Національний університет “Львівська політехніка”

Максимик Володимир Ярославович

УДК 665.662.4+665.614

Вдосконалення процесу

зневоднення та знесолення нафтових емульсій неіоногенним деемульгатором

05.17.07 – Хімічна технологія палива та пальномастильних матеріалів

АВТОРЕФЕРАТ

на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук

Львів – 2002

Дисертацією є рукопис

Робота виконана у Національному університеті "Львівська політехніка" Міністерства освіти і науки України

Науковий керівник - | кандидат технічних наук, доцент

Топільницький Петро Іванович,

Національний університет "Львівська політехніка", доцент кафедри хімічної технології переробки нафти та газу”.

Офіційні опоненти - | доктор технічних наук

Стефаник Юрій Васильович,

Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, завідувач відділу проблем геотехнології горючих копалин

доктор технічних наук, старший науковий співробітник

Світлицький Віктор Михайлович,

компанія Укргазвидобування НАК “Нафтогаз України”, начальник науково-технічного управління.

Провідна установа – |

Український науково-дослідний інститут нафтопереробки “МАСМА”, відділ присадок і олив,

м Київ.

Захист відбудеться “25” жовтня 2002 р. о 1415 годині на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 35.052.07 у Національному університеті "Львівська політехніка" (79013, Львів-13, вул. С. Бандери, 12, корп. 8, ауд.339).

З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці Національного університету "Львівська політехніка" (79013, Львів, вул.Професорська,1).

Автореферат розісланий “23” вересня 2002 р.

Вчений секретар спеціалізованої

вченої ради, к.т.н., доц. Дзіняк Б.О.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. При видобутку та первинній переробці нафта, яка містить мінеральні солі, двічі контактує з водою – на промислах пластова вода своїм напором витісняє нафту з пористої породи, та в процесі підготовки на нафтопереробних заводах, коли нафта промивається прісною водою. В результаті такого контактування в шарі нафт утворюються емульсії “вода в нафті”.

Тип утворених на промислах емульсій визначається складом їх природних стабілізаторів і залежить від фізико-хімічних характеристик нафт, способу їх видобутку та ступеня виробітку родовищ. Вітчизняні нафтопереробні заводи переробляють суміші нафт родовищ України та імпортованих, що також зумовлює утворення емульсій різних типів. Перед транспортуванням та переробкою нафти з неї необхідно вилучити воду та мінеральні солі.

Відомий широкий асортимент речовин, які використовують як деемульгатори в процесах зневоднення та знесолення, і тому важливим є вибір серед них ефективного деемульгатора для певної нафти та конкретних умов її підготовки. Однак, більшість деемульгаторів є ефективними лише при руйнуванні емульсій певних типів.

До поставленої задачі в Україні виробництво деемульгаторів було відсутнє. Емульсійні властивості нафт, які видобувають і переробляють в Україні вивчені недостатньо. Тому актуальною є розробка деемульгатора універсальної дії, розробка основ технології зневоднення та знесолення нафт різних типів.

Звязок роботи з науковими програмами, планами, темами. Тематика проведених досліджень є складовою частиною наукового напрямку кафедри хімічної технології переробки нафти та газу Національного університету “Львівська політехніка” - “Розробка наукових основ одержання високооктанових компонентів моторних палив, поверхнево-активних речовин і допоміжних матеріалів з нафтової та газової сировини”. Робота включена в Національну науково-технічну програму “Нафтопереробка та нафтохімія 1992-2010 рр”. Дисертаційна робота виконана у відповідності до угоди “Дослідження нових модифікацій вітчизняного деемульгатора для знесолення та зневоднення нафт і пасткових продуктів” (№ державної реєстрації 0100U003131).

Мета і задачі дослідження. Метою роботи є розробка основ технології процесів зневоднення та знесолення нафт, створення універсального деемульгатора на основі блок-кополімерів оксидів етилену та пропілену.

Для досягнення мети необхідно: дослідити емульгуючі властивості нафт; вилучити та дослідити фізико-хімічні властивості природних стабілізаторів нафтових емульсій; отримати активну частину деемульгатора та дослідити його властивості; визначити оптимальні умови зневоднення та знесолення нафтових емульсій з використанням отриманого деемульгатора.

Об’єкт дослідження - водні емульсії нафт Долинського, Гнідинцівського, Семенівського родовищ та суміші західносибірських нафт.

Предмет дослідження - процес зневоднення та знесолення нафт неіоногенним деемульгатором на основі блок-кополімерів оксидів етилену та пропілену.

Методи дослідження - визначення дисперсності нафтових емульсій седиментаційним аналізом; дослідження фізико-хімічних властивостей природних стабілізаторів нафтових емульсій методами рентгенівської фотоелектронної та ІЧ–спектроскопії; отримання активної частини деемульгатора ступеневою полімеризацією і дослідження його властивостей вимірюванням поверхневого натягу та термохімічним відстоюванням.

