CC BY
135Успехи современного естествознания. 2016. № 9. С. 29-33.
2. Paranuk A.A., Khrisonidi V.A., Ponomareva G.V. KAco zeolite adsorption of ethyl alcohol // Journal of Engineering and Applied Sciences. 2016. Т. 11. № 13. С. 2876-2877.
3. Паранук А.А., Сааведра Х., Хрисониди В.А. Современные микропористые адсорбенты в нефтегазовой отрасли // В сборнике: Наука. Новое поколение. Успех. Материалы Международной научно-практической конференции, посвященной 75-летию Победы в Великой Отечественной войне. Коллектив авторов, ФГБОУ ВО «КубГТУ», Оформление ООО «Издательский Дом - Юг». 2020. С. 133137.
4. Паранук А.А., Хрисониди В.А., Мамий С.А. Перспективные методы осушки масла адсорбентами // В сборнике: Наука XXI века: проблемы, перспективы и актуальные вопросы развития общества, образования и науки, материалы межвузовской весенней научной конференции. Министерство образования Российской Федерации, Филиал ФГБОУ ВО «Майкопский государственный технологический университет» в поселке
Яблоновском; Составители С.А. Куштанок, Ф.Р. Хагур. 2018. С. 295-301.
5. Karmen Margeta, Natasa Zabukovec Logar, Mario Siljeg, Anamarija Farkas. Natural Zeolites in Water Treatment - How Effective is Their Use / Water Treatment, chapter 5. Edited by Walid Elshorbagy. -Intech, 2013. - p. 81-112.
6. Wasim Khan, Xicheng Jia, Zhijie Wu, Jungkyu Choi 3, Alex C.K. Yip. Incorporating Hierarchy into Conventional Zeolites for Catalytic Biomass Conversions: A Review // Catalysts. - 2019. -vol. 9, issue 2. -p. 127
7. Thijs Ennaert, Joost Van Aelst, Jan Dijkmans, Rik De Clercq, Wouter Schutyser, Michiel Dusselier, Danny Verboekend,Bert F. Sels. Potential and challenges of zeolite chemistry in the catalytic conversion of biomass // Chem Soc Rem. - 2016. - issue 45. - p 584-611.
8. Xicheng Jia, Wasim Khan, Zhijie Wu, Jungkyu Choi, Alex C.K.Yip. Modern synthesis strategies for hierarchical zeolites: Bottom-up versus top-down strategies // Advanced Powder Technology. - 2019. - vol. 30, issue 3. - p. 467-484.
ТЕХНОЛОГИИ РАЗРУШЕНИЯ ЭМУЛЬСИЙ В СИСТЕМЕ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ
Хрисониди В.А.
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет», старший преподаватель кафедры химии Пиндюрина А.А, ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет», студентка
Рахамова С.Р. ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет», студентка
TECHNOLOGIES OF DESTRUCTION OF EMULSIONS IN THE OIL TREATMENT SYSTEM
Khrysonidi V.
Kuban State University of Technology Senior Lecturer of the Department of Chemistry
Pendyurina A.
Kuban State University of Technology, student
Rakhamova S.
Kuban State University of Technology, student
Аннотация
Наличие в нефти, поступающей на переработку, воды и солей вредно сказывается на работе нефтеперерабатывающего завода. При большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, расходуется излишнее тепло на подогрев и испарение воды. Воду и соли удаляют непосредственно после извлечения нефти из земных недр (на промыслах) и на нефтеперерабатывающих заводах. Существует два типа технологических процессов удаления воды и солей - обезвоживание и обессоливание. В основе обоих процессов лежит разрушение нефтяных эмульсий. Однако при обезвоживании разрушаются природные эмульсии, те, которые образовались в результате интенсивного перемешивания нефти с буровой водой.
В данной статье рассматриваются получение и разрушение эмульсий в системе подготовки нефти.
Abstract
The presence of water and salts in the oil supplied for processing adversely affects the operation of the refinery. with a large water content, the pressure in the equipment of oil distillation units increases, their productivity decreases, and excessive heat is consumed for heating and evaporation of water. Water and salts are removed immediately after the extraction of oil from the earth's interior (in the fields) and in oil refineries. There are two types of technological processes for removing water and salts - dewatering and desalting. Both processes are based on the destruction of oil emulsions. However, during dehydration, natural emulsions are destroyed, those that were formed as a result of intensive mixing of oil with drilling water.
This article discusses the production and destruction of emulsions in the oil treatment system.
Ключевые слова: эмульсия, дисперсная система, эмульгатор, деэмульгатор, подготовка нефти.
Keywords: emulsion, dispersion system, emulsifier, demulsifier, oil preparation.
Скважинная продукция представляет собой смесь газа, нефти и воды. Вода и нефть при этом образуют эмульсии. Эмульсии представляют собой особый вид в дисперсных систем, дисперсная фаза и дисперсионная среда которых являются взаимно нерастворимыми или плохо растворимыми жидкостями. Это обстоятельство и обусловливает специфическое свойство эмульсий образовывать системы со сферическими частицами дисперсной фазы в широком диапазоне концентрации (от 0,001 до 90%) и их способностью к обращения фаз. Получение, устойчивость и разрушение эмульсий определяются особенностями границы раздела Ж-Ж [1].
