沈阳泵站加热炉燃油掺水燃烧简介

沈阳泵站加热炉在燃油系统上引用超声波雾化器,采用燃油掺水燃烧取得了节约燃料油4%的成果。一、燃油掺水燃烧机理1.掺水燃烧是燃油经过加水乳化后,油滴中的水珠被油包在里面形成油包水型乳化液,当然油喷入炉膛后水首先汽化、体积膨胀将油滴破碎;起到二次雾化作用。2.掺水后,由于燃油中的水在加热过     

低渗透油田油井低能耗集油技术

随着大庆外围油田进入高含水后期开发,采出液含水逐渐升高,采出液的流动性向有利于集输方面发展.因此,为达到节能降耗的目的,选取计量间进行降低掺水温度和集油温度等现场试验,研究不同掺水量、掺水温度、回油进站温度集油环回压之间的变化规律,确定出适合于大庆外围低产低渗透油田的掺水集油参数,并对现场节气效果进行分析,节约天然气30%以上.     

锅炉燃料油掺水

<正> 燃料油掺水燃烧国内外多有报导,本厂八○年十一月作了掺水试验。掺水量占燃油量的3～5％,使用2mm油枪喷咀,油温度160℃,油压21kg/cm~2。在负荷相同的情况下与掺水前相比,可提高炉膛温度20℃,掺水前燃烧不稳定,火色发黑,有黑烟,掺水后炉膛内火焰明显好转,火焰呈麦黄色,炉膛清晰,基本上消除了黑烟。每吨蒸汽的耗油量下降1.7kg。     

对锅炉重(渣)油掺水燃烧的探讨

锅炉重(渣)油掺水燃烧可产生二次雾化,提高雾化质量,使火焰辉度降低、温度降低、炉内温度均匀;但烟气量增加,故必须进行锅炉热力校核计算,以确保锅炉运行安全。同时要注意降低过剩空气系数,否则,热效率不能提高,反而会随掺水量增加而下降。目前,国内外燃烧较好的重(渣)油燃烧器,完全可作到低氧燃烧。加水率以25％为宜,超过此值反而使燃烧质量变差。燃烧掺水有利于环境保护,但制作乳化燃烧设备的投资比一台性能好的燃烧器要高出2～5倍,还要增加振动或超声波发生装置,设备庞大,占场地,并增添乳化剂,点火时须装配复杂的控制系统;因此,若在锅炉能达到环保要求的情况下,是否采用掺水燃烧技术?要从经济上慎重考虑。     

燃油掺水燃烧技术在回油喷嘴系统中的应用

介绍了燃油掺水燃烧时，在回油喷嘴系统中采用环流器处理高温回油的方法，并分析了它的可行性及其特点。     

应用橇装分离切水装置缩减掺水规模

针对常规的集中脱水、双管伴热工艺运行时,规模较大的伴热掺水在油井与联合站之间长距离循环往复输送、分离、脱水、增压、加热,能耗高、运行成本高,以及因掺水长期处于高温状态,而造成掺水管网腐蚀结垢严重、维护成本高等问题,试验研制了一种橇装油水就地分离切水回掺装置。利用橇装油水就地分离切水回掺装置,将部分油田区块内高含水、高产液温度油井产出液经过现场油气水分离,就地切出部分采出水,经现场离心泵增压、计量后直接输送至附近需要伴热掺水的低含水油井。既达到了减小低含水油井集输阻力的目的,又提高了系统效率,降低能耗,节约了占地面积。     

高含水油区环状集油管道温降公式优化

大部分油区逐渐进入高含水开采阶段,现多采用环状掺水集油工艺,为响应国家节能减耗的政策,需要建立环状管道介质温降公式来优化掺水温度和掺水流量。而传统的温降公式应用于高含水实际情况误差达到13.7%,本文在传统舒霍夫温降公式的基础上进行修正,通过微积分思想计算了水力摩擦对油流温度的影响;利用反算法取得复杂工况下的管道传热系数,并用matlab模拟掺水流量、掺水温度和回站温度的函数曲面图。将实际误差缩短至4.8%,可回站温度优化7℃,极大程度的节约了能耗成本。     

