阅读说明：本技术 一种从油基岩屑回收基础油的系统 (System for recovering base oil from oil-based rock debris ) 是由 彭春耀 左京杰 张鑫 王瑞迪 冯彦林 何睿 杨勇 杨洋 胡金喜 焦小光 姚如钢 于 2019-08-23 设计创作，主要内容包括：本申请涉及一种从油基岩屑回收基础油的系统,该系统包括蒸汽发生单元、反应器单元、冷凝单元、缓存单元和负压单元,反应器单元内的油基岩屑在负压下进行热脱附和汽提吸附,并通过负压将反应器单元内的混合气体吸入冷凝单元内进行冷凝,以及将冷凝单元冷凝得到的混合液吸入缓存单元内。该系统结构简单,并且在负压下同时进行热脱附和汽提吸附,提高了回收率和回收质量。(The application relates to a system for recovering base oil from oil-based rock debris, which comprises a steam generation unit, a reactor unit, a condensation unit, a cache unit and a negative pressure unit, wherein the oil-based rock debris in the reactor unit is subjected to thermal desorption and stripping adsorption under negative pressure, mixed gas in the reactor unit is sucked into the condensation unit through the negative pressure for condensation, and mixed liquid obtained by condensation of the condensation unit is sucked into the cache unit. The system has simple structure, and can simultaneously carry out thermal desorption and stripping adsorption under negative pressure, thereby improving the recovery rate and the recovery quality.)

一种从油基岩屑回收基础油的系统

技术领域

本申请涉及油基岩屑处理技术领域，尤其涉及一种从油基岩屑回收基础油的系统。

背景技术

油基钻井液又称油基泥浆。包括以油作连续相，水(体积含量可高达50％)作分散相，乳化剂作稳定剂的油包水乳化钻井液和通过由柴油、氧化沥青、有机酸、碱以及其他化学剂配成的钻井液。与水基钻井液相比，油基钻井液具有抗高温、抗盐钙侵蚀，有利于井壁稳定、润滑性好、对油气层损害小等优点。由于上述优点常用于页岩气或其他复杂地质条件下油气资源的勘探与开发，在开发过程中产生岩屑(钻屑)会附着部分油基钻井液反排至地面。随着页岩气的大规模开发，油基岩屑产生量也会进步增加，页岩气开发单井约产生300m³油基岩屑，每年产生的废弃钻屑可达200多万吨。油基岩屑是一种危险固体废弃物，是由石油烃类、胶质、沥青质、岩屑、无机絮凝体、有机絮凝体及水和其他有机物、无机物牢固黏结在一起的固体废弃物，其含油率约为5～25％(质量比)具有较高的回收价值、含水率为0％～5％，无法直接排放。需要对油基岩屑进行深度处理，降低其含油率，回收基础油，消除污染风险。

相关技术中的油基岩屑处理技术主要包括:回注法、固化法、固液分离法、清洗法、生物法、有机溶剂萃取法、超临界流体萃取法、焚烧法、热脱附法以及微波热脱附法等方法。

申请号为CN201410155734.7的中国专利公开了一种油田废弃物的工业处理方法，包括以下步骤：(A)对油田废弃物进行采样分析，运用蒸汽加热或导热油加热将油田废弃物预热至80～300℃(优选为85～95℃)，得到预处理固体产物和气体，气体经冷凝分离及净化处理，回收得到水、油和不凝气体；回收的油和不凝气体用于蒸汽加热或导热油加热的燃料；(B)将预处理固体产物进行微波热解处理，控制压力为-5000～-100Pa(压力优选为-1000～-200Pa)，得到总石油烃含量低于3％的固体处理物和气体气体经冷凝分离及净化处理，回收得到水和油，回收的油用于蒸汽加热或导热油加热的燃料；固体处理物经喷淋再湿或固化处理，排出进行储运。