Наукова новизна одержаних результатів. Досліджено емульгуючі властивості нафт, які видобуваються та переробляються в Україні. Показано, що основним фактором стабілізації їх емульсій є адсорбційний шар, який складається з природних емульгаторів та стабілізаторів. Встановлено типи і фізико-хімічні характеристики стабілізаторів емульсій нафт парафінової (Долинського родовища), парафіно-нафтенової основи (Гнідинцівського родовища) та суміші смолистих нафт, які надходять на АТ “Укртатнафта”. Розроблено новий неіоногенний деемульгатор на основі оксидів алкенів, гідрофільна частина макромолекули якого складається з суміші оксидів етилену та пропілену. Вперше показано, що при наявності оксипропіленових груп в гідрофільній частині макромолекул руйнуються емульсії різних типів. Встановлено залежність вмісту залишкової води та солей після обробки нафти розробленим деемульгатором від його питомої витрати, температури та типу емульсії.

Практичне значення роботи. Визначено оптимальні умови одержання нового універсального деемульгатора ПМ та організовано його промислове виробництво на ТзОВ “Фірма “Барва”. Розроблений деемульгатор впроваджено на нафтовидобувних та нафтопереробних підприємствах ВАТ “Укрнафта”, АТ “Херсоннафтопереробка” та АТ “Укртатнафта”. Встановлені оптимальні умови процесів зневоднення та знесолення нафт різних типів з використанням розробленого деемульгатора, вдосконалена схема процесу знесолення. Економічний ефект від його застосування на нафтовидобувних та нафтопереробних підприємствах України за період з 1.01.1999 по 31.12.2000 рр. становить більше 2,4 млн. грн. Рекомендовано впровадити розроблений деемульгатор на підприємствах АТ “ЛиНОС”, ВАТ “Нафтопереробний комплекс “Галичина” та ВАТ “Нафтохімік Прикарпаття”.

Особистий внесок здобувача. Автором роботи самостійно сформульовано мету та завдання досліджень, виконано експериментальну частину роботи, проведено лабораторні випробування отриманого деемульгатора, а також розроблено і скомпоновано основний зміст роботи, висновки та рекомендації.

Апробація результатів дисертації. Основні положення роботи доповідались на першій наукової конференції “Нафтові та газові ресурси України: проблеми пошуку, видобутку, транспорту, переробки та використання” (м. Ів.-Франківськ, 1997 р); 1-ій та 2-ій науково-технічній конференції “Поступ в нафтопереробній та нафтохімічній промисловості” (м. Львів, 2–7 червня 1998 р., 14–17 вересня 1999 р); Міжнародній конференції “Розробка та застосування ПАР у нафтогазовій промисловості” (Київ, червень 1999 р); 6-ій Міжнародній конференції “Нафта і газ України – 2000” (м. Ів.-Франківськ, 2000 р); Науково-практичній конференції “Газ. Нефть – 2002” (Уфа, 2002 р).

Публікації. Основні результати дисертаційної роботи викладено в 3 статтях у фахових журналах, патенті України та 6 тезах наукових конференцій.

Структура дисертації. Дисертаційна робота складається з вступу, 6 розділів, висновків, списку використаної літератури (159 найменувань) та 4 додатків; містить 20 таблиць та 38 рисунків. Загальний обсяг дисертації – 111 сторінок. Обсяг, що займають ілюстрації, таблиці, список використаних джерел і додатки – 60 сторінок.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

Перший розділ дисертації присвячений огляду існуючих теорій утворення та стабілізації нафтових дисперсних систем. Розглянуто традиційні та нові способи руйнування нафтових емульсій при підготовці нафт на промислах та нафтопереробних заводах. Проведено критичний аналіз існуючих деемульгаторів, які використовуються при підготовці нафт. Встановлено, що найбільш ефективними та перспективними є деемульгатори на основі блок-кополімерів оксидів алкенів. Відмічено відсутність виробництв вітчизняних деемульгаторів. Вказано на недостатню увагу щодо вивчення емульгуючих властивостей нафт, які видобуваються та переробляються в Україні. Сформульовано мету та напрямок досліджень.

У другому розділі наведена характеристика нафт, вибраних для досліджень та обгрунтований їх вибір. Вказано методики досліджень дисперсності нафтових емульсій седиментацією, вилучення природних стабілізаторів емульсій вимиванням дисперсної фази розчинником і дослідження їх складу та властивостей. Описана методика та лабораторна установка з отримання неіоногенних блок-кополімерів на основі оксидів етилену та пропілену шляхом багатоступеневої полімеризації. Наведені методики дослідження поверхневих, антикорозійних та деемульгуючих властивостей деемульгаторів.

Для досліджень вибрано нафти Долинського, Гнідинцівського та Семенівського родовищ, а також суміш нафт західносибірських родовищ, які переробляються на АТ “Укртатнафта”. Ці нафти відрізняються за своїми фізико-хімічними характеристиками та ступенем виробітку родовищ.

В третьому розділі подані результати досліджень агрегативної та седиментаційної стійкості емульсій вибраних нафт.

