原油稳定（精选7篇）
原油稳定 篇1
摘要：原油中含有C1—C4的挥发性很强的轻组分, 常温常压下是气体, 从原油中挥发时会带走大量的戊、己烷等组分, 造成原油的大量损失。将原油中挥发性强的轻组分比较完全地脱出, 降低原油在常温常压下的蒸汽压, 这一工艺过程称原油稳定。
关键词：原有稳定,闪蒸法,分馏法
1原油稳定的目的
降低原油蒸汽压, 减少集输、储存中的蒸发损耗。一般降到最高储存温度下饱和蒸汽压为当地大气压力的0.7倍。在有特殊要求的情况下, 还可以再低些。稳定脱出气体变成天然气、液化石油气和轻烃。
2原油稳定的方法
根据原油组成不同, 处理过程的工艺条件不同, 决定了原油稳定方法不同。大体来说有以下两种方法:闪蒸法 (常压、负压或正压) 和蒸馏法。
2.1原油蒸气压的影响因素
(1) 温度:同一种原油的蒸气压随温度的升高而增大。
(2) 组成:相同温度下, 轻烃含量高的原油蒸气压高。
降低原油蒸气压方法:
(1) 降低温度:受工艺条件限制, 不易实现;
(2) 减少轻组分含量:切实可行。
2.2闪蒸法
闪蒸法的原理:利用原油中轻重组分挥发度不同实现轻重组分的分离。在某一温度下, 降低原油压力, 轻组分由于饱和蒸气压高, 率先挥发出来, 重组分也有部分析出但数量少, 气相中轻组分含量高, 从而达到从原油中分离出轻组分的目的。未稳定原油的闪蒸分离过程的实质是一次平衡汽化过程。
闪蒸分离根据原油组成、进料温度、轻组分拔出率的要求不同分为负压、常压或微正压两种闪蒸方法。
2.2.1负压闪蒸
原油稳定的闪蒸压力 (绝对压力) 比当地大气压低即在负压条件下闪蒸, 以脱除其中易挥发的轻烃组分, 这种方法称为原油负压稳定法, 又称为负压闪蒸法。负压稳定的操作压力一般比当地大气压低0.03~0.05MPa;操作温度一般为50~80℃。此方法适用于含轻烃较少的原油, 当每吨原油的预测脱气量在5m3左右时, 此法较有效。
稳定工艺过程:未稳定原油一般在50~60℃温度下进入负压稳定塔。塔的顶部与压缩机进口相连, 使塔的真空度保持在200~400毫米汞柱范围内。由于负压, 原油中的轻组分挥发进入气相, 经压缩机增压、脱除轻油和水后外输。稳定后的原油由塔底流出, 经泵增压后输送至矿场油库, 或进罐储存在经泵送至矿场油库。
负压闪蒸法的适用范围:该法适用于密度较大的原油, 因为较重的原油中所含的轻组分较少, 负压闪蒸能得到较好的效果。否则, 原油汽化量较大, 利用气体压缩机抽吸耗功过多, 经济上不合理。当每吨原油的预测脱气量在5m3左右时, 适合采用此法。当原油中所轻组分较多时, 采用加热闪蒸法, 适当提高分离压力, 在常压或微正压下操作。
2.2.2加热闪蒸:加热闪蒸是在常压或微正压下进行
这种方法的闪蒸温度一般要比负压闪蒸法高, 需要在原油脱水温度 (或热处理温度) 的基础上, 再进行加热 (或换热) 升温才能满足闪蒸温度要求。由于稳定原油温度较高, 应考虑与出塔合格原油换热以回收一部分热量。操作压力一般在0.12~0.40MPa, 操作温度则根据操作压力和未稳定原油的性质确定, 一般为80~120℃, 特殊情况在130℃以上。
2.3分馏法稳定
分馏法稳定, 根据精馏原理脱除原油中的易挥发组分。通俗来讲, 就是根据轻重组分挥发度不同去除原油中的轻组分。精馏是将挥发度不同的组分所组成的混合液在精馏塔中同时多次地进行部分气化和部分冷凝, 使其分离成几乎纯组分的过程。
2.3.1提馏稳定法
该稳定塔内只设提馏段。原油从稳定塔的顶部进塔后随即在塔顶闪蒸。闪蒸后的原油在沿着各层塔板流向塔底的过程中, 通过与上升油气的多次接触, 进行相间传质传热, 使其中易挥发组分不断转入气相, 将油气中的重组分不断冷凝下来, 最后从塔底获得稳定原油。
此法用于稳定原油质量要求高、对拔出气体纯度没有要求的原油稳定。
2.3.2全塔分馏稳定法
该稳定塔内既有精馏段, 亦有提馏段, 塔顶有回流, 塔底有再沸系统, 亦称为完全精馏塔。原油经换热和加热后进入稳定塔中部, 闪蒸出来的油气穿过精馏段的各层塔板从塔顶逸出, 闪蒸后的原油沿着提馏段的各层塔板流到塔底。出塔油气和塔底原油的走向, 分别与精馏法和提馏法相同。