申请号为CN201310057482.X的中国专利公开了一种方法，通过辅助加热系统提高钻屑温度，并用真空机组将干燥器内部分别抽到不同级别的真空度，利用分级真空将油田钻井钻屑中的水分和柴油依次汽化，再通过凝结器将蒸汽液化，分别将含少量油的水回收到储水罐，将含有少量水的柴油回收到储油罐备用，钻屑干燥后外排；通过取热系统降低外排钻屑的温度，并保持储水罐的温度，回收热量。进行油田钻井钻屑分级真空干燥处理的工艺，真空干燥器内装填小于2/3容积的湿钻屑后密闭，加热系统开启，钻屑温度高于0℃，温度传感器反馈信号，加热系统关闭；如果环境温度高于0℃，则加热系统不启动；真空机组启动，真空干燥器内的真空压力小于400Pa，压力传感器反馈信号，降低真空机组流量，真空压力大于500Pa，压力传感器反馈信号，增加真空机组流量，维持真空干燥器内压力为400～500Pa；从真空干燥器抽汽口抽出的带固体杂质的蒸汽，先经过除尘器去除固体杂质，再进入真空机组，真空机组出口排出的蒸汽，经凝结器增压降温而液化，真空干燥器内压力为400～500Pa时，储水罐入口阀打开，冷凝液进入储水罐；当真空机组流量小于0.1m³/min时，则储水罐入口阀关闭，第一级处理结束；储油罐入口阀打开，第二级处理开始；加热系统开启，真空干燥器内温度高于150℃，加热系统关闭，真空干燥器1内温度低于100℃，加热系统启动，保持真空干燥器内温度为100～150℃；真空机组启动，压力传感器反馈信号，真空机组流量相应调节，保证真空压力为10～50Pa；储油罐入口阀打开，冷凝液进入储油罐10；当真空机组5流量小于0.1m³/min时，真空机组关闭，第二级处理结束；取热系统开启，真空干燥器内温度降低，真空干燥器内温度低于50℃，取热系统关闭，真空干燥器卸料。

申请号为CN201510319698.8的中国专利公开了一种油田废弃物的处理方法，包括供热、一级处理、二级处理和气体处理部分，(a)供热部分：通过第一热源对饱和蒸汽进行加热至300-600℃，使饱和蒸汽成为过热蒸汽；(b)一级处理部分：将油田废弃物置于一级处理器内，引入供热部分的过热蒸汽采用内热式加热的方式使过热蒸汽与油田废弃物直接接触传热进行热脱附；一级处理器内为欠氧状态；(c)二级处理部分：将一级处理后的油田废弃物送入二级处理器内，引入供热部分的过热蒸汽采用内热式加热的方式使过热蒸汽与油田废弃物直接接触传热再次进行热脱附；二级处理器内为欠氧状态；(d)气体处理部分：收集一级处理部分和二级处理部分中产生的气相产物经三相分离塔及油水分离后，回收得到油、水和不凝气体；(e)将二级处理后的固体产物进行冷却后排出。其中，由于过热蒸汽清洁环保，采用内热式加热的方式将过热蒸汽直接通入一级处理器和二级处理器内对油田废弃物进行加热，充分利用过热蒸汽的热量，提高热脱附处理效率，具有较高的能量利用率和经济性。一级处理器和二级处理器通过第二热源采用外热夹套加热的方式对其内部的油田废弃物进行辅助加热；第一热源和第二热源分别通过电磁感应加热方式获取，将饱和蒸汽加热成过热蒸汽，清洁环保；其中，气体处理部分中回收的不凝气体和油可作为燃料供给燃气或燃油发电机组进行发电，为电磁感应加热方式获取的热源提供电能，提高能源利用率，降低能耗。此外，一级处理部分和二级处理部分中产生的气相产物在引入三相分离塔之前进行除尘处理，去除气相产物中含有的粉尘等，提高净化处理效率。

申请号为CN201710056331.0的中国专利公开了一种含油污泥的处理工艺，包括以下步骤：A前置处理：将含油污泥中大颗粒杂质分离后单独堆放，并将液态含油污泥经预热、均质后在160～180℃，通过物化方式对污泥进行调质，调质结束后的污泥进行初步分离，对分离出来的油和水回收，分离出来的固相产物投入热解脱附装置；B热解脱附：在电气自动控制控制下，固相产物进行热解脱附，热解脱附包括外加热和内热解，外加热采用间接加热，内热解采用直接加热与间接加热的混合加热，含油污泥经过在内热解的同时，通有600～800℃的保护气，保护气为在炉内温度下不与污泥产生反应的气体，保护气同时起到气氛保护和提供直接加热热量的作用，外加热的热量来自热源，外加热腔的温度控制在500～800℃，热解腔内的含油污泥的温度控制在300～600℃，经热解脱附处理后，气相产物进行三相分离处理；C三相分离：三相分离后得到的液体油回收，不凝气体进行气体处理；D气体处理：将步骤C中的不凝气体作为热源辅助能源。

