Способ нейтрализации загрязнений почвы нефтью или нефтепродуктами. Нейтрализующие вещества нефти


Нейтрализованный черный - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нейтрализованный черный

Cтраница 1

Нейтрализованный черный контакт ( НЧК) представляет собой водный раствор поверхностно-активного вещества, широко используемый на нефтеперерабатывающих заводах и нефтяных промыслах при деэмульсации и обезвоживании нефтей. Получают НЧК или на специальных установках обработкой нефтяных фракций концентрированной серной кислотой, или в качестве побочного продукта на установках сернокислотной очистки. Очищенное топливо сдается по назначению, а кислый смолистый остаток ( гудрон) после нейтрализации аммиаком или щелочью представляет собой НЧК. Для катализаторного производства пригодны только НЧК, полученные в результате очистки легких нефтепродуктов типа керосиновых или дизельных топлив и нейтрализованные аммиаком. При любом изменении происхождения НЧК требуется самая тщательная проверка нового продукта в лаборатории, так как каждому продукту соответствует свой оптимум дозировки, а от этого сильно зависит качество катализатора. Вместо НЧК в производстве катализатора возможно применение и других современных поверхностно-активных веществ.  [1]

Нейтрализованный черный контакт ( НЧК) или контакт черный нейтрализованный рафинированный ( КЧНР) - продукт нейтрализации едким натром ( натриевый НЧК) или аммиаком ( аммониевый НЧК) нафтеновых сульфокислот. Реагент производится в виде 30 % - ного водного раствора темно-бурого цвета, поставляется в железнодорожных цистернах. Это - пеногаситель, он умеренно пластифицирует растворы и замедляет их схватывание. При приготовлении тампонажных растворов с аммониевым НЧК выделяется аммиак, который делает невозможным проведение работ в закрытых помещениях без вентиляции. Хранить его следует в условиях, исключающих замерзание.  [2]

Нейтрализованный черный контакт ( НИК) или контакт черный нейтрализованный рафинированный ( КЧНР) - продукт нейтрализации едким натром ( НЧК. НЧК аммониевый) нафтеновых сульфокислот; производится в виде 30 % - ного водного раствора темно-бурого цвета; поставляется в железнодорожных цистернах; пепогаситсль; умеренно пластифицирует растворы и замедляет их схватывание; при приготовлении тамнонажпых растворов с аммониевым ПЧК выделяет аммиак, который делает невозможным проведение работ в закрытых помещениях без вентиляции; хранится в условиях, исключающих замерзание.  [3]

Нейтрализованный черный контакт ( НЧК) представляет собой соли водорастворимых сульфонафтеновых кислот. Химический состав этих кислот разнообразен и зависит от состава и качества сырья. Поэтому реагенты, выпускаемые разными заводами, отличаются по своей активности.  [4]

Нейтрализованный черный ко акт ( НЧК) и СМАД-1 при добавках их в воду почти не улучшают ее противоизносных свойств применительно к изнашиванию опор шарошечных долот, Т-66 в условиях опыта слабэ проявляет триботехнические свойства.  [5]

Нейтрализованный черный контакт ( НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфокислот получаемых при сульфировании керосино-газойлевых дистиллятов серной кислотой с последующим отделением кислого гудрона промывкой его водой и нейтрализацией щелочью.  [6]

Нейтрализованный черный контакт и сульфонафт водорастворимы, и после окончания процесса обессоливания нефти они растворялись в сточной воде, образуя стойкие эмульсии типа нефть в воде, не расслаивающиеся даже при длительном ( более 60 суток) отстаивании.  [7]

Нейтрализованный черный контакт ( НЧК) представляет собой темно-коричневую легко подвижную жидкость, хорошо смешивающуюся с водой. Он получается при раскислении кислого гудрона и нейтрализации известью.  [8]

Нейтрализованный черный контакт ( НЧК) - продукт, получаемый после обработки некоторых дестиллатов нефти серной кислотой и состоящий из смеси сульфокислот.  [9]

Анионоактивный деэмульгатор нейтрализованный черный контакт ( НЧК) более 30 лет широко применяют в Советском Союзе для деэмульгирования нефтей. Деэмульгатор НЧК до сих пор не утратил своего значения, хотя постепенно вытесняется более эффективными неионогенными деэмульгаторами, расход которых в десятки, а иногда и в сотни раз меньше при лучшем качестве деэмульгирования. В смесях с некоторыми веществами деэмульгирующая активность НЧК увеличивается, что позволяет несколько снизить его.  [10]

Деэмульгаторы ( нейтрализованный черный контакт, сульфонафт и др.) - вещества, нейтрализующие действие эмульгаторов и этим способствующие разрушению пограничных защитных пленок воды. Эти вещества, как и эмульгаторы, накапливаются на границах между капельками воды и нефти. Прочность пограничных пленок воды от действия деэмульгаторов уменьшается, они становятся тоньше и легко разрушаются, освобождая капельки воды, которые сливаются в крупные, оседающие на дно капли.  [11]

Анионоактивный деэмульгатор - нейтрализованный черный контакт ( НЧК) широко применялся в Советском Союзе с 1930 - х годов для деэмульгирования нефтей.  [12]

В качестве интенсификатора применяют нейтрализованный черный контакт ( НЧК), различные спирты, препарат ДС и другие ПАВ. Наилучшие результаты были получены при использовании ПАВ, гидрофобизирующих поверхность поровых каналов.  [13]

В качестве интенсификаторов применяют нейтрализованный черный контакт ( НЧК), сульфанол и другие поверхностно-активные вещества.  [14]

В качестве интенсификаторов применяют нейтрализованный черный контакт ( НЧК), сульфонол, препараты ДС и другие поверхностно-активные вещества.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Нейтрализующее вещество - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Нейтрализующее вещество

Cтраница 3

Получают путем смешения односторонних удобрений в определенных соотношениях с добавлением нейтрализующих веществ: костяной муки, известняка, мела, доломита, дунита, фосфоритной муки и других веществ, улучшающих физические свойства удобрительных смесей.  [31]

Сточные воды можно нейтрализовать золой котельных ( с целью экономии нейтрализующих веществ), однако это изменяет состав сточных вод вследствие растворения в них составных частей золы.  [32]

