电—化学脱水

电—化学脱水（精选8篇）

电—化学脱水 篇1

1 前言

活性污泥法处理污水过程中,会产生大量污泥,其体积约占处理水量的0.5%~1.0%(以含水率97%计)[1]。随着污水处理率的提高和处理程度的深化,在污水处理过程中产生的污泥将大量增加。污泥中含有大量病原菌,重金属含量高且易腐蚀产生恶臭,如处置不当,将引起严重的二次污染[2]。与填埋、堆肥和焚烧等目前常用的处置方式相比,用水泥窑来协同处置污泥是一种非常高效的处置手段。水泥窑的高温防止了二恶英等有害物质的产生,污泥中的大量重金属被固定在水泥熟料中,从而避免了其他方式处置不彻底、存在二次污染等问题。

一般污水处理厂出厂污泥的含水率在80%~85%,含有大量水分。目前,用水泥窑处置污泥的方式有两种,湿污泥直接入窑和湿污泥干化后入窑,这两种协同处置方式均有工程实例。

重庆拉法基南山工厂将污水厂来的污泥直接泵入分解炉中,由于污泥含水量大,为了避免破坏窑的热工制度,污泥的处理量较小,约为150t d。湿泥干化后入窑可采用烟气间接干燥或直接干燥。我公司作为主要参与单位设计的北京水泥厂污泥焚烧项目,采用水泥厂高温烟气对污泥进行间接干燥,将干化后含水率约30%的污泥投入回转窑中焚烧。我公司设计的广州越堡水泥公司水泥窑处置污泥项目则采用烟气对污泥进行直接干燥,干化后成品污泥的含水率小于30%,再入窑焚烧。湿泥干燥后,含水率降低到30%以下,减少了水分对窑况的影响,污泥处理量显著提高,以越堡为例,处置能力达730t/d[3]。

去除污泥水分的过程是能量净消耗的过程,高能耗导致的高处理成本,成为污泥深度脱水的瓶颈。特别是含水率在55%~65%之间的污泥,处于粘滞区域[4]。此时,污泥粘性大,输送和干燥的能耗、电耗很高,也导致整个污泥干化过程能耗、电耗居高不下。如果先将污泥脱水至含水率55%以下,则可以大大降低污泥干化的能耗,同时还可以采用水泥厂余热发电的废热作为干化热源,不但能够降低污泥处置的成本,同时也可降低水泥生产的成本。

污泥深度脱水是指对污泥进行调理,破除细胞壁,释放结合水、吸附水和细胞内水,改善污泥的脱水性能,使处理后的污泥含水率达到60%以下的脱水方式。目前来说,比较现实可行的污泥深度脱水方式是“化学调质+机械脱水”。污泥先经化学调质,使污泥中的间隙水和部分结合水释放出来,然后通过机械压榨将水分离。采用的压榨设备最好是隔膜压滤机或板框压滤机,离心式和带式压滤机无法满足低含水率要求。本文从污泥化学调质的角度,对目前污泥深度脱水的调质方法加以总结和论述。

2 污泥中的水分

污泥是由菌胶团和悬浮固体形成的胶体结构物。由于污泥颗粒表面特性和污泥团的结构所决定,污泥颗粒表面吸附有各种荷电离子以及由微生物在其代谢过程中分泌于细胞体外的胞外聚合物。这些荷电离子和胞外聚合物具有很强的持水性。污泥颗粒相互聚集组成污泥团,形成许多毛细孔道。

污泥中的水分按其状态共分为四种(见图1):(1)间隙水或游离水,间隙水是存在于污泥颗粒间隙中的游离水分,一般占污泥总含水量的70%左右;(2)毛细水,毛细水是污泥颗粒之间或颗粒裂隙中由于毛细作用与污泥颗粒结合在一起的水分,占总水量的20%左右;(3)吸附水,吸附水是由于表面张力的作用吸附在污泥颗粒表面的水分,由于污泥颗粒小,所以具有极强的表面吸附力;(4)结合水或细胞水,结合水是包含在污泥中微生物细胞内的水分,或无机污泥中金属化合物所带的结晶水等,只有改变污泥颗粒的内部结构才能将结合水分离,结合水和吸附水共占污泥中总含水量的10%左右[5]。但这种划分目前没有定量测定的方法,因此在大多数对水分的定量测定中简单地将污泥中的水分划分为自由水和束缚水[6,7]。

四种水分的结合强度依次为间隙水<毛细水<吸附水<结合水。从理论上讲,间隙水容易脱除,可通过重力沉淀(浓缩压密)而分离,但是由于污泥是由絮状的胶体集合而成,颗粒很细且很软,由于软颗粒具有一定的压缩性,当外力增加时,颗粒会在过滤介质表面形成一层空隙非常小的膜,从而使水很难通过,脱水也就显得异常困难。毛细水可通过施加离心力、负压力等外力,破坏毛细管表面张力和凝聚力的作用力而分离。吸附水可采用混凝方法,通过胶体颗粒相互絮凝,排除附着在表面的水分。结合水则较难去除,特别是微生物细胞内的结合水,必须从细胞内渗出才能去除[8]。一般的污泥重力浓缩法和机械方法仅能去除污泥中的间隙水和部分毛细水[9]。污泥颗粒表面的吸附水和部分毛细水,与污泥表面的结合力很强,无法用机械方法去除。因此研究污泥深度脱水,应将重点放在对毛细水、吸附水和结合水的去除上,有效改变污泥的化学、生化学、物理特性是去除这三部分水的重要方法。

3 污泥的化学调质

3.1 污泥化学调质的作用

污水厂污泥中的固体物质主要是胶质微粒,与水的亲和力很强,若不作适当的预处理,脱水将非常困难。污泥颗粒带有同性电荷,它们之间的静电斥力阻止微粒间彼此接近聚集成较大的颗粒;其次,带电荷的胶粒和反离子都能与周围的水分子发生水合作用,形成一层水化膜,阻碍颗粒相互结合。剩余活性污泥的含水率一般在99.5%~99.8%。经过浓缩作用和机械脱水后,污泥的含水率仍高达75%~85%,解决不了污泥干化时消耗大量能量的问题[10]。

在污泥脱水前进行的预处理,称为污泥调质。其作用是改变污泥粒子的物化性质,破坏污泥的胶体结构,减少其与水的亲和力,从而改善其脱水性能,现在常用的方法有物理调质和化学调质两大类。物理调质有冻融法、超声波法及热调质等,化学调质则主要是向污泥中投加化学药剂,改善其脱水性能。以上调质方法在实际中都有应用,但以化学调质为主,原因在于化学调质流程简单,操作简单,且调质效果很稳定。

污泥的化学调质就是要克服水合作用和电排斥作用,通过改变污泥的结构,提高其可脱水性。化学调质有两种途径:一是脱稳、凝聚,脱稳依靠在污泥中加入无机盐、离子型有机聚合物等混凝剂,使颗粒表面性质改变并凝聚起来,即混凝;二是改善污泥颗粒间的结构,降低污泥的可压缩性,减少过滤阻力和过滤介质(滤布)堵塞,这类药剂属助凝剂或助滤剂[11]。

