱化块与块细微高差与色差，同时亦可作为喷涂施工的接头位置。

涂装施工完成后应满足国家有关外墙涂料验收标准的要求。施工质量应达到：不掉粉、起皮，无漏刷、透底，无泛碱、流挂，无砂眼、无刷痕、分格缝规整、顺直。颜色应均匀一致，无明显光泽差异，同一墙面整体效果统一。门窗洁净。

注意事项：

1)涂料使用前应仔细核对标签，并搅拌均匀，用后须将盖子盖严。2)应在环境气温、墙面温度高于10℃，以及相对湿度小于80％和基层含水率<10％的条件下施工。同时，避免在黄昏露水凝结时分或24小时内有雨、雪、大雾天气施工。

3)若在5℃天气为赶工期进行施工，一定要在上午10点到下午3点，温度相对较高时进行。

4)涂料必须密封存放于阴凉干燥的地方，严防霜冻。储存温度不得低于0℃。运输过程中应做好相应的防冻保护。

6)室外装饰施工作往往会与其他工种的交叉作业，应注意涂料工程的成品保护。已经施工的墙面如受到脏物污染，可用干净的湿抹布轻轻擦洗，污染严重时应重新涂刷。如果不慎沾上油漆，应在油漆干燥前，用稀释剂将其擦去。

7)施工时及施工后48小时应保持室外空气流通，无粉尘飞扬。8)涂层干后，在交工前不得长时间浸水，以免发生质量事故。9)涂刷工具用毕应及时清洗干净并妥善保管。

安全防护措施：

1)施工前应检查架板是否搭设牢固，安全可靠后方可进行工作。2)禁止穿拖鞋、硬底鞋、高跟鞋在架板上工作，架板上不能多人集中在一起。

3)使用人字梯时，两梯之间应设拉绳，并用橡胶或麻布包裹梯脚，防止滑倒。

4)施工及照明电器必须按电工安全规范安装接线，严禁随意拉线、接线。5)向现场全部人员进行安全教育。6)打磨墙面时，应佩戴适当的口罩。切勿嗅吸油漆或呼吸喷涂时产生的漆雾。

7)施工时最好能戴上防护眼镜。

工艺效果优化 篇5

关键词：油管清洗机,改造,优化,效果

0.引言

油管主要用于各油 (气) 田开发过程中, 实施采油、采气、压裂、酸化、注水、注气、修井等多种作业用途, 油管下在套管内, 将油 (气) 引导到地面。油管在井内必须能经受管柱周围流体产生的外挤力、油管内流体的内压力以及自身重力产生的拉伸载荷, 而且还应能经受井内流体的腐蚀作用。众所周知, 温度的降低使原油黏度增加, 附着在油管表面的趋势增加。当温度低于析蜡点时, 会使原油凝固在油管壁面。压力的降低, 使原油中的轻质组分挥发, 重质成分特别是胶质、沥青质附着在油管或近井地带造成污染。一般而言, 油层石油中的蜡为溶解形态, 其中石蜡在的溶解度与温度变化成正比例关系;石油本身的性质以及溶解气和石蜡的含量等因素, 也对石蜡在石油中的溶解度产生不同程度的影响和作用。对于油井井筒而言, 石油自井底位置流至井口出, 并且随温度以及压力的不断降低而逐渐逸出来, 此时溶解在石油中的蜡结晶后析出。随着温度的不断降低, 促使石蜡析出, 结晶体也随之增长、增大, 随后聚集、沉积在油管壁上, 结蜡问题由此产生。油井结蜡沉积在油管壁上, 减小了流体的过流面积, 增加了流动阻力, 影响油井的生产。在人工举升油井中, 蜡沉积在举升设备上 (如抽油泵的阀上、油管的内壁上) , 将会影响举升设备的正常工作, 严重时将会使举升设备失效, 使油井产量大大下降。

1. 当前油管清洗过程中面临的困境

1.1 油管清洗机的工作特性

就清洗机而言, 主要有两种方式, 即热煮法和热辐射法。其中, 热煮清洗机的应用原理, 主要是在密闭容器中安装旋转系统, 这样可以确保油管在容器中自由旋转;同时, 还在容器的底部位置布设两套热辐射管, 并且将天然气火焰以及热气辐射至液体, 通过对清洗液进行加热, 使油管旋进, 从而实现油管加热之目的。在油管旋出液面过程中, 建议用水对油管内壁进行冲洗, 然后将油管转入传输线;同时, 还要在传输线的一端布设具有热水外壁环喷功能的清洗设施, 当油管向外传输时对外壁进行冲洗干净。密闭容器中, 布设沉淀箱、排污设施, 并且利用泥浆泵排净污泥。对于热辐射清洗机而言, 其基本工作机理是由热源基于铝钛合金反射板将热能辐射至油管之上, 以此来促使油管升温;完成该环节的加热以后, 将油管运行至密闭容器内, 并且在容器底部布设两套直燃加热器 (天然气) , 对容器中的液体进行加热, 然后用热水冲洗油管壁;将油管运到传输线, 在容器一端布设油管外壁清洗喷头, 以此来冲洗外壁。

基于对油管清洗机以及相关物理清洗法的综合应用考虑, 因稠油熔点相对较低, 采用柴油浸泡等传统清洗方法, 势必严重污染环境, 所以对稠油以及结蜡油管进行清洗时, 建议采用自动化节能环保型清洗设施和技术工艺。

1.2 存在问题

箱体内有两台耐热潜水泵用来冲洗油管的内外壁, 因潜水泵长期泡在80℃~90℃的热水中, 驱动电机在高温环境下工作极易损坏, 修好的电机有时用上一两月、有时用十来天就烧坏了, 每次修电机得要四五天时间, 频繁地停机修理严重影响了工作效率。

从实践来看, 油管内壁上的附着物具有液固两相性, 而且其黏度于相变点处随着温度的不断变化而变化, 即随之升高而降低。基于对附着物的该种特性分析, 建议采用加热油管的方法来降低除油难度。具体而言, 可采用的清洗方法是蒸汽车、热煮池以及中高频加热等多种类型的清洗方式。在传输时, 油管外壁上附着的原油会对传输滚轮造成污染, 为了能够有效避免油管清洗过程中产生二次污染, 建议先对外壁进行清洗, 这有利于保证油管外壁清洁。由于工人的劳动强度非常大, 而且对环境会造成污染, 因此该种方法和工艺逐渐被高压水射流清洗机取代, 清洗外壁时需固定高压水喷头, 油管旋转、前进, 可以有效清洗外壁。一般而言, 油管较细, 高压水射流也存在着清洗不到之处, 几乎无法有效清洗干净。

