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你可能喜欢储油罐防腐多少钱？储油罐防腐多少钱？储油罐防腐百家号　　储油罐防腐多少钱？油罐防腐我们很多人可能不是太了解，这其实也和我们有着千丝万缕的联系，在我国石油行业里，大量的储油罐正发挥它们的储存作用，尤其哪些重点油田、石油炼化厂、战略储备库等是石油大型储油罐主要分布区。储油罐的种类大致有拱顶罐和浮顶罐两种，在油田中普遍使用的是拱顶罐子，当然也有少量使用浮顶罐。这些油罐中存储的液体有的是原油也有的存储的是污水。它们的容积最小的为几百立方米，最大的能容下几万立方米液体，但是由于储油罐中存储的液体具有很强的腐蚀性，它处在极其恶劣的腐蚀环境中，因此储油罐发生腐蚀现象的可能性非常大，很多油罐因为腐蚀严重的使用寿命都在3 至 5 年左右。　　加工高含硫原油贮罐防腐蚀技术管理规定　　为适应加工高含硫原油的需要,加强储运系统中各类贮罐的防腐蚀管理，确保贮罐系统安全、稳定、长周期运行，特制定本规定。　　储油罐防腐多少钱?本规定所称“贮罐”，是指石化企业中广泛使用的钢制常压立式圆形焊接储罐,包括各种类型的内浮顶罐、外浮顶罐、拱顶罐和气柜。　　按储存油品种类的不同，在本规定中将贮罐分为原油罐、中间产品罐、产品罐、含硫污水罐和气柜五大类。其中，原油罐是指储存原油的各类储罐;中间产品罐是指储存石脑油、粗汽油、粗柴油、蜡油、渣油、加氢裂化原料等各类中间产品的储罐。　　储油罐防腐多少钱?产品罐是指储存汽油、柴油、煤油、航空煤油、苯类产品等各类成品油的储罐;含硫污水罐是指储存各类含酸、碱、污油及各类硫化物的污水罐;气柜是指存放炼厂未脱硫瓦斯的湿式与干式储气柜。　　油田工作者从油田的现场出发，不断调查研究油罐腐蚀的因素。通过三超除锈工程师对水质和腐蚀产物分析及其储油罐的腐蚀情况调查得出了很多发现：首先，储油罐的主要腐蚀部位为它的底板内表面和壁板内表面1.5m 以下的部位。其次，在对腐蚀物和产物分析后发现储油罐的表面腐蚀物为电化学腐蚀和细菌腐蚀，它们具有极强的腐蚀性，必须进行最大限度的限制。（本文章版权归郑州三超所有。转载请联系）本文由百家号作者上传并发布，百家号仅提供信息发布平台。文章仅代表作者个人观点，不代表百度立场。未经作者许可，不得转载。储油罐防腐百家号最近更新：简介:让这个世界不再生锈！作者最新文章相关文章扫二维码下载作业帮
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石油污水的里有什么物质石油经过处理后 变成 石油污水~那石油污水 里有什么物质呢!请有文化的 我是说石油污水里 还有什么物质~我说的是炼油厂的工艺流程 他剩下的原油污水里，含有什么 物质~在还有在原油污水有什么利用价值~
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炼油厂分污油和含油污水系统,因为现在国家对环保要求的比较高,不允许污油随便乱排放,另外从经济方面讲污油是可以回炼的,所以现在炼厂工艺中一般会先把污油排进污油系统,排完后,会用蒸汽吹扫或水冲洗,这时出来的就是含油污水了,应该也就是你说的石油污水.所以这种水中组分就相当的复杂了,与炼油有关的什么都有,乱七八糟的,比如重油（渣油、蜡油）,比如轻油（柴油、汽油、煤油、石脑油）,比如含硫污水等等,总之不是一两句话就能回答的上的,如果你真的想了解的比较详细的话,还是看看书吧,能借到炼厂里水处理车间的操作法或者技术规程那是最好的了.
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石油基础知识--原油净化日期：
石油基础知识－－原油净化 世界上大部分油田是利用注水驱动方式开采的，因而从油井生产出来的油气混合物中常含有大量的水和泥沙等机械杂质，特别是油田的后期生产中，油井出水量可达其产液量的90％以上，泥沙等机械杂质亦多达1％～1.5％。据统计，世界各油田所产原油的70～80％需进行脱水。一、原油净化的必要性原油和水在油层内运动时，常携带并溶解大量的盐类，如氯化物（氯化钾、氯化钠、氯化镁、氯化钙）、硫酸盐、碳酸盐等。在油田开发初期，原油中含水很少或基本上不含水，这些盐类主要以固体结晶形式悬浮于原油中。进入中、高含水开采期时，则主要溶解于水中。原油中含水、含盐、含泥沙等杂质会给原油的集输和炼制带来很多麻烦和危害，主要是：1、增大了液流的体积流量，降低了设备和管路的有效利用率，特别是在高含水的情况下更显得突出。2、增加了输送过程中的动力消耗。由于输液量增加，油水混合物密度增大，而且水还常以微粒水珠存在于原油中，形成粘度较纯原油显著增大的乳状液，使输油离心泵工作性能变坏，泵效降低，动力消耗急剧增大。3、增加了升温过程中的燃料消耗。原油集输过程中，为满足工艺要求，常对原油加热升温。由于原油含水后输液量增加，而且水的比热约为原油的2倍，故在含水原油升温过程中燃料的消耗也将随原油含水量的增加而急剧增大，其中相当一部分热能白白消耗在水的加热升温上，造成燃料的极大浪费。4、引起金属管路和设备的结垢与腐蚀。当含水原油中碳酸盐含量较高时，会在管路、设备和加热炉的内壁上形成盐垢，减小管路流道面积，降低加热炉的热效率。结垢严重时甚至能堵塞加热炉受热管的流道，造成加热炉爆炸。 当地层水中含有氯化镁、氯化钙、氯化铝、氯化钡时，会因水解放出对金属腐蚀性很强的氯化氢。原油中所含的硫化物受热分解，会产生硫化氢，遇到水时硫化氢与铁反应生成硫化亚铁。当有氯化氢存在时，硫化亚铁会再与氯化氢反应，这样交替反应的结果，就会使设备和管路受到强烈腐蚀。另外，原油中所含的泥沙等固体杂质会使泵、管路和其他设备产生激烈的机械磨损。5、影响原油炼制工作的正常进行。由于上述种种原因，必须在油田上及时地对含水、含盐、含机械杂质地原油进行净化处理，使之成为合格地商品原油出矿。由于原油中所含的盐类和机械杂质大部分溶解或悬浮于水中，原油的脱水过程实际上是降低原油含盐量和机械杂质的过程。SY7513-88《出矿原油技术条件》规定了出矿合格原油的质量含水量，其指标列于表3－1。原油进常压蒸馏装置前，还需进一步脱水、脱盐，国内外较先进的炼厂要求进装置的原油含水不大于0.1％，含盐量不大于3～5mg/L。当原油含盐量达不到规定指标时，常先向原油中掺入2～5％（与原油的质量比）的淡水，对原油进行洗涤，使以固体结晶形态存在的盐类溶解于水中，然后再脱水，使原油含盐量降低至允许的范围内。 表3－1 出矿原油技术条件项 目 原 油 类 别 试验方法石蜡基石蜡－中间基 中间基中间－石蜡基中间－环烷基 环烷基环烷基－中间基 关键组分分类含水量（重）％不大于 0.5 1.0 2.0 GB260盐含量，mg/L 实 测 GB66532饱和蒸气压，kPa 在储存温度下低于油田当地大气压 GB11059 注：①原油的储存、运输按SY2000执行②原油的取样按GB4765 二、原油脱水的基本方法原油与水互不相容，物理、化学性质均有较大差异。但是，由于原油与水并非简单地混和在一起，而是处于相当稳定地乳状液状态，不能采用一般的分离方法就能把水从原油中脱出，因而多年来人们研究了多种原油脱水工艺技术。原油脱水的基本方法与原理如下：1、沉降分离脱水水滴在原油中的沉降速度受油品粘度、水滴微粒直径等影响，斯托克斯（Stokes）定律描述了沉降分离的基本规律：（3－1）式中 ——水滴均匀沉降速度，m/s；——水滴直径，m；——原油粘度，Pa·s；、 ——分别为水和油的密度，kg/m3。由公式（3－1）可以看出，沉降速度与原油中水滴直径的平方成正比；与水、油密度差成正比；与原油粘度成反比。以该公式为指导，人们研究出如下提高油水分离效率的方法：（1）增大水滴直径的方法。如添加化学破乳剂，降低乳状液的稳定性；采用高压电场处理油包水型（W/O）乳状液；利用电磁场对W/O型乳状液进行交变振荡破乳；利用亲水憎油固体材料使W/O型乳状液的水滴在其表面湿润。（2）扩大水、油密度差的方法。如选择合适的温度，使油、水密度差增大；在油气分离过程中，降低压力，使原油中少量的气泡膨胀，密度降低。（3）降低原油粘度的方法。如采用加热的方法，以降低原油粘度。（4）采用旋流分离器，提高油水分离速度。2、原油热化学脱水热化学脱水是在一定条件下向原油乳状液中添加化学破乳剂，使其到达原油乳状液的油水界面上，降低界面张力，破坏油水的乳化状态，破乳后的水珠相互聚结并沉降分离。热化学脱水是目前各油田广泛采用的原油脱水方法之一。3、原油电脱水原油电脱水是利用高强度电场作用于原油乳状液，使乳状液的水珠聚结。通过聚结，原油中的水珠相互合并，粒径增大，从原油中沉降分离出来。 用于电脱水的电源有交流电、直流电、交直流电和脉冲供电等。在交流电场中主要是使乳状液的水珠振荡聚结和偶极聚结；在直流电场中，除发生偶极聚结外，电泳聚结起主导作用；在交直流二重电场中，上述数种聚结都存在；脉冲供电是向电极间断送电，除促使振荡聚结和偶极聚结外，目的在于避免电场中电流的大幅度增长，可平稳操作和节约电能。电脱水法一般适用低含水量的原油脱水。