3.2 化学调质的机理

如上所述,污泥化学调质方法有混凝、助凝和助滤。混凝和助凝往往是结合在一起的,没有特别明显的区分。助滤的机理主要是增强滤饼的不可压缩性,以降低过滤的阻力。这里介绍混凝的主要机理。按机理,混凝可分为压缩双电层、吸附电中和、吸附架桥和沉淀物网捕四种。

(1)压缩双电层

由胶体粒子的双电层结构可知(见图2),反离子的浓度在胶粒表面最大,沿着胶粒表面向外的距离呈递减分布,最终与溶液中的离子浓度相等。向溶液中投加电解质后,溶液中的反离子浓度增高,加入的反离子与扩散层原有反离子之间的静电斥力把原有部分反离子挤压到吸附层中,从而使扩散层厚度缩小,反离子更多地挤入滑动面与吸附层,使胶粒带电荷数减少,ζ电位降低。胶粒间的排斥力减小,距离减小,吸引力增大,胶粒得以迅速凝聚。

(2)吸附电中和

胶粒表面对异号离子、异号胶粒、链状离子或分子带异号电荷的部位有强烈的吸附作用,由于这种吸附作用中和了电位离子所带的部分电荷,减少了静电斥力,降低了ζ电位,使胶体的脱稳和凝聚易于发生。当三价铝盐或铁盐凝聚剂投量过多,由于胶粒吸附了过多的反离子,使原来的电荷变号,排斥力变大,从而发生了再稳定现象,混凝效果反而会下降,可以用吸附电中和的机理解释。

(3)吸附架桥

吸附架桥作用主要是指链状高分子聚合物在静电引力、范德华力和氢键力等作用下,通过活性部位与胶粒和细微悬浮物等发生吸附桥联的过程。

高分子絮凝剂在胶粒表面的吸附取决于聚合物同胶粒表面化学结构的特点。高分子絮凝剂因其线性长度较大,当它的一端吸附某一胶粒后,另一端又吸附另一胶粒,在相距较远的两胶粒间进行吸附架桥,形成“胶粒-高分子-胶粒”的絮凝体,使颗粒逐渐变大,形成粗大絮凝体。高分子絮凝剂投加后,通常可能出现以下两种情况:(1)高分子投量过少,不足以形成吸附架桥;(2)投加过多,会出现“胶体保护”现象。

(4)沉淀物网捕

采用硫酸铝、石灰或氯化铁等高价金属盐类作混凝剂时,当投加量大到足以迅速沉淀金属氢氧化物如Al(OH)3、Fe(OH)3或带金属碳酸盐如CaCO3时,水中的胶粒和细微悬浮物可被这些沉淀物形成过程中作为晶核或吸附质所网捕。絮凝剂最佳投加量与被除去物质的浓度成反比,即胶粒越多,金属凝聚剂投加量越少。

以上介绍的混凝的四种机理,在水处理中往往同时或交叉发挥作用,只是在一定情况下以某种机理为主。低分子电解质的混凝剂以双电层作用产生凝聚为主,高分子聚合物则以架桥联接产生絮凝为主。故通常将低分子电解质称为混凝剂,而把高分子聚合物单独称为絮凝剂。

3.3 污泥化学调质的药剂和影响因素

3.3.1化学调质剂

污泥化学调质所加药剂可以分为混凝剂、助凝剂和助滤剂三类,常见的混凝剂如表1所示。

(1)混凝剂

化学调质中的混凝剂可使溶胶脱稳,利于溶胶聚沉。一般的混凝剂分为无机混凝剂和有机高分子絮凝剂。无机混凝剂是一种电解质化合物,主要有铝盐、铁盐及其高分子聚合物。有机高分子絮凝剂主要是聚丙烯酰胺及其衍生物,根据其所带电性可分为阳离子型、阴离子型、非离子型及两性离子型。

无机混凝剂主要通过电性中和,压缩双电层,降低斥力电位,从而减少微粒间的排斥能,达到聚沉的目的,称为凝聚作用。有机高分子絮凝剂则主要利用高分子化合物能在分子上吸附多个微粒的能力,通过“搭桥效应”将许多微粒聚集在一起,形成一些体积较大的松散絮团,达到聚沉目的。

最常用的无机混凝剂是铁系及铝系盐类。铝盐和铁盐的水解产物兼有凝聚与絮凝作用的特性,在水处理混凝过程中投加铝盐与铁盐后就会发生金属离子水解和聚合反应,此时水中胶粒能强烈吸附水解与聚合反应的各种产物。被吸附的带正电荷的多核络离子能够压缩双电层、降低ζ电位,使胶粒间最大排斥势能降低,从而使胶粒脱稳,这些都属凝聚作用。但如果一个多核聚合物被两个或两个以上的胶粒所共同吸附,则这个聚合物就能将两个或多个胶粒粘结架桥,这些属于絮凝作用,絮凝作用扩大就逐步形成絮凝体(也称矾花),从而完成整个混凝过程。与硫酸铝相比,三氯化铁具有适用pH值范围较宽、形成的絮凝体密实、处理低温低浊水的效果好等优点,但三氯化铁腐蚀性较强。希莫[12]以FeCl3和Al2(SO4)3为混凝剂,通过测定污泥过滤的比阻,确定混凝剂的最佳添加量。结果表明,同等加入量时加FeCl3的污泥比阻较加Al2(SO4)3的低,二者的最佳添加量为7.9%和16.6%(占污泥干重)。Fe2+只能生成简单的单核络合物,因此,不如三价铁盐混凝效果好。残留于水中的Fe2+会使处理后的水带色,当水中色度较高时,Fe2+与水中有色物质反应,将生成颜色更深的不易沉淀的物质。当使用二价铁盐(如硫酸铁)作为混凝剂时,一般与氧化剂(如氯气或双氧水)同时使用,先将二价铁氧化为三价铁后再起混凝作用[13]。无机高分子混凝剂常用的有聚合氯化铝和聚合硫酸铁等,用于污泥脱水研究的很少。与无机小分子混凝剂相比,无机大分子混凝剂使碱度降低较少。无机小分子混凝剂必须和氧化钙等助凝剂组合使用,用氧化钙中和反应产生的酸度。

有机高分子絮凝剂主要是聚丙烯酰胺(PAM)的衍生物。当对污泥脱水率要求不高时(脱水后含水率~80%),有机高分子絮凝剂的效果要优于无机混凝剂,且用量较后者低一到两个数量级。此外,有机高分子絮凝剂几乎不会引起碱度的变化。一般情况下,有机高分子絮凝剂药剂浓度配制在0.01%~0.02%时,调质效果较好,因为低浓度时药剂易溶解,且大分子链能充分伸展开来,充分发挥吸附架桥作用。

污泥胶体的表面带负电荷,因此用于污泥脱水时,阳离子型聚丙烯酰胺的效果要优于阴离子型和非离子型[14]。王蓉[15]研究了阳离子、阴离子以及非离子和两性离子型聚丙烯酰胺共25种的污泥脱水性能。结果表明:以滤液体积和浊度为指标,五种阳离子型和一种两性型PAM效果最好,阴离子、非离子型PAM药剂调理化学混凝污泥的效果均不理想;各种药剂都有其最佳作用范围,投加量过高或过低都会导致脱水性能降低;最佳调理药剂应该能全面改善化学混凝污泥的脱水速率和脱水程度,而不仅只是改善某一方面。而杨兴涛[16]等研究了阳离子型PAM和阴离子型PAM AN934 PWG对污泥脱水性能的影响,却发现阴离子型PAM能有效改善污泥的脱水性能,且投加量较阳离子型PAM低。原因是选择的PAM的分子量不同,其所研究的阳离子型PAM的分子量为1000万,而阴离子型PAM的分子量为1300~1600万。众所周知,有机絮凝剂的作用主要是吸附架桥,分子量越大,该作用就越明显[17]。在比较不同离子型PAM的污泥脱水效果时,应选择相近的分子量的PAM。Lee和Liu[18]将两种高分子絮凝剂结合使用对污泥调质,效果较仅使用一种强,且可一定程度避免药剂过量。

