Влияние минеральных солей на интенсивность разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий деэмульгаторами в сочетании с микроволновым излучением. Минеральные соли в нефти


Минеральная соль - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Минеральная соль

Cтраница 2

Минеральные соли применяют и в качестве кормовых средств - для подкормки скота и птицы. Добавки минеральных солей к кормовым рационам ускоряют развитие животных, увеличивают продуктивность скотоводства и птицеводства.  [16]

Минеральные соли применяются в сельском хозяйстве и в качестве кормовых средств - для подкормки скота и птицы. Они ускоряют развитие животных, увеличивают продуктивность животноводства и птицеводства.  [17]

Минеральные соли применяют и в качестве кормовых средств - для подкормки скота и птицы.  [18]

Минеральные соли, содержащиеся в нефти не только в виде водных растворов, но и в виде кристаллов, в значительной степени усиливают процессы коррозии, снижают срок службы основного оборудования. Отмеченное влияние воды и солей на процессы добычи, транспорта и переработки нефти требует проведения отделения воды и солей от нефти и обеспечения содержания их в регламентируемом количестве. Процессы обессолива-ния и обезвоживания осуществляются на сборных пунктах нефтепромыслов на специальных установках перед подачей нефти п нефтепровод. Процесс обезвоживания усложняется при образовании стойких нефтяных эмульсий, основным показателем которых является их стойкость, характеризующая длительность разделения эмульсии на составные компоненты.  [19]

Минеральные соли вырабатывались также в весьма малых количествах и ассортимент их был ограничен. В нашей стране, в недрах которой скрывались самые богатые в мире залежи солей калия, глауберовой соли и других, добыча этих солей не производилась. Глауберова соль также ввозилась, хотя некоторое количество ее производилось путем растворения и кристаллизации сульфата натрия, получавшегося при выработке соляной кислоты и переработке натриевой селитры на азотную кислоту.  [20]

Минеральные соли применяются и в качестве кормовых средств - для подкормки с ота и птицы. Добавки минеральных солей к кормовым рационам ускоряют развитие животных, увеличивают продуктивность скотовоД & тва и птицеводства. Для этой цели используют поваренную соль, карбонат кальция, фосфаты кальция - дикальцийфосфа. Кормовые фосфаты в ртличие от удобрительных не должны содержать вредного для животного организма фтора и поэтому изготовляются специально. Медь, цинк, кобальт и многие другие Элементы требуются для животного организма в ничтожных количествах, но влияют на егй развитие существенным образом. Так, подкормка овец и других животных солями кобальта и меди значительно увеличивает продуктивность по мясу и шерсти.  [21]

Минеральные соли проникают в клетку с большим трудом. Влияние других солей изучено еще не достаточно.  [22]

Минеральные соли и удобрения - химические вещества, применяемые для повышения плодородия почв. Сами по себе минеральные соли и сельскохозяйственные минеральные удобрения не обладают токсическим действием. Однако избыток различных минеральных солей в почвах и горных породах приводит к засолению почв техногенного происхождения, угнетению и разрушению экосистем. Неправильная агротехника на сельскохозяйственных полях при применении минеральных удобрений ( в частности, переудобрение почв) часто ведет к загрязнению почв различными солями, снижению плодородия, вторичному засолению и другим негативным экологическим последствиям. Токсические свойства минеральных удобрений проявляются при несоблюдении агротехники, правил их хранения и гигиенических требований. При этом они могут загрязнять почвы, горные породы и подземные воды. Особенно легко вымываются из почвы азотные удобрения.  [23]

Минеральные соли применяются и в качестве кормовых средств - для подкорм ки скота и птицы. Добавки минеральных солей к кормовым рационам ускоряют развитие животных, увеличивают продуктивность животноводства и птицеводства. Для этой цели используются поваренная соль, карбонат кальция, фосфаты кальция - дикальцийфосфат ( преципитат) и трикальцийфосфат, соли железа, меди, цинка, кобальта и другие, а также мочевина. Кормовые фосфаты в отличие от удобрительных не должны содержать вредного для животного организма фтора и поэтому изготовляются специально. Медь, цинк, кобальт и многие другие элементы требуются для животного организма в ничтожных количествах, но влияют на его развитие существенным образом. Так, подкормка овец и других животных солями кобальта и меди значительно увеличивает продуктивность по мясу и шерсти.  [24]

Минеральные соли расплав ляются, расплав стекает к задне. Распиливание сточных вод произво дится форсунками при помощи ежа того воздуха или пара. Дымовые га зы удаляются из печи через цилинд рический канал, расположенный п оси задней торцовой стенки.  [26]

Минеральные соли входят в состав цитоплазмы.  [27]

Минеральные соли удаляются при обессоливании, которое заключается в том, что нефть для растворения солей несколько раз промывается теплой водой. Образующиеся при промывке эмульсии отделяются от нефти при обезвоживании.  [28]

Минеральные соли получают двумя основными методами: 1) добычей природных солей и 2) производством солей из природного и промышленного сырья.  [29]

Минеральные соли в пластовой воде находятся практически полностью в растворенном состоянии.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Влияние минеральных солей на интенсивность разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий деэмульгаторами в сочетании с микроволновым излучением

Библиографическое описание:

Адизов Б. З., Очилов А. А., Сатторов М. О. Влияние минеральных солей на интенсивность разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий деэмульгаторами в сочетании с микроволновым излучением // Молодой ученый. — 2013. — №4. — С. 39-41. — URL https://moluch.ru/archive/51/6569/ (дата обращения: 10.05.2018).

В процессе добычи нефти попутно извлекаются пластовая вода, механические примеси (песок, глина и т. п.) и минеральные соли в виде сложных эмульсий.

Содержание минеральных солей в нефтях месторождений Узбекистана высокое, что вынуждает производственников применять многостадийные процессы их обезвоживания и обессоливания (в промысле, УПН и на нефтеперерабатывающем заводе).

Так, например, в Джаркурганской нефти содержание минеральных солей в среднем составляет 700–800 мг/л, что приводит к интенсивной коррозии трубопроводов и арматуры. Кроме того, высокодисперсные и растворенные минеральные соли повышают устойчивость водонефтяных эмульсий Джаркурганского месторождения и, тем самым, создают комплекс минеральных веществ, участвующих в стабилизации бронирующих оболочки водяных глобул.

Несмотря на то, что хлористых солей в нефтях месторождений Джаркак и Шурчи меньше (385 мг/л и 369 мг/л, соответственно), чем в Джаргурганской нефти, тем не менее их обезвоживание и обессоливание сопровождается значительными отклонениями от норм, установленных в технологическом регламенте [1]. Если учитывать, что при первичной подготовке и отправке на нефтеперерабатывающие заводы преимущественно смешивают нефти различных месторождений, то выяснится причина больших потерь ценного сырья и расходов на его переработку.