Емульгуючу здатність нафт визначали за дисперсністю утворених емульсій при однакових умовах їх приготування. Виявлено, що долинська нафта характеризується найвищою емульгуючою здатністю, оскільки із збільшенням тривалості контакту цієї нафти з водою зростає її дисперсність. Нафти Гнідинцівського та західносибірських родовищ менш схильні до заемульговування. Із збільшенням тривалості контакту цих нафт з водою дисперсність утворених емульсій проходить через максимум, в якому емульсії мають найбільшу питому поверхню фаз, причому як для гнідинцівської, так і для західносибірських нафт цей максимум наставав через однаковий проміжок часу. Нафта Семенівського родовища характеризувалась невисокою схильністю до заемульговування, оскільки утворені нею емульсії були нестійкі і схильні до саморуйнування.

Для встановлення факторів, які зумовлюють агрегативну стійкість емульсій цих нафт були виділені та досліджені їх природні стабілізатори (за винятком емульсії нафти Семенівського родовища, оскільки в процесі виділення стабілізаторів вона руйнувалась). Характеристики емульсій, взятих на дослідження, наведені в табл. 1.

Таблиця 1

Геометричні параметри дисперсної фази нафтових емульсій

Емульсія нафт | Радіус заемульгованих частинок, нм10-3 | Вміст дисперсної фази, % мас. | Питома площа поверхні розділу фаз, см2/см3

Rmin | Rnom | Rmax

долинської | 1,8 | 2,9 | 19,3 | 19,30 | 6447

гнідинцівької | 1,7 | 3,4 | 23 | 24,85 | 5875

західносибірських | 2,4 | 4,7 | 31,3 | 17,00 | 4226

Результатами досліджень складу виділених з емульсій стабілізаторів встановлено, що нафти вітчизняних родовищ та імпортованих відносяться до різних типів (табл. 2).

Таблиця 2

Кількісні характеристики стабілізаторів та їх склад

Характеристика | Емульсія нафт

долинської | гнідинцівської | західносибірських

Вміст стабілізатора в нафті, % мас. | 0,2238 | 0,0641 | 0,0927

Величина адсорбції стабілізатора, (г/см2)·108 |

199,2 |

62,6 |

125,9

Вміст в стабілізаторі, % мас.

парафінів (П) |

71,81 |

40,75 |

17,51

смол (C) | 13,74 | 8,41 | 19,14

асфальтенів (А) | 14,45 | 50,84 | 63,35

Тип стабілізатора | парафіновий | змішаний | асфальтеновий

Стабілізатор емульсії долинської нафти є парафінового типу, гнідинцівської – змішаного, а західносибірських – асфальтенового. Окрім різниці в якісному складі, емульсії відрізняються і кількістю стабілізаторів на границі розділу фаз. Найвища концентрація стабілізатора в емульсії Долинського родовища, найнижча – Гнідинцівського.

Результами ІЧ-спектроскопії та елементного аналізу підтверджено спорідненість виділених із стабілізаторів речовин з нативними парафінами, смолами та асфальтенами.

Дослідженнями стабілізаторів та їх фракцій методами фотоелектричного колориметрування та рентгенівської фотоелектронної спектроскопії встановлено, що смоли та асфальтени стабілізатора емульсії нафт західносибірських родовищ відрізняються високим ступенем конденсації та вмістом Ni і V, що дозволило передбачити їх високу агрегативну стійкість. Диференційно-термічним аналізом показано, що парафінові фракції стабілізаторів представлені твердими вуглеводнями з температурою топлення 326-409 К.

Досліджено вплив температури на визначальні параметри седиментаційної стійкості емульсій – в’язкість дисперсного середовища (рис. 1) та різницю густин дисперсної фази та середовища при заданих радіусах глобул дисперсної фази. В області температур до 333 К вибрані нафти суттєво відрізняються в’язкісно-температурними характеристиками. Вище 333 К температура не істотно впливає на величину в’язкості для кожної з нафт. При температурі вище 353 К абсолютне значення в’язкості кожної з нафт не перевищує 4 сСт, що є оптимальним для руйнування емульсій.

Встановлено, що хоча нафти і відрізняються абсолютним значенням густини, однак зі збільшенням температури різниця між густинами дисперсних фаз та середовищ майже не змінюється, отже густина не є в даному випадку вирішальним чинником, який визначає відмінності в седиментаційній стійкості емульсій вибраних нафт.

Таким чином, проведеними дослідженнями встановлено, що стійкість емульсій вибраних нафт визначається як седиментаційною стійкістю (особливо для важких та смолистих нафт) при низьких температурах, так і агрегативною, це зумовлює використання для їх руйнування хімічних реагентів – деемульгаторів.

Четвертий розділ присвячений розробці нового деемульгатора на основі блок-кополімерів оксидів етилену та пропілену і дослідженню його фізико-хімічних властивостей.

Синтезовано шість зразків блок-кополімерів, в яких, з метою збільшення розгалуженості макромолекули в гідрофільний поліоксіетиленовий блок введено оксид пропілену шляхом алкілювання поліпропіленгліколю сумішшю оксидів етилену та пропілену.