这种工艺虽然复杂, 能耗高, 但分离效率最高, 稳定后的原油质量最好。?全塔分馏法适用于含轻烃较多的原油, 特别是凝析油, 当每吨原油预测脱气量在10m3以上时, 宜采用此法。
3稳定方法的选择
原油中, 若含C4以下烃在5.5%以上, 则适合于分馏稳定法。轻组分含量低的原油 (C4以下烃含量在2.24%的原油) , 宜采用闪蒸分离。我国大部分原油的C1~C4烃含量为0.8~2%, 因此多采用闪蒸分离稳定。国外广泛采用分馏稳定法。该法比较彻底地拔出原油中的甲烷、乙烷和丙烷, 稳定质量好。如原油中C1~C4的质量含量低于0.5%, 一般不必进行稳定处理。
关于原油稳定压缩机的改进 篇2
1 原油稳定压缩机中引入变频器
压缩机启动时, 电机的电流会比额定电流高5~6倍, 不仅会影响电机的寿命, 而且还会消耗较多的电量。电机的速度是固定不变的, 而在实际使用过程中, 有时要以较低或较高的速度运行, 因此实行变频改造是非常必要的。变频器可以启动较小的电流获得较大的启动转矩, 即变频器可以启动重载负荷。它实行的是电机软启动, 通过改变设备输入电压频率达到节能调速的目的, 同时给设备提供过流、过压、过载等保护功能。
2 DCS的应用
2.1 DCS的概述
DCS又称分散控制系统, 是由多台计算机分别控制生产过程中多个控制回路, 同时又是可以集中获取数据、集中管理和集中控制的自动控制系统。它的控制功能比较分散, 但管理功能相对比较集中。这种将模块分散化的控制方式, 不仅可以改善控制的可靠性, 不会因某个计算机的小故障使整个系统失去控制;而且当管理级发生故障时, 下层的监控级仍具有独立控制能力, 每级之间独立又有联系, 各别控制器发生故障时不会对整个系统造成影响。DCS结构如图1所示。
2.2 DCS的结构特点
2.2.1 满足实时性、可靠性、扩充性的要求
由于网络对DCS系统的实时性、可靠性和扩充性有着严格的要求, 因此DCS针对这些基本的性能有精心的设计。实时性, 即确定的时间限度内完成信息的传送, 这里的“确定”是指在任何情况下信息的传送都能在这个时间完成, 它的通信网络有快速的实时响应能力。为增加可靠性, 采用双总线、环线或双重星线的网络拓扑结构, 且最大节点数量比实际的节点数量大几倍, 这样随时可以增加新的节点, 也迎合了扩充性的要求。
2.2.2 分层式的体系结构
第一层分散式的控制级直接面向工业对象, 由不同的控制器完成各自的控制, 完成各数据的采集和现场情况的信息整理, 并向上级 (即第二层监控级和CRT操作站) 发送报告, 检查各模块的正常工作运行;同时, 加入报警模块, 以便及时解决各模块出现的问题。第三层也是最顶层管理层, 主要由高档微机或小型的管理计算机构成, 为工厂的自动化综合体系和办公自动化系统服务。
2.2.3 有高速通信系统, 可综合控制
DCS的实时性使传输速率提高, 将各自的控制器和监控的计算机连接起来, 使得控制更加准确、高效。每个模块与计算机的连接, 便于了解分散控制和集中管理, 实现系统的综合调控。
2.2.4 加入CRT操作站, 可集中监测和操作
CRT是人—机接口, 具有可视角度大、无坏点、色彩还原度高、色度均匀、可以调节多种分辨模式且响应时间极短的优势, 这样的显示器是一个图像更加精细的电视机, 性价比也比LED高很多。
2.2.5 节能
该系统是对新型环保循环流换床补然锅炉和余热电站的控制方案的有益尝试。实践证明, 该系统具有良好的性能价格比, 可以最大程度地满足安全性要求高和控制复杂的特点, 环保节能效益显著。
3 报警停机控制
安全性是原油工业中的一个重要因素, 加工中易燃易爆设备的安全性不易控制。引入DCS控制系统, 将各部分功能分散化, 每部分出现故障时不会引起大的安全问题, 也便于故障得到及时解决。报警停机控制由安全栓和报警设定器构成。欠油时, 以压力润滑式自动空压机运转过程中的油压变化作为油控阀的控制指令, 以排气筒压力作为气控阀的延时控制, 在实现空压机欠油压时, 断掉其空压机离合的进气气流并报警, 从而实现自动保护。油压正常时, 不影响空压机的正常工作。
参考文献
[1]张国雄.测控电路[M].第三版.北京:机械工业出版社, 2008.
[2]郁汉琪.电气控制与可编程控制器应用技术[M].北京:东南大学出版社, 2003.
