Методы знесолення нафти і нефтяного

Методы знесолення нафти і нафтового сировини (важких остатков).

fМинистерство спільного освітнього і професійного Освіти Російської Федерації Казанський Державний Технологічний Університет Кафедра аналітичної хімії, сертифікації і Менеджменту качества.

Курсова робота По аналітичної хімії На тему: Методи знесолення нафти і нафтового сировини (важких залишків). Виконав студент гр.47−41 Прийняв з оцінкою :доцент.

Казань 2000.

Зміст: сторінки: Зміст. Запровадження. 1. Причины появи солей не в нафті і на використання нафти і нафтової сировини: 1. Мінералізація шарових вод і неорганічні речовини не в нафті. 2. Вплив солей використання нафти і нафтового сировини. 2. Эмулси нафти із жовтою водою. Емульгатори. 3. Основные методи знесолення нафт: 3.1. Загальне опис методів знесолення. 3.2. Механічні методи. 3.3. Фізико-хімічні методи. 3.4. Електричні методи. ЭЛОУ. 4. знесолювання бітумінозної нафти. 5. Знесолювання мазутів. Укладання. Література. Реферативні журналы.

Ступінь підготовки нафти, яка поставляється на нафтопереробні заводи, визначено ГОСТ 9965–76.

Залежно від вмісту у нафти хлоридів та води встановлено групи сирої нафти: 1 група -зміст води 0.5%, солей трохи більше 100 м/л; 2 група — води 1% і солей трохи більше 300 м/г; 3 група — води 1% і солей трохи більше 1800 м/г. На заводі нафту піддається додатковому обессоливанию.

На погляд, щоб повністю дати раду методах знесолення нафти і нафтової сировини, треба знати причини появи солей не в нафті, також яке шкідливий вплив надають солі при видобутку, переробці, транспортування та використання нафтопродуктів. Необхідно знати основні властивості водонефтяных емульсій, які методи більше підходять при обессоливании цього виду не в нафті, прикладне застосування цих методів на нафтопереробних підприємствах. Наявність у методах знесолення легкої, бітумінозної та інших видів нафти, важких остатков.

Проблема знесолення нафти особливо актуальна в Татарстані, оскільки видобута тут нафту вирізняється високим вмістом солей.

1. Причини появи солей не в нафті і нафтового сырья.

1. Мінералізація шарових вод і неорганічні речовини в нефти.

Пластові води, видобуті з нафтою та які із ній диспереную систему, містять зазвичай, значну кількість розчинних мінеральних солей. По хімічним складом пластові води ділять на хлоркальцевые, що перебувають у основному з суміші розчинів хлориду натрію, магнію і кальцію, і лужні. В своє чергу можна розділити на хлориднощелочные і хлоридно-сульфатщелочные.

Загальна мінералізація шарових вод вимірюється в еденицах маси розчиненої речовини на еденицу обсягу води та може змінюватися у сотні разів. Так було в Ставрополбском краї зустрічаються пластові води, містять менш 1 м/г розчиненої речовини, але в окремих месторождениях.

Татарстану їх сягає 300 м/г.

Крім солей, їхнім виокремленням істинні розчини, в пластовій воді утримуватися розчинені гази, хімічні сполуки, що утворюють несталі колоїдні розчини (золі), такі, як SiO2 Fe2O3 Al2O3; тверді неорганічні речовини, нерозчинні у воді й які у зваженому состоянии.

Результати численних досліджень мінерального складу шарових вод показують, що основна частка розчинених речовин становлять хлориди натрия.

Магнію і кальцію. Крім лідерів (залежно від родовища) можуть може бути йодисті і бромисті солі лужних і щелочноземельных металів, сульфіди натрію, заліза, кальцію, солі ванадію миш’яку, германію та інших. Однак у відмінність від хлоридів, зміст яких обчислюється відсотками і десятками відсотків від загальної кількості розчиненої речовини, зміст інших солей обчислюється сотими, тисячними і ще меншими частками відсотків. У зв’язку з цим минерализацию пластовій води часто вимірюють за змістом іонів хлору в одиниці обсягу з наступним перерахунком на еквівалент натрієвих солей.

Крім виміру мінералізації вільної пластовою води при підготовці нафти і переробки вимірюють зміст солей в одиниці обсягу нафти. Сама нафту зовсім позбавлений хлорных солей. Вони потрапляють у неї разом із эмульгированной водою. І хоча окремі дослідники виявляли в безводній нафти звані кристалічні солі, це спростовує зробленого затвердження, ідучи можна пояснити. Кількість кристалічних солей зазвичай, незначно змінюється не більше той кількох міліграм до 10−15 мг/л нафти. Схожі ситуації можливі у разі: або за видобутку нафту проходить соляні відкладення і кристали солей потрапляють у ній як механічні домішки, або спочатку не в нафті міститься мало мелкодиспереной і дуже минерализованной пластовою води, які потім розчиняється не в нафті, а солі залишаються у вигляді микрокристаллов.

Абсолютна зміст хлоридів в обводненной нафти це не дає ставлення до ступеня минерализаци шарових вод. Тому разом з солями не в нафті визначають і його обводненість. Останню прийнято вимірювати в %.

Зміст солей один л нафти у її обводненості 1%, чисельно однакову кількості солей, розчинених у 10 див эмульгированной води, зручно використовуватиме порівняння нафт по мінералізації шарових вод, яка може змінюватися у досить широких пределах.

Крім хлоридів пластові води можуть утримувати значне кількість бикарбонатов кальцію і магнію, яких часто називають солями тимчасової жорсткості. .Неорганічні речовини перебувають у пластової воді. Деякі може розчинятися не в нафті чи утворювати із нею некомплексные сполуки. До них належать різні сполуки сірки, ванадію, нікелю, фосфору і другие.

2. Вплив солей використання нафти і нафтового сырья.