Формула макромолекули отриманих блок-кополімерів:

НО (СН СН2О)п (СН СН2О)m (СН СН2О) п Н,

R СН3 R

де R - радикал Н- або СН3-

Виявлено, що найвищою деемульгуючою активністю, яка оцінювалась за ступенем зневоднення та знесолення, володіють ті зразки блок-кополімерів, температура посвітління водних розчинів яких знаходиться в інтервалі 318-322 К (рис. 2). Очевидно, в цих

зразках оптимальне значення гідрофільно-ліпофільного балансу, при якому виявляється максимальна деемульгуюча здатність. Для подальших досліджень було відібрано зразок блок-кополімера (молекулярна маса 3030, молекулярна маса оксипропіленового блоку 1780, вміст гідрофільного блоку в макромолекулі 41 % мольн.), який забезпечував максимальну ступінь зневоднення та знесолення.

Для приготування товарної форми деемульгатора досліджено розчинність блок-кополімера в воді, ізопропіловому спирті, ацетоні, бензолі, толуолі та гасі в інтервалі температур 293-353 К. Встановлено, що блок-кополімер при температурах нижче 313 К повністю розчиняється в воді, ізопропіловому спирті та ацетоні. В бензолі та толуолі розчинність обмежена. В гасовій фракції розчиняється при температурі вище 313 К.

Проведені дослідження показали, що отриманий блок-кополімер є поверхнево-активною речовиною, оскільки із збільшенням його концентрації в розчинниках спостерігається зменшення їх поверхневого натягу. Встановлено, що із зменшенням поверхневого натягу розчинів блок-кополімера його деемульгуюча здатність зростає. Максимальний ступінь зневоднення спостерігався у водних та водометанольних розчинах при концентрації блок-кополімера вище критичної концентрації міцелоутворення, яка становила 1-2 % мас.

Розроблена товарна форма деемульгатора (водометанольний розчин блок-кополімера) під назвою ПМ, який має хороші технічні характеристики – низькі температуру застигання та в’язкість, нейтральне середовище.

Для вибору оптимальних умов деемульгування нафт проведені дослідження фазового розподілу активної частини деемульгатора. Встановлено, що при температурі 293 К ступінь вимивання деемульгатора в водну фазу становить більше 80 %. Однак, із підвищенням температури розчинність активної частини деемульгатора в водній фазі зменшується, а в нафтовій зростає, і при температурі 353 К (верхня межа температури деемульгування на промислах) ступінь вимивання деемульгатора не перевищує 30%.

Встановлено антикорозійні властивості деемульгатора ПМ. В стандартному корозійному середовищі його захисна здатність становить 50-80 % залежно від концентрації деемульгатора. Деемульгатор практично не зменшує антикорозійну здатність промислових інгібіторів корозії.

В п’ятому розділі подані результати вивчення зневоднюючої та знесолюючої здатності отриманого деемульгатора та вибору оптимальних умов руйнування емульсій. Досліджувались вплив температури в межах 293-353 К, витрати деемульгатора (до 100 г/т) та тривалості відстоювання (до 240 хв) на ступінь зневоднення та знесолення, вміст залишкової води і солей у вибраних нафтах.

Встановлено, що деемульгуюча здатність деемульгатора ПМ проявляється вже протягом перших 15 хв відстоювання. Основна кількість відстояної води відділяється протягом 1 години. Збільшення тривалості відстоювання більше 240 хв практично не змінює вміст залишкової води в нафті.

В інтервалі температур 293-313 К швидкість зневоднення деемульгатором ПМ визначається седиментаційною стійкістю емульсій, а при температурі вище 333 К – агрегативною .

Із збільшенням питомої витрати деемульгатора ПМ вміст залишкової води в нафтах зменшується (табл. 3). Ефективність деемульгатора і відповідно його питомі витрати залежать від температури та типу нафтової емульсії. Для нафт з парафіновим та змішаним типом стабілізаторів достатнє зневоднення (<1 % залишкової води в нафті) в лабораторних умовах досягається при питомій витраті

Таблиця 3

Вміст залишкової води в емульсіях після деемульгування

Питома витрата, г/т | Вміст залишкової води в емульсії після зневоднення при температурі, % мас.

293 К | 313 К | 333 К | 353 К

долинської нафти

0 | - | 19,30 | 19,30 | 19,30

10 | - | 19,25 | 12,71 | 10,25

30 | - | 19,19 | 8,29 | 6,43

50 | - | 17,83 | 3,89 | 2,55

70 | - | 16,90 | 1,40 | 0,85

100 | - | 14,16 | 0,35 | 0,11

гнідинцівської нафти

0 | 24,85 | 24,85 | 24,85 | 24,85

10 | 24,85 | 16,54 | 8,57 | 6,81

30 | 14,84 | 10,86 | 4,52 | 3,43

50 | 11,40 | 3,83 | 1,86 | 1,42

70 | 8,60 | 2,86 | 1,67 | 1,08

100 | 6,01 | 2,65 | 0,81 | 0,07

західносибірських нафт

0 | 17,00 | 17,00 | 17,00 | 17,00

10 | 16,93 | 16,92 | 14,01 | 13,73

30 | 14,84 | 14,66 | 13,84 | 9,42

50 | 14,16 | 14,06 | 8,08 | 4,93

70 | 12,80 | 11,75 | 7,59 | 2,29

100 | 9,10 | 8,94 | 6,62 | 0,56

ПМ 70-100 г/т та температурах 333-353 К. Для нафти з асфальтеновим типом стабілізатора – 100 г/т та 353 К.