相关技术中，油基岩屑处理需要300至800℃的高温加热，并且处理后的油基岩屑含油量较高，处理不彻底。并且，相关技术中处理技术，其目的是降低油基岩屑的含油量，以避免油基岩屑污染环境，油基岩屑处理得到的液体油难以再次作为油基钻井液(也称为油基泥浆)的基础油。此外，相关技术中的处理系统结构复杂、成本较高。

发明内容

为了解决上述技术问题或者至少部分地解决上述技术问题，本申请提供了一种从油基岩屑回收基础油的系统。

第一方面，本申请提供了一种从油基岩屑回收基础油的系统，该系统包括：

蒸汽发生单元，用于产生过热除氧水蒸汽；

反应器单元，包括：反应器，用于容纳油基岩屑；电加热装置，设置在反应器外部，用于加热反应器内的油基岩屑，以对油基岩屑进行热脱附；搅拌器，设置在反应器内，用于搅拌反应器内容纳的油基岩屑；蒸汽注入端，与反应器气密连通，用于向反应器内容纳的油基岩屑注入过热除氧水蒸汽，以对油基岩屑进行汽提吸附，并提供热脱附的绝氧保护环境；

冷凝单元，包括：冷凝盘管和冷却水水槽；其中，冷凝盘管设置在冷却水水槽中，冷凝盘管的注入端与反应器的输出端气密性连通；

缓存单元，与冷凝单元的输出端气密性连通，用于缓存冷凝单元冷凝得到的混合液；以及

负压单元，与缓存单元的输出端气密性连通，用于使反应体系内产生负压，以使反应器内的油基岩屑在负压下进行热脱附和汽提吸附，并通过负压将反应器内的混合气体吸入冷凝单元内进行冷凝，以及将冷凝单元冷凝得到的混合液吸入缓存单元内。

在某些实施例中，蒸汽发生单元包括：蒸汽输送管线和管线加热带，蒸汽输送管线与蒸汽注入端气密性连通，管线加热带安装缠绕于蒸汽输送管线上；管线加热带，用于为流经蒸汽输送管线的过热除氧水蒸汽保温。

在某些实施例中，冷凝单元包括至少两个并联的冷凝盘管。

在某些实施例中，缓存单元为立式储气罐，其中，立式储气罐包括：泄气阀，位于所立式储气罐的顶部，用于释放立式储气罐中的压力；排液口，位于立式储气罐的底部，用于排出立式储气罐缓存的混合液。

在某些实施例中，负压单元为具有尾气处理装置的真空泵，其中，尾气处理装置由空气滤芯、活性炭和吸油棉组成。

第二方面，本申请提供一种从油基岩屑回收基础油的系统，该系统包括：

蒸汽发生单元，用于产生过热除氧水蒸汽；

反应器单元，与蒸汽发生单元气密性连通，包括：反应器、加热装置、搅拌器、温度传感器、加热控制装置和压力传感器；

冷凝单元，与反应器气密性连通；

缓存单元，与冷凝单元气密性连通，用于缓存冷凝单元冷凝得到的混合液；

负压单元，与缓存单元气密性连通，用于产生负压，以通过负压将反应器内的混合气体吸入冷凝单元内进行冷凝，以及将冷凝单元冷凝得到的混合液吸入缓存单元内；以及

控制系统，包括：存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序；计算机程序被处理器执行时实现从油基岩屑回收基础油的方法的步骤，从油基岩屑回收基础油的方法包括升温步骤、恒温步骤和冷却步骤，其中，

在将油基岩屑置于反应器中后，控制负压单元将反应体系的压力抽至-0.04Mpa，并维持在-0.04Mpa，进入升温步骤；

在升温步骤和恒温步骤，控制搅拌器按照150rpm的搅拌速度搅拌油基岩屑，控制负压单元并使反应体系的压力维持在-0.042MPa至-0.047MPa之间，以在负压下对油基岩屑进行热脱附和汽提吸附；

