脱水工艺（精选8篇）
脱水工艺 篇1
1 油田稠油脱水的简述
稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油, 通常把地面密度大于0.943、地下粘度大于50厘泊的原油叫稠油, 因为稠油的密度大, 也叫做重油, 由于其具有非常高的粘度, 致使其流动性非常差。油田稠油脱水过程中, 一个非常重要的环节就是将原油中的水、气脱离, 为了能够在最大程度上将这三者脱离, 一般选用大罐加药沉降脱水和三相分离器脱水这两种工艺。
2 油田稠油脱水工艺研究
2.1 大罐沉降脱水工艺技术
2.1.1 大罐沉降脱水工艺的原理
大罐沉降脱水工艺的主要分为站外加药、站内脱水两大部分, 其中站外加药主要是指, 在小站 (井口) 进行加药, 在加完药后流向管道进行破乳, 在这个过程中破乳占据着非常重要的步骤;站内脱水的工作原理是充分利用好灌下部水层的水洗作用以及, 水滴在灌上部原油的沉降作用, 从而达到油跟水相互分离的目的, 其中, 随着原油慢慢的上升到沉降罐的最上面的液面, 这个过程中随着上升高度的增加, 其含水率也在慢慢降低, 最后由沉降作用分离, 由分离得到的原油自集油槽和溢油管排出。该技术最大的特点就是选择站外加药, 选择站外加药的好处主要表现在以下三个方面:一是, 使破乳得到充分降粘, 从而能够使管线的回压降低, 这在冬季表现得效果最好;二是, 能够提前将乳化液破乳, 从而大大降低了沉降罐内分离油跟水的时间;三是, 在管道进行破乳后, 水滴基本上会在管壁形成一层水膜, 这层水膜主要是起到了降粘减阻的作用。
2.1.2 影响原油脱水效果的因素
(1) 沉降时间的影响
原油跟水的分离需要一个时间过程, 但是在实际生产过程中, 为了提高工作效率, 使油跟水能够在最短的时间内分离, 经常会选择对一些增压点进行增压, 使毛油能够尽快进去联合站, 然后在经过缓冲罐, 由缓冲罐产生进去换热器, 最后再经过沉降罐中心配液管, 经过这些过程, 才能最终达到沉降罐的最底部。根据Stokes的沉降公式:
式中:水滴在油中的沉降速度用Vt来表示, m/s;
水滴的直径用d来表示, m;
水的密度和油的密度分别用ρ水、ρ油来表示, Kg/m3;原油的粘度用μ油来表示, Pa.s;重力加速度用g来表示, 9.8m/s2;
从上面的公式我们可以看出, 水滴的沉降速度会随着油水密度差的增大而增大, 随着原油粘度的增大而减小, 所以, 当油水密度差增大, 原油粘度降低的时候, 油水的分离就会变得越快。
(2) 脱水温度的影响
稠油的温度在很大程度上影响着其性质, 在原油脱水过程中起到决定性作用的就是加药的初始温度, 根据试验得出:稠油脱水水滴沉降的速度, 会随着温度的变化而发生改变, 油水密度会随着温度的不断增加, 而变得非常差, 这就在很大程度上使分散介质的粘度降低, 从而能够使脱水水滴沉降速度变得越来越快。
2.2 三相分离器脱水工艺技术
2.2.1 三相分离器工作原理
油水混合物一般都是先从入口流入预分离的装置内, 会将一部分气体分离出来, 分离出来的气体会流向上面的气相空间内, 然后再经过脱水填料、消泡装置后, 进入跟迷宫一样的捕雾器, 随后这些气体会被处理, 最后由排气口将排出;预分离后的液体会在落液管的作用下进入流型分布与调整的装置内, 经过流型整理后, 有些分散相的油滴会在该过程中进行破乳, 凝结, 从而完成了水洗破乳过程, 在水洗破乳后, 油水混合物会流入分离流场, 经过分离流场中的稳流、凝结装置作用, 并且会在这个过程中出现稳定的流场情况, 从而能够在最大程度上完成油水的高效凝结和分离, 在这之后又会流入以对水中的原油进行脱离为主要作用的第二次填料的分离装置, 将脱离后的原油进入油腔内, 脱离后的水会经过导管流入水腔中, 这就是完整的油水分离过程。
2.2.2 三相分离器的特点
(1) 具有非常好的脱水效果, 使用的分离技术是来液旋流预分离, 这能够对油、汽进行初步分离, 从而在很大程度上降低了气体对液体的干扰影响, 促进油水能够更快的进行分离, 使脱水质量得到提升。
(2) 破乳技术选用了静态的搅拌器活性水水洗技术, 这能够促进药液的混合和乳状液的破乳效果, 从而能够在很大程度上促进油水的分离条件, 使油水分离的时间大大缩短, 从而能够使装备的分离质量大大提高上去。
(3) 凝结材料是经过强化的, 这会使油、水两相之间液滴的碰撞凝结的概率得到大大增加, 从而使流动的状态稳定下来, 最终将分离的效率提高上去。
(4) 具有非常高的自动化程度, 三相分离器采用了压力、水位、油位以及界面最新的自动控制技术, 从而在很大程度上降低了操作强度。
2.2.3 三相分离器的进液量
三相分离器在进液时要根据具体的情况, 控制在合适的范围内, 但是一定要注意, 进液量之间的差值变化不能太大, 太大就会引起以下三方面的变化:一是, 进液量之间的差值变化越大, 油水界面出现紊乱的概率就会越大, 同时非常容易出现水室进油的情况;二是, 进液量之间的差值变化大也会造成加药的浓度不稳定;三是, 进液量之间的差值的变化越大, 会在进液过程中出现温度忽高忽低的现象, 这将会在很大程度上影响着脱水的效果, 所以说, 三相分离器在进液过程中, 必须确保上游的来液量始终处于非常稳定的状态, 能够做到进液处于平稳的状态, 而且无论是脱水还是出液也都必须确保是处于平稳的状态。
2.3 注意事项
(1) 原油的脱水效果在很大程度上受到破乳剂的影响, 因此, 必须选择合适的化学破乳剂, 这样能够使原油的脱水效果变得更好, 经过试验得出, 稠油区块的不同对破乳剂的选择性也是不相同的, 所以, 针对这一情况要建立长效的药剂评选工作制度, 这样能够在很大程度上满足实际生产中变化的需求, 另外, 还要不断研究、应用、引进新的破乳剂品种, 选择最佳的破乳剂, 时破乳剂的用量能够大大降低。
(2) 沉降速度会随着稠油油水密度差的变大而变快, 所以在对该工艺进行设计时一定要设计出足够的时间用来进行沉降, 另外在对稠油脱水时最佳的方法就是大罐沉降热化学脱水。
3 结论
油田稠油脱水过程中会受到很多方面因素的影响, 因此, 要充分将各个影响因素考虑进去, 选择合适的破乳剂, 以便能够使油田稠油脱水工艺顺利进行下去, 并达到最佳效果。
参考文献
[1]罗乐.利用正交试验法优化稠油脱水运行参数[J].中国石油和化工标准与质量, 2013 (19)
[2]牛彬.油田高含水期油气集输与处理工艺技术研究[J].中国石油大学胜利学院学报, 2008 (4)