Враховуючи дані стосовно дисперсності емульсій випробовуваних нафт встановлено залежності зміни вмісту залишкової води від кількості деемульгатора на одиниці міжфазної поверхні (рис. 3). При низьких температурах (293-313 К) найстійкішими є емульсії нафт з парафіновим (долинська) та асфальтеновим (західносибірська) типами стабілізаторів. Нафтова емульсія із змішаним типом стабілізатора (гнідинцівська) виявилась менш стійкою. Із підвищенням температури різниця в стійкості емульсій нафт із парафіновим та змішаним типами стабілізаторі зменшується (див. рис. 3 г і д). Очевидно, це пояснюється переходом парафінових компонентів стабілізатора в дисперсну фазу (вирівнюються агрегативні стійкості) і зниженням в’язкості нафт (вирівнюються седиментаційні стійкості). Нафта з асфальтеновим типом стабілізатора залишається стійкою навіть при високих температурах (353 К) і потребує для руйнування емульсії більші в 2-3 рази кількості деемульгатора ПМ.

При температурі 333 К мінімальна кількість деемульгатора ПМ на одиниці міжфазної поверхні для забезпечення ефективного зневоднення становить: для емульсій з парафіновим та змішаним типом стабілізаторів – 7-7,5 г/см2·108. При температурі 353 К: для емульсій з парафіновим та змішаним типом стабілізаторів – 7-7,5 г/см2·108, з асфальтеновим типом стабілізатора – 15 г/см2·108.

Знесолюючу здатність деемульгатора ПМ визначали за ступенем знесолення та залишковим вмістом солей після обробки нафт західносибірських родовищ. Вибір цієї нафти пояснюється високою стійкістю її емульсій та тим, що в Україні нафти такого типу підготовляють на нафтопереробних заводах. Аналогічно промисловим схемам установок знесолення до нафти додавали пастковий продукт (суміш заводських вод з нафтопродуктами) та газоконденсат. Порівнювали знесолюючі здатності деемульгаторів ПМ та Kamelix фірми ISI, який використовувався в Україні. Виявлено (табл. 4), що отриманий деемульгатор забезпечує вищий ступінь

Таблиця 4

Результати лабораторних випробувань деемульгаторів ПМ і Kamelix

при знесоленні нафти

Тип деемульгатора |

Вміст , % мас. |

Ступінь знесолення після обробки водою, % мас. | Вміст в підготовленій нафті

пасткового

продукту | конден-сату | 1-ої | 2-ої | 3-ої | солей,

мг/л | води,

% мас.

Kamelix | 0 | 0 | 79,97 | 81,51 | 98,46 | 3,1 | 0,12

ПМ | 80,50 | 82,01 | 98,49 | 3,1 | 0,77

Kamelix | 0 | 0 | 81,99 | 83,00 | 98,99 | 2,2 | 0,05

ПМ | 82,89 | 83,88 | 99,00 | 2,2 | 0,04

Kamelix | 10 | 0 | 79,25 | 84,24 | 95,00 | 11,8 | 0,06

ПМ | 80,91 | 85,56 | 95,34 | 11,0 | 0,05

Kamelix | 0 | 10 | 69,86 | 76,62 | 93,24 | 13,9 | 0,05

ПМ | 75,70 | 79,63 | 96,07 | 8,3 | 0,05

Kamelix | 10 | 10 | 89,16 | 91,53 | 97,63 | 7,6 | 0,12

ПМ | 86,61 | 88,76 | 97,85 | 7,2 | 0,09

зневоднення та знесолення ніж імпортний аналог як при підготовці нафти, так і в сумішах з пастковим продуктом та газоконденсатом.

Таким чином, в результаті проведених досліджень розроблено новий ефективний універсальний деемульгатор і визначені умови зневоднення та знесолення нафт з різними типами стабілізаторів емульсій в його присутності.

В шостому розділі приведені результати дослідно-промислових випробувань деемульгатора на нафтогазовидобувних підприємствах “Чернігівнафтогаз”, “Полтаванафтогаз” та Гнідинцівському ГПЗ в процесах підготовки нафти до її транспортування і на нафтопереробному заводі АТ “Укртатнафта” для подальшої переробки.