(未完待续)

电—化学脱水 篇2

引起体液丢失或减少的原因很多。一般情况下失水与失钠并存，有的病例失水多于失钠，或失钠多于失水，有的病例在失水失钠的基础上水补充不足或钠补充不足，因而造成多种类型的脱水，并使脱水的情况错综复杂。因此下列造成不同类型脱水的原因不是绝对的不变的。

一、脱水的原因：高渗性脱水

(一)水摄入不足：昏迷患者或精神失常患者无渴感，不知要水喝且水摄入不足，或口腔、上消化道病变不能进水，或水源断绝如在沙漠和意外事故中得不到水。

(二)水需求增加：高热患者或在高温环境下需水量增加，但补充不足。

(三)水丢失过多：1.呕吐、腹泻、肠瘦、胃肠道引流使消化液大量丢失而得不到补充。2.尿崩症或肾小管对抗利尿激素(ADH)不敏感而排出大量稀释尿，接受溶质性利尿剂(甘露醇、甘氨酸等)或高蛋白含盐饮食摄入过多而产生的渗透性利尿，未控制的糖尿病患者排出大量糖尿，以及肾浓缩功能障碍导致肾脏排水多于排钠。3.高温及重体力劳动时的大量出汗。4.气管切开和过度换气可使水分从呼吸道大量丢失。这种丢失的水是纯水，在伴有水摄入不足的情况下很容易造成高渗性脱水。

二、脱水的原因：等渗性脱水

1.消化道中的液体除唾液、胃液及结肠分泌的鼓液含钠较少外，消化道的其他分泌液钠的含量都与血浆相近，故腹泻、十二指肠减压。 消化道瘦管等也是等渗性脱水常见的原因。高渗性脱水的患者仅少量补充了水也可导致等渗性脱水。

2.大量抽放胸水、腹水，或胸、腹腔引流。

3.大面积皮肤烧伤导致大量渗液。

4.急性大量失血。

三、脱水的原因：低渗性脱水

低渗性脱水常见于高渗性或等渗性脱水时只补充水而没有补充盐。如上述消化液的大量丢失，利尿剂的应用、急性肾衰竭多尿期、尿崩症、糖尿病以及肾浓缩功能障碍而致大量尿液的排出，大量出汗，大量抽放胸、腹水，大量失血等。

四、脱水的原因：肾排水功能不足

在急慢性肾功能不全少尿期，因肾脏排水功能急剧降低，如果入水量不加限制，则可引起水在体内潴留;严重心力衰竭或肝硬变时，由于有效循环血量和肾血流量减少，肾脏排水也明显减少，若增加水负荷亦易引起水中毒。

低渗性脱水晚期由于胞外液低渗，细胞外液向细胞内转移。可造成细胞内水肿，如此时输入大量水分就可引起水中毒。

有关于脱水的病因分类我们就先给朋友们介绍到这里了，希望这些可以给广大的患者朋友们带来帮助，脱水的发生给我们的身体健康带来的危害是非常严重的，因此对于这个疾病的发生我们是一定要及时的去治疗的，以免带来严重的伤害。

五、脱水的治疗方法

1、多喝开水。

2、适当的吃些苹果，桃子等水果。

3、不要吃过于辣的食物，并且少吸烟，喝酒。

4、将患者移到阴凉处。

5、补充损失的体液和化学物质，绐患者水、茶、碳酸饮料、运动饮料或清汤。

电—化学脱水 篇3

长庆油田采油六厂杨井作业区有4个生产井区,管理着286口油井,1座联合站,6个转油站,有3个站具备热化学沉降脱水工艺流程,包括:杨井联合站、长二转油站、长八转油站。基本工艺流程为:单井来油—收球桶—缓冲罐—加热炉—沉降罐—净化油罐—外输泵—加热炉—流量计—外输。沉降罐的油、水分离靠油水比重差原理。各转油站通过集油管道输来的含水原油从沉降罐进口管线进入罐内,原油通过油水比重差自然分离,自下而上,原油含水越来越低,当原油达到上部集油槽溢油口时,含水降到0.5%以下,成为合格净化原油后,再从溢油口自压到净化油罐,原油进入净化油罐后,进行再沉降,把多余沉降出的底水放掉,然后,外输含水低于0.5%的合格原油。沉降罐内的油水界面高度和乳化层厚度的控制,就成为关键问题。油水界面控制高了,溢油口原油含水超标;油水界面控制低了,原油很容易随污水管线放入污水罐内,造成污水处理系统含油超标。联合站7#和8#沉降罐都是1000立方米的沉降罐。长二转油站3#沉降罐为700立方米,两个站的油水界面在3米到5米之间波动,乳化层厚度在0.2米到2.7米之间波动,由于沉降罐内的原油每天要计入作业区原油产量盘库数据,而油水界面高度和乳化层厚度的大范围波动,严重影响了每天的产量盘库分析。如何控制好沉降罐油水界面高度,怎样把乳化层厚度减少到最佳范围,制约着热化学沉降脱水质量,成为脱水环节的瓶颈问题。

二、合理利用工艺特点,调控运行参数,调整药剂配方

为了尽快解决这个瓶颈问题,华北油田与长庆油田技术人员共同努力,通过对各站沉降罐运行规律进行摸索,并结合1000立方米沉降罐、700立方米沉降罐的运行特点,对破乳剂加药浓度、药剂配方适应性、加热炉一次加热温度、沉降罐底部和中部伴热油温、进液量大小、油水界面最佳控制高度、乳化层控制厚度等进行了科学合理的调整,充分利用不同容积沉降罐内部结构特性,采取了一套完整的、行之有效的措施。

1. 联合站沉降罐的控制。

杨井联合站接收长一转油站、长二转油站、长七转油站、集油站的来油,加上5个单井拉油点平均每天54立方米液量,每天处理量达到1696立方米,每小时处理70立方米液量。沉降罐进口管线高度0.5米,罐内配液管高度1.5米,罐内抽乳化层管高4.5米,集油槽10.65米,罐内液体自下而上分成污水、油水混合、高含水油、低含水油、净化原油五个层次。罐底拥有10组热水伴热管,中部油水界面处有2组伴热管,上部集油槽处有1组伴热管。罐内结构见图1。

从内部结构上看,罐内形成了底部温度高、中部次之、上部温度低的温度梯度。罐内原油分段化验含水分布为,底部含水100%,在4米油水界面处含水50%~56%,往上每升高1米含水逐渐降低,依次为35%、22%、15%、5%、1%,距集油槽1米处含水0.7%~0.5%,集油槽溢油口处含水0.3%~0.4%。形成依次降低的含水梯度。在生产运行过程中,制约原油热化学脱水的重要因素有三个:第一,破乳剂加药浓度;第二,沉降罐脱水温度;第三,进液处理量。杨井联合站日加药量平均300 kg,浓度177 PPm;沉降罐脱水温度38℃;进液处理量每小时70立方米。从三个因素分析,加药浓度较大,沉降罐脱水温度偏低,处理量每小时平均70立方米。

