CN108663392A - 一种基于感应加热技术的油泥分相含率检测方法和系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于感应加热技术的油泥分相含率检测方法和测量系统。该检测方法基于油泥的形成机理及理化特性，采用感应加热技术，按照设定的升温曲线对油泥进行热解，对热解产生的油气和水蒸气冷凝收集，用置于量筒中。量筒中油和水自然分离，从量筒刻度读出下层水的体积，结合密度获得水的质量；采用分析天平称得油水总量，减去水的质量，获得油的质量；油泥质量减去油、水的质量即获得渣质量，从而计算油泥分相含率。采用该检测方法实现了对油泥分相含率的同时检测，能够在1小时左右完成对储运油泥进行快速检测，且三相的检测绝对误差均小于2％。测量系统主要由感应加热电源、感应加热器、温度检测模块、控制器、冷凝装置和计量试管组成。

Description

一种基于感应加热技术的油泥分相含率检测方法和系统

技术领域

本发明属于油泥成分检测领域，尤其涉及一种基于感应加热技术的油泥分相含率检测方法和测量系统。

背景技术

石油是工业社会不可或缺的重要能源，在石油的开采、运输、储存过程中不可避免地由于沉积或污染而产生油泥，这些在生产过程中形成的油泥无法直接利用，多被遗弃或焚烧处理。油泥的主要成分是油和水，还包含一部分渣。油泥的资源化利用可减少资源的浪费，同时避免油泥对生态环境的污染。对油泥的分相含率(包括含水率、含油率和含渣率)进行快速检测，不仅可以为油泥的市场化交易提供依据，同时也对油泥回收处理工艺的设计提供技术支持，是油泥资源化利用的前提条件。在交易过程中买卖双方都需要快速了解油泥的含油率。

目前，对于油泥的分相含率检测还没有统一的行业标准，一般做法是借鉴石油产品的工业分析方法。石油产品的含水率检测方法有烘干法、卡尔·费休法、电容法、微波法、共沸蒸馏法等。

国标GB/T 260-1977《石油产品水分测定法》采用烘干法测定石油产品的水分含量。利用标准大气压下水的沸点是100℃，在105℃～110℃恒温环境下对其加热，水分汽化溢出。样品在加热过程中质量的减少即为样品中水分含量。

共沸蒸馏法是国标GB/T 260-1977《石油产品水分测定法》中测量石油产品中水分含量的标准测定方法。

国标“GB/T 11146-2009《原油水含量测定卡尔·费休库仑滴定法》”将卡尔·费休库仑滴定法作为原油产品含水率测定的标准方法。其测量原理是利用卡尔·费休试剂与样品中的水分发生化学反应，根据所需要消耗的试剂量来确定含水率。

电容法是利用油和水介电常数的差异，常温下水的介电常数一般为80左右，而油的介电常数为2.3左右，差异非常明显。通过对油水混合物介电常数的测量来实现含水率的测定。

微波法是利用水对微波信号的强烈吸收作用来实现含水率检测。

红外分光光度法是国标HJ637-2012指定的地表水含油率检测方法。

气相色谱法是国际标准化组织提出的用于检测水质的测量方法，同时也是美国EPA组织用于测定土壤及其他物质中油分的标准方法。

以上方法和探索分别采用不同方法实现了石油产品的含水率检测或者水中含油率的检测，对油泥含水率、含油率的检测也提供了一定的借鉴作用，但都存在明显的不足。烘干法和共沸蒸馏法测量时间长达4-8小时，卡尔·费休滴定法需要复杂的仪器，样品用量少导致取样代表性不足。轻质油在低温下挥发引起烘干法检测中含水率偏高。电容法和微波法能实现快速含水率检测，但电容法仅适用于低含水率场合。红外分光光度法和气相色谱法可实现含油率检测，但一般都是在含油率较低的场合。另外，这些方法都只能实现单一参数，如含水率或含油率的检测，不能实现油泥的分相含率(含水率、含油率和含渣率)检测。

