工艺联合

工艺联合（精选9篇）

工艺联合 篇1

我公司为年产1 200万吨水泥的集团企业, 其中制造一厂4 600t/d生产线采用HFCG160-120辊压机+V型选粉机+Φ4.2m×13m双仓球磨机+O-Sepa高效选粉机组成联合粉磨系统。该系统投产后生产P·O42.5R水泥平均台时产量仅在150t/h左右, 吨水泥综合电耗在40k Wh/t左右, 相比先进企业各项指标均较差。为此, 2014年我们与江苏吉能达建材设备有限公司共同对5号水泥磨系统进行了半终粉磨工艺的改造, 取得了一定的效果。

1 改造后的工艺流程和设备参数

在V型选粉机至旋风筒之间加装三分离选粉机, 将辊压机产生的细粉分选出作为成品进入水泥库。其工艺流程为:来自配料站的物料输送至稳流称重仓, 进入辊压机挤压后通过V型选粉机分级出细粉 (<80μm颗粒占70%~85%、<45μm颗粒占55%以上) , 其细粉出口联接下进风的三分离选粉机, 再经由双旋风筒分离出辊压机挤压过程中产生的成品 (比表面积350~450m2/kg) , 通过成品斜槽进入水泥库;分离出成品后的中粗粉输送至球磨机粉磨, 粗粉回辊压机继续挤压;出磨物料经O-Sepa高效选粉机进行分选, 合格成品通过成品斜槽进入成品水泥库, 粗粉回球磨机继续粉磨。改后工艺流程见图1, 主机设备参数见表1。

2 特点

该半终粉磨工艺是在联合粉磨工艺中增加一台三分离选粉机与双旋风筒配合, 将辊压机产生的细粉进行分级。<30μm细粉直接进入成品水泥, 30~200μm颗粒进球磨机粉磨, >200μm的粗颗粒回辊压机重新碾压。<30μm的细粉不进磨机, 直接进成品, 不仅可提高系统产量, 还可以大幅度降低磨机的过粉磨现象。入磨物料的粒度为30~200μm, 物料粒度更为均齐, 可以有效提高磨机产量。>200μm的粗粉回辊压机可以大幅度降低入磨物料的最大粒度, 提高了球磨机的粉磨效率, 同时提高辊压机的效率。三种不同粒度范围物料的选净度均达到80%以上。

3 调试中的问题分析及改进措施

3.1 物料离析导致辊压机偏辊

调试初期, 由于入辊压机熟料中含有较多黄心料和粉料, 而石膏和石灰石的粒度较大, 称重仓内物料分级严重, 辊压机辊缝较大, 33mm左右, 辊压机主电动机工作电流较低 (46A左右) , 即使调大斜插板拉开比例, 工作电流变化也不大, 而且辊压机偏辊严重, 挤压效果较差。经分析认为物料离析现象严重, 混合不均。故采取措施:

1) 入辊压机熟料采取多库搭配, 多用颗粒状料, 减少粉状料;

2) 改造称重仓。将称重仓内顶部中间增加一个倒锥形下料口 (见图2) , 使物料经过此处时充分集中和混合后再进入称重仓内部分散, 在称重仓内底部增加一个内筒, 物料经过此处进行混合和集中后再进入辊压机进行挤压, 这样可有效解决辊压机偏辊和压力上不去的问题。

3) 称重仓料位控制在70%~80%, 以有效形成入机料压, 实现过饱和喂料, 确保挤压效果;同时将辊压机工作压力由7.0~8.0MPa调整至8.0~9.5MPa;辊压机工作辊缝由原33mm调整至25mm;入料斜插板拉开比例调至85%以上。

调整后辊压机主电动机工作电流 (额定电流61A) 由44~50A (72%~82%) 提高至52~60A (85%~98%) , 挤压做功能力显著提高, 经由V型选粉机分级后的物料R80、R45筛余量明显减少, 比表面积提高, 合格品比例大幅度增加。

3.2 循环风机风量和风压较低

由于增加了一台三分离选粉机, 系统阻力增加近1 500Pa, 虽然循环风机压力为4 000Pa, 但全负荷全转速运行后, 电流只有21A (额定电流31.8A) , 造成系统风量和风压不够, 产量上不去, 甚至造成挤压后的料饼进入V型选粉机内部不易散开, 影响分级效果。

针对循环风机风量和风压较低、电流上不去的情况, 我们对风机叶轮进行了更换, 更换后的循环风机风压达到5 000Pa, 带负荷运行后的电流为27A, 基本能满足生产需求。根据实际生产状况, 在V型选粉机入料口上方下料管中增设打散装置, 以形成均匀、分散的料幕;同时对V型选粉机内部进风面导流板通风面积进行调整, 减小通风面积提高局部风速, 有效延长物料分级路线与分级时间, 提高V型选粉机出口物料的比表面积。

3.3 球磨机做功能力差

由三分离选粉机分离出成品后的入磨物料 (粗粉) 比表面积平均在100m2/kg左右, 出磨水泥比表面积195m2/kg左右。为此, 根据入磨物料筛余、比表面积和磨内筛余曲线等参数, 重新调整了各仓级配及填充率, 同时, 根据磨机主电动机及主减速机的驱动功率富余系数 (设计为额定值的1.2倍) , 合理增加微段装载量、增大填充率, 提高研磨体对物料的研磨能力;技改前主电动机电流 (额定电流243A) 为190A左右 (进相后) , 技改后主电动机电流为205A左右 (进相后) 。根据磨内筛余曲线结果, 我们对入磨下料溜子进行了改进, 在溜子前部加了一个翻板, 有效阻止物料向前冲的现象发生, 提高了一仓的粉磨效率。改进前后级配方案见表2。

3.4 球磨机通风参数的调整

将磨尾收尘风机电动机频率由40Hz下降至31Hz, 磨尾出口压力由-1 400Pa降至-800~-900Pa, 以有效延缓物料流速, 增加物料在磨内细磨时间, 降低出磨物料中粗颗粒比例, 提高水泥成品含量。调整后, 出磨水泥温度一般在113~123℃, 球磨机主电动机运行电流一般控制在195~205A (进相后) 为宜。