其中，在升温步骤，开始通过加热装置对油基岩屑加热，当通过温度传感器检测到反应器内的温度达到120℃时，控制蒸汽发生单元开始向反应器中通入过热除氧水蒸汽，以对油基岩屑进行汽提吸附并提供热脱附的绝氧保护环境，其中，过热除氧水蒸汽的温度介于120℃至150℃之间；当通过温度传感器检测到反应器内的温度达到278℃时，进入恒温步骤；其中，恒温步骤持续60min，且通过加热控制装置控制反应器内的温度维持在276℃至285℃之间；

在冷却步骤，控制加热控制装置结束对反应器加热，使反应器冷却至常温；其中，在进入所述冷却步骤10min后结束向所述反应器通入所述过热除氧水蒸气，当通过温度传感器检测到反应器的温度冷却至180℃以下后，向反应器内通入空气，并控制负压单元停止负压抽吸使反应体系的压力恢复至常压，以及控制搅拌器停止搅拌。

在某些实施例中，在升温步骤和恒温步骤，并使反应体系的压力维持在-0.045MPa。

在某些实施例中，恒温步骤使反应器内的温度维持在280℃。

在某些实施例中，油基岩屑的含油质量介于5％至25％之间，且含水质量介于0％至5％之间。

在某些实施例中，基础油为3#工业白油。

本申请实施例提供的上述技术方案与现有技术相比具有如下优点：

本申请实施例提供的该系统，该系统结构简单，并且在负压下同时进行热脱附和汽提吸附，提高了回收率和回收质量。

附图说明

此处的附图被并入说明书中并构成本说明书的一部分，示出了符合本发明的实施例，并与说明书一起用于解释本发明的原理。

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，对于本领域普通技术人员而言，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本申请实施例提供的从油基岩屑回收基础油的系统一种实施方式的结构示意图；

图2为本申请实施例提供的从油基岩屑回收基础油的控制系统一种实施方式的硬件示意图；

图3为本申请实施例提供的从油基岩屑回收基础油的方法一种实施方式的流程图；以及

图4为本申请实施例提供的3#工业白油及回收油色谱图。

附图中符号说明：

蒸汽发生单元100：蒸汽发生器101、压力表1、压力测量元件2、液位计3、排液阀4、供水水箱5、供液泵6、蒸汽输出阀门7、热力除氧阀门8、具有管线加热带的蒸汽输送管线9、蒸汽流量计10；

反应器单元200：反应器201、动力马达11、传动皮带12、转速测速环13、温度传感器14、防爆安全阀15、真空压力表16、蒸汽流量计17、蒸汽注入端18、电加热夹套19、输出端20、搅拌器接口21、搅拌器22、动力马达控制装置111、加热控制装置119；

冷凝单元300：冷凝盘管28、冷却水水槽29；

缓存单元400：泄压阀30、压力表31、注入端32、输出端33、排液口34；

负压单元500：真空泵35、尾气处理装置36、真空泵控制装置351；

控制系统600：计时器23、转速显示器24、加热温度控制板25、搅拌速度控制旋钮26、加热控制旋钮27、存储器601、处理器602、通信装置603。

具体实施方式

应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

在后续的描述中，使用用于表示元件的诸如“模块”、“部件”或“单元”的后缀仅为了有利于本发明的说明，其本身没有特定的意义。因此，“模块”、“部件”或“单元”可以混合地使用。

应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。

在本发明的描述中，需要说明的是，术语“第一”、“第二”“第三”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

术语“上”、“下”、“左”、“右”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，或者是该发明产品使用时惯常摆放的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

此外，“垂直”等术语并不表示要求部件之间绝对垂直，而是可以稍微倾斜。如“垂直”仅仅是指其方向相对而言更加垂直，并不是表示该结构一定要完全垂直，而是可以稍微倾斜。

在本发明的描述中，还需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“安装”、“相连”、“连接”等应做广义理解。例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