Роль инертных частиц играют нерастворимые примеси, входящие в состав нейтрализующего вещества - извести низкой активности, феррохромо-вого шлака, зольной пульпы, шлама газоочисток доменных, мартеновских и злектросталеплавильных печей, саморассыпающихся шлаков, отходов цементного производства и др. Поскольку эти вещества содержат значительное количество окиси кальция, можно частично или полностью исключить применение извести. При использовании веществ со связанной окисью кальция ( в виде двухкальциевого силиката в феррохромовом шлаке или карбоната кальция), помимо захвата и утяжеления за счет инертных добавок, действует эффект возникающего реагента. Постепенное появление в растворе ионов ОН и в связи с этим уменьшение скорости образования зародышей приводит к увеличению размера частиц. Механизм действия утяжелителей изучен недостаточно.  [33]

Сточные воды можно нейтрализовать золой котельных ( с целью экономии нейтрализующих веществ), однако это изменяет состав сточных вод вследствие растворения в них составных частей золы.  [34]

Не все туманы удается эффективно улавливать путем промывки водой или нейтрализующими веществами, особенно туман серной кислоты. Его улавливают в электрофильтрах.  [35]

На месте работ должны быть аптечки с набором медикаментов, включающим нейтрализующие вещества ( растворы соды, борная кислота, ацетон, вата, чистая вода), запасные противогазы, нейтральное мыло. Оборудуют места хранения спецодежды, спецобуви.  [36]

В качестве же собственно антикоррозионных присадок служат некоторые соединения полярного характера или нейтрализующие вещества.  [38]

Для нейтрализации образующегося Са ( ОН) 2 необходимо добавлять в реакционную смесь нейтрализующие вещества, например хлористый аммоний.  [39]

Однако никогда не следует медлить с помощью, если под руками не оказывается нейтрализующих веществ. Каждый ребенок с ожогом одного или обоих глаз после оказания первой помощи или сразу должен быть осмотрен офтальмологом, который решит вопрос о лечении в зависимости от свойств вещества, вызвавшего ожог ( кислота или щелочь), и оставит больного на амбулаторном лечении или срочно направит на госпитализацию в глазное отделение больницы.  [40]

Своевременная и плановая подача материалов дробленой резины, мягчителен, серной кислоты и нейтрализующих веществ, а также своевременная подача травленой и смешанной с мягчи-телями резины к рабочим местам сокращает простои оборудования и повышает его производительность.  [41]

Место пролива или россыпи должно быть немедленно нейтрализовано раствором хлорной извести или другим нейтрализующим веществом и засыпано песком. Россыпь и использованное нейтрализующее вещество укладываются в специальную тару, а в дальнейшем закапываются на берегу. Продолжение работ без принятия этих мер не допускается даже с применением индивидуальных средств защиты.  [42]

При работе с большим количеством кислот и кислых электролитов вблизи рабочего места должны быть нейтрализующие вещества ( сода, аммиак), адсорбирующие вещества ( вата, опилки, песок), а также чистое полотенце и проточная вода.  [43]

Большое содержание солей железа в этих сточных водах не дает возможности правильно определить расход нейтрализующих веществ, например известкового молока, основываясь лишь на изменении рН, так как значительное количество этого реагента расходуется на выделение гидроокиси железа. Видно, что присутствие ионов железа заметным образом влияет на форму кривой потеюциометрического титрования.  [44]

На химических производствах промывки трубопроводов в зависимости от свойств транспортируемой среды производят растворителями, нейтрализующими веществами, а также холодной проточной или горячей водой.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Способ нейтрализации загрязнений почвы нефтью или нефтепродуктами

 

Изобретение относится к экологии, конкретнее к обработке почвы, загрязненной нефтяными веществами, и может быть использовано при восстановлении плодородия почвы в сельском хозяйстве и для обработки почвы в местах наиболее вероятного ее загрязнения, связанных с добычей, производством, транспортировкой и хранением нефтепродуктов с целью повышения экологической безопасности. На поверхность загрязненной почвы наносят сорбент. В качестве сорбента используют нефтешлам, являющийся отходом производства присадки к индустриальным маслам и содержащий оксиды цинка, магния, алюминия и органическую часть в виде минерального масла. Нефтешлам содержит оксиды цинка, магния, алюминия и органическую часть при следующем соотношении компонентов, мас. %: оксид цинка 2,5-3,8; оксид магния 1,2-1,22; оксид алюминия 63,98-68,3; органическая часть 28-31, при этом органическая часть содержит алкилбензолы, индены, фенантрены и мононафтены при следующем соотношении компонентов, мас. %: алкилбензолы 81-85; индены 1-4; фенантрены 3-6; мононафтены 5-15. Сорбент наносят слоем 0,5-2 см и перемешивают со слоем почвы 4-10 см. Технический эффект - повышение эффективности восстановления плодородия почвы, загрязненной нефтью и нефтепродуктами, а также снижение расходов на транспортировку сорбента и облегчение условий труда, связанных с нейтрализацией загрязненной почвы. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.

Заявляемое изобретение относится к экологии, конкретнее к области обработки почвы, загрязненной нефтяными веществами, и может быть использовано при восстановлении плодородия почвы в сельском хозяйстве и для обработки почвы в местах наиболее вероятного ее загрязнения, связанных с добычей, производством, транспортировкой и хранением нефтепродуктов с целью повышения экологичной безопасности.

Известен способ нейтрализации загрязнения почвы нефтью или нефтеродуктами, включающий нанесение на поверхность сорбента, являющегося отходом производства (патент РФ 2151012, В 09 С 1/08; B 01 J 20/02, - прототип).

Недостатком известного способа является то, что используемая в качестве сорбента цементная пыль, улавливаемая электрофильтрами из отходящих газов вращающихся печей цементных заводов, содержит большое количество оксида кальция 57,5-60,8 мас. %, которая при взаимодействии с влагой почвы образует карбонат кальция, в результате чего она "цементируется", что отрицательно сказывается на восстановлении плодородия загрязненной нефтью и нефтепродуктами почвы. Кроме того, использование отхода цементных заводов для нейтрализации загрязненной почвы связано с неизбежными большими расходами на транспортировку их к месту нейтрализации. Расходы возрастают по мере увеличения толщины слоя почвы, так как при соотношении загрязнителя и цементной пыли 1:10 объемы вывозимого после нейтрализации продукта увеличиваются, при этом также повышается трудоемкость процесса нейтрализации.

Задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности восстановления плодородия почвы, загрязненной нефтью и нефтепродуктами, а также снижение расходов на транспортировку сорбента и облегчение условий труда, связанных с нейтрализацией загрязненной почвы.

Поставленная задача решается тем, что в способе нейтрализации загрязнений почвы нефтью или нефтепродуктами, включающем нанесение на поверхность почвы сорбента, являющегося отходом производства, согласно изобретению в качестве сорбента используют нефтешлам, являющийся отходом производства присадки к индустриальным маслам и содержащий оксиды цинка, магния, алюминия и органическую часть в виде минерального масла, при этом сорбент наносят слоем 0,5-2 см и перемешивают со слоем почвы 4-10 см.