Безусловно, для промышленной переработки необходимо подбирать близкие по составу и своим физико-химическим показателям нефти, в частности, по содержанию минеральных солей [2]. Например, не следует нефть Джаркурганского месторождения смешивать с нефтями Джаркакского и Шурчинского месторождений, у которых намного меньше содержания хлористых солей. Анализ влияния содержания минеральных солей в пластовой воде на качественные показатели местных нефтей Джаркурганского, Шурчинского и Джаркакского месторождений показал, что они ускоряют процесс старения их эмульсий, чем пресная вода.

При обессоливании водонефтяных эмульсий из них удаляют соли в виде водных растворов с размером капель от 1,6 до 250 мкм [3].Нами изучено влияние СВЧ-обработки на эффективность деэмульги-рования местных высокоминерализованных нефтей разрушением водонефтяных эмульсий месторождений Джаркурган, Шурчи и Джаркак.

Опыты проводили на лабораторной установке [4] в присутствии деэмульгатора К — 1 в количестве 40 г/т, при вращении мешалки 60 об/мин в течении 10 минут. Для контроля, опыт провели и традиционным способом (без СВЧ-излучения), в тех же режимах путем конвективного нагрева эмульсии до 75–850С. Полученные результаты представлены в табл. 1. Из данных табл. 1. видно, что после деэмульгирования водонефтяных эмульсий месторождений Джаркурган, Шурчи и Джаркак с СВЧ-обработкой, повышается содержание хлористых и щелочных солей в пластовой воде. Причем, больше растворяются в пластовой воде труднорастворимые хлористые соли, что очень важно с практической точки зрения для промышленной подготовки нефти

Таблица 1

Изменение содержания хлористых и щелочных солей в эмульсии, нефти и пластовой воде до и после деэмульгирования нефти деэмульгатором К — 1 в сочетании в СВЧ-излучением и без него

Место­рождение

Содержание солей, мг/г

в эмульсии

в нефти

в пластовой воде

хлористых

щелочных

хлористых

щелочных

хлористых

щелочных

без СВЧ-обработки (контроль):

Джаркурган

807,5

7,8

310,5

1,4

497,0

6,4

Шурчи

491,0

21,9

73,0

0,6

418

21,3

Джаркак

554,4

17,2

82,4

0,8

472

16,4

с СВЧ-обработкой при частоте излучения — 2450 МГц:

Джаркурган

807,5

7,8

195,5

0,6

612,0

7,2

Шурчи

491,0

21,9

50,5

0,2

440,5

21,7

Джаркак

554,4

17,2

63,2

0,4

491,2

16,8

При частоте СВЧ-излучения равном 2450 МГц показатели по содержанию хлористых и щелочных солей в водонефтяных эмульсий местных нефтей начинают стабилизироваться на достигнутом уровне.

Сырые нефти, добываемые в Узбекистане, классифицируются на три группы в зависимости от содержания в них воды и солей (табл. 2.) [5].

Из табл. 2. видно, что после обработки местных нефтей СВЧ-излучением с частотой 2450 МГц наблюдается снижения содержания в них минеральных солей. Причем, чем больше минеральных солей в нефти, тем больше они переходят в состав отделяемых вод.

Таблица 2

Изменение содержания воды и солей в местных сырых нефтях без и с СВЧ-обработкой их при деэмульгировании деэмульгатором К -1

Месторождение нефти

Содержание воды, %

Содержание солей, мг/г

Группа сырой нефти

Группа сырой нефти

I

II

III

I

II

III

По ТУ TSH 39.0–176:1999,

не более (контроль)

0,5

1,0

1,0

100,0

300,0

1800

без СВЧ-обработки (контроль):

Джаркурган

-

-

0,85

-

-

311,4

Шурчи

0,50

-

-

73,6

-

-

Джаркак

0,48

-

-

83,2

-

-

с СВЧ-обработкой при частоте излучения — 2450 МГц:

Джаркурган

-

0,98

-

-

196,1

-

Шурчи

0,47

-

-

50,7

-

-

Джаркак

0,46

-

-

63,6

-

-

Опыты показали, что применение СВЧ-излучения при разрушении высокоминерализованных водонефтяных эмульсий Джаркурганского месторождения позволило получить сырые нефти с меньшим содержанием солей, что дало возможность подготовить к переработке нефти II группы вместо группы III. Это значительно позитивно оказывает влияние на технико-экономические показатели предприятий и способствует повышению качества выпускаемых нефтепродуктов.

В сырых нефтях, добываемых на месторождениях Шурчи и Джаркак, после их СВЧ-обработки при деэмульгировании, значительно снизилось содержание солей, но они оставались в I группе.

При деэмульгировании образцов нефтей эффект от действия СВЧ-излучения достигался при частоте 2450 МГц и дальнейшее его повышение не считалось рациональным.

Как видно, процессы обезвоживания и обессоливания местных нефтей тесно взаимосвязаны и на сегодняшний день требуют коренного совершенствования действующей технологии с применением современных СВЧ-излучений.

Причем, нормы по соли на многих месторождениях нефти при их отгрузке сегодня превышают допустимые пределы. Это объясняется расположением месторождений в засоленных зонах и высокоминерализованностью пластовых вод, а также (в ряде случаев) дополнительным применением щелочных и других ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов [5]. Все это отрицательно отражается на разрушение устойчивых водонефтяных эмульсий местных нефтей и на их качестве.

Таким образом, используя СВЧ-обработку высокоминерализованных устойчивых водонефтяных эмульсий можно повысить качество получаемой нефти и сказать в нем содержание солей, что положительно влияет на его переработку.

Литература:

  1. Инструкция по стабилизации работы ступеней предварительного обезвоживания установок подготовки нефти в условиях применения химреагентов в нефтедобыче. РД 153–39, 0–390–05., Бугульма.: 2005. 23 с.

  2. Багиров И. Т. Современные установки первичной переработки нефти.Баку.:1998. -125 с.

  3. Рудин М. Г., Драбкин А. Е. Краткий справочник нефтепереработчика. –М.: Химия, 1989. -382 с.

  4. Адизов Б. З. Разрушение высокоминерализованных эмульсий местных нефтей разработанными деэмульгаторами в сочетании с микроволновым излучением. Автореф…,канд. Техн. Наук., Ташкент, ИОНХ АН Руз, 2009–26 с.

  5. Влияние химических реагентов, применяемых при добыче нефти на устойчивость нефтяных эмульсий /Губайдуллин Ф. Р., Татьянина О. С., Космачева Т. Ф. и др. Нефтяное хозяйство. 2003. -№ 8. — С. 68–70.

Врезка1

moluch.ru

Минеральные компоненты нефти.

⇐ ПредыдущаяСтр 11 из 22Следующая ⇒

План лекции:

1. Азотсодержащие соединения.

2. Смолисто-асфальтеновые вещества.

3. Минеральные компоненты нефти.

1. Практически во всех нефтях обнаружены азотсодержащие соединения. При этом содержание азота в нефтях почти никогда не превышает 1%, а в природных битумах может и превышать 1%. Например, в природных битумах Западного Казахстана содержание азота составляет 0,35-3,43%. Азотистые соединения сосредоточены в высококипящих фракциях и особенно тяжелых остатках (> 80%). Бензиновые фракции практически не содержат азота.