Наявність солей не в нафті від особливо лихоліття і різноманітні ускладнення при переробці. Зміст солей не в нафті нерідко достигает2000; 3000мг/л в окремих окремих випадках доходить до 0,4−0,3%. Нормальна переробка таких нафт виявляється зовсім невозможной.

Засмічення апаратури. Солі отлагаются, переважно, у гарячій апаратурі. Розчинені у питній воді солі виділяються при випаровуванні води. Оскільки останнє точиться переважно лежить на поверхні нагріву чи безпосередній близькості до неї, частина выкристаллизовавшихся солей прилипає до цих поверхням, осідаючи у ньому як міцної палітурки. Іноді ці соляні палітурки відламуються, беруться потоком нафти далі і глушаться в наступної аппаратуре.

Корозія апаратури. Корозія тобто. разъедание нафтоперегінної апаратури при переробці соленных нафт викликається виділенням вільної соляної кислоти у процесі гідролізу деяких хлористых солей.

Мазут у якому залишається значної частини солей, які у сирої нафти, володіє сильними коррозионными властивостями, що зумовлює передчасному виходу з експлуатації топкової апаратури електростанцій і турбінних двигунів .

Зниження продуктивності установок. Відкладення солей в трубах, які зменшують їх прохідні перерізу, обумовлює різке зниження продуктивності. Мазути із вмістом хлоридів від 800−2200мг/л мали простий з допомогою зупинок на промивання сировини до 20% календарного времени.

Зменшення асортименту вироблюваних продуктів. Солі переважно, як і й за наявності механічних домішок, концентруються лише за перегоні в мазутах і гудронах. За наявними спостереженням в апаратурі осаджується толькот10−20% солей, які у вихідному сырье.

Концентрація солей в гудронах і мазутах позбавляє можливості вироблення їх якісних залишкових продуктів. Приміром, бітуми у своїй витримує норми на розчинність в сероуглероде, та, крім того, містять водорозчинні примеси-соли, що, зокрема, для дорожніх бітумів неприпустимо. Залишкові олії з полумазутов, містять солі і продукти корозіїерозії, мають підвищену зольність. Мазути містять солі, непридатні розробки моторної продукції. При переробці засолених нафт наводяться такі дані при переробці сызранской нафти зміст хлоридів в мазуті сягає 10 000 мг/л, тобто. 1%. Зольність гудрону з переробки небитдагской нафти олії підвищується до 0.3%. Також мазути і гудрони непридатні як виробництва будь-яких залишкових продуктів, а й навіть як паливо, оскільки солі викликають засмічення форсунок, димоходів, утворюють осадження на обогревочной поверхні, і викликають їх корозію. Отже часто при переробці нафт з підвищеним змістом солей доводиться відмовитися від отримання їх зазначених залишкових продуктів, тобто. знижувати асортимент вироблюваної продукції. Мазути і гудрони, предназначеные використання як паливо, доводиться, є можливість змішувати коїться з іншими, чистішими нафтопродуктами з метою зниження зольности.

Солі миш’яку залишаються в первинних нафтопродуктах, які є сировиною для нателитических процесів, є однією з основних причин отруєння дорогих катализаторов.

2.Эмульси нафти із жовтою водою. Эмульгаторы.

У науково-технічної літературі є кілька визначень поняття «эмульсия», но найбільш загальним є що; емульсія — це гетерогенна система, що складається з двох несмешивающихся чи малосмешивающихся рідин, одній із яких диспергированна на другий в вигляді дрібних крапельок (глобул) діаметром перевищують 0.1 мкт. Дисперсная система з дрібнішими частинками належить вже колоїдному раствору.

Емульсії ставляться до микрогетерогенным системам, частки яких видно у звичайний оптичний мікроскоп, а колоїдні розчини належать до ультрамикрогенным системам, їх частки невеликі у звичайний мікроскоп. Хоча за своєю природою вони близькі, але фізико-хімічні їх властивості різняться залежать значною мірою від дисперсности. При освіті емульсій утворюється величезна поверхню дисперсною фази. Так, кількість глобул в одному літрі води 1%-высокодисперсной емульсії обчислюється трильйонами, а загальна площа поверхнідесятками кв. метрів. На такої величезної метфазной поверхні може адсорбироваться дуже багато, стабілізуючих эмульсию. Эти речовини називаються эмульгаторами, адсорбируясь за українсько-словацьким кордоном розділу фаз, знижують метфазное поверхове натяг, отже зменшують вільну енергію системи та підвищують її устойчивость.

Оригінальний метод виділення емульгаторів з нафтової емульсії вперше розроблений нашій країні В. Г. Беньковским з працівниками. Вони виділяли емульгатори з емульсій туркменський і мангышленских нафт і досліджували до їхнього складу і їхні властивості. Пізніше скориставшись цим методом, багато дослідників виділяли і науково досліджували емульгатори які у нефтях різних месторождений.

А.А.Петров з працівниками розробили методику виділення асфальтенов і экстракционного поділу нафт на фракції, застосовуючи розчинники з різноманітною полярністю. Експериментально вони встановили, що основними эмульгаторами і стабілізаторами емульсій є високомолекулярні сполуки нафти (асфальтены, смоли і высокоплавные парафины) і высокодиспергированные тверді мінеральні і углистие частицы.

Экстракционным методом емульгатори було поділено на фракції; парафины, смоли, асфальтены, речовини із високим температурою плавлення, і тверді мінеральні і углистые частицы.

Результати дослідження складів смол і асфальтенов сучасними інструментальними методами показали, що ці речовини є поліциклічні конденсированные сполуки, містять гетероциклы із сірою і азотом. Структурною одиницею смол і асфальтенов є конденсированные бензольные кільця із включенням гетероциклов. Вважають, що сталість які виникають емульсій залежить не як від концентрації емульгаторів (асфальтенов, смол та інших.) не в нафті, як від їх колоїдного стану, що у своє чергу визначається вмістом у нафти парафінових і ароматичних вуглеводнів і наявністю у яких речовин, обладающихдефлонулирующим действием.