Кроме того, нефтешлам содержит оксиды цинка, магния, алюминия и органическую часть при следующем соотношении компонентов, мас.%: оксид цинка - 2,5-3,8; оксид магния - 1,2-1,22; оксид алюминия - 63,98-68,3; органическая часть - 28-31, при этом органическая часть содержит алкилбензолы, индены, фенантрены и мононафтены при следующем соотношении компонентов, мас.%: алкилбензолы - 81-85; индены - 1-4; фенантрены - 3-6; мононафтены - 5-15.

Использование предлагаемого сорбента исключает образование в почве карбоната кальция и ее "цементирование", позволяет уменьшить наносимый слой по толщине и объему, а также позволяет производить нейтрализацию загрязненной нефтью почвы отходом того же нефтеперерабатывающего производства, что является новым техническим свойством предлагаемого способа.

Способ осуществляют следующим образом.

При попадании нефти и нефтепродуктов в почву нарушаются биологические, химические и физические процессы, что приводит к разрушению структуры почвы и нарушению водно-воздушного режима, снижающего плодородие почвы, основной причиной которого является токсичность летучих компонентов, выделяемых нефтепродуктами.

Перед нейтрализацией определяют концентрацию загрязнителя в почве и площадь загрязнения и с учетом этих параметров наносят нефтешлам, содержащий оксиды цинка, магния, алюминия и органическую часть в виде минерального масла, являющийся отходом производства цинкдиалкилтиофосфатной присадки "Лукойл - ДФ-11К" к индустриальным маслам, которая используется для придания им антикоррозионных свойств (ТУ 025710-005-00044434-99 "Присадка Лукойл-ДФ-11К", 1999 г.), при этом нефтешлам наносят слоем 0,5-2 см и перемешивают со слоем почвы 4-10 см.

При концентрации загрязнителя от 1 до 15 г/кг почвы соотношение загрязнитель: нефтешлам составляет 5:0,5-1,0, при этом нефтешлам наносят слоем 0,5-1 см.

При концентрации загрязнителя более 15 г/кг почвы соотношение загрязнитель: нефтешлам составляет 1:1-1,5, при этом нефтешлам наносят слоем 1-2 см.

В местах наиболее вероятного загрязнения почвы нефтешлам наносят в радиусе 5 метров от источника загрязнения смеси 1 м и перемешивают со слоем почвы 5 см.

В нефтешламе содержится Аl2О3, высокая дисперсность которого позволяет использовать его в качестве высокоэффективного сорбента. По истечении 12-16 часов полученный продукт взаимодействия нефтешлама и нефти в почве может служить повторно исходным веществом для нейтрализации загрязненной почвы нефтью, т. к. его степень дисперсности лишь на 10-14% ниже исходного Аl2О3 в нефтешламе.

В результате адсорбционных явлений нефтешлам блокирует продвижение загрязнителя по площади и на глубину, исключая испарение летучих нефтяных фракций и продвижение загрязнителя в грунтовые воды.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления способа.

Проводили исследования нейтрализации разливов нефти в районах Арчединского и Жирновского НГДУ нефтешламом - отходом производства нефтеперерабатывающего завода ООО "Лукойл-Волгограднефтепеработка" при получении присадки "Лукойл - ДФ-11К" к индустриальным маслам.

Химический состав используемого нефтешлама приведен в таблице 1.

Качественная характеристика нефти Жирновского и Арчединского НГДУ приведена в таблице 2.

Результаты хроматографических исследований по определению токсичности почв на территории Арчединского и Жирновского НГДУ до нейтрализации и после нейтрализации их нефтешламом приведены в таблицах 3 и 4, в которых даны примеры при загрязнении почвы до 15 г/кг почвы, т.е. 0,5%+0,075% нефтешлама (таблица 4) и выше 15 г/кг почвы, т.е. 5% нефти+6% нефтешлама (таблица 3).

Результаты исследований показали, что в отличие от прототипа после нейтрализации в пробах отсутствуют соединения кальция, что исключает "цементирование" почвы и повышает ее плодородие, а также снижает содержание в почве токсичных веществ.

Кроме того, нейтрализация загрязнений почвы на территории ООО "Лукойл-Волгограднефтепеработка" своим же отходом производства в отличие от прототипа исключает затраты на транспортировку сорбента с цементных заводов, уменьшает в 6,5-10 раз расход шлама, необходимого для нейтрализации, а также дает возможность повторного использования продукта взаимодействия нефтешлама и загрязненной почвы до 4 раз, что в общей сложности снижает трудоемкость процесса и расходы на транспортировку на другие предприятия для нейтрализации.

1. Способ нейтрализации загрязнений почвы нефтью или нефтепродуктами, включающий нанесение на поверхность почвы сорбента, являющегося отходом производства, отличающийся тем, что в качестве сорбента используют нефтешлам, являющийся отходом производства присадки к индустриальным маслам и содержащий оксиды цинка, магния, алюминия и органическую часть в виде минерального масла, при этом сорбент наносят слоем 0,5-2 см и перемешивают со слоем почвы 4-10 см.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что нефтешлам содержит оксиды цинка, магния, алюминия и органическую часть при следующем соотношении компонентов, мас. %: Оксид цинка - 2,5-3,8 Оксид магния - 1,2-1,22 Оксид алюминия - 63,98-68,3 Органическая часть - 28-31 при этом органическая часть содержит алкилбензолы, индены, фенантрены и мононафтены при следующем соотношении компонентов, мас. %: Алкилбензолы - 81-85 Индены - 1-4 Фенантрены - 3-6Мононафтены - 5-15

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5

www.findpatent.ru

Способ уменьшения коррозии и осаждения продуктов коррозии в блоке перегонки сырой нефти