本发明实施例中提供的从油基岩屑回收基础油的系统可以包括：蒸汽发生单元、反应器单元、冷凝单元、缓存单元、负压单元、控制系统、以及静止存储分离罐、电源等部件。

请参阅图1，其为实现本申请各个实施例的一种从油基岩屑回收基础油的系统的结构示意图，蒸汽发生单元100、反应器单元200、冷凝单元300、缓存单元400、负压单元500、以及控制系统600。其中，蒸汽发生单元100，用于产生过热除氧水蒸汽，以用作汽提吸附和提供热脱附的绝氧保护环境。反应器单元200，与蒸汽发生单元100气密性连通，用于在负压条件下，对油基岩屑进行汽提吸附和热脱附。冷凝单元300，与反应器单元200气密性连通，用于对反应器单元200的混合气体进行冷凝，得到混合液。缓存单元400，与冷凝单元300气密性连通，用于存储经冷凝单元300冷凝得到的混合液。负压单元500，用于产生负压，以使所述反应器单元200在负压条件对油基岩屑进行汽提吸附和热脱附。控制系统600，用于控制从油基岩屑回收基础油回收的过程。

下面结合图1对从油基岩屑回收基础油的系统的各个部件进行具体的介绍。

反应器单元200具有反应器201、蒸汽注入端18、输出端20、搅拌器接口22、温度传感器14和电加热夹套19。反应器201内容纳油基岩屑。

反应器单元200的蒸汽注入端18与蒸汽发生单元100连通。蒸汽发生单元100向反应器201内注入蒸汽，该蒸汽为经除氧处理的水加热产生的过热除氧水蒸汽。蒸汽发生单元100与蒸汽注入端18之间设有用于测量注入蒸汽流量的蒸汽流量计10。

反应器单元200的输出端20与冷凝单元300相连通。冷凝单元300用于对反应器201的混合气体进行冷凝。该混合气体包括油相蒸汽和水相蒸汽。冷凝单元300与输出端20之间设有防爆安全阀15、蒸汽流量计17和真空压力表16。

搅拌器接口21用于安装位于反应器单元200上部的搅拌器22，搅拌器接口21用于连接不同型号的搅拌器22。搅拌器22具有传动皮带12、转速测速环13和磁力搅拌器接口。搅拌器22的传动皮带12与动力马达11相连。动力马达11与控制系统600相连。搅拌器22的转速测速环13与控制系统600相连。在某些实施例中，搅拌器22为磁力搅拌器。

温度传感器14安装在反应器单元200上部，温度传感器14与控制系统600相连。电加热夹套19位于反应器201外壁，电加热夹19与控制系统600相连。

蒸汽发生单元100具有蒸汽发生器101、热力除氧阀门8、具有管线加热带的蒸汽输送管线9、压力表1、蒸汽流量计10、液位计3、供水水箱5和供液泵6。

蒸汽发生器101具有进液端、输出端和排水口。进液端与供液泵6连接，供液泵与供水水箱5连接。输出端与热力除氧阀门8连接，热力除氧阀门8用于排出蒸汽发生器101内初次加热水产生的氧气和水蒸汽，以达到水蒸汽除氧的目的。蒸汽输送管线9与热力除氧阀门8连接，蒸汽输送管线9向反应器单元200输送蒸汽发生器101产生的过热除氧水蒸汽。

管线加热带安装缠绕于蒸汽输送管线9上，,管线加热带为流经蒸汽输送管线9的蒸汽保温。蒸汽流量计10安装于蒸汽输送管线9上，蒸汽流量计10用于测量蒸汽发生器101输出的蒸汽量。压力表1安装于蒸汽发生器101上，压力表1与蒸汽发生器101的输出端连接。

控制系统600与蒸汽发生器101的输出端间设有压力测量元件2；控制系统600根据蒸汽发生器101的输出端的实时压力控制蒸汽发生器101加热系统的开启与关闭。

冷凝单元300具有冷凝盘管28和冷却水水槽29，冷凝盘管28置于冷却水水槽29中，冷却水水槽29中有冷却水对流经冷凝盘管28中的混合蒸汽进行冷凝。冷凝盘管28可包括304不锈钢材质的内径6mm长度3m冷凝盘管(盘管整体直径5cm)、304不锈钢材质的内径6mm长度5m冷凝盘管(盘管整体直径10cm)。在某些实施例中，304不锈钢材质的内径6mm长度3m冷凝盘管与304不锈钢材质的内径6mm长度5m冷凝盘管采取并联的方式连接，一端与反应器单元200连接、另一端与缓存单元400连接。