Також, эмульгаторами становлять також микрокристаллы парафіну, і высокодисперсные мінеральні і углеродистые частки. Скупчення твердих частинок за українсько-словацьким кордоном розділу фаз зумовлено виборчим смачиванием окремих ділянок їхній поверхні внаслідок адсорбції у ньому ПВА асфальтосмолистых. Стійкість емульсій, стабілізованих твердими частинками, кількісно пов’язані з роботою змочування її олією і води і їх впливом на частицу (на кордоні двох рідких фаз).

3.Основные методи знесолення нафт. 3.1.Общее опис методів обессоливания.

Для деэмульсации і знесолення нафти застосовують велику кількість різних методів. Однією з основних причин достатку методів вважається розмаїтість якостей емульсій. Окремі наприклад легко піддаються відстою, інші - не відстоюються цілком, але розкладаються хімічними методами, третіэлектрогидратацией тощо. д.

Другим обставиною нерідко визначальним вибір методу деэмульсации, виявляються місцеві умови на заводах і промыслах.

За наявності заводу будь-якого відходу виробництва, спроможного більшої або меншою мірою розбивати емульсію, він нерідко використовується для деэмульсации, навіть як і дає малоудовлетворяющие результати. Навпаки, від застосування деэмульгаторов хоч і високоефективних, але потребують далекого перевезення, часто відмовляються, вследствии незабезпеченість нормального постачання ними. За відсутності заводу чи промислі прісної води доводиться відмовитися від застосування методів знесолення, потребують промивання водой.

Є думка, завдяки відзначеним обставиною, немає і може бути єдиного, універсального методу, применимого всім чи у будь-якому разі більшість эмульсий.

Таку думку ймовірно, можна вважати застарілими. З вже наявних даних, і результатів застосування деяких високоефективних деэмульгаторов можна годі розраховувати, що з допомогою вдасться розкладати будь-які эмульсии.

Досягнення знесолення, за досить високої мінералізації емульсійної води, необхідно видалення її за крайнього заходу до 0.1% Становище ще більше ускладнюється, як у нафти є «сухі» солі не удаляемые звичайними методами. Тож у такі випадки для власне знесолення припадати вдаватися до додаткової операції - промивання нафти водою. Для цього він, попередньо деэмульгированная тим чи іншим чином нафту знову эмульгируется із прісною водою, й отримана емульсія піддається повторному розкладанню зазвичай тим самим методом.

Наявність значної кількості і розмаїття методів деэмульсации нафти вкрай ускладнює і утрудняє виявлення найбільш раціональних їх. Усі існуючі методи деэмульсации може бути розподілені втричі основні группы:

1.Механические методы.

2. Фізико-хімічні методы.

3. Електричні методи. 3.2.Механические методы.

До цій групі ставляться способи розкладання емульсій природним шляхом — чи із застосуванням заходів, які б сприяли механічному руйнації захисних пленок.

Водонефтяные емульсії є дуже стійкими системами, як і правило, під впливом самої лише сили тяжкості не расслаиваются. Для їх руйнації потрібні певні умови, які б зіткнення і злиттю диспергированных не в нафті крапельок води, і виділенню останніх із нафтової середовища. Як зближення крапельок води, попередні їх злиттю, так і виділенню крапель з емульсій пов’язане з їхнім переміщенням у нафтовій середовищі, у якого певної вязностью і гальмуватиме це переміщення. Чим сприятливішими умови для нерозвитку крапельок, тим руйнуються емульсії. Тому розглянемо чинники від яких швидкість руху виваженої нафти крапельки воды.

Оказавшей під впливом певної сили, крапля спочатку руху прискорено, оскільки діюча її у сила перевищує гальмуючу силу тертя. Принаймні підвищення швидкість руху сила тертя дедалі більше збільшується, і за певної швидкості обидві сили врівноважуються: рух краплі врівноважується. Беручи участь у першому наближенні що крапля має сферичну форму, скористаємося відомої формулою Стокса Відповідно до цієї формули, встановлена під впливом сили F і в’язкості рідкої середовища n рівномірна швидкість руху U сферичної краплі радіусом r дорівнює :.

U=F/6пnr Зокрема, швидкість осідання не в нафті сферичної краплі води під впливом сили тяжкості з урахуванням Архимедовой втрати у масі составляет:

U=4/3 r3(p-d)g / 6 nr=2/9 r2(p-d)g / n (2).

Де 4/3 r3 -обсяг краплі; p d відповідно щільність води та нафти ;g прискорення вільного падения.

З формулы (2) видно, що швидкість осідання крапель води у нафтовій середовищі прямо пропорційна квадрату їх радіуса, різниці плотностей води та нафти, прискоренню сили тяжкості і навпаки пропорційно в’язкості нафти. .Отже, якщо розміри крапель і плотностей води та нафти незначні, а вязность нафти висока, то швидкість випадання крапель дуже низька, та практично емульсія не розшаровується навіть у перебігу багато часу. Навпаки, при великому розмірі крапель, значної різниці плотностей і низької вязности розшарування емульсії до лиця быстро.

Тож прискорення процессаразрушения емульсій поруч із отстоем одночасно піддають та інших заходам впливу, спрямованим на укрупнення крапель води. Основними заходами є: підігрів емульсії (термообробка); введення у неї деэмульгатора (хімічна обробка); застосування електричного поля (электрообработка).

Є й інших заходів на емульсію, наприклад перемішування, вібрація, обробка ультразвуком, фільтрація, які б переважно укрупнення крапельок воды,.