[3]曹丰文, 刘振来, 祁春清.电力电子技术基础[M].北京:中国电力出版社, 2007.
气提原油稳定轻烃回收技术的应用 篇3
一、基本原理
气提原油稳定的目的是为了解决负压闪蒸稳定工艺技术中遇到的各种难题, 它的工作原理是将回收轻烃后的不凝气, 利用不凝气可以对原油进行气提。利用不凝气进行气提, 可以降低原油轻组的气压问题, 可以使原油气化并进行分离, 从而提高准确率, 不凝气和轻组份气体经过一系列的过程变为液体, 其中不凝气的一部分作为气提气进行循环使用, 还有一部分便进入天然气进行向外输出。控制好气提原油稳定工艺技术有很多的要求, 例如压缩机的排气压力要限制在0.32内, 并且排气的稳定要控制在七十五度到八十五度之间。还有就是原油的稳定要保持在九十度左右, 尾气的压力要控制在0.24到0.26之间, 尾气的温度需要控制在25度以下。
负压闪蒸原油稳定工艺技术的操作流程简单可行, 可以合理的进行能量的利用, 并且成本低, 适合轻组份含量低的原油。负压闪蒸利用精馏分离原油时, 运用精馏的原理分离了闪蒸汽, 这在一定程度上提高了负压闪蒸原油稳定工艺技术的轻烃回收量和分离精度, 并且保证了一定的质量。负压闪蒸原油稳定工艺技术一共产生了两种生产的工况, 可以在生产的过程中生产稳定可行的液态烃, 这在一定程度上不仅提高了生产技术, 也大大提高了经济的收益效果。
二、实际操作
文一联合站气提原油稳定轻烃回收工艺技术操作的同时, 需要保持处理量的稳定不变动, 需要每天输入不凝气五千立方米, 这样可以使压缩机每天运行正常, 保持稳定的状态, 轻烃的回收量由每天的十五吨变为每天二十吨。而文三联合站气提原油稳定轻烃回收工艺技术操作的同时, 在保持处理量的稳定不变的情况下, 每天输入不凝气八千立方米, 在保持压缩机每天运行正常的情况下, 轻烃每天的回收量由十六吨上升至二十吨以上:
我们还对濮城油田采油二厂的原油稳定作为重点对象进行试验, 将处理厂返回的天然气作为气提, 对气提技术中的气提量, 原油稳定时的温度状况和轻油回收量之间做简要的分析, 然后找出最合理、最具有经济效益的方案。经过实际操作我们可以得出, 气提原油稳定轻烃回收工艺技术可以将进口的油温保持在六十五度左右, 将试验的数据记录下来, 对现在实施的原油稳定技术的进口油温保持在八十度左右, 经过费用高低和经济收益的对比可以得知, 气提原油稳定轻烃回收工艺技术的经济收益更高。
改造后的原油稳定塔利用了新型的进料分布管和内外翅片筒, 对于原油闪蒸的面积大大的扩大了, 在一定程度上提高了原油的闪蒸效率, 在设计原油稳定工艺技术的过程中, 我们可以利用手动的操作将气提气量进行操控, 从而来保持压缩机的运行, 不需要利用调频器进行繁琐的调速, 这样可以使操作过程不断的简单化, 这项操作过程的成本开支低, 并且实施起来简单可行, 经济效益提高的明显, 未来的发展前景指日可待。
总结
原油稳定 篇4
关键词：正压原稳,加热炉,自平衡,轻烃收率
1 装置概况
1.1 概况
苏一原稳装置位于海拉尔油田苏131作业区内, 与苏一联合站相邻, 所在地隶属于内蒙古自治区呼伦贝尔市新巴尔虎左旗, 由大庆石油设计院设计。
苏一原稳装置采用微正压闪蒸稳定工艺对原油进行稳定。设计原油处理量100×104t/a, 不凝气量241.92×104N m3/a (0.73×104Nm3/d) 。
1.2 装置流程简介
未稳定原油分成两路进入原油缓冲罐。原油经原油泵加压计量后进原油换热器, 原油与稳后原油换热升温至97℃, 再经加热炉加热, 升温至120℃后进入原油稳定塔, 稳定塔操作压力为0.10MPa, 操作温度为120℃。塔顶气相经空冷器冷却后进入三相分离器, 在0.10MPa压力下进行油、气、水三相分离。分离出的轻烃经泵加压进轻烃储罐储存。
2 自平衡系统建立目的与意义
2.1 自平衡系统定义
所谓原稳装置自平衡, 主要就是指无需单独配备干气气源, 不用单独建立装置供热系统 (锅炉房) 、空气压缩系统 (空压站) 等辅助系统, 装置能够安全平稳运行的运行方式, 就是原稳装置自平衡。
2.2 改造前装置运行模式
装置投产初期, 加热炉燃烧系统主要为燃油为主。在实际运行中, 燃油会造成加热炉炉管外表面结焦, 造成加热炉燃烧效率降低。稳定塔脱出气通过火炬系统外放燃烧, 脱出气压力0.9MPa。由于装置所处地理位置冬季最低气温能够达到-50℃。脱出气在火炬放空系统管线内凝析出大量轻烃, 而且燃烧脱出气对环境造成污染, 对资源造成浪费。