许修强等提出改进的共沸蒸馏法(许修强,王红岩,申志兵,等.油砂油泥含油率测定方法研究[J].化工科学,2008,16(4):1-4.)，可用于油泥中水分、渣和油的含量，如图1所示，通过抽提试样中的油分，将抽提法与共沸蒸馏法相结合，同时测定油泥样品的含水率与含油率，实验的残渣可经过烘干处理，测量原油泥含渣量。但是其存在设施复杂、流程长(需5～10h)等问题，不能满足快速检测的要求。

因此，有必要提供一种能够实现快速检测的油泥分相含率检测方法。

发明内容

本发明在分析油泥的形成机理及理化特性的基础上，提出了一种基于感应加热技术的油泥热解分相含率检测方法，并设计了相应的检测系统。

本发明所采用的具体技术方案如下：

一种基于感应加热技术的油泥分相含率检测方法，该方法采用感应加热方式按照设定的升温曲线对油泥进行加热，对油、水汽化后的油气和水蒸气冷凝收集，通过体积计量和称重方法分别获得油泥中水和油的含量，通过计算油泥质量与油、水质量的差值获得渣含量，从而实现油泥分相含率检测。

作为优选，在加热过程中，充分考虑到油泥中水分、轻质油、重质油不同的汽化温度，设计合理的升温曲线。

作为优选，所述的升温曲线中，终温控制在500～550℃范围内，且保持10min以上。

作为优选，，所述的升温曲线中，终温优选控制在520℃。

作为优选，，汽化后从油泥中析出的水蒸气和油气冷凝后用高分辨率量筒收集，油水自然分离，从量筒刻度读出下层水的体积，结合密度获得水的质量；采用分析天平称得油水总量，减去水的质量，获得油的质量；油泥质量减去油和水的质量即获得渣质量，从而可以计算油泥分相含率。

作为优选，，由于油泥加热分解完成后渣中仍存在一定比例的固定碳，需要采用修正模型对油的质量含量进行修正，并以修正后的油含量计算油泥分相含率。

作为优选，，所述的修正模型公式为：

ω_油＝ω_测*1.2121+0.136

式中：ω_油为修正后的含油量，ω_测为修正前直接通过体积计量和称重方法测得的含油量。

一种基于上述检测方法的油泥分相含率测量系统，该测量系统包括热解容器、感应加热电源、控制系统、冷凝系统、高分辨率量筒和分析天平；所述的热解容器采用金属导磁材料制成，用于放置需要热解的一定量的油泥，感应加热电源提供感应加热所需的高频交流电源，在感应加热电源的作用下，热解容器中产生电涡流从而升温，并对油泥进行加热；控制系统按照设定的升温曲线完成对加热系统的控制；冷凝系统实现对汽化后的水蒸气和油蒸汽快速冷凝，防止在汽化过程中水分或油分的泄露；高分辨率量筒用于收集冷凝后的水分和油分，根据读数可获得水分的体积，进而计算出水分的质量；分析天平用于对油泥样品的称量以及冷凝后油、水总质量的称量。

该方法按照设定的升温曲线对油泥进行感应加热，油泥中的水和油两种成分分别在不同的温度汽化；对油、水汽化后的油气和水蒸气冷凝收集，量筒中油和水自然分离，从量筒刻度读出下层水的体积，结合密度获得水的质量；采用分析天平称得油水总量，减去水的质量，获得油的质量(由于油泥中重质油较多，在热解过程中不可能完全分解，需要对油质量进行修正)；油泥质量减去油、水的质量即获得渣质量，从而可以计算油泥分相含率。采用感应加热相比于传统加热方式具有显著的优势。传统加热棒加热方式下，靠近加热棒的油泥快速干化粘结，而其它区域不能充分受热导致油和水分不能充分析出。采用马弗炉加热，也会同时存在固体渣随烟气排出以及油泥结渣油和水等液相物质不能完全析出的情况。采用感应加热的方式可以实现对样品的均匀加热和快速升温。实验结果表明基于热解方法的储运油泥三相检测方法能够满足在大约1小时左右对储运油泥进行快速检测，且三相的检测绝对误差均小于2％。