(1)从破乳剂的特性及参数分析。SW-30-1型破乳剂最适宜的破乳脱水温度为43℃,脱水率为95%,临界温度为38℃,也就是说,温度一旦低于38℃,药效就会大打折扣。另外,现场实验中发现,在配药液时,水温一旦超过70℃,破乳剂药液就会变成像“蛋花”一样的物质,即失效现象。

(2)从杨井联合站的加热炉炉温分析。加热炉有三种加热功能,第一,一次加热为转油站含水原油加热,进入沉降罐;第二,二次加热为净化油外输加热;第三,热水伴热加热。正常情况下,形成热力平衡。但是,三个加热介质中任何一种流量发生变化,势必引起热力平衡被打破,致使加热量分配发生变化,例如:转油站因液量不足,经常停输,起输时,来液量突然增大,势必引起一次加热温度降低。据现场观察和数据统计,一次加热最低温度时,只有35℃~36℃,这样短时间内,进入沉降罐里的破乳剂,就会减弱破乳效果,甚至失去破乳作用。冬季有时站内用伴热水冲洗站内油污管线或设备,或伴热水管线破裂跑水时,造成冷水不断补充,伴热水温度降低,大量热量被伴热水吸走,造成热量分配平衡的打破。再有就是外输原油加热,存在降库存时,大排量输油,同样会打破热力平衡。所以,加热炉的温度忽高忽低,直接影响着一次加热温度的平稳,最终影响沉降罐内的脱水温度,温度低,就会引起破乳剂作用降低,甚至失效。一旦破乳剂失效,加的药量再多,也不起作用,反而会增厚油水过渡带,也就是乳化层厚度。乳化层厚度增加,就会引起含水原油梯度的变化,越往上,原油含水就会越高,造成集油槽溢油口含水超标,直接影响净化油的外输。

(3)进液处理量。各转油站来液,存在波动问题,卸油点存在集中卸油问题,所以会出现处理量低谷或高峰时段,也是对沉降罐脱水影响的一个因素。短时间内,突然增大来油处理量,势必造成沉降罐内的原油沉降时间缩短,在药量不变、温度不变的情况下,处理量增大,沉降时间相对缩短,造成油水分离时间延长,最终出现乳化层厚度增大的问题。例如:2015年6月下旬因其他作业区在卸油点连续卸油20罐车,这些油属于其他断块原油,而且是多年沉积在罐底的老化原油,一时造成联合站7#、8#沉降罐乳化层突然由0.2米持续升高到2.7米,持续近半个月,溢油口原油含水由0.3%持续升至0.8%~1.0%,直接影响到外输原油的合格率。

(4)采取相应措施。首先,与破乳剂厂家技术人员进行现场实验,对沉降罐乳化层分段取样,进行实验,配置有针对性的药剂配方。改造加药流程,每天由人工提水稀释药剂,改为自动冷热水混合稀释,水温控制在25℃~28℃,保证每天的药剂稀释过程,确保药效。第二,对加热炉进行维修,更换炉内损坏的加热盘管,提高一次加热温度,从38℃提升到44℃,确保沉降罐底部温度达到42℃~43℃,满足破乳剂最佳破乳温度。第三,严格控制各个转油站来液流量,对卸油点做到平稳卸油,均匀打入沉降罐,确保沉降时间相对稳定。第四,在处理量相对稳定的情况下,降低加药浓度,加药量由每天300 kg,降至200 kg,加药浓度由177 PPm降到118 PPm,效果良好。乳化层逐渐减少,最后保持在0.2米以下,沉降罐集油槽溢油口原油含水控制在0.3%以下。第五,将沉降罐油水界面由3.5米~3.7米改为4.5米~4.7米,提高1米油水界面,以确保沉降罐放到污水罐的污水清澈,底部污水含油不超标,上部原油含水不超标。

2. 长二转油站沉降罐的控制。

长二转油站接收长五转油站、长六转油站、长八转油站来油,每天处理量达到558立方米,每小时处理23立方米液量。其中长八转油站来油是经过沉降处理和三相分离器处理的原油,含水在5%~8%之间。2015年8月一度出现沉降罐乳化层由0.3米连续升至1.2米,原外输含水在2.3%~3.0%,因持续乳化层变厚,沉降时间延长,含水猛增到12%~20%,影响到长二转油站正常的原油处理和与联合站原油交接。

(1)来液成分分析。长二转来液除了本站井组来液外,长五转油站的油输到长六转油站,经过事故罐与长六转油站的油混合到一起,输到长二转油站,含水在45%~52%。长五转油站和长六转油站来油属于长二断块同一层位的原油,物性基本相同。而长八转油站的来油与长五转油站、长六转油站的来油断块有区别,属于延5和延10断块,物性有区别。而且,长二转油站的污水池内常有油井酸洗液放入,为防止酸洗液中的污油进入污水罐,站内经常把污油回收到沉降罐,尽管每天只有15到20立方米,回收量不大,但是,对破乳剂有直接的影响。

(2)破乳剂的适应性。通过现场取样实验,对长二断块的来油破乳效果较好,对延5和延10断块来油反应迟缓,对酸液中的污油反应时间更长。由于长八转油站的来油较少,不能满足24小时连续输送要求,所以,长八转油站采用间断输油,每次输油时,长二转油站的沉降罐乳化层就会加厚,油水界面浑浊,加上回收污水池中的污油,所以,致使沉降罐乳化层变厚,油水分离效果变差。针对这种情况,作业区技术人员与破乳剂厂家技术人员共同取样,重新调整配伍药方,并与联合站破乳剂进行配伍实验,最后,选出最佳配伍药方,专门研制特供长二转油站使用的破乳剂药方,从而解决了乳化层加厚、难以处理的问题。

(3)油水界面的提升。长二转油站700立方米沉降罐进油管1.5米,集油槽溢油管高度7.45米,罐高9.74米,油水界面由原来的3.5米~3.7米,提升到4.5米~4.7米,底部污水变得清澈,含油降低,乳化层由1.2米逐渐降到0.5米到0.6米。取油水界面以上原油剖面样进行化验,自下而上每0.5米含水梯度为:55%、35%、12%、5%、1%。形成了稳定的含水梯度,确保了脱水后原油进入净化罐含水在2%以下的内部交油指标。

(4)减少沉降罐进液量。长八转油站站内有700立方米沉降罐一座,三相分离器一座,全站来液除本站来液外,还有胡43增压站来油,仅胡43增压站来液每天180立方米,含水57%~59%;长八转油站本站来液150立方米,含水46%左右,可以进行脱水处理,脱后含水可以达到1%。将这部分油输至长二转油站后,直接改流程进入长二转油站净化罐,从而减少对沉降罐的压力,延长来液在沉降罐内的破乳时间,使脱水效果达到更佳。