4、润湿聚结破乳脱水润湿聚结破乳脱水主要是采用一种不易为油所润湿的固体材料，利用这种材料的特性使原油中的水珠在固体材料表面聚结，达到破乳目的。润湿聚结仅对稳定性差的W/O型乳状液的水珠或游离水起作用，采用时必须先向乳状液中添加化学破乳剂，且多用在将高含水原油处理为低含水原油的过程中。第二节 原油乳状液原油中所含的水分，有的在常温下用简单的沉降法短时间内就能从原油中分离出来，这类水称为游离水；有的则很难用沉降法从油中分离出来，这类水称乳化水，它与原油的混合物称油水乳状液，或原油乳状液。乳化水需专门的措施才能脱出。一、原油乳状液的类型和鉴别方法两种（或两种以上）不互溶（或微量互溶）的液体，其中一种以极小的液滴分散于另一种液体中，这种分散物系称为乳状液。乳状液都有一定的稳定性。 原油和水构成的乳状液主要有两种类型：一种是水以极微小的颗粒分散于原油中，称为“油包水”型乳状液，用符号W/O表示，此时水是内相或称分散相，油是外相或称分散介质，因外相液体是相互连接的，故又称连续相；另一种是油以极微小颗粒分散于水中，称为“水包油”型乳状液，用符号O/W表示，此时油是内相，水是外相。此外，还有多重乳状液，油包水包油型、水包油包水型等，分别以O/W/O和W/O/W表示。除油田开发的高含水期外，世界上各油田所遇到的油水乳状液绝大多数属于油包水型乳状液，其内相水滴的直径一般在0.1微米以上，在普通显微镜下可观察到内相液滴的存在。图3－1即为油水乳状液的显微照相图。由图看出，油水乳状液内相颗粒直径大小不等，分布也很紊乱。以下将着重讨论W/O型原油乳状液。油水乳状液的类型可用染色法、冲淡法、电导法和显微镜观察等方法确定。染色法是在乳状液中加入少量只溶于油、不溶于水的染料，轻轻摇动，若整个乳状液呈现染料的颜色，则说明连续相为油，即为W/O型，若只有分散的液滴呈染料的颜色，则说明分散相为油，即为O/W型。染色法用于鉴别常为黑色的原油乳状液有一定困难。冲淡法是根据乳状液易为连续相液体所冲淡的特点来确定乳状液的类别。鉴别方法是将两滴乳状液分开放在玻璃板上，取形成此乳状液的两种液体——油和水，分别滴在两滴乳状液中，轻轻搅拌，易于和乳状液搀和者则为连续相介质。电导法是利用油和水的电导不同来判别乳状液类型，原油导电能力很差，因此测定电导即可确定乳状液连续相为何种液体所构成。此外，利用原油和水透光性的差别，在显微镜下也容易确定乳状液内相介质的类型。二、形成原油乳状液的必要条件形成稳定乳状液必须具备下述条件：1、系统中必须存在两种以上互不相溶（或微量相溶）的液体；2、要有强烈的搅动，使一种液体破碎成微小的液滴分散于另一种液体中；3、要有乳化剂存在，使微小液滴能稳定地存在于另一种液体中。三、原油乳状液的生成和预防措施原油中含水并含有某些天然乳化剂是生成原油乳状液的内在因素。原油中所含的天然乳化剂主要有沥青、胶质、环烷酸、脂肪酸、氮和硫的有机物、石蜡、粘土、砂粒等。它们中的多数具有亲油憎水性质，因而一般生成稳定的W/O型原油乳状液。原油与水在油层中向井底流动时，其速度很慢，一般不会产生乳状液。当油水混合物沿油管由井底向地面流动时，随着压力的降低，溶解在油中的伴生气不断析出，气体体积不断膨胀，从而会对油、水产生破碎和搅动作用。当油、气、水混合物通过自喷井油嘴时，流速猛增，压力急剧下降并伴随有温度的降低，使油水充分破碎，形成较为稳定的乳状液。 在可能的情况下，提高油田地面集输系统和油气分离器的压力，减小油嘴前后压差，有助于减少乳状液的生成。油、气、水在地面集输过程中，多相混输管路、离心泵、弯头、三通、阀件等均会对混合物产生搅动，促使乳状液的生成。因而，在地面集输系统的规划、设计和日常操作管理中应尽量避免混合物的激烈搅动。如管径不宜太小；尽量减少弯头、三通、阀件等局部阻力；能利用地形输送的地方不要用泵；往复泵效率高、速度低，从防止乳状液生成的角度衡量优于离心泵；尽早分出混合物中的伴生气；注意各种阀门，特别是油气分离器排液阀的严密性等等。四、原油乳状液的性质原油乳状液的主要物理－化学性质有：分散度、粘度、密度、电学性质和稳定性等。1、分散度分散相在连续相中的分散程度称为分散度。分散度用内相颗粒平均直径的倒数表示。此外，也常用内相颗粒平均直径或内相颗粒总表面积与总体积的比值，即比表面积表示。按分散度的大小不仅可以区别乳状液、胶体溶液和真溶液，而且乳状液分散度的大小还直接影响到它的其他性质。因而，分散度是乳状液的重要性质之一。2、粘度影响乳状液粘度的因素很多，主要有：（1）外相粘度；（2）内相的体积浓度；（3）温度；（4）乳状液的分散度；（5）乳化剂及界面膜的性质；（6）内相颗粒表面带电强弱等。此外，有的文献认为，内相粘度对乳状液的粘度也有一定影响。原油粘度越大，生成W/O型乳状液后其粘度也越大。乳状液粘度与温度的关系同原油类似，随温度的升高而降低。原油乳状液粘度随含水率的变化却呈现较为复杂的关系。含水率较低时，乳状液的粘度随含水率的增加而缓慢上升；含水率较高时，粘度迅速上升；当含水率超过某一数值时，粘度又迅速下降，此时W/O型乳状液相为O/W型或W/O/W型乳状液。此后，随含水率的进一步增加，油水混合物的粘度变化不大。3、密度原油含水、含盐后，其密度显著增大。若已知乳状液体积含水率 、原油和含盐水的密度分别为 和 ，则原油乳状液的密度可按下式确定。 (3－2)式中 、 ——分别为油和水的体积，米3。4、电学性质纯态时，水和原油都是很好的电介质，原油的导电率为10-8～10-13西门子/米，而水的导电率为10-5～10-6西门子/米。当水中溶有少量酸、碱、盐类时，其电导率成数十倍地增加。因此，原油乳状液的电导率除取决于其含水率和水颗粒的分散度外，在很大程度上决定于水中的含盐、含酸、含碱量。乳状液的电导率还随温度的增高而增大。介电系数是乳状液另一项重要的电性质。原油的介电系数 ＝2，水的介电系数约为油的40倍，即 ＝80。由于原油和水介电系数的悬殊差别，当把乳状液置于电场内时，乳状液的内相水滴将沿电力线排列，并使乳状液的电导率激烈增加。电场内，乳状液内相水滴沿电力线排列的这种性质，常被用来破坏原油乳状液，脱除原油中所含的水。5、稳定性和老化原油乳状液的稳定性是指：乳状液不被破坏，抗油水分层的能力。它是原油乳状液最重要的性质之一。影响乳状液稳定性的主要因素有：乳状液的分散度和原油粘度、乳化剂的类型和保护膜的性质、内相颗粒表面带电、乳状液温度和水的PH值等。 除上述影响乳状液稳定性的因素外，时间对乳状液的稳定性也有一定的影响。分散在原油中的天然乳化剂，特别是固体乳化剂，在油水界面的吸附并构成致密的薄膜需要有一定的时间。因而，原油乳状液随时间的推移变得逐渐稳定。乳状液的这种性质称为乳状液的老化。在形成乳状液的初始阶段，乳状液的老化十分显著，随后逐渐减弱，常常在一昼夜后乳状液的稳定性就很少再增加。第三节 原油脱水的基本方法原油脱水包括脱除原油中的游离水和乳化水。但人们对游离水和乳化水尚没有公认和严格的划分界限，而且乳化水的脱除比游离水困难得多，因此多年来，始终把W/O型乳状液得油水分离作为研究重点。乳状液的破坏称为破乳。原油乳状液的破乳过程是由分散水滴相互接近、碰撞、界面膜破裂、水滴合并、在油相中沉降分离等一系列环节组成，常称之谓水滴的聚结和沉降。在原油乳状液中，尽管由于天然乳化剂的存在使油水界面能降低，乳状液有一定的稳定性，但从热力学观点看，原油乳状液仍属不稳定体系。水滴仍有合并、减小油水界面，使系统界面能降至最低的趋势，只是由于天然乳化剂构成的界面膜有较高的机械强度阻止了水滴的合并沉降，所以原油乳状液破乳的关键是破坏油水界面膜，促使水滴的聚结和沉降。 原油脱水的基本方法有：注入化学破乳剂在集油管路内破乳、重力沉降脱水、利用离心力脱水、利用亲水固体表面使乳化水粗粒化脱水、电脱水等。因此，选用什么脱水方法应根据油水性质、含水率、天然乳化剂类型、乳状液分散度和稳定性等因素，通过试验和经济比较确定。在油田生产实践中，经常是综合应用上述脱水方法以求得最好的脱水效果。本节将对各种脱水方法和相应的设备进行讨论。一、化学破乳剂脱水化学破乳剂是人工合成的表面活性物质。往原油乳状液中注入少量破乳剂即能收到显著的脱水效果，因而在原油脱水工艺中破乳剂得到广泛的应用。（一）化学破乳剂的破乳机理由于原油、油层水及所含天然乳化剂组成的复杂性，对油－水界面上发生的物理－化学过程的研究又及其困难，因而对化学破乳剂的破乳过程和破乳机理仍处于研究之中，各种原油破乳剂的破乳机理归纳为以下四点：1、表面活性作用破乳剂都具有高效能的表面活性物质，它们很容易吸附在油水界面上，降低界面膜的表面自由能，使形成W/O型乳状液变得很不稳定。界面膜在外力作用下极易破裂，从而使乳状液微粒内相的水突破界面膜进入外相，从而使油水分离。2、反相作用原油乳状液是在原油中憎水的乳化剂作用下形成的，俗称W/O型乳状液，采用亲水型的破乳剂可以将乳状液转化为O/W型乳状液，借乳化过程的转换以及W/O型乳状液的不稳定性而使油水分离。3、“润湿”和“渗透”作用破乳剂可以溶解吸附在油水界面的胶质、沥青质等天然乳化剂上，还能降低原油粘度，而且还能透过薄膜与水饱和，形成亲水的吸附层。这样，有利于水滴碰撞时的合并，达到水滴下沉。