Азотсодержащие соединения нефти делят на две большие группы: азотистые основания (анилин, пиридин, хинолин, акридин, фенантридин и их производные) и нейтральные азотистые соединения (пиррол, индол, карбазол и их производные). С повышением температуры кипения нефтяных фракций в них увеличивается содержание нейтральных азотистых соединений и падает содержание основных. Для выделения азотсодержащих оснований используется ряд методов – экстракция водными растворами серной и соляной кислот, сорбция на силикагеле и др. В настоящее время в нефтях и их фракциях выделено более 50 индивидуальных азотистых оснований. Нейтральные азотсодержащие соединения извлекают путем их комплексообразования с галогенидами металлов (хлоридом железа, тетрахлоридом титана). Интересным типом азотсодержащих соединений являются нефтяные порфирины. Порфирины сравнительно легко выделяются из нефти экстракцией полярными растворителями (ацетонитрил, пиридин и др.). Еще одним типом азотистых соединений нефти являются амиды кислот и другие производные аминокислот. Эти соединения обнаружены во многих нефтях, однако выделить индивидуальные амиды пока не удалось.

Общее содержание азота в нефтях и нефтепродуктах можно определять методами Кьельдаля, Дюма и Тер Мюлена.

Содержание азота необходимо знать в нефти и во фракциях, являющихся исходным сырьем для каталитического крекинга, риформинга, а также в остатках для вторичных процессов.

Промышленного использования азотсодержащие соединения нефти не имеют. 2.Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ) – это сложная смесь высокомолекулярных соединений темного цвета, присутствующих в нефтях и нефте-продуктах в растворенном состоянии или в виде коллоидных систем. Их содержание в нефтях колеблется в очень широких пределах – от нескольких десятых долей процента до десятков процентов. К САВ относят смолы, асфальтены, карбены, карбоиды, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды. Из них в нефти и ее фракциях в наибольших количествах содержатся смолы и асфальтены. При этом обычно смол содержится больше, чем асфальтенов. В зависимости от содержания САВ различают обычные нефти (25%), высоковязкие нефти (25-35%) и природные битумы. Обычные нефти по содержанию САВ можно разделить на три группы: малосмолистые – до 5%, смолистые – от 5 до 15%, высокосмолистые – выше 15%. Выделяют следующие классы природных битумов: мальты, асфальты, асфальтиты, кериты.

Смолы –вязкие малоподвижные жидкости или аморфные твердые тела от темно-коричневого до темно-бурого цвета (с относительной плотностью от 0,99 до 1,08, с молекулярной массой от 450 до 1500). Содержание гетероатомов (О, S,N) колеблется от 3 до 12%. Смолы хорошо растворяются в легком бензине, нефтяных маслах, а также бензоле, эфире и хлороформе. Смолы нестабильны, выделенные из нефти или ее тяжелых остатков могут превращаться в асфальтены, т.е. перестают растворяться в н-алканах С5-С8. Для моторных топлив определяют фактические смолы. Н-р, бензин марки А-76 на месте производства может содержать фактических смол не более 5 мг на 100 мл.

Асфальтены –весьма сложные высокомолекулярные, высоко-конденсированные гетероорганические соединения нефти; они представляют собой блестящие хрупкие неплавкие твердые аморфные порошкообразные вещества черно-коричневого цвета. Относительная плотность их выше 1. Средние молекулярные массы асфальтенов могут достигать 5000-6000. Асфальтены растворяются в бензоле, толуоле, пиридине, циклогексане и др. Выделенные из нефти асфальтены обладают сравнительно высокой реакционной способностью. Они легко окисляются, галогенируются , гидрируются до смол и масел и др. На основании указанных реакций из асфальтенов можно получить сорбенты, ионообменные вещества и другие продукты. Образование асфальтенов в ходе окисления тяжелых нефтяных остатков с целью получения битумов является многотоннажным промышленным процессом. Битумы подразделяют на дорожные, строительные, кровельные и специальные. Все они находят широкое применение в соответствующих отраслях народного хозяйства.

В сырых нефтях карбены и карбоиды практически отсутствуют.

Асфальтогеновые кислоты и их ангидриды – это смолоподобные вещества (плотность их >1000 кг/м3).

Содержание САВ вызывает ряд сложностей при разработке, добыче, подготовке, транспорте и переработке нефти. Однако САВ – необходимые компоненты сырья таких процессов нефтепереработки, как получение кокса и битума.

Для исследования САВ используют различные спектральные методы.

3. К минеральным компонентам нефти относят содержащиеся в нефти соли, образованные металлами и кислотами, металлические комплексы, а также коллоидно-диспергированные минеральные вещества. Элементы, входящие в состав этих веществ, часто называют микроэлементами, содержание которых колеблется от 10-8 до 10-2 %. В нефтях обнаружено более 60 микроэлементов: щелочные и щелочноземельные металлы (Li,Na,К,Ва,Са,Sr,Mg), металлы подгруппы меди (Cu,Ag,Au), подгруппы цинка (Zn,Cd,Hg), подгруппы бора (В,Al,Ga,In,Tl), подгруппы ванадия (V,Nb,Ta), многие металлы переменной валентности (Ni,Fe,Mo,Co,W,Cr,Mn,Sn и др.), а также типичные неметаллы (Si,P,As,Cl,Br,I и др.).

В нефтях Западного Казахстана различными исследователями обнаружено к настоящему моменту 50 микроэлементов. Среди них наиболее распространены железо, ванадий, медь, цинк, щелочные и щелочно-земельные металлы.

Микроэлементы унаследованы нефтью от исходного нефтематеринского биоорганического материала или привнесены в нефть при ее контакте с вмещающими породами и пластовыми водами.

Элементы, содержащиеся в микроколичествах в нефти, могут находиться в ней в виде мелкодисперсных водных растворов солей, тонкодисперсных взвесей минеральных пород, а также в виде химически связанных с органическими веществами комплексных или молекулярных соединений.

Характерной особенностью нефти является то, что в ней ванадий и никель встречаются в значительно больших концентрациях, чем другие элементы. Ванадий и никель практически полностью сконцентрированы в смолисто-асфальтеновой части нефти, т.е. во фракциях, выкипающих при температуре выше 3500С.

Среди казахстанских нефтей высоким содержанием ванадия и никеля отличаются нефти месторождений Каражанбас, Каламкас, Северное Бузачи, Кара Арна. Содержание ванадия в них доходит до 0, 033%, а никеля – до 0,01%.

Наиболее изученными соединениями этих металлов являются порфириновые комплексы (до 50% ванадия и никеля).В зависимости от летучести порфириновых комплексов, эти металлы могут быть обнаружены в дистиллятных фракциях, но, как правило, концентрируются в смолистых (никельпорфирины) и асфальтеновых (ванадилпорфирины) фракциях нефти.

Несмотря на малое содержание в нефти, микроэлементы значительно влияют на процессы ее переработки и дальнейшее использование нефтепродуктов. Поэтому для правильной организации технологического процесса необходимо знать состав и количество микроэлементов. В нефтяных топливах содержание ванадия не должно превышать 0,0002-0,0004%. Ограничения содержания ванадия в топливах связаны с ванадиевой коррозией, возникающей на стенках камер сгорания газовых турбин и топочных устройств.