稠油集输工艺现场试验

在大庆油田采油九厂江37区块进行稠油集输工艺现场试验,研究开发适应稠油热采的集油工艺技术,并根据现场试验结果确定稠油在热采方式下的集输压力、温度界限,以及稠油在集油过程中的掺水量和掺水温度范围等工艺参数.试验结果表明,随着井口电加热器出口温度的升高,集油的管道终点温度逐渐提高,井口回压降低,进高架罐压力也逐渐提高,但变化不是非常明显,管道压降减小.江37区块稠油可采用掺水集油流程,掺水后管道综合含水应达到90%以上,集油管道末端温度保证在40℃以上,掺水温度、掺水量应根据实际情况确定.     

热采蒸汽发生器燃油乳化工艺试验

通过在热采蒸汽发生器的燃料油中加入适量的水形成的油—水乳化燃料，可以提高燃烧效率、降低燃料油的消耗；能够有效地控制结焦，降低ＮＯｘ和ＳＯｘ及烟尘对大气的污染。由此得出了合理掺水率与助燃风的控制界限，提出了热采蒸汽发生器燃油乳化工艺的改进与发展方向，促进了稠油热采技术的发展。     

65t／h锅炉重油掺水乳化燃烧应用研究

通过采用ＣＳＲ乳化机在６５ｔ／ｈ锅炉进行重油掺水乳化直接燃烧应用试验，探讨了重油掺水乳化燃烧特性，论述了重油掺水乳化燃烧机理和节能效果。     

气液分离系统的排水控制与计量

气体在集气站内的初脱水及排水计量是由高效分离器完成的,因此有效地控制分离器内的液面是个关键问题。集气站内分离器的液面采用两位式控制方式,由差压液位变送器连续检测分离器内的液位。当分离器内液位达到Ｈ_１时,集气站控制系统ＧＣＳ发出开阀信号,开始排液;当液位排到Ｈ_２（设Ｈ_２＝０）时,关闭阀门。计量和控制过程均由计算机完成。系统经投产使用证明,这种计量控制方法是可行的,且效果很好。     

微量水对烷基转移催化剂的影响

通过分析催化剂的水和多异丙苯烷基转移反应原料的水对烷基转移催化剂的影响,利用差热-热重分析（TG—DTA）、NH3-程序升温吸附脱附（NH3-TPD）表征和不同条件下的活性研究,考察了微量水对烷基转移催化剂活性的影响。结果表明：烷基转移催化剂的吸附水,使强酸位酸性减弱,弱酸位的酸性增强;多异丙苯烷基转移反应原料中水含量控制在200mg／kg以下,确保烷基转移催化剂的性能。     

中水回用曝气生物滤池溶解氧控制系统

介绍一种采用前馈和反馈相结合的串级控制,基于专家控制器的用于曝气生物滤池溶解氧的控制系统,该控制系统能在水质和水量等变化时,通过变频器调节曝气量来保证合适的溶氧量和达到节能的目的。从现场应用来看,该系统能满足中水回用污水处理的控制要求,值得推广应用。     

提高吉林油田注水系统效率的途径

注水系统效率由电机平均运行效率、注水泵平均运行效率和管网运行平均效率组成。为提高注水系统效率，首先应选用高效的电机和注水泵，对注水量小注水压力高的小采油区宜选用柱塞泵。在资金不足的情况下，采取减少泵的口环间隙、提高流道的表面光洁度、用不锈钢新叶轮取代旧叶轮和减级数等技术改造措施，可使泵效提高2．4％。为了提高管网运行平均效率，应尽量缩小注水半径、使泵的排量与实际注水量合理匹配、改造和更新管网、定期彻底清洗注水井。     