探讨如何优化ABS浆料脱水工艺 篇2
【关键词】ABS树脂；脱水；工艺优化
【中图分类号】TQ325.2【文献标识码】A【文章编号】1672-5158（2013）02-0417-01
树脂通常是指聚丁二烯橡胶与苯乙烯和丙烯腈接枝聚合物。但是，在顺丁橡胶及苯乙烯和丙烯腈接枝聚合物，消除了生产的聚丁二烯与苯乙烯和丙烯腈接枝共聚物外，单体苯乙烯和丙烯腈有共有解离。因此获得事实上是聚丁二烯与苯乙烯的共聚物，丙烯腈及解离散的混合物。在贸易通常将这种混合物与其他三配物被称为ABS树脂。本文通过对ABS树脂工艺优化的前提下，进一步降低了ABS粉洗涤在保证生产可以逃脱盐水用量并减少洗涤逃生的盐水的温度降低所使用的蒸汽量，降低了ABS粉料的损失，从而达到提高产品收率的目标，根据运行经验的积累总结。
一、国内外ABS脱水工艺概述
ABS树脂的生产加工工艺，经过近十年的快速发展，乳液接枝本体SAN掺混法以其技术成熟，工艺灵活，产品范围宽，性能好，有利于规模化，减少了现在的成本，成为当今世界的主流工艺[1].在近年来国际上使用这个技术包括国内新建的ABS装置主要组成部分：虽然连续本体法目前已在产品范围有限，但连续本体法在成本，环保等优点使其在抗逐步建立ABS生产工艺的地位，随着产品范围的进一步发展，将在产业竞争力更大。多用在除了介绍不同功能橡胶在高性能的ABS树脂在聚合单体提高了产品的性能，T他的ABS树脂共混改性合金技术与其它高分子材料共混改性技术，由于品种多，广泛的性能，生产周期短的优势，是目前发展较快的技术。第二十世纪60年代的兰州化学工业公司合成橡胶厂、上海高桥石化公司化工厂开始ABS树脂的合成研究。自80年代开始，我国引入ABS另一个生产技术之后，1990年以后，ABS树脂生产行业快速发展，形成了许多生产基地，直到现在，通过各形式。由于国内现有的ABS企业装置规模小，质量性能、稳定耐久性弱，目前仍没有足够的实力和规模的跨国公司在市场上销售的ABS树脂与全面，因此国内ABS装置可能保持特性，向国外先进技术学习，发现自身的不足，提高了产品的性能质量。
二、如何优化ABS工艺
传统工艺采用间歇式脱水机或连续式净化器脱水，然后进入流化干燥床干燥含水率<0.3%，然而疏散到混合车间[2]。间歇式脱水机需要定期更换过滤布，用滤布的处理也是一种在工厂的操作过程有一个头痛的问题。为了减少脱水操作的复杂性和劳动强度，以及避免ABS粉末静电使粉尘爆炸的风险，降低了工艺操作损失的ABS粉料和对环境的污染，该项目的受欢迎的ABS纸浆的脱水干燥工艺进行了技术研究和设计阶段在原工艺的前提下，当今世界，同时邀请全球知名化工设备厂商来厂进行的技术，将ERS类型的设备制造商处进行试生产试验，为设备选型更准确。在流化床干燥，真空过滤和锥形离心技术评估，决定采用新设备，新技术，使下面的技术升级。与传统的间歇式离心脱水机相比，新工艺采用德国西伯制造的不断推进式离心脱水机，脱水机使用新的和批间歇式脱水机相比，设计具有以下特点：设备的连续运行，材料采用全不锈钢三水平楔形鼓型滤波网络的设计不需更换滤布，大大降低了工人的劳动强度。在生产过程中的ABS本体聚合，由于良好的聚合物凝胶颗粒所造成的困难，ABS脱水，导致在高耗水，产品损失。这种新的高速推式连续离心脱水机增强高离心力是可以实现的，并简化操作，降低投资成本，过程安全和参数设计满足实际生产操作要求。
三、新型ABS脱水操作条件优化
新的推杆式脱水机没有更换滤布繁重的体力劳动，因为采用不锈钢楔形网[3]，因此滤布在ABS粉细尘量的抗干扰能力非常非常多，一般每6个月一次清洗高压水夹在网细小的灰尘，关闭发动机即可。启动方式很简单：液压系统开始后10秒，启动主电机，待设备运行稳定后，没有异常的振动，开始给系统避免在过程中有大的波动输入，输入设定值即可。操作时间短，行动的维修准备，待料情恢复然后继续生产，操作弹性大。具体包括：①节约洗涤水：传统的RAID滤布离心脱水机生产的冲水量1吨，ABS粉的需求是3.2吨，每一次，但新的推杆式离心脱水机生产的冲水量1吨，ABS粉料的需求仅为0.4吨每一时间，节省了8次水。②总投资运行费用低：传统的RAID滤布离心脱水机各产量只有1吨/小时，因为每一次的滤布更换时需中断操作，以达到3吨/小时总输出的要求，因此需要至少56同样的设备，可保证连续生产。但是新的推杆式脱水机只需一个设备就可以实现完全的生产要求，可以保存在设备总投资50%投资。③非固体废弃物生产：使用传统的RAID滤布脱水器每年生产30000吨ABS粉料，必须生产5吨以上固体废弃物每年，主要采用滤布和几个ABS粉料，这不只能委托第三方批准的由环境保护部门制定烧毁处理。新的推杆式脱水机是运用不锈钢楔形滤网离心脱水，不产生任何固体废弃物近，在环境保护的一个更大的优势。④操作简单：传统的RAID滤布脱水器需要每隔8—24小时要定期更换过滤布[4]，每次替换后滤布最初的几批脱水操作都必须以手动方式完成后，待过滤布贴紧支撑过滤器才可以完全切到自动模式操作，控制过程复杂，不易于维护。
四、总结与展望
在生产过程中的ABS本体聚合，由于良好的聚合物凝胶颗粒所造成的困难，ABS脱水，导致在高耗水，产品损失，和差的大小分布[5]。本文的主要工作是进行污泥脱水过程的ABS优化，以达到节能的目的，提高经济效益。尽管共同的努力已在上述进展过程修改生产和维修，但整个过程在正常生产条件有以下问题，需要做更多的改进和升级。与ABS加强聚丁二烯胶乳乳液生产过程质量控制上游生产的粒度分布和大比例的胶乳的粒径分布较窄的范围内，根据历史经验，缩合固化的ABS已生成的乳胶浆更适于脱水作用。在实际运行的电力短缺设置冷凝罐搅拌机的设计，混合效果差，集聚，需要和制造商进一步明确，选择分散搅拌机叶片的形式比较好，可以更好地应用于实际生产。冷凝罐和固化机转速的影响进一步研究槽尺寸需要做的。同时能够产生更多的ABS粉适合以脱水作业的粒度分布以达到降低ABS粉料损失的目的，进一步降低废水中的悬浮物。
参考文献
[1] 李成葆.高效复合抗氧剂在ABS装置的应用[J].炼油与化工.2011.（04）
[2] 李毅华.校园垃圾箱的设计与制造[J].科技经济市场.2011.（10）
[3] 杨昌南，王大理，李松强.热油夹套管在ABS项目中的应用[J].化工设计.2011.（05）
[4] 杨林，张安强，王炼石，郭建华，曾幸荣，王庆，杨育农.抗氧剂GM对ABS热氧稳定性能的影响[J].合成材料老化与应用.2011.（06）
三甘醇脱水工艺优化研究 篇3
