原油脱水影响因素分析（共5篇）
原油脱水影响因素分析 篇1
1 现状
华北油田第三采油厂联合站采用一段游离水沉降, 二段电化学脱水的脱水工艺, 工艺流程为采出液→分离缓冲罐 (加破乳剂) →大罐沉降→高出口低含水油→电脱水器→原油储罐, 这套工艺对正常采出液处理效果良好, 脱后含水小于0.8%。对我厂原油脱水影响最大的有两个方面, 一是油田现场针对不同开采地质条件, 采用了低伤害酸等解堵液, 使产量有了一定程度的提高, 但是采用酸化解堵后随之带来新问题——酸化解堵后残留酸液返排后进行无害化处理进入联合站系统造成原油破乳的困难;二是储油罐罐底污泥及落地油回收的原油进入系统, 造成脱水困难。主要表现在沉降罐中间层增厚, 油水界面不清晰, 脱水器频繁跳闸, 脱后含水升高。
2 原因分析
2.1 含酸返排液对原油脱水的影响原因分析
针对某井水锁问题, 采用了注入复合泡沫返排剂的措施。返排液经过集输管线进入某联合站2号罐, 随着含返排液原油进入脱水系统, 脱水器频繁跳闸, 通过现场调研发现, 2号罐中间层过大, 液面5.47m, 油水界面在2m左右, 罐内油层厚度3m多, 正常情况下油层厚度在0.5m左右, 针对该情况, 取罐内4米处油样进行分析。分析结果油样PH=4, 加入破乳剂沉降后无游离水析出, 属于稳定乳状液。PH对原油乳状液稳定性有一定影响, PH值在6~8时界面张力出现极大值, 在p H值较小区域, p H值越低则油水界面张力越小;在p H值较高区域, 随着p H值的增大, 界面张力迅速降低。酸化作业所用的酸主要是盐酸、土酸、氢氟酸等, 酸化返排液的p H值很低, 一般不超过5。
因此随着在酸化的不断进行, 返排酸液p H值减小, p H值减小到一定程度会降低油水界面张力, 增大油水乳状液的稳定性, 这也是导致酸化期间原油脱水困难的主要因素之一。
2.2 老化油对原油脱水的影响分析
老化油是一种稳定的油包水型乳状液, 而我们平常使用的破乳剂都是水溶性的乳状液, 由于油相被水包围, 破乳剂无法进入水中破坏油水界面的稳定性, 就不能起到破乳的作用。
2.3 脱水方法研究
2.3.1 含酸返排液脱水方法研究
电化学方法:通过添加助剂, 破坏双电层结构, 降低电动电位。可以破坏悬浮液稳定体系, 考虑通过在破乳剂中加入助剂的方法, 来达到稳定悬浮液体系破乳的目的。取油样进行了破乳剂的配方评价优化实验,
实验方法:取上层浮油和中间层含油污水, 混调器搅匀, 配置含水50%的原油样品, 向具塞量筒中加入50m L油样, 加入不同比例破乳剂和助剂;均匀摇晃200下, 水浴缸55℃条件下观察破乳状况。
在破乳剂浓度100ppm, 助剂浓度0.3%的条件下, 对两种助剂进行对比评价:
不同浓度, 不同比例助剂对比试验
从以上试验结果可以看出, 助剂浓度1%时脱水效果明显提高;助剂浓度低于1%时, 相对高浓度的破乳剂在破乳初期脱水量较大。利用增加助剂的方式, 对含酸返排液进行单独存放处理, 避免进入脱水系统影响整体脱水效果。
2.3.2 老化油脱水研究
温度是影响原油乳状液破乳的重要因素。降低了界面膜的机械强度, 使乳状液稳定性降低;增加了油水分子的动能, 降低了乳状液的粘度, 增加了液滴间的相互碰撞次数, 有利于水珠的聚结沉降, 为保证脱水系统能够正常运行, 采取热化学沉降的脱水工艺, 将污油污泥处理站老化油加药后输入地热罐 (此站有高温产液井) 中, 随着温度升高, 油水密度差逐渐增大, 原油粘度降低, 污油的沉降时间缩短, 污油在70-80℃范围内、尤其是在90℃时油水密度差相对较大, 此时有利于原油脱水, 利用油罐高出口污油经处理后可以达到油中含水≤0.5%-1.5%。
3 结语
经过该上述工艺处理后原油含水满足外输条件, 输至净化油罐中, 与其余净化油一起外输, 从而避免含酸返排液原油与老化油在脱水系统循环, 进而解决电脱水器运行不稳定、频繁垮电场的问题。