3 自平衡系统的建立
3.1 加热炉燃烧系统
3.1.1 塔顶脱出气的应用
将脱出气 (0.1PMa) 作为加热炉的燃料气。这样既解决了脱出气外放燃烧带来的安全隐患, 又节省了燃油。为了防止脱出气进入燃烧器之前凝析出轻烃, 通过改造, 利用加热炉出口温度120℃与脱出气管线共同保温, 达到脱出气增温目的。
由于管线之间的接触面积较小, 导致换热面积不大, 但是通过共同保温的措施, 在实际测量的温度是换热前燃料气温度为20℃左右, 换热后能够达到42℃左右, 并且没有发现凝析出的液态轻烃。利用现有的热源, 解决了因燃烧气温度低而凝析出轻烃的问题。
3.1.2 加热炉燃烧器系统配套改造
通过改造, 选定了可以满足加热炉燃油、燃气、油气混烧三种工况的燃烧器, 燃烧器参数见表1。
为了满足新型燃烧器燃料油的压力为2.0MPa以上的要求, 在原油泵房为燃料油系统配合了燃油增压泵, 使原油由0.5Mpa增加到2.0MPa以上。将利用稳后油泵出口压力, 作为燃料油系统动力源。
3.2 电动阀门控制
大多数原油稳定装置调节阀与开关阀均为气动控制, 气动与电动各有优缺点, 通过实际需要对比分析, 电动阀与气动阀各有优缺点, 但对于海拉尔高寒地区采用电动阀进行控制较为优秀最终确定使用电动阀。
3.3 装置伴热系统应用
通过对装置伴热系统的研究与应用, 在不用增加锅炉系统投入的情况下, 装置能够保证在极寒的环境温度下安全平稳运行。
4 自平衡系统运行考核
在确定自平衡系统运行模式后, 对装置的主要运行参数与装置产能分别进行考核。
通过考核, 自平衡系统能够适应在高寒地区的原稳装置的需要, 而且主要运行参数与装置产能均能够达到设计要求。而且, 通过自平衡系统的应用, 装置年节约干气43×104m3, 燃料油 (原油) 800t。并且节约了相关气动阀 (空压系统) 、蒸汽伴热 (锅炉系统) 的建设投入费用。
5 结束语
通过自平衡研究自平衡系统与实际应用, 拓展了对原油稳定装置适应性开放思维。本着节能降耗的目的, 又能提高原油稳定装置的适应性, 才是此次研究自平衡系统的根本目的。自平衡系统适用于偏远“极寒”地区且没有干气气源的正压原稳装置。
高寒地区的原油稳定装置, 影响其安全平稳运行的最大因素就是冬季环境温度极低, 会造成轻烃系统、污水外排系统等管线、设备发生冻堵与故障, 从而影响整个装置的运行。为了降低环境因素对装置的影响, 对所有关键阀门安装保温箱, 各系统管线增加电伴热。为了确保电力系统能够在短时间停电的情况下仍然能够继续运行, 还安装了柴油式发电机组。
参考文献
[1]陈家庆.环保设备原油与设计.北京:中国石化出版社, 2008
原油稳定 篇5
油-水乳状液的存在带来了诸多弊端, 比如增加储运负担, 缩短管线使用寿命, 甚至在原油加工过程中易导致催化剂中毒和高温蒸馏设备的严重腐蚀。必须破坏原油乳状液才能保证生产的正常进行。所以原油乳状液稳定性研究一直都是石油圈学者共同关注的重要课题。因此, 本着就地取材的原则, 以大庆油田聚合物驱采出液为研究对象, 系统的对原油乳状液稳定机理开展研究, 尤其是研究聚合物驱原油乳状液的稳定性, 分析各组分和聚合物对原油乳状液稳定性的影响;分析对比采出液的性质、组成和破乳剂的破乳脱水性能的关系;着重研究含水率大小对于原油乳状液稳定性的影响。不管是在理论还是对油田生产和炼厂原油的预处理都有十分重要的意义。
2 室内乳化实验
原油乳状液的流变性跟其剪切历史息息相关, 因此在进行室内剪切模拟实验中, 搅拌成为最常用的手段。
实验目的:确定在不同剪切速率、不同剪切时间条件下, 不同含水率原油的乳化情况, 进而结合各采油区块油井的实际生产情况, 对生产过程中原油的乳化情况进行对比分析;进而得出对生产条件有力的原油含水率数值, 以此来指导油田生产。
实验仪器:电脱水仪、乳化机、显微镜、恒温箱;
实验方法:
(1) 对所取原油通过电脱水仪进行脱水;
(2) 在恒温箱 (50℃) 中通过乳化机将不同含水原油在不同剪切速率和不同剪切时间下乳化;
(3) 在不同静置时间通过显微镜观察原油乳状液类型、分散度、内相颗粒分布;
(4) 用流变仪测定乳状液流变曲线;