五3东增压脱水站处理克75处理站常温装置处理气和转油站伴生气, 2011年12月12日检测的水露点显示-14℃, 符合管输天然气水露点标准。12月17日为了有效利用油田伴生气, 将稀油处理站油田伴生导入处理站生产, 干气水露点-1.6℃, 含水量750mg/m3。外输气水露点偏高, 达不到管输天然气水露点-5℃的要求, 冬季生产容易造成输气管道冻堵, 存在较大安全隐患, 具体参数见表1原料气组成。
二、存在问题原因分析
1、五3东增压脱水站工艺
五3东增压脱水站生产原料气为克75处理站常温装置处理气及再生气、稀油处理站油田伴生气, 生产装置主要设备有天然气除油器1台、表面蒸发空冷器2台、高效旋流分离器2台、精细过滤分离器1台、三甘醇脱水橇1套, 工艺装置处理量为20×104Nm3/d、DPC-2804型天然气压缩机1台, 排气量为15×104Nm3/d。
五3东增压站采用的脱水工艺方法, 除了常规的天然气 (容器) 气液分离方法以外, 主要采用三甘醇脱水法, 水露点检测结果出来后, 对全站进行了系统的检查, 主要设备参数见表2:
1、对处理站除油气、高效旋流分离器、精细过滤分离器气液分离效果、控制参数进行检查并未发现异常。
2、压缩机运行平稳, 操作参数在合理范围内。
3、三甘醇脱水装置运行平稳, 贫三甘醇无发泡现象, 三甘醇颜色成棕黑色。
检查处理站处理设备运行情况, 没有发现异常问题, 因此排除压缩机和分离设备因素。处理站主要依靠三甘醇脱水装置因此对三甘醇脱水装置进行了进一步的检查。
2、三甘醇脱水装置
三甘醇脱水装置主要靠三甘醇和水沸点差, 吸收天然气水分, 三甘醇再生。含有饱和水汽的天然气与高浓度的甘醇贫液充分接触, 贫甘醇可将天然气中的水分吸收, 形成甘醇-水溶液 (富醇) 。富醇在进行加热再生时, 由于三甘醇的沸点高于水, 水就变成蒸汽排出, 而三甘醇则被再生提浓, 然后被循环利用, 五3东增压站三甘醇脱水橇工艺流程如图1所示。
3、影响脱水效率因素
三甘醇脱水装置理论上水露点可以降至-30℃以下, 但该工艺对于介质参数变化极易敏感, 脱水效率主要受原料气进吸收塔温度、三甘醇浓度、三甘醇循环量等因素影响, 以下结合脱水效率影响因素, 分析处理站装置运行参数:
1、原料气进吸收塔温度:天然气饱和含水量取决于天然气的温度、压力和气体组成等条件。当压力恒定时, 温度越高饱和含水量就越大。五3东增压站
原料气在1.6mpa、38℃下进入吸收塔, 经查水蒸气含量图表, 含水量为2600mg/m3, 温度为30℃时含水量为1800mg/m3。假设脱水后的干气含水量为500mg/m3, 原料气进吸收塔温度38℃, 三甘醇就要脱出比进塔温度为30℃是多800mg/m3水分, 负荷为30℃时的1.55倍。因此原料气进吸收塔温度过高, 装置三甘醇浓度、三甘醇循环量维持原有的参数, 使得三甘醇脱水装置脱水负荷过大, 三甘醇不能脱出增加的原料气水分, 引起干气水露点偏高是原因之一。
2、三甘醇浓度:三甘醇脱水装置要达到较高的露点降, 要求有较高的三甘醇浓度和适宜的原料气进塔温度。现场由于缺少三甘醇浓度测定仪器和标准, 得不到准确的三甘醇浓度百分数。通过查脱水后的干气平衡水露点同进塔原料气温度及贫三甘醇浓度关系图, 要达到管输天然气水露点-5℃, 原料气进塔温度-38℃时, 三甘醇浓度要高于98%, 而在同样的进塔温度, 水露点-1.6℃时, 对应三甘醇浓度仅为97%, 现场三甘醇浓度达不到合格水露点要求的浓度。因此确定三甘醇浓度偏低是另一原因。
3、三甘醇循环量:三甘醇能量转换泵是整个脱水装置“心脏”, 它靠少量溶解在三甘醇溶液里的天然气作为动力循环三甘醇。资料表明, 脱出1kg水分需要的最小三甘醇循环两为16.6~58.4L, 由于处理站能量转换泵未设流量计不能得到准确的贫三甘醇循环量。但能量转换泵由于受来气压力的波动, 尤其是油田伴生气较大波动, 运转不稳定, 三甘醇循环也受影响, 循环量时多时少, 天然气与三甘醇在吸收塔内接触不充分, 影响三甘醇吸收塔天然气水分。另外, 循环量不稳定也会给下游三甘醇再生系统带来影响, 当循环量大时, 将增加重沸器的热负荷, 甘醇在重沸器内停留时间太短, 造成甘醇再生浓度的下降。
三、工艺参数优化
三甘醇脱水装置脱水后的干气水露点要达到合理的数值, 可以通过降低进吸收塔温度、提高三甘醇浓度、增加三甘醇循环量来实现。通过图2可以看出, 对于既定的干气水露点, 原料气进吸收塔温度恒定条件下, 可以通过增加三甘醇浓度来达到, 相对而言, 三甘醇浓度恒定条件下, 降低原料气温度也可以达到合理的水露点。相比较, 五3东增压站原料气温度, 可以通过原料气进脱水装置前的空冷器来降低。
三甘醇循环量是由能量转换泵来控制, 工艺设计上要求每分钟12-20下, 图3中的效率曲线可以看出, 增加三甘醇浓度比增减循环量对提高高露点降更有效率。增加循环量会加大重沸器负荷, 只有当三甘醇浓度确定情况下, 才可以增加循环率。
经上述参数优化分析, 针对对五3东增压站水露点偏高问题, 采取以下几点改善措施:
1、提高三甘醇再生温度:通过提高三甘醇再生温度, 通过提高三甘醇浓度确保装置脱水深度。处理站一般再生温度为180℃, 三甘醇理论热分解温度为206.67℃, 三甘醇再生温度控制在190℃以下较为适宜。加注少量贫三甘醇, 使得富醇稀释贫醇, 可以提高三甘醇质量, 改善三甘醇再生。
加装气提汽使得重沸器内的三甘醇溶液与热汽提气接触, 以降低溶液表面蒸汽分压, 使得三甘醇浓度可以达到99.5%。
2、降低进吸收塔温度:五3东增压站原料气进吸收塔温度为38℃, 需降低原料气进吸收塔温度, 尽可能的将原料气水分在进吸收塔前, 在较低温度条件下经分离器分离出来, 降低脱水装置负荷, 进吸收塔原料气进塔温度20~30℃为适宜。吸收塔温度过低会使三甘醇变稠, 三甘醇温度低于原料气温度, 会使沸点较高的天然气重质组分的冷凝在吸收塔塔内, 加速三甘醇发泡。贫三甘醇温度太高会常造成三甘醇损失加大。五3东增压站三甘醇脱水装置气-醇换热器设计, 可以保证三甘醇浓度比原料气进塔温度高2℃。防止三甘醇损失和发泡。
3、三甘醇维护:三甘醇为略带淡黄色, 透明的粘稠液体, 三甘醇运行一段时间后, 由于重沸器传热效率不均, 部分甘醇降解, 加之油田伴生气硫化氢含量较高 (18 mg/m3) , 部分三甘醇溶解这些酸性物质, 随着运行时间的延长, 三甘醇会逐渐降低PH值, 呈酸性, 使得三甘醇发泡、乳化、腐蚀。因此需要定期加NACAP (巯基苯并噻唑钠) 防腐剂和破乳剂, 控制PH值。