三、结束语

通过以上措施和改进方法,杨井联合站和长二转油站沉降罐乳化层厚难以处理的瓶颈问题得到了很好的解决。总结经验有三点:第一,控制好沉降罐油水界面位置,防止上下波动,平稳操作。第二,破乳剂要随时进行配伍实验对比,防止因原油物性或来液物性发生变化引起破乳剂失效。第三,保持稳定的、最佳脱水温度,平稳的进液量。避免大起大落地提升液量。即:控制好温度、药量、液量。

摘要：热化学沉降脱水是各油田联合站原油处理的中心环节,热化学沉降脱水系统运行是否正常,直接关系到联合站能否外输合格原油,原油处理的合格率问题。长庆油田采油六厂杨井作业区联合站和长二转油站热化学沉降脱水,频繁出现乳化层增厚现象,破乳剂药量加倍,但仍难以处理,造成沉降罐溢油出口原油含水超标,成为制约原油脱水的瓶颈。我们通过现场调研,利用沉降罐自身结构特点,进行参数合理调整,药品调剂配方,规范操作制度,使瓶颈问题得到较好的解决,从中积累了一些经验,值得推广。

关键词：沉降罐,热化学脱水,乳化层,措施,经验

参考文献

[1]赵辉,徐学刚.油田三相分离器优化改进设计[J].机械工程师,2013(2):156-157.

[2]戚亚明,杨薇薇,张瑛,等.小型撬装密闭注水系统的设计[J].油气田地面工程,2012,31(9):44-45.

脱水站实习报告 篇4

学生实习(实训)总结报告

学 院: 专业班级: 油气储运

学生姓名:_ ______________ 学 号:_ _

实习(实训)地点:__ 蜀南气矿渝西采气作业区__________

报告题目:___关于在集气、配气站的实习______ _________

报告日期： 201x年10月23日

指导教师评语: _______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ _____

成绩(五级记分制):______ _______

指导教师(签字):

目录

一、前言

二、实习安排

三、蜀南气矿渝西采气作业区东8井站

四、工业园区配气站

五、气站计量装置

六、输气管道中的闸门、管线颜色代表

七、输气管线运行管理

八、输气生产安全

九、总结

关于集气、配气站的实习

1、前言

为了让我们能对油气储运专业领域涉及的知识有着初步的感性认识，便于在专业课教学期间我们可以较为熟悉的掌握专业理论知识，学校决定组织我们到油气田的生产第一线进行短期的生产实习，使我们对石油和天然气的集输、原油和天然气的预处理、油气管道输送、油气储存和油气管道工程等各个生产过程有一个比较全面的认识和了解，同时接受生产管理技能的初步训练，不仅有助于激发我们学好专业基础知识的学习热情，而且有利于培养我们在本专业领域内的实际工作能力。通过向工人师傅的学习,我们对生产劳动和祖国的建设事业有深刻的了解,并通过实习，了解到社会和石化企业对大学生们的基本要求。

实习要求：1、要求我们通过生产实习，系统地了解石油和天然气的集输、预处理、储存、管道输送、销售等各个环节，掌握其工艺流程的特点，生产过程中的操作与控制，储运工程中各种主要设备的结构和用途。

2、深入现场，了解石油储运工作的现状和存在的问题，增强我们的使命感，加深对专业课的理解和重视。

3、掌握储运现场的组织与管理知识以及储运工程中各种零部件的结构和作用，完善我们的知识结构，增加工程方面的实践知识。

4、要求我们自觉地遵守现场各项规章制度，特别要注意安全、防火、防爆，服从安排，搞好团结。

5、要求我们虚心地向现场的工人师傅学习，提高对社会的认识能力，增强社会适应性。

主要描述本次实习(实训)的目的意义、大纲的要求及接受实习(实训)任务等情况。

2、实习安排

这次一共有40人去永川实习，我们被安排入住在钻探小区的招待所。我们正式实训时，是分成了4个小组。1、2小组前5天在工业园区实习，3、4小组前五天则在东8井气站实习，后五天的1、2小组和3、4小组互换实习基地。实习又分为上午和下午两

班，每个小组每天轮换班次。我分在了第4小组。

3、蜀南气矿渝西采气作业区东8井站

1、气站简介

东8井位于永川市胜利路办事处胜利村黄墙村民委员会境内，1987年5月建站，占地面积3000平方米，现有女员工6人。地质构造位置：东山构造南长轴。主要管理着东8井、东9井、东10井、东12井、东深1井共5口气井，35公里管线。担负着向永川天然气公司、永川红江厂、永川CNG、四川石油管理局地调公司、永川基地的供气任务，日供气量11万立方米，是渝西作业区的一个重要集配气站。该站于安装脱硫装置，进行了场站改造，安装微机计量系统。该站自建站以来多次荣获原四川石油管理局川南矿区、蜀南气矿“先进班组”，“优秀三标井站”，“模范职工小家”等荣誉称号。该站荣获“西南油气田分公司三八红旗集团”荣誉称号。

第一任组长：母华林 现任班长：刘青、胡容

2、采气树

采气树是指井口装置中油管头以上的部分，主要有总闸门、四通、油管闸门、针形阀、测压闸门、套管闸门组成，它是进行开关井、调节压力、气量、循环压井， 下压力计测压和测量井口压力等作业的主要装置，采气树共包括11个闸门，包括1个测压闸门，2个油管闸门，2个针形闸门，2个总闸门和4个套管闸门。各部分介绍如下：

1)、套管闸门：测套压、套管采气、气举。

2)、小四通：采气、放喷或压井。

3)、测压阀门：不停产进行下压力计测压，取样，接油压表测油压。

4)、油管闸门：开关井(油管采气)。

5)、针形阀：调节气井压力和产量。

6)、总闸门：一般2个，处于开启状态。

3、分离器

东8井站中有5个分离器，都是立式分离器。其中3个分离器的直径为600mm,2个分离器的直接为800mm。立式分离器的主体为一立式圆筒体，气流一般从该筒体的中段进入，顶部为气流出口，底部为液体出口。

其工作原理主要利用生产介质和被分离物质的密度差来实现的。

结构与分离过程如下图：

初级分离段——即气流入口处，气流进入筒体后，由于气流速度突然降低，成股状的液体或大的液滴由于重力作用被分离出来直接沉降到积液段。

二级分离段——即沉降段，经初级分离后的天然气流携带着较小的液滴向气流出口以较低的流速向上流动。此时，由于重力的作用，液滴则向下沉降与气流分离。

积液段——本段主要收集液体。一般积液段还应有足够的容积，以保证溶解在液体中的气体能脱离液体而进入气相;对三相分离器而言，积液段也是油水分离段。分离器的液体排放控制系统也是积液段的主要内容。为了防止排液时的气体旋涡，除了保留一段液封外，也常在排液口上方设置挡板类的破绽装置。

除雾段——主要设置在紧靠气体流出口前，用于捕集沉降段未能分离出来的较小液滴。微小液滴在此发生碰撞、凝聚，最后结合成较大液滴下沉至积液段。

立式重力分离器占地面积小，易于清除筒内污物，便于实现排污与液位自动控制，适于处理较大含液量的气体，但单位处理量成本高于卧式。

4、脱硫塔

脱硫塔是一种脱硫效率高，压力损失较低兼能除尘的脱硫设备。

电—化学脱水 篇5

1 实验样品

1.1 油水样

油样取自高17转油站, 为保证所取油样不含破乳剂, 在井站来液处取样;水样取G17井站来液游离水。

1.2 钻井液

(1) 聚合物钻井液;

