CC BY
118
Зачиняев Я.В.1, Сергиенко Ю.В.2, Гладилин Ю.А.3, Харитоненко А.Л.4 ©
1Профессор, доктор химических наук, кафедра «Экономика природопользования и сервис экосистем», Санкт-Петербургский государственный университет сервиса и экономики
(СПбГУСЭ); 2аспирант, кафедра «Машин и оборудования бытового и жилищно-коммунального назначения», СПбГУСЭ; 3доцент, кандидат технических наук, кафедра «Машин и оборудования бытового и жилищно-коммунального назначения», СПбГУСЭ;
4аспирант, кафедра «Техносферная и экологическая безопасность», Петербургский государственный университет путей сообщения (ПГУПС)
МОДУЛЬНЫЕ ПЕРЕДВИЖНЫЕ УСТАНОВКИ С ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ВОДОНЕФТЯНЫЕ ЭМУЛЬСИИ МАГНИТНЫМ ПОЛЕМ
Аннотация
В статье проведён анализ воздействия на водонефтяные эмульсии, образующиеся в процессе подготовки и отмывки ж\д цистерн, а также известные методы и способы, направленные на разрушение водонефтяных эмульсий.
Подробно рассмотрены способы, применяемые на модульных передвижных установках (МПУ) для обработки эмульсий электромагнитным полем, представлены их технические характеристики и результаты испытаний.
Обводнение остатков смываемого продукта в ж/д цистернах вызывает серьезные осложнения при сборе и подготовке подвижного состава и собранных остатков, связанные с образованием водонефтяных эмульсий. Образование стойких эмульсий снижает показатели качества смываемого продукта. Затрудняются сбор, переработка и дальнейшее использование. Возникает необходимость разрушения стойких эмульсий в системах подготовки собранного нефтепродукта в процессе отмывки.
Ключевые слова: модульные передвижные установки, водонефтяные эмульсии, магнитное поле, отмывка железнодорожных цистерн
Keywords: modular mobile installations, water-oil emulsions, magnetic field, washing of rail tanks
Причины образования и свойства нефтяных эмульсий
Поскольку водонефтяная эмульсия представляет собой неустойчивую систему, тяготеющую к образованию минимальной поверхности раздела фаз, вполне естественно ожидать наличие у нее склонности к расслоению. Однако в реальных условиях эксплуатации ППС (промывочно-пропарочных станций) во многих случаях образуются эмульсии, обладающие высокой устойчивостью. Это в значительной степени определяет выбор технологии их дальнейшей обработки, а также глубину отделения водной фазы от смытого нефтепродукта. Агрегативную устойчивость эмульсий измеряют временем их существования до полного разделения образующих эмульсию жидкостей. В случае эмульсий, полученных из разных нефтепродуктов, их устойчивость может составлять от нескольких секунд до года и более. К естественным стабилизаторам эмульсий относят содержащиеся в нефти асфальтены, смолы, нафтены и парафины, являющиеся природными ПАВ [1].
Большая часть энергии, затрачиваемой на диспергирование эмульсии, концентрируется на межфазной поверхности в виде энергии поверхностного натяжения. Однако ожидаемое слияние капель сдерживается защитными адсорбционными слоями
© Зачиняев Я.В., Сергиенко Ю.В., Гладилин Ю.А., Харитоненко А.Л., 2012 г.
эмульгатора на межфазной поверхности. По той же причине затруднено дробление капель дисперсной фазы в движущемся потоке. Таким образом, при одинаковых исходных дисперсности капель и параметрах потока для разрушения эмульсии, прошедшей процесс старения, требуется затрата большей энергии, чем только что появившейся.
Об интенсивности разрушения эмульсии можно судить по разности между плотностями моющего раствора и нефтепродуктом Ар, а также отношению суммарного содержания асфальтенов (а) и смол (с) к содержанию парафинов (п) в нефти (а+с)/п. Последний показатель предопределяет способ деэмульгирования нефтяных эмульсий [2]. Показатель Ар соответствует движущей силе гравитационного отстаивания. Оба показателя являются качественными характеристиками эмульсий и позволяют разделять их на группы.
