CC BY
19
№ 9 (90)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
сентябрь, 2021 г.
МЕТОДЫ АНАЛИЗОВ ВОДОНЕФТЯНЫХ И НЕФТЕШЛАМОВЫХ ЭМУЛЬСИИ
ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ
Очилов Абдурахим Абдурасулович
(PhD), доцент кафедры Технология нефтегазохимической промышленности Бухарского инженерно-технологического института, Республика Узбекистан, г. Бухара E-mail: [email protected]
METHODS OF ANALYSIS OF WATER-OIL AND OIL-SLUDGE EMULSIONS OF HEAVY OILS
Abduraxim Ochilov
(PhD), Associate Professor of the Department of "Technology of the Petrochemical Industry"
of the Bukhara Institute of Engineering and Technology,
Uzbekistan, Bukhara
АННОТАЦИЯ
Нефтешламы как вторичное сырье для получения топлив, строительных материалов и других перерабатываются на нефтеперерабатывающих заводах, установках подготовки нефти и других производствах.
Устойчивые эмульсии содержащиеся в нефтешламах затрудняют проведение вышеотмеченных процессов и поэтому требуют разработки новых способов их разрушения.
Относительно высокое содержание механических примесей, воды и минеральных солей способствует повышению вязкости нефтешламов, что также снижает интенсивность разрушения водонефтяной эмульсии.
ABSTRACT
Oil sludge as a secondary raw material for the production of fuels, construction materials and others are processed at oil refineries, oil treatment plants and other industries. Stable emulsions contained in oil sludge make it difficult to carry out the above-mentioned processes and therefore require the development of new methods for their destruction.
The relatively high content of mechanical impurities, water and mineral salts contributes to an increase in the viscosity of oil sludge, which also reduces the intensity of destruction of the water-oil emulsion.
Ключевые слова: нефтяные эмульсии, водонефтяных эмульсии, нефти шламовых эмульсии, месторождений, серы, разрушение, асфальтен, парафин, механических примесей, тяжелые фракции, нефтепродуктов, обезвоживания, обессоливания.
Keywords: oil emulsions, oil-water emulsions, oil sludge emulsions, deposits, sulfur, destruction, asphaltene, paraffin, mechanical impurities, heavy fractions, petroleum products, dehydration, desalination.
Основная часть воды, механических примесей и хлористых солей из водонефтяной эмульсии (ВНЭ) и нефте шламовых эмульсии (НШЭ) удаляются на установку подготовка нефти (УПН), которые приспособлены для обработки нефтей, соответствующих регионов. Для подготовки нефтей Ферганской долины используется открытая схема УПН, где подготавливают смеси нефти из месторождений, разработка и эксплуатация которых, осуществляется длительное время.
На УПН, работающих в месторождении подготавливают нефти с уникальными свойствами, которые характеризуются высоким содержанием асфальта -смолистых веществ, достигающих до 60 % и плотностью от 930 до 1000 кг/м3. Эти нефти относятся к категории битумных. Поэтому, их обезвоживают до остаточного содержания воды не более 5,0 %.
Сегодня, основная часть нефти в Республике, добывается в Сурхандарьинской и Бухара -Хивинском регионе, где расположены более десяти УПН. В данных установках (УПН) подготавливают
нефти с высоким содержанием попутного газа, путем его многоступенчатой сепарации [1].
Многолетний опыт эксплуатации УПН показал, что интенсификация процессов обезвоживания и обес-соливания нефтей напрямую связана со свойствами нефтегазоводяных смесей, которые могут существенно меняться в зависимости от условий разработки месторождений. При этом, на практике в данную смесь могут добавлять ловушечные нефти и т.п.
Учитывая это, нами изучены составы и свойства, подобранных нефтей, образующих устойчивые ВНЭ и НШЭ.
Учитывая большой объем работ по анализу нефтей, добываемых сегодня в Республике из многих месторождений, нами были выбраны наиболее весомые, к числу которых относятся «Кокдумалак», «Амударья», «Хаудаг», «Миршоди» и «Джаркак».
В табл.1., представлены физико-химические характеристики нефтей основных месторождений Узбекистана.
Библиографическое описание: Очилов А.А. МЕТОДЫ АНАЛИЗОВ ВОДОНЕФТЯНЫХ И НЕФТЕШЛАМОВЫХ ЭМУЛЬСИЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2021. 9(90). URL: https://7universum. com/ru/tech/archive/item/122 70
№ 9 (90)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
сентябрь, 2021 г.
Таблица 1.