Эмульсии, как и другие дисперсные системы, широко применяют в различных отраслях промышленности; они определяют свойства некоторых
продуктов питания. Наибольшее распространение получили эмульсии, в которых одной из фаз является вода. В этих случаях вторую фазу представляет неполярная (или малополярная) жидкость, называемая в общем случае маслом. В нашем случае - это нефть. В зависимости от состава дисперсной фазы и дисперсионной среды могут быть прямые обратные эмульсии. Прямые эмульсии типа М/В - это дисперсии масла в воде. Раздробленной фазой в прямых эмульсиях является масло. Обратные эмульсии типа В/М - это дисперсии воды в масле, в них частицы воды распределены в масляной среде. Прямой эмульсией является молоко (рис.1-а), а маргарин и нефть (рис.1-б) можно отнести к обратным эмульсиям [2].
Рисунок 1. Типы эмульсий: а — прямая; б — обратная.
Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси и пластовую воду, в которой растворены различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже - карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или малообводненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и достигает до 90...98%. Очевидно, что такую «грязную» н сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические (от метана до бутана) и неорганические (Н^, СО2) газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной ее промысловой подготовки.
Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, особенно солей металлов, и пресная вода взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии в нефти таковых примесей система нефть—вода образует трудноразделимую нефтяную эмульсию.
Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимно мало- или нерастворимых жидкостей, в которых одна диспергирована в другой в виде мельчайших капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, является дисперсионной средой, а диспергированная жидкость -дисперсной фазой.
Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде (Н/В) гидрофильная и вода в нефти (В/Н) — гидрофобная. В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором — капли воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде [3].
Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхностным натяжением силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности. Поверхностно-активные вещества (ПАВ) обладают способностью понижать поверхностное натяжение. Это свойство
обусловлено тем, что добавленное ПАВ избирательно растворяется в одной из фаз дисперсной системы, концентрируется и образует адсорбционный слой - пленку ПАВ на границе раздела фаз. Снижение поверхностного натяжения способствует увеличению дисперсности дисперсной фазы, а образование адсорбционного слоя - своеобразного панциря на поверхности глобул - препятствует их коалесценции при отстаивании,
Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами; вещества, разрушающие поверхностную адсорбционную пленку стойких эмульсий — де-эмульгаторами.
Эмульгаторами обычно являются полярные вещества нефти, такие как смолы, асфальтены, ас-фальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные органические примеси. Установлено, что в образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые углеводороды — парафины и церезины нефтей. Тип образующейся эмульсии в значительной степени зависит от свойств эмульгатора: эмульгаторы, обладающие гидрофобными свойствами, образуют эмульсию типа В/Н, то есть гидрофобную, а эмульгаторы гидрофильные — гидрофильную эмульсию типа Н/В. Следовательно, эмульгаторы способствуют образованию эмульсии того же типа, что и тип эмульгатора. В промысловой практике чаще всего образуется гидрофобная эмульсия, так как эмульгаторами в этом случае являются растворимые в нефти смолисто-асфальтеновые вещества, соли органических кислот, а также тонкоиз-мельченные частицы глины, окислов металлов и др. Эти вещества, адсорбируясь на поверхности раздета нефть—вода, попадают в поверхностный слой со стороны нефти и создают прочную оболочку вокруг частиц воды. Наоборот, хорошо растворимые в воде и хуже в углеводородах гидрофильные эмульгаторы типа щелочных металлов нефтяных кислот (продукт реакции при щелочной очистке) адсорбируются в поверхностном слое со стороны водной фазы, обволакивают капельки нефти и таким образом способствуют образованию гидрофильной нефтяной эмульсии. При наличии эмульгаторов обоих типов возможно обращение эмульсий, то есть переход из одного типа в другой. Этим явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий [4].
Разрушение нефтяных эмульсий применением деэмульгаторов, представляющих собой синтетические ПАВ, обладающих по сравнению с содержащимися в нефтях природными эмульгаторами более высокой поверхностной активностью, может быть результатом:
1) адсорбционного вытеснения с поверхности глобул воды эмульгатора, стабилизирующего эмульсию;
2) образования нестабильных эмульсий противоположного типа;
3) химического растворения адсорбционной пленки.