对于传统油管清洗机而言, 其缺点主要表现在以下几个方面:

第一, 能耗比较高, 而且安全性差。该设备需加热, 而且需要不断进行加热, 保持使箱体中的水高温。

第二, 会造成环境污染。箱内污油清洗时, 其浮在水表面上, 而且油管升出水面以后, 又会受污油的影响。对此, 可在出口位置布设钢丝刷轮组, 目的在于对外壁进行清洗。由于箱内布满轮盘以及油管等位置清理难度比较大, 实践中为了能够有效避免清淤时出现污水横流现象, 因此在热煮箱周围需建排水沟或者集污池。

第三, 故障发生率比较高, 维修难度较大。其机械传动机构都在箱体内, 机械手动作时间、轮盘齿槽运转位置等要求配合精度很高, 容易发生卡油管问题。而且发生故障后难以排除, 操作人员要求技术素质高。

2. 油管清洗机改造工艺的优化措施

2011年底投用的一台油管清洗机, 其工作原理是靠天然气直燃机加热箱体内的水至80℃~90℃的高温, 来熔化油管内外壁的蜡质物, 达到解堵的目的, 箱体内有两台耐热潜水泵用来冲洗油管的内外壁。因电机长期浸泡在80℃~90℃的热水中, 密封件在高温环境下极易损坏, 密封件损坏了就导致了电机进水, 电机一进水自然就烧坏了。如图1所示, 电机频繁烧损的问题反馈给厂家也没有好的解决方法。我们经过反复讨论, 大家在想, 如果把电机放在高温液体外面, 问题不就解决了, 在2013年对其进行了改造, 淘汰了两台耐高温潜水泵不用, 根据工作参数、空间布局, 挑选了两台液下泵, 经过改装后, 由于电机装在水槽外面, 从根本上解决了驱动电机经常因高温运行而损坏的问题, 自7月改造至今, 再没有发生过烧电机的故障。如图2所示, 这项改造成果大大降低了维修成本, 按平均两月修一次电机计算, 两台泵一年要修12台次, 每台次光修理费要2000元, 仅这一项一年节约2.4万元的修理费, 还不包括频繁更换设备的人工费和误工损失。这项改造成果也进一步提高了设备的工作效率。

3. 油管清洗机改造工艺的应用效果

2015年开始又对生产方式进行了优化, 以前是“油管清洗机”每次只生产当班够用的油管, 几乎每天都启动设备工作, 2015年开始要求启动一次“油管清洗机”时要把清洗的油管放满所有管架, 基本够一周的生产需求, 这样就减少了设备启动次数, 同时也达到了节约天然气的效果。

结论

通过表1可以看出, 对油管清洗机装置系统进行改造和生产方式的优化, 仅就2014年与2015年相比生产修复油管效率提高了129% (2014年修复油管88192米, 2015年生产修复油管202000m) ;在产量翻翻情况下, 天然气消耗每年节约32000m3, 节约天然气费用7.5万元;2015年完成修复油管产值404万元, 2014年完成修复油管产值176.38万元, 2015年比2014年修复油管产值增加了227.62万元, 产值增加比为129%。真正起到了提高生产效率, 降低生产成本的效果。为采油一厂的修旧利废、降本增效工作做出了重大贡献。

参考文献

[1]邢雪阳, 赵健, 郭公浦, 等.自旋式高压旋转射流清洗油管装置的设计与研究[J].清洗世界, 2016 (1) :17-21.

[2]赵军友, 刘祥猛, 张振国, 等.油管清洗特种车关键技术研究[J].清洗世界, 2015 (2) :24-28.

[3]陈新兵, 付海军, 张永斌, 等.一种新型油管清洗伸缩式刮刀在油田水井管除垢工艺上的应用[J].化工管理, 2014 (24) :197.

工艺效果优化 篇6

桑树是落叶性多年生双子叶木本植物, 属荨麻目桑科, 桑树韧皮部内成簇状分布大量束纤维。桑皮纤维是从桑树枝剥下的桑皮经脱胶提取而成, 属天然植物纤维素纤维, 具有坚实、柔韧、密度适中和可塑性强等特点, 其手感柔软、易于染色, 既有蚕丝的光泽, 又有麻纤维的挺括, 并有着优良的吸湿性、透气性、保暖性和一定的保健功效。作为新型天然纺织材料, 桑皮纤维具有较大的开发利用价值。

本试验通过化学脱胶技术对桑树皮进行脱胶处理。试验选择脱胶工艺技术参数来进行脱胶生产流程试验, 形成桑皮纤维提取的配套工艺技术, 完成桑皮纤维材料的制备, 为进一步开发系列桑树纤维纺织新产品创造条件。研制桑皮纤维不仅增加了一种新的天然纺织材料, 还可对大量废弃的桑树皮进行深度开发, 变废为宝, 大大提高其附加值, 对于茧丝绸产业资源的综合开发利用, 有十分积极的意义。

1 试验机理

1.1 桑皮化学成分和结构

麻属单细胞纤维素纤维, 一个细胞就是一根纤维。单纤维为长筒形厚壁纤维细胞, 两端封闭内有中腔。桑树皮的韧皮纤维在茎中是集合成纤维束的, 纤维束间含有胶质。

目前国内已有研究人员对桑树皮进行了初步研究, 分析结果表明:桑皮最外层是表皮, 含有大量的木质素, 表皮上有间隔的叶柄;第二层含有大量的单宁;第三层为粗长纤维, 纤维间含有部分胶体;第四层为短纤维层, 短纤维的长度是越向内层, 越短, 纤维之间含有乳浆质;第五层为最内层, 纤维最短, 纤维间有一种特殊的物质使纤维相互并合。

桑树皮纤维的主要成分包括纤维素、半纤维素、木质素和果胶四种。纤维素存在于桑树皮的细胞壁内, 是桑皮的主要成分, 是在制备工艺纤维过程中应设法保留的部分。半纤维素是非纤维素的碳水化合物, 一部分与纤维素联系在一起, 而另一部分则与木质素连结在一起。木质素使纤维互相粘在一起, 不但影响可纺性, 还降低了纺织品染色着色力。所以, 必须使纤维原料中的木质素溶出, 使纤维互相分离。果胶物质是由非常复杂的碳水化合物组成, 主要是果胶酸的钙-镁盐。随着植物的生长成熟, 钙-镁盐聚集增多, 果胶分子由长链变成网状形, 因而果胶难于溶解。可用稀酸稀碱处理, 使它水解溶出。