Металлы в нефтях и нефтепродуктах можно определять химическими, физико-химическими и физическими методами. Современными методами определения металлов в нефтях и нефтепродуктах являются атомно-спектрометрические методы анализа. Эти методы позволяют определять металлы в широком диапазоне их концентраций. Они характеризуются высокой чувствительностью и селективностью, доступностью и относительно недорогой аппаратурой.

Контрольные вопросы:

1. Назовите типы азотсодержащих соединений.

2. Дайте характеристику смолам.

3. Охарактеризуйте асфальтены (состав, свойства, применение).

4. Что относят к минеральным компонентам нефти?

 

Литература

1. Эрих В.Н., Расина М.Г., Рудин М.Г. Химия и технология нефти и газа. - Л., Химия, 1972, 464 с.

2. Химия нефти и газа. Под ред. Проскурякова В.А., Драбкина А.Е. -Л., Химия, 1989.

 

Лекция № 15

Читайте также:

lektsia.com

Минеральные компоненты - Основы химии нефти и газа

2.6.5. Минеральные компоненты К минеральным компонентам нефти относят содержащиеся в нефти соли и комплексные органические соединения металлов. Общее содержание их в нефти не превышает 0,03% масс. Часть металлов попадает в нефть при её добыче и транспортировке. В нефтях обнаружены щелочные и щелочно-земельные металлы (Na, K, Ba, Sr, Mg), металлы переменной валентности (d-элементы:V, Zn, Ni, Fe, Mo, Co, W, Cr, Cu, Mn, Pb, Ga, Ag, Ti; p-элементы: Cl, Br, I, Si, Al, B, P ) и др.

Определение состава и концентрации этих элементов проводят главным образом спектральным анализом золы, полученной при сжигании нефти.

В заметно больших количествах по сравнению с другими элементами в нефти содержится ванадий и никель, которые связаны в металлопорфириновые комплексы.

В высокосернистых нефтях содержание ванадия достигает 2·10-2%, никеля 1·10-2%, содержание других металлов значительно меньше.

Изучение микроэлементов нефти представляет большой интерес в связи с проблемой происхождения нефти. Наличие в нефти многих элементов, характерных для растений и животных, является доказательством их родства.

Присутствующие в нефтях металлы затрудняют её переработку. Многие металлы и, в первую очередь, ванадий и никель снижают активность катализаторов, ускоряют процесс отложения кокса в печах. При сгорании котельных топлив образуется оксид ванадия (V), который способствует коррозии.

Присутствующие в нефтяных коксах микроэлементы нефти загрязняют продукцию электротермических производств (алюминий, железо и др.). Металлоорганические комплексы зачастую обладают поверхностно-активными свойствами и адсорбируются на границе раздела нефти и воды, способствуя образованию эмульсий.

Металлоорганические соединения. Металлоорганические соединения V, Ni, Cu, Zn и других металлов, содержащихся в нефтях, в основном, сосредоточены в гудроне, хотя некоторая часть (до 0,01%) их летуча и при перегонке переходит в масляные дистилляты.

Основная часть металлов связана со смолами и асфальтенами. Значительная часть металлов находится в нефтях в виде металлопорфириновых комплексов. Содержание металлорганических соединений в нефтях с высоким содержанием гетероорганических соединений, смол и асфальтенов значительно - на 2-3 порядка – выше, чем в малосернистых нефтях с низким содержанием асфальто-смолистых веществ.

  1. Переработка нефти

3.1. Подготовка нефти к переработкеДобытая на промыслах, так называемая сырая нефть, содержит попутный газ (50-100 м3/т), пластовую воду (200-300 кг/т), минеральные соли (10-15 кг/т) в виде водных растворов и механические примеси.

Прежде чем пустить нефть на переработку, нужно избавиться от примеси твёрдых частиц, а также от воды и газа. Если не удалить твёрдые примеси, то они будут портить установки, в которых нефть подвергается переработке, а в связи с этим снижать качество получаемых нефтепродуктов.

Следует выделить из нефти газ и наиболее летучие её компоненты. Если этого не сделать, то при хранении нефти даже за то время, которое пройдёт, пока она попадёт на нефтеперерабатывающий завод, газ и наиболее летучие жидкие углеводороды выделятся и будут утеряны. А между тем газ и наиболее летучие жидкие углеводороды являются ценными продуктами. Поэтому одна из задач подготовки нефти заключается в выделении и сборе газа и летучих её компонентов.

Выделение из нефти попутных газов производится в газоотделителях-трапах путём уменьшения растворимости газов за счёт снижения давления.

Одновременно с газами увлекается и часть лёгких бензиновых фракций, которые затем направляются для дальнейшей переработки на газоперерабатывающие (газобензиновые) заводы. На эти заводы поступают также газы и конденсат газоконденсатных месторождений. На этих заводах проводят:

  1. извлечение из газов нестабильного бензина, углеводородов от С3 и выше;
  2. сжижение газа для перекачки его потребителям;
  3. разделение нестабильного бензина на индивидуальные углеводороды - пропан, изобутан, бутан и стабильный бензин.
На газоперерабатывающих заводах имеются также установки по осушке и очистке газа от сероводорода.

На промыслах нефть также освобождается от основной части воды и солей.

Вода является постоянным и неизбежным компонентом, выходящим вместе с нефтью из скважины.

Отделить нефть от воды необходимо по той причине, что примесь воды нарушает технологический режим работы установок, где происходит переработка нефти. Кроме того, в воде, примешанной к нефти, содержатся растворённые соли – хлористый натрий, хлористый кальций и магний. При перегонке нефти эти хлористые соли частично разлагаются, а образующаяся при этом соляная кислота разъедает аппаратуру.

Освободить нефть от воды во многих случаях не так легко. Дело в том, что при движении нефти с той или иной примесью воды к скважине по пористым породам нефть с водой часто настолько хорошо перемешиваются, что образуется эмульсия. В результате из скважины выходит не нефть с примесью воды как две несмешивающиеся и легко разделяющиеся жидкости, а эта эмульсия. Вода находится здесь в виде бесчисленного количества мельчайших капель, рассеянных в нефти и образующих с ней однородную смесь. Встречается и другой тип эмульсий, когда нефть в виде мельчайших капель находится в воде.

Образование таких мельчайших капель нефти или воды объясняют тем, что из присутствующих в нефти и воде примесей на поверхностях капель образуется плёнка некоторых веществ, препятствующая слиянию капель. Эти вещества называются эмульгаторами. К ним относятся содержащиеся в нефтях смолы, асфальтены, мыла нафтеновых кислот, соли. В зависимости от присутствия тех или иных эмульгаторов образуются мельчайшие капельки или нефти, или воды.

Нефтяные эмульсии являются устойчивыми смесями. Такая эмульсия даже при длительном её хранении в каком либо резервуаре не разделяется на нефть и воду. Нужно добавить, что из нефтяной эмульсии не осаждаются и мелко распылённые твёрдые частицы горных пород. Направлять эмульсию на нефтеперерабатывающий завод нельзя из–за присутствия в ней воды и примеси твёрдых частиц. Поэтому нефтяная эмульсия предварительно подвергается специальной обработке, называемой деэмульсацией нефти.