Изобретение относится к способу оптимизации параметров технологического потока в блоке перегонки сырой нефти для снижения коррозии и/или осаждения продуктов коррозии в указанном блоке, согласно которому: измеряют и/или прогнозируют по меньшей мере один параметр, выбранный из группы, включающей рН, концентрацию хлорид-ионов, концентрацию ионов железа, концентрацию ионов металлов, отличных от железа, и скорость коррозии, и связанный по меньшей мере с двумя химическими реагентами, выбранными из группы, включающей нейтрализующее вещество, каустический агент и пленочный ингибитор, в одном или более местах блока перегонки сырой нефти; определяют оптимальный диапазон, связанный с измеренным и/или предсказанным параметром, при этом оптимальный диапазон может быть установлен пользователем; если измеренный и/или предсказанный параметр выходит за пределы оптимального диапазона, связанного с этим параметром, вызывают изменение поступления по меньшей мере двух химических реагентов из указанных нейтрализующего вещества, каустического агента и пленочного ингибитора в технологический поток. Изобретение также касается носителя цифровых данных и системы оптимизации параметров технологического потока блока перегонки сырой нефти. Технический результат - регулирование системных параметров позволяет эффективно контролировать коррозию в блоке перегонки сырой нефти путем снижения коррозионной активности текучей среды в технологическом потоке и/или путем защиты системы от потенциально коррозионного вещества. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 7 ил., 3 пр.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

[001] Настоящее изобретение, в общем, относится к способам уменьшения коррозии в блоке перегонки сырой нефти. Более конкретно, изобретение относится к способам оптимизации параметров технологического потока в блоке перегонки сырой нефти с целью снижения коррозии в указанном блоке. Более конкретно, изобретение относится к отбору проб воды при температуре конденсации и воды из сборника-накопителя для измерения параметров системы и ответной реакции на такие измерения с целью снижения коррозии и/или осаждения продуктов коррозии в блоке перегонки сырой нефти.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

[002] Как правило, на нефтеперерабатывающем заводе нефть закачивают из резервуара для хранения в блок перегонки сырой нефти для обработки. В блоке перегонки нефть очищают путем промывания водой в установке для обессоливания и затем разделяют на фракции в колонне атмосферной перегонки. Полученные фракции закачивают в различные нефтеперерабатывающие установки, расположенные ниже по потоку от блока перегонки сырой нефти (например, в установку для коксования, установку для каталитического крекинга, гидроочиститель и т.п.). Несмотря на то что коррозия и осаждение продуктов коррозии (последний процесс в настоящей заявке иногда называют загрязнением) протекают на многих участках блока атмосферной перегонки, наиболее сильная коррозия и загрязнение, как правило, происходят в системе конденсации головного погона колонны атмосферной перегонки.

[003] В последние годы переработка нефти в блоке перегонки сырой нефти становится все более трудной и, как предсказывают, станет еще более сложной и трудноразрешимой по нескольким причинам. Например, значительный рост цен на нефть заставил нефтепереработчиков активно заниматься "альтернативными" или "проблемными" нефтями, доступными по сниженным ценам. Более низкая цена обусловлена таким свойством нефти, как высокое содержание кислоты или твердых веществ, что делает такую сырую нефть менее желательной, чем легкие, эталонные малосернистые нефти.

[004] Специалисты по нефтепереработке переходят на нефтяной сланец гораздо чаще, чем в прошлом, из-за минимального наличного запаса сырой нефти при увеличении ее разнообразия. Переход на нефтяной сланец, как правило, нарушает стабильное состояние блока атмосферной перегонки на период времени, составляющий до нескольких часов. В целом, примерно восемьдесят процентов коррозии и загрязнения происходит во время таких переходов или нарушений, которые обычно продолжаются примерно двадцать процентов времени. Если проблемы, связанные с загрязнением и коррозией, становятся достаточно серьезными, нефтепереработчик прекратит обработку сырой нефти или смеси нефтей, вызывающих эту проблему. Однако нефтепереработчик может приобрести такую проблемную сырую нефть по сниженной цене, что, таким образом, делает такую нефть более рентабельными. Соответственно, прекращение переработки указанных проблематичных видов сырой нефти не является очень популярным выбором.

[005] Для уменьшения коррозии можно проводить техническое обслуживание блока перегонки сырой нефти два или три раза в неделю или, в некоторых случаях, ежедневно. При ежедневном обслуживании в лучшем случае проводят выборочный осмотр динамической системы блока перегонки. Тип сырой нефти и/или резервуары для хранения сырой нефти меняются несколько раз в неделю, иногда ежедневно. Содержание каждого резервуара отличается от других, поэтому каждый такой переход приводит к изменению качества загрузки в блок атмосферной перегонки нефтепродукта, многократному нарушению стабильного состояния и возникновению поломок в системе. Условия проведения операций предварительного нагрева, обессоливания и перегонки изменяются в соответствии с новым сырьем, что приводит к отклонению характеристик конечных нефтепродуктов и/или источников сточных вод от технических требований. Чтобы вернуть блок атмосферной перегонки к стабильному режиму работы, обычно требуется проведение множества корректировок на протяжении нескольких часов (в некоторых случаях дней).

[006] Наиболее распространенная текущая отраслевая практика контролирования таких нарушений и оптимизации работы блока перегонки сырой нефти состоит в обеспечении достаточного количества рабочей силы и человеко-часов. Например, на каждом блоке перегонки сырой нефти может работать обслуживающая бригада из трех-десяти человек в зависимости от размера и сложности блока. Рабочий день такой бригады может быть занят отбором различных проб для лабораторного исследования «мокрыми» химическими методами анализа и измерением и регулированием температуры и потока для поддержания работы блока в рамках технических требований. Обычно такая практика направлена на поддержание эксплуатации блока надлежащим образом в отношении границ кипения фракций и точек конца кипения фракций для улучшения качества фракционирования, при этом минимальное внимание уделяется программе контроля коррозии с помощью специализированных химических реагентов. Если нарушение является серьезным, могут быть изменены технологические реагенты и/или могут быть рекомендованы изменения уровней, потоков или температур в пределах блока атмосферной перегонки для поддержания динамической системы по возможности в оптимальном состоянии.

[007] Попытки скомпенсировать периодическое или иногда продолжительное отсутствие вмешательства человека включают установку рН-метров, работающих в режиме онлайн, на сборниках-накопителях воды для головного погона из колонн перегонки; однако из-за высокой степени загрязнения рН-датчика только небольшой процент этих измерительных приборов работает правильно на протяжении какого-либо отрезка времени. Контрольно-измерительная аппаратура, работающая в режиме онлайн, такая как рН-метры, требует регулярного технического обслуживания и калибровки. Более того, рН-метры, работающие в режиме онлайн, просто отслеживают показатель рН и посылают сигнал тревоги оператору, когда величина рН выходит за пределы допустимых значений. Во многих случаях плохо откалиброванные и/или загрязненные рН-метры посылают частые сигналы тревоги. Такая повторяемость сводит к минимуму эффективность системы сигнализации.