1.2 脱胶机理

桑树皮中除含有纤维素外, 还含有较多的半纤维素、木质素、果胶等胶杂质成分。在提取桑皮纤维时, 应保留纤维素, 除去胶杂质。由于桑皮纤维单纤维长度过短, 强度不足, 不利于纺织加工, 故应将桑皮纤维制成工艺纤维以供纺织使用。

植物纤维化学脱胶的基本原理是利用植物韧皮中纤维素和胶杂质成分对碱、无机酸和氧化剂等的稳定性的不同, 在不损伤植物纤维原有物理性能的原则下, 去除胶杂质成分, 保留纤维素成分的化学加工过程。在此加工过程中可辅以一定的机械作用, 以达到工业上脱胶加工的要求。碱法煮练是应用较为普遍的化学脱胶方法。碱法煮练主要是利用纤维素对碱液的稳定性和非纤维素对碱液的不稳定的特性, 将韧皮纤维在一定的浓度、温度和蒸汽压力的碱液中进行煮练, 使非纤维素物质在煮练过程中, 分别进行溶解, 裂构, 皂化, 乳化等复杂的化学反应而除去。

由于桑皮中的胶杂质主要为半纤维素、木质素和果胶, 这些杂质在碱性条件下可以溶除, 所以, 桑皮纤维的提取工艺以碱煮为主, 并辅以酸洗、氯漂等加工方法。经煮练后, 纤维中的胶杂质被分解而除去, 韧皮部中的纤维束彼此分离, 而成为可供纺织用的纤维束。但是, 粘合单纤维成纤维束的果胶等胶质不宜除去, 否则将造成精练过度, 纤维失去强力, 使纺织上无法使用而遭受损失。

1.3 脱胶技术现状与分析

在实际工业生产中, 苎麻的化学脱胶工艺是麻类植物纤维化学脱胶工艺中比较成熟的。

苎麻的化学脱胶的工艺流程大体是:

原麻→浸水→浸酸→碱煮→拷麻→氯漂→酸洗→给油→烘干。

苎麻化学脱胶工艺的核心部分是碱煮。碱煮一般分为一煮法和二煮原法两种。两种碱煮方式均为常压煮练, 煮练液中辅以适量煮练助剂, 用碱量、保温时间等视原麻的胶含量多少有所增减。实践表明, 二煮法比一煮法的脱胶效果好。另外, 二煮法中头煮所用煮液是二煮残液, 可提高化工药剂的利用率。

拷麻有助于脱除残留在纤维上的胶杂质, 氯漂采用常温下低浓度短时间处理的方式, 酸洗后用清水洗至中性。

桑树皮纤维与苎麻纤维同属麻类植物纤维, 所以桑树皮的脱胶工艺可参考苎麻现有的脱胶工艺。但是, 由于桑树皮在化学组成上与苎麻有较大的不同, 所以桑树皮的化学脱胶工艺不适宜完全套用苎麻的脱胶工艺, 须进行适当的改进。

考虑到桑树皮纤维的胶杂质含量大等因素, 脱胶工艺可考虑延长煮练时间, 添加煮练助剂, 生物预处理以及加强机械捶拷等改进方式。

2 流程路线

2.1 试验材料

本试验采用经过适当前处理的桑皮样品作为材料进行脱胶试验。

2.2 拟定对比路线

路线一:试样→浸水→浸酸→碱煮→打纤→氯漂→酸洗→给油→烘干→成品。

路线二:试样→浸氯→初练→打纤→酸洗→复练→打纤→酸洗→给油→烘干→成品。

路线三:试样→预浸氯→初练→打纤→酸洗→浸氯→复练→打纤→酸洗→给油→烘干→成品。

3 结果和分析讨论

3.1 木质素的有效去除

桑皮中木质素的含量较大, 达10%~20% (干重) 。经试样对比后认为, 当成品的木质素含量低于0.8%时, 纤维光泽好, 洁白、柔软且有弹性, 可纺性、染色性好;而当成品的木质素含量在1.5%以上时, 纤维粗硬、脆、弹性差, 呈棕黄色, 后道工序加工较为困难。因此, 如果桑皮纤维中的木质素不能有效地除去, 纤维成品的品质将大受影响。

木质素遇酸不能溶解, 经无机酸处理后的木质素更加稳定, 这增大了碱液煮练的难度。试验按路线一进行时, 煮练时间为4h, 木质素残留量仍较大。此路线的桑皮纤维成品还不适合作为纺织材料。因此, 桑树皮化学脱胶的预处理不宜采用苎麻传统脱胶工艺的预浸酸处理。

木质素易氯化, 生成氯化木质素, 可用碱液轻松除去。路线二采用先浸氯处理, 再碱煮的工艺, 可以尽早且尽可能多地除去木质素。但桑树皮中含有大量的木质素, 当外层的木质素与氯发生反应后, 生成的氯化木质素因处于其他木质素的外表, 阻止了氯化作用的继续进行, 对内层木质素反而起到保护作用, 致使处于内层的木质素不易继续被氯化。对比试验表明, 在只进行一次氯化处理的前提下, 即使进行两次碱煮, 要除尽木质素也是比较困难的。按路线二所得的桑皮纤维成品呈棕黄色, 手感偏硬。

对比路线三采用氯化→碱煮→氯化→碱煮的多次氯化与碱煮的方案。方案通过预浸氯和初次煮练除去大部分木质素, 再进行第二次氯化和碱煮将纤维中的内层木质素除去, 效果良好。因为初次氯化时纤维中木质素含量较大, 而在第二次氯化时木质素含量已大幅度下降, 所以第二次氯化作用的时间要比初次氯化作用的时间短。按路线三所得的桑皮纤维成品性能较好。

