【摘 要】
:
本文初对总亚硫酸盐的测定、二氧化硅及酸不溶物的测定、总硫酸盐的测定、总碳酸盐含量的测定等石灰石湿法脱硫石膏成分分析方法进行了系统总结,脱硫终端产品石膏可以进行再利用,石膏成分分析不但是脱硫设施调整的依据,也是判别石膏再利用价值的依据。
【出 处】
:
2015电力行业化学检测技术及中心化验室建设论坛
论文部分内容阅读
本文初对总亚硫酸盐的测定、二氧化硅及酸不溶物的测定、总硫酸盐的测定、总碳酸盐含量的测定等石灰石湿法脱硫石膏成分分析方法进行了系统总结,脱硫终端产品石膏可以进行再利用,石膏成分分析不但是脱硫设施调整的依据,也是判别石膏再利用价值的依据。
其他文献
本文重点介绍了火驱开发过程中,尾气管理方面主要存在的问题,针对这些问题,展开了新型火驱尾气地面集输工艺流程的研究,并研制了尾气除湿设备——旋流分离器、过气阻水器,该两项技术对比以前的技术有重大突破.通过该项目的研究应用,解决了尾气集输中安全性低、管理难度大、运行成本高等问题,为提高火驱开发效果提供技术保障,为下步辽河油田火驱开发工业化推广提供基础数据,对于辽河油田稳产千万吨目标具有重大意义.
随着煤层气钻井工艺技术的逐步发展,大斜度定向井、L型水平井、U型井等将取代直井成为主要的开发井型,而现阶段国内煤层气举升工艺主要以抽油机+管式泵或螺杆泵等有杆举升工艺为主.在大斜度的煤层气井中应用有杆举升工艺存在严重的杆管偏磨和泵效低的问题,将造成频繁的井筒故障,不能满足煤层气连续、稳定的排采需求.为解决有杆工艺对大斜度煤层气井的不适应性,研制了煤层气水力无杆管式泵举升工艺,在D73mm油管中加入
延长石油集团开展CCUS项目以来,分别在靖边油区、吴起油区建成两处CO2注入站,注入规模达到5×104t/a.投运以来,地面工程设备运转良好,这表明已完全掌握了CO2输送及注入埋存的地面工艺技术,这为以后大规模开展CO2驱提高采收率提供了技术支持.同时,50万吨/年CO2注入规模的地面工程正在建设中,400万吨/年的管道输送工程正在规划中.CCUS项目的开展,不但提高了原油采收率,而且减少了二氧化
石英砂滤罐是油田污水处理中常用的过滤设备,可去除污水中的油和细微悬浮物,通常用在污水深处理,石英砂滤罐中的滤料在含油污水处理过程中不断截留污染物,这些污染物粘附在滤料表面,导致滤料的粘结和过滤通道的减少,本文主要研究在油田生产中石英砂滤罐滤料污染的主要原因,如何避免石英砂滤料的污染和滤料污染后的主要治理方法.
吉林油田近年来在扶余油田东区、长春岭油田、长春油田、套保油田等多个区块实施了稠油热采开发试验项目,均取得了很好的开发效果.介绍应用于现场实际生产中的稠油热采开发地面工程技术研究和攻关,使地面工程注汽、集输、脱水及污水处理系统满足稠油热采开发工程需要,最大限度的降低了运行成本.实现了优化简化、节能降耗的生产目标.对吉林油田后续的稠油热采开发工作,具有参考价值.
南堡油田3号构造所产伴生气中含有H2S和CO2等酸性气体,酸性气体遇水即会发生电离反应,对钢材具有很强的腐蚀作用,使该区集输管线存在潜在的腐蚀风险.根据已有研究成果作为腐蚀判据,结合集输工艺流程和运行状况分析H2S和CO2腐蚀对该区地面集输管线的影响,确定系统中影响管材腐蚀的主要因素为CO2.针对CO2腐蚀提出适用于3号构造集输管线的腐蚀防护措施,为该区的运行管理和工艺设计提供参考.
目前吉林油田采用委托第三方处理废弃钻井泥浆的方式,缺少自己的核心技术及必要的监督及评价手段,存在环保风险.本文结合吉林油田产能建设方案分区块、按不同钻井液配方体系,掌握不同泥浆配方体系中产生的主要环境污染物,明确不同泥浆无害化处理的重点,为吉林油田废弃水基泥浆不落地技术研究提供技术依据,根据新《环境保护法》的要求,调研分析吉林油田泥浆无害化处理技术现状及技术研究方向,为最终实现钻井废弃泥浆不落地处
本文初步对浆液密度、浆液固体物含量、浆液中固体颗粒粒度等石灰石湿法脱硫浆液成分分析方法进行了系统总结,脱硫塔浆液成分监测可以给脱硫运行提供调整依据,因此石灰石浆液成分分析对脱硫设施运行具有重要意义。
通过对多台破碎缩分制样机的精密度检验和偏倚试验,发现在精密度和偏倚合格的情况下,精密度试验中单一试样对差值有大量数据远大于灰分测定的重复性或再现性允许差,联系到存查煤样抽检时出现灰分测定结果经常性超过重复性允许差和再现性允许差的情况,提出通过减小存查煤样粒度或增加存查煤样测定次数的方法以减小存查煤样抽检差值,同时建议制定新的标准解决存查煤样抽检没有判断依据的问题.
本文初步分析了石灰石湿法脱硫浆液成分分析的意义和浆液各成分含量对脱硫效果以及石膏纯度的影响,对开展脱硫化学监督监测有一定借鉴意义.