МЕТОДЫ АНАЛИЗОВ ВОДОНЕФТЯНЫХ И НЕФТЕШЛАМОВЫХ ЭМУЛЬСИЙ ТЯЖЕЛЫХ НЕФТЕЙ

АННОТАЦИЯ

Нефтешламы как вторичное сырье для получения топлив, строительных материалов и других перерабатываются на нефтеперерабатывающих заводах, установках подготовки нефти и других производствах.

Устойчивые эмульсии содержащиеся в нефтешламах затрудняют проведение вышеотмеченных процессов и поэтому требуют разработки новых способов их разрушения.

Относительно высокое содержание механических примесей, воды и минеральных солей способствует повышению вязкости нефтешламов, что также снижает интенсивность разрушения водонефтяной эмульсии.

ABSTRACT

Oil sludge as a secondary raw material for the production of fuels, construction materials and others are processed at oil refineries, oil treatment plants and other industries. Stable emulsions contained in oil sludge make it difficult to carry out the above-mentioned processes and therefore require the development of new methods for their destruction.

The relatively high content of mechanical impurities, water and mineral salts contributes to an increase in the viscosity of oil sludge, which also reduces the intensity of destruction of the water-oil emulsion.

Ключевые слова: нефтяные эмульсии, водонефтяных эмульсии, нефти шламовых эмульсии, месторождений, серы, разрушение, асфальтен, парафин, механических примесей, тяжелые фракции, нефтепродуктов,  обезвоживания, обессоливания.

Keywords: oil emulsions, oil-water emulsions, oil sludge emulsions, deposits, sulfur, destruction, asphaltene, paraffin, mechanical impurities, heavy fractions, petroleum products, dehydration, desalination.

Основная часть воды, механических примесей и хлористых солей из водонефтяной эмульсии (ВНЭ) и нефте шламовых эмульсии (НШЭ) удаляются на установку подготовка нефти (УПН), которые приспособлены для обработки нефтей, соответствующих регионов. Для подготовки нефтей Ферганской долины используется открытая схема УПН, где подготавливают смеси нефти из месторождений, разработка и эксплуатация которых, осуществляется длительное время.

На УПН, работающих в месторождении подготавливают нефти с уникальными свойствами, которые характеризуются высоким содержанием асфальта - смолистых веществ, достигающих до 60 % и плотностью от 930 до 1000 кг/м³. Эти нефти относятся к категории битумных. Поэтому, их обезвоживают до остаточного содержания воды не более 5,0 %.

Сегодня, основная часть нефти в Республике, добывается в Сурхандарьинской и Бухара – Хивинском регионе, где расположены более десяти УПН. В данных установках (УПН) подготавливают нефти с высоким содержанием попутного газа, путем его многоступенчатой сепарации [1].

Многолетний опыт эксплуатации УПН показал, что интенсификация процессов обезвоживания и обессоливания нефтей напрямую связана со свойствами нефтегазоводяных смесей, которые могут существенно меняться в зависимости от условий разработки месторождений. При этом, на практике в данную смесь могут добавлять ловушечные нефти и т.п.

Учитывая это, нами изучены составы и свойства, подобранных нефтей, образующих устойчивые ВНЭ и НШЭ.

Учитывая большой объем работ по анализу нефтей, добываемых сегодня в Республике из многих месторождений, нами были выбраны наиболее весомые, к числу которых относятся «Кокдумалак», «Амударья», «Хаудаг», «Миршоди» и «Джаркак».

В табл.1., представлены физико-химические характеристики нефтей основных месторождений Узбекистана.

Таблица 1.

Физико-химические характеристики нефтей основных месторождений Узбекистана.

Из табл.1. видно, что добываемые нефти сильно отличаются по содержанию серы, асфальтенов, парафинов, силикагелевых смол и др. Нефти, содержащие большое количество асфальтенов, парафинов и силикагелевых смол часто образуют устойчивые ВНЭ, разрушение которых требует длительного времени и значительных расходов.

Таким образом, анализируя состав и свойства нефтей, добываемых в Узбекистане, можно сделать вывод о том, что для образования стойких ВНЭ, нефть некоторых месторождений содержит достаточное количество ПАВ (асфальтенов, смол, парафина и т.п.), обеспечивающих их устойчивость. При этом выявлено, что в местных ВНЭ недостаточно изучены состав и свойства дисперсных механических примесей, которые также являются факторами их стойкости.

Следовательно, изучение данных вопросов на примере промышленно важных месторождений нефти, позволит интенсифицировать процесс разделения устойчивых ВНЭ и сократить дорогостоящие материальные затраты (деэмульгаторы и др.) [2].

Кроме того, индивидуальное исследование устойчивых ВНЭ местных нефтей позволяет, научно обоснованно получать нефтяные смеси для дальнейшей промышленной переработки, что на сегодняшний день осуществляется на основе опыта специалистов и минимальной информации об их составе. Причём, эффективность процесса разрушения устойчивых ВНЭ, бесспорно обуславливает также удачным подбором того или иного типа деэмульгатора и его содержания.