Поскольку причиной, препятствующей слиянию капелек, является наличие на их поверхностях плёнок эмульгатора, то задача заключается в том, чтобы разрушить эти плёнки. Известно несколько способов деэмульсации нефти. Один из способов заключается в нагреве нефтяной эмульсии. При этом у нестойких эмульсий в резервуарах–отстойниках происходит разделение нефти и воды. Однако во многих случаях эмульсии являются достаточно стойкими, и подогрев с отстоем в резервуаре не приводит к желаемому разделению нефти и воды.

Поэтому для деэмульсации нефти широко применяется добавка к эмульсии специальных веществ – деэмульгаторов в сочетании с подогревом.

В настоящее время для разрушения эмульсий и удаления воды применяют различные способы, в том числе термохимический под давлением. Более качественным способом разрушения эмульсий является электрический способ, основанный на воздействии электрического поля.

Обессоливание и обезвоживание нефти под действием электрического поля осуществляется на специальных электрообессоливающих установках в аппаратах, называемых электродегидраторами.

В таком электродегидраторе имеются электроды, между которыми проходит эмульсия. К электродам подведено высокое напряжение от трансформатора. Под действием переменного напряжения происходит движение заряженных капелек. Непрерывное изменение направления движения капелек, связанное с частотой электрического поля, приводит их к столкновению друг с другом и с электродами. В результате этого происходит слияние капель. Вода накапливается в нижней части электродегидратора и спускается по трубе.

В настоящее время для эмульсации применяют электродегидраторы, имеющие шаровую форму и ёмкость 500 – 600 м3.

Введение деэмульгатора непосредственно в свежеполученную из скважины нефть способствует более глубокому обессоливанию, позволяет снизить содержание остаточных солей на ЭЛОУ (до 5 – 7 мг/л). Обычно нефть поступает на ЭЛОУ после обработки в термохимических отстойниках, где отделяется основная масса пластовой воды, – это облегчает работу электродегидраторов. В электродегидраторы подаётся нефть с добавлением 3 – 7% промывной воды и около 0,05% щёлочи. Щёлочь необходима для создания нейтральной или слабощелочной среды, что ускоряет процесс деэмульсации и уменьшает коррозию аппаратуры.

На рис. 3 изображена технологическая схема электрообессоливающей установки, совмещающей ступень термохимического обезвоживания и собственно ЭЛОУ.

Такая обработка нефти производится предварительно на промысле и окончательно на нефтеперерабатывающем заводе. Кроме того, на заводе проводится защелачивание нефти (добавление раствора щёлочи или аммиака) для нейтрализации кислых и сернистых примесей, вызывающих коррозию аппаратуры при переработке нефти.

Рис. 3. Технологическая схема электрообессоливающей

установки (ЭЛОУ) с шаровыми электродегидраторами:

1 – сырьевой насос; 2 – теплообменник; 3 – паровой подогреватель; 4 – термоотстойник; 5,6 – электродегидраторы; 7,8 – водяные насосы; 9 – дозировочные насосы; 10 – смесительные клапаны; 11 – регулятор давления.

Линии: I – сырая нефть; II – деэмульгатор; III – щёлочь; IV – свежая вода;

V – обессоленная нефть; VI – водяной пар; VII – вода в канализацию3.2. Первичная перегонка нефтиПервичная перегонка нефти – первый технологический процесс переработки нефти. Установки первичной переработки имеются на каждом нефтеперерабатывающем заводе.

Прямая перегонка основана на разнице в температурах кипения групп углеводородов, близких между собой по физическим свойствам.

Перегонка или дистилляция – это процесс разделения смеси взаимнорастворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температурам кипения как между собой, так и с исходной смесью. При перегонке смесь нагревается до кипения и частично испаряется; получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси. На современных установках перегонка нефти проводится с применением однократного испарения. При однократном испарении низкокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате и снижают парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций, что даёт возможность вести перегонку при более низких температурах.

При однократном испарении и последующей кондесации паров получают две фракции: лёгкую, в которой содержится больше низкокипящих компонентов, и тяжёлую, в которой содержится меньше низкокипящих компонентов, чем в исходном сырье, т.е. при перегонке происходит обогащение одной фазы низкокипящими, а другой высококипящими компонентами. При этом достичь требуемого разделения компонентов нефти и получить конечные продекты, кипящие в заданных температурных интервалах, с помощью перегонки нельзя. В связи с этим после однократного испарения нефтяные пары подвергаются ректификации.

Ректификация – диффузионный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счёт противоточного многократного контактирования паров и жидкости.

На установках первичной перегонки нефтти однократное испарение и ректификация, как правило, совмещаются.

В настоящее время прямая перегонка нефти осуществляется в виде непрерывного процесса в так называемых атмосферно-вакуумных трубчатых установках (рис. 4), основными аппаратами которых являются трубчатая печь и ректификационная колонна.

Рис. 4. Схема атмосферно-вакуумной установки для перегонки

нефти:

1,5 - трубчатые печи; 2,6 – ректификационные колонны; 3 – теплообменники;

4 - конденсаторы

Основы процесса сводятся к тому, что нефть, нагретая до 350 0С в трубчатой печи, поступает в среднюю часть нижней секции ректификационной колонны, работающей под атмосферным давлением. При этом её бензиновая, керосиновая и другие фракции, кипящие в интервале температур от 40 до 300 0С, оказываются перегретыми по отношению к нефти, имеющей температуру 350 0С, и поэтому сразу превращаются в пар. В ректификационной колонне пары этих низкокипящих фракций устремляются вверх, а высококипящий мазут стекает вниз. Это приводит к неодинаковой температуре по высоте колонны. В её нижней части температура самая высокая, а в верхней - самая низкая.

Поднимающиеся вверх пары углеводородов при соприкосновении с более холодной жидкостью, стекающей вниз, охлаждаются и частично конденсируются. Жидкость при этом нагревается и из неё испаряются более летучие фракции. В результате состав жидкости и пара изменяется, так как жидкость обогащается труднолетучими углеводородами, а пары - легколетучими. Такой процесс конденсации и испарения вследствие неодинаковости температуры по высоте колонны приводит к своеобразному расслаиванию углеводородах фракций по температурам кипения, а следовательно, и по составу. Для интенсификации этого расслаивания внутри колонны устанавливаются специальные разделительные полки, называемые тарелками. Тарелки представляют собой перфорированные стальные листы с отверстиями для жидкости и пара. В некоторых конструкциях отверстия с выступами для выхода пара прикрыты колпачками, а для жидкости предусмотрены сливные трубки (рис. 5).Рис. 5. Схема устройства и работы ректификационной тарельчатой колонны:

1 – тарелки; 2 – патрубки; 3 – колпачки; 4 – сливные стаканы; 5 – стенки колонныНа такой тарелке поднимающиеся сверху пары пробулькивают в жидкость из под колпачков, интенсивно перемешивая и превращая её в пенный слой. Высококипящие углеводороды при этом охлаждаются, конденсируются и остатки в жидкости, в то время как растворённые в жидкости низкокипящие углеводороды, нагреваясь, переходят в пар. Пары поднимаются на верхнюю тарелку, а жидкость перетекает на нижнюю. Там процесс конденсации и испарения снова повторяется. Обычно в ректификационной колонне, имеющей высоту 35-45 м, устанавливается до 40 тарелок. Достигаемая при этом степень разделения позволяет конденсировать и отбирать фракции по высоте колонны в строго определённом интервале температур. Так, при 300-350 0С конденсируется и отбирается соляровое масло, при температуре 200-300 0С - керосиновая фракция, при температуре 160-200 0С - лигроиновая фракция. Не сконденсировавшиеся пары бензиновой фракции с температурой 180 0С выводятся через верхнюю часть колонны, где охлаждаются и конденсируются в специальном теплообменнике. Часть охлаждённой бензиновой фракции возвращается на орошение верхней тарелки колонны. Это делается для того, чтобы соприкосновением горячих паров с охлаждённой бензиновой фракцией тщательнее отделить легколетучие углеводороды и сконденсировать примеси менее летучих, стекающих вниз. Такая мера позволяет получить более чистый и более качественный бензин с октановым числом от 50 до 78.

При более тщательной разгонке бензиновая фракция может быть разделена на газолин (петролейный эфир) - 40-70 0С, собственно бензин - 70-120 0С и лигроин 120-180 0С.

В самой нижней части ректификационной колонны собирается мазут. В зависимости от содержания в нём сернистых соединений он может служить котельным топливом либо сырьём для получения смазочных масел или дополнительных количеств моторного топлива и нефтяных газов. Обычно при содержании в мазуте серы более 1% его используют как высококалорийное котельное топливо, и на этой стадии перегонку прекращают, сводя процесс к одностадийному. При необходимости получения из мазута смазочных масел его подвергают дальнейшей перегонке во второй ректификационной колонне, работающей под вакуумом. Такая схема называется двухстадийной. Двухстадийный процесс отличается от одностадийного меньшим расходом топлива и более высокой интенсивностью работы аппаратуры, что достигается использованием вакуума и более высокой степенью утилизации тепла. Использование вакуума на второй стадии перегонки предотвращает расщепление тяжёлых углеводородов, снижает температуру кипения мазута и тем самым уменьшает расход топлива на его нагревание.

Сущность второй стадии сводится к нагреванию мазута раскалёнными газами до 420 0С в трубчатой печи и к последующей его разгонке в ректификационной колонне. В результате образуется до 30 % гудрона и до 70 % масляных компонентов, являющихся сырьём для получения смазочных масел. Примерный выход и температура отбора масляных фракций мазута приведены в табл. 15.

Для большей экономии тепла и улучшения технико-экономических показателей работы атмосферно-вакуумных установок нагревание нефти до 350 0С ведут в два этапа.

Таблица 15

Фракции перегонки мазута

Фракция Температура отбора, 0С Примерный выход, %
Веретённая 230-250 10-12
Машинная 260-305 5
Цилинровая

лёгкая

тяжёлая

315-325

350-370

3

7

Остаток (гудрон) 350-370 27-30

В начале её предварительно нагревают до 170-175 0С теплом продуктов перегонки (последние при этом охлаждаются), а затем в трубчатой печи теплом раскалённых газов. Такая утилизация тепла позволяет сократить расход топлива на проведение процесса и снизить себестоимость первичной переработки.

topuch.ru

2.5. Присутствие минеральных кислот, щелочей и солей в нефтепро­дуктах

Кислотность нефтепродуктов почти всегда обус­ловлена присутствием серной кислоты или ее производных (сульфокислоты, кислые эфиры серной кислоты). Щелочность в основном обусловливается присутствием NaOH и Nа2СО3.

Свободные кислоты и щелочи могут образоваться и при приме­нении нефтепродуктов. Если в нефтепродукте содержатся соли сульфокислот, кислых эфиров, нафтеновых кислот и подобных соединений, то при действии высоких температур или влаги (гидролиз) могут обра­зоваться кислые и щелочные вещества минерального характера. Кис­лоты, щелочи и минеральные соли в нефтепродуктах являются неже­лательными примесями, так как они вызывают коррозию аппаратуры. Поэтому нефтепродукты должны периодически контролироваться на содержание кислот, щелочей и солей.

Количественное содержание в нефтепродуктах кислот характери­зуется кислотным числом, а щелочей — щелочным числом.

Кислотное число. Для количественной характеристики смеси кис­лот, имеющих незначительную разницу в физических и химических свойствах, а также в тех случаях, когда неизвестен точный молекуляр­ный вес определяемой кислоты, применяют условный химический по­казатель — кислотное число (к.ч.). Этот показатель иногда называют числом нейтрализации или коэффициентом нейтральности.

Кислотным числом называют количество миллиграммов едкого кали, необходимое для нейтрализации свободных кислот, содержа­щихся в 1 г анализируемого вещества. Кислотное число обычно опре­деляют для жиров, масел, смол и других веществ и оно служит харак­теристикой качества готовой продукции.

Контрольные вопросы

  1. Что такое кислотное число

  2. Какие соединения вызывают повышение кислотности нефти и нефтепродуктов

  3. С присутствием каких соединений связана щёлочность нефтей

  4. Почему кислотность и щёлочность нефтей должна постоянно контролироваться

2.6. Механические примеси в нефти

Механические при­меси в нефтях состоят в основном из песка, глины, мельчайших частиц железа и минеральных солей. В готовых очищенных нефтепродук­тах механическими примесями могут быть частицы адсорбента (белая глина), железной окалины, минеральных солей и других веществ. Светлые маловязкие нефтепродукты почти не содержат механических примесей вследствие их быстрого оседания. Твердые механические примеси (песок и др.) в смазочных маслах очень вредны, так как царапают и истирают трущиеся поверхности.

2.7. Степень ненасыщенности нефтей и нефтепродуктов

Наличие ненасыщенных соединений в нефти незначительно, но в продуктах нефтепереработки может быть значительным. Содержание ненасыщен­ных соединений в жирах и смолах и является одним из важнейших показателей их качества. Ненасыщенность характеризуется йодным или бромным числами.

Йодное число. Йодное число показывает, сколько граммов галоида в пересчете на йод может присоединиться к 100 г данного вещества. Определение йодного числа основано на том, что ненасыщенные алифатические соеди­нения легко присоединяют по месту разрыва двойной связи молекулу галоида. При этом хлор и бром частично вступают в реакцию замеще­ния. Йод же вступает в реакцию присоединения очень медленно. Поэ­тому для определения степени ненасыщенности применяют смесь галоидов: хлор — йод, бром — йод или йодноватистую кислоту.

Спиртовой раствор йода образует с водой йодноватистую кислоту:

I2 + h3O  HIO + HI .