[008] В связи с отсутствием технологических достижений в отношении измерения рН в режиме онлайн и других мероприятий по мониторингу нефтепереработчики не проявляли интерес к более экзотической и эффективной, работающей в режиме онлайн контрольно-измерительной аппаратуре для программ с применением технологических реагентов. Таким образом, существует постоянная потребность в более сложных и эффективных онлайновых и/или автоматических способах мониторинга технологических параметров и снижения коррозии в блоках атмосферной перегонки.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[009] В настоящем изобретении соответственно предложены способы получения надежных данных в отношении блока атмосферной перегонки, в контуре (контурах) обратной связи, прямой связи или в прогнозном контуре (контурах), для проведения корректировок процессов обработки технологического потока в реальном времени, с уменьшением, таким образом, коррозии и осаждения продуктов коррозии (иногда называемого в настоящем документе загрязнением). В предпочтительном аспекте изобретение реализовано для предоставления непрерывной или прерывистой информации обратной связи, прямой связи или прогнозной информации при эксплуатации насосов для нагнетания технологических химических реагентов с целью внесения корректировок в реальном времени. Изобретение включает программно-реализованный алгоритм для преобразования сигналов анализатора в алгоритм регулировки насосов и согласно предпочтительному варианту реализации изобретения позволяет контролировать одну или каждый из множества вводов химических реагентов с применением единого базиса. Примеры включают ввод нейтрализующего вещества на основании показателя рН, содержания хлорида или кислоты; ввод каустического средства на основании показателя рН, содержания хлорида или кислоты; и ввод пленочного ингибитора коррозии на основании концентрации железа или скорости коррозии.

[0010] Также предусмотрено, что с помощью изобретения можно управлять считыванием показаний от существующих зондов коррозии по данным электрического сопротивления, зондов линейной поляризации и/или других технических средств измерения потери металла. Такие считывания показаний будут запрограммированы с помощью логического контроллера программирования (PLC) с возможностью ручной корректировки и/или модифицирования входных потоков других химических реагентов и изменения скоростей нагнетания. Кроме того, поскольку системе теплообменников для головного погона из колонны блока перегонки сырой нефти присущи частые и дорогостоящие проблемы с коррозией, в изобретении особое внимание уделено этой части блока перегонки сырой нефти. Однако настоящее изобретение является полезным и для многих других установок на нефтеперерабатывающем заводе.

[0011] В одном аспекте настоящее изобретение включает способ оптимизации системного параметра технологического потока в блоке перегонки сырой нефти для снижения коррозии в указанном блоке. Свойство, связанное с системным параметром, измеряют и/или прогнозируют в одной или более точках блока атмосферной перегонки и преобразуют во входной электрический сигнал, который может быть передан на контроллер. В свою очередь, контроллер выполнен с возможностью приема передаваемого входного электрического сигнала, преобразования полученного электрического сигнала во входное численное значение, анализа входного численного значения, генерирования выходного численного значения, преобразования выходного численного значения в выходной электрический сигнал, и передачи выходного электрического сигнала. Определяют оптимальный, ассоциированный снижение коррозии диапазон входного численного значения и, если входное численное значение выходит за пределы оптимального диапазона, передаваемый выходной электрический сигнал вызывает изменение притока композиции в технологический поток. Композиция способна корректировать свойство, ассоциированное с системным параметром, таким образом, чтобы вернуть входное численное значение в рамки оптимального диапазона. Согласно одному варианту реализации изобретения приток одной или более различных композиций в технологический поток, в совокупности и/или по отдельности, позволяет корректировать свойство (свойства), связанное с системным параметром (параметрами). Указанный способ можно повторять в отношении множества различных системных параметров, если каждый другой системный параметр имеет однозначно определяемое связанное свойство.

[0012] В другом аспекте в настоящем изобретении предложена система оптимизации системного параметра технологического потока в блоке перегонки сырой нефти для снижения коррозии в указанном блоке. Система включает измерительное устройство, выполненное с возможностью считывания и/или прогнозирования свойства, связанного с системным параметром, и преобразования свойства во входной электрический сигнал, способный к передаче. Передатчик передает входной электрический сигнал контроллеру. Контроллер выполнен с возможностью приема передаваемого входного электрического сигнала, преобразования полученного входного электрического сигнала во входное численное значение, анализа входного численного значения для определения, находится ли входное численное значение в оптимальном диапазоне, генерирования выходного численного значения, преобразования выходного численного значения в выходной электрический сигнал и передачи выходного электрического сигнала. Приемник принимает выходной электрический сигнал и выполнен с возможностью внесения изменения в скорость притока композиции в технологический поток, если выходное численное значение находится вне рамок оптимального диапазона, при этом композиция способна корректировать свойство, связанное с системным параметром.

[0013] Согласно одному варианту реализации изобретения одну или более из описанных функций контроллера можно придать одному или более устройств для сбора данных.

[0014] Преимуществом настоящего изобретения является обеспечение непрерывного контроля одного или более ключевых химических реагентов, регулирующих процесс коррозии, улучшение, по сравнению с текущей практикой ручного управления, оптимизации крайне изменчивой периодичности.

[0015] Еще одним преимуществом изобретения является то, что предложен способ достижения оптимальной эффективности за счет снижения коррозии и загрязнения, минимизации количества продукта, не соответствующего техническим требованиям, и снижении количества обрабатываемой некондиционной нефти.

[0016] Другое преимущество изобретения заключается в обеспечении автоматизированного процесса для эффективного минимизирования нарушений и возникающей коррозии и загрязнения, вызванных применением различных видов нефтяных сланцев, в том числе проблемной нефти, и сведения к минимуму коррозии, нарушений и времени вынужденного простоя во время такого перехода от одного нефтяного сырья к другому.

[0017] Дополнительное преимущество настоящего изобретения состоит в непрерывном предоставлении данных для измерения величины нарушения и более точного обнаружения основной причины нарушения, в том числе определения концентрации продукта (продуктов) коррозии, образовавшегося в системе при резком усилении коррозии во время нарушения.

[0018] Дополнительное преимущество изобретения заключается в обеспечении способа оптимизации эффективности системы при смене нефтяных сланцев за счет быстрой стабилизации рабочих системных параметров.

[0019] Еще одно преимущество изобретения состоит в обеспечении данных, регулирующих контроля коррозии, что поможет предотвратить дорогостоящую металлургическую модернизацию нефтеперерабатывающих систем для обработки кислых нефтей.

[0020] Дополнительные признаки и преимущества описаны в настоящей заявке и будут очевидны из следующего подробного описания примеров и чертежей.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0021] На Фиг.1 представлено схематическое изображение варианта реализации изобретения, на котором показаны различные компоненты блока перегонки сырой нефти и в качестве примера точки, в которых измеряют системные параметры.