(2) 无固相甲酸盐钻井液。

1.3 压井液

无固相盐水优质压井液, 配方为:0.2%E DTA+0.2%K C l+2%JDB-1+0.05%OP-10+NaCl。

1.4 堵水剂体系

(1) 冻胶体系, 配方为:5%丙烯单体+0.1%聚合物+6%甲醛+0.05%过硫酸铵;

(2) 封窜堵漏体系, 配方为:0.7%水+10%GX-1型封堵剂。

1.5 破乳剂

使用G17破乳剂:30%甲醇+20%PFA8311+20%F3111+10%SP169+20%水。

2 实验方法

对于钻井液、压井液和堵水剂对高17原油破乳脱水的影响实验, 采用瓶试法进行, G17破乳剂加量一般为50m g/L, 破乳脱水温度为55℃, 脱水时间为30min。

(1) 乳状液的制备:乳状液的制备参照石油天然气行业标准SY 5509-92执行, 所配制乳状液含水率为20%。

(2) 部分油田化学剂对原油破乳脱水影响的初步实验:将40ml污水和60ml乳状液加入100ml具塞量筒中, 置于55℃恒温水浴预热5min, 取出后加入化学剂, 加量分别为0m L、1m L、2m L, 摇匀, 再置于水浴中恒温加热5min, 取出加入G17破乳剂, 剧烈振荡100次。将具塞量筒放入水浴中分别在5min、15min、30min记录游离水量, 并观察水色及界面情况。

(3) 部分油田化学剂对原油破乳脱水影响的深入实验:取初步实验中对破乳产生明显影响的油田化学剂单剂进一步实验。实验方法与初步实验相同, 化学剂加量范围大, 加药点密集。

3 结果与讨论

取自高17转油站的原油样均不含有外来化学剂及破乳剂, 所配制乳状液在实验破乳脱水条件下十分稳定, 脱水率为零。加入破乳剂但不加任何其他化学剂时的脱水率取作外加物空白脱水率, 用于计算外加物对脱水率的影响幅度。各种外加化学剂对原油脱水率的影响汇总于表1。

3.1 钻井液的影响

钻井液对原油破乳脱水的影响随着钻井液类型不同而不同, 聚合物体系钻井液体系对原油破乳脱水有正面影响, 可增强破乳剂的脱水效果, 无固相甲酸盐钻井液体系对原油破乳脱水基本没有影响。

3.2 压井液的影响

压井液对原油破乳脱水的影响随着压井液使用量的增加, 先促进原油的破乳脱水, 到一定剂量后, 使乳状液脱水率降低。

为了弄清压井液中何种组分对原油的破乳脱水产生影响, 做了压井液各组分对原油破乳脱水的实验, 实验方法同2。

从表1可以看出, Na Cl、EDTA、KCl、OP-10均能促进原油的破乳脱水, 但是JDB-1对原油的破乳脱水有负面影响, 不仅降低了原油的脱水率, 而且出现了严重的挂壁现象。

3.3 堵水剂的影响

堵水剂对原油破乳脱水的影响随着堵水剂类型的不同而不同, 冻胶体系对原

油破乳脱水有明显的正面影响, 可增强破乳剂的脱水效果, 封窜堵漏体系使具塞量筒中的游离水进入乳状液中, 并能稳定存在, 但是能够使脱出污水颜色变清。

为了进一步弄清封窜堵漏体系在各种不同的浓度下对原油破乳脱水的影响, 找到封窜堵漏剂对原油破乳脱水产生影响的最低浓度, 选取了较低起点, 较大范围的加剂浓度, 考察了封窜堵漏体系对原油破乳脱水产生的影响。

加入封窜堵漏剂后对破乳脱水产生了较为严重的影响, 使得具塞量筒中的游离水进入乳状液中, 并且能够稳定存在, 加入封窜堵漏剂的量为0.5%时, 就对破乳脱水产生了最为严重的影响, 随着封窜堵漏剂量的增加, 对脱水率的影响减小, 而且随着封窜堵漏剂量的增加, 脱出污水颜色逐渐变清。

4 结论

(1) 钻井液对G17破乳剂破乳效果的影响因化学类型不同而不同, 聚合物钻井液对破乳有促进作用, 无固相甲酸盐钻井液对破乳基本没有影响。

(2) 压井液对G17破乳剂破乳效果的影响随着压井液使用量的增加, 先促进原油的破乳脱水, 到一定剂量后, 使乳状液脱水率降低, 而且使原油出现严重的挂壁现象;通过深入实验研究, 发现影响破乳脱水且出现挂壁现象的化学剂是JDB-1。

(3) 冻胶体系的堵水剂对破乳脱水有较强的促进作用, GX-1型封窜堵漏剂对破乳脱水有很强的负面影响, 主要是使游离水进入油中, 形成W/O型的乳状液, 并且能够稳定存在。较小浓度的封窜堵漏剂就能够起到较强烈的负面作用, 应该严格控制。

注:破乳剂加药浓度均为50mg/L。

摘要：本文研究了冀东油田增产稳产阶段所使用的部分油田化学剂对高17转油站原油破乳剂脱水效果的影响, 结果表明:聚合物钻井液对破乳有促进作用, 无固相甲酸盐钻井液对破乳基本没有影响;压井液在加量1%以下可促进原油的破乳脱水, 当加量达到2%时, 使原油乳状液脱水率降低, 且使原油出现严重挂壁现象;冻胶体系的堵水剂对破乳脱水有较强的促进作用, GX-1型封窜堵漏剂对破乳脱水有很强的负面影响。

关键词：油田化学剂,破乳剂,原油脱水,脱水率,影响

参考文献

[1]陈春英, 张宗愚.国内外原油破乳剂发展简况[J].油田化学, 1984, 1 (2) :195-208[1]陈春英, 张宗愚.国内外原油破乳剂发展简况[J].油田化学, 1984, 1 (2) :195-208

[2]范振中, 俞庆森.残酸对原油脱水的影响及处理[J].浙江大学学报, 2005, 32 (5) :546-549[2]范振中, 俞庆森.残酸对原油脱水的影响及处理[J].浙江大学学报, 2005, 32 (5) :546-549

电—化学脱水 篇6

1范围

该标准规定了联合站用化学品中的预脱水剂或净水剂或采油用化学品与原油破乳剂配伍性的技术要求、方法、评价原则和采油用化学品与预脱水剂配伍性的技术要求、方法、评价原则以及样品采集的基本原则与方法。

该标准适用于油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价。

2标准中的术语与定义

2.1空白样

在原油进站阀组取未加入破乳剂的原油样, 作为空白样。

2.2试样

在空白样中加入一定量的需要与原油脱水药剂配伍的化学品, 作为试样。

2.3拐点

当原油乳液进行破乳脱水沉降时, 随着脱水沉降时间的延长, 脱水量从加速增加转变为逐渐减缓增加时的点, 称为拐点。

2.4拐点浓度

当采油用化学品与原油破乳剂和预脱水剂进行配伍性评价试验时, 在某一浓度点, 确定配伍性为略有影响时, 称这个浓度点为该采油用化学品的拐点浓度。

3技术要求

3.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂配伍性评价项目脱水量相对百分差值、拐点处脱水量差值