四、措施应用
根据分析结果得出的改善措施, 对三甘醇脱水装置运行参数进行了如下调整:
1、更换储罐内的部分富三甘醇, 等量加注新三甘醇, 改善三甘醇浓度和质量。
2、降低原料气进吸收塔温度到30℃, 使得原料气在进吸收塔前尽量脱出水蒸气和轻烃, 降低装置脱水负荷。
3、提高三甘醇再生温度为190℃, 提高三甘醇浓度约到99%。
4、由于受环境温度影响, 闪蒸罐温度较低, 影响闪蒸溶解在三甘醇内的烃类。富醇进闪蒸罐管线缠绕保温丝绵后, 温降得到控制, 提高了闪蒸罐闪蒸温度。
结论
通过实施改善措施, 装置运行参数得到合理的控制, 维护了三甘醇质量, 提高了装置脱水效率。12年1月26日和2月1日两次对外输气水露点进行了检测, 结果为-14℃, 保障了外输气质量。
天然气处理设备朝整体橇装化方向发展的今天, 三甘醇脱水橇是最为典型的装置, 装置工艺技术可靠而且已相当成熟。但装置对温度、流量等参数变化特别敏感, 分析装置运行参数, 检测装置日常运行情况, 对提高装置脱水效率有很大意义。因此需加强对装置运行参数的检测, 按需调整装置运行参数, 维护三甘醇质量。
参考文献
[1]郭彬.甘醇失效原因分析及回收研究.天然气工业, 2006年9月.
[2]胡益武.天然气甘醇法脱水橇橇.天然气与石油, 2002年12月.
[3]王遇东.天然气加工与处理工艺.北京:石油工业出版社, 1999年4月:49-69.
海上平台稠油脱水工艺要点简述 篇4
海上油田开采是我国现今发展的重要方向, 通过海上开采扩大了我国原油开采的新渠道, 但是海上开采平台由于面积和承载能力的限制, 使得一些在陆上开采使用的一些技术与设备等无法在海上平台使用, 本文将就海上平台开采的一些要点进行介绍。
1 海上平台发展现状
伴随着海洋石油事业的蓬勃发展, 目前我国海上稠油油田在投产的全部油田中已经占据了相当的比例。从最早的呈北油田, 到绥中油田, 秦皇岛油田, 到现在即将投产的旅大油田都是典型的稠油油田。在20多年的海油历史中, 稠油油田的开发和生产为我国的海洋石油工程技术的发展积累了宝贵而丰富的经验。
埕北油田位于渤海西部海域, 是一个已有20多年开发历史的稠油油田。埕北油田处在埕北低凸起的西端, 其西南侧紧靠埕北凹陷, 北与沙南凹陷相邻。该油田发现于1972年11月, 其主要油气层段发育于古近系东营组上段和新近系馆陶组。该油田是中国海洋石油渤海公司勘探发现并与国外合作开发的我国第一个海上油田[37, 38]。埕北油田自2003年起进入综合调整阶段。
2 海上平台的特性
2.1 海上平台的重量限制
一般情况下, 减少分离级数, 节省平台空间比提高液体原油收率更为经济。增加设备, 加大平台甲板面积, 会显著地增加支撑上部设施的下部结构重量。按经验, 平台上部设备每增加1吨, 下部导管架和钢结构要增加1~3吨钢材, 随之带来了海上安装费用的增加。
2.2 海上平台的井口压力变化
井口压力决定了最高级分离的最大操作压力, 井口流压高, 要求分离级数多一些。海上油田开采速度较快, 井口压力递减也较快, 对分离级数影响很大。因此, 在确定分离级数方案时, 不仅要考虑油田初期的井口压力, 还要考虑油田寿命期间流压的递减规律。一个新油田开发, 往往要对分离级数和分离压力作综合的评价。如果在一个平台上有不同压力级别的井组, 可分别进入相当压力分离器。
2.3 海上平台的井流特性和输出限制
通常较轻质的原油含有较多的C4、C5和C6, 并具有较高的气油比, 分离级数可以多一些。反之, 分离级数可以少一些。一般情况不超过三级。
分离级数与原油中转站设置地点也有关系。如选用全海式集输方式 (中转站设在海上) , 由运输油轮装载外运, 要求产品原油的雷特蒸气压为50~80k Pa, 基本上要脱出气体, 即最后一级分离的压力略高于常压, 这是装油作业安全的要求。
2.4 海上平台的设备并联系列和备用
海上油田受平台甲板和经济的限制, 考虑分离系统并联列数时, 一般不设备用, 仅在处理能力上留有一定的余量。但是平台上的分离器要受到几何尺寸和吊装重量的限制, 不能过分地加大分离器的直径和长度。
3 海上平台稠油的脱水工艺
目前海洋石油稠油油田的主要脱水方法为:热化学沉降-电脱脱水工艺, 热化学沉降脱水工艺。
经过对国内多种三相分离器的分析、研究, 包括以上提到的三种分离器, 其最初的设计目的都是为解决本油田的实际问题, 其中大多数都是油田高含水问题, 即使处理过重质原油, 但含水率却比渤海地区高得多, 分离难度也小得多。经过对多种三相分离器的性能特点进行分析研究, 认为河南油田的HNS型三相分离器在技术上更能满足处理海洋平台重质原油分离处理的技术要求。具体主要体现在分离器的技术及实际应用两方面。
三相分离器中的油、气、水的分离, 其中最困难的是油、水的分离。HNS型三相分离器与国内其他的分离设备相比较, 在海洋平台的应用上具有很大的优越性, 能实现在相同的处理量下, 分离设备的尺寸更小, 满足平台空间狭小的布置要求, 更有利于油水的分离, 在设计方面具有一定的独特性。其技术特点如下:
(1) 旋流预脱气技术
来流采用旋流预脱气技术, 原油中的大部分伴生气在进入分离器前被分离出来, 而不进入分离器, 不仅使分离器内的流场更稳定, 并且可以使分离器的油水分离空间提高到容器的90%, 也就是在同样的处理量下, 容器的尺寸能大大减小, 更好的解决海上平台空间狭小, 设备难以布置的技术问题。
在油、气、水三相分离过程中, 包括了两种不同的分离过程, 气液之间的分离和油水之间的液液分离。三相分离器内的温度可以认为恒定, 气体的粘度很小 (一般<0.01mpa.s) 其分离速度于气液之间的密度差成正比, 由于气液之间的密度差一般在1:100以上, 所以气液之间的分离极易进行气液之间的分离速度可借用气体除雾器的最大允许速度来实现。
(2) 将“原油脱水”变成“水中除油”。进液直接进入水层, 不仅有利于水洗破乳, 更是把原油脱水变成了水中除油, 使二者在速度、质量和效率上大不相同。对于渤海地区的重质高粘原油, 具有更高的优越性。
根据上面的斯托克斯公式, 水滴的沉降速度与油水密度差, 水滴直径的平方成正比;与连续的相的粘度近似成反比。沉降速度的提高, 意味着原有脱水效率的提高。
(3) 对分离器进行流动特性研究。长期以来, 对于重力式的油水分离设备的研究, 主要基于以斯托克斯公式为基础下的设备分离特性的研究, 而对于分离设备内的流体流动特性的研究则甚少。而影响分离设备流动特性的主要因素是设备的主要功能构件, 这些功能构件主要包括入口内件、整流件和集液出口件等。