本发明的理论基础如下：

热解是指在高温无氧环境下对油泥进行处理，利用烃类有机质不稳定的特点使其发生热分解，其最终产物包括以轻烃为主的裂解气、含轻质油、裂解油及水的混合液体、杂质焦炭为主的固体这三相物质。含油污泥热解过程也是多种化学反应同时进行的过程，除热分解外，还同时发生着脱氢、异构、环化、小分子聚合等各种反应。将热解过程析出的气体进行冷凝收集，水和油在收集容器中分层，下层为水，上层为油。杂质焦炭等固体渣留在热解器中。通过对收集到的水体积和油水总质量进行计量计算就可以获得油泥的三相含率。

典型油泥的热解过程按升温过程一般可分为几个阶段，如表1所示。

表1油泥热解各阶段反应

当温度低于200℃时，主要进行的是水分和轻质油的挥发。为提高含水率的检测精度，尽量保证室温～200℃区间加热时间需要足够长；另外需要实现水分和轻质油的快速冷凝，防止水蒸气的泄露造成含水率测量结果偏低。当样品中水分挥发完成，应尽快将温度升高至500℃左右，实现重质油的裂解，并维持足够的时间使油泥充分裂解。

整个加热过程既要考虑不同温度区间的加热时长，还要防止快速升温造成的油泥爆沸、烟气泄露等影响检测的精度，因此设计合理的升温曲线是非常必要的。

热解过程中的参数，包括热解的终温、升温速率、污泥干燥度、加热时间均会对油泥的热解过程产生影响。

温度是影响油泥热解的首要因素，相关实验研究均表明，油泥在200℃以下以水分及轻质油挥发为主，380℃～500℃区间为油泥热解的关键阶段，且500℃～550℃，油产率达到最大值，因此是回收油泥油分的最宜温度。这是因为达到450℃后，重油成分发生二次裂解产生轻质油。超过550℃后不凝气量提高，反而不利于油泥的回收利用。随着热解终温的提高，热解气的质量分数逐渐提高。热解的终温对热解过程的影响是远大于加热效率的影响，但应综合考虑热解能耗和热解时长。

升温速率对石油裂解的影响主要体现在热解产物比例的不同。这主要是因为升温速率过高容易导致受热不均，油泥无法充分裂解。同时升温速率过快还导致油泥处于某一温度点的时间过短。根据相关实验分析，过高的升温速率会降低液相产品的回收率，较低的升温速率虽然有利于液相回收率及转化率的提高，但增加了反应时间和能源消耗。

加热方式对油泥的热解效率具有重要影响。加热棒加热方式下，靠近加热棒的油泥快速干化粘结，而其它区域不能充分受热导致油和水分不能充分析出。电磁感应加热是指在线圈中通入交变的电流，交变的电流通过线圈产生交变的磁场，使磁场内导体产生感应涡流进而发热升温，如图2所示。考虑到感应加热具有加热功率高且便于控制、可局部针对性加热的优点，采用感应加热是实现油泥热解的最佳选择。

较高的加热终温、充分的加热时长、合理的升温速率以及完善的加热方式是事关油泥热解效果的重要因素。在设计油泥热解实验及装置时，应综合考虑这几方面因素，达到热解效率与热解效果的最优化。

不同终温不仅影响油泥的热解效果，还影响着油气回收的稳定性，表3为经过试验得到的不同终温下不同加热时间的油气回收效果，图4为不同终温下随加热时间变化的油气回收率变化曲线。

表3不同终温下油气回收率/％

从图4可以看出：

最高温度设置350℃时，油气回收率在40min时已经达到稳定，并且回收率低于10％，这是因为温度低于380℃，还未达到油泥热解的温度，此时以轻质油的挥发为主，并且由于油泥组分复杂，还存在着重质油的缓慢析出，因此不利于油泥含油率的检测。

最高温度设置400℃，已经达到部分油泥的分解温度，油气回收率持续上升，并且到70min时候也没有停止，这是因为此时还存在着部分油泥的热解，且由于温度未达到500℃，因此无法完全热解。