分析对比后, 优选路线三。

3.2 煮练条件对脱胶的影响

本试验采用碱法煮练对桑树皮进行化学脱胶, 试验中大部分的胶杂质是在碱煮的过程中除去的, 工艺中碱的浓度与煮练时间对脱胶效果有十分重要的影响。由于桑树皮中胶杂质含量较高, 试验中添加助剂硅酸钠和净洗剂6501加强煮练效果。硅酸钠具有渗透性、乳化性、泡沫性和保护胶性, 因而具有很强的洗涤与扩散作用。硅酸钠在水溶液中可水解出氢氧化钠与偏硅酸, 既能稳定练液的p H值, 加强煮练的效果, 又能吸附杂质与色素, 防止分离的杂质与色素再度粘附在纤维上。净洗剂6501具有悬浮污垢的作用, 发泡、稳泡性能良好, 在胶杂质含量较大的桑皮纤维脱胶工艺中有良好的适用性。

在试验工艺过程中, 初练液中加入多量的硅酸钠, 可吸附大量从纤维上分离出来的胶杂质, 并可减少氢氧化钠的使用量。复练液中加入多量的氢氧化钠, 可以在短时间内除去剩余的胶杂质, 制取符合纺纱要求的桑皮工艺纤维。因复练时胶杂质含量相对较少, 硅酸钠吸附杂质与色素的作用相应减弱, 主要起到渗透、乳化等作用, 所以, 硅酸钠的加入量亦随之减少。试验表明, 煮练时间长, 则脱胶效果好。但是, 随着煮练时间的延长, 胶杂质逐步分离和溶解, 练液变混浊, 黏度增大, 变稠, 影响碱液在纤维间的渗透, 使胶杂质无法被进一步分离溶解, 造成煮练不均, 甚至达不到煮练应有的效果。经优选, 确定初练时间为1.5h, 复练时间为1h。

此外, 在试验过程中尝试煮练液套用, 将复练后的煮练液用于初练, 以提高化学药剂的利用率, 达到一定的脱胶效果。

3.3 酸洗条件对脱胶的影响

经煮练脱胶后的纤维用酸进行清洗, 目的是中和留在纤维上的残碱, 去除被纤维吸附的有色物质, 使纤维色泽洁白松散。经煮练后, 纤维上的大部分胶杂质脱离被去除, 纤维素部分裸露。为了减少酸洗对桑皮纤维的损伤, 此时选用低浓度的酸液较为适宜。浸酸时间不宜过长或过短, 过长则有损纤维的强度, 过短则纤维内残胶不宜中和洁净, 色素不易退清, 桑皮纤维亦不松散。经优化对比, 确定浸酸时间约10min, 浸酸时须不断搅动。

3.4 水洗

在初练与复练后, 先用热水对纤维进行清洗, 然后用冷水洗至中性。热水处理的目的是利用残留在纤维上的碱液来延长煮练的时间, 提高练液的利用率, 增强煮练的效果, 可看作是煮练的继续。煮练液中含有硅酸钠, 遇酸后易生成胶状偏硅酸。不溶性的偏硅酸经烘干后易黏附在纤维表面, 导致成品纤维品质下降, 手感粗硬, 不利于后续加工。所以, 煮练后的试样在进行酸洗前应充分水洗, 避免硅酸钠的残留。

3.5 后处理

桑皮纤维经脱胶后, 须及时进行给油或柔软处理, 使纤维柔软、松散与洁白, 防止残留的胶质重新聚结而出现并丝、硬条等不良现象, 使制得的桑皮工艺纤维满足梳纺等后道工序加工的需要。

3.6 制品及分析

经过工艺优化改进, 整个工艺过程耗时大幅减少, 制得的桑皮工艺纤维为束状纤维, 呈细条网状, 纤维束长度比单纤维长, 白度较好, 手感较柔软。经适当开松处理后, 可作纺织材料使用。

在脱胶试验过程中, 存在脱胶不均匀的现象, 所制得的桑皮工艺纤维中常出现夹带部分单纤维或硬皮等现象, 影响进一步的纺纱。出现这样的问题, 疑为桑皮原料不均一所致。在实际生产中可考虑将桑皮原料按粗细老嫩等不同情况进行预先分类处理, 并适当调整工艺条件, 使制得的桑皮工艺纤维均一, 提高原料的利用率。

4 结语

经过对比试验, 确定采用多次氯化与碱煮的工艺路线, 工艺路线为:试样→预浸氯→初练→打纤→酸洗→浸氯→复练→打纤→酸洗→给油→烘干→成品。

通过对桑皮纤维化学脱胶的试验, 各脱胶工艺步骤影响因素的分析和优选工艺配方的确定, 认为按优化改进后的工艺对桑皮纤维进行脱胶处理, 可制成符合纺织使用要求的桑皮工艺纤维。

参考文献

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[2]闵乃同, 闵宁一.绢与麻的精练脱胶技术手册[M].南宁:广西壮族自治区出版总社, 1988.

[3]钱章武.麻纺原料[M].纺织工业部经济研究中心编辑出版社, 1985.

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[5]荆学谦, 杨佩鹏, 武海良.桑皮纤维脱胶工艺初探[J].中国麻业, 2006, 28 (4) .182-186.

[6]殷立德.桑皮纤维及其制备方法和应用.从CN1137071, 1996-12-04.

减压装置的工艺优化 篇7

关键词：减压塔,蜡油,收率

能源短缺问题随着世界人口的不断增长以及工业化的持续发展变得越来越严重。我国是一个能源消耗的大国, 我国的能源消耗主要集中在工业部门。随着能源成本的不断增大, 工业节能降耗已经是大势所趋, 石油化工是用能大户, 而炼油厂常减压蒸馏装置是其中耗能最大的, 约占整个炼油厂的20%-30%。近年来炼油工业随着国际石油危机的加剧发展也越来越迅速。近20年来, 虽然我国的炼油企业的节能工作取得了很大的成绩, 不少装置的能耗已经接近世界先进水平, 但是从整个炼油厂来看, 单位原油加工量的能力还是比世界先进水平高出许多。由于常减压装置消耗能量约占炼油厂总用能的25%-30%, 已成为炼油厂中消耗量最大的装置, 因此, 我国各炼油厂对常减压装置进行以降低能耗为中心的技术改造就显得十分必要。详细介绍了适用于常减压装置节能的新工艺、新设备以及优化操作。工艺方面主要有采用过滤脱盐新技术对原油进行深度脱盐、采用强化蒸馏新工艺提高原油蒸馏拔出率、优化产出、增产柴油;设备方面主要使用规整填料和新型塔板改善分馏塔分馏效率、使用新型燃烧器提高加热炉效率、使用新型换热器提高热回收率、采用变频技术降低装置电耗;优化操作方面主要有利用计算机进行监控与管理和改善操作条件。最后对国内原油常减压装置节能改造提出了一些建议, 以供炼油企业在进行原油常减压装置改造时参考。