Характеристики нафт, які підготовлюються НГВП “Чернігівнафтогаз” та ”Полтаванафтогаз” аналогічні тим, які використовували при лабораторних дослідженнях деемульгатора ПМ. Зневоднюючу здатність ПМ випробовували на всіх об’єктах водовідділення нафти на лінії її транспортування від свердловин до товарного парку: груповій замірній установці (ГЗУ-1) – установках попереднього скидання води (УПС) – на дожимних насосних станціях (ДНС) – установці комплексної підготовки нафти (УКПН) Гнідинцівського газопереробного заводу.

Як видно (табл. 5), вміст води в підготовленій деемульгатором ПМ нафті не перевищує 1 % мас. Аналогічно, як в лабораторних умовах, питомі витрати деемульгатора залежать від вмісту води, її дисперсності та температури відстоювання, є співрозмірними та знаходяться в межах 5-91 г/т.

Таблиця 5

Результати дослідно-промислових випробувань

зневоднюючої здатності деемульгатора ПМ

Показник | Об’єкти НГВП “Чернігівнафтогаз” | Об’єкти НГВП “Полтава-нафтогаз” | УКПН Гніденцівсь-кого ГПЗ

ГЗУ-1 | Леля-ківська ДНС | Прилуць-ка ДНС | Богда-нівська ДНС

Вміст в сирій нафті | води, % мас. | 35-40 | 5-15 | 10-48 | - | 6,7-12,8 | 25

солей, мг/л | 30000 | - | - | 20000 | 19000 | 220

Вміст в підготов-леній нафті | води, % мас. | 0,07-0,34 | 0,01-0,03 | 0,22-0,26

солей, мг/л | 126-297 | 35,8-164,9 | 73-159

Питома витрата деемульгатора, г/т | 5-15 | 35-91 | 45-47 | 30-40 | 25-50 | 50-60

Дослідно-промислові випробування знесолюючої здатності деемульгатора ПМ проводили на установках двоступеневого електрознесолення АТ “Укртатнафта” з подачею промивної води (5-10 % мас.) в потік нафти (суміш нафт західносибірських родовищ) і дозуванням деемульгатора перед першим ступенем знесолення при підготовці нафт з асфальтеновим типом стабілізатора. Розроблений деемульгатор порівнювали з імпортним Kamelix. Результати дослідно-промислових випробувань виявились аналогічними лабораторним. Встановлено, що в більшості випадків залишковий вміст води в нафті нижчий при менших питомих витратах розробленого деемульгатора (відповідно ПМ 18-22, Kamelix 25-30 г/т).

Застосування нового деемульгатора не порушувало технологічного режиму процесу знесолення нафти (електродегідратори працювали стабільно, рівні розділу фаз були постійними). При використанні деемульгаторів ПМ та імпортних на установках ЕЛЗУ вміст залишкових солей співставимий і знаходився в межах 9,94-21,28 мг/л, що однак більше допустимого (до 3 мг/л).

Виходячи з визначених в лабораторних умовах оптимальних умов деемульгування внесені зміни в існуючу схему ЕЛЗУ. Деемульгатор в сиру нафту подають в вигляді його суміші з підготовленою нафтою. Враховуючи фазовий розподіл деемульгатора ПМ, запропоновано його подачу на кожен ступінь знесолення. Для запобігання втрат деемульгатора відстояна вода з другого ступеня знесолення повертається на перший як промивна. Вказана схема ЕЛЗУ наведена на рис. 4.

Частину гарячої знесоленної нафти, яка надходить на АТ, повертають на установку електрознесолення. В її потік з ємності 16 насосом 22 вводять деемульгатор. Суміш нафти та деемульгатора подається в потік сирої нафти перед сировинним насосом 21, в якому проходить розподілення деемульгатора в сирій нафті. Нафта нагрівається в теплообмінниках 5, 6 і поступає на змішування з промивною водою з другого ступеня електрознесолення в інжекторах 7, 8. Нафтова емульсія після змішування вводиться через маточник в нижню частину електродегідраторів. В електродегідраторах емульсія спочатку промивається в шарі соленої води, потім проходить попередню обробку в слабкому електричному полі між площинами нижнього електрода і дзеркалом соленої води. В подальшому, рухаючись вгору суцільним потоком, емульсія надходить в зону, обмежену двома електродами, де вона обробляється в сильному електричному полі.

Відстояна вода з електродегідраторів 1,2 направляється в відстійник 13, з якого пастковий продукт відбирається насосом 17 і направляється в потік сирої нафти, а відстояна вода в заводську каналізацію. Частково знесолена нафта змішується в інжекторах 9, 10 з прісною водою, яка подається насосом 18 з ємності 15, і направляється на другий ступінь знесолення в електродегідратори 3, 4. Відстояна вода направляється у відстійник 14, звідки насосом 20 повертається як промивна на перший ступінь електрознесолення. Відстояні нафтопродукти з відстійника 14 відбираються насосом 19 і подаються в потік сирої нафти. Знесолена нафта виводиться з електродегідраторів 3, 4 направляється на подальшу переробку.

В результаті проведених змін підвищилась якість підготовки нафти. Залишковий вміст солей в підготовленій деемульгатором ПМ нафті зменшився до 2,1 мг/л при середній питомій витраті ПМ 21 г/т (табл. 6).