В зависимости от соотношения плотностей воды и нефти эмульсии классифицируют [3] на трудно расслаиваемые (Ар = 0,200-0,250 г/см3), расслаиваемые (Ар = 0,250-0,300 г/см3) и легко расслаиваемые (Ар = 0,300-0,350 г/см3). По показателю (а+с)/п нефти подразделяют на смешанные {(а+с)/п — 0,951-1,400), смолистые {(а+с)/п = 2,7593,888) и высокосмолистые {(а+с)/п = 4,774-7,789).
Отмывка ж/д цистерн модульными передвижными установками (МПУ); разрушение водонефтяных эмульсий и полный сбор смытых нефтепродуктов
Существуют следующие способы разрушения нефтяных эмульсий:
- гравитационное холодное разделение (отстаивание);
- фильтрация;
- разделение в поле центробежных сил (центрифугирование);
- электрическое воздействие;
- термическое воздействие;
- внутритрубная деэмульсация;
- воздействие магнитного поля.
Гравитационный способ или отстаивание применяют при высокой обводненности смытого нефтепродукта и осуществляют путем гравитационного осаждения диспергированных капель технического моющего средства (ТМС). В МПУ используются технологические емкости (отстойники) непрерывного действия [4-8]. Отделение моющего раствора ТМС происходит при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции технологических емкостей МПУ и расположения распределительных устройств, движение жидкости в них осуществляется в преобладающем направлении горизонтально или вертикально.
Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что, в процессе отстаивания происходит подогрев до температуры 45-60 0С. При нагревании уменьшается прочность слоев эмульгатора на поверхности капель, что облегчает их слияние. Кроме того, уменьшается вязкость смытого нефтепродукта и увеличивается разница плотности воды и нефтепродукта, что способствует быстрому разделению эмульсии. Подогрев осуществляют в технологических емкостях трубчатыми теплообменниками (Табл. 1).
Таблица 1
Результаты теплотехнических расчетов требуемой поверхности теплообмена
№ Расчетный внутренний диаметр Расчетная длина
п/п змеевика теплообменной части, м
нагревателя d1, мм
1 84,12 44,06
2 75,24 49,26
3 68,68 54,36
4 63,59 58,71
5 59,48 65,76
6 59,11 62,70
7 53,20 69,66
Внутритрубную деэмульсацию проводят посредством добавления в эмульсию химического реагента-деэмульгатора. Это позволяет разрушать эмульсию в трубопроводе, что снижает ее вязкость и уменьшает гидравлические потери.
Существует большое количество деэмульгирующих композиций для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий на основе алкилбензосульфоната кальция и алкансульфоната натрия [9], азотсодержащих соединений [10], оксиэтилированного алкилфенола и тримеров пропилена [11], блоксополимера оксида этилена и пропилена, а также глутарового альдегида [11], продуктов оксиалкилирования с подвижным атомом водорода и метилдиэтилалкоксиметилом аммония метил сульфатом [12].
Высокоэффективные деэмульгаторы, применяемые на нефтепромыслах и нефтеперерабатывающих заводах для обезвоживания и обессоливания нефти, содержат смесь ПАВ различных структур и модификаций, которые, как правило, являются синергистами [13].
Любое органическое вещество, обладающее моющими свойствами, может с той или иной эффективностью использоваться в качестве деэмульгатора.
Теории, объясняющие механизм действия моющих средств как деэмульгаторов, подразделяют на две группы:
- физическая, предполагающая протекание физической адсорбции молекул моющих средств (деэмульгатора) на коллоидных частицах, разрыхляющее и модифицирующее действие моющих средств на межфазный слой, которое способствует вытеснению и миграции молекул (частиц) стабилизатора в ту или иную фазу;
- химическая, основанная на предположении о преобладающей роли хемосорбции молекул моющих средств как деэмульгатора на компонентах защитного слоя с образованием прочных химических связей, в результате чего природные стабилизаторы нефти теряют способность эмульгировать воду.
Согласно общепринятой в настоящее время теории, разработанной под руководством академика П. А. Ребиндера [14], при введении ПАВ в нефтяную эмульсию на границе раздела "нефть - вода" протекают следующие процессы. ПАВ, обладая большей поверхностной активностью, вытесняет природные стабилизаторы с поверхности раздела фаз, адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных стабилизаторов нефтяных эмульсий. Молекулы моющих средств (деэмульгаторов) изменяют смачиваемость, что способствует переходу этих частиц с границы раздела в объем водной или нефтяной фаз. В результате происходит коалесценция.
Таким образом, процесс разрушения нефтяных эмульсий является в большей степени физическим, чем химическим и зависит от:
- компонентного состава и свойства защитных слоев природных стабилизаторов;
- типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода применяемого моющего средства как деэмульгатора;
- температуры, интенсивности и времени перемещения нефтяной эмульсии с моющим средством как деэмульгатором.
Технологический эффект применения моющих средств при отмывке ж/д цистерн заключается в обеспечении быстрого и полного отделения моющего средства при его минимальном расходе.
Как правило, подбор высокоэффективного, оптимального для конкретной водонефтяной эмульсии моющего средства осуществляют эмпирически [15]. Это обусловлено тем, что в зависимости от технологии подготовки ж/д цистерны и наличия остатка нефтепродукта, его химического состава, физико-химических свойств и обводненности, наличия в нем механических примесей и других факторов к моющему составу предъявляются специфические требования.
На наших пунктах промывки нашел также применение метод предотвращения образования стойких эмульсий. Сущность метода заключается в избытке водной фазы, образовавшейся в процессе отмывки, что приводит к переходу остатков смываемого нефтепродукта из одной структуры потока в другую. Вязкость образовавшейся прямой эмульсии в десятки и сотни раз меньше вязкости остатков нефтепродукта. В соответствии с этим резко снижается стойкость, что создает благоприятные условия для отделения водной фазы.
Метод отмывки с использованием моющих средств предполагает увеличение и улучшение качества отмывки, значительное сокращение воды за счет рециркуляции моющего состава. Однако многократное снижение вязкости смываемого нефтепродукта позволяет существенно сократить время разделения фаз, что не только обеспечивает полный сбор смытого продукта, но и в ряде случаев повышает его качество.
Предупреждение образования стойких эмульсий в МПУ с механизированной промывкой позволяет полностью исключить потери сбора нефтепродуктов и улучшать условия при транспортировки нефтепродуктов (Рис. 1).
Рис. 1. Принципиальная схема отмывки вагонов цистерн
Аппараты, применяемые в МПУ для обезвоживания смываемого нефтепродукта
Нами установлено, что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферримагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина.
Установка УМП-325-005, в соответствии с ТУ 39-80400-007-99, состоит из блока управления, расположенного в металлическом корпусе с замком и соединяемого с ним внешнего индуктора с сердечником, врезаемого в трубопровод. Поток жидкости обрабатывается переменным магнитным полем с импульсным изменением напряженности, направленным поперек потока. Индуктор соединяется с блоком управления кабелем (Рис. 2,3).
I
Рис. 2. Схема конструкции индуктора магнитной установки УМП
б>
Рис. 3. Электромагнитная установка УМП-325-005: а) блок управления; б) индуктор установки
Индуктор состоит из центрального магнитопровода 1, на который навита обмотка 2, боковых магнитопроводов 3 и магнитопровода 4, примыкающего к внутренней стенке трубы 5.
Электромагнит индуктора расположен непосредственно в потоке обрабатываемой жидкости и может создавать незначительные гидравлические сопротивления.
Блок управления установки предназначен для эксплуатации в закрытых помещениях с температурой от -20о до +50° С. (При температуре окружающего воздуха ниже-10о С необходимо закрыть вентиляционные отверстия металлического корпуса установки). Индуктор устанавливается на открытом воздухе (допускается заглубление) при температурах от-50о до +50о С (при условии, что перекачиваемая жидкость имеет температуру 10о...80о С). Так как индуктор имеет значительную массу, запрещается его установка в подвешенном состоянии. Токоввод на индукторе должен находиться в вертикальном положении. Токоввод залит для герметизации полимерной композицией. При установке индуктор подключается высоковольтным бронированным кабелем РПШ-2x2,5 длиной до 100 метров к блоку управления при отключенном питании установки (Табл. 2)
Таблица 2
Зависимость сечения кабеля от расстояния от индуктора до блока управления
Расстояние от индуктора до блока управления, м Сечение каждой жилы кабеля, мм
1-10 3
10-25 4
25-50 6
50-100
8
Магнитным полем обрабатывается водонефтяная эмульсия, входящая в технологические емкости МПУ. Подача производится после магнитной обработки в общий поток. Установка позволяет снизить время расслоения эмульсии на 10 - 20 %.
Литература
1. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение эмульсий.- М.: Недра, 1982. - 222 с.
2. Смирнов Ю.С., Мелошенко Н.Т. Химическое деэмульгирование нефти как основа ее промысловой подготовки // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 8. - С. 46-50.
3. Ребиндер П.А., Поспелова К.А. Вступительная статья к книге Клейтона "Эмульсии", ИЛ, 1950.
4. Гловацкий Е.А. Влияние промежуточного слоя на эффективность обезвоживания нефти в резервуарах // Тр. СибНИИНП, 1980. - Тюмень. -Вып. 17. - С. 104-107.
5. Гловацкий Е.А., Черепнин В.В. Экспериментальное исследование процесса
разделения водонефтяных эмульсий в аппаратах отстойниках // Тр. СибНИИНП, 1981; Лапига Е.Я., Логинов В.И. Учет процесса коалесценции капель при определении передаточных функций отстойных аппаратов // Нефть и газ. - 1981. - № 6. - С. 51-55.
6. Еремин И.Н. Исследование и разработка отстойников для подготовки нефти // Тр. ВНИИСПТнефть, Уфа. - 1980. - С. 81-88.
7. А. с. 889093 СССР. Отстойник для разрушения эмульсий / Р.И. Мансуров, И.Н. Еремин, Т.Г. Скрябина, Н.С. Маринин, Ю.Д. Малясов, Н.М. Байков // Б.И. - 1981. - С. 46.
8. Еремин И.Н. Интенсификация обезвоживания нефтяных эмульсий. Автореф. дисс. канд. техн. наук. - Уфа, Ротапринт ВНИИСПТнефти.- 1985.
9. А.с. 98100984 РФ. Деэмульгирующие композиции для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий / В.Е. Сомов, Г.Д. Залищевский и др. // Б.И. - 1998.
10. Пат. 2125081 РФ. Способ обезвоживания нефти / В.Ф. Лесничий, В.П. Баженов и др. // Б.И. - 1997.- С. 5.
11. А.с. 98103494 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти, обладающий также свойствами ингибитора общей и микробиологической коррозии / Г.А. Гудрий, Н.И. Рябинина и др. // Б.И. - 1998. - С. 3.
12. А.с. 97101936 РФ. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий, ингибирующий асфальто-смоло-парафиновые отложения / Р.Г. Шакирзянов, В.Н. Хлебников, З.Х. Садриев и др. // Б.И. - 1997. -С. 2.
13. Гурвич Л.М., Шерстнев Н.М. Многофункциональные композиции ПАВ в технологических операциях нефтедобычи. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-226 с.
14. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия: Избранные труды. - М.: Наука, 1978. - 365 с.
15. Сидоров С.А., Блоцкий В.Л., Додонов В.Ф., Енгулатова В.П. Испытания // Химия и технология топлив и масел. - 1996. - № 5. - С. 20.