4 改后效果

改进前后水泥粉磨系统技术参数对比见表3。

由表3可知, 系统改进后生产P·O42.5R级水泥较改进前增产50t/h, 增幅为33%, 电耗降低5.9k Wh/t, 节电幅度为14.7%。通过合理的改进与调整, 该半终粉磨工艺系统增产节电效果较明显, 水泥实物质量指标较改进前有所提高。但标准稠度用水量有所上涨, 主要原因是出辊压机的成品与出球磨机的成品共同混合入库, 其混合成品颗粒级配范围较窄, 且出辊压机成品颗粒球形度非常低, 颗粒之间空隙大, 导致水泥标准稠度用水量增大。

选用华西HSP、成新吉龙和中建自配三种聚羧酸外加剂, 对改进前后的水泥进行混凝土对比试验, 见表4。

由表4可知, 本次混凝土对比试验, 改造后对水泥混凝土初始及经时工作性能无不良影响。

工艺联合 篇2

采用混凝沉淀+砂滤+膜生物反应器+活性碳+臭氧工艺处理合成制药废水中COD中试研究.结果表明:膜生物反应器出水的COD平均值为78.6mg/L,去除率为74.3%;最终出水的COD平均值为40.4mg/L,去除率为92.7%.

作 者：相震 陈淑娟 王连军 马杰 XIANG Zhen CHEN Shu-juan WANG Lian-Jun MA Jie 作者单位：相震,王连军,XIANG Zhen,WANG Lian-Jun(南京理工大学化工学院,南京,210094)

陈淑娟,CHEN Shu-juan(青海省海西州环境监测站,德令哈,817000)

马杰,MA Jie(多元水环保技术产业(中国)有限公司,北京,102600)

“割放联合”采煤工艺研究 篇3

综合机械化采煤是现代煤矿开采实现安全、高产、高效的最重要的技术进步之一。20世纪90年代,国内外综采设备不断更新换代,逐步向重型化、强力化、自动化和机电一体化方向发展。目前,我国采煤机绝大部分仍以进口为主,与国际先进水平尚存差距。大功率永磁同步电机的出现,给采煤机传动带来了一次革命。它具有高转矩、高功率因数、高效率、小体积及响应快、结构多变和运行可靠等优点。其应用减轻了采煤机摇臂的负重,为实现小滚筒、长臂截割提供了支撑。针对国外进口采煤机价格昂贵、设备体积庞大、功率过大、采煤过程中存在无效切割等问题,山西晋煤金鼎公司成功研制了小滚筒双调高电牵引采煤机,从而产生了“割放联合”采煤工艺。

2小滚筒双调高电牵引采煤机结构

“割放联合”采煤工艺核心是采用新型小滚筒双调高电牵引采煤机,利用长摇臂摆动带动滚筒全采高割煤,其余与现行其他双滚筒采煤机相似。采煤机结构如图1所示。

3“割放联合”采煤工艺研究

3.1“割放联合”采煤工艺设计

“割放联合”采煤工艺是专为大、中型矿井实现高产高效生产而提出的新型采煤工艺,其主要工艺流程如图2所示。

1—滚筒 2—永磁摇臂 3—电机座 4—调高油缸 5—二级摇臂 6—举升油缸 7—牵引传动箱 8—主机架 9—控制箱 10—高压箱

3.2“割放联合”大采高综采工序配合

3.2.1割煤

如图3、图4所示,其运用小滚筒双调高电牵引采煤机从刮板机机头(机尾)斜切进刀割煤,采煤机前滚筒采2~4m煤层, 后滚筒采2m下煤层,4m上煤层受矿压、自重和采动影响自然垮落。采煤机滚筒可随连接部上、下摆动。采煤机向前推进时,2m上煤体垮落进入刮板输送机,靠近底板的下部煤体由后滚筒完成装煤。当采煤机截割煤体向前移动后,紧随其后的液压支架即可拉架支护顶板(先拉架后推溜),最大限度地减少顶板暴露面积和暴露时间,保障工作面安全高效推进。当遇到较硬煤层时,采煤机滚筒可随连接部上、下摆动,实现整个采高范围内煤体的剥落,如图5所示。

3.2.2拉架

当采煤机采过煤后,要及时拉架,严禁空顶割煤。

拉架的标准为:架间距要均匀,偏差不超过±100mm。支架顶梁与顶板平行支设,其最大仰俯角<7°,支架歪斜度< ±5°,相邻支架间不能有明显错差(错差不超过支架侧护板高的2/3),支架不挤不咬,架间空隙≤200mm;>200mm时,打出侧护板,必要时,在架间超宽处架板梁,并在板梁下打单体柱。

如拉架中顶板破碎或片帮严重时,及时伸出支架伸缩梁并打出护帮板;拉架时要保证支架移到位;同时要及时调整支架, 如发生咬架等现象,需在拉架过程中及时调整;工作面发生倒架时则另外制定措施。

3.2.3推移刮板输送机

当采煤机截割煤体向前移动后,要及时推溜。若推溜困难,严禁强推,应查明原因,若溜子上窜下滑,必须磨三角。不允许出现急弯,以免出现错槽或使机组掉道。

3.3“割放联合”采煤工艺的特点及其优越性

3.3.1“割放联合”采煤工艺的特点

(1)“割底放上”高效截割。采用双调高滚筒截割,上下滚筒均能实现双调高截割。当下滚筒截割后,可以实现“割底放上”,煤层全高范围内的上部煤炭可在滚筒截割悬空后的重力及矿压作用下自由跨落。

(2)小滚筒。采用1.8~2.0m小直径双滚筒的布置方式, 实现6.2m煤厚一次采全高的切割要求,克服传统的6.2m煤厚须采用2个3.1m滚筒才能实现一次采全高的不足。

(3)双调高。采用双调高的液压系统控制摇臂,以科学弧形运动轨迹的切削方式,实现小功率的大采高切割回采。

3.3.2“割放联合”采煤工艺的优越性

“割放联合”采煤工艺所采用的小滚筒双调高采煤机实现了我国大采高采煤机的自主创新,与现有采煤工艺相比,具有以下优点:

(1)整套综采设备配置成本低、投入低、产出比高。

(2)采用小直径割煤滚筒,能耗低。

(3)适应性强。采用双调高装置,调高范围大,可以开采厚煤层及超厚煤层;总装机功率低,既可以适应产量低的中、小型矿井,又可以适应产量高的大型矿井。

(4)截割方式先进。该采煤机的后端滚筒沿底板割煤,其运行轨迹为一条直线,前端的滚筒负责截割剩余煤体,其运行轨迹为一条弧线。整机做功少,采煤效率高。

(5)突破现有大采高采煤理论。传统双滚筒采煤机的作业模式为前段滚筒沿顶板割煤,后端滚筒沿底板割煤,通过2个滚筒直径之和大于或等于所开采煤层厚度,截割煤层上、下两部明确分工来完成全部媒体截割,实现对厚煤层一次采全高。 而采用双调高装置,滚筒直径大大减小,突破了采高与滚筒直径相匹配的理论。

4结语

“割放联合”采煤工艺是一种新型的采煤工艺,其应用将有效解决我国现有综采大采高工作面的开采难题。

参考文献

[1]闫振东.煤炭采掘创新工艺技术与装备[M].北京:煤炭工业出版社,2013

工艺联合 篇4

摘要：随着矿产资源开发的加剧,矿山环境日益恶化,对矿山企业及周边村民造成严重影响.联合工艺复垦可有效控制及减轻矿山环境带来的影响,及时恢复生态环境及矿区土地复垦,可取得良好的复垦经济效益、生态效益和社会效益.作 者：贡长青 郝文辉 任改娟 Gong Changqing Hao Wenhui Ren Gaijuan 作者单位：贡长青,任改娟,Gong Changqing,Ren Gaijuan(河北省地矿局秦皇岛矿产水文工程地质大队,河北,秦皇岛,066001)

郝文辉,Hao Wenhui(同济大学,土木工程学院,上海,92)

联合站工艺流程优化探讨 篇5

1.1 现阶段能源状况

现阶段随着社会的发展, 经济的进步能源资源成为社会发展的基础, 当今不断增加能源的勘查力度, 我国是一个能源资源非常丰富的国家, 但对于石油和天然气来说, 我国的储量相对不足, 并在逐年递减, 由于当今中国人口占世界人口的19%, 所以对于能源的人均占有量在世界上来说处于相对比较低的水平, 而石油和天然气的人均占有量只有世界平均水平的1/15左右。

1.2 集输优化的意义

随着油田的逐年开采, 我国大部分油田已经进入高含水的开发期, 其原油开采量也在逐年减少, 原油处理工艺等方面也出现高耗能、低效率, 怎样能够降低在油田集输过程中的能源损耗的问题, 如何将油田在集输运过程中以较低的能源损耗和成本运行, 使联合站实现整个工作系统的节能降耗, 提高油田的整体经济效益是现阶段各油田关注的主要任务, 对整个集输系统工作进行优化也是党务之急。现油田一部分的联合站是高耗能系统。主要表现在两方面:

(1) 消耗较多电能。对于联合站来说, 其实际上只是一个泵站, 联合站上使用的设备基本上都是具有较大功率的, 并且都是不停运转的设备, 由于各站基本都是运行时间较长, 所以其供电系统都较普遍的存在设备陈旧、效率较低的问题。这就造成了由于电耗费用的增加使整个生产成本也跟着提高, 所以说电耗费用的高与低也直接影响着生产成本的降低和提高。我们可以通过引进先进的生产技术和使用高效率的生产设备, 能够大大的提高联合站内系统的用电效率, 使电量消耗降低显著, 能够取得节能降耗, 增加效益的目的。

(2) 消耗大量天然气。部分联合站的集输系统中使用天然气作为原料, 锅炉和加热炉是消耗天然气的主要设备。由于联合站的工作量的减少, 站内工作流程的繁杂, 并有许多重复过程, 这主要是消耗及浪费大量天然气的最主要原因。我们可以通过联合站内工作流程的优化改造, 从而减少天然气的消耗及浪费, 能够有效提高联合站工作效率。

2 如何提高油气技术效率

一般采油厂的油气集输系统的优化改造主要采用下面几种有效做法:

2.1 对油气处理实施区域优化、采取集中处理, 简化工艺流程, 减少处理规模

严格遵守设计能力和生产能力相配合的原则, 对油气处理区域实施优化, 采取集中处理, 并实施简化、优化油气处理工艺, 简化处理工艺流程, 减少油气处理规模, 将原油集中输送到该站统一进行处理, 这样可以将部门能耗较大的设备停止运行, 可以有效减少能源的消耗。从而降低油气处理成本。

2.2 利用节能设备, 提高运行效率

利用新技术和新工艺对陈旧老化、耗能较高、工作效率低的油气处理设备进行更新改造, 重点是对外输泵和锅炉等重要的设备进行更新改造, 同时也对设备运行中的参数有较大波动的设备设施, 通过采取变频器进行变频调节, 从而节能降耗, 使设备的运行效率有较大的提高。

3 联合站的工艺流程、运行参数

3.1 常规联合站优化流程

3.2 环节运行参数

联合站井排来液每日13000方, 含油5%, 进站温度38℃-42℃, 通过三相分离器进行油气水分离;经过分离, 原油中水一般为1%-4%, 进入三相分离器的原油流经缓冲罐之后, 通过外输泵打进加热炉, 加热到60℃-65℃外输。

4 优化后效益对比分析

经过联合站的优化后, 进行对比分析可以明显发现经过优化后的节能收益主要体现在一下几个方面:

4.1 设备方面

联合站改造前:对于压缩机每月消耗润滑机油0.4吨, 费用大概是6.5万元。脱水器每年需清污处理和日常维修费, 年费用大概是4万元左右。

联合站改造后:将压缩机及脱水器拆除, 设备维护费用每年能够节约资金45万左右。

4.2 电能节约

联合站改造前:该联合站在建立时, 根据制定的原油年处理量, 根据设计要求建造了两座为注水和外输提供动力的主配电室, 并配置了800KVA的变压器, 保证联合站内负荷需要。

由于油气量的不断开采, 生产形势发生了较大变化, 油气量的产量不断减少, 联合站的负荷能力过剩, 造成联合站内一部分动力设备闲置。对于外输配电室的负荷能力与原设计负荷能力相比, 大大降低。运行部分变压器就能够满足日常的生产要求, 变压器由于本身的损耗大, 再加上配电室内的老配电柜也不能达到节能降耗的要求, 所以变压器、配电柜的自损及配电柜的维护消耗也比较高。