Таблиця 6

Результати використання деемульгатора ПМ на АТ “Укртатнафта” після проведених змін подачі деемульгатора

Номер проби | Вміст в сирій нафті

солей, % мас. | Вміст в підготовленій нафті | Витрата

деемульгатора, г/т

води, % мас. | cолей, мг/л

1 | 154,4 | 0,05 | 10,3 | 25,3

2 | 58,0 | 0,13 | 4,3 | 22,3

3 | 48,9 | 0,22 | 3,5 | 23,3

4 | 43,3 | 0,13 | 4,1 | 20,3

5 | 53,2 | 0,12 | 4,1 | 20,3

6 | 38,1 | 0,05 | 2,5 | 21,3

7 | 36,5 | 0,05 | 2,6 | 19,0

8 | 42,2 | 0,05 | 2,3 | 21,6

9 | 45,6 | 0,12 | 2,1 | 19,1

10 | 52,1 | 0,12 | 2,4 | 18,55

Окрім смолистих західносибірських нафт, на АТ “Укртатнафта” переробляються східноукраїнські нафти парафінової та нафтенопарафінової основи. При їх підготовці (а це нафти із змішаним та парафіновим типом стабілізаторів емульсій) витрати розробленого деемульгатора були менші в 2-3 рази ніж при підготовці західносибірських нафт з асфальтеновим типом стабілізатора і становили 8,9-14,0 г/т. Такі результати промислових випробувань підтверджують лабораторні дослідження зневоднюючої здатності деемульгатора ПМ.

Вміст солей в сирих нафтах різної основи, які перероблялись на цьому підприємстві становив 18,4-123,4 мг/л. При питомих витратах деемульгатора ПМ 8,9-22,1 г/т в процесі електрознесолення вміст солей знизився до 1,59-2,16 г/т.

Таким чином, розроблений деемульгатор ПМ пройшов дослідно-промислові випробування на нафтовидобувних та переробних підприємствах України. Необхідна витрата деемульгатора при підготовці нафт на промислах залежить від типу нафти, вмісту в ній води, умов підготовки і становить 35-60 г/т. На установках електрознесолення залежно від типу нафти питома витрата деемульгатора ПМ становить 8,9-22,1 г/т.

ВИСНОВКИ

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

Основний зміст дисертації викладено у роботах:

1. Топільницький П.І. Максимик В.Я. Лабораторні та промислові дослідження вітчизняного деемульгатора ПМ // Нафтова і газова промисловість. - 1998. - №3. - С. 47-49.

2. Топільницький П.І. Максимик В.Я., Денисюк А.М. Застосування деемульгатора ПМ ЗАТ “Укртатнафта // Нафтова і газова промисловість - 1998. - №4. - С. 54-57.

3. Топільницький П.І. Максимик В.Я. Визначення оптимальних умов зневоднення нафтових емульсій деемульгатором ПМ // Вісник Державного університету “Львівська політехніка” - 1999. - №374. - С. 98-100.

4. Патент 35503А України, МПК 7С 10G 33/04. Спосіб зневоднення та знесолення нафтових емульсій / В.М. Матицин, С.П. Лейтар, В.А. Журба, А.М. Денисюк, Б.В. Галюк, Б.В. Середюк, Б.Л. Литвин, М.М. Братичак, П.І. Топільницький, В.Я. Максимик, О.О. Фаст – №99105760; Заявл. 21.10.1999; Опубл. 15.03.2001, Бюл. № 2. – 5с.

5. Топільницький П.І., Грущак В.Т., Максимик В.Я. Дослідження деемульгуючої здатності деемульгатора ПМ і вплив факторів на деемульгуючу здатність // Тези І-ої наукової конференції студентів та аспірантів “Нафтові та газові ресурси України: проблеми пошуку, видобутку, транспорту, переробки та використання”. – Івано-Франківськ. –1997. - С. 9-10.

6. Братичак М.М., Топільницький П.І., Максимик В.Я., Ромашко І.С. Розробка та впровадження неіоногенного деемульгатора ПМ // Тези І-ої науково-технічній конференції “Поступ в нафтопереробній та нафтохімічній промисловості”. -Львів. -1998 р. - С. 21.

7. Топільницький П.І., Максимик В.Я. Проблеми підготовки нафти до переробки // Тези ІІ-ої науково-технічній конференції “Поступ в нафтопереробній та нафтохімічній промисловості”. -Львів. -1999 р. - С. 49.

8. Братичак М.М., Топільницький П.І., Максимик В.Я., Ромашко І.С. Розробка та впровадження вітчизняних деемульгаторів нафтових емульсій // Матеріали конференції “Розробка та застосування поверхнево-активних речовин у нафтогазовій промисловості” – Київ.– 1999.- С. 7-9.

9. Топільницький П.І., Максимик В.Я., Гриців Ю.М. Використання неіоногенних поверхнево-активних речовин в підготовці нафти до переробки // Матеріали 6-ої Міжнародної науково-практичної конференції “Нафта і газ України 2000”. –Івано-Франківськ. – 2000 р. – С. 158-159.