4、反离子作用由于原油乳状液中分散相的水滴表面上吸附了一部分正离子，使分散相往往带有正电，分散相的水滴之间互相排斥，水滴难于合并。如果在原油中加入离子型的破乳剂，它们吸附在水滴表面上并将正电荷中和，使水滴间的静电斥力减弱，破坏受同性电保护的界面膜，使水滴合并从油中沉降下来。（二）化学破乳剂的分类国内外生产的化学破乳剂已达1000多种。化学破乳剂可以按分子结构、分子量大小、镶嵌方式、聚合段数、起始剂具有活泼氢官能团的数量、溶解性能等进行分类。按分子结构可把化学破乳剂分为离子型和非离子型两大类。当破乳剂溶于水时，凡能电离生成离子的，称为离子型破乳剂；凡在水溶液中不能电离的，称非离子型破乳剂。离子型破乳剂按其在水溶液中具有表面活性作用的离子的电性，还可分为阴离子、阳离子和两性离子等类别。烷基磷酸钠、烷基苯磺酸钠等属于对原油脱水效果较好的阴离子型破乳剂。非离子型化学破乳剂是以环氧乙烷、环氧丙烷等基本有机合成原料为基础，在具有活泼氢的起始剂的引发下，在有催化剂存在时按照一定的程序聚合而成。原料配比、操作条件、分子量大小等参数，都可以在合成时人为控制。它的分子量多在之间具有较高的活性和较好的脱水效果 我国对非离子型化学破乳剂的合成和使用虽然起步较晚，但发展迅速。如已生产出SP、AE、AP、BP、AR等破乳剂，基本可以满足我国原油脱水的需要。与离子型相比，非离子型化学破乳剂有如下优点：（1） 用量少。加药浓度约为20～50ppm即可；（2） 不产生沉淀。一般不会同油水混合物中的盐类和酸类起化学反应，在管路和设备内产生沉淀；（3） 脱出的水的含油少。非离子型化学破乳剂仅破坏W/O型乳状液，破乳时一般不生成O/W型乳状液，脱出的水清澈，水中含油少；（4） 脱水成本低。虽然非离子型破乳剂的单价要高一些，但其用量仅为离子型破乳剂的几十分之一，故使原油脱水成本降低。根据溶解性能，非离子型破乳剂可分为水溶性、油溶性和部分溶解于水、部分溶解于油三类。第一类是水溶性破乳剂，如SP-169、SAE等，可根据需要配制成任意浓度的水溶液，无须像油溶性破乳剂那样用昂贵的甲苯、二甲苯等溶剂油稀释。破乳脱水后，剩余的破乳剂仍留在脱出水中，这部分水或者注入原油乳状液内，使剩余的破乳剂得到充分的利用；或者经净化处理后回注入油层，剩余的化学破乳剂可在注水驱油中继续发挥作用，以利于提高油田采收率。 第二类是油溶性破乳剂如RA101、DAP2031、VH6535、POI242O等，油溶性破乳剂的分子量一般较水溶性破乳剂的大，其特点是不会被脱出水带走，且随着水的不断脱出，原油中破乳剂的浓度逐渐提高，对脱出原油中的水更有利。所以净化油溶性破乳剂可使净化原油中含水率降低，但脱出污水中含油率稍高。第三类是部分溶于水、部分溶于油的化学破乳剂，如AP、AE等，能增加使用的灵活性。根据现场使用经验：原油含水超过40％时，油溶性破乳剂使用效率高，水溶性破乳剂使用效率略差。（三）原油脱水工艺对化学破乳剂的要求一种好的化学破乳剂应满足下列要求：1、较强的表面活性化学破乳剂的表面活性应比原油中天然乳化剂的活性大得多，有的文献认为应大100～1000倍，使化学破乳剂能迅速占据油水界面，降低乳化水滴的界面张力和界面膜的强度。这不仅可以破坏已经形成的原油乳状液，还可以防止油水混合物的进一步乳化，起到降低油水混合物粘度和加速油水分离的作用。但实践证明，不存在破乳剂活性越高，破乳能力越强这一种规律。2、良好的润湿能力化学破乳剂对原油中的固体乳化剂应有较好的润湿能力，以便吸附在固体粉末上，把砂、粘土等粉尘拉入水相，把石蜡晶粒拉入油相，破怀固体粉末界面膜的作用，使油水分离。3、很高的絮凝和聚结能力吸附在水滴界面上的破乳剂，应对邻近水滴有较大的吸引力，使水滴聚集，这一过程称为絮凝。絮凝能力强，就能增加水滴碰撞和聚结的机率。絮凝在一起的水滴应能迅速合并成大水滴从油相中沉降分出，即破乳剂还应有较强的聚结能力。4、破乳温度低，破乳效果好在较低温度下就能使原油乳状液破乳，破乳后原油中残存的水量少，脱出水中的含油量少，做到油净、水清。5、成本低，用量少6、对金属管路和设备不产生强烈的腐蚀和结垢，破乳剂对人体应无毒、无害、不易燃、不易爆。7、破乳剂应有一定的通用性，即原油乳状液性质改变时仍能保持较高的脱水效果。一种化学破乳剂要完全满足上述要求往往是极为困难的。为取长补短，可将两种或两种以上的破乳剂以一定比例混和构成一种新的破乳剂，其脱水效果可能高于任何一种单独使用时的效果。这种现象称为破乳剂的协同效应或复配效应。复配效应为寻找脱水效果更好的化学破乳剂开辟了新的途径。（四）化学破乳剂的优选实验室内对化学破乳剂进行优选时在若干个带刻度的玻璃瓶内装入数量相同、除去游离水的待处理原油乳状液的试样。玻璃瓶数由参加优选的破乳剂的种类而定，并增加一、二个玻璃瓶作不加破乳剂的对比试验。所有试样瓶都放入恒温水浴内加温至略低于工业脱水装置的运行温度。然后，用移液管把各种破乳剂依次注入各个试样瓶内，注入数量或者以等量为原则，或者以破乳剂成本相同为原则，一般为50～100ppm。使各试样瓶受到相同强度的机械搅拌或振动后，油样在恒温下静止沉降。每隔一段时间，观察并记录各试样瓶内脱出的水量、脱出水的颜色、油水界面层的厚度等参数。沉降时间一般为两小时。在根据记录和观察到的现象评价各破乳剂优劣时，一般应考虑破乳剂的以下各项脱水性能。1、脱水率 在一定的静置沉降时间内原油中脱出水量与原有含水量之比。2、出水速度 在单位静置沉降时间内脱水率的大小。根据所用化学破乳剂品种的不同，出水速度可能有先快后慢、先慢后快、等速度出水等三种情况3、油水界面状态 原油乳状液油水分层后由于所用化学破乳剂的不同，油水界面可能呈不同的状态。有的油水分明，有的油水间存在油包水或水包油型乳状液过渡层。随着时间的持续，有的过渡层能自行减薄或消失，即为暂时性过渡层；有的则很难消失，成为永久性过渡层。一般不宜采用能形成永久性过渡层的化学破乳剂。4、脱出水的含油率 单位质量脱出水中所含原油的质量称为脱出水含油率。含油率的降低可防止原油流失和减少污水处理设备的负荷。脱出水含油率愈小愈好，一般应小于0.05％。5、最佳用量 原油脱水率一般不完全与破乳剂用量成正比，当化学破乳剂用量达到一定数值时，原油脱水率不再继续提高。在脱水温度下，达到规范要求的原油脱水率所需破乳剂的最小用量称为最佳用量。显然，破乳剂的最佳用量愈小愈好。6、低温脱水性能 若在较低温度下，化学破乳剂有较好的脱水性能，则可降低集输管路和脱水设备的工作温度，从而节省燃料并降低原油集输过程中的蒸发损耗。二、井口加药与管路破乳油田上常把化学破乳剂称为“药”。由于化学破乳剂对原油乳状液有显著的破乳、降粘作用，近十年来，我国各油田普遍地把化学破乳剂注入油井环形空间内，利用石油开采和集输过程中所受到的搅拌，使破乳剂均匀地分散于原油中，获得了破乳、减阻等一系列良好的综合效果。目前，井口加药、管路破乳已成为各油田原油脱水工艺中的重要环节。（一）井口加药装置典型的抽油井加药装置如图3-2所示。安装在抽油杆上的撞块随抽油杆下行时，压迫加药泵柱塞一起下移，在泵腔内破乳剂的压力下，吸入凡尔关闭，破乳剂顶开排出凡尔，由加药泵排液口进入油井环形空间。抽油杆上行时，加药泵内的主弹簧（图中未画出）使柱塞复位，由于泵腔内的低压，使排出凡尔关闭，破乳剂由药箱经吸入凡尔进入泵腔。抽油杆和加药泵柱塞的上下往复，使破乳剂不断地注入油井的环形空间内。加药泵顶端的调节螺丝可用以调整柱塞行程和破乳剂的注入量。加药泵安装于井口，不便于修井作业。此外，由抽油杆驱动加药泵也不便于测定井泵的示功图。因而，近年来把加药泵安置于抽油机底座上并由抽油机游梁驱动。（二）井口加药的效果根据各油田井口加药的工业实践来看，井口加破乳剂后，对采油和集输有下列显著效果。1、防止石蜡在管壁的测定积；2、降低了管路的能量损失；3、降低了破乳剂用量；4、提高了脱水设备的效能。由井口加入的破乳剂，在井底与油水混合物混和，经井筒和地面管路的搅拌，或者破乳剂防止了W/O型原油乳状液的生成，或者对已形成的乳状液在管路内进行破乳，使站内脱水设备的处理能力和处理质量大为改善。井口加药虽然取得上述神奇般的效果，但定期向油井运送破乳剂的工作的确十分繁重。各油田地域、交通、气候等条件不同，井口加药在经济上并非总是最佳的选择。（三）管内破乳效果的影响因素井口加药、管路破乳的效果除决定于乳化剂种类、油水的物理性质、原油乳状液的分散度和稳定性等因素外，还和破乳剂与乳状液的搅拌程度和搅拌持续时间、管输温度等因素有关。搅拌可以使破乳剂均匀地分散于乳状液中，达到破乳的目的；搅拌也可以使乳状液的内相水滴分散得更细，增加水的脱出困难。因而，管内破乳时，应有某一最优搅拌强度和搅拌持续时间。破乳剂类型对所需的搅拌强度和时间也有影响。油溶性破乳剂可依靠扩散、对流和布朗运动以分子形式均匀分布于原油乳状液中，所需的搅拌可相应减少。水溶性破乳剂则主要依靠机械搅拌使之分散于乳状液中。原油乳状液在管内破乳后，应避免再次激烈搅拌。若需从管中排出游离水，应扩大管径，使液流速度降低5～6倍。若直接进脱水装置，亦宜扩大与脱水装置相连接的管段。管路的温度和温降情况对破乳剂在管路内的破乳效果也有一定的影响。一般，提高管路温度可削弱水滴界面膜的机械强度。