联合站改造后:联合站优化中, 将多余的变压器拆除, 同时也将输配电室内的闲置的配电柜撤出, 这样不仅能消除了变压器的自损耗的电量, 还节约了变压器油、配件等材料和日常维护费用。由于将压缩机等用电设备和变压器的停用, 日常用电量大大减少, 每年可以节约68万元。

4.3 气体节约

联合站改造前:为保证外输油管线的安全运行, 一般加热炉的出口温度控制在63℃-68℃, 加热炉每日用气约为3800。经过更换使用相变加热炉, 使能源消耗大大降低。

联合站改造后:外输有油温度降低较为明显, 能够保障将外输油顺利的运输, 加热炉的出口温度控制在58℃-63℃, 现加热炉的每天用气量约为1900, 能够大大节约资金。

5 联合站改造的经济性分析

经过实践证实, 把原油的联合站经过流程优化后, 既减少了站内的运行设备, 缩减设施规模, 也减低了能源的损耗, 有效地提高了采油厂油气集输系统的技术水平, 降低了油田生产的成本。利用优化后的联合站进行原油电脱水, 稳定处理, 有效地利用了联合站内原设施, 使设备的负荷率提高, 设备的效率增加。

6 结论

现阶段我国油田基本上都已经到了开采后期, 油田的开发的在难度逐年增大, 原油的产量也在逐年递减, 有的油田联合站如果仍旧沿用当初建站时的设计能力已经显得比较浪费, 对于联合站的集输优化建议从几方面加大节能降耗的力度。一是将工艺流程优化, 提升系统的整体效率;二是采用节能控制技术, 提高设备的运行效率;三是对老工艺进行改造, 将能够利用的能源, 采取新技术经行二次回收利用;四是对新工艺、新设备要进行推广应用, 降低设备的单机能耗。

参考文献

[1]李岩芳.联合站工艺优化设计研究[D].石油大学, 2007[1]李岩芳.联合站工艺优化设计研究[D].石油大学, 2007

工艺联合 篇6

关键词：增压,气举,排水

随着气田开发进入中、后期,地层压力不断降低,产水日益增多,排液成为维持气井后期生产的重要手段之一。现介绍一种BASI工艺(Backside AutoInjection technology)。它联合增压和气举2大工艺优势作业,在增压开采的同时自动地进行气举生产,排液效果极佳;该工艺不需要提供气举源,施工不受地理、地貌的影响,克服了施工中气举源受限的问题,大大地节约了生产成本;并且BASI工艺完全适合水平井的排液,是解决当前水平井排液难题的一种有效方式。该工艺已在加拿大、美国气田得到了成功试验及推广应用,取得了较好的经济效益。现场证明BASI适用于直井、水平井的排液。

1 BASI工艺原理

BASI工艺应用于无封隔器的气井中,不需要起出油管、安装气举阀及提供气举源。在无封隔器的气井中,连续注气排液会阻碍地层气体流入井中。而该工艺是在必要的情况下才间歇地进行注气,排出液体后则停止注气,因此地层气体能更自由地进入井筒。

油管的产出气被吸入一个单级往复式井口压缩机内,通过减小开井压力,降低井底流压,增大生产压差,提高气体流速使之高于临界携液流速,把积液携带出井口。压缩机的吸气口前有一个压气罐,用来收集产出液,然后将其输送至储罐或销售管线的下游。

压缩机排出的高压气体被输送入油套环空或销售管线,这由2个对油压敏感的导阀控制的进气阀来控制。其中一个常关,它是控制油套环空进气,而另一个常开,它是控制销售管线进气。

在该工艺中,油管压力被用来调控注气过程。其关键在于设定开始油压,即压缩机的吸入压力,大约在0.07～0.34MPa之间。设定的开始油压决定了压缩机对销售管线及油套环空的排气量,它低于销售管线的压力。在生产期间,当油压低于设定的开始油压时,该井进行气举排液:关闭销售管线进气阀,打开油套环空进气阀。高压气体被注入井中,混合液密度降低,积液被排出井口,产气量增加,油压回升至设定的开始油压。此时,气井停止排液:关闭油套环空进气阀,打开销售管线进气阀。当油压传感器再次监测到油压低于设定的开始油压,气井又开始下一轮循环排液,该过程完全自动化。

2 现场实例及应用效果

BASI工艺已在美国、加拿大等多口气井中得到应用,其中包括直井和水平井。这些井的产量都低于临界携液产量,井口压力与管网压力持平。采用BAIS工艺后,它们都成功地排出井筒积液,提高了气井产量。在现场大多情况下,50Hp橇装压缩机被安放在拖车上,可灵活的移动。压气箱的储液容量±157.39t/d(±100桶/d)。相比销售管线,压气箱将产出液输送至储罐会更为高效。以下是其中的几个实例。

2.1 直井应用典型

1井是加拿大Gething Pool的一口直井,射孔段在2 230～2 237m之间,油管尺寸60.33mm(2讙變″)。该井初始产气量高于28.32×104m3/d。2007年6月,该井产气量降至0.28×104m3/d以下,采用柱塞气举生产,直至2008年5月,安装BAIS系统。

实施BASI工艺后,油压从1.38MPa降低至压缩机的吸入压力,即设定的开始油压0.28MPa,管网压力仍为1.38MPa,套管压力从2.59MPa下降到1.03MPa。气产量从0.39×104m3/d上升到1.13×104m3/d,临界携液产量仅为0.61×104m3/d该井目前气产量高于临界产量,气井连续排液生产(见表1)。

2.2 水平井应用典型

(1)2-H井是美国Woodford Shale的一口水平井。在直井段内,60.33mm(2讙變″)的生产油管末端开口,下至井深2 944m处。射孔段在测量深度2 946～3 456m之间。初始气产量超过3.68×104m3/d。2008年8月,该井产气量降至0.27×104m3/d,产液量2.046t/d(13桶/d),开井油压1.03MPa,套管压力2.41MPa,管网压力0.97MPa,临界携液产量1.22×104m3/d。