У окремих випадках для интенфикации розшарування особливо стійких високодисперсних емульсій вдаються для використання ефективніших відцентрових сил, переважаючих гравітаційні сили у десятки тисяч разів. І тому емульсію піддають обробці в центрифугах чи сепараторах. Попри високу відділяють здатність, цей спосіб для деэмульгирования нафти застосовують які іноді - при зневодненні флотського мазуту, олій і інші. Основні причини обмеженого застосування центрифугування є низька продуктивність сепараторів і великі складності їх эксплуатации.

Для руйнації емульсії у процесах зневоднення і знесолення нафти широке застосування, що з отстоем, знайшли перелічені вище перші чотири заходи на емульсію: підігрів, добавка деэмульгатора, электрообработка, перемішування. У цьому зазвичай застосовують одночасно кілька заходів впливу. Таке комбіноване поєднання ряду факторів на емульсію забезпечує швидке та їхнє ефективне її розшарування. Так, при зневодненні нафти промислах методом так называемого"трубного деэмульгирования" використав присутності деэмульгатора гидрозинемические ефекти, які під час турбулентном русі емульсійної нафти трубопроводах, успішно поєднуючи його з отстоем в трубопроводах, з ламинерным рухом рідини. 3.3. Фізико-хімічні методы.

До цій групі належить застосування різноманітних регентівдеэмульгаторов, впливають тим чи іншим шляхом на захисні плівки емульсії чи частки води. Сприятливе вплив деяких деэмульгаторов на розкладання емульсій настільки ефективне, що з них знаходять широке застосування деэмульгации і знесолення нафт з промисловою условиях.

Таке якнайширше застосування деэмульгаторов обумовлюється цілим поруч переваг перед іншими методами. Однією з основних переваг є простота застосування деэмульгаторов. Для деяких, особливо ефективних препаратів усе необхідне устаткування установок обмежується бачком для збереження і дозування деэмульгатора і насосом для підкачування їх у емульсію. Поруч із досягається хороше зневоднення і знесолювання нафти, навіть не залучаючи промивання водой.

Старіння нафтових емульсій має велику практичного значення на підготовку нафти і переробки, оскільки свіжі емульсії руйнуються значна полегкість і за менших видатках, ніж після старения.

Для зниження або припинення процесу старіння емульсії, необхідно якнайшвидше змішати свежеполученные емульсії з ефективним деэмульгатором, якщо неможливо попередити освіту, наприклад подачею деэмульгатора у замкову шпарину. Деэмульгатор — речовина із високим поверхневою активністю, адсорбируясь, лежить на поверхні глобулы води, він як сприяє руйнації гелеобразного шару, а й перешкоджає подальшому його зміцнення. Тож старіння высокодисперсной емульсії, що залишилася не в нафті після зневоднення у присутності деэмульгатора, повинен значно сповільнитися чи цілком припинитися. Це має значення задля її подальшого повного видалення солей з нафти. З численного промислового досвіду, можна зрозуміти, що нафта з невеликим змістом води як высокодисперсной емульсії, минулий стадію старіння, практично неможливо повністю обессолить існуючими способами. Така сама нафту, піддатися на нафтопромислі глибокому зневоднення і обессоливанию із застосуванням деэмульгатора до залишкового зміст солей 40−50 мг/л, легко практично цілком обессоливается на электрообессоливающих установках НПЗ. При способі термохимической деэмульгации чинниками, забезпечують прийнятні для нафтопромислів час і якість відстою емульсії є невеличкий підігрів нафти до 30−60 градусів і подачі деэмульгатора. У ролі деэмульгаторов використовуються, переважно, неоногенные, натионные і анионые поверхнево-активні вещества.

Нині по закордонах і ми найбільше застосування знайшли неоногенные високоефективні деэмульгаторы. Витрата деэмульгатора на підготовку нафти промислах і НПЗ коштує від 20 до 100 г/т в залежність від складу нафти і стійкості образующейся емульсії води в нефти.

Сучасні ефективні неогеонные деэмульгаторы зі своєї хімічної природою брольшенстве випадків є полиглинолевые ефіри чи блоксополимеры.

Окисй етилену, пропилену, бутилену з урахуванням этилендиамина, пропиленгликоля і другий соеденений з молекулярної вагою 2500−6000 багато деэмулгаторы є низкозастывающее речовина, тому випускаються як розчинів в органічних розчинниках чи водометанольной суміші. Большенство деэмульгаторов добре розчиняються у воді, деякі ж утворюють із жовтою водою емульсію зворотного типу, і розчиняються у нафти на водному розчині неоногенные диэмульгаторы мають слабко лужну чи нейтральну реакцію, не реагують з солями, кислотами і слабами щелочами.

Нагрівання диэмульгаторв до 200 градусів і охолодження неаказывают істотно з їхньої деэмульгирующае властивості. Применниются неоногенные диэмульгпторы в болтшенстве випадків вигляді 1−2% водного розчину чи ні розчинника витрата диэмульгатора для обессолевания нафти різних родовищ на ЭЛОУ встановлюються дослідним шляхом і вони становлять від 10 до 30 г/т.

Применяемы нині неогенные диэмульгаторы типу диссольвано по диэмульгируещей спосбности універсальні і придатні всім типів нефти.

Диэмульгаторы ОЖК, проксонол, проксомин для зручності застосування повинні випускатися як 50−65% розчинів в суміші метанолу із жовтою водою, як і багато імпортні диэмульгаторы, наприклад диссольван-4411. Дипроксомин 157- рідке речовина з темпертурой остигання -38градусов тому може застосовується без расстворителя.

Імпортні дионогенные диэмульгаторы, такі як диссольван, сепарол, оксайд прогелит та інших., є блоксополимерами окислів алькилепов і близькі за складом. А до того класу сполук ставляться вітчизняні диэмульгаторы проксинолы, проксоми і дипроксоми. Усі вони: як імпортні, і отечественные-обладают високої диэмульгирующей здатністю, а є поверхностно-активными біологічними жорсткими речовинами, тобто. ці речовини біологічно не розкладаються або дуже важко разлагаются.