1 概述

大型炼油厂以及石油化工企业的首要生产环节就是原油常减压蒸馏过程, 其装置是一个非常庞杂的系统, 并且投资巨大。在常减压蒸馏装置中, 进来的原油需要大量的热量来加热, 而出来的产品温度又偏高, 不便于储运, 需要把这些产品冷却到一定的温度, 这又需要大量的冷量。因此, 合理的设计一个工艺流程方案来匹配冷热负荷, 用温度较高的产品去加热进入系统的温度较低的原料油, 对于炼油厂节能也是非常重要的, 不仅如此, 一个工艺流程方案是否合理, 直接影响着这个炼油厂的耗能大小, 一个最佳的工艺流程方案的提出是至关重要的。常减压是炼油厂中一个核心部分。随着小型炼油企业所炼原油的重质化和劣质化, 不仅环保问题愈加突出, 降低能耗, 提高经济效益也势在必行。

2 技改问题

原油的重质化和劣质化, 使常虹炼油厂减压装置存在蜡油拔出率低、蜡油残炭偏低问题, 使下游的催化装置原料蜡油不足、质量不高。

3 技改措施

(1) 优化原油进料。当两种性质不同的原油混合后进行常减压蒸馏时, 混合比例对蜡油拔出率有重要影响。在适当的混合比例下, 有可能使蜡油拔出率高于一种原油单独加工时的蜡油拔出率, 也有可能使蜡油拔出率低于一种原油单独加工时的蜡油拔出率。根据油品性质, 合理调配掺炼原油比例。 (2) 提高减压塔塔顶真空度, 适当提高塔底吹气量。减压塔二级抽真空器在保留原来蒸汽喷射泵的基础上, 新增加一台机械抽真空泵。减压塔顶真空度由原来的-92Kpa, 提高到目前的-94Kpa, 塔底吹气量由1.5t/h提高到2.5t/h。减压塔底吹入过热蒸汽可以降低减压塔内油气分压, 使之在较低温度下汽化, 更多的蜡油组分得以分离, 蜡油收率增加。 (3) 提高减压炉出温度, 提高重组分气化率。减压炉炉出温度由380±2℃提高到380-385℃, 温度的提高可以提高油品的气化率, 使更多的蜡油组分从渣油中分离出来。 (4) 降低减三热返量, 调整中段回流比。搞好产品的分布及中段回流取热比例, 不使塔内局部塔板压降过高, 使气化段真空度更高, 从而增加蜡油收率, 搞好减压塔的分馏效果, 使更重的组分从渣油中分离出来, 提高蜡油收率。减三热返量由15/h调整为5t/h, 减二、减三冷返量根据加工油品不同及时调整, 合理平衡塔内负荷, 由于内回流的减少及中段回流使产品蒸汽在上升过程中很快减少, 可有效降低减压塔压降, 保证蜡油抽出量的最大化。

通过这些技术措施, 使更多的蜡油组分从渣油中分离出来, 提高了减压蜡油收率, 同时控制蜡油残炭在合理的指标范围内, 为解决公司蜡油量不足、提高目的产品收率提供了保障。

4 结论

通过优化原油进料配比、提高减压塔顶真空度、提高减压塔底吹气量、提高减压炉炉出温度、降低减三热返量等措施使减压装置蜡油收率有了一定幅度提高, 较好地解决了废料排放问题, 生产出更多清洁型燃料, 既增加经济效益, 又增加了社会效益。

参考文献

[1]米英泽.原油蒸馏装置的节能措施[J].黑龙江科技信息, 2003 (07) .

[2]焦勇华.100万吨/年常减压-氧化沥青装置节能减排控制研究[J].中国高新技术企业, 2008 (11) .

[3]宋景平, 曹阳, 房槐, 闫沛仁, 杨克.规整填料在5Mt/a常减压装置减压塔提馏段中的应用[J].石化技术与应用, 2007 (04) .

原油分离工艺优化研究 篇8

1 模拟软件和状态方程

1.1 模拟软件

本研究使用仿真模拟软件ASPEN HYSYS 8.6进行建模计算。该软件用于集成式工程环境中, 单元操作之间由流程中的物流进行联系。ASPEN HYSYS集成了功能强大的物性计算包, 包括上万个交互作用参数和1 000多个纯物质数据。在油田地面工程设计中, HYSYS软件普遍应用于各种原油处理流程的模拟计算。

1.2 热力学模型及状态方程

状态方程的选择是系统物性模拟计算准确的关键, 本文使用Peng-Robinson (PR) 方程, PR状态方程用于烃类混合物气液平衡计算具有较高的精度, 适用于含非极性分子的模拟计算, 应用范围广 (温度大于-271℃, 压力小于100MPa (G) , PR状态方程是最常用的状态方程之一。

2 分离工艺优化研究

伊拉克原油大多属于重油, 密度高, 且外输指标苛刻, 要求原油含H2S不大于50×10-6, 雷氏蒸汽压 (RVP) 不大于68.9k Pa (A) 。

针对这种特点的原油, 通过使用HYSYS软件进行工艺模拟, 分别对原油分离级数和分离压力进行优化研究。

典型的原油处理工艺流程如图1所示。

2.1 分离级数研究

分离级数的不同参数选取对原油物性及原油收率都存在影响, 本节通过选取不同分离级数, 进行结果对比研究。

从理论上来讲, 原油处理工艺分离级数愈多, 储罐内原油收率愈高, 但过多的增加分离级数, 原油收率的增加愈来愈少, 而分离设备的投资和经营费用却大幅度上升, 经济效益下降。生产实践证明, 油气比较高的高压油田采用三级或四级分离, 能得到较高的经济效益, 但对于油气比较低的低压油田采用二级分离经济效益较好。因此对进站两级分离和三级分离工艺, 进行对比研究。比较结果如表1所示:

根据模拟结果可以得出, 对于本油田工艺流程, 二级分离+一级稳定和三级分离+一级稳定对原油收率基本无影响, 从经济效益的角度考虑推荐使用二级分离+一级稳定的工艺流程。