缓存单元400为具有注入端32、输出端33、泄压阀30、排液口34和压力表31的立式储气罐。缓存单元400的注入端32与冷凝单元300连接，缓存单元的输出端33与负压单元500连接。泄压阀30安装于立式储气罐的顶端，泄压阀30用于释放立式储气罐中过高的压力。压力表31安装于立式储气罐的中部，压力表31与立式储气罐连接，用于显示立式储气罐中的实时压力。排液口34位于立式储气罐的底部，排液口34用于排出立式储气罐缓存的来自冷凝单元300的混合液。

负压单元500包括尾气处理装置36和真空泵35；负压单元500的输入端与缓存单元400连接，负压单元500的输出端与尾气处理装置36连接，尾气处理装置36由空气滤芯、活性炭和吸油棉组成。

在某些实施例中，控制系统600为具有加热控制旋钮27、搅拌速度控制旋钮26、加热温度控制板25、转速显示器24和计时器23的电子数控箱。加热控制旋钮27，用于控制电加热夹套19加热的开关。搅拌速度控制旋钮26，用于控制动力马达11的转速。加热温度控制板25，用于调节电加热夹套19的加热温度。转速显示器24，用于显示转速测速环13测量的搅拌器22的实时转速。计时器23，用于显示反应时间。

在另一些实施例中，控制系统600包括：存储器、处理器及存储在所述存储器上并可在处理器上运行的计算机程序；计算机程序被处理器执行时实现从油基岩屑回收基础油的方法的步骤。请参阅图2，示出了从油基岩屑回收基础油的系统的结构框图，下面结合图1对如图2所示的控制系统进行描述。

控制系统600可包括各种类型的计算机设备，如图2所示，控制系统600包括处理器602、存储器601和通信装置603。存储器601存储数据、文件和计算机程序。通信装置603可包括各种类型的通信接口和通信协议，以与反应器单元100、负压单元500以及蒸汽发生单元100通信，以接收各类传感器的检测数据和向各类控制装置发送控制指令。

参考图1和2所示，反应器单元200包括转速测速环13、温度传感器14、动力马达控制装置111、以及加热控制装置119等。结合图1所示，转速测速环13用于检测动力马达11的转速，动力马达控制装置111用于根据控制指令调节动力马达11的转速，但不限于此。温度传感器14用于检测反应器单元200的反应温度，加热控制装置119用于根据控制系统600的控制指令控制加热温度，以使反应器单元200的反应温度在预定值。

参考图1和2所示，负压单元500包括真空泵控制装置351，用于根据控制系统600的控制指令控制真空泵抽真空，以使反应器单元200的反应压力在预设范围内。

此外，控制系统600，可与图1所示的蒸汽发生单元100通信，以控制蒸汽发生单元100产生所需的过热除氧蒸汽，其控制包括但不限于开关、过热除氧蒸汽温度、过热除氧蒸汽流量等，本实施例对此不赘述。

控制系统600可向如图1所示的各类阀门装置发送控制指令，以控制阀门装置的开启或关闭，以及阀门装置的开启程度，由此来控制流经阀门的气体或液体等流量。

存储在控制系统600的存储器601上并可在处理器602上运行的计算机程序包括：从油基岩屑回收基础油的控制装置，该控制装置实现从油基岩屑回收基础油的方法，该方法包括升温步骤、恒温步骤和冷却步骤。

在将油基岩屑置于反应器201中后，向真空泵控制装置351发送指令来控制负压单元600将反应体系的压力抽至-0.04Mpa，进入升温步骤。在某些实施例中，当反应体系的压力抽至-0.04Mpa后，可在持续该压力持续预定时间后，进入升温步骤。

在升温步骤和恒温步骤，向动力马达控制装置111发送指令来打开搅拌器22并控制搅拌器22按照150rpm的搅拌速度搅拌油基岩屑，向真空泵控制装置351发送指令来开启抽真空，并控制负压单元600并使反应体系的压力维持在-0.042MPa至-0.047MPa之间，以在负压下对油基岩屑进行热脱附和汽提吸附。