Электрообработка эмульсий заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преимущественно переменное промышленной частоты и высокого напряжения (15...44 кВ). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, и при частой смене полярности электродов (50 раз в секунду) увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения, и в итоге возрастает скорость осаждения глобул с образованием отдельной фазы. По мере увеличения глубины обезвоживания расстояния между оставшимися каплями увеличиваются и коалесценция замедляется. Поэтому конечное содержание воды в нефти, обработанной в электрическом поле переменного тока, колеблется от следов до 0,1 %. Коалесценцию оставшихся капель воды можно усилить повышением напряженности электрического поля до определенного предела. При дальнейшем повышении напряженности поля ускоряются нежелательные процессы электрического диспергирования капель и коалесценция снова замедляется. Поэтому применительно к конкретному типу эмульсий целесообразно подбирать оптимальные размеры электродов и расстояния между ними. Количество оставшихся в нефтях солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. Поэтому с целью достижения глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимального количества промывной (пресной) воды. При чрезмерном увеличении количества промывной воды растут затраты на обессоливание нефти и количество образующихся стоков. В этой связи, с целью экономии пресной воды, на ЭЛОУ многих НПЗ успешно применяют двухступенчатые схемы с противоточной подачей промывной воды.
Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для данной нефти температуры (60...150 °С) в зависимости от ее плотности, вязкостно-температурной характеристики, типа эмульсии и давления в электродегидраторе или отстойнике термохимического обезвоживания. Повышение температуры до определенного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в результате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и ас-фальтенов и, во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.
Обычно как оптимальную в дегидраторах подбирают такую температуру, при которой вязкость нефти составляет 2...4 сСт. Многие нефти достаточно хорошо обессоливаются при 70...90 °С. При повышении температуры нагрева нефти приходится одновременно повышать и давление, чтобы поддерживать жидкофазное состояние системы и уменьшить потери нефти и пожароопасность. Однако повышение давления вызывает необходи-
мость увеличения толщины стенок аппаратов. Современные модели электродегидраторов рассчитаны на давление до 1,8 Мпа [5].
В настоящее время в процессах добычи и переработки нефти из-за присутствия значительного количества воды и поверхностно-активных веществ образуются устойчивые водонефтяные эмульсии, которые осложняют их разделение. На практике при переработке высоковязких смолинистопарафи-новых нефтей используют газовый конденсат, который существенно снижает плотность нефти и тем самым осложняет расслаивание устойчивых водо-нефтяных эмульсий. Учитывая это, автором [6] изучены изменения разности плотностей (Ар) воды и нефти в зависимости от доли введенного газоконденсата. Установлено, что при добавлении 10 % газового конденсата перерабатываемая водонефтяная эмульсия из легкорасслаиваемой переходит в расслаиваемую, а при добавлении 20 % газового конденсата - из расслаиваемой - в труднорасслаивае-мую эмульсию. Это еще больше осложняет удаление влаги из водонефтегазоконденсатной эмульсии в ЭЛОУ. Поэтому возникает необходимость индивидуального подбора деэмульгаторов в конкретной стадии обезвоживания и обессоливания водонефтя-ной эмульсии. Следовательно, подбор деэмульга-тора или его композиции для каждой стадии обезвоживания и обессоливания водонефтяной эмульсии (в месторождении УПН и ЭЛОУ) требует проведения ряда экспериментальных исследований с целью определения наиболее эффективного из них. Автором на основе вторичных продуктов и отходов масложировой промышленности были получены 3 активных деэмульгатора с полифункциональными свойствами: ПД-1, ПД-2 и ПД-3, которые были использованы на различных стадиях обезвоживания и обессоливания водонефтяных и водоне-фтегазоконденсатных эмульсий. Установлено, что
для первой стадии обезвоживания и обессоливания водонефтяной эмульсии наиболее эффективным оказался ПД-3, для второй и третьей - ПД-2, а менее активным оказался ПД-1, который не дал ожидаемых результатов при обезвоживании и обессо-ливании водонефтяной эмульсии.
Выводы: В работе рассмотрены технологии эмульсии в системе подготовки нефти, а также рассмотрены виды и получение эмульсии.
Список литературы
1. Хрисониди В.А., Струева В.А. Современные методы разрушения водонефтяных эмульсий / В.А. Хрисониди, В.А. Струева // The scientific heritage. 2020. № 50-3 (50). С. 38-41.
2. Зимон А.Д., Лещенко Н.Ф. Коллоидная химия: Учебник для вузов. - 3-е изд. доп. и исправл. / А.Д. Зимон, Н.Ф. Лещенко. - М.: АГАР, 2001. - 320 с.
3. Аджиев А.Ю., Пуртов П.А. Подготовка и переработка попутного нефтяного газа в России / А.Ю. Аджиев, П.А. Пуртов. - Краснодар: ЭНДИ, 2014. - 776с.
4. Ахметов С.А., Сериков Т.П., Кузеев И.Р., Ба-язитов М.И. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев, М.И. Баязитов.
- СПб.: Недра, 2006. - 868с.
5. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение эмульсий / Г.Н. Позднышев. - М.: Недра, 1982.
- 364 с.
6. Эшметов Р.Ж. Интенсификация процесса разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий с использованием полифункциональных ПАВ // Universum: химия и биология: электрон. научн. журн. 2018. № 2 (44). URL: https://7universum.com/ru/na-ture/archive/item/5504 (дата обращения 27.07.2021)
