Обработка нефти и нефтяной эмульсии

 

Таблица 2.4

Характеристика нефти  Кызылкия

 

Характеристика	ГОСТ	Значения
Плотность кг/м3 при 25оС	3900-85	0,912
Содержание воды, % об	2477-65	25
Температура потери текучести, оС	СТ РК-2005	24

 

2.2 Методика этерификации дингидрида пиромеллитовой кислоты (ПМДА) спиртом

 

Сырьем для синтеза  деэмульгатора являются пиромеллитовый дингидрид и сложный эфир ПОЭС. При получении деэмульгаторов сложный эфир ПОЭС используют без дополнительной очистки. ПМДА при соответствии качества нормам и требованиям к физическим и химическим показателям используются без дополнительной очистки.

По механизму общего основного  катализа на начальных этапах реакции  образуются комплексы спирта с третичным  амином, рисунок 2.2.1.

Рисунок 2.2.1. Механизм образования  комплекса спирта с третичным  амином

 

Растворителем является N,N-диметилформамид. Он применяется свежеперегнанными. В качестве разбавителя используется о-ксилол.

Дингидрид пиромеллитовой кислоты отвешивается в специальных емкостях на электронных весах.

В трехгорловую колбу  снабженную мешалкой, обратным холодильником, термометром и штуцером для ввода катализатора, растворителя и разбавителя, добавляют ПМДА. Затем в колбу заливают мерником дозированное количество растворителя, смесь перемешивают при температуре 60-70 ^оС до полного растворения ПМДА. Температура процесса поддерживается на масляной бане, нагреваемой электроплиткой.

Продолжая перемешивание  и поддерживая температуру реакционного раствора 60-70^оС в колбу постепенно приливают через штуцер сложный эфир (мольное соотношение ПМДА и спирт 0,001 : 0,00375).

После в реакционную  колбу вводят катализатор пиридин (0,005 моль). Температура поднимают до 140^оС, и при этой температуре выдерживают в течение 4-х часов при непрерывном перемешивании и контроле температуры. Пары растворителя улавливаются в конденсаторе (холодильнике) и сливаются обратно в колбу.

После выдержки в течение 4-х часов реакционного раствора при 140^оС в реактор при постоянном перемешивании тонкой струйкой подают разбавитель из расчета растворитель : разбавитель 1:0,5.

Реакционную смесь после введения разбавителя перемешивают и через 1 час добавляют еще разбавителя в соотношении растворитель : разбавитель 1:0,5. Конденсацию продолжают еще в течении 0,5 часов при 140^оС. По окончании синтеза получаем жидкий деэмульгатор прозрачного янтарно-красного цвета.

Схема взаимодействия ПМДА с ПОЭС показана на рисунке 2.2.2.

 

 

Рисунок 2.2.2. Схема синтеза  ДП-43/2009

 

2.3 Методика  приготовления водонефтяной эмульсии

 

Эмульсию готовят за сутки до проведения анализов [15], чтобы обеспечить формирование защитных слоев на каплях эмульгированной воды.

Исходными веществами для  приготовления эмульсии второго  рода В/Н являются товарная нефть  и 5-20% раствор хлорида натрия в  дистиллированной воде. Данные компоненты смешивают в необходимых соотношениях и перемешивают при частоте вращения мешалки 500-1000 об/мин в течение получаса при комнатной температуре. После чего полученную эмульсию отстаиваем в течение суток, свободно выделившуюся воду удаляем. Перед испытанием отбираем среднюю пробу эмульсии и определяем в ней содержание воды по ГОСТ 2477-65.

 

2.4 Методика  проведения термохимического метода  обезвоживания

 

Навеску эмульсии  нагреваем  на масляной (водяной) бане до заданной температуры и выдерживаем в  течение 15 минут. Выбор температуры  зависит от типа нефти: для легких нефтей устанавливают  температуру 50-60ºС, для высокопарафинистых и тяжелых нефтей плотностью 0,9 и выше − 70-90ºС [15]. Затем вводим рассчитанное количество деэмульгатора и начинаем перемешивание с помощью электромеханической мешалки. Перемешивание ведем при неизменном значении температуры в течение 10 минут. Отстаивание проводим в течение часа при комнатной температуре, либо при температуре химической обработки. В последнем случае наблюдается лучший эффект.