原油脱水影响因素分析 篇2
联合站肩负着原油脱水处理和中转外供等任务, 原油脱水处理的好坏直接影响着外输原油的产量。但在冬季运行过程中, 外输含水上升, 严重影响联合站正常运行。2012年, 采四进站原油溶液处理尤为困难, 溶液P H≈8, 高于其它时段 (P H≈7) 。为此开展P H值对原油脱水的影响分析, 找出P H值升高的原因, 进而制定解决措施。
2 PH值对原油脱水的影响分析
2.1 PH值较高对油井产出液脱水的影响
在实验中, 选取锦45-10-213井产出液, 调节其P H值至10和14, 搅拌后静置24h, 观察其分离效果。通过实验得出, 在溶液PH=10时, 溶液分离效果不好;在溶液PH=14时, 油水浑浊不分层。这说明高PH使原油发生乳化, 形成乳状液, 使游离水无法沉降分离。
2.2 PH值降低对油井产出液脱水的影响
在实验中, 我们选取锦45-10-213和锦45-25-K281井进行PH值降低对产出液脱水影响的实验。通过表1可得, 在空白样中加入盐酸溶液, 调节PH=1后, 预脱水情况变好, 油水界面清晰。
在此基础上, 进行了原油破乳脱水实验。通过表2数据可得:在脱水75℃, 处理3小时条件下, 酸液加入量越大, 脱水效果越好。
2.3 降低原液PH值对油井产出液脱水的影响
针对问题进行高PH值加酸试验, 调节产出液PH值至10和14后, 进行加入盐酸实验。通过实验可得, PH在10调节至7时, 含水量升高。在PH14调节至7值, 基本脱不掉水。因此, 在PH值较高的情况下, 即使调节PH值至常规, 脱水效果仍无法提高。其原因可能为:原油性质在碱性条件下部分改变, 并且该反应过程不可逆, 加入酸液无法恢复原油原来性质。
3 导致采油作业四区PH值升高的原因分析
为了确定导致采四PH值升高的原因, 通过测试采出液平均PH得出:常规注汽井PH在7.45, 蒸汽驱井PH在8.24, 措施井在8.475, 新井PH在7.97, 均超过正常范围。
3.1 油化措施影响原油溶液PH值升高的原因分析
为了论证添加剂措施是否造成采四来液PH达到8, 对联合站脱水造成影响, 我们进行如下统计和计算。
9月份, 添加剂类施工药剂总量为103吨。在排除返出量、注汽量等因素情况下, 按照药剂PH=9, 常规注汽井产出液PH=7.5, 采四半月输入联合站油水混合物70000方计算:
碱性溶液内PH计算公式:PH=14-lg (OH-n)
措施井中碱液浓度:103吨*1000*10-5/939立方米*1000=1.01*10-6mol/l
其它井产出液中的碱液浓度大约为10-6.5 mol/l。
混合后碱液的浓度为:
1.01*10-6 mol/l*939立方米*1000+10-6.5 m o l/l* (70000立方米-939立方米) *1000=0.94839 mol+22.099mol=23.04791mol
23.04791 mol/ (70000立方米*1000) =3.3*10-7 mol/l
换算成P H值:P H=14-l g (O H-n) =7.539
由上面的计算可以证明, 添加剂类措施仅提高联合站来站原油PH值0.039, 影响不大。
3.2 井口及混输原油溶液PH对比
我们进行采二、采四常规注汽井取样及混输液PH值测试, 发现常规注汽井采出液PH在7-7.5之间, 而蒸汽驱混输产出液PH值偏高达8.46。因此, 我们论证是否是蒸汽驱产出液PH值高导致整体采四溶液PH升高。
锦45块蒸汽驱共有生产井49口, 日产液量近930方, 约占采四来液的1/5。为了论证蒸汽驱来液对整个采四来液PH值的升高是否有影响, 通过计算:采四来液PH约为7.82。由此, 可以初步得出蒸汽驱来液是导致采四来液PH值升高的主要因素。而在其它时段, 蒸汽驱正常开井, 并无脱水效果不好, PH值升高的问题。我们分析认为, 9, 10月注汽井相对较多, 基数较大, 再加上蒸汽驱产出液, 最终导致进站原油溶液PH升高, 脱水困难。