10. Топильницкий П.И., Максимик В.Я., Лепак В.З. Реагенты для подготовки и переработки нефти // Научно-практическая конференция “Газ. Нефть – 2002”. – Уфа. – 2002 г. – С.149-150.

АНОТАЦІЯ

Максимик В.Я. Вдосконалення процесу зневоднення та знесолення нафтових емульсій неіоногенним деемульгатором. - Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук за спеціальністю 05.17.07 - хімічна технологія палива та пальномастильних матеріалів. - Національний університет “Львівська політехніка”, Львів, 2002.

Дисертація присвячена розробці основ технології зневоднення та знесолення нафт, які видобуваються та переробляються в Україні. Досліджено природні стабілізатори емульсій нафт Долинського та Гнідинцівського родовищ, а також нафт, які переробляються на АТ “Укртатнафта”, вивчено основні фактори агрегативної та седиментаційної стійкості емульсій цих нафт. Розроблено новий неіоногенний деемульгатор на основі оксидів етилену та пропілену, вивчено його фізико-хімічні та експлуатаційні властивості. Встановлено оптимальні умови використання розробленого деемульгатора при руйнуванні нафтових емульсій з різними типами стабілізаторів при підготовці нафт на промислах та нафтопереробних заводах. Розроблена технологічна схема електрознесолення нафт, яка дозволяє оптимізувати витрату деемульгатора.

Ключові слова: нафтова емульсія, стабілізатор, зневоднення, знесолення, деемульгатор.

АННОТАЦИЯ

Максимик В.Я. Усовершенствование процесса обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий неионогенным деэмульгатором. - Рукопись.

Диссертация на соискание научной степени кандидата технических наук по специальности 05.17.07 - химическая технология топлива и топливосмазочных материалов. - Национальный университет “Львивська политэхника”, Львов, 2002.

Диссертация посвящена разработке основ технологии обезвоживания и обессоливания нефтей, которые добываются и перерабатываются в Украине.

Исследованы эмульгирующие свойства нефтей, которые добываются и перерабатываются в Украине. Показано, что основным фактором стабилизации их эмульсий есть адсорбционный слой, который состоит из природных эмульгаторов и стабилизаторов. Стабилизатор эмульсий нефти Долинского месторождения относится к парафиновому типу, Гнидынцивского – смешанному, а смеси смолистых нефтей, которые поступают на АТ “Укртатнафта” – асфальтеновому. Установлено, что самой высокой эмульгирующей способностью обладает нефть Долинского месторождения, а наименьшей – Гнидынцивского. Исследованы зависимости факторов седиментационной устойчивости нефтяных эмульсий. Получен новый неионогенный деэмульгатор на основе оксидов этилена и пропилена. Впервые показано, что при наличии оксипропиленовых групп в гидрофильной части макромолекул разрушаются эмульсии различных типов. Разработана товарная форма деэмульгатора, исследованы его физико-химические и эксплуатационные свойства. Установлены зависимости содержания остаточной воды и солей после обработки нефти разработанным деэмульгатором от его удельного расхода, температуры и типа эмульсии.

Проведены опытно-промышленные испытания разработанного деэмульгатора на предприятиях нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли Украины. В промышленных условиях деэмульгатор показал высокую деэмульгирующую способность: остаточное содержание воды в подготовленных нефтях на нефтедобывающих предприятиях не превышает 1%, а содержание остаточных солей после электрообессоливания – не выше 3 мг/л. При обезвоживании нефтей из парафиновым и смешанным типом стабилизатора на промыслах удельный расход деэмульгатора составляет 35-60 г/т, в процессах электрообессоливания – 8,9-22,1 г/т (в зависимости от типа стабилизатора эмульсии).

Ключевые слова: нефтяная эмульсия, стабилизатор, обезвоживание, обессоливание, деэмульгатор.

SUMMARY

Maksymyk V.Ya. The improvement of the dewaterization and demineralization of oil emulsions by non-ionogenic demulsifier. - Manuscript.

The thesis for Ph. D. Award (technical sciences) by speciality 05.17.07 – chemical technology of fuel and fuel-lubricating materials. – National University “Lvivska Polytechnica”, Lviv, 2002.

The theses deal with the development of technological bases for the processes of Ukrainian oil dewaterization and demineralization. Natural emulsion stabilizes of Dolina's and Gnidynci's oils, also oils used by joint-stock company "Ukrtatnaphta" were investigated. The main factors of aggregate and sediment stability of these emulsions were studied. The new non-ionogenic demulsifier was developed on the basis of ethylene and propylene oxides. Deemulsifier physico-chemical and operation properties were examined. The optimal conditions of developed demulsifier application were established in accordance with different types of stabilizes during oil treatment at oil-field and refineries. Flow diagram of oil electric demineralization allowing to optimize the demuslifier consumption was developed.

Key words: oil emulsion, stabilizer, dewaterization, demineralization, demulsifier.