其中，在该升温步骤，向加热控制装置119发送指令来开始加热，当通过温度传感器14检测到反应器201内的温度达到120℃时，控制蒸汽发生单元100开始向反应器中通入过热除氧水蒸汽，以对油基岩屑进行汽提吸附并提供热脱附所需的绝氧保护环境，其中，过热除氧水蒸汽的温度介于120℃至150℃之间。当通过温度传感器14检测到反应器201内的温度达到278℃时，进入恒温步骤；其中，恒温步骤持续60min，且通过加热控制装置控制119反应器内的温度维持在276℃至285℃之间。

恒温步骤持续60min后，进入冷却步骤。在冷却步骤，控制加热控制装置119结束对反应器201加热，使反应器201冷却至常温；其中，在进入冷却步骤10min后结束向反应器201通入过热除氧水蒸气，当通过温度传感器14检测到反应器201的温度冷却至180℃以下后，控制向应器201内通入空气，并控制负压单元500停止负压抽吸使反应体系的压力恢复至常压，以及控制搅拌器停止搅拌。并控制负压单元600停止负压抽吸使反应体系的压力恢复至常压，以及向动力马达控制装置111发送指令控制搅拌器22停止搅拌。

参见图3所示，在本某些实施例中，从油基岩屑回收基础油的方法，包括：进料阶段S300、升温阶段S302、恒温阶段S304和冷却阶段S306。该方法可通过如图2所述的控制系统自动控制，也可通过图1所示的控制系统600部分人工操作。

在本申请实施例中，在进料阶段S300，将油基岩屑置于反应器单元200中；进料阶段S300结束后，通过负压单元500将反应体系的压力抽至-0.04Mpa，如果反应体系的压力维持在-0.04Mpa，则进入升温阶段S302。

在升温阶段S302和恒温阶段S304，按照150rpm的搅拌速度搅拌油基岩屑，并使反应体系的压力维持在-0.042MPa至-0.047MPa之间，以在负压下对油基岩屑进行热脱附和汽提吸附。

在升温阶段S302，当反应器单元内的温度达到120℃时，开始向反应器单元中通入过热除氧水蒸汽，以对油基岩屑进行汽提吸附并提供热脱附的绝氧保护环境，其中，过热除氧水蒸汽的温度介于120℃至150℃之间；当反应器单元内的温度达到278℃时，进入S304恒温阶段；其中，S304恒温阶段持续60min，且使反应器单元内的温度维持在276℃至285℃之间。

在冷却阶段S306，结束对反应器单元加热，使反应器单元冷却至常温。其中，在进入冷却阶段S306十分钟后结束向反应器单元通入过热除氧水蒸气，当反应器单元的温度冷却至180℃以下后，向反应器单元内通入空气，并停止负压抽吸使反应体系的压力恢复至常压，以及停止搅拌。

冷却阶段S306结束后，取出反应器单元内的固相，从缓存单元中取出液体，并从中分离出油相。

下面通过具体实例进一步说明本申请方案和效果，但并不能认为本发明仅限制在这些实例中。在实例中，除非另加说明，所有的分数和百分数均以重量给出。

一、从油基岩屑回收基础油的方法实例

实例1

秤取钻井现场甩干设备产出的含液固相945.31g，加入到3升(内容积)反应器单元中，按操作规程盖好釜盖并紧固；连接蒸汽管线；排气管线和冷凝系统连接，冷凝器和立式储气罐连接，立式储气罐与真空泵连接；连接反应器单元加热电源、搅拌器电源，***温度计。

打开真空泵，抽吸立式储气罐、冷凝器及反应器单元内气体，压力降至-0.040MPa，保持10分钟不降。

打开反应器单元上的搅拌器，转速调至150转；打开反应器单元加热开关，开始加热；将反应器单元内压力降至-0.045MPa并维持；

反应器单元内温度升到120度时，开始加入水蒸汽，加入量以反应器单元内压力在-0.042至-0.047MPa为准。

反应器单元内温度升到278度开始计时，开始计时，之后温度保持在276-285度之间，维持1小时。

关闭反应器单元加热电源，开始降温，为了加快降温速度，反应器单元内温度降到180度后，开始少量放入空气，至反应器单元内温度降到150度以下，关停搅拌器，关闭蒸汽发生器、真空泵及电源总闸。