4 结论及下步建议
(1) 通过实验分析, 碱性条件下 (PH升高) 导致原油溶液脱水困难。在酸性条件下有利于原油溶液脱水, 随着PH降低, 原油脱水效果逐渐变好, 当原油溶液PH=1时, 原油脱水效果最好。
(2) 基本确定化工措施不是导致联合站原油脱水困难的主要因素。蒸汽驱和新井大量注汽开井为采油作业四区原油溶液PH值升高和脱水困难的主要因素。
(3) 基于室内研究, 采四原油溶液PH在8时, 可进行加酸处理, 提高脱水效果。
摘要：针对联合站原油溶液PH升高, 脱水处理困难的问题, 展PH值对原油脱水影响分析。通过研究调节不同PH值条件下原油脱水情况, 发现PH值较大时, 原油脱水困难, PH值较小时, 有利于原油脱水。同时, 确定了导致联合站原油溶液PH升高的原因, 提出解决措施。
原油脱水影响因素分析 篇3
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
原油脱水影响因素分析 篇4
1 原油脱水工艺原理
原油脱水处理工艺其实是原油受原油破乳剂的化学作用而致使油水界面膜的平衡稳定受到破坏, 释放出膜内包覆的水, 进而推动状态上的油水分离, 并基于油水密度的不同而发生的重力作用在沉降罐内自然沉降以达到最终的油水分离目的。本文就是在此原理基础上对原油脱水处理工艺进行优化试验, 并对试验结果进行分析和讨论。
2 优化试验的执行标准与实验油样
S Y/T 528l一2000<原油破乳剂使用性能检测方法>为热化沉降试验与破乳剂筛选的执行标准, 而SY/T 7549-2000<原油粘温曲线的确定 (旋转粘度计法) >则为原油粘温曲线测定的依据标准。实验采用的仪器为H a a k e R S300流变仪, 而试验原油油样则为胜利油田垦东12区块的新鲜混合原油, 在短时间内的自然沉降后分出的乳化油与游离水则分别为水包油与油包水型试验的试验介质。
垦东12区块原油具有胶质含量高且密度大、粘度高的特点, 而其粘度会随着温度变化而变化, 即是说, 垦东12区块原油的粘度受温度影响较大, 属稠油。
3 试验过程与结果分析
此次优化实验主要包括两个方面, 即乳化油的油水反相点试验及破乳剂的性能评价试验。
3.1 乳化油的油水反相点试验
含水稠油的油水反相点很大程度上影响着集输管线压降, 低含水量的乳化油油包水体系在向含水量超过极限值的水包油体系转变时的含水量即为乳化反相点, 过反相点的乳化油粘度大大降低, 减小了原油集输系统的运行压力, 这就是此项试验的必要性。
要配制乳化油, 首先要以油样混合油的质量比称取水量和原油量, 并在50℃恒温下持续预热30分钟, 然后将其放入HT-2型高速混调器均匀搅拌, 完成乳化油的配制。而用配制好的乳化油进行试验, 则发现该区块含水稠油的粘度在含水率增高时随之增大, 并在含水率为76%时达到最大粘度, 而乳化油在含水率超过76%时转变为油水共存体系, 原油粘度降低而水则为连续相, 也就是说, 该区块稠油的含水反相点为76%。
3.2 破乳剂的性能评价试验
破乳剂性能评价试验方法:将80毫升的乳化油装入100毫升容量的磨口量筒并放入恒温水浴内预热, 15分钟后加入适当液状破乳剂并振摇后再次放入恒温水浴, 对不同时间的脱水体积、油水界面、原油粘壁状况以及脱出水色等进行实时地观察记录, 然后由记录数据计算出原油含水量。
(1) 原油破乳剂筛选。温度为80℃时, 在试验用混合油中投加剂量为每升100毫克与每升200毫克的准备好的1#破乳剂、2#破乳剂与在用破乳剂。根据原油含水率在不同沉降时间时的对比中发现, 亲油亲水性较好的为2#破乳剂, 其在加入混合油后, 分子分散开来并扩散至整个油水界面, 置换出油水界面膜上的分散天然乳化剂并形成界面膜, 而油中的水聚结成大水滴并因为油水密度差异而在重力作用下自然沉降破乳。综述, 较之于1#破乳剂与在用破乳剂, 2#破乳剂因其脱水率、脱水速度以及脱水效果等方面的优势使其成为最佳原油破乳剂。