此时,采用了BAIS工艺。安装BAIS后,压缩机将油压从1.03MPa降低至设定的开始油压0.12MPa,管网压力仍稳定在0.97 MPa。套管压力从2.41MPa降至1.72MPa,产气量从0.27×104m3/d上升到0.79×104m3/d,产液量3.935t/d(25桶/d),临界携液产量仅为0.45×104m3/d。该井目前实际产气量高于临界产量,气井连续携液生产(见表2)。

(2)3-H井是美国Woodford Shale的一口水平井。在直井段,60.33mm(2讙變″)的生产油管末端开口,下至井深2 626m处。射孔段在测量深度2 717～3 037m之间。2007年,初始产气量为1.59×104m3/d,开井油压1.20MPa。2008年8月,该井产气量0.45×104m3/d,产液量3.935t/d(25桶/d),开井油压1.00MPa,套压2.41MPa,管网压力0.97MPa,此时,安装BAIS系统。

实施BAIS工艺后,开井油压从1.00MPa降低至的设定的开始油压0.12MPa,产气量上升至0.71×104m3/d,产液量5.666t/d(36桶/d),临界携液产量0.48×104m3/d。该井目前气产量比临界携液产量高出0.23×104m3/d,气井连续携液生产(见表3)。

3 BASI工艺在国内气田应用前景初探

随着开发进入中、后期,地层压力降低,出水量逐渐增多,井筒积液严重,影响气井稳定生产,是大多数气田普遍面对的一大难题。例如,在川西气田,这类井所占比例高达80%。因此排液成为维持气井后期生产的重要手段之一。常规的排水采气工艺有泡排、优选管柱、柱塞气举等,但它们已不能满足维持气井正常生产的需求:随着气井能量下降、泡沫剂使用次数增加,泡沫排水采气效果越来越差;优选管柱排水工艺需更换采气管柱,作业过程中需要压井,因此存在一定的风险;柱塞气举对气井管柱结构、采气量、产水量及气井的能量均有一定的要求,使用范围极为有限。BASI工艺结合了增压和气举2大工艺优势同时作业,能高效地排出井底积液,实现气井连续携液生产,大大提高了采收率。该工艺不需要提供气举源,不受地理、地貌的影响,大大节约了施工成本。并且,现场多次应用证明,BASI工艺完全适用于水平井的排液,是克服水平井排液难题的一种可行方式。因此,该工艺具有较强的技术优势,在国内气田应用前景良好。

4 结论及认识

(1)BASI工艺联合增压和气举2大工艺的优势作业,在增压开采的同时自动地进行气举生产,排液效果极佳。

(2)BASI工艺不需要提供气举源,施工不受地理、地貌的影响,克服了施工中气举源受限的问题;并且,BASI工艺完全适合水平井的排液,是解决当前水平井排液难题的一种有效方式。

(3)BASI能高效地排出井底积液,实现气井连续携液生产,具有较强的技术优势,在国内气田应用前景良好。

参考文献

[1]Ted D.Garner.Backside Auto-Injection System[M].Oklahoma:Pro-duction and Operations Symposium,2009.

[2]William G.Elmer.New Single-Well Standalone Gas Lift Process Fa-cilitates Barnett Shale Fracture-Treatment Flowback[C].Oklahoma:Production and Operations Symposium,2009.

[3]Steven A.Pohler,William D.Holmes.Annular Velocity Enhancementwith Gas Lift as a Deliquification Method forTight Gas Wells withLong Completion Intervals[D].Pennsylvania:Unconventional GasConference,2010.

[4]John Yilin Wang.Novel Completion for Effective Deliquification ofNatural Gas Wells[C].Ooklahoma:Production and Operations Sym-posium,2009.

[5]Y.Li,J.Liu.Simulation and Optimization of Continuous Pig Lift Sys-tems[C].Ooklahoma:Journal of Canadian Petroleum Technology,2008.

[6]钱伯章,朱建芳.煤层气开发与利用新进展[J].天然气与石油,2010(4):1-6.

工艺联合 篇7

1.1 老化原油生成的原因

老化原油的受诸多因素的影响, 对于胡状联合站来讲, 老化原油主要来自以下四个途径:

⑴卸油台污水进1#5000m3罐。原油密闭处理工艺改造后, 卸油台污水直接进入1#5000m3高含水罐, 在罐内日积月累形成老化原油。

⑵电脱水器有压放水进1#5000m3罐。站内2台电脱水器并联运行, 有压放水直接进入1#5000m3罐, 做含油试验显示水中含有约500ppm, 在罐内日积月累形成老化原油。

⑶分离器污水进1#5000m3罐。目前站内共3台分离器运行, 污水直接进入1#5000m3高含水罐, 做含油试验显示水中含有约200ppm, 在罐内日积月累形成老化原油。

⑷胡状污水站沉降罐集中原油。本站1#5000m3罐有压放水为胡状污水站污水处理系统提供水源, 在污水处理系统收油罐、缓冲罐等沉降罐内日积月累形成老化原油。

1.2 老化原油的危害

⑴大量的老化油在站内循环, 占用了沉降罐、电脱水器等脱水设备的有效容积, 降低了原油脱水设备的利用率。

⑵增大了原油沉降脱水的难度, 对新鲜原油具有很强的污染作用。

⑶降低泵效, 增加能耗, 增加原油脱水成本。由于乳化液粘度大, 导致离心泵效率低、磨损大, 又由于这部分油含水高, 在加热时其比热大, 相应的能耗增大, 原油脱水成本增加。

⑷腐蚀设备。由于乳化液含有盐和水, 沉积在设备内就会造成严重的腐蚀, 损坏设备。

⑸导电性强, 损坏电器设备及设备元件。乳化液由于成分复杂, 杂质多, 导电性强, 使脱水器及设备元件因高压电场的作用造成短路和烧毁。同时, 老化油使电脱水器的脱水效果急剧下降, 甚至出现电场不稳定和倒电场的现象, 使电脱水器无法运行。