У слідстві те, що все МПЗ змушені скидати в стічні води ЭЛОУ У річки й водойми, т.к. через солоності вони можуть бути змішані з зворотному водою Біологічна разлагаемость речовин, поподающих в стічні води, приобритает дуже серйозну значення у світі все зростаючих вимог до частоті що скидалися стічних вод мовби. Тож у перспективі, очевидно, потрібно буде до диэмульгаторам, застосовуваним на ЭЛОУ МПЗ, пред’являти вимогами з біологічної разлогаемости.

З усіх застосовуваних час диэмудьгаторов лише ОЖК частково задовольняє цим требованиям.

3.4. електричні методи ЭЛОУ.

Розпад емульсій електричним методами, через порівняльної порожнечі необхідні цього установок, применяемости більшість емульсій і з достатньою надійності у роботі, одержало широке распространение.

Електричний спосіб зруйнування емульсій типу В/Н застосовують на нафто переробних заводах при обессоливании нафти нафти ЭЛОУ, а також за очищення нафтопродуктів від водних розчинів лугів і кислот (электрофайнинг). У обох випадках використовують електричне полі високої напруженості. Проте є істотне различае між способами, торо в взвешанные частки води зливаються до більших що під дією сили тяжкості глушаться вниз. Відстояне вода З розчиненими у ній солями виводиться з частині электородегидратора, обезвоженная нафту з верхню частину. Досягнення мінімального змісту Залишкових солей в знесоленої нафти (трохи більше 3нг/л) нафту промивають кілька разів На ЭЛОУ, які з 2−3 послідовних з'єднаних щаблів электродегидраторов.

При виборі оптимальних параметрів технологічного режиму обессолевание нафти треба враховувати вплив кожного їх на ефективність процесу. Основними технологічним параметрами процесу є: температура, тиск, питома продуктивність дегидратов, витрата диэмульгатра (а окремих випадках і луги), Витрата промывной води та рівень її змішання з нафтою, напруженість електричного поля була в электродегидраторах. Важливим технологічним чинником є число щаблів обессолевания.

Одне з найважливіших параметрів процесу знесолення є температура. Застосовуваний на ЭЛОУ підігрів нафти дозволяє зменшити її в’язкість, що підвищує рухливість крапельок води зокрема нафтовий середовищі і прискорює їх усунення і сегментацію. З іншого боку, з підігрівом нафти збільшується расстворимость у ній гидрофобных плівок, обволакивающих крапельок води вследстви цього зміщується їх механічна міцність, що ні лише полегшує консистенцію крапель води, але наводить також щодо зниження вимозі витраті диэмульгатора вмете про те підігрів нафти ЭЛОУ пов’язане з на серйозні недоліки. З підвищенням температури обессолевания силбно збільшується електропровідність нафти і відповідно, підвищується витрата электроэнерги, значно усложнняются умови роботи прохідних і підвісних ізоляторів. Тому підігрів різних нафт на ЭЛОУ Проводять у широкому інтервалі температур 60−150 градусів, обираючи кожної нафти Залежно від неї властивостей оптимальне значення що забезпечує мінімальні видатки її обессолевание.

У зв’язку з цим цікаво розглянути як изменяеися стійкість водонефтянныйх Имульсий з температурою. Беручи за міру стійкості имульсии количиство деэмульгатора, який буде необхідний її руйнації, можна умовно визначити стійкість имульсии при даної температурі по требеемуму при цієї иемпературе витрати деэмульгатора.

4.Обессолевание бітумінозної нефти.

Завдання повного зневоднення нафти перед її переробкою ускладнюються для про важких бітумінозних нафт, видобуток що у найближчими роками розпочата промислових масштабах. При видобутку битуминозныз нафт застосовують термічний спосіб (спалюванням нафти на пласті), чи підігрів в пласті водянным пором, що призводить до утворення високо диссперстных имульсий прісної воды.

У важкої нафти, пі цьому щільність води близька до щільності нафти такі водонефтянае имульсии, звані кондексационные, дуже важко руйнуються існуючими способами, навіть за застосуванні самих эфективных диэмульгатров. Вочевидь, на підготовку і переробки важких бітумінозних нафт знадобиться розробка інших способов.

За наявними даними, зміст хлоридів в бітумінозних нефтях татарських родовищ коливається в межах від кількох основних десятків за кілька сотень мг/л, що з термічній обробці веде до виділення великих кількостей хлористого водорода.

У зв’язку з виснаження запасів в усьому світі битуминозные нафти, а як і нафти, витягнуті з бітумінозних песчанников, мають дедалі великої ваги запаси битумизной нафти великі, а промисловий видобуток їх поки що небольшая.

У процесі видобування термічним впливом на пласт екстракцією розчинниками та інші способами утворюються стійкі высокодисперсные водонефтяные емульсії з великим змістом механічних домішок. Тому дуже ускладнюється їх зневоднення, знесолювання і підготовка для переробки на якісні нафтопродукти. До таких нефтям належить, наприклад, нафту Мордово-Карлальского месторождения (Татарстан), видобута способом термічного на пласт (часткове спалювання нафти на пласті). Ця нафту дуже важко обессоливается на ЭЛОУ при жорсткому режимі витратах деэмульгатора, у кілька разів перевищує його витрати, для звичайній нефти.

При видобутку такий нафти способом термічного на пласт виходить высокодисперсная водонефтяная емульсія, що міститься, за нашими визначень, понад 50 відсотків% глобул води, розміром до 10 мкт. Ця емульсія дуже важко руйнується навіть у электродетураторе і із ефективних деэмульгаторов.

