CC BY
50температуры охлаждаемого дистиллята бензиновой фракции интенсивно снижается до 50 оС за 100 мин от начала эксперимента [2].
1.иС
110 --
100
00
80
70
60
50
та Ш5 Ш1!ШШ7ПЖШ™ -Е.МИН
Рис. 2. Изменения температуры дистиллята паров газового конденсата по времени в трубчатом воздушном
охладителе при Р=250 кПа
Продолжительность процесса охлаждения углеводородных паров и их дистиллятов изучена с целью оценки динамики процесса в опытном охладительном аппарате. Как видим, разработанная экспериментальная установка характеризуется хорошими динамическими свойствами [3].
Литература
1. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. Учебное пособие для вузов. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. С. 568.
2. Молоканов Ю. К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. - М.: Химия, 1980. С. 254-263.
3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: учебное пособие для вузов. - Уфа: Гилем, 2002. С. 672.
Применение реагентов на установках первичной переработки нефти Сулейманов С. М.1, Ямалетдинова А. А.2
1Сулейманов СултанбекМуслимович /Suleymanov SultanbekMuslimovich — студент; 2Ямалетдинова Айгуль Ахмадовна / Yamaletdinova Aygul Ahmadovna - преподаватель, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в данной статье рассмотрены такие важнейшие компоненты ингибиторной защиты оборудования, как деэмульгаторы, ингибиторы коррозии и нейтрализаторы. Ключевые слова: эмульсия, деэмульгатор, растворитель, флокуляция, реагент.
На нефтеперерабатывающие заводы поступает нефть с содержанием воды до 1 %, хлористых солей до 900 мг/л. При большом содержании воды в нефти, поступающей на установки АВТ, нарушается технологический режим их работы, повышается давление в аппаратах и снижается их производительность, а также расходуется дополнительное количество тепла на подогрев нефти [1].
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 предварительной стадии электрообессоливания, где нефть интенсивно промывается пресной водой. Образующиеся при этом относительно стойкие водонефтяные эмульсии разрушаются комбинированным воздействием температуры, деэмульгатора и электрического поля в аппаратах- электродегидраторах (ЭЛОУ). 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. Перспективным направлением в поиске эффективных реагентов - деэмульгаторов для процессов переработки нефти является разработка композиционных составов на основе НПАВ [2].
В настоящее время на мировом рынке предлагаются деэмульгаторы нескольких типов соединений. Первый тип - это блоксополимеры оксидов алкиленов. В зависимости от стартового вещества, синтезируемые блоксополимеры, могут быть прямоцепочными, симметрично-разветвленными и несимметрично-разветвленными. В качестве стартовых веществ, применяют гликоли, этилендиамин, глицерин и др. Такие ПАВ представляют собой довольно сложную смесь полимергомологов, и гомологический состав продукта в значительной мере влияет на его физико-химические свойства и деэмульгирующую способность. Этот тип деэмульгаторов имеет относительно широкий спектр действия и универсален при обработке нефтей с различными физико-химическими свойствами.
Второй тип образуют реагенты на основе алкилфенолоформальдегидных смол. Эти смолы используются в качестве гидрофобной основы ПАВ. Для получения соединений такого рода производится конденсация алкилфенолов, содержащих в алкильном радикале от 4-х до 9-ти атомов углерода, с формальдегидом в присутствии кислых и щелочных катализаторов. Продукт конденсации может иметь от 4 до 30 бензольных ядер. Присоединением оксида этилена, а иногда и оксида пропилена, можно подобрать нужное соотношение гидрофобной и гидрофильной части молекулы для достижения максимального деэмульгирующего эффекта.
Важную группу реагентов представляют собой так называемые сшитые деэмульгаторы. Здесь происходит соединение реагентов через ОН-группу или Н-группу с образованием высокомолекулярных продуктов. В качестве ди- или полифункциональных соединений, используемых как связующий агент, применяют дикарбоновые кислоты, треххлористую окись фосфора, диэпоксиды, диизоционаты. За счет увеличения молекулярной массы соединения и благоприятной конфигурации исходных веществ получают реагенты с повышенной деэмульгирующей способностью. Это проявляется в снижении расхода реагента, сокращении времени процесса разделения, улучшении процесса обессоливания нефти и качества дренажной воды [2].
Создание современных товарных деэмульгаторов, как правило, осуществляется путем компаундирования активной основы и растворителя. В качестве растворителя используют низкомолекулярные спирты, в основном метанол, различные ароматические углеводороды, их смеси -часто отходы нефтехимических производств. Содержание растворителя в товарной форме реагента различно, обычно 30 - 50 % мас.
Литература
1. Сатторов М. О. Разрушение устойчивых эмульсий местных нефтей Узбекистана // Наука, техника и образование. 2016. № 2 (20). С. 61-63.
2. Саттарова Э. Д., Фазулзянов Р. Р., Елпидинский А. А., Гречухина А. А. Подбор реагентов-деэмульгаторов для глубокого обессоливания нефти // Вестник Казанского государственного технологического университета. 2011. № 10. С. 165-168.