2 老化原油的特性分析

2.1 老化油的分布及结构特征

老化油的形态结构和成分都比较复杂, 污油池内的老化油和沉降罐内以油水过渡层形式存在的老化油有所区别。从胡状联合站1#5000m3高含水罐中下层取样, 静止沉降1天后分层;在试管的中间层存在大量的酱油色絮状物, 底部有细小的黑色含油颗粒;去除游离水后, 化验剩余的老化油含水为40%~60%。在高含水罐的上层是含水为10%~20%的低含水油, 底层为水和机械杂质。

胡状污水站沉降罐内老化油过渡层排到污油池后, 其上部漂浮着大量的块状暗黄色胶状悬浮物, 取综合油样化验含水约50%。通过做原油密度试验, 密度大, 通过厂化验室做含杂质试验, 此部分原油杂质多, 分析发现其内胶质沥青质的含量很高。

2.2 老化油回掺对原油脱水的影响

⑴污水回收油加入量超过5%时, 脱出水急剧减少;加入量为20%~30%时, 几乎脱不出水, 即乳化严重, 形成的乳化液很稳定;这说明回收的老化油对脱水原油具有污染作用。

⑵污水回收油加入量超过5%时, 提高脱水温度, 脱出水量变化幅度较小;这说明回掺老化油形成的乳化液热稳定性增强;在原油脱水工艺上表现为脱水温度大幅度上升。

3 老化原油回收处理工艺的探讨

解决老化油的方法包括:一是采取措施预防老化油的形成;二是研制单独

的老化油处理工艺和设备。第一种方法在本站现有的工艺流程下操作困难, 难以从源头上根除, 需要投入大量的资金, 因此单独的老化油处理工艺就显得十分重要。

处理轻度、少量的老化油时, 可将老化油抽出, 使用破乳剂进行处理;然后掺入原油脱水系统, 与新鲜原油充分混合, 进行原油的脱水处理。掺入的老化油过多或者处理不当, 会在沉降罐、电脱水器内形成油-水过渡层, 影响脱水质量, 甚至使电脱水器无法运行。

3.1 老化原油回收处理进入电脱水器

老化油回收处理经单独的处理工艺, 高含水罐回收老化油进入胡状污污油池, 经循环泵提压至加热炉升温后进入多功能沉降罐, 多功能沉降罐顶部出油掺入单独的电脱水器进行脱水处理, 底部放水口进行污水排放。通过现场试验, 此种方法导致电脱水器极易倒电场, 且放电现象严重, 电脱水器出口含水较高, 对电脱水器本身设备伤害大, 电场恢复难度较大, 甚至造成设备损坏, 本站3#电脱水器在进行各种老化油回收处理摸索后, 运行3个月后不能使用, 后经厂家现场指导进行了维修。

3.2 老化原油回收处理混掺进电脱水器

老化油回收处理经单独的处理工艺, 高含水罐回收老化油进入胡状污污油池, 经循环泵提压至加热炉升温后进入多功能沉降罐, 多功能沉降罐顶部出油与新鲜原油按不同比例混掺进入单独的电脱水器进行脱水处理, 底部放水口进行污水排放。通过现场试验, 电脱水器刚开始运行情况稳定, 出口含水符合要求, 但当运行一定的时间后, 电脱水器极易倒电场, 且放电现象严重, 在停掺老化油的前提下电场恢复困难, 不能保证站内正常生产需要。

4. 现场应用

本站通过近阶段老化油回收处理工作, 老化油处理装置处理能力为1~3m3/h, 处理温度为70~90℃, 掺油含水控制在30%~50%m, 外输含水严格控制在要求范围, 老化油回收处理周期为3个月, 每次处理时间约20天, 此种处理方式在本站应用已趋于成熟。

参考文献

工艺联合 篇8

1 工艺流程

粉磨系统工艺流程见图1。

1.配料皮带;2.料饼提升机;3.V型选粉机;4.辊压机;5.稳流称重仓;6.辊压机系统循环风机;7.细粉分离器;8.V选放风除尘器;9.除尘风机;10.K型选粉机;11.出磨提升机;12.水泥磨;13.细粉入磨斜槽;14.成品斜槽;15.回粉斜槽;16.补风阀;17.循环风阀;18.V选放风阀;19.K选放风阀;20.出磨风阀;21.粉煤灰入磨斜槽;22.磨尾除尘器

2 调试初期系统存在的问题

调试初期，发现磨机喂料量最多只能达到120t/h，并时常出现细度(0.08mm筛余)难以控制、饱磨和选粉机跳停等现象，既影响质量稳定又制约磨机台时产量的进一步提高。通过针对以上现象进行现场跟踪、系统检查和采集数据分析，发现了整个系统存在的问题：

1)磨机工况难以稳定，饱磨频繁，磨机满磨速度快，出磨提升机电流升高的也快，从空载电流79A一直升到150A以上，出磨提升机电流升高的同时，水泥成品入库提升机电流并不高，有时反而减小，也就是说，出磨粗粉多，回粉量大，成品产量并不高。

2) K型选粉机电流偏高，一直维持在260A以上，有时电流大幅超过额定电流288A而出现选粉机跳停，影响正常生产。

3)经多次取样分析，K型选粉机选粉效率和循环负荷率分别为45%和250%～350%左右。

4)辊压机系统细粉分离器入磨的物料细度：0.08mm筛余为62%左右，2mm筛余为3%，出磨水泥细度：0.08mm筛余为25%左右，和目标值18%相比太粗，成品含量少。

5)水泥成品比表面积较低，平均在330m2/kg左右，调整选粉机也很难达到内控指标360m2/kg以上。

3 问题分析

1)辊压机系统操作参数不合理，工作压力低，辊缝间隙小，V型选粉机及其风阀开度存在问题，辊压机挤压效果差，V型选粉机选粉效果差，以上因素造成入磨物料细度偏粗，增加了磨机的细磨负担。

2)磨内研磨体级配不合理，一、二仓工作能力不匹配，二仓研磨能力相对不足;磨内用风操作调整不当，磨内拉风量太大，物料流速过快，在入磨物料细度较粗、易磨性较差的情况下更容易造成出磨水泥细度过粗。这是造成磨机系统循环负荷大，出磨提升机电流高和K型选粉机电流高的主要原因。