(5) 根据流变仪得出的流变曲线, 通过分析实验数据得出转相点。
3 实验结果分析
从室内乳化实验可以得出以下结论, 乳状液稳定性与含水率大小有重大关系, 而且含水率越大, 原油乳状液稳定性越差。因为随着原油乳状液含水率的增加, 总的界面面积也随之增加, 并且界面面积也会随着水滴在挤压油水界面时增大, 从而减小单位界面面积上天然乳化剂的吸附量, 进而削弱界面膜强度, 最终使得水滴聚并阻力减小, 更容易聚并, 从而导致原油乳状液稳定性降低。
以下是含水率分别为55%、60%、75%原油乳状液乳化情况, 如图1~3所示。
实验中观察到, 当原油乳状液含水率高于70%时, 几乎不可能形成稳定的乳状液;含水率在50%左右时, 乳状液非常容易乳化;含水率较低时, 则易形成W/O型乳状液;当发生乳化时, 可通过搅拌器旋转将水破碎成较小液滴, 使其分布在油中。较高的含水率则会导致水滴破碎时间变长, 或相同时间下, 所需较高的剪切速率;从以上低转速下显微图像可看出, 当含水率在60%时, 此时水滴粒径达到最小值, 分散度也最高, 从测定粘度曲线看出此时粘度达到最大值, 60%可以视为转相点。因此, 建议大庆油田原油采出液含水率应控制在60%左右。
摘要：从目前国内原油集输情况来看, 由于我国各采油区块生产出的原油采出液大多为易凝高粘含蜡原油乳状液, 因此油气水混输的集输方式已成为油田集输的主要输送方式。油水混合物在井口、机泵和节流阀等处受到高速剪切易形成乳状液。乳状液流变性非常依赖其形成的条件, 并且由于分散相液滴的存在以及其与蜡晶的相互作用的两大因素影响, 其流变特征比原油更加复杂。文章着重探讨含水率与原油乳状液稳定性关系。
关键词：原油乳状液,含水率,稳定性
参考文献
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[4]Dou Dan, Gong Jing, Apparent viscosity prediction of nonNewtonian water-in-crude oil emulsions[J].Journal of Petroleum Science and Engineering, .2006, 53:113-122.
原油稳定 篇6
北Ⅱ-1原油稳定加热炉进油自动控制方案原采用PID控制方式,以出口温度为参照调节入口流量。当油量波动时,PID控制反应过快,造成加热炉四路入口油量不能合理分配,导致四路出口温差较大,易造成偏烧、结焦现象。
原控制方式不能有效地将四支路作为一个整体统一控制,且PID控制不能解决以出口温度为参数调节入口流量带来的温度滞后现象[1]。研究后希望采用一种可以实时比较四支路出口温度差值的控制方式,通过动态调节支路进油达到出口温度动态平衡。
选定模糊控制,在传统的控制领域里,控制系统动态模式的精确与否是影响控制优劣的关键,系统动态的信息越详细,则越能达到精确控制的目的。然而,对于复杂的系统,由于变量太多,且综合参数非线性,往往难以正确地描述系统的动态;因此,采用此技术的出发点是人工控制经验或相关专家知识的模糊控制方式,模拟人工控制的过程和方法,增强控制系统的适应能力,使之具有一定的智能水平[2]。
1实现模糊控制
1.1实现要点
1)研究加热炉出口温度模糊控制思想,建立以四路出口较小温差控制油量分配的基本理论。
2)建立模糊数据库,摸索温度差值、时间差值和阀门开度的基础值。
3)确定模糊控制方案,编制基本逻辑框图。
4)编写ME控制程序,确定基本变量和辅助变量。
5)现场调试。
1.2实现过程
加热炉四路进口流量调节以四路出口管线温度为依据,实时判断四路出口中温度最高的支路与温度最低的支路的温度差。当实际温差超过设定温差时,温度最高的支路调节阀自动以设定幅度增加开度;当阀门开度超过80%时,调节温度最低的支路调节阀,阀门以设定幅度自动减小开度;当最大与最小温差在设定范围时,调节阀开度保持恒定不变。阀门可调开度为20%~80%,四路出口温度实时动态比较,四路入口油量动态平衡,最终达到四路出口温差控制在要求范围内,有效避免偏烧、结焦现象。
建立模糊数据库,摸索温度差值、时间差值和阀门开度的基础值。控制界面中可以设置为手动或自动。设置为手动时,调节阀的开度可通过操作人员手动控制;设置为自动时,需设定界面中的温差设置、幅度设置和时间设置。