4 海上平台脱水实例
秦皇岛某油田是中国海洋石油总公司1995年发现的一个大型稠油油田。投产初期产出液含水仅为20%左右, 至2002年8月上升到接近60%。含水的快速变化造成了油水分离困难。该秦皇岛油田原油属低蜡环烷基原油, 基本物性如下:50℃密度0.933-0.938g/cm3, API°15.7-16.5, 50℃粘度408-634m Pa·s, 凝点-13--17℃, 含蜡2.26%-3.28%, 含沥青质3.71%-5.06%, 含胶质10.90%-11.54%。
原油处理流程[4]如下:井口产液进过海底管线→单点系泊系统 (SPM) →浮式生产储油设施 (FPSO) →游离水分离器V-101 (~80℃) →换热器HE-101→热处理器V-102 (~90℃) →原油增压泵P-101→加热器H-102→电脱水器V-103 (~115℃) →换热器HE-101→海水换热器WC-101→工艺舱 (~85℃) →货油舱。
由上述的流程简述可以看出, 该稠油油田的脱水工艺采用的是热化学-电化学模式。针对秦皇岛油田开发的BH系列破乳剂和BHQ系列清水剂配合使用, 可保证秦皇岛油田原油、污水得到有效处理, 外输原油含水达到≤0.5%指标, 外排污水含油≤30mg/L。由此可见, 热化学-电化学稠油脱水工艺在秦皇岛油田的生产中得到了成功的应用。
4 结束语
海上平台稠油开采是我国乃至世界在原油开采中都会面临的难题, 我们需要坚持不懈的对开采工艺进行研究, 争取将更多更好更环保的设备与工艺投入到稠油的开采中。
参考文献
[1]石念军, 陈建树, 唐吉勇, 等.新型三相分离器在稠油区块特高含水期的应用[J].石油化工设备, 2010, 1.
[2]罗霞, 陈伟.化学添加剂对原油破乳脱水的影响[J].石油化工腐蚀与防护, 2009, 26.
关于三甘醇脱水工艺的分析 篇5
在天然气脱水的应用实践中, 水蒸气的脱水方法非常多, 比较常见的就是固体干燥吸附法及其溶剂吸收法, 在溶剂吸收法应用过程中, 其需要进行甘醇化合物的应用, 这涉及到二甘醇、三甘醇等的应用。通过对天然气三甘醇脱水系统工艺技术的优化, 更有利于实现三甘醇脱水系统内部工艺体系的建立, 实现其内部各个环节的协调。这就需要我们进行三甘醇脱水工艺设备的应用, 进行脱水注意事项的分析, 进行工艺计算步骤的应用, 保证现实脱水系统方案的优化, 满足实际工作的要求。
1 三甘醇脱水系统应用策略分析
(1) 通过对天然气脱水环节的优化, 更有利于进行天然气集输效益的提升, 避免其液态水的渗出, 避免其水合物的形成, 从而进行管道及其设备腐蚀的控制。甘醇脱水技术具备良好的应用, 其在世界上的应用范围也是比较大的。通过对甘醇脱水法的应用, 可以保证其良好的净化效果, 其处理量比较大, 其自动化程度非常高, 在进行脱水的同时也进行脱油。
三甘醇的获取需要进行乙二醇及其环氧乙烷的共同作用。在天然气三甘醇脱水系统应用过程中, 进行三甘醇加热炉、三甘醇吸收塔、水冷器等的应用, 从而提升天然气的脱水效益, 满足现实工作的要求, 从而保证油气田工作的良好作业。这就需要我们重视到天然气三甘醇脱水系统的主要应用设备, 比如三甘醇循环泵等。
对待那些湿净化天然气需要进行三甘醇吸收塔的进入, 这里涉及到吸收塔设备的应用, 将其三甘醇贫液进行塔内的逆流接触, 从而保证天然气的饱和水三甘醇贫液的吸收应用, 保证天然气的良好脱水性, 保证其干净, 这需要做好三甘醇的吸收塔应用分析工作, 进行重力分离、调压、计量等分析工作, 保证吸收塔的三甘醇富液的排出, 这个过程中需要进行分离器的应用。
在上述项目进行完毕后, 需要进行液位控制阀的应用, 保证其三甘醇再生器富液精馏柱的应用, 做好相关的换热工作, 保证其进入三甘醇闪蒸罐内, 做好闪蒸工作, 保证其水及其部分烃类的排出, 为了实现这个工作步骤, 进行三甘醇富液的闪蒸, 保证其进入三甘醇机械过滤器内部。通过对该过滤器的应用, 将其转入活性炭过滤器中, 再实现活性炭过滤器及其机械过滤器的结合, 做好相关的三级过滤应用, 保证其中间杂质的去除, 做好相关的降解工作。
(2) 通过对上述工作步骤的实现, 我们可以保证机械过滤器中的三甘醇富液的提取, 保证其进入三甘醇贫富液的换热器中, 进行三甘醇内部三甘醇贫液的换热, 保证换热效益的提升。保证三甘醇富液的三甘醇缓冲罐的进入换热盘管中, 在这个步骤中, 其需要进行三甘醇贫液的进一步换热, 保证其进入富液精馏柱中, 通过对三甘醇富液的应用, 保证三甘醇再生器工作效益的提升, 保证吸收水分的有效分解, 保证其再生器顶端的排出。
上述工作步骤实现后, 需要进行排出气体分析, 比如进行水蒸气、二氧化碳、烃类气体等分析, 其排出的气体需要进入废气分液罐中, 分液完毕后, 气相需要进入灼烧炉进行灼烧, 保证灼烧后的大气层排入。这也需要针对再生贫液进行分析, 进行三甘醇缓冲罐及其三甘醇富液换热程序分析, 做好换热的再分析工作, 在换热完毕后, 贫液会回到三甘醇贫富液换热器中, 进行三甘醇富液的再一次换热, 这就需要做好三甘醇的贫液降温工作, 做好三甘醇循环泵的应用工作, 提升其增压效益, 这就需要对三甘醇冷却器的冷却性进行分析, 保证其进入吸收塔的上端, 做好三甘醇吸收及其解吸应用, 保证该循环体系的顺利进行, 实现其内部各个环节的协调。
2 三甘醇脱水工艺设备在脱水工艺中的优化
(1) 为了提升油气田的应用效益, 需要进行三甘醇脱水工艺设备的优化, 保证脱水工艺体系的完善, 实现其内部各个环节的协调, 进行甘醇加热炉的应用, 比如天然气明火加热炉的应用, 进行加热炉设备的维护及其保养。在加热炉系统应用过程中, 加热炉燃烧器是核心应用部件。通过对燃烧器性能的提升, 更有利于保证加热炉热效率的优化。受到三甘醇自身分解温度的影响, 如果不能进行加热炉燃烧器性能的有效控制, 就会导致炉管的局部温度过高, 从而出现一系列的三甘醇变质情况, 从而不利于炉管的有效维护。
目前来说, 我国的主流燃烧器是负压引风式燃烧器, 这些燃烧器具备自身的局限性, 也就是难以进行燃气及其空气比例的调节, 就容易出现火焰温度较低的情况, 从而导致其加热效率的降低, 为了保证其综合效益, 需要进行安全性能高的全自动正压鼓风式燃烧器的应用, 保证空气及其燃气比例的调节, 进行火焰温度的控制, 从而保证加热炉应用热效率的提升。