(2) 热化学脱水试验。在温度分别为60℃、65℃、70℃、75℃以及80℃的条件下进行静态的热化学脱水试验, 分别对含水量为70%、60%、50%以及40%的乳化油投加2#破乳剂, 剂量为80 mg/L、100 mg/L以及200m g/L。通过投加200m g/L的2#破乳剂至含水40%的乳化油中的热化学脱水实验与沉降效果可知, 含水率为40%的乳化油中含有亲油性活性物质, 如胶质与沥青质等, 且由较强的界面稳定性。投加剂量为200mg/L的2#破乳剂至原油, 并经过24小时的80℃下热沉降, 原油的含水率并未达到标准要求, 仅为4.6%。而投加200mg/L的2#破乳剂至70%的含水乳化油中的热化学脱水试验与沉降效果表明, 油水界面膜上分散的天然乳化剂会随乳化油含水率的增大而相对减少, 同时也减弱了界面膜的稳定性, 并且70%的含水乳化油受温度影响较大, 投加100mg/L的2#破乳剂并在70℃条件下进行超过6小时的热沉降, 则原油含水率可达到标准要求。
4 优化试验结论
根据试验结果可得出以下结论:
(1) 76%为该试验区块的原油油水转相点, 而集输油含水在40%至70%之间时, 不加剂乳化油具有较强的稳定性, 而汗水在76%至80%之间时, 原油集输系统在安全运行的前提下容易脱水, 还不会有太重的脱水处理负担。
(2) 为使原油含水量达标, 对于含水70%的集输油, 乳化油加剂量最宜为每升100毫升, 脱水温度控制在70℃到75℃之间, 热沉降时间应超过6小时。而40%至60%的含水油, 乳化油加剂量最佳应保持在每升150至200毫克内, 脱水温度80℃为最佳, 而热忱将时间则应超过24小时。
5 结语
总而言之, 原油脱水处理在原油集输方面发挥着很大作用, 为有效提高原油集输系统的运行效率, 对原油脱水处理工艺的研究是相当必要而有意义的, 尤其是在现有技术基础上对脱水工艺进行优化改进, 这是值得原油集输系统研究领域深入分析和探讨的课题, 为提高原油集输效率提供有力可靠的基础保障。
参考文献
[1]邱正阳, 肖鹏, 邱奎.新疆油田原油常温集输脱水技术[J].油气田地面工程, 2010 (6) [1]邱正阳, 肖鹏, 邱奎.新疆油田原油常温集输脱水技术[J].油气田地面工程, 2010 (6)
[2]李志国, 丁涌, 左毅, 王安平, 蒋其斌.稀油处理站低温高效脱水技术[J].油气田地面工程, 2011 (12) [2]李志国, 丁涌, 左毅, 王安平, 蒋其斌.稀油处理站低温高效脱水技术[J].油气田地面工程, 2011 (12)
原油脱水影响因素分析 篇5
1 实验部分 (1)
1.1原材料
原料油 原料油为经过脱水处理的中国石化扬子石化公司 (以下简称扬子石化) 原油和常压渣油。
模拟油 扬子石化常压渣油与275～350 ℃区间的窄馏分油按不同比例配制成模拟渣油。先将原料油所馏出的250～275℃、275～300℃、300～325℃窄馏分按质量比1∶1∶1配制 (以下简称为VGO) , 再分别将原料油与VGO 按质量比为3∶7, 5∶5和7∶3分别混合得到模拟油1, 2, 3。
试剂 沸点标样为C5～C40正构烷烃的混合物, 内标物质为w (nC14) ∶w (nC15) ∶w (nC16) ∶w (nC17) 为1的混合物, 溶剂为CS2 (分析纯) 。
1.2 仪器设备
采用Agilent 公司生产的6890 CN型气相色谱仪、FID检测器和HP公司生产的767 A3型自动进样器, 利用Agilent GC 化学工作站、ASTM D 2887和ASTM D 5307模拟蒸馏软件测定。填充柱进样器采用闪蒸进样, 汽化温度为350℃, 检测器温度为 350℃;色谱柱柱长为0.5m, 内径为0.3mm, 温度由35℃升至360℃ (升温速率为10℃/min) , 恒温 5min;柱流量 (高纯H2) 为 25～30mL/min, 燃气流量 (高纯H2) 为 30mL/min, 助燃气 (净化空气) 流量为360mL/min。