Йодноватистая кислота вступает в реакцию с непредельными кис­лотами быстрее, чем свободный йод:

Бромное число. Для определения двойных связей в непредельных соединениях используют реакцию присоединения брома:

R—CH=CH—R1 + Br2  R—CH—CH—R1

│ │

Вr Br

К испытуемому веществу приливают определенное количество раствора брома и по окончании реакции определяют остаток брома йодометрическим титрованием по реакциям

Вr2 + 2КI  I2 + 2KBr I2 + 2Na2S2O3  2NaI + Na2S4O6

По количеству брома, затраченному на бромирование, вычисляют содержание непредельного соединения. Для смеси не­скольких непредельных соединений или смеси неизвестного состава и молекулярного веса результаты выражают в виде условной величины — бромного числа.

Бромное число — это количество граммов брома, которое присое­диняется к 100 г вещества. Так как чистый бром легколетучий и частично вступает в реакцию замещения, то для бромирования применяют бромид-броматный раствор (5 КВr + КВrО3) или раствор брома в ме­тиловом спирте, насыщенном бромистым натрием. В этом растворе бром находится в виде молекулярного соединения с бромистым натрием (NaBr•Br2) и поэтому не вызывает никаких побочных реакций заме­щения или окисления, наблюдающихся для растворов свободного брома.

Метод бромирования пригоден для определения двойных связей в спиртах, альдегидах, кетонах, простых и сложных эфирах и кисло­тах. Присутствие фенолов мешает определению.

Контрольные вопросы

  1. Какова причина появления ненасыщенных соединений в нефтепродуктах

  2. Что такое йодное число Каков механизм взаимодействия йодной воды с ненасыщенными соединениями

  3. Дайте определение бромного числа. Представьте реакцию присоединения брома к пропилену.

  4. Почему при бромировании используют не раствор брома, а смесь бромида и бромата калия

studfiles.net

Влияние минеральных солей на интенсивность разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий деэмульгаторами в сочетании с микроволновым излучением

В процессе добычи нефти попутно извлекаются пластовая вода, механические примеси (песок, глина и т. п.) и минеральные соли в виде сложных эмульсий.

Содержание минеральных солей в нефтях месторождений Узбекистана высокое, что вынуждает производственников применять многостадийные процессы их обезвоживания и обессоливания (в промысле, УПН и на нефтеперерабатывающем заводе).

Так, например, в Джаркурганской нефти содержание минеральных солей в среднем составляет 700–800 мг/л, что приводит к интенсивной коррозии трубопроводов и арматуры. Кроме того, высокодисперсные и растворенные минеральные соли повышают устойчивость водонефтяных эмульсий Джаркурганского месторождения и, тем самым, создают комплекс минеральных веществ, участвующих в стабилизации бронирующих оболочки водяных глобул.

Несмотря на то, что хлористых солей в нефтях месторождений Джаркак и Шурчи меньше (385 мг/л и 369 мг/л, соответственно), чем в Джаргурганской нефти, тем не менее их обезвоживание и обессоливание сопровождается значительными отклонениями от норм, установленных в технологическом регламенте [1].

Если учитывать, что при первичной подготовке и отправке на нефтеперерабатывающие заводы преимущественно смешивают нефти различных месторождений, то выяснится причина больших потерь ценного сырья и расходов на его переработку.

Безусловно, для промышленной переработки необходимо подбирать близкие по составу и своим физико-химическим показателям нефти, в частности, по содержанию минеральных солей [2].

Например, не следует нефть Джаркурганского месторождения смешивать с нефтями Джаркакского и Шурчинского месторождений, у которых намного меньше содержания хлористых солей.

Анализ влияния содержания минеральных солей в пластовой воде на качественные показатели местных нефтей Джаркурганского, Шурчинского и Джаркакского месторождений показал, что они ускоряют процесс старения их эмульсий, чем пресная вода.

При обессоливании водонефтяных эмульсий из них удаляют соли в виде водных растворов с размером капель от 1,6 до 250 мкм [3].

Нами изучено влияние СВЧ-обработки на эффективность деэмульги-рования местных высокоминерализованных нефтей разрушением водонефтяных эмульсий месторождений Джаркурган, Шурчи и Джаркак.

Опыты проводили на лабораторной установке [4] в присутствии деэмульгатора К-1 в количестве 40 г/т, при вращении мешалки 60 об/мин в течении 10 минут. Для контроля, опыт провели и традиционным способом (без СВЧ — излучения), в тех же режимах путем конвективного нагрева эмульсии до 75–850С. Полученные результаты представлены в табл. 1.

Из данных табл. 1. видно, что после деэмульгирования водонефтяных эмульсий месторождений Джаркурган, Шурчи и Джаркак с СВЧ-обработкой, повышается содержание хлористых и щелочных солей в пластовой воде. Причем, больше растворяются в пластовой воде труднорастворимые хлористые соли, что очень важно с практической точки зрения для промышленной подготовки нефти. При частоте СВЧ — излучения равном 2450 МГц показатели по содержанию хлористых и щелочных солей в водонефтяных эмульсий местных нефтей начинают стабилизироваться на достигнутом уровне.

Таблица 1

Изменение содержания хлористых и щелочных солей в эмульсии, нефти и пластовой воде до и после деэмульгирования нефти деэмульгатором К-1 в сочетании с СВЧ-излучением и без него

Месторож­дение

Содержание солей, мг/г

в эмульсии

в нефти

в пластовой воде

хлористых

щелочных

хлористых

щелочных

хлористых

щелочных

без СВЧ-обработки (контроль):

Джаркурган

807,5

7,8

310,5

1,4

497,0

6,4

Шурчи

491,0

21,9

73,0

0,6

418

21,3

Джаркак

554,4

17,2

82,4

0,8

472

16,4

с СВЧ-обработкой при частоте излучения — 2450 МГц:

Джаркурган

807,5

7,8

195,5

0,6

612,0

7,2

Шурчи

491,0

21,9

50,5

0,2

440,5

21,7

Джаркак

554,4

17,2

63,2

0,4

491,2

16,8

 

Сырые нефти, добываемые в Узбекистане, классифицируются на три группы в зависимости от содержания в них воды и солей (табл. 2.) [5].

Из табл. 2. видно, что после обработки местных нефтей СВЧ — излучением с частотой 2450 МГц наблюдается снижения содержания в них минеральных солей. Причем, чем больше минеральных солей в нефти, тем больше они переходят в состав отделяемых вод.

Таблица 2

Изменение содержания воды и солей в местных сырых нефтях без и с СВЧ-обработкой их при деэмульгировании деэмульгатором К-1

Месторождение нефти

Содержание воды, %

Содержание солей, мг/г

Группа сырой нефти

Группа сырой нефти

I

II

III

I

II

III

По ТУ TSH 39.0–176:1999,

не более (контроль)

0,5

1,0

1,0

100,0

300,0

1800

без СВЧ-обработки (контроль):

Джаркурган

-

-

0,85

-

-

311,4

Шурчи

0,50

-

-

73,6

-

-

Джаркак

0,48

-

-

83,2

-

-

с СВЧ-обработкой при частоте излучения — 2450 МГц:

Джаркурган

-

0,98

-

-

196,1

-

Шурчи

0,47

-

-

50,7

-

-

Джаркак

0,46

-

-

63,6

-

-

 

Опыты показали, что применение СВЧ — излучения при разрушении высокоминерализованных водонефтяных эмульсий Джаркурганского месторождения позволило получить сырые нефти с меньшим содержанием солей, что дало возможность подготовить к переработке нефти II группы вместо группы III. Это значительно позитивно оказывает влияние на технико-экономические показатели предприятий и способствует повышению качества выпускаемых нефтепродуктов.