4技术方法

4.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂或采油用化学品与预脱水剂配伍性的试验方法按SY/T 5281、SY/T 5280规定执行。在规定的时间内, 把空白样与试样脱水量数值进行列表比较, 经计算后判定该评价对象与原油破乳剂或预脱水剂的配伍性。

4.1.1当预脱水剂、净水剂与原油破乳剂进行配伍性评价试验时, 试样中预脱水剂、净水剂的加药浓度应为现场使用该化学品加药浓度的30%。

5评价原则

5.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂配伍性评价计算方法

5.1.1脱水量相对百分差值

式中:

A-脱水量相对百分差值, %;

Vk-空白样脱水量, ml;

Vs-试样的脱水量, ml;

5.1.2拐点处脱水量差值

式中:

B-拐点处脱水量差值;

Vk-空白样拐点处的脱水量, ml;

Vs-试样拐点处的脱水量, ml;

5.2评价指标

5.2.1对脱水量影响的评价指标

脱水量相对百分差值≤10%应视为对脱水量无影响;

脱水量相对百分差值在10%-15%应视为对脱水量略有影响;

脱水量相对百分差值>15%应视为对脱水量有影响。

5.2.2 对脱水速度影响的评价指标

拐点处脱水量差值<4ml, 应视为对脱水速度无影响;

拐点处脱水量差值=4ml, 应视为对脱水速度略有影响;

拐点处脱水量差值>4ml, 应视为对脱水速度有影响。

5.3判定

5.3.1预脱水剂、净水剂、采油用化学品与原油破乳剂配伍性影响的判定经过对脱水量、脱水速度两项指标评价后, 若其中一项指标被确定为有影响, 那么就判定该化学品对该型号原油破乳剂配伍性有影响。若其中一项指标被确定为略有影响, 那么就判定该化学品对该型号原油破乳剂配伍性略有影响, 视该浓度为拐点浓度。

该标准在辽河油田全局各联合站进行了应用, 本文摘录了标准中的预脱水剂与原油破乳剂配伍性技术评价方法的部分, 并且对该方法在曙五联配伍性试验的应用进行了论述。

二、配伍性技术评价方法的应用试验

1曙五联原油脱水工艺现状调查

曙五联主要担负着曙光采油厂采油作业三、五、七区原油脱水处理任务, 三个区进站总液量分别为 (包括站内倒、卸油) :三区进液4050m3/d, 油量500 m3/d;五区进液7327m3/d, 油量2300 m3/d;七区进液7364m3/d, 油量2000 m3/d。三个区年原油处理能力在175万吨, 外输能力200万吨。

针对曙五联集输生产工艺流程 (曙五联原油脱水工艺流程见图1) , 对曙五联采用的化学药剂--原油破乳剂、预脱水剂相互间的配伍性进行调查试验, 试验目的主要是通过对曙五联现场所采用的预脱水剂是否对现场原油破乳剂的原油脱水产生影响进行脱水对比试验, 进行配伍性评价。判定方法是通过脱水量相对百分差值和拐点处脱水量差值两个试验参数的对比结果, 依据标准Q/SYLH0164-2004进行计算、判定得出结论。

2曙五联5区和7区的配伍性室内试验

依据《油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法》分别对A1、A2两种原油破乳剂, B1、B2、B3三种预脱水剂, 针对曙五联5区和曙五联7区两种原油进站液进行室内配伍性评价试验。试验结果见表1与表2。

视场预脱水剂加药浓度:40mg/l

3 室内配伍形试验评价的判定结果

依据《油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法》中的计算方法进行计算，得出的曙五联5区、曙五联7区配伍性评价结果见し表3与表4

此次预脱水剂与原油破乳剂在曙五联5区配伍试验中, 从脱水量反映的结果得出试验结论为:除了A2/B2略有影响外, 其它大部分无影响。

此次预脱水剂与原油破乳剂在曙五联7区配伍试验中, 从脱水量反映的结果得出试验结论为:除了A2/B1略有影响外, 其它均无影响。

三、结论

油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法分别在辽河油田二十多座联合站进行了推广应用, 得出的配伍性试验结论对油田生产的稳定性起到了指导性的作用, 避免了由于集输生产过程中所采用的化学品之间的相互影响而造成的原油含水超标, 以致不能正常生产的现象的发生。无论是从技术方法还是现场应用方面, 该标准都对油田生产起到了重要的作用。

摘要：本文介绍了《油田用化学品与原油脱水配伍性技术评价方法》, 摘录了其中的预脱水剂与原油破乳剂配伍性技术评价方法的部分, 并对其在辽河油田曙五联的应用进行了论述。通过配伍性评价试验结果, 得出了该方法在油田生产中能够起到比较重要作用的结论。

关键词：预脱水剂,原油破乳剂,配伍性

参考文献

恒大“脱水” 篇7

2014年10月恒大集团并购新西兰咔哇熊乳业之时,这家公司对外销售、批发乳制品已经能够产生利润。恒大当时预计乳制品业务2015年销售额会达到5亿元,而粮油业务预计在2015年销售额将达到25亿元。

相对于乳制品和粮油业务,恒大集团对矿泉水业务的规划最为庞大。2014年公司业绩会上,恒大集团预计矿泉水业务在2015的销售额会达到40亿元,并且实现客观盈利。当时许家印在业绩会上透露,矿泉水业务在2014年的订货量是57亿元,但当年销售额只有11亿元,主要原因是公司在2013年11月份收购了一个矿泉水原有厂,产能只有40万吨,结果2014年矿泉水厂产能难以满足订货量。

许家印预计矿泉水业务2015年的销售额会达到40亿元,原因是他所说的公司在2015年3月底订单量已经达到了76亿元。像恒大文化及恒大淘宝一样,恒大集团在2015年打算将恒大矿泉水挂牌新三板,不过最终落空。从2013年到2015年5月份,连续3个财务年度,恒大矿泉水分别亏损了5.5亿元、28.4亿元和5.6亿元,两年时间里累计亏损了39.5亿元。

恒大矿泉水在挂牌材料中解释,公司净利润连续亏损,主要是由于公司包括广告在内的市场推广费、引进销售团队所增加的人工成本等前期投入较大所致。2015年以后,恒大矿泉已经开始调整推广策略,按照销售额的一定比例来投放市场推广费用,并且精简了公司员工,由此当期费用支出有所下降。

同样是过去3个财务年度,恒大矿泉经营活动产生的现金流量净额分别为净流出10.2亿元、22.4亿元和1.5亿元,经营活动上现金流入不敷出。如此表现,导致了恒大集团的“脱水”动作。看来,房地产企业的转型,尚需大量“学费”。

【事件】

近日,中国恒大集团发出公告,决定出售粮油、乳制品及矿泉水业务的全部权益,总代价27亿元,与这些业务权益一并转让的还有33亿元净负债,出售事项完成后,恒大集团会确认税前收益57亿元。其中,粮油业务售价6亿元、乳制品业务售价3亿元、矿泉水业务售价18亿元。受让方主要是私人公司,交易完成后,恒大集团不再持有这些业务的任何权益。

恒大集团在2013年确认进入粮油、乳制品及矿泉水业务。截至2014年,在矿泉水业务上累计投入了55.4亿元,2014年实现销售额10.9亿元;粮油业务2014投入了5.7亿元,乳制品业务2014年销售额7300万元。时任总裁兼执行董事夏海钧表示,乳业、粮油、矿泉水计划3年后将在香港分拆上市,也就是2018年,并预计2015年三大产业会实现比较可观的利润。