Вочевидь, на підготовку нових бітумінозних нафт для переробки залежно від своїх складу і властивостей знадобиться у кожному окремому разі дослідним шляхом визначати оптимальний режим роботи ЭЛОУ і підбирати відповідну композицію ефективного деэмульгатора.

Знесолювання мазутов.

Мазутні емульсії щодо змісту води нічим не відрізняється від нафтових. Вода тут він може перебуває у тій чи іншій ступеня подрібнення окремих крапельок і стійкість їх в підвішеному вигляді як і визначається наявністю захисних плівок, міцно утримуються в підвішеному стані, що перешкоджає видалення их.

Наявність в мазутах значної кількості асфальтосмолистих та інших компонентів, і навіть завдяки високої вязности середовища як зневоднення., і знесолення цих умовах представляє часто великі затруднения.

Ніяких спеціальних методів для эмульсации і знесолення мазутів не застосовується. Найчастіше вони піддаються відстою з отогревом до 60−80 градусів, що, проте, часто вже не дає досить позитивних результатів. Так, на одному заводі, де мазути, які у відкритих ямах, подаються на установки із вмістом води до70%, вдається обезвожить їх отогревом зазвичай лише до 5−10%. Спроби відігріву введенням гострого пара як і не увінчалися успехом: при наступному відстої вода, що настає з допомогою конденсації пара, відокремлюється досить легко, але основна емульсія у своїй не розбивається. Проте деяких випадках, очевидно для легких парафинистых мазутів, вдається досягти знесолення шляхом промивання прісну воду з отстоем придушенням. Так, на одному заводі Мескогон 9США) применяется наступний метод промивання: мазут забирають сировинним насосом, в прийом якого безупинно підкачується прісна вода. У насасе і выкидном трубопроводі вода досить повно перемішується з мазутом і суміш надходить далі в теплообмінник типа"труба в трубі", де гарячим кренинг-остатком підігрівається до 140;

150 градусів. З цього температурою суміш вводять у нижній кінець похило розташованого циліндричного водоотделителя через патрубок, відстає на 0,6 м від низу. При продуктивності установки 220 т/добу розміри водоотделителя =1,5 м, =12,6 м. Робоча тиск підтримується в.

12 атм. На 30 див нижчий за воді мазуту встановлено пробний краник для контролювання рівня води, яка періодично спускається через спускний кран, що у нижчою точці водоотделителя. Обсяг останнього вміщує перебування на ньому суміші мазуту й води протягом щонайменше 90 хв. У разі потреби додаткового обігріву або за вимиканні підігріву кренинг-остатком, в в водоотделителе встановлено паровий змійовик і довжиною 75 м.

Солі (переважно натрієві і магнивые), які у вихідному мазуті у кількості 4000 мг/л, видаляються до 54 мг/л.

На заводах знесолювання мазутів часто виготовляють електроустановках з підігрівом до 150 градусов.

Певне, сприятливі результати можуть бути і отримані застосуванням деэмульгаторов для зневоднення мазутів. Проте, для знесолення слід, очевидно, поступово переорієнтовуватися під застосування лише достатньо ефективних деэмульгаторов, оскільки мазути, особливо важкі, піддаються цієї операції важко, і легко эмульгируют при промывке.

Заключение

.

Наявність значної кількості і розмаїття методів знесолення нафт вкрай ускладнює і утрудняє виявлення найбільш раціональних їх. Тим більше що, нашої завданням є вибір, і застосування такого методу, який було б найбільш раціональним. З метою полегшення це завдання при описах різних методів, наведених вище, дається оцінка позитивних і негативних особливостей кожного з них.

Раціональність методів знесолення визначається наступним основними показниками якісність их:1эффективность;2)возможность повного відділення води та сухих солей; 3) отсутствие потребу використання підігріву; 4) максимальная простота методу і устаткування; 5) економічність процесса.

Не швидше за все, що у НПЗиспользуют лише будь-якої одне із методів знесолення. Наприклад, на ЭЛОУ, комбінують термохимический спосіб боротьби з електричним, поєднується чотири чинника на эмульсию.

: підігрів, подачу деэмульгатора, електричне полі, і відстій в гравітаційному поле.

Проте, для легкій нафті методи знесолення досить ефективні, то тут для, наприклад, бітумінозної нафти необхідна розробка ефективних методів. Тим паче, Татарстан має значними запасами бітумінозної нефти.

1. Гершуні З. Ш ., Лейбовская М. Р. Устаткування для знесолення нафти на електричному полі. М.:ЦИИТиХИМИЕФТЕМАШ, 1983, с. 32.

2. Левченко Д.І. та інших. Знесолювання нафти нафтопереробних заводах.М.:ЦНИИТЭ.Нефтехим., 1973, с. 51.

3. Левченко Д.І. та інших. Технологія знесолення нафт на нафтопереробних предприятияж. М.:Химия, 1985, с. 168.

4. Логінов В.І. Зневоднення і знесолювання нефтей.М.:Химия, 1979, с. 216.

5. Пахомов Є.В. Электрообессоливание нефти.М.:Госкомтехиздат., 1955, с. 96.

6. Петров А. А. Геагенные-деэмульгаторы для зневоднення нефтей.Куйбышев., Кн.изд., 1965, с. 143.

7. Мишкін Е.А. Підготовка нафт і мазутів і переработка.Гостоптехиздат.,.

1946, с. 119.

13п144−83г.

Розробка оптимальної технології зневоднення і знесолення нафт на.

Нефтекутском ГПЗ: Хабибулина Р. К., Коноплев В. П., Нафтопромислове дело.

(Москва), 1982, № 10,с.28−29.

Наведено результати розробки оптимальної технології зневоднення і знесолення нафт в лабороторных умовах на зразках, відібраних на нефтекумском ГПЗ, з вихідним змістом (%) в ставропольської нафти суміші води 8, солей 3511, і 6 і 7072.