因而，在其他管路条件类似的情况下，加入较少量破乳剂（如10～12ppm）就可收到较好的破乳效果。故当油井出液温度随产液量和含水量的增加而增高时，对破乳剂的用量应作出相应的调节。对于气候条件恶劣的油田，特别是管内流速较低的段落（如0.5～1.0米/秒）和架空敷设管段，对管路进行保温和加热亦可改善乳状液的破乳效果。三、重力沉降脱水原油乳状液经井口加药、管内破乳后，需要把原油同游离水、固体杂质分开。当气油比较大时，这一过程常在油气水三相分离器中进行。当气油比很小或基本不含气时，常在沉降罐中实施。在沉降罐内，油水是依靠所受的重力不同得以分离的。由于水滴在于原油中的下沉速度慢，通常处于层流流态，常以斯托克斯公式表示水滴在原油中的匀速沉降速度，即式中， ——水滴匀速沉降速度，米/秒；——水滴直径，米；——原油粘度，帕·秒；——重力加速度；、 ——分别为水和油的密度，千克/米3。水滴在原油中沉降的实际情况与推导公式时作出的简化假设条件不同，因而上式只能定性地分析影响沉降速度的各种因素，用于实际计算会出现偏差。 油田上使用的沉降罐按其外形分为立式和卧式两种。立式沉降罐一般不耐压，常用于开式流程，有时辅以大罐抽气等措施，使流程的密闭性得以改善。卧式沉降罐则常用于闭式流程。（一）沉降罐的结构和工作原理图3-3是一种适合于基本上不含天然气的常压立式含水原油沉降分离罐。油水混合物由入口管经配液管中心汇管和辐射状配液管流入沉降罐底部的水层内。当油水混合物向上通过水层时，由于水的表面张力较大，使原油中的游离水、破乳后粒径较大的水滴、盐类和亲水固体杂质等并入水层，这一过程称为水洗。水洗过程至沉降罐中部的油水界面处中止。由于部分水量从原油中分出，原油从油水界面处沿罐截面向上流动的速度减慢，为原油中较小粒径水滴的沉降创造了有利条件。当原油上升到沉降罐上部液面时，其含水率大为减小。经沉降分离后的原油由中心集油槽和原油排出管流出沉降罐。原油中排出的污水经虹吸管，由排水管排出。定期清理罐底积存的污泥时，由管10排空罐内液体。配液管为沿长度方向在管底部钻有若干小孔底多孔管。沿罐中心向罐壁方向小孔孔径逐渐增大，使流出的油水混合物沿罐截面分布均匀。配液管离罐底高度约0.5～0.6米。沉降罐内排出的污水中常带有剩余的破乳剂，故常将部分排出污水回掺至入口管内。为充分发挥药剂的破乳作用，油水混合物自回掺点A流至沉降罐的时间不应小于15分钟，并要求管内液体雷诺数约为8000左右。从上述可知，在沉降罐中主要依靠下部水层的水洗作用和上部原油中水滴的沉降作用使油水分离。对有些含水原油，水洗脱水的效果比较明显，操作时应在罐内保持较高的水层。另一些含水原油，沉降脱水的效果较为明显，则应减少水层的高度增加油层的高度。油层和水层的高度，或罐内油水分界面的位置，由装在虹吸管顶端的液力阀调节。由图3-3可列出能量平衡方程（3-3）式中， ——水层高度，米；——油层高度，米；——储罐底部至虹吸管顶部距离，米；——污水流经虹吸上行管和液力阀时的水力损失，米水柱。由上式看出，把液力阀柱塞向上提升时，减小了污水流经柱塞和虹吸上行管间隙处的阻力损失，将使水层高度减小，油层高度增加。这样，调节液力阀柱塞的位置，就能在较大范围内调节罐内油水界面的位置，从而得到较好的沉降脱水效果。当混合物中含有少量的天然气时，在油水混合物进沉降罐前，应先把天然气分出。据有关文献介绍，可在沉降罐旁设置由大直径立管构成的简式油气分离器。油气水混合物以切线方向进入立管中上部，在立管中分离出天然气后，油水混合物由立管底部进入沉降罐。立管中分离出的天然气和沉降罐内析出的溶解气一并纳入油田的低压天然气管系。这样，既避免了天然气对罐内油水混合物的搅拌，又避免了油气水不均匀液流对沉降罐的冲击，使进入沉降罐的液流较为平衡。图3-4为卧式沉降罐的结构示意图，不难从图中看出油和水的流向。为使从配液孔口流出的油水混合物流速低于配液汇管内液流的速度，开孔的总面积10倍于汇管的截面积。在沉降罐的油水界面处，常形成稳定的乳状液层，使油水界面的控制发生困难。乳状液的厚度还随时间而增加，严重时甚至窜入排水或排油管线，破坏沉降罐的正常工作。前苏联常在卧式沉降罐的油水界面处设置聚结网，靠压缩空气或天然气驱动不时上下移动，破坏界面处的乳状液层。（二）沉降罐工作效率的衡量标准及其影响因素沉降罐工作情况的好坏常以下述指标衡量：1、沉降时间，即油水混合物在沉降罐内的停留时间，它表示沉降罐处理油水混合物的能力，立式沉降罐还常用表面负荷率表示单位时间内在单位沉降面积上所处理的液量。2、操作温度；3、原油中剩余含水率；4、脱出水中含油率。除破乳剂的选择和用量、油水混合物性质对沉降脱水效果有重要影响外，配液管的工艺设计和原油所含溶解气的析出对沉降罐的工作也有很大影响。四、利用离心力脱水用重力沉降脱水，含水原油在沉降罐内的停留时间较长。为提高油水分离速度和分离效果，以离心力替代重力沉降，实践证明是很有效的。由于在离心机内水滴所受的离心力几百倍于其所受的重力，故离心机的脱水速度远高于重力沉降脱水。目前，我国仅用离心法测定原油含水率，在西方国家有原油脱水或污水除油的离心机装置。五、利用亲水固体表面使乳化水粗粒化脱水与液体相似，固体表面层分子也处于不平衡力场中。当固体与液体相接触时，固体表面分子能吸引液体分子，使不平衡的力场得以改善，使液固界面能趋于最低，这种现象称为润湿。利用油水对固体物质亲和状况的不同，常以亲水憎油的固体物质制成各种脱水装置。用于油水分离的固体物质应满足下列基本要求：1、具有良好的润湿性。由于这种润湿性，油水混合物流经固体表面时水滴附着于固体表面上，在流体的剪切下水滴界面膜破裂，水滴聚结。2、固体物质应能长期使用，并对油、水不发生化学反应，对油、水性质无有害影响。3、固体物质货源充足，价格低廉。我国大港油田于1980年在滨海原油脱水站试验成功了陶粒聚结床高含水原油脱水器，其结构如图3-5所示。高含水原油自入口进入壳体后，经配液管均匀分布在陶粒聚结床上。同时，陶粒表面的亲水憎油特性使水滴不断地在陶粒表面润湿、聚结成更大的水滴。经陶粒聚结床后的油水混合物在沉降分离室中进行重力沉降分离。低含水原油自出油口流出，脱出水自出水口流出。 原油粗粒化脱水一般不作为独立的脱水工艺过程，常与其他脱水方法配合使用。六、电脱水对许多原油，特别是重质、高粘原油，利用上述各种原油乳状液脱水方法尚不能达到对商品原油含水率的规定时，常使用电脱水。电脱水作为原油乳状液脱水工艺的最后环节，在油田和炼厂获得广泛使用。（一）电脱水原理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，削弱了水滴界面膜的强度，促进水滴的碰撞，使水滴聚结成粒径较大的水滴，在原油中沉降分离出来。水滴在电场中聚结的方式主要有三种。1、电泳聚结把原油乳状液置于通电的两个平行电极中，水滴将向同自身所带电荷电性相反的电极运动，即：带正电荷的水滴向负电极运动，带负电荷的水滴向正电极运动，这种现象称为电泳。由原油乳状液的性质可知，原油中各种粒径水滴的界面上都带有同性电荷，故在通直流电的平行电极中乳状液的全部水滴将以相同的方向运动。在电泳过程中，水滴受原油的阻力产生拉长变形，并使界面膜机械强度削弱。同时，因水滴大小不等、所带电量不同、运动时所受阻力各异，各水滴在电场中运动速度不同。水滴发生碰撞，使削弱的界面膜破裂，水滴合并、增大，从原油中沉降分出。未发生碰撞合并或碰撞合并后还不足以沉降的水滴将运动至与水滴极性相反的电极区附近。由于水滴在电极区附近密集，增加了水滴碰撞合并的机率，使原油中大量小水滴主要在电极附近分出。电泳过程中水滴的碰撞、合并称为电泳聚结。2、偶极聚结在高压直流或交流电场中，原油乳状液中的水滴受电场的极化和静电感应，使水滴两端带上不同极性的电荷，即形成诱导偶极。因为水滴两端同时受正负电极的吸引，在水滴上作用的合力为零，水滴除产生拉长变形外，在电场中不产生象电泳那样的运动，但水滴的变形削弱了界面膜的机械强度，特别在水滴两端界面膜的强度最弱。原油乳状液中许多两端带电的水滴象电偶极子一样，在外加电场中以电力线方向呈直线排列形成“水链”，相邻水滴的正负偶极相互吸引，如图3-6所示。电的吸引力使水滴相互碰撞，合并成大水滴，从原油中沉降分离出来。这种聚结方式称为偶极聚结。显然，偶极聚结是在整个电场中进行的3、振荡聚结水滴中常带有酸、碱、盐的各种离子。在工频交流电场中，电场方向每秒改变50次，水滴内各种正负离子不断地做周期性的往复运动，使水滴两端的电荷极性发生相应的变化。离子的往复运动使水滴界面膜不断地受到冲击，使其机械强度降低、甚至破裂，水滴聚结沉降。这一过程称为振荡聚结。显然，水滴愈大，离子对界面膜的冲击作用愈大，振荡聚结的效果愈好。 对原油乳状液在电场中破乳过程的观察表明：在交流电场中破乳作用是在整个电场范围内进行的，这说明在交流电场内水滴以偶极聚结和振荡聚结为主；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。由上面阐述的脱水原理不难看出：电法脱水只适宜于油包水型乳状液。因为原油的导电率很小，油包水型乳状液通过电脱水器极间空间时，电极间电流很小，能建立起脱水所需的电场强度。