3) K型选粉机操作参数不合理，选粉机实际工作转速太低(设计额定转速1 480r/min，实际操作880r/min)，循环风量小，旁路放风少，三次风风量小，二次选粉效应没有发挥。入选粉机物料成品含量小，操作参数不当造成了选粉机选粉效率低，循环负荷大，磨机和选粉机工作不正常。

4)辊压机系统的V型选粉机放风除尘器收集的物料较粗。经检验分析，0.08mm筛余为5%，比表面积在260m2/kg左右。按照原设计，这部分物料直接进入成品，影响了成品水泥的比表面积，在放风量较大(放风阀开度80%)时，收集的物料大约10t/h，这部分物料对成品的比表面积影响更大。

4 调整和改进措施

1)对辊压机系统进行调整: (1) 通过重新设置辊压机工作压力，增加挤压效果，工作压力由原来的7.5MPa调整为8.2MPa; (2) 通过调整辊压机上部流量调节板开度，使辊压机正常工作时的辊缝间隙由23mm调整到27～28mm，增加料饼中半成品含量; (3) 调整V型选粉机内部挡风板，适当关闭最上部三排，使其开度在10%～20%左右，同时将下部所有挡风板全开(见图2)，同时，增大补风阀开度到90%，保持风压、风量平衡，提高选粉质量和效率。

调整后，实测入磨物料0.08mm筛余为40%左右，最大入磨物料粒度<2mm，有效地提高了辊压机挤压效果和V型选粉机选粉质量，为球磨机减小平均球径，增加研磨能力创造了条件。

2)分别调整磨机一、二仓钢球级配级数、装载量和平均球径(调整前后钢球级配情况见表1)。钢球级配调整后，总装载量不变，降低了一仓的填充率，提高了二仓的填充率，并适当降低了一、二仓钢球的平均球径，减缓物料流速，加强磨机研磨能力;操作中将磨尾风阀开度由原来的100%调整为70%，减小磨内拉风，减慢了物料流速，延长了物料研磨时间，以上措施降低了出磨水泥的细度(0.08mm筛余为16.5%)，为选粉效率的提高创造了条件。

3) 在出磨水泥细度降低的同时，操作中调整选粉机工作参数，转子转速由原来的880r/min调整到980r/min，循环风机转速由原来的720r/min调整到800r/min，选粉机放风阀和三次风风阀设置为全开，增加三次风量，充分发挥三次风的“二次选粉”作用，调整后选粉机选粉效率为70%，循环负荷率为100%左右，生产工况趋于稳定。

4)针对V型选粉机放风除尘器收集的物料较粗的情况，我们通过改造溜子使其收集的物料进入K型选粉机回粉斜槽，进入磨机系统进一步细磨，解决了其直接进入成品，影响成品比表面积和产品质量的问题。

5)对各系统漏风点进行密封，减少系统中风量的浪费，降低生产过程中的风耗。

全面调整后，循环负荷率较调整前大大下降，一般维持在100%左右，生产系统稳定，出磨提升机和选粉机电流分别下降到110A和230A左右，没有发生因循环负荷大而造成满磨、设备跳停、细度不稳等现象，磨机台时产量可稳定在140t/h，比表面积提高到380m2/kg，水泥性能得到改善，同时水泥电耗由调整前的32kWh/t大幅下降到27kWh/t，取得了良好的经济效益。调整前后水泥物理性能试验对比见表2。

由表2看出，调整后，3d和28d强度得到有效提高，同时水泥标准稠度用水量和净浆流动度得到有效改善[1,2]。

5 体会

1)根据“多破少磨”原理，保证辊压机挤压功效的发挥是整个系统高产节能的关键。辊压机工作压力和辊缝间隙是辊压机系统极其重要的两个工作参数。适当调高辊压机工作压力(不可过高，过高会加剧辊面磨损，增加设备使用维护成本)，可有效提高辊压机挤压效果，改善挤压后物料的易磨性。同时，根据实验确定合理的辊缝间隙，辊缝间隙过小，物料成粉状，无法形成料饼，物料内部未产生微裂纹，没有真正发挥辊压机的节能功效;辊间隙过大，料饼密实性差，挤压后物料内部微裂纹也小，而且容易造成冲料，影响辊压机正常运行。

2)合理进行磨机研磨体级配，充分发挥磨机的细磨功效。适当提高磨机细磨仓填充率和降低磨机研磨体平均球径可有效地增加磨机的研磨能力，努力降低出磨水泥细度，从而使磨机单位时间内生产出更多的成品，这是整个系统产质量提高的前提。

3)重视选粉机的使用，充分发挥选粉机的选粉分级能力。根据实际工作状况，通过实验确定合理的工作转速和系统风量。一般情况下，工作转速越高，风量越大，分级精度和选粉效率越高，但具体操作要看整个系统工作状况。选粉机各项参数、水泥成品细度指标等确定后，出磨细度筛余值的降低直接造成选粉效率的提高和循环负荷率的下降，同时有利于成品比表面积的提高。适当地提高选粉效率并控制合理的循环负荷率不仅有利于水泥磨系统的稳定，产量的提高，还有利于水泥成品颗粒分布和颗粒级配的优化，从而提高水泥的质量。

4)合理用风。从整个系统中的各个风阀的调整关系到系统中风量风压的平衡、选粉机的选粉效率和选粉质量等;特别是磨内通风，用风量过大，会使磨内物料流速加快，导致出磨物料细度跑粗和循环负荷率增加;用风量过小，不利于物料水分蒸发，易形成过粉磨现象，还会引起磨内温度过高，水泥颗粒结团包球影响研磨效率、石膏过分脱水等现象;系统漏风则直接导致风量的浪费，使系统电耗增加。

参考文献

[1]乔龄山.水泥的最佳颗粒分布及其评价方法[J].水泥, 2001 (8) :1-5.