最高温度设置450℃，曲线近似于400℃的油气回收曲线但明显斜率更高，因此认为450℃的终温也无法满足油泥的充分稳定热解，无法实现油泥含油率的检测要求。

最高温度设置为520℃，油气回收率在50min时基本达到80％且稳定，这是因为在40min时已经达到了500℃的最高温度，油泥开始剧烈热解，40～60min内有足够的时间使油泥充分的热解。

从实验结果可以确定油泥热解合理的最佳加热终温为520℃，总加热时长为60～70min较为适宜。但总体而言，升温过程中，终温控制在500～550℃范围内，且保持10min以上，基本能够使油泥充分热解。

对油气回收率的重复性实验结果的分析可以得出结论，热解并不能把油泥中所有的重质油全部析出，热解析出的油含量和油泥的油含量之间满足线性关系，因此可以通过线性修正的方法来获得油泥的含油率。修正公式如下：

ω_油＝ω_测*1.2121+0.136 (1)

由数据分析可见，直接检测含油率其结果受油气回收率的影响无法直接使用，但由于热解温度较高，热解油泥的油气回收率较为稳定，因此可通过系数修正的办法实现含油率的检测，然后利用修正后的含油ω_油＝ω_测*1.2121+0.136参与含渣率的计算。且实验结果表明经过该公式修正后含油率总体偏差小于2％，满足测量精度要求。

不同于含水率与含油率检测，含渣率的数据结果并非通过直接测量获得，而是通过差减含水率与含油率获得。

ω_渣＝1-ω_水-ω_油 (2)

本发明与现有技术相比具有有益效果：1)实现了对油泥分相含率(包括含水率、含油率和含渣率)的同时检测；2)检测具有快速性，能在一小时左右完成，相比于改进的共沸蒸馏法等方法显著地提高了效率，满足了现场快速检测的要求；3)具有较高的检测精度，单相含率的检测偏差优于2％。

附图说明

图1是共沸蒸馏法(a)及改进的共沸蒸馏法(b)；

图2是感应加热基本原理；

图3是热解加热过程升温曲线；

图4是油气回收率曲线；

图5是热解法油泥分相含率检测系统结构图。

具体实施方式

为使本发明描述清楚，下面将结合附图对本发明实施方法做详细说明。

如图5所示，检测所采用的基于热解法的油泥分相含率检测系统主要由感应加热电源、感应加热器、温度检测模块、控制器、冷凝装置、计量试管和分析天平组成。直流48V电源经过逆变(DC/AC)转换为低压高频的感应加热电源。感应加热器为用于放置带热解油泥的容器，具体采用铜坩埚。在感应加热电源的作用下，热铜坩埚中产生电涡流从而升温，并对油泥进行加热；温度检测模块检测感应加热器中油泥样品的温度，按照升温曲线的要求，由控制器控制感应加热电源的输出，控制加热功率。感应加热器对油泥样品进行热解，热解产生的水蒸汽和油气通过冷凝装置快速冷凝后在具有高精度刻度的计量试管中收集，待油和水自然分离后，通过试管上刻度可以读出下层水的体积，结合常温下水的密度就可以获得油泥中水的含量ω_水。热解结束后将试管在分析天平上进行称重，结合热解前空试管的重量以及前述水的含量就可以获得油的含量ω_测。热解前油泥的总量以及试管本身重量也均在同一分析天平上预先进行称重。当然，由于油泥中重质油较多，在热解过程中不可能完全分解，含油率还需要结合公式(1)进行修正。

ω_油＝ω_测*1.2121+0.136 (1)

含渣率利用公式(2)计算获得。

ω_渣＝1-ω_水-ω_油 (2)

式中：ω_油为修正后的含油量，ω_测为修正前直接通过体积计量和称重方法测得的含油量；ω_渣为油泥中的含渣量，ω_水为油泥中的含水量。

由此，实现了油泥样品中不同分相含率的检测。

本实施例中，预先设置的升温曲线如下：0min，室温(26.3℃)；8min，52.8℃；16min，121.5℃；24min，305.1℃；32min，420.5℃；40min，498.7℃；48min，517.5℃；56min，520.9℃；64min，522.6℃。热解升温过程的温度数据如表2所示，升温曲线如图3所示。