带有酸、碱、盐等电解质的水是良导体，当水包油型乳状液通过极间空间时，极间电压下降，电流猛增，即产生电击穿现象，无法建立极间必要的电场强度。同样，用电法脱水处理含水率较高的油包水型乳状液时，亦宜产生电击穿，使脱水器的操作不稳定。因此，在处理中、高含水率原油乳状液时，一般先经沉降脱水或陶粒脱水，使含水率降低后再进入电脱水器进行脱水，通常把这种脱水工艺称为二段脱水。（二）电脱水器的构造和工艺参数我国早期在玉门使用的脱水器为常压储罐形脱水器，即在立式常压储罐内安装几组脱水电极。后来由于原油蒸发损耗太大，在大庆油田开发初期被立式圆筒形耐压脱水器所取代。近年来，各油田广泛采用大型卧式耐压脱水器，它与立式脱水器相比具有下列优点：（1）在直径不变、壁厚不增加的情况下，增加容器长度，可增加脱水器容积，减少脱水站设备台数，节省钢材和投资，方便操作管理；（2）卧式脱水器中部有很大的水平截面积，可用来设置电场，使设备处理能力比同容积立式脱水器有明显提高；（3）在卧式脱水器中，原油内所含水滴的沉降距离短，有利于水滴从油中分出，有利于提高净化油质量。但当原油中含有较多固体杂质时，卧式脱水器的排砂和清除底部油泥较为困难。1、卧式电脱水器的构造图3-7为我国油田常用的卧式电脱水器的结构示意图。含水原油由管4进入脱水器内油水界面以下的分配头（或多孔配液管）。由分配头流出的含水原油经水洗除去游离水后，自下而上沿水平截面均匀地经过电场空间。在高压电场下，从原油中分出的水滴沉降至脱水器底部，经放水排空口排出。净化原油经脱水器顶部管线由净化油出口排出。在油层和水层间，通常有50～100毫米厚的油水共存段。脱水器内水位的高低，可通过液位管进行观察。 在脱水器内经悬挂绝缘子吊在壳体上的水平电极一般呈偶数，根据对原油乳状液脱水效果的要求可以有二层、四层、六层等多种形式。使用多层电极时，相间电极以导线相连，两组电极的导线经与壳体绝缘的聚四氟乙烯绝缘棒引出，并连接于脱水变压器的输出端。相邻电极的间距自上而下逐渐减小，电场强度自下而上逐渐增大，以满足原油含水率逐渐减小对脱水电场强度的要求。电极的矩形框架由圆钢或管子制成，框架上铺有用16～18号镀锌铁丝制成的丝网，网格间距一般为60～80毫米。每层电极都分为若干段以连接板和螺栓相连，便于安装和检修。2、脱水器的操作和工艺参数脱水器投产时，应先向脱水器内装入净化原油。通电建立电场后才进含水原油，使脱水器转入正常运行。脱水器正常运行时，应连续排放原油脱出的水。排水工作可以手控，亦可由油水界面液位控制的电磁阀自动实施。排出水应经看窗，便于操作人员观察排出水的颜色，判断脱水器的运行是否正常。脱水器停产检修时，应切断电源，排空器内液体，并用蒸气吹扫脱水器内残存的油气后，方能进入器内进行检修和清除器底沉积的油泥。除脱水器的直径、长度、容积、处理量，以及脱水变压器输出电压、容量等参数外，脱水器的压力、温度、原油乳状液含水率、净化原油残存含水率、脱出水含油率等均是脱水器运行的重要参数，需定时观察、记录、化验分析。 脱水器的操作压力常受集输系统压力的制约。目前，我国多数油田采用低压集输系统，脱水器的压力一般在（1.5～3.0）×105帕范围内。随脱水温度的升高，原油粘度下降，油水界面张力降低，有利于脱水质量的提高。但实践也说明，在原油脱水的总成本中，加热原油乳状液的费用往往大于电耗费用。在保证脱水质量的前提下，降低脱水温度，降低蒸发损耗和脱水成本是努力的方向。原油脱水的后续工序是原油稳定，若根据稳定工艺要求需提高原油温度时，也可相应提高脱水温度，做到“一热多用”。进入电脱水器的原油乳状液的含水率太高，例如超过40～50％时，由于乳状液导电率的上升，不易维持稳定的电场，使脱水质量急剧下降。因而，对高含水率原油乳状液往往采用二段脱水，即先用沉降或使乳化水粗粒化脱水法脱除部分水量后再进电脱水器进一步降低原油含水率。从高含水率原油乳状液在沉降罐内实测的沉降时间与原油含水率的关系曲线（图3-8）可以看出，沉降时间在起初的20～30分钟内，由于原油中大颗粒水滴的分出，原油含水率迅速降低至15～30％，沉降效果较好。之后，随着沉降时间的延续，原油含水率下降很慢，沉降脱水的效率很低。故一般认为进入电脱水器的较适宜的含水率为15％～30％。第四章 原油稳定第一节 概述原油是由碳氢化合物组成的复杂混合物。就其元素组成来说，它主要含碳和氢两种，其中碳占83%~87%，氢占11%~14%。此外，还含有氧、硫、氮等元素。原油中碳和氢组成的烃类化合物有分子量很小的气态烷烃，也有分子量为的重烃。在常温常压下，含有一个碳原子到四个碳原子的正构烷烃是气体。这些轻烃从原油中挥发出来时会带走大量戊烷、己烷等组分，造成原油的大量损失。油气集输过程中，为了满足各种工艺要求，需要加热、降压、存放，这就为原油中轻烃的挥发提供了良好的条件。对于未做到密闭的集输流程来说，原油在敞口储罐中的蒸发损耗很大。近几年来，从各油田油气损耗调查测定情况来看，这部分损耗约占总损失的40％左右。为了降低油气集输过程中的原油蒸发损耗，一个有效的方法就是将原油中挥发性强的轻烃比较完全地脱除出来，使原油在常温常压下的蒸汽压降低，这就是原油稳定。从原油中脱除的这些轻烃，经过回收加工，是石油化工的重要原料，也是工业与民用的洁净燃料。因此，原油稳定是节约能源和综合利用油气资源的重要措施之一。70年代以后，我国各油田开始重视原油稳定工作，相继建设了一批原油稳定装置。这些稳定装置大多采用闪蒸法，一般情况下，稳定装置紧跟在原油脱水之后，确保经过初加工后的原油进罐储存时达到稳定。当油气集输系统实现全密闭，即油气在集输过程中做到密闭集输、密闭处理、原油稳定、密闭储存时（见图4－1），油气损耗可降到0.29％～0.5％。第二节 原油稳定原理原油稳定是从原油中脱出轻组分的过程，也是降低原油蒸气压的过程，使原油在常温常压下储存时蒸发损耗减少，保持稳定。因此，如何降低原油的蒸气压，是原油稳定的核心问题。一、原油蒸气压与温度、组成的关系原油是烃类和少量非烃类物质所组成的复杂混合物。原油中所含的许多组分，至今还未完全分析清楚，属于组分不确切混合物，因而，目前还没有原油蒸气压与组成关系的确切表达式。但原油蒸气压与组成之间的关系是清楚的：原油中所含的轻组分愈多，挥发性就愈强，原油的饱和蒸气压也愈高。因此可用原油饱和蒸气压的大小来表示原油中轻、重组分的比例和原油组分的概况。当然原油的蒸气压随温度的升高而增加，随稳定的下降而减小。在相同温度下，分子量小的烃组分比分子量大的烃组分有较高的蒸气压。二、降低原油蒸气压的方法原油的蒸气压与温度和组成有关。同一种原油的蒸气压随温度的升高而增加；在相同的温度下，轻烃含量高的原油其蒸气压也高。因此，要降低原油蒸气压，可以从降低原油温度或减少原油中轻烃的含量来实现。但降低温度是会受工艺条件的限制，不容易在油气集输和处理的整个工艺系统中实现。因而，切实的方法应该是减少原油中的轻组分含量，尽可能脱除C1~C4组分。在同一温度下，对烃类组成来说，分子量越小的组分蒸气压越高，分子量越大组分蒸气压越低。我们知道，液体的挥发度可用一定温度下的蒸气压来标志，蒸气压大的容易挥发，蒸气压小的不容易挥发，因而组分越轻，越容易从液相中挥发出来。但是，无论是轻组分还是重组分，从液相中挥发出来都需要消耗能量。提高原油温度，可以使液相中的分子运动加速，克服相邻分子间的吸引力，逸散到上层气相空间。轻组分的分子量小，分子间的引力也小，更容易挥发出来。这样，利用轻重组分挥发度不同，就可以把原油中C1~C4轻组分分离出来。分馏稳定法就是通过把原油加热到一定温度，利用精馏分离原理，使其中易挥发的轻组分尽可能转移到气相，而难挥发的重组分保留在原油中来实现原油稳定的。原油在集输和加工过程中都具有一定的压力和温度。在某一温度下，如果降低压力，就会破坏原来的汽液平衡状态，使原油中一部分组分挥发出来。在同样的温度下，轻组分的饱和蒸气压高，率先挥发出来，重组分虽然程度不同地也有部分挥发出来，但其数量少得多，因而气相中轻组分的含量高，达到了从原油中分离轻组分的目的。闪蒸稳定法就是利用这一原理来实现原油稳定的。闪蒸稳定法和分馏稳定法都是利用原油中轻重组分挥发度不同来实现从原油中分离出C1~C4组分，从而达到降低原油蒸气压的目的。当然，由于稳定要求、原油组成和工艺系统不同，这两类方法的工艺参数、设备选型、流程安排又都各有不同，出现了多种稳定方法。三、原油稳定达到的技术指标原油稳定的深度可用稳定原油的饱和蒸气压衡量。稳定原油的饱和蒸气压应根据原油中轻组分含量、稳定原油的储存和外输条件等因素确定。SY/T0069-92《原油稳定设计技术规定》对原油稳定应达到的技术指标作出规定：在最高储存温度下，稳定后原油的蒸气压（绝对压力）不超过当地大气压。当采用铁路、水路、汽车装运时，稳定原油的饱和蒸气压可略低，以减少蒸发损耗。但稳定装置对C5和C6以上更重组分的收率（重量百分比）不宜超过未稳定原油在储运过程中的原油自然蒸发损耗。当原油蒸发损耗率低于0.2％（重量百分数）时可以不进行稳定处理。但与其他工艺过程相结合能取得较好的经济效益时，也可以进行稳定处理。 原油蒸发损耗的测定方法按现行的《油田原油损耗测试方法》中的规定执行。新开发油田的原油蒸发损耗可按集输及储运条件模拟计算预测。第三节 原油稳定方法原油稳定所采用的方法基本上可以分为闪蒸法（常压、负压或正压）和分馏法两类。由于原油的组成不同，原油处理过程的工艺条件也不同，因而原油稳定方法又各有异。从原油中脱出脱除轻烃是需要消耗能量的。如何在能耗最少的情况下，达到最理想的稳定效果，这是原油稳定工艺设计中考虑问题的出发点。为此，既不能使原油中的轻烃脱除得过多，以致需要消耗大量能量和建设复杂的装置，又不能把应该从原油中脱除、回收的轻烃放弃回收。衡量原油稳定效果的好坏，不仅看轻组分的拔出率多少，而且应从装置的投资和运行费用等诸多方面予以综合评价。一、闪蒸分离法液体混合物在加热、蒸发过程中所形成的蒸气始终与液体保持接触，直到某一温度后才最终进行汽液分离，这种过程称为平衡蒸发，或称平衡汽化，一次汽化。当液体混合物的压力降低时，会出现闪蒸，此时部分混合物会蒸发，这种现象也是平衡汽化过程。在这种过程中，分子量小的轻组分，蒸气压高，容易汽化。当达到平衡时，轻组分在气相中的含量比重组分多。利用这一原理，可以使轻重组分达到一定程度的分离。未稳定原油的闪蒸分离过程，实质上就是一次平衡汽化过程。（一）、原理流程一般情况下，原油稳定装置在油气处理流程上是安排在原油脱水之后的。进装置的未稳定原油是经过加热脱水之后的原油。由于原油组成、进料温度和轻组分拔出率的要求不同，闪蒸分离稳定的操作压力又分为负压、常压或微正压三种。图4－2所示为原油负压闪蒸分离稳定的原理流程。进料油温一般为脱水温度，即60～65℃，进油压力为0.2～0.3兆帕（绝对）。原油在稳定塔上部进行闪蒸，塔的操作压力为0.6×105帕（绝对）左右。闪蒸分离后的稳定原油一般经泵升压后送入油罐。塔顶脱出的闪蒸气经负压压缩机压缩至0.3～0.4兆帕（绝对），然后由水冷器冷却到40℃后送至三相分离器进行气液分离，分别得到不凝气和粗轻油。一般说来，负压闪蒸分离法使用于密度较大的原油，因为较重的原油中所含的轻组分比较少，负压闪蒸能得到比较好的效果。若原油中轻组分含量较多，汽化量较大，此时利用气体压缩机抽吸耗功过多，会造成经济上的不合理。此时，可以采用加热闪蒸分离法，适当提高分离压力，在常压或微正压下操作。其典型流程见图4－3。由于加热闪蒸分离是在常压或微正压下进行的，因而其闪蒸温度也相应提高。一般情况下，分离压力为0.3兆帕时，闪蒸温度须提高到120℃左右，因而经脱水后的原油须进一步加热升温后才能进入稳定塔。塔底稳定原油的温度较高，这部分热量应回收，一般用来加热进料原油。塔顶闪蒸气的处理与负压闪蒸类同。（二）、闪蒸分离的其他形式多级分离和油罐烃蒸气回收是另外两种利用闪蒸原理从原油中分离并回收轻烃的方法。1、多级分离稳定多级分离稳定是将原油分若干级进行油气分离稳定，每一级的油和气都接近于平衡状态。这种方法实际上是用若干次连续闪蒸使原油达到稳定。其典型流程见图4－4。采用多级分离使原油稳定的前提是井口来的油气有足够高的压力，亦即这一方法使用于高压油田，可以充分利用地层能量实行原油稳定。多级分离稳定的重要问题是分离级数的确定。有平衡汽化原理得知：原油的压力越低，温度越高，分出的气体愈多；高压下分出的气体中轻组分所占的比例（分子分数）较低压下分出的气体多；在轻组分挥发的同时伴随着一些重组分的挥发。多级分离可以将80％以上的丁烷保留在原油中，但同时原油中也保留了相当数量的乙烷和丙烷。因此，多级分离没有完全解决原油稳定问题。为了尽可能多地分离出乙烷和丙烷，势必要增加分离级数，但分离级数太多，会使投资过高。一般来说，最后一级是在接近常压下分离的。分离级数常常在四级左右。2、油罐烃蒸气回收在开式油气集输系统中，常采用立式油罐储存油品。在油罐内，原油的蒸发损失严重，特别是在储存未稳定原油的常压固定顶罐内，除了大、小呼吸损失外，还有闪蒸损失。从近几年全国各油田油气损耗调查测定情况看，油罐蒸发损失约占总损耗的40％左右。为了减少这部分损失，有效的措施是采用油罐烃蒸气回收工艺。（1）油罐的蒸发损耗在常温固定顶储罐内，蒸发损失一般由大呼吸损失和小呼吸损失两部分组成。大呼吸是在油罐进出油时形成的。一般来说，大呼吸时排气量与进液量之比为1～1.5m3/ m3。未稳定原油排气量与进液量之比与原油组分、分离压力有关。油罐小呼吸损耗是昼夜温差变化引起的，油气浓度为32～705克/米3，其组成为甲烷～十一烷，主要为丙烷、丁烷和戊烷，平均分子量约55。未稳定原油的大、小呼吸和闪蒸损失排出气体的平均分子量为48。油罐蒸发损失一般采用实际测定的方法来求得。可从实际测得的气体体积乘以油气浓度得到蒸发损失值。（2）油罐烃蒸气回收工艺油罐蒸发损失是由大、小呼吸引起的，采用抽气法回收油罐烃蒸气的过程和常压闪蒸相似。但油罐中的原油往往不是边进边出，常常有较长的静止储存时间。在这期间，油中的轻组分会不断汽化，相当于微分汽化，因而，储存时间越长，原油越稳定。大罐抽气法回收烃蒸气的典型流程如图4－5所示。压缩机自油罐中抽出气体增压至0.2～0.3兆帕，并经冷却、计量后外输至轻油回收装置处理。为了确保罐内压力在允许范围内，回收工艺一般设有超压放空和低压补气流程。 一般说来，现用的立式油罐的承压能力为－50～250毫米水柱，是一种微压容器。油罐烃蒸气回收工艺的一个关键是罐内压力的控制。由于罐内压力是随罐顶排出气量的变化而波动的，而这种变化又与油品性质、分离条件、油罐工作制度、环境气温等等诸因素有关。因而，在设计烃蒸气回收工艺时，应综合这些因素，配置排气量适宜的压缩机和实用可靠的自控仪表，以保证回收装置的运行可靠性。抽气压缩机的设计排量可取油罐蒸发气量的1.5～2.0倍（包括烃蒸气、水蒸汽等全部气量）。对于新建油罐，蒸发气量可按原油进罐前的末级分离压力、分离温度，参照在实验室做出的相近段的原油脱气系数确定，并同类似条件的运行数据相比照，予以修正。对于已投产的油罐，可由实测求得。 压力控制系统应能使抽气压缩机满足下列要求：①罐内压力为5毫米水柱时，应能补气；②罐内压力为10毫米水柱时，循环系统运行；③罐内正常工作压力，一般为10～20毫米水柱。除此之外，罐上还应设有安全阀。当罐内压力比油罐试验压力的正压低50～100毫米水柱，比其负压高20～30毫米水柱时，安全阀打开。（3）油罐烃蒸气回收的效益油罐中原油的蒸发是在常压下的微分汽化，蒸发气的组成中C3～C4组分的含量比伴生气富。采用油罐烃蒸气回收工艺之后，不仅可以回收这部分轻烃做化工原料，而且可以减少大气污染，改善环境。油罐烃蒸气回收装置不仅可以回收净化原油罐的烃蒸气，而且对老油田改造，实现原油密闭处理也有现实意义。我国不少油田由于油井出砂严重，原油脱水往往采用立式钢罐化学沉降脱水，处理流程是开式的。为了实现流程密闭，可以用油罐烃蒸气回收装置将立式沉降罐密闭。另外各油田已建的各种集油站、转油站和联合站上的油罐都可以增设油罐烃蒸气回收装置来实现处理流程的密闭。二、分馏稳定法原油中轻组分蒸气压高、沸点低、易于汽化，重组分的蒸气压低、沸点高、不易气化。按照轻重组分挥发度不同这一特点，可以利用精馏原理将原油中的C1～C4脱除出去，达到稳定，这就是分馏稳定法。（一）、原理流程分馏稳定法的典型流程见图4－6。经脱水的原油一般须进换热器进一步升温后进入稳定塔。原油在塔内部分汽化，汽化部分在塔上部进行精馏。塔顶气体中C5以上的组分经水冷后从气体中冷凝分离出来，有一部分作为塔顶回流又送回塔内，C1～C4以气态输出。塔底的稳定原油可直接外输或进储油罐。分馏稳定法是利用精馏原理进行操作的，其稳定塔是一个完全精馏塔，塔的上部为精馏段，下部为提馏段，塔顶有回流，塔低有再沸系统。C1～C4的分离程度可以按要求控制。按照原油稳定深度的要求，若只要粗分离，对有些原油，稳定塔可以只要提馏段而不设精馏段，这就出现了所谓的“提馏法”。在采用分馏法时，全部原油加热到较高温度，塔内的操作温度和操作压力都比较高，消耗的能量比较多，所需的换热面积也大。采用提馏法时，进料液温度和塔的操作温度都较低，重组分不会拔出过多，无需在塔上部增加精馏段，能量消耗较少。因此，在满足稳定要求的前提下，可考虑采用提馏法实现稳定。（二）、生产运行分馏稳定法设备较多，流程较复杂，一般来说，对操作过程的控制也须比较严格。我国油田采用分馏稳定工艺的还很少，但这一方法在国外无论是过去和现在，都是应用最广泛的原油稳定方法。分馏稳定法所以会被广泛采用，原因就在于该法能比较彻底地拔出原油中的甲烷、乙烷和丙烷，稳定质量好。 分馏稳定装置要实现经济运行，不但要注意搞好物料平衡，尽可能多地把C1～C4组分拔出，不影响原油中C6以上组分的含量。而且要做好装置的热平衡，尤其是用减少进出口油温差的方法，即让塔底稳定原油通过进料换热器，使来油升温，减少燃料消耗。当然这会增加换热器面积和装置的油泵动力，需要综合平衡。第四节 工艺选择原油稳定工艺随原油性质、稳定要求、原油处理的工艺条件等因素而不同。工艺选择的核心问题是要提高装置建设的经济性，即要确定原油蒸气压降低的经济界限和装置投资、运行成本的合理数字，以期能用比较经济的方法取得最好的稳定效果。工艺选择既包括工艺方法的确定，也包括在一定的工艺方法中工艺条件的选择。