采油水处理中控制信号的噪声去除

石油水处理自动控制中,变频器的电源反馈和电磁感应对自动控制系统中的采集信号、控制信号等弱电信号会产生较大的干扰,使其无法正常工作。通过软件滤波、去非点等数字信号处理方法和硬件上的电容滤波、屏蔽和接地,能较好的去除干扰,替代昂贵的进口变频器电源抗干扰器。     

游离水对海上液化石油气生产系统的影响与解决方案

根据某海上液化石油气生产系统发现的问题,由HYSYS软件模拟得知,凝析油游离水含量过高会造成液化石油气产品收率降低、产品不合格、操作波动和潜在液泛淹塔事故,同时还会造成起泡、换热器结垢和设备腐蚀。增加模块化串级高效聚结分离器可分级分步深度脱除液化石油气系统入口游离水和乳化水,保证海上液化石油气生产系统的安全稳定运行和设计寿命。模块化高效聚结分离器占用空间小、质量小、改造工作量小,在海上生产设施上的应用具有较大优势。     

Aspen Plus模拟预测常压塔顶冷凝系统露点及pH值

基于Aspen Plus模拟,利用原油蒸馏常压塔顶系统分离罐的出料物流反推预测常压塔顶冷凝系统的水露点（958℃）。系统操作压力每升高10 kPa,水露点大约升高2℃。常压塔顶注水量控制为5000 kg/h,水露点前移至注水点,避免注水点下游腐蚀。常压塔顶冷凝系统腐蚀严重温度区域为958~102℃,冷凝液pH值在2~3之间。基于Aspen Plus模拟提出预测常压塔顶系统水露点,实现对初始冷凝水的pH值预测,为原油蒸馏常压装置的腐蚀预测与控制提供科学依据。     

油／水界面张力快速测定方法的研究及应用

为了简便、快速、可靠地测定表面活性剂对原油/水界面张力的影响,室内根据滴体积法原理建立了一套快速测定油/水界面张力的装置,并对该装置测定结果的影响因素、平行性及可靠性进行了检验。结果表明,滴落速度对测定结果的影响较大,滴落速度应≥5秒/滴。该方法平行性较好,相对误差小于2%,苯/水体系测定误差小于1%,可以用于测定油/水体系界面张力。室内用该方法考察了生物表面活性剂、鼠李糖脂工业品、化学防蜡剂加量对原油/水界面张力的影响,得到3种药剂的最佳加药量分别为5%、4%、4%,相同加量下的药剂界面活性顺序为:化学防蜡剂>生物表面活性剂>鼠李糖脂工业品。图1表5参4     

空冷器用高压水清洗与雾化降温系统集成设计与开发

高压水清洗系统和喷淋降温系统分别是春季保持空冷器翅片表面清洁和夏季保证空冷器在高温下正常运行的2个重要辅助系统。针对喷淋系统的缺点研究了高压射流雾化技术,通过试验论证了高压水清洗与雾化降温系统集成的可行性和合理性。根据设计思路开发的集成系统已在山西某项目获得应用并取得了良好的使用效果,此高压水清洗与雾化降温集成系统中高压水发生装置及介质输送管路共用,产生的高压水射流雾化颗粒可达到60μm,夏季降温效果较传统喷淋降温效果大幅提升,水资源的利用率得到极大提高,系统性价比更高。     

油气集输系统优化管理节能方法研究

传统的油气集输管理方法是建主在设计参数基础之上的。设计说明书为生产管理部门提供了诸如供水、输油温度、开动设备台数等等一系列数据，生产管理部门则严格按照这些参数组织生产管理，其目的是为了确保系统的正常运行，从而保证采油井生产的原油能安全地输送到目的地。通过对管线及输油泵的参数分析，可以通过调整泵的扬程和排量的方式来减少动力投入量。通过对有关参数进行优化运行，仅一年就为新未采油厂节电２７４．９９ ｘ １０~４ｋＷ· ｈ，节油 ４７２ｔ，获 ５００多万元经济效益。