 

2.5 Методика  определения содержания воды

 

Сущность  данного  метода состоит в нагревании пробы  нефтепродукта с нерастворимым  в воде растворителем и измерении  объема сконденсированной воды [24].

В дистилляционную колбу  вводят 100 мл или 100 г пробы с погрешностью не более 1%. При применении приемника-ловушки со шкалой 10 см³ количество испытуемого образца (в зависимости от содержания воды) уменьшают так, чтобы объем воды, собравшийся в приемнике-ловушке, не превышал 10 см³. Затем цилиндром отмеривают в колбу 100 мл растворителя (толуол) тщательно перемешивают содержимое колбы до полного растворения испытуемого нефтепродукта и прибавляют в колбу несколько кусочков неглазурованного фаянса или фарфора. Аппаратуру собирают так, чтобы обеспечить герметичность всех соединений и исключить утечку пара и проникание посторонней влаги.

Содержимое колбы доводят  до кипения и далее нагревают  так, чтобы скорость конденсации  дистиллята в приемник была от 2 до 5 капель  в 1с. Перегонку прекращают, как только объем воды в приемнике-ловушке  не будет увеличиваться и верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Время перегонки должно быть не менее 30 и не более 60 минут. Оставшиеся на стенках трубки холодильника капельки воды сталкивают в приемник стеклянной палочкой или металлической проволокой.

Массовую (Х) или объемную (Х₁) долю воды в процентах вычисляют по формулам:

                                                  (2.1)

                                                                  (2.2)

где V₀- объем воды в приемнике-ловушке, см³;

m-масса пробы, г;

V- объем пробы, см³.

 

2.6 Методика измерения температуры потери текучести нефти

 

Температуру потери текучести  нефтей определяли по стандарту ASTM 3853.

Аппаратура, реактивы и  материалы. Для определения температуры потери текучести применяются:

− цилиндр на 50 см³ из прозрачного стекла с внутренним диаметром 15.0 – 25.0 мм и высотой 250 мм и ценой деления 1 см³. Цилиндр должен иметь шлиф.

− термометр ртутный с пределом измерения от минус 30 до плюс 60°С со шлифом и ценой деления 0,5°С.

− криостат, требуемая температура поддерживается с помощью холодильного устройства. В качестве антифриза использовали 40% раствор этиленгликоля.

Подготовка к испытанию. При наличии воды нефть обезвоживают. Обезвоженную нефть наливают в сухой чистый цилиндр до уровня приблизительно 40 см³, так, чтобы она не растекалась по стенке пробирки.

Образец нефти в цилиндре термостатируют при температуре 50°С в течении 15-20 мин и охлаждают  до комнатной температуры.

Определение температуры потери текучести. Образец нефти объемом 40 мл помещают в цилиндр. Цилиндр закрывают пришлифованным термометром и опускают в криостат с температурой ниже теоретически предполагаемой температуры застывания образца. Шарик термометра должен находиться на уровне 15-25 см³, не касаясь стенок сосуда. Уровень антифриза должен превышать уровень образца на 3-4 см³.

Цилиндр с образцом нефти  охлаждается до полной потери текучести  нефти, затем извлекается из криостата  и помещается под углом 45°. В таком положении наблюдается смещение мениска и температуру, при которой это смещение произошло. Важно наблюдать смещение именно мениска, а не оттаивание верхнего слоя жидкости. Верным определение считается в том случае, если на противоположной наклону стороне образца появится скос под углом 45°. Полученную температуру принимают за температуру потери текучести нефти. Параметр измеряют три раза и берут среднее арифметическое значение.

 

2.7 Методика  измерения кинематической вязкости

 

Сущность метода заключается  в измерении времени истечения определенного объема испытуемой нефти под влиянием силы тяжести. Испытание проводят в капиллярном стеклянном вискозиметре Пинкевича [25].

В чистый сухой вискозиметр  через широкое колено наливают 10 мл нефти. Вискозиметр с пробой нефти с помощью штатива устанавливают в строго вертикальном положении в термостат. Засасывают нефть в узкое колено с помощью резиновой груши, примерно до 1/3 высоты второго расширения. Термостатирование при 20 ^оС продолжают 15 минут. Затем соединяют узкое колено с атмосферой и определяют время перемещения мениска нефти от верхней метки до нижней метки первого расширения (с погрешность не более 0,2). Проводят последовательно 5 измерений, рассчитывают среднее арифметическое время истечения нефти в вискозиметре.