一、工艺方法的确定闪蒸分离法和分馏稳定法都可以实现原油稳定，降低油气损耗。但应该用何种工艺方法要根据原油性质和稳定要求而定，以便以最小的能量消耗回收尽可能多的轻组分。（一）原油稳定深度原油稳定深度是指从为稳定原油中分出多少挥发性最强的组分（C1~C4），分出得越多越彻底，则原油稳定的深度越高。通常用最高储存温度下原油的蒸气压来衡量原油稳定的深度。从降低原油在储运过程中政法损耗的角度，原油蒸气压愈低愈好。但追求过低的蒸气压，不仅在油田上需建设庞大的稳定装置，消耗大量能量，而且使稳定原油数量减少、原油中汽油馏分的潜含量减少、原油的品质下降。因此，应根据综合经济效益来确定稳定原油的蒸气压。各国的具体情况不同，对稳定原油蒸气压的要求不完全一致。我国石油部颁布的《油田油气集输设计规范》中规定：稳定后原油的饱和蒸气压，在最高储存温度下应不超过当地大气压。采用铁路及水路运输的原油，装卸过程不能完全密闭，蒸气压应该略低，以减少蒸发损耗。原油稳定过程中，应控制C6组分脱出的质量不超过稳定前原油中C6总含量的5％。对未稳定原油进行稳定处理时，所脱除的挥发性强的轻组分范围主要是C1～C4，如未稳定原油中C1～C4的质量含量低于0.5％，一般不必进行稳定处理。（二）工艺方法的比较和选择目前，国内外在原油稳定装置中经常采用的负压脱气、加热闪蒸、分馏稳定等工艺都能实现降低原油蒸气压，达到稳定的目的。但是，由于不同的工艺方法有不同的操作条件，因而在分离效果、运行能耗、建设投资等方面是有较大差异的。1、油罐烃蒸气回收油罐烃蒸气回收是利用原油在油罐压力下的微分汽化来收集挥发的烃蒸气的，由于立式固定顶油罐所能承受的压力变化范围很小，故其脱气效果很差，往往是随着原油在罐内储存时间的加长效果逐渐变好，因而油罐烃蒸气回收只能做为原油密闭储存、防止蒸发损耗的一种措施，不能作为蒸气压较高的未稳定原油的稳定处理方法。2、多级分离法多级分离较一次分离具有很多优点，可获得蒸气压较低的稳定原油，但使用多级分离的前提是：石油由地层流至井口后仍有足够多的剩余能量可供利用。3、闪蒸分离法无论是负压闪蒸或加热闪蒸同属一次平衡汽化过程，它不能使未稳定原油中的轻重组分较彻底地分离，即闪蒸气中含有C5以上的重组分，与之相平衡的原油中还含有少量C1～C4的轻组分。但由于闪蒸分离是在较负的压力下或较高的温度下进行的平衡汽化过程，故其稳定效果较多级分离好。若对负压闪蒸和加热闪蒸加以对比，由于负压下原油中轻重组分相对挥发度的差别较大，两者易于分离，故负压分离的效果优于加热闪蒸。同时，负压闪蒸装置一般紧接于原有脱水之后，进装置的油温一般为脱水温度（50～70℃），无需进一步加热，而加热闪蒸则需对未稳定原油加热使之部分汽化，因而加热闪蒸的能耗一般高于负压闪蒸。在我国各油田所产的原油中，有相当一部分原油的C1～C4含量为0.8%～2.0%。鉴于上述原因，用负压闪蒸法处理未稳定原油在我国得到广泛应用。 采用负压闪蒸分离法时，应确保真空管路和设备的严密性，防止空气窜入造成潜在的不安全因素。生产上常设置在线含氧分析仪以监视闪蒸气中的含氧量，避免生产事故的发生。当原油需要进行热处理（用加热的方法改变含蜡原油的内部结构，使原油粘度和凝固点降低）外输时，也可采用常压加热闪蒸法处理未稳定原油。此时，采用“一热二用”可得到较好的经济效果。4、分馏稳定法对轻组分较多的原油，若采用负压闪蒸法，将使抽气压缩机的能耗增加，且难以达到稳定要求。分馏稳定法能较彻底地脱除未稳定原油中的C1～C4组分，有较理想的分离效果和稳定深度。但该法需要把全部原油加热至较高温度，所需的换热设备多、流程长、动力消耗大，使建设费用和运行费用都较高。因而需进行综合技术经济比较，以确定是否用分馏法处理未稳定原油。若能将分馏稳定所需热量与原油降粘或热处理相结合，则可不因进行原有稳定而额外消耗过多的能量时，分馏法的效益就会很好。二、主要工艺参数的选择各种稳定方法都有其合理的工艺参数，这是装置经济运行的关键。原油稳定工艺的主要参数是稳定压力、温度和进料情况等。1、稳定压力稳定装置的操作压力岁工艺方法而不同，其数值同稳定原油所要求的蒸气压和运行能耗直接有关。负压闪蒸的操作压力与稳定原油所要求的蒸气压直接相关。操作压力过高，达不到规定的稳定深度；压力过低，不仅会大大增加负压压缩机的增压能耗，而且C5～C6等较重的烃类也会逸入气相，使原油中C6的拔出率超过5%，以致还需消耗动力将这部分C6送回原油中去，这不仅使操作复杂，而且增加了运行能耗。从几年来的实践看，采用负压稳定的装置一般控制稳定塔的操作压力为0.7～0.9大气压（绝）就可以满足我国对稳定原油的质量要求。 对于加热闪蒸来说，其分离压力可取0.3兆帕左右，这相当于减少一级压缩，可以节省气体压缩机的抽吸功耗。采用分馏稳定法时，分馏塔的操作压力可根据工艺计算确定。一般来说，在相同的塔径下适当提高操作压力，可以增加塔的处理能力（有文献介绍，塔的绝对压力从0.1兆帕提高到0.31兆帕时，塔的负荷可增加72％）。但稳定压力也不能过高，否则装置的建设费用会增加，导致运行成本增加。分馏塔的操作压力应使分离产品能克服设备和管路压降，顺利地流到回流罐或抽出泵入口。塔的操作压力可从塔顶回流罐的压力算起，将塔顶冷凝器压降、管路、阀件压降及塔内压降计入，确定塔顶和塔底的操作压力。分馏塔的操作压力通常为0.4～1.0兆帕。2、加热温度稳定塔的操作温度与稳定工艺和操作压力有关。操作压力越高，相应的操作温度也越高。负压分离稳定，操作压力低，所需的加热温度一般在60℃左右，通常都是利用原油脱水温度进行稳定的。加热闪蒸时，若为省却一级压缩，而将分离压力提高到0.3兆帕左右，则闪蒸温度应升至120℃左右。分流稳定时，分馏塔的塔底温度应由工艺计算确定，一般均在100℃以上。此外，当稳定要求不高，对塔顶产品无严格要求，且来油温度较低时，可以不设精馏段，采用“提馏法”。此时，塔底温度不超过100℃，塔顶温度在70℃左右，塔内压力相应也较低（0.12～0.15兆帕）。这种方法同样会获得较好的稳定效果。在这样的操作条件下，原油中的硫化氢也可基本上从塔顶拔出。3、进料原油的含水要求为了减少稳定设备的腐蚀与污染，稳定装置对进料原油的含水量和含盐量应予以控制。美国霍金斯油田原油在进塔前要求将含水脱至0.1％以下，而含盐量要求低于285毫克/升。前苏联一般要求脱水至0.3～0.5％，脱盐至30毫克/升以下。我国各油田建设的原油稳定装置一般都是在脱盐脱水后进入稳定塔的，含水量在0.5％以下，含盐量小于50毫克/升。第五节 原油稳定设备随着工艺情况的不同，原油稳定装置的设备配置也各不相同。设备配置的合理与否，关系到装置的正常运行和经济效益。因此，在确定工艺方法的同时，应进行认真的设备选型，以保证工艺方法的实现。一、稳定器稳定器是原油稳定装置的主体设备，从原油中脱除轻组分，实现分离稳定就在稳定器内进行。稳定器除了多级分离工艺采用的油气分离器外，对闪蒸分离稳定和分馏法来说主要有闪蒸分离稳定塔、闪蒸罐和分馏塔等几种。闪蒸塔又有负压和常压之分。对于只要求粗分离的分馏塔又可简化成只有提馏段的提馏塔。（一）闪蒸分离稳定塔闪蒸分离是一次平衡汽化过程，由于在实际操作中很难达到完全的平衡汽化，因而，闪蒸分离的理论计算收率往往大于实际操作收率。要缩小这两者的差别，关键是怎样使原油在一定的温度和压力条件下尽可能实现平衡汽化，而要做到这一点，闪蒸分离设备的结构至关重要。设备结构必须适应其工艺特点，对负压闪蒸稳定来说，一是操作压力低于大气压，操作温度也较低；二是与一般蒸馏塔不同，在稳定过程中，液相负荷大于气相负荷。此外，在闪蒸时，气相基本上在进料口出已大部分逸出，随着液体向下流动脱出的气越来越少。按照这样的特点，现场常用的负压稳定设备通常有两种：负压稳定塔和闪蒸罐。负压闪蒸分离效果的好坏取决于蒸发面积和闪蒸时间。这与分馏稳定不同。在负压闪蒸过程中，不会出现多次反复的气液传质过程，因而负压稳定塔的结构除了满足塔内压降小，结构简单等一般要求外，为了提高塔的效率，对蒸发面积和闪蒸时间应有足够的保证，以促使一次汽化的完成。目前，各油田采用的负压稳定塔大多是筛板塔，塔内设置数层筛板。为了能达到比较好的分离效果，在塔的设计中，应注意以下几个方面：1、进料均匀原油在进塔前一般都要经过节流降压，因而进塔的原油是部分汽化的。进塔以后，如能保证液流的均匀分布，使其中的气泡得以释放，将对整个塔的分离效果起显著作用。因而，对塔的进料喷淋装置的设计，一是注意降低进料流速，使原油均匀地喷洒下来，以提高原油的分散度，利于脱气；二是设法加大进料空间，使进料液有一定的喷洒高度。常用的喷淋装置有筛孔式（图4－7）和多孔盘管式（图4－8）等几种。为了使进料原油有足够的进料空间，喷淋器离第一块塔板的喷淋高度一般为2米左右。2、塔板在负压闪蒸稳定塔内，气相负荷往往只有进料量的1％（质量）左右。塔内液相负荷远大于气相负荷，因此，负压稳定塔的塔板设计不同于常规蒸馏塔的塔板。在这里，重要的是应使闪蒸面积加大。目前，矿场大多采用筛板塔的原因，不仅在于筛板塔结构简单、金属耗量少，更由于可以造成较大的闪蒸面积。为此，对负压稳定塔的筛板设计也不同于用于其他传质过程的筛板。其主要区别在于：（1）筛孔。