1.3 实验步骤
基线补偿 分析样品前启动色谱工作站的基线补偿功能, 进行空白补偿分析, 直到基线无明显残存峰, 且基线尾部高温段与前部低温段的基线平行, 无弯曲线段。
样品的制备与分析 称取样品0.2g, 加入内标物约0.02g, 再加入0.8mL的CS2, 混合均匀。进样1μL后, 启动渣油分析方法。运行色谱模拟蒸馏软件, 得到渣油色谱模拟蒸馏的测定结果。
2 结果与讨论
2.1 进样稀释比对模拟蒸馏馏程的影响
表1为扬子石化原油在不同进样稀释比下模拟蒸馏馏程与实沸点蒸馏馏程的对比。
从表1可见, 进样稀释比为1∶3时的样品收率偏差为0.2%～28.2%, 进样稀释比为1∶2时的样品收率偏差为0.2%～3.1%, 进样稀释比为3∶2时的样品收率偏差为0.1%～6.9%。
表2为扬子石化常压渣油在不同进样稀释比下的模拟蒸馏馏程与实沸点蒸馏馏程的对比, 进料稀释比为1∶3时样品收率偏差为0.3%～12.9%, 进样稀释比为3∶2时样品的收率偏差为0.4%～3.0%, 进样稀释比为2∶1时样品的收率偏差为0.3%～14.0%。
由表1, 2可以看出, 原油、较重原油和渣油进样稀释比为3∶2时, 可减小模拟蒸馏数据偏差, 并能减少进入色谱柱中残留的组分, 延长柱的寿命。
2.2 内标量对模拟蒸馏馏程的影响
采用增量内标法需要向测定样品中加入内标物, 内标物加入量 (简称内标量, 下同) 对分析结果有较大影响。内标量过大, 将减少进入色谱柱中的样品量, 从而使基线波动、积分误差和噪声等干扰因素对馏程测定结果的影响增大;内标量过小, 会使内标区面积减小, 从而增大操作条件变化对内标面积测定偏差的影响。图1 (a) ～ (c) 分别为内标量对模拟油1, 2, 3模拟蒸馏馏程的影响。
内标量:◇—0%;ᐁ—5%;△—10%;○—15%;□—20%
由图1可见, 内标量对3种模拟油的模拟蒸馏馏程影响不同, 内标量的变化对于模拟油1模拟馏程影响不大, 而模拟油2内标量为15%时最佳, 模拟油3内标量为10%时最佳。表明在原油模拟蒸馏馏程的测定过程中, 随着样品重质组分含量的增加, 适当减少内标量, 可以减少模拟蒸馏和实沸点蒸馏数据的偏差。
2.3 模拟蒸馏与实沸点蒸馏馏程偏差规律
图2～5分别为原油、模拟油1, 2, 3模拟蒸馏与实沸点蒸馏馏程曲线对比图。
由图2～5可见, 相同温度下原料油及 3种模拟油的实沸点蒸馏质量收率均低于色谱模拟蒸馏, 且随着模拟油中的重质馏分的增多, 在较低温度范围, 各样品的模拟蒸馏数据与实沸点蒸馏数据相差不大, 但是随着温度的升高, 偏差不断变大。以原油及3种模拟油实沸点蒸馏与模拟蒸馏数据对比的准确性分析见表3, 可见, 收率偏差在0%～9.0%内。
3 结论
a. 原油、较重原油或渣油进样稀释比为3∶2时, 模拟蒸馏数据的准确性最高。
b. 增量内标法测定原油模拟蒸馏馏程时, 随着样品重质组分含量的增加, 适当减少内标物质量, 可以减少模拟蒸馏和实沸点蒸馏数据的偏差。
c. 相同温度下, 实沸点蒸馏收率较色谱模拟蒸馏低;温度低于400℃时模拟蒸馏与实沸点蒸馏曲线基本重合, 最大质量收率偏差小于4%;温度高于400℃后, 随着温度的升高, 模拟蒸馏与实沸点蒸馏数据偏差增大, 但最大偏差不大于10%。
参考文献
[1]杨朝合, 杜峰, 贾萍, 等.常温进样测定轻质原油馏程的模拟蒸馏方法[J].石油大学学报:自然科学版, 1999, 23 (2) :75-76.
[2]文鹏, 李凡, 吴争鸣, 等.气相色谱和热重技术应用于模拟蒸馏的研究进展[J].煤炭转化, 1997, 20 (4) :1-8.