[0022] На Фиг.2 показана блок-схема предпочтительного варианта реализации регулирования введения нейтрализующего вещества (веществ) в систему на основании измеренного показателя рН.

[0023] На Фиг.3 представлен вариант реализации изобретения для регулирования введения каустического средства (средств) в систему, управляемого сигналом, связанным с концентрацией хлорид-ионов.

[0024] На Фиг.4 показан вариант реализации изобретения для регулирования введения пленочных ингибиторов коррозии в систему, управляемого сигналом, связанным с концентрацией ионов железа.

[0025] На Фиг.5 изображен вариант реализации изобретения для регулирования ручной корректировки введения нейтрализующего вещества (веществ), каустического средства (средств) и пленочных ингибиторов коррозии в систему, управляемого величинами скорости коррозии, получаемыми от одного или более коррозионных зондов или других устройств для контроля коррозии в любой точке системы.

[0026] На Фиг.6 показан ряд пиков концентрации хлорида выше верхнего контрольного предела на основе реальных данных, полученных из блока перегонки сырой нефти, и продемонстрировано, как способ согласно изобретению будет применен для стабилизации концентрации хлорид-ионов при привязке к корректирующему действию.

[0027] На Фиг.7 показаны величины рН и концентрации хлорид-ионов, прослеженные во времени в реальном блоке перегонки сырой нефти и продемонстрировано, как способ согласно изобретению будет применен для стабилизации этих значений.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0028] В качестве одного из основных компонентов процесса, протекающего в блоке перегонки сырой нефти, контроль коррозии играет решающую роль в поддержании целостности системы. Согласно настоящему изобретению предложен способ оптимизации контроля коррозии в блоке перегонки сырой нефти путем оптимизации одного или более системных параметров технологического потока в указанном блоке. Такая оптимизация включает измерение свойств, связанных с этими параметрами технологического потока.

[0029] Программа контроля коррозии, предлагаемая в настоящем изобретении, предназначена для снижения коррозии в нефтеперерабатывающем оборудовании и уменьшения последующего загрязнения вследствие осаждения продуктов коррозии. Типичная программа контроля коррозии включает применение таких компонентов, как нейтрализующий амин, пленочный ингибитор коррозии, щелочной раствор и т.д. Указанные химические реагенты, применяемые для контроля коррозии, обычно вводят в систему на основании результатов измерений, полученных при отборе и анализе в лаборатории черпаковых проб, или какого-нибудь показания потока в блоке. В настоящем изобретении предложен автоматизированный способ регулирования ввода химических реагентов в систему.

[0030] Согласно предпочтительному варианту реализации способ, предлагаемый в изобретении, включает контроллер, выполненный с возможностью приема и обработки информации и предоставления команд различным компонентам (например, насосу для нагнетания химических реагентов). Термин "контроллер" относится к оператору-человеку или электронному устройству, включающему такие компоненты, как процессор, запоминающее устройство, носитель цифровых данных, катодно-лучевая трубка, жидкокристаллический дисплей, плазменный дисплей, сенсорный экран или другой монитор и/или другие компоненты. Контроллер предпочтительно выполнен с возможностью интеграции с одной или более специализированными интегральными схемами, программами, выполняемыми компьютером командами или алгоритмами, одним или более проводными устройствами, беспроводными устройствами и/или одним или более механическими устройствами. Кроме того, контроллер выполнен с возможностью интегрировать контур (контуры) обратной связи, прямой связи или прогнозный контур (контуры) согласно изобретению. Некоторые или все системные функции контроллера могут находиться в центральном местоположении, таком как сетевой сервер, для связи через локальную компьютерную сеть, глобальную сеть, беспроводную сеть, подключение к сети Интернет, линию микроволновой связи, линию инфракрасной связи и т.п. Кроме того, для облегчения передачи сигналов и алгоритмов обработки сигналов могут быть включены другие компоненты, такие как формирователь сигналов или программа системного контроля.

[0031] Контроллер предпочтительно включает иерархическую логику для установления приоритетов любых измеренных или предсказанных свойств, связанных с системными параметрами. Например, контроллер можно запрограммировать для установления приоритета системного параметра рН по отношению к концентрации ионов хлорида или наоборот. Следует иметь в виду, что цель такой иерархической логики состоит в том, чтобы улучшить контроль над системными параметрами и избежать круговых контуров регулирования.

[0032] Согласно одному варианту реализации изобретения способ включает автоматизированный контроллер. Согласно другому варианту реализации изобретения контроллер имеет ручное или полуавтоматическое управление. Например, когда процесс нефтепереработки включает один или более наборов данных, полученных от различных датчиков, установленных в системе, контроллер может в автоматическом режиме определить, какие измерительные точки/наборы данных способствуют осуществлению процесса, либо оператор может частично или полностью сам принять такое решение. Например, набор данных от блока перегонки сырой нефти может включать переменные или системные параметры, такие как окислительно-восстановительный потенциал, рН, уровни некоторых химических реагентов или ионов (например, определенные опытным путем, в автоматическом режиме, флуоресцентным, электрохимическим, колориметрическим способами, измеренные непосредственно, рассчитанные), температура, давление, расход технологического потока, растворенные или суспендированные твердые вещества и т.д. Указанные системные параметры обычно измеряют с применением любого вида подходящего оборудования для сбора данных, такого как рН датчики, ионные анализаторы, температурные датчики, термопары, датчики давления, коррозионные зонды и/или любое другое подходящее устройство или способ. Оборудование для сбора данных предпочтительно связано с контроллером и, согласно альтернативным вариантам реализации изобретения может иметь расширенные функции (в том числе любую часть алгоритмов управления, описанных в настоящей заявке), приданные ему контроллером.

[0033] Передача данных об измеренных параметрах или сигналах насосам для нагнетания химических реагентов сигнальным устройствам или другим компонентам системы осуществляют с применением любого подходящего устройства, такого как проволочная или беспроводная сеть, кабель, цифровая абонентская линия, Интернет и т.д. Можно применять любой подходящий интерфейсный стандарт (стандарты), такой как интерфейс локальной сети Ethernet, беспроводной интерфейс (например, IEEE 802.11a/b/g/x, 802.16, Bluetooth, оптический, инфракрасный, радиочастотный и т.п.), универсальная последовательная шина, телефонная сеть и т.п. и комбинации интерфейсов/соединений. В настоящей заявке термин "сеть" включает все из вышеуказанных способов передачи данных. Любое из описанных устройств (например, система архивирования данных на предприятии, станция анализа данных, устройство сбора данных, станция обработки и т.д.) можно соединить с другим устройством, применяя вышеописанный или другой подходящий интерфейс или соединение.