反应器单元内温度降到常温，打开反应器单元，取出固相；放出立式储气罐内液体。

立式储气罐内放出的液体静止24小时后，抽取上部油，取反应器单元中固体，检测结果如表1所示。

表1实例1参数及检测结果表

序号	温度	转速(转/分)	负压(MPa)	时间(分)	含油(％)
						1	280	150	-0.045	60	0.01

实例2

1，秤取钻井现场振动筛下油基岩屑783.31g，加入到3升(内容积)反应器单元中，按操作规程盖好釜盖并紧固；连接蒸汽管线；排气管线和冷凝系统连接，冷凝器和立式储气罐连接，立式储气罐与真空泵连接；连接反应器单元加热电源、搅拌器电源，***温度计。

2，打开真空泵，抽吸立式储气罐、冷凝器及反应器单元内气体，压力降至-0.040MPa，保持10分钟不降。

3，打开反应器单元上的搅拌器，转速调至150转；打开反应器单元加热开关，开始加热；将反应器单元内压力降至-0.045MPa并维持。

4，反应器单元内温度升到120度时，开始加入水蒸汽，加入量以反应器单元内压力在-0.042至-0.047MPa为准。

5，反应器单元内温度升到278度开始计时，开始计时，之后温度保持在276-285度之间，维持1小时。

6，关闭反应器单元加热电源，开始降温，为了加快降温速度，反应器单元内温度降到180度后，开始少量放入空气，至反应器单元内温度降到150度以下，关停搅拌器，关闭蒸汽发生器、真空泵及电源总闸。

7，反应器单元内温度降到常温，打开反应器单元，取出岩屑；放出立式储气罐内液体。

8，立式储气罐内放出的液体静止24小时后，抽取上部油，取反应器单元中固体，检测结果如表2所示。

表2实例2参数及检测结果表

序号	温度	转速(转/分)	负压(MPa)	时间(分)	含油(％)
						2	280	150	-0.045	60	0.02

其中，含油量计算公式如下：热脱附后固相含油量(％)＝测定的油质量/(测定的油质量+测定的固相质量)。

结果表明：使用减压蒸馏的方法，合理的参数，能够达到无害化处理的高标准要求，考虑设备的运转成本，优化温度、转速、负压、时间等参数，既能满足环保要求，又能产生好的经济效益。

二、回收油品与3#白油色谱分析

对3#白油及本实施例的回收油进行色谱分析得到的色谱成分表见表3，色谱图见图4所示。

表3 3#工业白油及回收油色谱分析表

参考表3和图4，2#回收油为加热恒温温度240℃时得到的油品色谱图，1#回收油为加热恒温温度280℃时得到的油品色谱图，白油为配置油基钻井液使用的3#工业白油的油品色谱图。通过色谱分析对比，3#白油与回收油品仅在正二十烷至正二十六烷存在较大差异，3#白油未检出正二十五烷及正二十六烷。3#白油正十一烷至正十九烷占比99.19％，热脱附油品正十一烷至正十九烷占比93.66％，油品组成基本相同。

三、回收油品配制的油基钻井液性能对比

对3#白油及本申请实施例的方法得到的回收油进行配制油基钻井液的对比实验，分按照油水比为65:35、85:15的油基钻井液配方配制油基钻井液，以验证回收油是否可作为现场施工配制油基钻井液的基础油，实验数据见下表4和表5所示。

表4 65:35 3#白油及回收油配制的油基钻井液性能对比表

表5 85:15 3#白油及回收油品配置的油基钻井液性能对比表

由表4、5可知用本申请实施例的方法回收得到的油品配置的油基钻井液与3#白油配置的油基钻井液性能相近。回收得到的油品可作为现场施工作业中配制油基钻井液的基础油使用。

需要说明的是，在本文中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者装置不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者装置所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括该要素的过程、方法、物品或者装置中还存在另外的相同要素。

上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。

上面结合附图对本发明的实施例进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可做出很多形式，这些均属于本发明的保护之内。