Показано, що комбінованим методом в 2−3 щаблі в оптимальному технологічному режиме (температура більше або одно 80 градусів, витрата деэмульгатора 40 гр/т із подачею на першу щабель, під час відстою нафти на термодегидраторах 4 години, в электродегидраторах 1 години, нафту то, можливо обессолена до 50 мг/л.

23п197−99г.

Оптимізація складу деэмульгаторов водонефтяных емульсій з допомогою математичного методу планування експериментів /Клімова Л.З., Калинина.

Е.В., Гаєвої О.Г., Силін М.А., Магедов Р. С, Старинов В. В., Изюмов.

Б.Д.//10 Всеросійська конференція по хімії, реактивам «РЕАКТИВ-97».

Хімічні реактиви, реагенти і процеси малотоннаж химии., М.-Уфа, 8−10 октября, 1997., Тез.Окл.-Уфа, 1997, с. 179.

Високоефективні деэмульгаторы, що використовуються для підготовки нафт на нафтопромислах і під час глибокого зневоднення і знесолення на ЭЛОУ, є суміш ПАР різних структур і модифікацій і добір композицій для руйнації водонефтяных емульсій різних типів нафт ведеться имперически. Поставлено завдання перебування оптимального складу трехкомпонентной суміші ПАР -деэмульгаторов різною структури для руйнації водонефтяных эмульсий. В ролі вихідних компонентів розглянуті розроблені сполуки: блок-сополимер оксидів етилену і пропилену (НефтеконБС), окисиэтилированнае.

Фенолформальдегидная смола (Нефтекон КС), оксиэтилироваёёёёёённые жирні кислоти С8-С24 (Нефтекон МС). Для перебування оптимальної композици трехкомпонентногодеэмульгатора і вивчення явища синергізму між системами примененё симёпёёлеёёкёсё-решетчатый план і расчитаны математичні моделі, основі яких виявлено синергический ефект системи НефтеконБС-НефтеконКС.

7п159п-93г.

Спосіб руйнації оборотних емульсій в системах для знесолення сирої нафти: Method of brecning reverse emulsion in a crude оіл desalting system.Пат.5 607 574 США, МНИ. C10G33/00/Hart Paul R. Betz Bearbon inc.;

№ 437 338; Заявл.9.05.95; опубл. 4.03.97.; НКИ 208/188.

Эмулсию, образовывающуюся при обессоливании сирої нафти, обробляють при 65−150 градусів водним розчином, що містить хлоргидрат алюмінію і полімер диалил диметилламмоний хлорид з молекулярным вагою 100 000.

16п259п-85г.

Спосіб знесолення нафти: Утияма Хиросу, Накадзима Садео, Хануко Каруко.

Каганові К. К. Заявл. 59−152 981, Японія. Заявл. 21.02.83.№ 58−26 395, опубл.

31.08.84 МКІ C10 G33/04 B01 D17/04.

Запропоновано спосіб знесолення нафти, яким до нафти, а танже до промывным водам додають відповідні деэмульгаторы емульсій в/м і м/в, промивають нафта і природний водний шар, до складу якого солі, відділяють від олійного шару. Як деэмульгаторов емульсій в/м застосовують СПЛ етилен і пропиленоксидов, поликонденсаторы полиоксиалпилена, алпилфенов і формалина, СПЛ полиоксиамиленов з алифатическими ефірами чи полиамиленаминами; як деэмульгаторов емульсій м/в застосовують СПЛ етилен і пропілен оксидів, поликонденсаты, этилхлоргидратов і алкилоксиамидазолинов і других. Деэмульгаторы додаються у кількості 2,5;

20 г/мн.

16п257п-85г.

Використання полиакри+ламида і композицій його основі у процесах зневоднення, знесолення і депарафинизации нафти: Мембаталиева З. Д.,.

Новичкова Л., Анісімов Б.Ф.;Институт хімі нафти і природних солей АН.

КазССР. Гур'єв., 1985, з. 27. Бібліографія 70 (Рукопис деп. в ВІНІТІ 22 квітня 1985. № 2262−85 ДЕП).

Показана можливість одночасного проведення процесу обезвоживания.

знесолення і депарафинизации, запобігання асфальтосмолистых відкладень на трубопроводах і апаратах для зневоднення і обессоливания.

Розглянемо поведінка полімерів типу полиакриламида (ПАА) в оборотних нафтових эмульсиях, механізм дії водорозчинних компонентів на нафтові емульсії під електричним мікроскопами опубліковані ренгентографические дослідження взаємодії ПАА з механічними домішками і солями, які у нефтях.

Автореферат.

10п155−92г.

Спосіб деэмульгаци нефти.А.с.1 616 903 СРСР, МНИ С10 С33/06/ Галицкий.

Ю.Я., Спиридонов Ю. А. Галицкая В.А.; Казан. филиал Московського енергетичного института-№ 4 462 344/31−04. Заявл.15.07.98; опубл.

30.12.90., бюл.; 48.

У способі деэмульгации нафти шляхом нагріву і методи обробки деэмульгатором, здійснюваної під час створення між собою струменів нафти струменями деэмульгатора, розташованими навколо симетрично, з соударением котрі злилися у своїй струй.

10п154п-92г.

Спосіб руйнації проміжного емульсійної шару: А. З. 1 616 961 СССР,.

МНИ, с10 с33/04/Голубев В.Р., Башкирський Н.І. і проекту не. Інститут нафтової промышленности.-№ 4 424 652/23−04; заявл.12.05.88; опубл. 30.12.90; бюл.№ 48.

У способі руйнації промужуточного емульсійної шару у процесах зневоднення і знесолення шляхом введення до нього деэмульгатора для підвищення ступеня руйнації, деэмульгатор змішують з нагрітої товарної нафтою, взятої у кількості 7,5−10% від обсягу обробній нафти, і вводять у нижню частина проміжного емульсійної слоя.