用于其他传质过程的筛板塔，气孔是通过筛孔上升的，与筛板上滞留的液体形成良好的气液传质，因而操作上一般要求有一个下限气速。当上升气速低于此值时，液体开始从筛孔中泄漏，降低气液传质效果。但用于负压闪蒸时，情况就不同了。为了获得较大的闪蒸面积，要求筛板塔在淋降状态下运行，即筛孔直径必须足够大，使原油能从筛孔中向下淋降，造成较多的闪蒸面积。因此，筛孔直径是按达到足够的面积要求来确定的。如果板面和溢流面已满足闪蒸面积的要求，板上也可不打孔。（2）塔板的配置。塔板是塔的主体结构，对负压稳定塔来说，塔板数和塔板的布置形式应满足闪蒸面积的需要。由于负压闪蒸过程中，气相负荷一般很小，而且闪蒸过程又是一次平衡汽化，因而，在塔板的配置上不必强化传质措施。相反，为减少气体流动阻力，塔内气液往往分道而行。塔板的布置应尽可能使原油的闪蒸面积加大。在塔内可计入闪蒸面积的有塔板本身的面积、筛孔淋降的油柱面积、溢流油的油膜面积等。从使用情况来看，塔内一般设4～6块塔板即可满足要求。塔板的布置基本上有两种型式，即悬挂式和折流式。图4-9（a）所示塔板为悬挂式筛板。为减少闪蒸气的上升阻力，除在塔板中心开孔外，还在塔板上开有升气孔，为增加原油的喷淋面积，在塔板和塔内壁间留有100毫米左右的环形空隙，这样也为闪蒸气的上升提供了通道。图4-9（b）所示塔板为折流式布置。塔板一般采用带降液管的筛板（或平板）。在这种形式中，堰高设计不能与常规的蒸馏塔等同，因为此时塔板上并不要求有足够的液层高度来满足传质需要，而是应尽可能将液体分布开以增大闪蒸面积。因此，只要塔板的安装水平度能够得到保证，堰高可很低。3、塔底高度负压原油稳定塔的塔底应有足够的高度。这是因为无论塔底有无泵提升，都需要有一定的油柱高度才能保证稳定原油顺利出塔。对于依靠塔内液位和储罐液位高差自流进油罐的稳定塔，应考虑油罐的储油高度和自流管线的摩阻，因而塔底高度一般在13米以上；而对于塔底由泵抽吸的，塔底高度应满足泵的吸头要求，一般为几米。一定的塔底高度，也使稳定原油有了更多的停留缓冲时间，这对稳定过程也是有利的。（二）闪蒸罐从一定意义上说，负压稳定塔是立式的闪蒸分离器，而负压闪蒸分离器的另一种型式就是卧式闪蒸罐。矿场常用的形式是在卧式分离器中间装一至二层筛板，并装有立式分离头（图4-10）。未稳定原油从分离头进入，经分离伞形成直径不同的油膜柱淋降至卧罐中的筛板上，分出的气体又靠分离伞折流铺雾，达到油气分离的目的。由于是在卧式容器中，因而筛板面积很大，且筛孔也形成淋降，加大了油气蒸发面积，有利于气泡分离。另一方面，面积很大的筛板可以降低原油在分离过程的流速，对消泡也十分有利。因而，这种设备尤其适合于粘度较大的原油作稳定处理。闪蒸罐不可能有足够的油柱高度，对实现自流进罐是不利的。为此，必须将卧罐架高，但对容量较大的闪蒸罐又不适宜，因而一般可由泵抽吸。另外，为了可靠起见，对罐内的液位必须予以控制，并设置高液位讯号器。（三）分馏塔采用分馏稳定工艺，分馏塔是稳定装置的主体设备，这是一种油品分馏塔。一般来说，塔顶带回流，塔内设提馏段和精馏段，塔底有重沸器。是完全的蒸馏塔。分馏稳定法需要有良好底气液传质过程，以保证原油在塔内能比较完全地将其中的C3~C4组分分离出来，而又不带走过多的C5以上组分，即原油在塔内是按精馏原理操作的。因此，塔的结构必需能促成良好的气液传质。从多年来石油化学工业的生产实践看，浮阀塔能较好地适应常压、负压下的精馏操作。浮阀塔是50年代初期发展起来的一种传质设备。由于它的生产能力大，结构简单，造价低，塔板效率高，操作弹性大等优点很快得到广泛应用，成为化工和炼油生产中的重要传质设备。图4-11是浮阀塔的示意图。浮阀塔是在带降液管的塔板上开有许多孔作为气流通道，孔上方设有可上下浮动的阀片，上升的气流经过阀片自下而上吹起浮阀，从浮阀周边水平地吹入塔板上液层，与塔板上横向流过的液相接触，进行传质。液体则由上一层塔板的降液管流入，经进口堰均匀分布，再横流过塔板，与气相接触传质后，经溢流堰和降液管流入下面一层塔板。对油品分馏塔的设计要求是：1、尽可能使塔内各个截面有比较均匀的液相和气相负荷，以使所需的塔径尽可能均匀。2、塔内各个截面有适当的内回流，以保证分馏效果，避免出现“干板”对分馏产生的不利影响。3、塔的热平衡合理，使剩余热量得到充分合理的利用。原油稳定用的分馏稳定塔的设计，除了遵循蒸馏塔的一般设计方法外，针对原油稳定的工艺特点，浮阀塔设计还应注意以下几个方面：1、适当加大塔板间距。油田原油稳定装置的处理量和原油组分常有较大波动，运行的工况不如炼厂装置均衡。因此，在塔的结构设计中，应适当加大塔板间距，以适应较大的操作弹性及起泡程度不同的原油。另一方面，塔板间距大，对减少雾沫夹带量也有利。当然，任一物系在一定的允许空塔速度下均有一个相应的最大塔板间距，超过这个间距，雾沫夹带将不随间距增加而减少。因此，过大的塔板间距也是不必要的，且是不经济的。2、浮阀的型式和布置。浮阀的型式很多，目前我国炼油、化工系统中普遍使用F-I型（JB1118-68）浮阀。它具有结构简单，制造安装方便，节省材料等优点。其结构示意图见图4-12。原油的分馏稳定它亦可采用F-I型浮阀。 F-I型浮阀分重阀和轻阀两种，其质量分别未33克和25克。重阀由于关闭迅速，又需较高气速才能吹开，因而漏液少、效率高，且可适应塔内气液负荷变化较大的情况，用于原油稳定比较适宜。浮阀的排列形式可采用三角形叉排布置。因为叉排时，相邻阀中吹出的气体搅拌液层较顺排显著，鼓泡均匀，相邻两阀容易被吹开，液面梯度较小，雾沫夹带量也较小。浮阀布置形式见图4-13。3、塔中部排水设施。原油稳定塔进料原油中的含水量取决于前面脱水脱盐工段的处理质量，按要求脱水后的原油含水应在0.5％以下。当采用分馏法稳定时，尤其当塔底操作温度较高（如要求从原油中拔出大部分戊烷时，塔底温度可能在180℃左右），而塔顶温度按其产品质量要求控制底温度又较低（70～100℃）时，进塔原油中底残余水分不可能全部从塔顶带出，而有相当一部分水在塔盘上冷凝，甚至造成个别塔盘水聚积并淹塔。由于各种原因，有时进塔原油含水量还远高于0.5％，塔盘积水的可能性更大。未避免此类的情况出现，可设置相应的排水阀，以便将水从塔中部排出。带水阀的补偿线的设置应考虑改善液流循环条件，以保证在进料带水的情况下稳定工作。二、气体压缩机采用闪蒸分离法稳定原油时，无论在常压还是在负压条件下，都需要有压缩机将闪蒸气及时抽出，以保证闪蒸汽化过程的继续进行。因此，气体压缩机是闪蒸分离稳定工艺的重要设备。气体压缩机的性能必须适应闪蒸分离工艺的要求。闪蒸分离工艺对压缩机有如下要求：1、闪蒸气中含有相当数量的轻烃液滴和凝结水滴，亦即闪蒸气是一种湿气。压缩机必须能适应气体带液状态。2、闪蒸气量随装置的进料和运行工况会有较大幅度的变化，为此压缩机排气量应能在较宽的范围内调节。3、对负压闪蒸来说，压缩机的吸入端是在负压下运行的，因此，要求压缩机进口能形成一定的真空度。4、压缩机的安装容易，运行可靠，维修简单。螺杆压缩机能较好地适应上述要求。闪蒸分离原油稳定装置大多采用螺杆压缩机。螺杆压缩机是一种容积式压缩机。气体压力的提高是依靠直接将气体的体积压缩来实现的。螺杆压缩机的气缸成“8”字形，内装两个转子——阳转子和阴转子。一般阳转子有四个凸而宽的齿，为左旋向；阴转子有六个凹而窄的齿，为右旋向。阳转子和阴转子的转速比为1.5：1。螺杆压缩机外壳的一端有进气孔，另一端有排气孔。阳转子的啮合点（密封线）随转子的回转而移动。因此，每一对啮合的沟槽合外壳之间形成的密封空间的容积也随着转子的回转而时刻变化（图4-14）。吸入过程开始时，气体经过吸气口进入上述空间，随转子的回转，空间容积逐渐增大，这个空间容积达最大值时，吸入口被遮断。转子继续旋转，此空间容积逐渐减少，气体被压缩。在某一旋转角上，这空间和排气孔接通，把压缩后的气体排出。排气过程一直进行到空间容积为零时止。由上述螺杆压缩机的工作原理可以看出，它能较好地适应闪蒸分离的工艺要求。这是因为：1、螺杆压缩机只是由于阴阳两个转子的啮合造成的内压缩气体，没有金属的接触磨损，更没有象往复式压缩机最易损坏的运动部件，如进、排气阀。因此，机器故障少，寿命长，维修简单。2、正由于螺杆压缩机的加压是依靠两个转子不接触的旋转，因此能适应压缩湿气体和含有液滴的气体。3、机器运转时呈连续单方向旋转，没有往复运动，惯性力小，因此转速高，运转可靠，无振动，机组外形尺寸小，质量轻，安装容易。4、对一组阴阳转子的齿形空间来说，随着啮合点沿轴向往前移动，其一侧进行压缩或排出而容积减小，另一侧的空间容积就增大，进行下一个吸入过程。这样，螺杆压缩机的工作类似于双作用的往复式压缩机。再加上回转数高，齿数较多，因此压缩作用是完全连续的，吸气和排气中没有往复式压缩机的脉动现象，也没有离心式压缩机的喘振现象。5、螺杆压缩机可以用滑阀在100％～10％的范围内连续比例地控制能量。滑阀安装在两转子之间的机壳上，可以前后移动。通过滑阀可以控制进气量在100％～10％范围内变化，不影响压缩比，也不影响转速，能在较大范围内较理想地控制负荷。 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