在三甘醇再生塔应用过程中, 需要针对排出的水蒸气进行分析, 进行天然气的重组含量的分析, 进行轻烃所占比例的分析, 针对一部分烃来说, 其需要进行大气的直接排入, 从而污染到周边的环境, 还容易出现火灾, 为了避免这种情况的发生, 我们需要进行三甘醇的再生塔顶端的冷凝器设置, 进行塔所排出的三甘醇富液的吸收, 并且将其作为冷源, 进行水蒸气及其轻烃的有效冷凝, 做好相关的分离处理, 保证大气污染降低, 满足生态效益的需要。
(2) 通过对三甘醇循环泵的应用, 可以做好三甘醇贫液的增压工作, 保证其进行天然气脱水塔的进入, 这就需要进行能耗水平的控制, 进行热量回收程度的分析, 进行换热器面积的增加, 保证三甘醇进泵阻力的控制, 避免甘醇泵的抽空情况, 从而满足实际工作的要求。该工作步骤的开展离不开三甘醇脱水装置工艺的计算工作, 进行进料气体气量的分析, 进行进料气体温度、三甘醇吸收塔的操作压力、进料气体的相对密度以及要求的露点或是吸收塔干气的露点。在对这些数据进行确定之后, 进行计算。计算过程中:要对应除去的水量进行确定;要对三甘醇的循环量进行确定;要对三甘醇在进入吸收塔的最低浓度进行选择。
针对三甘醇贫液及其三甘醇富液的换热器尺寸进行计算, 针对其气体及其三甘醇换热器的尺寸进行计算。针对其重沸器的类型进行确定, 做好尺寸的计算工作, 做好三甘醇循环泵的功率计算工作, 进行三甘醇吸收塔类型的分析, 做好相关的确定工作, 进行直径、塔高等计算, 进行闪、蒸分离器的类型分析, 做好尺寸的计算工作, 进行过滤器的尺寸确定工作, 要对过滤器的尺寸进行确定。就目前而言, 对于三甘醇脱水系统工艺来讲, 其技术已日益完善, 其应用也越来越广泛, 但依然存在一些工艺设备和参数的确定在理论依据上存在一定缺陷, 仍然有待相关设计人员在以后的设计中进行进一步研究。
3 结束语
天然气三甘醇脱水系统应用方案的优化, 更有利于实践过程中天然气问题的解决, 这需要引起相关人员的重视, 做好自身的优化工作, 提升其应用效益。
摘要：为了满足油气田工作的需要, 进行三甘醇脱水系统的建立是必要的, 因为天然气的内部存在水蒸气, 在天然气的压力及其温度影响下, 其会形成水化物, 如果任由这种水化物的存在, 其不利于天然气的有效集输及其深加工。因此, 有必要进行天然气的水蒸气脱除工作。保证油气田的天然气脱水技术的应用, 保证溶剂吸收法及其固体干燥剂吸附法的应用。目前来说, 天然气的脱水方法是非常的多, 比如溶液吸收法、直接冷却法、化学反应法等。
脱水工艺 篇6
1 原油集输脱水处理工艺优化措施的研究
影响原油集输脱水的因素有很多, 除了原油自身的性质以外, 还包括脱水的时间、沉降的时间、以及破乳剂的选择与用量等。低温脱水不仅能够在不加热或者微加热的条件下实现正常的脱水, 而且能够有效节约能源。因此, 研究原油集输脱水工艺的优化措施是非常有必要的。
1.1 科学筛选破乳剂
当前, 各个重要油田的集输脱水工艺的技术核心就是破乳剂的筛选。化学脱水不是在任何条件下都能进行的, 它需要一定的温度条件, 选用的破乳剂必须要能在低温的条件下仍然表现出良好的性能。曾经在某个油田的实验室里进行过这样的试验, 分别选择在22℃、24℃和25℃的温度条件下, 筛选二十五种破乳剂, 加药的浓度为每升25毫克, 最终的实验结果是选出了在22℃的条件下破乳剂具有较好的脱水性能。因此, 在进行破乳剂的筛选时应该从这几个方面进行筛选, 比如破乳剂适应原油性质的变化能力、原油的集输脱水速度等。与此同时, 破乳剂的脱水还存在着一个问题, 即脱水效果的滞后性, 原油的脱水效果往往要在二十八到三十六个小时以后才能反映出来, 所以在使用破乳剂时, 必须要建立良好的管理制度, 工作人员要在破乳剂的使用过程中, 依据来液的情况进行药量的跟踪, 切不可一味地保持原来的药量或者是随意下调药量, 甚至不科学地添加药量。
1.2 合理增加加药浓度
所谓的端点加药指的是就在各个集油直线的端点的计量站添加破乳剂, 实现管道破乳。多次实践证明, 端点加药既能使原油集输脱水的效率提高, 又能降低加药成本, 促进低温脱水的科学实施。要想实现低温脱水, 就要根据各个计量站的液量的变化情况, 重新认真核算、科学调整各个加药点的加药浓度。
1.3 单独处理落地油
所谓落地油实质是指从蒸发厂或者污水罐回收的污油和井场的落地油。落地油长时间露天存放, 成分非常复杂, 掺杂着各种泥沙类杂物, 严重乳化, 脱水难度大。任何一个油田在石油开采的过程中都需要处理落地油, 如果将落地油直接进行系统处理, 代价往往相对较高, 很容易导致系统瘫痪, 在低温的条件下恢复系统难度非常大。所以, 在常温条件下进行脱水, 解决好落地油的处理问题是非常有必要的, 最好采取单独的落地油处理措施。将每天回收的落地油存放在一个储蓄罐里进行沉降, 如果存放到一定量了, 就在储罐里通过加热处理, 等到底部排水合格后, 打进净化油罐与一般的净化油的混合油, 通过这样的方法来避免落地油影响这个系统的工作, 在一定程度上为低温脱水提供了条件。
2 原油集输脱水处理试验
近年来, 根据对原油集输脱水处理工艺的研究, 有关部门进行了加热和不加热沉降罐脱水的对比试验。通过试验中运行参数的比较得到了一些非常有用的资料。当低温脱水时, 停止给热炉加热, 加药的浓度反而每升增加了4.5毫克, 每天增加的药量达到了三十克;工作时的温度降低了六七度, 由原来的32度多降到了26度左右。一级沉降罐出油的含水量与热炉加热时基本持平, 均有微量的含水;二级沉降罐不需要启用, 在生产应急时使用就可以了。
3 冬季生产的工艺优化措施
原油集输脱水必须要在一定的温度下进行, 一旦低于临界温度, 原油的脱水效果势必大打折扣, 甚至会恶化。在我国, 有一部分地方, 尤其是东北地区冬季的温度非常低, 零下二十多度的时间往往能够长达两三个月, 冻土层能够达到一米五以上, 甚至到两米以上。这样的环境下, 原油在管道中输送热的的损失会加大, 导致进站的原油温度降低, 有的原油进入处理系统以后温度能够低于十八摄氏度。这样低温度的原油倘若不进行升温处理, 是无法保证良好的脱水效果的。在寒冷季节最好能够采用一些微加热的措施进行原油处理。通过使用二级沉降罐, 保证温度在24到25摄氏度之间, 方可达到正常的脱水效果。
4 改造原油集输脱水工艺流程