2.2 分离压力研究

2.2.1 一级分离压力研究

在选择分离压力时, 要按原油组成、集输压力条件, 经相平衡计算后, 选择其优者。根据井口回压不大于2.0MPa (G) 的原则进行站外集输系统模拟计算, 本油田处理设施进站压力最大值, 选取为1.1MPa (G) ;二级最低分离压力根据采出水能够靠生产压力进入污水处理系统, 选取最低为0.3MPa (G) , 由流程反推进站压力最低为0.7MPa (G) , 因此综合对比进站压力1.1MPa (G) 和0.7MPa (G) 下, 原油处理系统的能耗和原油收率见表2。

由以上分析数据得出, 一级分离器操作压力越大, 收率越高, 总压缩机功率越小, 进站压力提高可以有效的提高原油产出率, 并降低气体压缩的能耗, 基于以上结论选取进站压力1.1MPa (G) 。

2.2.2 二级分离压力研究

分析对比不同的二级分离压力对原油收率的影响, 二级分离如前所述最低分离压力0.3MPa (G) , 下表中列出二级分离压力0.6MPa (G) 和0.3MPa (G) 下, 原油收率及各级压缩机功耗, 如表3所示:

根据以上结果可以得出, 二级分离压力对于原油收率及压缩机功率有一定影响, 二级分离器压力降低可提高原油收率, 但会增加二级分离器出口压缩机功率。经济评价中原油回收率起主导因素, 因此采用较低的二级分离压力。

3 结束语

基于原油处理工艺流程模拟计算分析, 本油田项目适宜的分离级数和分离压力是:二级分离, 一级分离压力1.1MPa (G) , 二级分离压力0.3MPa (G) 。在此工况下能实现原油回收率较高, 经济投资较少和设施能耗较低的优化组合。目前此工艺流程已在油田一期和二期工程中应用, 原油处理设施已顺利投产, 原油回收率达到设计预期, 外输原油品质合格。

摘要：在油田地面工程设计时, 流程工艺参数的优化对投资估算, 油田开发规划、原油产量, 有极大影响。使用ASPEN HYSYS软件, 建立原油处理工艺流程模型, 针对油田地面工程的分离工艺, 分析不同工艺流程对油田产量和设施负荷的影响, 为工程设计提供指导。ASPEN HYSYS是Aspen Tech公司推出的一款功能强大的石油化工模拟软件, 广泛应用于石油天然气处理、精细化工、制药、石油炼制等领域。软件由多种模块构成, 可以进行多种装置单元的模拟计算, 其庞大的物性数据库可以进行多种介质的流程模拟。

关键词：HYSYS,流程模拟,工艺优化

参考文献

甲醇合成工艺条件优化 篇9

甲醇合成采用的催化剂为KATALCO51-9。目前KATALCO51-9型催化剂在国内甲醇生产中应用较为广泛,市场占有率超过50%。因此,本研究不仅具有一定的理论意义,更具有较好的实际应用价值。

1系统简介

1.1合成系统组成

合成系统按功能主要划分为气源、反应装置、冷凝分离、分析检测等4个单元。各单元的组成如下。

(1)气源单元

CO、H2、CO2、N2、CH4等来自于前系统转化单元和变压吸附单元。

(2)反应装置

甲醇合成塔(D121、D122)。

(3)冷凝分离单元

进出口换热器(E121、E123A/B)、冷凝器(E122、E124)、气液分离器(D321、D322)、过滤器(H321A/B、H322A/B)、流量调节阀、压力调节阀、温度控制阀。

(4)分析检测单元

气体组分在线分析仪、在线热电偶、压力表、流量计等。

1.2总工艺流程

原料气CO、H2、CO2、N2、CH4等以一定的比例并配以不同量的循环弛放气经过不同的进出塔换热器后进入两合成塔,在一定温度、压力和催化剂作用下部分转化为甲醇。反应后的气体经冷凝、分离为气液两相物流。为了排掉合成反应过程中不能反应的惰性组分,合成系统必须放掉一部分弛放气。由流量计、在线分析仪测量元件,得到弛放气排放量、各组分浓度等实验数据,液相产品通过流量计分析检测单元得到所需实验数据。实验流程如图1所示。

D121—第一合成塔; D122—第二合成塔;D123—第一合成汽包; D124—第二合成汽包;E121—第一合成塔进出口换热器;E123A/B—第二合成塔进出口换热器;E122—第一合成塔冷凝器;E124—第二合成塔冷凝器;D321—第一合成塔气液分离器;D322—第二合成塔气液分离器;H321A/B—D321出口过滤器;H322A/B—D322出口过滤器;FV3503—粗甲醇流量调节阀;FV3301—合成回路压力调节阀;TV3401—第一合成塔入口温度控制阀;TV3402—第二合成塔入口温度控制阀;AI3701/3702/2201—气体组分在线分析仪;TC—合成塔入口温度控制显示表;PIC3302—合成回路压力控制显示表;FIC3503—粗甲醇流量控制显示表;J111/2—合成气压缩机;J121—合成回路循环压缩机

2测试前装置状况

试验是在装置开车轻负荷运行之后进行的,催化剂的状况及开车情况如下。

2.1催化剂的装填与还原情况

D121合成塔、D122合成塔底部分别装了ϕ6 mm瓷球和ϕ13 mm耐火球,每个塔装KATALCO51-9催化剂396桶,约重83.16 t。装填完成后,合成回路氮气充压到0.65 MPa,启动循环机,控制氮气循环量在38 500～43 000 m3/h,进行配氢、升温还原,直到合成催化剂升温还原全部结束,整个还原共计153 h。期间D121累计出水54.5桶(11 445 kg),D122累计出水56桶(约11 760 kg)。在催化剂还原期间,出口CO2间歇排放,控制出口CO2含量小于20%。还原结束后转入轻负荷运转。

2.2轻负荷运行

轻负荷运行是进入满负荷运行前的一个必须程序。催化剂活化后,初活性较高,一般高于耐热后活性30%,为防止催化剂床层超温,延长催化剂使用寿命,一般都需要经历轻负荷运行过程。另外,为保证实验结果前后的一致性,不因催化剂活性降低而影响到测试数据的可靠性,数据测试工作在催化剂耐热后,即轻负荷运行之后进行。催化剂还原结束后,系统用N2逐步升压至3.0 MPa,N2含量达到100%,催化剂床层温度达200 ℃,在较低温度情况下切入原料气,系统正式进入轻负荷运行阶段,时间约为1 d。