[0034] Согласно одному варианту реализации изобретения информацию о системных параметрах получают от системы и архивируют. Согласно другому варианту реализации изобретения информацию о системных параметрах обрабатывают в соответствии с расписанием или календарным планом. Согласно дополнительному варианту реализации изобретения информацию о системных параметрах сразу же обрабатывают в реальном времени/по существу в реальном времени. Такой прием в реальном времени может включать, например, "поток данных" через компьютерную сеть.

[0035] В отношении чертежей: на Фиг.1 изображено графическое представление предпочтительного варианта реализации изобретения. Следует иметь в виду, что конкретная конфигурация блока перегонки сырой нефти не является существенной для изобретения, и Фиг.1 демонстрирует одну из возможных конфигураций. На Фиг.1 изображена типичная система 100 колонны атмосферной перегонки блока перегонки сырой нефти, которая включает блок теплообменников для головного погона 102, сборник 104, перегонную колонну 106 и циркуляционные теплообменники 108а и 108b. Согласно такому варианту реализации изобретения пробу воды при температуре конденсации отбирают в указанной точке и пробу воды из сборника-накопителя отбирают в указанных точках, как показано на Фиг.1. Указанные пробы измеряют и анализируют с получением таких системных параметров, как показатель рН, концентрация хлорид-ионов и концентрация ионов железа.

[0036] На Фиг.1 показаны значения 5,8 для рН и 93 ppm для концентрации хлорид-ионов в точке отбора пробы воды при температуре конденсации и значения 6,7 и 10, соответственно, в точке отбора пробы из сборника воды в отстойнике. Разница в измерениях в указанных двух точках отбора проб требует соответствующего алгоритма для регулирования ввода химических реагентов. Предпочтительным местоположением в блоке перегонки сырой нефти для определения рН и концентрации хлорид-ионов является проба воды при температуре конденсации, обычно полученная из теплообменников для головного погона, полученного из перегонной колонны. Другим преимуществом определения рН в воде при температуре конденсации является тот факт, что рН зонд сталкивается с более низкими уровнями загрязнения и меньшим количеством твердых частиц и капелек нефти, что приводит к менее частому загрязнению. Темин "температура конденсации" относится к температуре, при которой начинается конденсация пара в воду, или температуре, при которой фаза жидкой воды отделяется от водяных паров и жидких углеводородов и начинает образовывать жидкую воду при охлаждении паров. Несмотря на то что возможно применение сборника-накопителя воды для измерения рН и уровня ионов хлорида, степень точности в этом случае обычно ухудшена за счет экранирования данных вследствие разбавления полным объемом пара и слабыми кислотами и основаниями, которые конденсировались вниз по потоку относительно точки с температурой конденсации воды.

[0037] Согласно предпочтительному варианту реализации изобретения воду при температуре конденсации анализируют для определения показателя рН и концентрации хлорида. Для определения показателя рН и концентрации хлорида предпочтительно анализировать воду при температуре конденсации, а не воду из сборника головного погона, поскольку вода при температуре конденсации обычно более чистая и обеспечивает более быструю реакцию при более точном измерении вышеуказанных системных параметров. Тестирование, как правило, выявляет сильное различие между пробами воды из этих двух мест. Во многих блоках концентрация хлорида при температуре конденсации может составлять несколько сотен ppm, при этом подобная проба, взятая из воды сборника головного погона, может в это же время составлять от 10 до 50 ppm. Например, рН воды при температуре конденсации может составлять 5,8, а концентрация ионов хлорида - 93 ppm; тогда как рН и концентрация ионов хлорида в воде из сборника-накопителя этого же блока могут составлять 6,7 и 10, соответственно.

[0038] Подобным образом, можно измерить концентрацию ионов железа (или других металлов, таких как медь, молибден, никель, цинк) в воде при температуре конденсации. Предпочтительное место для определения концентрации ионов железа или других металлов расположено у сборника-накопителя воды, поскольку эти ионы указывают на то, что происходит коррозия и металл был удален из внутренней детали системы вверх по потоку от точки отбора пробы.

[0039] Следует иметь в виду, что можно применять любой подходящий способ отбора пробы воды при температуре конденсации. Например, устройства для отбора пробы воды при температуре конденсации проб описаны в патентах США №4335072 под названием "Overhead Corrosion Simulator" и №5425267 под названием "Corrosion Simulator and Method for Simulating Corrosion Activity of a Process Stream", каждый из которых в полном объеме включен в настоящую заявку посредством ссылки.

[0040] Согласно альтернативным вариантам реализации изобретения можно измерить другие параметры текучей среды или системные параметры и/или анализировать другие компоненты, присутствующие в системе. Типичные измеренные параметры или компоненты включают показатель рН; хлорид-ион; другие сильные и слабые кислоты, такие как серная, сернистая, тиосернистая, диоксид углерода, сероводород; органические кислоты; аммиак; различные амины; и жидкие или твердые отложения. Рассмотрены различные способы измерения таких параметров, при этом изобретение не ограничено одним конкретным способом. Типичные способы включают, но не ограничиваются ими, способы, описанные в патентах США №5326482 под названием "On-Line Acid Monitor and Neutralizer Feed Control of the Overhead Water in Oil Refineries"; №5324665 под названием "On-Line Method for Monitoring Chloride Levels in a Fluid Stream"; №5302253 под названием "On-Line Acid Monitor and Neutralizer Feed Control of the Overhead Water in Oil Refineries", каждый из которых в полном объеме включен в настоящую заявку посредством ссылки.

[0041] В ответ на измеренные системные параметры на Фиг.1 показаны типичные места введения нейтрализующих веществ, пленочных ингибиторов коррозии (иногда в настоящей заявке называемых "пленкообразующими ингибиторами") и каустических агентов. Эти места обозначены как "Нейтрализующее вещество на основании концентрации кислоты или показателя рН," "Пленкообразующий ингибитор на основании концентрации железа" и "Каустик на основании показателя рН или концентрации хлорида". Следует иметь в виду, что такие химические реагенты можно добавить в любом подходящем месте системы, но предпочтительно добавлять в месте, указанном на Фиг.1. Согласно данному варианту реализации изобретения нейтрализующее вещество и пленочный ингибитор коррозии вводят вверх по потоку относительно блока теплообменников для головного погона 102, а каустический агент добавляют к сырой нефти, загружаемой в систему 100 колонны атмосферной перегонки. Согласно предпочтительному варианту реализации изобретения введение указанных химических реагентов в систему непрерывно корректируется. Согласно другим вариантам реализации изобретения введение химических реагентов корректируется периодически или в соответствии с режимом, который определен для каждой конкретной системы.