温差设置:当四路出口中温度最高的支路与温度最低的支路温差超过此设定值时,开始进行自动调节(经摸索逐步建立温差数据库,目前设定为2℃)。
幅度设置:调节回路每进行一次输出时,调节阀开、关变化的幅度(经摸索逐步建立幅度数据库,目前设定为2)。
时间设置:确定调节回路每进行一次输出的时间周期(经摸索逐步建立时间数据库,目前设定为20 s)。
1.3上位界面
在调节界面中可以设置手动和自动,当设置为手动时调节阀的开度可以通过人工手动控制;当设置为自动时,界面中的温差设置、幅度设置和时间设置可以根据实际情况进行设置。
1.4逻辑图(图1)
2关键技术
2.1模糊控制建立模型
北Ⅱ-1原油稳定加热炉支路进油控制方式原是以出口温度为参照控制入口流量,存在温度滞后造成出口温差过大,PID控制方式无法解决此问题。传统的控制理论对于明确系统有较强的控制能力,但对过于复杂或难以精确描述的系统,则显得无能为力。采用模糊控制方式,使四条支路同时参与同一动态调节,按照模糊控制中定义变量、模糊化、知识库、逻辑判断及反模糊化五步骤[3],利用有效的知识库和模糊判断,加以大量的人工操作经验得到的时间周期、温度差值、调节幅度的变量数据库,建立了适合北Ⅱ-1原油稳定加热炉支路进油的模糊控制方案。
2.2DCS程序编制
在北Ⅱ-1原油稳定加热炉ME控制系统中编制上位、下位加热炉防偏烧控制程序。下位软件PAC Control Professional中,原温度模拟量输入点及调节阀开度数字量输出点可不变,增加判断框中的相应变量,设定时间周期、温度差值、调节幅度变量点,编制逻辑框图。上位软件PAC Display Professional中,绘制调节界面,设定TV106a、TV106b、TV106c、TV106d输出值上下限。
2.3模糊数据库中关键值摸索
根据加热炉设备参数、运行参数以及模拟计算[4],且反复调节试验,最终摸索出适合北Ⅱ-1原油稳定加热炉支路进油的模糊数据库:温差设置按照工艺要求,可设定为1~2℃,1℃时调节阀动作更为频繁,不利于调节阀长期运行,2℃更为理想;幅度设置过程中,利用控制方案中的手动赋值,摸索幅度值在1~10之间时温度控制效果,目前设定为2,较为理想;时间设置参考其他成功案例,目前设定为20 s。
3模糊控制节能应用效果
模糊控制应用后,四路进油量、四路出口温度共同实时参与每一次控制判断,通过更加完善的控制理论精心操控原油四路入口油量,四路出口温差控制在要求范围内(设定为2℃),有效避免了偏烧、结焦现象,且降低加热炉自耗气的消耗量,达到了节能降耗的目的。
此项技术实施前,加热炉效率由年初的87%降至年末的85%,实施后加热炉效率稳定不变,加热炉每年可缩短检修期6~7 d,年节省维护费用1.6万元,年节省燃料气16.96×104m3。
4结论
经过实施可验证:模糊控制方式较之前PID控制方案更加适合加热炉四支路进油的出口温度控制;可利用OPTO22控制系统上、下位软件实现模糊控制;以四路出口较小温差控制油量分配的基本理论可克服因温度滞后带来的控制不稳等问题;人工操作经验、加热炉相关数据及成功案例[5]可帮助建立关于温度差值、调节幅度与时间设置的数据库。
该成功经验可在其他原油稳定装置上应用,解决因温度滞后带来的加热炉进油控制不稳情况。
摘要：北Ⅱ-1原油稳定加热炉进油自动控制方案原采用PID控制方式,以出口温度为参照调节对应支路入口流量。针对PID控制反应过快,造成加热炉四路入口油量分配不合理,四路出口温差较大,易偏烧、结焦及大量消耗燃料气的问题,研究采用一种在加热炉出口温度与支路进油间的模糊控制技术,建立以四路出口较小温差控制油量分配的基本理论,实时对比判断四路管线温差,调整进油量。模糊控制技术应用后可保证油量合理分配,四路温差控制在要求范围内,避免偏烧、结焦现象,且降低加热炉自耗气的消耗量,达到了节能降耗的目的。
关键词：原油稳定加热炉,模糊控制,数据库,基础值,能耗
参考文献
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原油稳定 篇7