3试验结果与讨论

轻负荷运行之后,分别就温度、压力、进合成系统新鲜气量、氢碳比等工艺条件对甲醇合成CO、CO2、总碳转化率,粗甲醇产量,甲醇选择性以及精甲醇产量的影响进行了实验,并找出其中的规律,给出合理的解释。为了便于取点计算,以上所有转化率计算值都为总转化率,同时,安排了正交实验,就各条件对甲醇合成综合性指标(精甲醇产量)的敏感性进行分析,得出了影响程度的次序。

通常对每个工艺条件实验要求测定三到四个点,每个点的测定时间间隔至少2 h以上,这是充分考虑了某一个工艺参数调整后,系统恢复稳定需要一定的时间确定的,因此必须在系统重新稳定之后才可以测定实验数据。

3.1反应温度的影响

在(H2-CO2)/(CO+CO2)=2.25,进合成系统新鲜气量为321 850 m3/h,且两合成塔D121与D122的新鲜气比例为1∶2,合成系统压力P 7.55 MPa的条件下,考察了合成塔入口温度对KATALCO51-9催化剂甲醇合成反应性能的影响,考察结果如表1。

根据实验数据,温度对CO、CO2、总碳转化率的影响如图2所示,对粗甲醇产量的影响如图3,对选择性的影响如图4,对精甲醇产量的影响如图5。

由图2可以看出,合成塔入口温度在216～222 ℃之间,CO、总碳转化率呈增长趋势。CO2转化率呈先增加后下降趋势,在220 ℃出现最高点。

图3、4、5显示,在低温时粗甲醇产量低、选择性较差、精甲醇产量也低,以220 ℃开始,粗甲醇产量、选择性、精甲醇产量迅速增加,222 ℃达最高值。合成塔入口设计温度为230 ℃,由此可见,入口温度低于设计温度对甲醇合成有不利的影响。

合成甲醇主要化学反应为CO和H2的反应:

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CO2与H2发生以下反应:

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同时,反应过程除生成甲醇外,还伴随发生一些副反应,生成少量的烃、醇、醛、醚、酸和酯等化合物[3]。

甲醇合成主反应为强放热反应,温度升高,从热力学角度来看,降低了反应的平衡常数,使甲醇合成反应向着生成甲醇的逆方向进行,导致总碳转化率和甲醇产量下降。但从动力学角度来看,提升温度可以较大幅度提高甲醇合成过程中各反应的速率常数,因此各反应的反应速率升高,从而使相同时间内总碳转化率和甲醇产量还是升高。

另外,虽然温度升高对甲醇合成过程中正副反应速率有着等同的影响,但从图4可以看出,随着温度逐渐接近设计温度,甲醇的选择性明显提高,这对实际生产中减小甲醇精馏工段负荷、降低能耗,提高经济性非常有利。

由图5得知,该合成反应在入口温度为222 ℃时,精甲醇的产量最高。由于催化剂活性随着使用时间的增长会逐渐降低,所以目前在催化剂使用初期,催化剂活性最高,应控制在低于设计温度,如220 ℃。如若控制过高,虽然甲醇产量会增加,但由于此时催化剂活性高,会导致反应剧烈放热,引起催化剂床层过热,进而降低催化剂的使用寿命。随着催化剂使用时间的推移,活性慢慢降低,应逐渐提高合成塔入口温度,靠近设计温度,或略高于设计温度,以提高反应速率,保证甲醇的产率。如果催化剂初期就控制较高温度,等到催化剂后期则没有更多的提温空间,而不能保证甲醇的产率。

因此,实际工业生产过程反应器的操作温度要兼顾到催化剂使用的初期、中期和后期,根据反应状况,制定出合理的温度操作范围,实时调整操作温度。

3.2反应压力的影响

在(H2-CO2)/(CO+CO2)=2.25,进合成系统新鲜气量为321 850 m3/h且两合成塔D121与D122的新鲜气比例为1∶2,合成塔入口温度为222 ℃的条件下,考察了合成系统压力对KATALCO51-9催化剂甲醇合成反应性能的影响,考察结果如表2。

压力对CO、CO2、总碳转化率的影响如图6所示,对粗甲醇产量影响如图7,对选择性影响如图8,对精甲醇产量的影响如图9。

由式(1)和式(2)可知,合成甲醇反应是体积缩小的反应,压力提高,有利于反应向生成甲醇的方向进行;从动力学角度考虑,反应速率与反应物浓度的幂次方成正比[见式(4),(5)][4],压力提高,气体浓度增大,反应速率加快,这也有利于甲醇的生成。

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式中,undefined

从图6、7、9可以看出,随着压力的提高,CO转化率、CO2转化率、总碳转化率、粗甲醇以及精甲醇产量均呈上升趋势。从图8看出,甲醇选择性在合成压力7.55 MPa时最高,随后则呈下降趋势,主要原因是生成大分子副产物,如乙醇、甲醚等反应速率的增长速度更快,相对而言甲醇选择性降低。

现代甲醇合成多在7.0 MPa以上进行,压力升高,在其他工艺条件相同的情况下,必然要求合成气压缩机的输出功更大,能耗也就更高;当然,各设备的材料强度要求也会更高,初期投资相对更多。

3.3进合成系统新鲜气量的影响

在(H2-CO2)/(CO+CO2)=2.25,合成系统压力P 7.55 MPa和合成塔入口温度为222 ℃的条件下,考察了进合成系统不同的新鲜气量(两合成塔D121与D122的新鲜气比例不变,仍为1∶2)对甲醇合成反应的影响,考察结果如表3。

根据实验结果,进气量对CO、CO2、总碳转化率的影响如图10,对粗甲醇产量的影响如图11,对选择性的影响如图12,对精甲醇产量的影响如图13。

由图10可知,CO以及总碳转化率随着原料气进气量的升高而降低,这是因为随着合成系统原料气进气量的增加,气体流速增大,意味着单位反应气体与催化剂相对接触时间变短,所以CO以及总碳转化率随之降低。由于CO2在催化剂表面相对H2、CO吸附速率更快,原料气进气量的增加使更多的CO2占据了催化剂的表面,所以CO以及总碳转化率随进气量的增加呈下降趋势,而CO2的转化率呈增长趋势。

随着原料气流量的增加,精甲醇产量增加,见图13。进气量由312 000 m3/h增加到316 540 m3/h,即合成系统进气量增加1.6%,精甲醇产量增加1.9%。这是因为随着原料气进气量的增加,与单位催化剂接触的原料气增多,所以产量升高。因此,适当增加进气量有利于提高甲醇产量,但进气量的提高也会带来催化剂床层压降变大、合成气压缩机动力消耗增加等弊端。