Физико-химические характеристики нефтей основных месторождений Узбекистана
Наименование месторождений нефти
Наименование показателей нефти Кокдумалак (контроль) Амударья Хаудаг Миршоди Джаркак
Плотность при 20 0С, кг/м3 864 998 977,1 961 890
Температура застывания, 0С -10 24 22 4 10
Содержание, % от общей массы: -асфальтенов -парафина -силикагеловых смол -серы -кокса 2,85 3.8 4,68 2.09 7,35 49 6,6 59,2 9,3 8,90 9,20 3,80 50,4 3,60 11,70 8,35 7,80 38,69 3,40 13,83 5,92 6,30 14,23 6,14 8,27
Из табл. 1. видно, что добываемые нефти сильно отличаются по содержанию серы, асфальтенов, парафинов, силикагелевых смол и др. Нефти, содержащие большое количество асфальтенов, парафинов и силикагелевых смол часто образуют устойчивые ВНЭ, разрушение которых требует длительного времени и значительных расходов.
Таким образом, анализируя состав и свойства нефтей, добываемых в Узбекистане, можно сделать вывод о том, что для образования стойких ВНЭ, нефть некоторых месторождений содержит достаточное количество ПАВ (асфальтенов, смол, парафина и т.п.), обеспечивающих их устойчивость. При этом выявлено, что в местных ВНЭ недостаточно изучены состав и свойства дисперсных механических примесей, которые также являются факторами их стойкости.
Следовательно, изучение данных вопросов на примере промышленно важных месторождений нефти, позволит интенсифицировать процесс разделения устойчивых ВНЭ и сократить дорогостоящие материальные затраты (деэмульгаторы и др.) [2].
Кроме того, индивидуальное исследование устойчивых ВНЭ местных нефтей позволяет, научно обоснованно получать нефтяные смеси для дальнейшей промышленной переработки, что на сегодняшний день осуществляется на основе опыта специалистов и минимальной информации об их составе. Причём,
Источники загряз
эффективность процесса разрушения устойчивых ВНЭ, бесспорно обуславливает также удачным подбором того или иного типа деэмульгатора и его содержания.
Одним из наиболее опасных загрязнителей, практически всех компонентов природной среды -поверхностных и подземных вод, почвенно-расти-тельного покрова, атмосферного воздуха, являются нефтесодержащие отходы - нефтешламы. Основные источники загрязнения приведены в таблице 2.
Нефтешламы - это сложные физико-химические смеси, которые состоят из нефтепродуктов, механических примесей (глины, окислов металлов, песка) и воды. Соотношение составляющих его элементов может быть самым различным. Качественная характеристика нефтешламов на предприятиях укладывается в следующие пределы [4]:
• органические вещества от 10% до 25% масс.;
• механические примеси от 5% до 30% масс.;
• вода от 50% до 70% масс.
Согласно официальным исследованиям, «запасы» нефтешлама составляют: в России - 100 млн. тонн, в Азербайджане - 25 млн. тонн, в Казахстане -40 млн. тонн, в Украине - около 5 млн., Узбекистане -около 1,2 млн. тонн.
Таблица 2.
нефтепродуктами
Виды загрязнений Состояние
Добыча и подготовка Проливы Смесь грунта и нефтепродукта с содержанием воды до 20% масс., содержание мех. примесей от 80% масс.
Транспортировка М о р с к и м транспортом Водонефтяная эмульсия с содержанием воды до 95%, в случае загрязнения побережья - до 80%, грунта до 30 %, нефтепродукта до 20%
Сухопутным транспортом Смесь грунта и нефтепродукта с содержанием воды до 20% масс. Содержание мех. примесей от 80% масс.
Трубопроводным транспортом
Разливы
№ 9 (90)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
сентябрь, 2021 г.
Виды загрязнений Состояние
Переработка Зачистка резервуаров Нефтепродукт с содержанием мех. примесей (ржавчины, метало стружки) до 5%, эмульгированной воды до 10 %
Очистные сооружения, ( пруды - отстойники и нефтешламонакопи-тели) В зависимости от уровня пруда изменяется состав продуктов: поверхность - до 80% нефтепродукта, до 20% воды, до 5% мех. примесей, высокая концентрация флокулянта; середина - до 90% воды, до 10 % мех. примесей, до 10 % нефтепродукта; дно - илистое с содержанием нефтепродукта до 1%
Использование и хранение Разливы на автозаправках, нефтебазах Смесь грунта и нефтепродукта с содержанием воды до 20% масс., содержание мех. примесей от 80% масс.
Зачистка резервуаров Нефтепродукт с содержанием мех. примесей (ржавчины, металло-стружки) до 5%, эмуль-гированной воды до 10 %
В нефтешламах резервуарного типа соотношение нефтепродуктов, воды и механических примесей (частицы песка, глины, ржавчины и т.д.) колеблется в очень широких пределах: углеводороды составляют 5-90 %, вода 1-52 %, твердые примеси 0,8-65 %.