原油中含有的蜡、胶质、沥青质等界面活性化合物在油-水界面构成的界面膜具有一定强度,可阻止液珠的聚并,增加乳状液的稳定性[3,4,5,6]。McLean等[7]报道了乳状液的稳定性主要由沥青质在原油中的溶解状态决定。Zaki等[8]研究了蜡、胶质、沥青质对含蜡的W/O型乳状液稳定性的影响,用20%(质量分数)石蜡溶解在十氢化萘中来模拟含蜡原油,发现胶质单独不能稳定乳状液。因此,分离和研究原油组分对乳状液稳定性影响是十分有意义的。本实验考察了胜利原油分离组分模拟油及其浓度对油水界面性质的影响,并运用浊度探讨了组分模拟油乳状液的稳定性,从而对油田采出污水的稳定性及处理机理的研究提供一定的理论指导。
1 实验部分
1.1 试剂与仪器配置
桩西原油由胜利油田提供,桩西原油分离组分的质量分数见表1。煤油由北京燕山石油化工有限公司提供,用活化后的硅胶吸附将其中界面活性物质脱出,处理后与二次蒸馏水界面张力达到46 mN·m-1以上。界面张力仪为德国Dataphysics公司的DCAT-21型,界面剪切粘弹性仪为日本协和株式会社的SVR·S型,浊度仪为德国进口的Turb 550型。
1.2 实验方法
1.2.1 原油组分的分离
采用三组分分离法,取一定量原油,加入正戊烷,原油与正戊烷体积比为1∶30,用玻璃棒搅拌20 min后在室温下静置,3 d后,用带滤纸的沙芯漏斗将沉淀的沥青质组分过滤,并用正戊烷洗涤3次,将滤纸上沥青质组分在真空烘箱中于50 ℃条件下干燥得沥青质组分。
将干燥后的硅胶加入到除去沥青质的原油正戊烷混合液中,原油与硅胶质量比为1∶20,搅拌吸附至溶液呈近无色,过滤,滤液用旋转蒸发仪除去大量溶液,少量放入真空烘箱中于50 ℃条件下干燥得蜡组分。
将吸附后的硅胶用苯/乙醇(1∶1)混合液浸泡硅胶,混合液用量按照与原油比为40∶1(体积比),搅拌吸附至硅胶呈近白色,过滤,将滤液用旋转蒸发仪除去大量溶液,少量放入真空烘箱中于50 ℃条件下干燥得胶质组分。原油组分分离流程如图1所示。
1.2.2 模拟油的配制
以处理后的煤油作溶剂,分别称取一定量原油分离组分,配制一定质量分数分离组分模拟油。由于沥青质在煤油中溶解度较低,在配制过程中在煤油中加入二甲苯,二甲苯与煤油的质量比为1∶3,并且用超声波分散5 min,即得沥青质模拟油。配制好的沥青质模拟油每次使用前均用超声波分散5 min。
1.2.3 界面张力测定
以一定质量分数的桩西原油分离组分模拟油为油相,以桩西水站过滤后(过滤滤膜孔径为0.15 μm)采出水为水相,用DCAT-21界面张力仪测定过滤采出水与桩西原油分离组分模拟油间的界面张力,测定温度为30 ℃。
1.2.4 界面剪切粘度测定
以一定质量分数的桩西原油分离组分模拟油为油相,以桩西水站过滤后(过滤滤膜孔径为0.15 μm)采出水为水相,采用SVR·S型界面剪切粘弹性仪测定过滤采出水与桩西原油分离组分模拟油间的界面剪切粘度,测定温度为30 ℃。
1.2.5 乳状液稳定性测定
用浊度法进行乳状液稳定性实验。对于含水量较多的O/W型乳状液,用传统方法(分相测定法或含油量测定法)测定,都存在一定的弊端。乳状液的浊度与分散在其中的液珠大小密切相关,因此推测乳状液的浊度与乳状液中的油含量存在一定的相关性。通过绘制原油浓度-吸光度标准曲线和与测定的浊度比较,发现乳状液的浊度与其中的油含量有一定的相关性,并且可以近似的认为成线性关系。因此可以近似的用乳状液的浊度来考察乳状液中油含量的多少,进而考察乳状液的稳定性。在同种油相的条件下,乳状液的浊度越高,反映其乳状液就越稳定,反之乳状液就越不稳定。
取25 mL采出过滤水和2.5 mL原油分离组分模拟油,在18000 r·min-1转速下用乳化器剪切5 min,用浊度仪测量浊度与时间的关系。
2 结果与讨论
2.1 原油组分对模拟油乳状液油水界面张力的影响
2.1.1 不同组分对模拟油乳状液油水界面张力的影响
由图2可以看出,在30 ℃, 当吸附达到平衡时,质量分数均为1%的蜡、胶质和沥青质模拟油乳状液的界面张力分别约为27.682、21.263和16.197 mN·m-1。可见含沥青质组分的模拟油乳状液的界面张力最小,这说明胜利原油沥青质的界面活性高于胶质的,而蜡的界面活性最小。
2.1.2 组分含量对模拟油乳状液油水界面张力的影响
由表2可以看出,随桩西蜡组分、胶质及沥青质质量分数的增加,油水界面张力逐渐降低。这是由于蜡组分、胶质及沥青质中含有能够降低界面张力的界面活性组分,原油组分含量增加,界面活性物质的含量增加,扩散到油水界面的界面活性组分的数量增加,从而使油水界面张力降低。但当组分含量增大到一定程度后界面张力变化不大,主要是由于界面活性组分在油水界面上存在吸附平衡。