浅谈联合站脱水转油工艺技术 篇9

联合站是油气集中处理联合作业站的简称。主要包括油气集中处理 (原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等) 、油田注水、污水处理、供变电和辅助生产设施等部分。

联合站 (库) 是油田原油集输和处理的中枢。联合站 (库) 设有输油, 脱水, 污水处理, 注水, 化验, 变电, 锅炉等生产装置, 主要作用是通过对原油的处理, 达到三脱 (原油脱水, 脱盐, 脱硫;天然气脱水, 脱油;污水脱油) 三回收 (回收污油, 污水, 轻烃) , 出四种合格产品 (天然气, 净化油, 净化污水, 轻烃) 以及进行商品原油的外输。联合站是高温, 高压, 易燃, 易爆的场所, 是油田一级要害场所。

2 电脱水工艺技术

2.1 原油电脱水技术原理

方法只适宜于处理油包水型乳状液, 其原理就是将原油乳状液置于高压直流或交流电场中, 由于电场对水滴的作用, 使水滴发生变形和产生静电力。水滴变形可削弱乳化膜的机械强度, 静电力可使水滴的运动速度增大, 动能增加, 促进水滴互相碰撞, 而碰撞时其动能和静电力位能便能够克服乳化膜的障碍而彼此聚结成粒径较大的水滴, 在原油中沉降分离出来。水滴在电场中聚结主要有三种方式, 即电泳聚结、偶极聚结和振荡聚结。

原油乳状液在交流电场中, 水滴以偶极聚结和振荡聚结为主;在直流电场中, 水滴以电泳聚结为主, 偶极聚结为辅。过高的电场强度, 还会使水滴发生电分散作用, 即由于水滴偶极矩的增大, 其变形加剧, 椭球形水滴两端受电场拉力过大而导致分裂。当电场强度大于4.8k V/cm时, 将有电分散发生。电分散时的电场强度值与油水问的界面张力有关, 因此任何使油水界面张力降低的因素, 如脱水温度的增高, 化学破乳剂的使用, 均导致电场对水滴的相对作用增强, 使产生电分散时的电场强度值降低。原油乳状液采用电破乳方法脱水时, 应充分利用化学破乳剂的作用, 提高脱水效果。由于各种原油性质不同, 其形成乳状液性质也不同, 需要选择不同品种的化学破乳剂与之相匹配才能有较好的破乳效果。

2.2 原油电脱水要求达到的质量指标

1) 脱水原油的水含量标准, 按轻质原油、中质原油、重质原油分等级如下:轻质原油、中质原油的脱水原油, 其水含量指标应小于或等于0.5% (质量) ;重质原油的脱水原油, 其水含量指标应小于或等于2.0% (质量) 。

2) 从电脱水器脱出的污水, 含油一般不大于0.5%, 有条件时应力求降低。在脱水油站内经隔油措施或除油系统后输至污水处理站的污水, 其油含量应不超过1000mg/L。

2.3 技术参数的确定

电脱水器的处理能力, 应根据原油乳状液处理的难易程度确定其在电脱水器内的停留时间, 停留时问一般为40min, 稠油一般不超过60min。

2.4 电脱水器的主要分类

常用的电脱水器有:直流电脱水器、交流电脱水器和交直流复合电脱水器三种。

1) 交流电脱水器。在交流电场中, 原油乳状液的脱水以偶极聚结和振荡聚结为主, 适于处理含水率较高的原油乳状液。脱水后净化油含水率较高, 水中含油低。

2) 直流电脱水器。直流电场的破乳聚结, 主要在电极附近的有限区域内进行, 故直流电场以电泳聚结为主, 偶极聚结为辅。适于处理含水较低的原油乳状液。处理后的油中含水低。

3) 交直流复合电脱水器。交直流复合电脱水器结构。综合交流和直流电脱水的利弊, 使二者在同一电脱水器内进行, 即在电脱水器下部建立交流电场, 处理较高含水原油, 在上部建立直流电场, 处理较低含水原油。使脱后油、水质量优于单独的交流或直流电脱水器。

综上所述, 交直流复合电脱水器处理的油、水质量上优于其它电脱水器, 目前在油田中普遍采用。

2.5 原油脱水工艺技术参数及其控制

1) 根据联合站原油两段式脱水流程工艺要求, 其主要工艺参数指标如下:

(1) 进站原油含水率80%;

(2) 游离水除脱器油水界面高度为2.5~3.5m;

(3) 游离水除脱器油出口管压力0.2~0.4Mpa;

(4) 游离水除脱器污水排放流量310~315m/h;

(5) 加热炉温度65℃;

(6) 原油出口温度50℃~60℃;

(7) 进入电脱水器原油含水率20%;

(8) 电脱水器压力0.21~0.41Mpa;

(9) 电脱水器油水界面高度2.3~3.2m;

(10) 电脱水器污水流量20~22m/h;

(11) 外输油流量80~85m/h;

(12) 净化油缓冲罐液位6~7m;

(13) 事故罐液位0~20m;

(14) 外输油含水率<0.5%。

2) 联合站原油脱水工艺参数控制

(1) 游离水除脱器油水界面高度的控制和调整控制范围:使游离水除脱器保持在2.5~3.5m。控制目标:正常波动范围为0±1m。控制方式:调节游离水脱除器放水阀的开度, 改变脱除器放水水量来控制油水界面高度。 (2) 游离水除脱器压力的控制和调整控制范围:使游离水除脱器压力保持在0.2~0.4MPa。控制目标:游离水除脱器压力波动范围为±0.2MPa。控制方式:调节游离水脱除器出油阀门的开度, 改变出油管道的流量用以控制压力。 (3) 加热炉油出口温度的控制和调整控制范围:加热炉油出口温度为50℃~60℃。控制目标:加热炉温度50~60℃。相关参数:进出油量的波动、燃料量的变化。控制方式:通过控制送入加热炉燃油量来控制加热炉出口原油温度。 (4) 电脱水器油水界面高度的控制和调整控制范围:使电脱水器油水界面高度保持在2.3m~3.2m。控制目标:正常波动范围为0±0.8m。控制方式:调节电脱水器放水阀的开度, 改变电脱水器放水量来控制油水界面。 (5) 电脱水器压力控制和调整控制范围:使电脱水器压力保持在0.21~0.41M P a。控制目标:电脱水器压力波动范围为0±0.2MPa。控制方式:调节电脱水器出油阀门的开度, 改变出油管道的流量用以控制压力。 (6) 净化油缓冲罐液位的控制和调整控制范围:使净化油缓冲罐液位保持在6~7m。控制目标:净化油缓冲罐液位波动0±20mm。相关参数:进油量、外输油量。控制方式:通过控制外输油量来控制净化油缓冲罐液位。

参考文献

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