表2热解升温过程温度数据采集

从温度数据以及升温曲线可以看出，采用感应加热对铜坩埚进行加热实验，最快可在15分钟左右内达到100℃，并且在80～200℃温度区间保持了10分钟左右的时间，保证了油泥在开始热解前有足够的时间，使水分及轻质油能够析出。容器在受热30分钟时达到了380℃，实现了快速加热的需求。在40min左右温度基本达到500℃，终温基本确定在520℃左右

如表4所示，基于该升温曲线，实验采用不同含水率、含油率和含渣率的油泥样品来验证上述基于感应加热的热解法油泥分相含率检测方法和系统的有效性。样品中各相含率标称值如表4所示，各样品的相含率覆盖了实际油泥的相含率范围。

表4油泥样品各相含率标称值

上述各样品的含水率、含油率和含渣率检测结果分别如表5-7所示，表明热解法油泥分相含率的检测结果具有较高的精度，含水率精度最高，能控制在1％以内，含油率和含渣率的偏差也由于2％，可以满足实际的检测需求。

表5热解法含水率检测实验结果

表6热解法含油率检测实验结果

表7热解法含渣率检测实验结果

以上所述的实施例只是本发明的一种较佳的方案，然其并非用以限制本发明。有关技术领域的普通技术人员，在不脱离本发明的精神和范围的情况下，还可以做出各种变化和变型。因此凡采取等同替换或等效变换的方式所获得的技术方案，均落在本发明的保护范围内。

Claims (8)

1.一种基于感应加热技术的油泥分相含率检测方法，其特征在于，采用感应加热方式按照设定的升温曲线对油泥进行加热，对油、水汽化后的油气和水蒸气冷凝收集，通过体积计量和称重方法分别获得油泥中水和油的含量，通过计算油泥质量与油、水质量的差值获得渣含量，从而实现油泥分相含率检测。

2.根据权利要求1所述的油泥感应加热方法，其特征在于，充分考虑到油泥中水分、轻质油、重质油不同的汽化温度，设计合理的升温曲线。

3.根据权利要求1所述的油泥感应加热方法，其特征在于，所述的升温曲线中，终温控制在500～550℃范围内，且保持10min以上。

4.根据权利要求3所述的油泥感应加热方法，其特征在于，所述的升温曲线中，终温优选控制在520℃。

5.根据权利要求1所述的基于感应加热技术的油泥分相含率检测方法，其特征在于，汽化后从油泥中析出的水蒸气和油气冷凝后用量筒收集，油水自然分离，从量筒刻度读出下层水的体积，结合密度获得水的质量；采用分析天平称得油水总量，减去水的质量，获得油的质量；油泥质量减去油和水的质量即获得渣质量，从而可以计算油泥分相含率。

6.根据权利要求1或5所述的基于感应加热技术的油泥分相含率检测方法，其特征在于，由于油泥加热分解完成后渣中仍存在一定比例的固定碳，需要采用修正模型对油的质量含量进行修正，并以修正后的油含量计算油泥分相含率。

7.根据权利要求6所述的基于感应加热技术的油泥分相含率检测方法，其特征在于，所述的修正模型公式为：

ω_油＝ω_测*1.2121+0.136

式中：ω_油为修正后的油含量，ω_测为修正前直接通过体积计量和称重方法测得的油含量。

8.一种基于权利要求1所述检测方法的油泥分相含率测量系统，其特征在于，测量系统包括热解容器、感应加热电源、控制系统、冷凝系统、量筒和分析天平；所述的热解容器采用金属导磁材料制成，用于放置需要热解的一定量的油泥，感应加热电源提供感应加热所需的高频交流电源，在感应加热电源的作用下，热解容器中产生电涡流从而升温，并对油泥进行加热；控制系统按照设定的升温曲线完成对加热系统的控制；冷凝系统实现对汽化后的水蒸气和油蒸汽快速冷凝，防止在汽化过程中水分或油分的泄露；量筒用于收集冷凝后的水分和油分，根据读数可获得水分的体积，进而计算出水分的质量；分析天平用于对油泥样品的称量以及冷凝后油、水总质量的称量。