Кинематическую вязкость ν (мм²/с) вычисляют как среднее арифметическое по формуле:

                                                                                                        (2.3)

где С – постоянная вискозиметра, С=0,02789 мм²/с²;

τ – среднее время истечения  нефти в вискозиметре, с.

Динамическую вязкость η (мПа с) исследуемой нефти вычисляют по формуле:

                                                                                                        (2.4)

где  ν - кинематическая вязкость, мм²/с;

ρ – плотность при то же температуре, при которой определялась вязкость, г/см³.

 

2.8 Методика  определения плотности

 

Метод применяется для  определения плотности нефти  и нефтепродуктов ареометром для  нефти [26].

Сущность метода заключается  в погружении ареометра в испытуемый продукт, снятии показания по шкале  ареометра при температуре определения  и пересчете результатов на плотность  при температуре 20⁰С.

Цилиндр для ареометров устанавливают на ровной поверхности. Пробу испытуемого продукта наливают в цилиндр, имеющий ту же температуру, что и проба, избегая образования пузырьков и потерь от испарения. Пузырьки воздуха, которые образуются на поверхности, снимают фильтровальной бумагой.

Температуру испытуемой пробы измеряют до и после измерения плотности по термометру ареометра  (при испытании темных нефтепродуктов термометр ареометра приподнимают над уровнем жидкости настолько, чтобы был виден верхний конец столбика термометрической жидкости и можно было отсчитать температуру) или дополнительным термометром. Температуру поддерживают постоянной с погрешностью не более 0,2⁰С.

Чистый и сухой ареометр медленно и осторожно опускают в  цилиндр  с испытуемым продуктом, поддерживая ареометр за верхний  конец, не допуская смачивания части стержня, расположенной выше уровня погружения ареометра.

Когда ареометр установится, и прекратятся его колебания, отсчитывают показания по верхнему краю мениска, при этом глаз находится  на уровне мениска. Отсчет по шкале  ареометра соответствует плотности нефтепродукта при температуре испытания.

 

2.9 Метод определения  содержания сухого остатка ГОСТ 18164-72

 

Величина сухого остатка  характеризует общее содержание растворенных в воде нелетучих минеральных  и частично органических соединений.

250-500 мл профильтрованной  воды выпаривают в предварительно  высушенной до постоянной массы  фарфоровой чашке. Выпаривание  ведут на водяной бане с  дистиллированной водой. Затем  чашку с сухим остатком помещают  в термостат при 110ºС и сушат  до постоянной массы.

Обработка результатов. Сухой остаток (Х) в мг/л вычисляют по формуле:

 

                (2.5)

где  m-масса чашки с сухим остатком, мг;

m₁- масса пустой чашки, мг;

V-объем воды, взятый  для определения, л.

 

 

2.10 Методика введения депрессорных присадок в нефть

 

Образец с пробой нефти  нагревали до 60°С, перемешивая при  постоянной температуре электромеханической  мешалкой 30 мин., вводили в него рассчитанное количество депрессорной присадки. Затем  смесь перемешивали с помощью  мешалки при заданной температуре в течение 30 мин. Затем образец с нефтью медленно охлаждали до 20°С и осуществляли измерение температуры потери текучести.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 Результаты и их обсуждение

 

На сегодняшний день проблема транспортировки нефти для Казахстана весьма актуальна. Одним из часто используемых методов является транспортировка по трубопроводу. Но так как в казахстанских нефтях содержится большое количество парафинов, способных откладываться на стенках трубопровода, при транспортировке нефтей появляются определенные затруднения. Сегодня для решения этой проблемы используют печи подогрева, которые устанавливаются по всей длине трубопровода на определенных расстояниях. Этот метод достаточно эффективен, но экономически нецелесообразен. Использование депрессорных присадок в этом случае является наиболее выгодным и простым способом борьбы с отложением парафинов в трубопроводе. Плюсом присадок является небольшие количества, относительно недорогая себестоимость и то, что при вводе в нефть их активность сохраняется на все время транспортировки нефти.