原油脱水浅析 篇8

关键词：原油,脱水

引言

所有的油田都要经历含水开发期的, 特别是采油速度大和采取注水强化开发的油田, 无水采油期一般都较短, 油井见水早, 原油含水率增长快。原油含水不仅增加了储存、输送、炼制过程中设备的负荷。而且增加了升温时的燃料消耗, 甚至因为水中含盐等而引起设备和管道的结垢或腐蚀。因此, 原油含水有百害无一利。但水在油田开发过程中, 几乎是原油的“永远伴生者”, 尤其是在油田开发的中后期, 油井不采水, 也就没有了油。所以原油脱水就成为油田开发过程中一个不可缺少的环节, 一直受到人们的重视。

1 原油脱水工艺

多年的反复实践, 现在研究成功的多种原油脱水工艺技术有:沉降分离脱水;化学破乳脱水;电破乳脱水;离心脱水等。

1.1 沉降分离脱水

这是利用水重油轻的原理, 在原油通过一个特定的装置时, 使水下沉, 油、水分开。这也是所有原油脱水的基本过程。

由按斯托克斯公式可以得出:沉降速度与原油中水珠半径的平方成正比, 与水油的密度差成正比, 与原油的粘度成反比。通过增大水珠密度、扩大油水密度差、减小原油粘度可以提高沉降分离速度, 从而可以提高分离效率。

1.2 化学破乳脱水

即利用化学药剂, 使乳化状态的油水实行分离。化学破乳是原油脱水中普遍采用的一种破乳手段。

很多学者对原油乳状液的稳定和破乳问题进行了大量的研究, 但主要集中在界面张力、界面粘度的影响, 对油膜寿命、油膜薄化速率以及界面弹性的研究则相对较少。大庆石油学院康万利等通过研究在破乳剂存在下, 模型原油乳状液的脱水效果与油水界面张力、界面粘度、界面弹性以及油膜寿命、油膜薄化速率的关系, 从微观和宏观两方面, 就破乳剂对油水界面膜作用机理进行了研究, 得出以下结论:

(1) 同种破乳剂降低油水界面张力、界面粘度、界面弹性的能力与其破乳效果有对应关系;不同破乳剂降低油水界面张力和界面粘度的幅度与其破乳效果间无对应关系。评价破乳效果的重要参数。

(3) 无破乳剂时, 油膜稳定一段时间后瞬间破裂;有破乳剂时, 油膜厚度逐渐变薄后破裂。

(4) 破乳剂使油膜寿命降低得越短, 油膜的薄化速率越快, 其对模型乳状液脱水率就越好。

(5) 破乳剂作用机理是破乳剂分子吸附到界面上, 使界面膜粘弹性降低, 导致了油水界面强度减弱, 使界面膜寿命变短, 界面膜厚度变薄, 当膜厚度变薄到一极限值时, 膜破裂, 导致破乳脱水。

同时, 有研究表明, 破乳剂用量在C M C浓度 (临界胶束浓度) 左右, 破乳脱水最佳。这是因为, 在较低浓度时 (小于C M C) , 破乳剂分子是以单体形式吸附在油水界面, 吸附量与浓度成正比, 此时油水界面张力随破乳剂浓度的增加而迅速下降, 脱水率也逐渐增大, 当破乳剂浓度接近CMC时, 界面吸附也趋于平衡, 此时界面张力不再下降, 脱水率也达到最大, 若再增加破乳剂浓度, 破乳剂分子开始聚集成团形成胶束, 反而使界面张力有所上升, 脱水率反而下降。因此对每种特定原油, 破乳剂用量均有最佳值, 即接近或等于其CMC浓度。

1.3 电破乳脱水

电脱水作为油水处理的最终手段, 在油田及炼厂得到广泛应用。其原理是乳状液置于高压的交流或直流电场中, 由于电场对水滴的作用, 削弱了乳状液的界面膜强度, 促进水滴的碰撞、合并, 聚结成粒径较大的水滴, 从原油中分离出来。由于用电脱水处理含水率较高的原油乳状液时, 会产生电击穿而无法建立极间必要的电场强度, 所以电脱法不能独立使用, 只能作为其它的原油处理方法的后序过程。

1.4 离心脱水

利用油水密度的不同, 使高速旋转的油水混合液产生不同的离心力, 从而将油与水分开。由于离心设备可以达到非常高的转速, 产生高达几百倍重力加速度的离心力, 因此离心设备可以较为彻底地将油水分离开, 并且只需很短的停留时间和较小的设备体积。

利用离心分离原理工作的一种主要设备是水力旋流器, 它是用来将作为连续相的液体与作为分散相的固粒、液滴或气泡进行物理分离的设备。液体混合物从入口沿切向流面附近浓集, 在旋转过程中, 逐渐向底流出口运动, 最终排出旋流器。与此同时, 轻组分将向旋流器中心轴处运动, 形成中心核, 并向入口方向流动, 从溢流出口排出, 这样就实现了轻重组分的分离。分散相与连续相之间的密度差越大, 两相就越容易分离, 否则就越难于分离。

2 联合脱水

本文提到的沉降分离脱水、化学破乳脱水、电破乳脱水、离心脱水等原油脱水工艺及其他脱水工艺都是单一的原油脱水工艺。在沉降分离脱水工艺中有自然沉降脱水、热沉降脱水、聚结沉降脱水。但在实际安排原油脱水工艺时, 单一的原油脱水工艺单独使用比较少, 大多是几种脱水工艺的有机组合, 目的是以最少的投入获得合格的商品原油。为什么必须要联合脱水才能达到这一目的呢?

(1) 原油脱水包括两个工艺过程, 一是原油乳状液的破乳, 这是基础, 不破乳就无法脱水;二是细小水珠聚结沉降后油水分离。只有完全破乳后水珠迅速聚结才可能获得很好的脱水效果, 而完全破乳和水珠的迅速聚结是两种不同的工艺过程。

(2) 原油乳化液的破乳以化学破乳效果最好, 可做到高速、高效, 而且化学破乳可治本, 因为生成原油乳状液的原因主要是原油中含有天然油包水型乳化剂。加入破乳剂后, 可简单理解为抵消了天然乳化剂的乳化作用, 因此化学破乳可做到一劳永逸, 但破乳剂扩散到油水乳化膜中去的速度与温度密切相关, 适当提高破乳温度可起到事半功倍的作用。这样, 化学脱水就与温度紧密结合在一起, 组成热化学联合脱水, 特别是低含水期, 升温还可大幅度降低原油粘度, 一箭双雕, 收到很好的脱水效果。

(3) 对高含水原油而言, 只有进行分级脱水才能保证获得合格的产品。即第一段将高含水原油脱为低含水原油;第二段将低含水原油脱为商品原油。各种脱水工艺的适用对象不一, 因此高含水原油的一般脱水和低含水原油的深度脱水就必然是两种不同脱水工艺, 这就构成了联合脱水。

综上所述, 将脱水工艺进行适当组合, 即能充分的利用能源, 又能取得较好的脱水效果。在实际生产中, 来液的性质并不稳定, 有时甚至变化较大, 需要我们根据情况做出不同的处理, 力争取得最佳的成效。

参考文献