Одним из наиболее опасных загрязнителей, практически всех компонентов природной среды – поверхностных и подземных вод, почвенно-растительного покрова, атмосферного воздуха, являются нефтесодержащие отходы – нефтешламы. Основные источники загрязнения приведены в таблице 2.

Нефтешламы – это сложные физико-химические смеси, которые состоят из нефтепродуктов, механических примесей (глины, окислов металлов, песка) и воды. Соотношение составляющих его элементов может быть самым различным. Качественная характеристика нефтешламов на предприятиях укладывается в следующие пределы [4]:

• органические вещества от 10% до 25% масс.;

• механические примеси от 5% до 30% масс.;

• вода от 50% до 70% масс.

Согласно официальным исследованиям, «запасы» нефтешлама составляют: в России – 100 млн. тонн, в Азербайджане – 25 млн. тонн, в Казахстане – 40 млн. тонн, в Украине – около 5 млн., Узбекистане –около 1,2 млн. тонн.

Таблица 2.

Источники загрязнения нефтепродуктами

В нефтешламах резервуарного типа соотношение нефтепродуктов, воды и механических примесей (частицы песка, глины, ржавчины и т.д.) колеблется в очень широких пределах: углеводороды составляют 5-90 %, вода 1-52 %, твердые примеси 0,8-65 %.

Как следствие, столь значительного изменения состава нефтешламов, диапазон изменения их физико-химических характеристик тоже очень широк. Плотность нефтешламов колеблется в пределах 830-1700 кг/м³, температура застывания от -3 до +80°С. Температура вспышки лежит в диапазоне от 35 до 120°С [3].

Таблица 3.  

Состав нефтешламов, образующихся при добыче углеводородов

Из табл. 3. видно, что химический состав нефтешламов зависит от их происхождения, специфики применяемых на предприятиях технологий добычи и переработки. Вместе с тем, в состав любого нефтешлама всегда входят нефтяная часть, вода и механические примеси, при этом процентное содержание каждого из составляющих, может варьироваться в широких пределах и требуют индивидуального подхода.

Обработка полученных результатов исследования статическими методами

В процессе исследования использовали приборы и средства измерения, которые имеют определенный класс точности и погрешности.

Поэтому, необходимо определить общую величину погрешностей, допущенных в ходе анализа или измерения параметров рассматриваемого процесса.

По данным [5], предельная относительная погрешность (δ_lim) и средняя квадратичная погрешность (ν) связаны в следующем виде:

δ_lim = 3 · ν                                                                           (1)

Здесь вероятная погрешность измерения определялось по формуле:

δ_В = 0,6745 · ν                                                                     (2)

Для определения общей величины погрешностей, допущенных в анализах, необходимо рассчитать их индивидуальные ошибки, т.е. погрешности.

В ходе экспериментов температуру ВНЭ определяли с использованием ртутного термометра с ценой деления 0,5^оС. Диапазон измерения температуры менялся от 10 до 100^оС, где предельная относительная погрешность равнялось:

                                               (3)

где: К_Т – цена деления шкалы;

Т – диапазон измеряемой температуры.

При введении деэмульгатора в ВНЭ погрешность опыта складывается из класса точности весов и безвозвратного остатка в посуде.

На основании многократных опытов установили, что средняя величина безвозвратных потерь равна 0,006 г, что в процентах составляет:

                                                        (4)

где: 0,5 – средняя навеска деэмульгатора, г.

Время деэмульгирования ВНЭ определяли секундомером с ценой деления 0,2 с. Если данный процесс протекает за 900 с, т.е. за 15 минут, то предельная относительная погрешность будет равна:

                                              (5)

где: К_τ – цена деления шкалы секундомера;

τ – время деэмульгирования ВНЭ, с.

При использовании пружинного манометра с классом точности 0,3 со шляпой 0 – 98 кПа предельная относительная погрешность в измеряемом диапазоне остаточного давления 2 – 41 кПа равняется:   

                                                (6)

Таким образом, (), сумма вышеприведенных погрешностей (допущенных в процессе деэмульгирования ВНЭ, составила 2,52%, что не превышает допустимую погрешность при работе с такими объектами  и изучении таких процессов, как деэмульсация ВНЭ.

Список литературы:

1. Амиркулов Н.С., Азизов Х.Х., Шафиев Р.У. Методическое руководство по определению реологических свойств нефти и водонефтяной эмульсии // ТашГТУ, Ташкент, 2000. – 46 с.
2. Очилов, А. А., Абдурахимов, С. А., & Адизов, Б. З. (2019). Тяжелые нефти Узбекистана и их устойчивые водонефтяные эмульсии. Universum: технические науки, (9 (66)).
3. Жаров О.А. Современные методы переработки нефтешламов / О.А. Жаров, В.Л. Лавров // Экология производства. – 2004. – № 5. – С. 43-51.
4. Методы переработки и использования нефтешламов на НПЗ / Трубникова Н.В. и др. // Переработка и использование отходов побочных продуктов нефтеперерабатывающих заводов: cб. науч. тр./ ЦНИИТЭнефтехим. М., 1988. С. 76-79.
5. Яковлев К.П. Математическая обработка результатов измерения. – М.: Стандарт, 1960. – 215 с.