原油集输脱水工艺流程的改造一般从两个方面进行, 一是建立原油脱水的预分离流程, 二是完善不合理的脱水流程。建立所谓的预分离流程指的是将各个转接站的油水分别输送, 并进行初步的脱水处理, 同时为了解决脱水泵的问题, 还可以充分利用位于联合站的分离器, 这样分离器必须是三相的。完善不合理的原油脱水处理流程, 实质上就是将不合格的原油进行二次处理, 直到处理合格之后方可输送至净化罐。就目前的状况而言, 主要采取的完善原油处理流程的措施包括电脱法处理和加温再次沉降。
5 总结
原油集输脱水处理技术是一项可行性非常强的处理技术, 节能效果非常好, 并且减轻了原油的挥发, 达到了经济和社会的双重效益。要想切实实现原油集输脱水, 就必须采取科学的应对措施, 在破乳剂和加点药的选择上都要精心细致。当然, 不同的油田有着不同的特点, 不同的井口产出的原油的温度高低不同, 原油处理站的原油处理设备也不一样, 因此, 在原油集输脱水技术的应用过程中, 还需要综合考虑各个方面的因素。
摘要：我国是一个油田大国, 原油集输脱水技术是一项关系着油田开采的重要科学技术。当前, 根据我国各大油田的传统的原油脱水技术, 科学领域研究出一种不需要加热的在低温条件下就能完成脱水的技术, 其既简化了处理流程, 又节约了大量的成本。这项新的技术不仅实现了原油的常温处理, 而且降低了成本, 解决了系统易结污垢的问题。本篇文章细致介绍了这项新技术的应用, 并深入分析了原油集输脱水处理工艺的优化措施。
关键词：原油,集输脱水处理工艺,优化措施
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.2010.29 (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.2010.29 (6)
[2]冯涛.宋军.王宝辉低温下原油/水的乳化形貌与微观结构研究[J].油气田地面工程.2006 (11) [2]冯涛.宋军.王宝辉低温下原油/水的乳化形貌与微观结构研究[J].油气田地面工程.2006 (11)
脱水工艺 篇7
一、原油集输脱水处理工艺的原理
在进行原油的脱水处理过程中, 主要遵循的工艺原理是:若破乳剂和原油间产生了化学反应, 致使水和原油间的接触膜出现了损坏, 那么, 要及时的释放出存于接触膜中的所有水分, 同时, 通过油和水的不同密度来进行油水的相分离。在原油脱水处理时, 最具代表性的传统工艺是加热原油, 此工艺的目的在于让水分蒸发, 使水油相分离;该工艺缺乏安全性、耗能大, 常常会导致系统出现结垢问题, 因此, 对脱水处理工艺进行优化时, 应降低脱水中的温度, 同时, 最好是在不加热或者微加热的情况下来开展脱水工作。
二、原油集输脱水处理工艺的优化措施
中国是一个石油生产大国, 原油集输脱水处理直接与石油资源的有效开采与利用密切相关, 所以, 优化原油集输脱水工艺已经成为了现阶段的必然, 笔者根据自身工作经验, 提出了以下几种原油集输脱水处理工艺的优化措施。
1. 选择合理的破乳剂
原油脱水共涵盖脱除原油中的游离水和乳化水两种。所谓游离水, 指的是含水原油中的水多数在油离态情况下而形成的, 乳化水主要指的是其他部分与原油间在一种乳化情况下而形成的。其中, 游离水能够根据油水比重差通过加热沉降法来实现油水分离, 而乳化水无法通过相应的重力沉降法来分离油水, 必须先将乳化液与油水界面膜予以破坏后, 把原本分散均衡的水颗粒集中起来形成大水滴, 以此进行油水间的相分离。现阶段, 我国多数油田中都会通过破乳剂来破坏乳化水。
破乳剂的合理选择是原油集输脱水处理技术中的核心环节。对于化学脱水处理要严格根据相应的条件进行, 用于脱水处理中的破乳剂必须在规定的温度环境下方可全面展现自身性能。破乳剂的选择过程中, 要充分考虑原油集输脱水的实际速率、原油性质变化情况等诸多因素。
2. 确保加药浓度的适当
注重端点加药, 这里所说的端点加药指的是在所有集油直线的端点的计量站增设破乳剂, 以确保管道破乳。通过反复实践得出, 端点加药不仅大大增强了原油集输脱水工作的效率, 而且还有效节约了加药成本, 保障了低温脱水按规范要求进行。实际中, 要想真正做到低温脱水, 就必须结合所有计量站的液量变化情况, 仔细全面的核算, 对所有加药点的加药难度予以适当的调整。
3. 单独进行落地原油的处理
我国多数油田企业在石油开采过程中, 均会遭遇落地原油, 所以, 加强落地原油的脱水处理至关重要。由于长时间的堆放在露天中, 落地原油污染严重。大量的泥沙等杂质混合其中, 致使其成分呈现出了复杂化。并且, 落地原油受到了极大的乳化, 致使脱水困难性加大。这个时候若直接对落地原油进行处理, 那么, 将花费大量的成本费用, 而且还会破坏掉脱水系统, 严重者将导致系统瘫痪;一旦系统出现了瘫痪情况, 那么, 就必须在低温状态下进行系统的修复工作, 而这样难度非常大。所以, 常温状态下, 原油脱水过程中, 应切实解决好落地原油问题, 最好是单独进行落地原油的处理, 应采用的步骤如下:先把收集到的落地原油放置于储蓄罐中保存, 让其沉降一段时间;在沉降结束后, 下一步就开展加热工作;如果底部排水与规范要求相一致, 应在净化油罐中存放好落地原油, 最后, 把落地原油放到正常原油中, 两者混合之后实施脱水处理, 在这样的方式下, 落地原油不会再损坏掉脱水系统, 对低温脱水提供了保障。
4. 改造脱水处理流程
在对原油集输脱水处理工艺进行优化时, 必须改造脱水处理流程。首先, 规范预分离脱水流程, 其次, 调整一些不合理的流程。所谓预分离, 指的是在油田内的转接站中分别进行油水的输送, 并且实施初期脱水工作。要想有效处理好脱水泵问题, 需要把联合站中的分离器当做脱水流程的一个部件, 从而构成三相分离器。三相分离器可以改善部分不合理的处理流程, 也就是能够二次处理与标准还有段距离的原油, 以确保原油在进入净化罐前可以满足脱水标准。对脱水流程进行改造过程中, 一般会以再次加温沉降的方法和电脱法为首选。
结论
综上所述可知, 原油集输脱水处理工艺能够大大增强原油集输系统的工作效率, 对原油集输具有重要的现实意义。对原油集输脱水处理过程中, 有各类的影响因素, 比如, 原油自身的性质问题、脱水与沉降时间、破乳剂种类等。所以, 我们应根据原脱水处理工艺技术对这些影响因素予以全面优化, 以确保原油集输系统高效率的运行。由于各类油田间均有着一定的差异性, 因此, 对原油集输脱水处理工艺进行优化过程中, 必须充分考虑好所涉及的各类因素, 从而实现预期的脱水处理效果。
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, 2010.29 (6) .