Как следствие, столь значительного изменения состава нефтешламов, диапазон изменения их физико-химических характеристик тоже очень широк. Плотность нефтешламов колеблется в пределах 8301700 кг/м3, температура застывания от -3 до +80°С. Температура вспышки лежит в диапазоне от 35 до 120°С [3].
Таблица 3.
Состав нефтешламов, образующихся при добыче углеводородов
Образец Содержание воды, % Твердая фаза, % Углеводородная фаза, %
Кокдумалак 10-28 12-28 21-56
Амударья 20-45 15-43 11-35
Хаудаг 16-42 13-40 12-38
Миршоди 17-40 15-35 19-45
Из табл. 3. видно, что химический состав нефте-шламов зависит от их происхождения, специфики применяемых на предприятиях технологий добычи и переработки. Вместе с тем, в состав любого нефтешлама всегда входят нефтяная часть, вода и механические примеси, при этом процентное содержание каждого из составляющих, может варьироваться в широких пределах и требуют индивидуального подхода.
Обработка полученных результатов исследования статическими методами
В процессе исследования использовали приборы и средства измерения, которые имеют определенный класс точности и погрешности.
Поэтому, необходимо определить общую величину погрешностей, допущенных в ходе анализа или измерения параметров рассматриваемого процесса.
По данным [5], предельная относительная погрешность (5нш) и средняя квадратичная погрешность (у) связаны в следующем виде:
6Ит = 3 ■ V (1)
Здесь вероятная погрешность измерения определялось по формуле:
Ör = 0,6745 ■ v
(2)
Для определения общей величины погрешностей, допущенных в анализах, необходимо рассчитать их индивидуальные ошибки, т.е. погрешности.
В ходе экспериментов температуру ВНЭ определяли с использованием ртутного термометра с ценой деления 0,5оС. Диапазон измерения температуры менялся от 10 до 100оС, где предельная относительная погрешность равнялось:
KT • 100 _ 0,5 • 100
T ~ 90
= 0,55% (3)
где: Кт - цена деления шкалы;
Т - диапазон измеряемой температуры.
При введении деэмульгатора в ВНЭ погрешность опыта складывается из класса точности весов и безвозвратного остатка в посуде.
На основании многократных опытов установили, что средняя величина безвозвратных потерь равна 0,006 г, что в процентах составляет:
0,006 •100 = 1 %
wlim 0,5 ,
где: 0,5 - средняя навеска деэмульгатора, г.
Я
№ 9 (90)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
сентябрь, 2021 г.
Время деэмульгирования ВНЭ определяли секундомером с ценой деления 0,2 с. Если данный процесс протекает за 900 с, т.е. за 15 минут, то предельная относительная погрешность будет равна:
S
т lim
KT-100 _ 0,2 • 100
т " 900
= 0,02 %
(5)
где: Кт - цена деления шкалы секундомера; т - время деэмульгирования ВНЭ, с. При использовании пружинного манометра с классом точности 0,3 со шляпой 0 - 98 кПа предельная относительная погрешность в измеряемом диапазоне остаточного давления 2 - 41 кПа равняется:
, = ^^ = 9803 = 0.75»%
Р
39
(6)
Таким образом,
( S ^lim = Sr lim + Sclim +Sr lim + SPlim X СУММа
вышеприведенных погрешностей (допущенных в процессе деэмульгирования ВНЭ, составила 2,52%, что не превышает допустимую погрешность при работе с такими объектами и изучении таких процессов, как деэмульсация ВНЭ.
Список литературы:
1. Амиркулов Н.С., Азизов Х.Х., Шафиев Р.У. Методическое руководство по определению реологических свойств нефти и водонефтяной эмульсии // ТашГТУ, Ташкент, 2000. - 46 с.
2. Очилов А.А., Абдурахимов С.А., & Адизов Б.З. (2019). Тяжелые нефти Узбекистана и их устойчивые водо-нефтяные эмульсии. Universum: технические науки, (9 (66)).
3. Жаров О.А. Современные методы переработки нефтешламов / О.А. Жаров, В.Л. Лавров // Экология производства. - 2004. - № 5. - С. 43-51.
4. Методы переработки и использования нефтешламов на НПЗ / Трубникова Н.В. и др. // Переработка и использование отходов побочных продуктов нефтеперерабатывающих заводов: сб. науч. тр./ ЦНИИТЭнефтехим. М., 1988. С. 76-79.
5. Яковлев К.П. Математическая обработка результатов измерения. - М.: Стандарт, 1960. - 215 с.