В сырых нефтях, добываемых на месторождениях Шурчи и Джаркак, после их СВЧ-обработки при деэмульгировании, значительно снизилось содержание солей, но они оставались в I группе.

При деэмульгировании образцов нефтей эффект от действия СВЧ-излучения достигался при частоте 2450 МГц и дальнейшее его повышение не считалось рациональным.

Как видно, процессы обезвоживания и обессоливания местных нефтей тесно взаимосвязаны и на сегодняшний день требуют коренного совершенствования действующей технологии с применением современных СВЧ — излучений.

Причем, нормы по соли на многих месторождениях нефти при их отгрузке сегодня превышают допустимые пределы. Это объясняется расположением месторождений в засоленных зонах и высокоминерализованностью пластовых вод, а также (в ряде случаев) дополнительным применением щелочных и других ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов [5]. Все это отрицательно отражается на разрушении устойчивых водонефтяных эмульсий местных нефтей и на их качестве.

Таким образом, используя СВЧ-обработку высокоминерализованных устойчивых водонефтяных эмульсий можно повысить качество получаемой нефти и сказать в нем содержание солей, что положительно влияет на его переработку.

 

Литература:

 

1.                  Инструкция по стабилизации работы ступеней предварительного обезвоживания установок подготовки нефти в условиях применения химреагентов в нефтедобыче. РД 153–39, 0–390–05., Бугульма.: 2005. 23 с.

2.                  Багиров И. Т. Современные установки первичной переработки нефти.Баку.:1998. -125 с.

3.                  Рудин М. Г., Драбкин А. Е. Краткий справочник нефтепереработчика. –М.: Химия, 1989. -382 с.

4.                  Адизов Б. З. Разрушение высокоминерализованных эмульсий местных нефтей разработанными деэмульгаторами в сочетании с микроволновым излучением. Автореф…,канд. Техн. Наук., Ташкент, ИОНХ АН Руз, 2009–26 с.

5.                  Влияние химических реагентов, применяемых при добыче нефти на устойчивость нефтяных эмульсий /Губайдуллин Ф. Р., Татьянина О. С., Космачева Т. Ф. и др. Нефтяное хозяйство. 2003. -№ 8. — С. 68–70.

moluch.ru

Минеральная соль - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Минеральная соль

Cтраница 3

Минеральные соли, присутствующий в воде, снижают эффе.  [31]

Минеральные соли, такие как сульфаты меди, железа, аммония, щелочноземельных металлов н натрия, при такой обработке удаляются лишь частично. При повторном использовании сконцентрированной кислоты минеральные соли могут накапливаться в системе, что в конце концов делает регенерированную кислоту непригодной для дальнейшего использования.  [32]

Минеральные соли - удаляются при обессоливании, которое заключается в том, что нефть несколько раз промывается теплой водой для растворения солей. Образующиеся при промывке эмульсии отделяются от нефти при обезвоживании.  [33]

Минеральные соли NaCl, NasC03 и Na2S04 заметно отличаются друг от друга по интенсивности испарения при рабочих температурах процесса обезвреживания. Хлористый натрий обладает весьма высокой упругостью паров. Со свободной поверхности при 1000 С испаряется около 13 7 кг / ( ма ч) NaCl. Обезвреживание сточных вод, содержащих NaCl, при повышенных температурах неизбежно приведет к интенсивному испарению и большому выносу этой соли из реактора с отходящими газами.  [35]

Минеральная соль тяжелого металла увеличивает межповерхностное натяжение заполнитель / вода.  [36]

Некоторые минеральные соли задерживаются в организме. Так, соединения кальция, магния и фосфора концентрируются главным образом в костной ткани, железе - в печени, хлористый натрий - в коже. В случае недостаточного поступления указанных веществ в организм с пищей они переходят из указанных депо в кровь.  [37]

Поскольку минеральные соли практически нерастворимы в нефтях, ими сделан вывод о том, что появление солей в нефти-связано с наличием в ней незначительного количества минерализованной воды, не улавливаемой аппаратом Дина и Старка в поверхностных пробах нефти. При определении содержания воды в нефти более точным гидриднокальциевым методом ( ГОСТ 8287 - 57) постоянно отмечается присутствие воды в безводных ( по Дину и Старку) нефтях в количестве 0 08 % вес. Указанным методом определяют суммарное количество влаги в нефти - эмульгированной и растворенной. Взаимная растворимость воды и углеводородов крайне мала.  [38]

Присутствие минеральных солей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде приводит к усиленной коррозии металла оборудования и трубопроводов, увеличивает устойчивость эмульсии, затрудняет переработку нефти. Количество минеральных солей, растворенных в воде, отнесенное к единице ее объема, называется общей минерализацией.  [39]

Из минеральных солей ускорителями являются СаСЬ, К СОз, Na2CO3, Na2SiO3, FeCl3, A1C13, A12 ( SO4) 3, MgCl2, Na. Хлоэид натрия, сульфаты железа и меди могут быть как ускорителями, так и замедлителями, в зависимости от концентрации и температуры.  [40]

Производство минеральных солей, за исключением солей мышьяка, фосфора и хрома, свинца и ртути.  [41]

Производство минеральных солей занимает значительное место в химической промышленности. При получении их применяют самые разнообразные печи-термореакторы, которые существенно отличаются друг от друга. По конструкции печи производства минеральных солей можно разделить на следующие типы: 1) вращающиеся; ) тамбурные; 3) шахтные; 4) камерные; 5) ретортные.  [42]

Из минеральных солей в природных водах чаще всего встречаются углекислые, хлористые и сернокислые соли кальция, магния и натрия. Состав природных вод определяется следующими ионами: Са2, Mg -, Na C1 -, SOl -, HCO3 -, Н5ЮГ, остальные ионы: СО -, н, ОН -, NHt, NO2 -, НОз -, Fe2, Cu2 и др. - обычно содержатся в природных водах в незначительных количествах, но тем не менее оказывают существенное влияние на свойства питательной воды и поведение ее в парогенераторах.  [43]

Присутствие минеральных солей в растворах ПАВ, в первую очередь влияет на основную характеристику растворов - - ККМ. При этом концентрация и валентность противоионов играют значительно большую роль, чем природа ионов.  [44]

Ассортимент минеральных солей, используемых в промышленности, в сельском хозяйстве, в медицине и для бытовых целей, весьма велик. Он исчисляется сотнями наименований и непрерывно растет. Масштабы мировой добычи и производства некоторых минеральных солей достигают миллионов и даже десятков миллионов тонн в год.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru


Смотрите также