在312 000～316 540 m3/h之间,随着进气量的增加,甲醇选择性上升,见图12。这可能是由于副反应的反应速率相对降得更快,致使甲醇选择性升高。之后随着原料气流量增加,甲醇的选择性呈下降趋势。

3.4氢碳比(H2-CO2)/(CO+CO2)的影响

在合成塔入口温度为222 ℃,进合成系统新鲜气量为321 850 m3/h,且两合成塔D121与D122的新鲜气比例为1∶2,合成系统压力P 7.55 MPa的条件下考察了氢碳比(H2-CO2)/(CO+CO2)对甲醇合成反应的影响,考察结果如表4。

氢碳比对CO、CO2、总碳转化率的影响如图14所示,对粗甲醇产量的影响如图15,对甲醇选择性的影响如图16,对精甲醇产量的影响如图17。

由图14可知,总碳转化率随氢碳比的增加而不断上升。氢碳比升高,意味着原料气中H2浓度的升高,而CO的浓度减少。从反应动力学考虑,这有利于总碳转化率的提高。

当(H2-CO2)/(CO+CO2)=2.14或2.5时,精甲醇产量都较大。氢碳比为2.14时,符合甲醇合成反应[式(1)与式(2)]要求的化学计量配比,但此时氢碳比低而不利于碳的转化反应。从图14、15、16可以看出,由于符合甲醇合成反应要求的化学计量配比,甲醇选择性较高,由于氢碳比低而不利于碳的转化,因此粗甲醇产量很小,但通过图17看出,此时的精甲醇产量很高,由此得出氢碳比为2.14时甲醇选择性提高占据主导地位,而CO、总碳转化率降低则次之,故最后表现为虽然碳转化率较低,但精甲醇产量还是很高。

当氢碳比为2.34时,精甲醇产量最小,虽然此时氢碳比的提高会导致碳转化率以及粗甲醇产量的提高,但由于此时偏离甲醇合成反应要求的化学计量配比,甲醇选择性很低,导致精甲醇产量降低,此氢碳比下甲醇选择性依然占据主导地位。

当氢碳比为2.50时,精甲醇产量又迅速增加,虽然此时氢碳比已远远偏离甲醇合成反应要求的化学计量配比而导致甲醇选择性降低,但此时氢碳比的提高会使碳转化率、粗甲醇产量迅速提高,导致精甲醇产量增加,此时氢碳比的提高使碳转化率、粗甲醇产量升高并占据主导地位。

通过图17看出,当(H2-CO2)/(CO+CO2)=2.50时,精甲醇产量最大。氢碳比控制在2.50较为合适。

氢碳比过低、过高对甲醇生产都是不利的。氢碳比过低不仅影响到甲醇产量,还会促使结炭反应的发生,影响催化剂的使用寿命;氢碳比过高,虽然甲醇产量升高,但带来的是由于甲醇选择性差导致精馏负荷增加、氢气回收负荷加大以及循环机能耗增加等不利结果。

3.5工艺条件对合成过程的敏感性分析

由上述分析可见,各工艺条件对甲醇合成均有不同程度的影响,为了找出主要影响因素,设计了三水平四因素的正交实验,实验配比如表5。

选择温度、压力、新鲜气量以及氢碳比等四因素对综合指标——精甲醇产量的影响进行了极差分析。“极差”是同一因素不同水平间的最大值与最小值的差。“极差”是衡量主要影响因素和次要影响因素的一个重要标准,“极差”越大,说明该因素对甲醇合成的影响越大;“极差”小,则说明该因素为次要因素。而且精甲醇产量指标是最大特性指标,则选使K最大的水平作为该因素的好水平。

正交实验结果和以精甲醇产量为指标对甲醇合成条件的极差分析结果见表6、7。

如表7,第一列温度因素K3>K2>K1,说明提高精甲醇产量,合成塔入口温度220 ℃水平要比218 ℃水平好,222 ℃水平还要比220 ℃水平好。同样,第二列压力因素的好水平是7.8 MPa,第三列氢碳比因素的好水平是2.5,第四列进合成系统原料气量因素的好水平是321 850 m3/h。

综合上述,最佳的组合为,温度为222 ℃,压力为7.8 MPa,氢碳比为2.5,进合成系统的原料气流量为321 850 m3/h 。由极差R确定各因素对指标的影响程度顺序。依照极差大小,各因素对精甲醇产量指标影响的大小顺序为:温度>进合成系统的原料气量>氢碳比>压力。

一般来说,当因素之间不存在交互作用时,通过计算分析得到的好条件要优于直接分析得到的好条件。如果存在交互作用,情况就比较复杂,需要配合其他方法再仔细分析,本文不考虑各因素之间的交互作用。

4结论

本研究工作得到下列主要结论。

(1)甲醇合成存在最佳的温度操作范围,温度过高或者过低不但会大幅度降低甲醇合成的转化率和产率,也会降低产物中甲醇的选择性,KATALCO51-9催化剂最佳操作温度为222 ℃。

(2)提高反应压力,有利于甲醇合成转化率和产率的提高,但甲醇选择性会有所降低。

(3)原料气流量适当增加会提高甲醇的选择性,增加精甲醇产量,但过多的提高进合成系统的原料气流量会使甲醇的选择性降低,同时也带来催化剂床层压降变大、合成气压缩机动力消耗增加等弊端。

(4)甲醇合成原料气(H2-CO2)/(CO+CO2)最佳比例为2.5。

(5)在选定的各工艺参数变化范围内,对精甲醇产量的影响因素从大到小依次为温度、进合成系统的原料气量、氢碳比、压力,最佳的工艺条件组合是温度为222 ℃,压力为7.8 MPa,氢碳比为2.5,进合成系统的原料气流量为321 850 m3/h。

参考文献

[1]张明辉.大型甲醇技术发展现状评述[J].化学工业,2007,25(10):8～12.

[2]Ipatieff V.N.,Monroe G.S..Synthesis of Methanol from Carbon Dioxide and Hydrogen over Copper-Alumina Cata-lysts.Mechanism of Reaction[J].J.Am.Chem.Soc.,1945,67(12),pp2168～2171.

[3]魏文德主编.有机化工原料大全(第二版)[M].北京:化学工业出版社,1999,804～822.