7п174−99г. Розробка деэмульгирующих компонентов./Грегухина А.А., Кабирова А. А, Дияров И.Н.//12 міжнародна конференція молодих учених по хімії та хімічної технології, присвячена 100-річчя освіті Російського химикотехнологічного університету, М., ноябрь-декабрь1998; МКХТ-98Тез.докл.Ч.З.- М., 1998, с. 41.

З з метою отримання універсальної деэмульгирующей композицій, здатної конкурувати з імпортним деэмульгатором синтезовано ПАР Полинол і випробування ефективність як до Д-157.

7п175−99г. Деэмульгатор для зневоднення і знесолення нафти: ПАТ 2 076 134 Росія, МПК С10 С33/04/Габдурахманова А.З., Зарипов РР., Мустафін Х.В., Нуруллина І.І. Орєхов А.І., Павлова Л. И., Рахматулин Р. Г., Шумляев С.І., Юдіна І.Г.-№ 95 104 330/04. Ззаявл. 24.03.95.; опубл.27.03.97.; бюл.№ 9.

Деэмульгатор для зневоднення і знесолення нафти включає блоксополимер окислів пропилену і етилену загальної формули. І додатково містить суміш побічних продуктів стадії виділення морфолина з каталізу виробництва морфолина з диэтиленгликоля і аміаку висококиплячі фракції М-2 при наступному співвідношенні компонента %: блок-сополимер окислів пропилену і етилену формули I 70−80, висококиплячі фракції М-2 до 100.

21п135−94г. Електростатичні процеси в нафтопереробці. Refining electrostatic proccsses //Оіл and Gas J.1994, с. 2, № 20, с.64-анг. Фірма Howe-Bacer Ersineers inc. выпустила дві ілюстровані брошури, в яких описує розроблені нею процеси нафтопереробки. У одній з брошур докладно розглянутий електростатичний процес знесолення і дегидратици нафти. Обговорюються особливості технологій і апаратурного оформлення процесу, покликаного забезпечити тяжіння в родовищах з глибоким заляганням нефти.

18п151п-98г. Склад для зневоднення і знесолення нафти: О.с. 15 121 444СССР, МКИ, С10С33/04/Солодов А.В., Лебедєв Н.А., Тудрий Г. А., Наумова А. В., Ялышева А. Г., Ассадулина Г. Р., Лопатина Р. В.; нво по хімізації технологічних процесів у нафтовій промисловості.№ 4 359 900/04; заявл.5.01.88.; опубл.20.05.96.; бюл.№ 14.

Склад для зневоднення і знесолення нафти містить %: біс (алкилгексаоксиэтилен) фосфат 75−91 і 2- этилендиаминометил фенолу чи 2.6- диэтилен диамипометил) фенолудо 100.

9п156п-98г. Спосіб отримання деэмульгатора для зневоднення і знесолення стійких водонефтяных емульсій: заявл.94 030 510/04 Росія, МКИС10С33/04/Тудрий Г. А., Варнавская О. А., Лебедєв Н.А., Жвастова А. К., Халимулин Ю. К.; НІ нефтепромысловой хімії .НДІ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЙ ХИМИИ.№ 9 403 510/04; ЗАЯВЛ.18.08.94; ОПУБЛ. 10.12.96, БЮЛ.№ 34.

1П 131П-97Г. склад для зневоднення і знесолення нефти: Пат.2 036 952.Россия, МКИ С10С33/04/Таврин А.Є., Зотова А. М., Балакірєва Р.С., Кассина Г.І., Яилаев А. М., Никишин В. А., Кузмичкина Т. И., Федоров С. Б., Сабурова Л. И.; ТОВ Сатурн№ 5 033 638/04; заявл.24.03.92.; опубл.9.06.95;бюл.№ 16.

Склад містить 10−50% оксиэтилакилфенола з урахуванням трилеров пропилену АФ9−12 чи основі полиэтиленгликолевого ефіру моноалмилфенола з урахуванням полимердистилята ОП-10 чи полиэтиленгликолевого ефіру фракцій синтетичних спиртів оксанол аміну, обраного із групи, що містить монозтанолооксин, триэтаноламин, тетраметилдипропилентриамин, піридин і по 100% растворители.

6п 192п-97г. Спосіб зневоднення і знесолення нафти: А.с.1 236 747 Росія, МКІ С10 133/04/Петров О.Г., Гусєв В.І., Солодов О. З., Тузова В. Б.; Всероссийскийи.-н. І проект. Інституту промислової хімії.№ 3 568 451/04; заявл.23.09.83;опубл. 10.04.96, бюл.№ 10. Запропоновано спосіб зневоднення і знесолення нафти шляхом введення деэмульгатора окисиалкилированого продукту конденсації алкилфенола з сополимером. З метою зниження витрат деэмульгатора як деэмульгатора використовують оксиэтилированный продукт конденсації алкилфенола, де алкіл з высококипящим побічним продуктом синтезу і изорбутелена і формальдегіду при молярном співвідношенні алкилфенола і высококипящего побічного продукту 1:0.5−2 і за змісті оксиэтилированых груп у молекулі 30−70%.

17п96п-99г. Склад для зневоднення і знесолення нафти і ингибирования корозії нафтопромислового устаткування й асфальтно-смоло-парафиновых отложений: заявл.96 102 647/04, Росія, МПК С08 С33/04/Зотова А.М., Зотов С. Р., Зотова Н.Р.-№ 96 102 647/04, заявл.14.02.96; опубл.20.01.98.;бюл.№ 2.

Запропоновано склад для зневоднення і знесолення нафти, ингибирования корозії нафтопромислового устаткування й асфальтно-смоло-парафиновых відкладень, що включає сполуки фосфористої кислоти, амін, оксиалкилированное ПАР і растворитель.