蜡组分模拟油与空白煤油的界面张力相比,10000 s时,0.01%蜡组分模拟油乳状液的油水界面张力仅仅降低了0.4 mN·m-1,0.5%蜡组分模拟油乳状液的油水界面张力降低了3.5mN·m-1,1%蜡组分模拟油乳状液的油水界面张力降低了4.8 mN·m-1,说明蜡组分含量为0.5%时能起到较好的表面活性剂的作用,而胶质和沥青质在含量0.01%时就能起到较好的表面活性剂的作用。
另外在实验条件下,随着时间的延长,蜡组分、胶质及沥青质模拟油乳状液的油水界面张力逐渐降低,这说明随着时间的延长,模拟油中越来越多的表面活性物质吸附到油水界面上。界面吸附不是一个瞬时过程,它取决于表面活性剂从溶液内部向界面扩散的速度。一个表面活性剂溶液要达到平衡的表面张力,需要一段时间,尤其当溶液浓度较稀,溶质分子较大而且又不对称的时候。
2.2 原油组分对模拟油乳状液界面剪切粘度的影响
2.2.1 不同组分对模拟油乳状液界面剪切粘度的影响
由图3可以看出,在30 ℃,当剪切速率相同时,沥青质模拟油乳状液的界面剪切粘度最大,胶质和蜡组分形成的乳状液界面膜的强度较弱。沥青质的分子结构中含有较多的芳环刚性结构,其界面活性较高,平均相对分子质量比胶质和蜡的也大很多,因此其模拟油乳状液的界面剪切黏度最大,即其形成界面膜强度最大。蜡由于界面活性和平均相对分子质量最小,因此其形成的界面膜强度最弱,而胶质介于二者中间。
2.2.2 组分含量对模拟油乳状液界面剪切粘度的影响
由表3可以看出,当剪切速率一定时(0.5 r·s-1),随桩西蜡组分、胶质及沥青质质量分数的增加,界面剪切粘度增大。蜡模拟油乳状液的界面剪切粘度变化不大,这是由于蜡组分含有的活性物质较少,不能形成强度较大的界面膜。胶质在含量较大时能形成较强的界面膜。当沥青质质量分数0.01%时,界面剪切粘度较低,说明此时的界面膜强度较弱。当沥青质质量分数为0.5%和1%时,界面剪切粘度接近,明显高于质量分数0.01%时的界面剪切粘度,说明此时油水界面膜强度增强。这是因为影响油水界面剪切粘度的主要因素是界面膜的强度。沥青质含量增加,扩散到油水界面的界面活性组分的数量增加,油水界面膜强度增强,界面剪切粘度增大。但沥青质中界面活性组分的数量有限,且在油水界面上存在吸附平衡,因而界面剪切粘度不会无限增大。
2.3 原油组分对模拟油乳状液稳定性的影响
2.3.1 不同组分对模拟油乳状液稳定性的影响
由图4可以看出,静置相同的时间,沥青质模拟油乳状液的浊度最大,蜡组分的最小,胶质的居中。表明沥青质模拟油与水相形成的水包油乳状液稳定性最强,蜡组分模拟油形成的乳状液的稳定性最弱,胶质介于两者之间。这是因为沥青质中含有较多的界面活性组分,这些界面活性组分可以在油水界面形成较强的界面膜。而蜡主要组分为烷烃类,其含有的界面活性组分较少,因而其在油水界面形成的界面膜强度较弱。通过对组分模拟油乳状液界面张力的考察,组分模拟油乳状液界面张力由低到高的顺序是:沥青质<胶质<蜡组分。界面张力降低有利于界面能的降低,从而有利于乳状液的稳定。而通过对组分模拟油乳状液界面剪切粘度的考察,组分模拟油乳状液界面剪切粘度由高到低的顺序是:沥青质>胶质>蜡组分。界面剪切粘度增加,增加了液珠聚并的难度,从而有利于乳状液的稳定。
2.3.2 组分含量对模拟油乳状液稳定性的影响
由表4可以看出,静置相同的时间,随原油组分含量的增加,乳状液的浊度增大,油珠的稳定性增强。这是由于原油组分含有较多的界面活性物质,原油组分含量的增加使其活性物质增加,因此油珠稳定性增强。此外,通过考察原油组分含量对模拟油乳状液的界面张力和界面剪切粘度的影响,也表明了原油组分含量增加使油珠稳定性增强。
3 结论
(1)当各原油分离组分在模拟油中的含量相同时,沥青质模拟油乳状液的界面张力最小,蜡组分的最大,胶质的居中;沥青质模拟油乳状液的油水界面剪切粘度最大,蜡组分的最小,胶质居中。
(2)原油分离组分含量增加,蜡组分、胶质、沥青质模拟油乳状液的油水界面张力减小,界面剪切粘度增加。
(3)原油分离组分模拟油乳状液稳定性的强弱顺序依次为:沥青质>胶质>蜡。影响采出水稳定性的主要活性物质是沥青质和胶质。
参考文献
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