[2]顿宏峰.有关原油集输脱水处理工艺的优化分析[J].中国石油和化工标准与质量, 2012 (14) :257.
[3]王顺华, 刘波, 周彩霞, 贾鹤年, 辛迎春, 管延收.原油集输脱水系统工艺运行优化研究[J].油气田地面工程, 2009, 24 (17) :530-531.
[4]曲红杰, 孙新民, 毕红梅, 高金玲.原油破乳剂的研究应用及发展方向[J].内蒙古科技与经济, 2009, 38 (26) :499-500.
燃料乙醇脱水工艺的研究与展望 篇8
在当今日益恶劣的环境形势下,探索清洁燃料的高效应用成为现代科学日益重视起来的研究方向。在内燃机领域中, 燃料乙醇具有优良的环境友好性能,因此可替代化石燃料来有效降低燃烧过程中所产生的污染性氮氧化物、硫氧化物、一氧化碳以及其他废气,同时燃料乙醇燃烧过程更为充分,被专业人士一致认为其为“新世纪的绿色能源”,因此具有良好的应用前景。燃料乙醇在内燃机领域的应用需保证乙醇一定的浓度要求,由于常温常压条件其溶液浓度达到95.6% 所形成的共沸物难以通过一般分离工艺进行有效分离,乙醇燃料的分离提纯工艺的研究已成为其实际应用效果的关键。本文对乙醇脱水工艺以及处理技术如精馏工艺、膜分离工艺、吸附法工艺进行原理介绍、技术分析与对比,探索燃料乙醇分析提纯的工艺进展。
1燃料乙醇脱水工艺概述
燃料乙醇的脱水依据溶液气液两相平衡图(见图1),依据图1可知,当溶液浓度较低时依靠较高的相对挥发度较易将水进行分离;而当溶液浓度进一步增大,溶液气液两组分逐渐趋于共沸状态,一般的精馏方法难以实现有效的水分离, 因此,需对95.6% 以上浓度的乙醇溶液采取更加行之有效的脱水工艺。
燃料乙醇脱水可利用常见的互溶液体分离的精馏操作, 精馏操作耗能较大,目前也正探讨一系列节能策略如热回收等技术应用于耗能端热量回收,提出的热泵(多效)精馏工艺。 双效精馏包括并流型、平流型以及逆流型,操作压力应保证操作温度和压力不能高于塔的承受能力且对热敏性物质,前效塔釜温度不能高于其热分解或聚合温度。同时,为实现热量传递,前效塔顶蒸汽和后效塔釜间温差需大于10℃。
2燃料乙醇脱水主要工艺处理技术
2.1精馏工艺
燃料乙醇的精馏脱水工艺包括萃取、溶盐、加盐萃取以及共沸等精馏类型。
萃取精馏过程利用外加萃取剂的作用,如乙二醇等,改良溶液中各组分的相对挥发度,达到精馏分离的效果。目前对于高效萃取剂的研究也逐渐趋于广泛关注,如离子液体等, 通过一系列萃取实验不断改进萃取剂的性能。
溶盐精馏即利用外加盐作用于溶液气液相平衡,实现水的分离,盐可选用醋酸钾、氯化钾等,配合多效蒸发器进一步保证其节能效果。
加盐萃取精馏集成了萃取以及盐溶液分离的优势,通过外加盐改进其组分相对挥发度,同时液相萃取工艺也符合工业化发展需求。
共沸精馏利用外加共沸剂的作用,使得溶液中形成三元共沸混合态,利用相态间沸点的差异,完成乙醇溶液的脱水过程。 共沸剂常选用乙醚、苯等,现阶段对于热泵型共沸精馏工艺的实验及理论研究表明,其节能潜力较大,具有良好发展前景。
2.2膜分离工艺
膜分离工艺包括渗透气化以及蒸汽渗透两大类,其原理为利用膜介质的分离作用,由于膜对于溶液组分的溶解扩散性能差异,可实现溶液的水分离。
渗透蒸发膜工作原理如图2所示,在渗透蒸发膜组件内, 液体混合物在膜的一侧进料,称为进料侧;另一侧为抽真空的气室,乙醇和水以不同速率选择性地透过膜并蒸发到气室一侧,并在冷凝器内冷凝,得到的液体称为渗透物。进料流过膜组件后剩余的液体称为滞留液。为了使产品达到一定的纯度要求,通常需要多级膜组件串联操作。
蒸汽渗透过程及与膜相接触的状态为气相,能够有效地防止相变过程的发生,因此有利于能耗的有效控制,但仍存在着膜分离过程不稳定等问题,在未来需针对膜进行进一步优化。
摘要：伴随人类环境保护意识的进一步提升,清洁能源的应用逐渐普及化,乙醇燃料的脱水提纯处理工艺已成为清洁燃料应用的重要方面。基于此,本文在对乙醇燃料脱水工艺进行整体把握的基础之上,对燃料乙醇脱水主要工艺处理技术进行了详细介绍。
关键词：燃料乙醇,脱水工艺,处理技术
参考文献
[1]李沫林,陈砺,严宗诚,等.燃料乙醇脱水工艺的研究与展望[J].食品工业科技,2010,(5):410-413.