Разрушение высокоустойчивых эмульсий комбинированным методом

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Химия


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Р. Р. Заббаров, И. Н. Гончарова РАЗРУШЕНИЕ ВЫСОКОУСТОЙЧИВЫХ ЭМУЛЬСИЙ КОМБИНИРОВАННЫМ МЕТОДОМ
Ключевые слова: разрушение, обезвоживание, эмульсия.
Приведены результаты обезвоживания эмульсии промежуточного слоя нефти комбинированным методом. Показана его эффективность на процесс разрушения данной эмульсии.
Key words: destruction, dehydration, emulsion.
The results of dehydration emulsion, intermediate layer of oil by a combined method. Shown its effectiveness in the process of destruction of the emulsion.
В настоящее время в нефтехимии
характерно образование высокоустойчивых
эмульсий в виде промежуточных слоев нефти. Присутствие воды в них крайне нежелательно.
Для решения проблемы разрушения
устойчивых эмульсий «углеводород-вода»
используются различные методы обезвоживания: термический, электрический, механический и химический или их комбинации. Но для эмульсий такого типа характерна невысокая эффективность этих методов, все они способствуют лишь незначительному обезвоживанию эмульсий.
Сложность разрушения эмульсий обусловлена
повышенным содержанием в их составе природных эмульгаторов и очень близкими значениями в плотности углеводородной и водной фаз [1,2].
Термохимический метод обезвоживания стал наиболее распространенным [3,4].
В качестве объектов исследования была использована водо-углеводородная эмульсия промежуточного слоя нефти Ромашкинского месторождения. В таблице приведены характеристики данной эмульсии.
Таблица 1 — Физико-химические свойства
высокоустойчивой эмульсии промежуточного слоя (ПС)
Показатели Эмульсия промежуточного слоя нефти
1. Агрегатное жидкость
состояние
2. Цвет коричневый
3. Плотность
при 20 °C, г/см3 0,9255
при 80 °C, г/см3 0,8835
4. Содержание 25,20
воды, %мас.
5. Содержание 375
солей, мг/л
6. Содержание 0,04
механических
примесей, %мас.
эмульсию с использованием водных растворов хлорида калия. Задача исследования заключалась в подборе реагента и условий воздействия на водную фазу эмульсии с целью повышения ее плотности и, таким образом, повышения эффективности термохимического обезвоживания. Выбор хлорида натрия среди широкого ассортимента солей обусловлен несколькими причинами:
• хорошо растворим в воде-
• при растворении существенно повышает плотность водного раствора, способствуя более четкому разделению углеводородной и водной фаз [5].
Исследования проводились в
термостатируемой делительной воронке с мешалкой при 800С с использованием реагента-деэмульгатора и солевого раствора как в отдельности, так и в их комбинации. В качестве реагента-деэмульгатора был использован отечественный деэмульгатор Реапон-4 В. Солевой раствор (концентрация №С1 в растворе от 100 до 400 г/л) готовился при температуре опыта (60−800С). Перемешивание реагента и солевого раствора с эмульсией проводилось в течение 30 минут. По истечении данного времени полученная смесь отстаивалась при температуре опыта в течение 2 часов, при этом происходило отделение углеводородной фазы от водной с последующим определением остаточного содержания воды согласно методике [6]. Основные результаты исследования приведены на рис. 1 и 2.
Как видно из рис. 1, применение только термохимического метода при обезвоживании вышеперечисленных эмульсий даже при высоком расходе деэмульгатора (до 1000г/т) оказалось неэффективным. Использование деэмульгатора Реапон-4 В позволило снизить содержание воды в этих эмульсиях до 8,8% масс. при 800С. При этом расход реагента составил 1000г/т эмульсии, в то время как для разрушения обычных нефтяных эмульсий расход реагента составляет до 100 г/т.
Следующим вариантом обезвоживания эмульсии в данном исследовании было использование солевого раствора.
Для решения вышеперечисленной проблемы была проведена исследовательская работа по разработке комбинированного воздействия на
Рис. 1 — Зависимость содержания остаточной воды в эмульсии ПС от расхода реагента
Характер кривых на рис. 2
свидетельствует о также о значительном разрушающем действии солевого раствора на эмульсию. Солевой раствор способствовал повышению разницы в плотностях между новой водной фазой (вода + КС1) и углеводородной фазами по сравнению с обычной водной фазой эмульсии. Обезвоживание эмульсии проводилось вплоть до кратности «эмульсия: солевой раствор» = 1: 2 с разрушением эмульсий до снижения остаточной воды 9,3% мас. при 800С. Но этот результат не удовлетворяет требованиям для дальнейшей переработки.
О 0,5 1 1,5 2
* Кратность1 '-эмупьсЕягсапевш раствор& quot-
Рис. 3 — Зависимость содержания остаточной воды от расхода реагента при кратности «эмульсия: солевой раствор» = 1: 2
Комбинированное использование реагента и солевого раствора, несмотря на высокое массовое содержание САВ в углеводородной фазе эмульсий ТПС, ПС и ПБ, привело к существенному снижению воды в промежуточном слое до 0,9%масс. (рис. 3). Полученный результат удовлетворяет требованиям на товарную нефть по содержанию воды.
Рис. 3 — Зависимость содержания остаточной воды от расхода реагента
Сложность разрушения эмульсий промежуточного слоя связана со значительным содержанием в них природных эмульгаторов, которые делают невозможным осуществление процесса переработки. При одиночном воздействии на эмульсию как солевого раствора, так и деэмульгатора обезвоживание протекает малоэффективно с высокими материальными и энергетическими затратами.
При их комбинированном использовании происходит эффективное обезвоживание эмульсий. Это связано с совместным воздействием деэмульгатора и солевого раствора на границу раздела «углеводород-вода», повышением разницы плотностей водной и органической фаз.
Литература
1. Позднышев, Г. Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий / Г. Н. Позднышев. — М.: Недра, 1982. — 221 с.
2. Левченко, Д. Н. Технология обессоливания на нефтеперабатывающих предприятиях / Д. Н. Левченко, Н. В. Бегштейн, Н. М. Николаева. — М.: Химия, 1985. -168 с.
3. Дияров, И. Н. Синтез и исследование олиглуретанов для процессов подготовки тяжелых
высоковязких нефтей./ И. Н. Дияров, Н. Ю. Башкирцева, О. Ю. Сладовская, Р. Р. Мингазов,
Ю. А. Ковальчук, А. В. Лужецкий // Вестник Казан. технол. ун-та. — 2009 г. — № 5. — С. 343−348.
4. Дияров, И. Н. Композиционные неионогенные ПАВ для комплексной интенсификации процессов добычи, подготовки и транспортировки высоковязких нефтей./ И. Н. Дияров, Н. Ю. Башкирцева // Вестник Казан. технол. ун-та. — 2010 г. — № 4. — С. 141−158.
5. Никольский, Б. С. Справочник химика. Том третий. Химическое равновесие и кинетика. Свойства растворов. Электродные процессы. М.: Химия. 1965. 455 с.
6. ГОСТ 2477– — 65. Определение остаточной воды по методу Дина и Старка. М.: Издательство стандартов. 1979. 4 с.
© Р. Р. Заббаров — канд. техн. наук, доц. каф. технологии основного органического и нефтехимического синтеза КНИТУ, cne1tyn1999@1ist. ru- И. Н. Гончарова — канд. техн. наук, ст. препод. той же кафедры, irina. goncharova. 81@mai1. ru.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой