Подбор реагентов-деэмульгаторов для глубокого обессоливания нефти Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 665.622.4

Э. Д. Саттарова, Р. Р. Фазулзянов, А. А. Елпидинский,

А. А. Гречухина

ПОДБОР РЕАГЕНТОВ-ДЕЭМУЛЬГАТОРОВ ДЛЯ ГЛУБОКОГО ОБЕССОЛИВАНИЯ НЕФТИ

Ключевые слова: нефть, обессоливание, деэмульгатор, композиция.

В статье рассматриваются известные деэмульгаторы и композиции на их основе в качестве реагентов для глубокого обессоливания нефти на нефтеперерабатывающих заводах. Изучено влияние температуры процесса, реагентов и композиций на их основе на глубину обессоливания. Предложены рекомендации по выбору базисного реагента и добавок для снижения содержания солей в нефти до минимальных значений.

Keywords: оИ, desalination, deemulsifying agent, composition.

The article deals with the well-known demulsifiers and compositions based on them as reagents for deep oil desalting in refineries. There have been investigations of influence of process temperature, reagents and compositions based on them on a depth of the demineralization. Preference guidelines of reagent and additives to reduce the salt content in crude oil to a minimum were offered.

Обязательным спутником нефти в пласте является вода с растворенными в ней неорганическими солями. В процессе нефтепромысловой подготовки получают нефть с содержанием воды до 1%, хлористых солей до 900 мг/л.

При большом содержании воды в нефти, поступающей на установки атмосферновакуумной перегонки нефти, нарушается технологический режим их работы, повышается давление в аппаратах и снижается их производительность, а также расходуется дополнительное количество тепла на подогрев нефти.

Еще более вредное действие, чем вода, оказывают на работу установок хлористые соли, содержащиеся в нефти. Присутствие хлоридов щелочных и щелочноземельных металлов - это основной фактор, обусловливающий потенциальное корродирующее действие нефти в процессе ее перегонки.

Удаление хлоридов осуществляется на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ) путем интенсивной промывки нефти пресной водой. При этом образуются относительно стойкие водонефтяные эмульсии, которые затем разрушают комбинированным воздействием температуры, деэмульгатора и электрического поля в электродегидраторах. Эффективность промывки нефти водой и полнота разрушения образующихся водонефтяных эмульсий зависят от ряда технологических факторов, причем одним из основных является применение эффективного реагента-деэмульгатора. Его роль заключается в снижении механической прочности защитных оболочек, образующихся на поверхности глобул воды в водонефтяной эмульсии [1]. Перспективным направлением в поиске эффективных реагентов-деэмульгаторов для процессов переработки нефти является разработка отечественных композиционных составов на основе неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ), что, по сравнению с применением импортных реагентов, позволит снизить себестоимость обессоливания нефти.

В работе представлены результаты подбора и исследования композиционных деэмульгирующих составов.

В качестве базовых реагентов для составления композиций были выбраны НПАВ различной структуры:

- Лапрол-6003 - несимметрично разветлённый блоксополимер на основе глицерина;

- Лапрол-4202 - прямоцепочный блоксополимер на основе пропиленгликоля;

- Дипроксамин-157 - симметричноразветвлённый блоксополимер на основе

этилендиамина;

Добавками являлись импортные компоненты деэмульгаторов следующих классов:

- А1 - реагент на основе амино-полиола;

- А2 - реагент на основе оксиалкилированной фенольной смолы;

- А3 - реагент на основе оксиалкилированных/оксипропилированных сшитых блоксополимеров.

Композиции на основе Лапрола-б003 имели шифр 1,2,3 (в зависимости от номера добавки), на основе Лапрола 4202 - 4,5,б, а на основе Дипроксамина-157 - 7,8,9.

Целью исследования было определение влияния добавок на эффективность обессоливания нефти.

При оценке эффективности реагентов и их композиций наиболее важными показателями являются:

1) расход деэмульгатора на одну тонну эмульсии,

2) динамика отстоя воды от нефти,

3) содержание остаточной воды и хлористых солей после отстоя

4) содержание нефтепродуктов в дренажной воде.

Исследования проводили на искусственно приготовленной (модельной) эмульсии. Модельную эмульсию получали путем эффективного перемешивания в миксере подогретого до б0°С образца нефти, пресной воды (10%) и необходимого количества 1% раствора деэмульгатора в сольвенте (5 г/т). Для приготовления эмульсии была использована подготовленная нефть девонского горизонта Берёзовской площади РТ (плотность - 0,8б, содержание воды - следы, солей - 30 мг/л).

Модельную эмульсию разливали в отстойники, помещают в термостат с заданной температурой. Испытание проводили при 80°С и 95°С. Отстаивание наблюдали в течение двух часов. Через заданные промежутки времени (15, 30, 45 минут) измеряли количество отделившейся воды. После окончания опыта определяли солесодержание в нефти с помощью лабораторного анализатора АУМ 101 М, принцип действия которого основан на кондуктометрическом методе анализа, т. е. измерении проводимости пробы нефти, разбавленной смесью полярных и неполярных растворителей, имеющей однозначную зависимость от концентрации солей.

Этот метод испытаний рекомендуется только для сравнения деэмульгирующих и обессоливающих свойств различных реагентов в указанных лабораторных условиях и не предназначен для обеспечения оценки реальных параметров в эксплуатационных условиях.

Композиции были составлены путём смешение базовых реагентов с добавками в соотношениях 8:1 (для Лапролов) и 5:1 (для Д-157). Для сравнения в тех же условиях был испытан широко применяемый на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) импортный деэмульгатор Диссольван 3359, который представляет собой композицию сшитых блоксополимеров и оксиалкилированных фенольных смол в углеводородном растворителе.

Некоторые результаты испытаний представлены на диаграммах (рис. 1-4).

Наибольшую обессоливающую способность из базовых реагентов показал Д-157. Его эффективность обессоливания составила 80 %, и содержание солй в нефти достигло значения в б мг/л.

Использование добавок совместно с Лапрол б003 увеличивает эффективность при 80°С, но с увеличением температуры до 95°С получаются схожие результаты по содержанию солей.

По композициям на основе Лапрол 4202 можно отметить увеличение эффективности при введение добавок А1 и А3 как при 80, так и при 95°С. Смеси с добавкой А3 положительного результата не показали.

1бб

Рис. 1 - Эффективность обессоливания нефти базовыми реагентами при SO С

Рис. 2 - Эффективность обессоливания нефти композициями на основе Лапрол-6003 при

80°С

20

18

16

14

10

11,8

10,7

hill

Лапрол-4202 4

Диссол ван-3359

Рис. 3 - Эффективность обессоливания нефти композициями на основе Лапрол-4202 при 80°С

1б7

£

£

ь

-0-

X

со

с;

о

у

си

X

ГО

X

о.

=1

о

и

Рис. 4 - Эффективность обессоливания нефти композициями на основе Д-157 при 95°С

Композиции на основе Д-157 не показали существенного увеличения эффективности. Но следует отметить, что при использовании добавок снижается себестоимость реагентов-деэмульгаторов.

Применение более эффективных композиций НПАВ в процессах подготовки нефти на НПЗ позволяет увеличить эффективность и существенно снизить себестоимость реагента-деэмульгатора.

Литература

1. Дияров, И.Н. Композиционные неионогенные ПАВ для комплексной интенсификации процессов добычи, подготовки и транспортировки высоковязких нефтей [Текст] / И.Н. Дияров, Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2010. - №4. - С. 141-157.

© Э. Д. Саттарова - студ. КГТУ, [email protected]; Р. Р. Фазулзянов - вед. спец. отдела исследований ООО «Химическая группа «Основа»», Группа Компаний «Миррико»;

А. А. Елпидинский - канд. техн. наук, доц. каф. химической технологии переработки нефти и газа КГТУ, [email protected]; А. А. Гречухина - канд. техн. наук, доц. той же кафедры.