[0042] Нейтрализующее вещество (вещества), каустический агент (агенты) и пленочный ингибитор коррозии (ингибиторы) можно вводить в систему, применяя любой подходящий тип подающего насоса для химических реагентов. Чаще всего, поршневые нагнетательные насосы прямого вытеснения применяют с силовым приводом, электрическим или пневматическим. Прямоточные нагнетательные насосы иногда применяют, чтобы гарантировать соразмерное и точное нагнетание специализированных химических реагентов в быстро движущийся технологический поток. Несмотря на то что можно применять любой подходящий насос или систему доставки, типичные насосы и способы накачивания включают насосы и способы, описанные в патентах США №5066199 под названием "Method for Injecting Treatment Chemicals Using a Constant Flow Positive Displacement Pumping Apparatus" и №5195879 под названием "Improved Method for Injecting Treatment Chemicals Using a Constant Flow Positive Displacement Pumping Apparatus", каждый из которых в полном объеме включен в настоящую заявку посредством ссылки.

[0043] Типичные нейтрализующие вещества включают, но не ограничиваются перечисленными: 3-метоксипропиламин (МОРА) (CAS # 5332-73-0), моноэтаноламин (МЕА) (CAS # 141-43-5), N,N-диметиламиноэтанол (DMEA) (CAS # 108-01-0), и метоксиизопропиламин (MIOPA) (CAS # 37143-54-7).

[0044] В качестве каустического агента обычно готовят разбавленный раствор гидроксида натрия с концентрацей 5-10% (7,5-14 градусов Боме) для удобства обслуживания и улучшения распределения после закачивания в сырую нефть или промывную воду установки для обессоливания, например. Концентрацию можно регулировать согласно условиям окружающей среды, таким как, например, место прихвата в холодном климате.

[0045] Пленочные ингибиторы коррозии или пленкообразующие ингибиторы, применяемые в сочетании с настоящим изобретением в программе контроля коррозии в блоке атмосферной перегонки, обычно представляют собой маслянистые растворимые смеси амидов и имидазолинов. Указанные соединения обеспечивают эффективный контроль коррозии при минимальном воздействии на способность углеводородов в системе содержать воду.

[0046] На Фиг.2 показана блок-схема предпочтительного варианта реализации регулирования введения нейтрализующего вещества (веществ) в систему на основании измеренного показателя рН, обозначенного как способ 200. Элемент 202 отображает измерительное устройство или анализатор, который предоставляет информацию, относящуюся к рН воды при температуре конденсации (или воды в сборнике). Анализатор (например, контроллер или оператор) определяет, находится ли показатель рН в пределах оптимального диапазона (от 5,8 до 6,0 в данном примере), как показано в элементе 204. Если величина рН находится в пределах предварительно определенного оптимального диапазона, логическая программа следует по ветви "Да" и продолжает измерение и анализ. Если величина рН выходит за рамки этого диапазона, способ включает определение, составляет ли значение рН ниже 5,8, как показано в элементе 206, или выше 6,0, как показано в элементе 208. Если величина рН ниже 5,8, способ включает увеличение ввода нейтрализующего вещества, например, на 5% или 10%, как показано в элементе 210. Если показатель рН выше 6.0, способ включает уменьшение ввода нейтрализующего вещества, например, на 5% или 10%, как показано в элементе 212.

[0047] Следует иметь в виду, что подходящий контролируемый или оптимальный диапазон рН должен быть определен для каждой конкретной системы. Оптимальный диапазон для одной системы может значительно отличаться от диапазона для другой системы. Включение любого возможного оптимального диапазона рН находится в рамках концепции настоящего изобретения.

[0048] Согласно различным вариантам реализации изобретения изменения при закачке нейтрализующего вещества ограничены по частоте. Предпочтительно установлены следующие пределы в отношении корректировки: максимум 1 корректировка в 15 мин, при этом количество последующих корректировок в этом же направлении не должно превышать 8. Например, после 8 суммарных корректировок или изменения на 50% или 100% закачка может быть на время приостановлен (например, на 2 или 4 часа) и может быть запущен сигнал тревоги. Если такая ситуация имеет место, предпочтительно послать сигнал тревоги для предупреждения оператора о нарушении. Также можно наложить другие ограничения, например, на максимальную производительность насоса. Следует иметь в виду, что вызов любого количества корректировок в любом направлении без ограничения находится в рамках объема настоящего изобретения. Указанные ограничения применяют по решению оператора.

[0049] На Фиг.3 показан вариант реализации изобретения в виде способа 300 для регулирования введения каустического агента (агентов) в систему, управляемого сигналом, связанным с концентрацией ионов хлорида. Элемент 302 изображает измерительное устройство или анализатор, который предоставляет информацию, связанную с концентрацией хлорид-ионов в воде при температуре конденсации. Анализатор (например, контроллер или оператор) определяет, находится ли концентрация хлорид-ионов в оптимальном диапазоне (от 50 до 100 ppm в данном примере), как показано в элементе 304. Если концентрация хлорид-ионов находится в пределах предварительно определенного оптимального диапазона, логическая программа следует по ветви "Да" и продолжает измерение и анализ. Если концентрация хлорид-ионов выходит за пределы этого диапазона, способ включает определение, лежит ли концентрация хлорид-ионов ниже 50 ppm, как показано в элементе 306, или выше 100 ppm, как показано в элементе 308. Если концентрация хлорид-ионов ниже 50 ppm, способ включает уменьшение ввода каустика, например, на 20%, как показано в элементе 310. Если концентрация хлорид-ионов выше 100 ppm, способ включает увеличение ввода каустика, например, на 20%, как показано в элементе 312.

[0050] Следует иметь в виду, что подходящий или оптимальный диапазон концентраций хлорид-ионов должен быть определен для каждой конкретной системы. Оптимальный диапазон для одной системы может значительно отличаться от диапазона для другой системы. Включение любого возможного оптимального диапазона концентраций ионов хлорида находится в рамках концепции настоящего изобретения.

[0051] Согласно другим вариантам реализации изобретения изменения ввода каустика ограничены по частоте. Предпочтительно установлены следующие ограничения в отношении корректировки: максимум 1 корректировка в 30 мин, при этом количество последующих корректировок в этом же направлении не должно превышать 4. Например, после 4 суммарных корректировок или изменения на 50% или 100% ввод может быть на время приостановлен (например, на 2 или 4 часа) и может быть запущен сигнал тревоги. Если такая ситуация имеет место, предпочтительно послать сигнал тревоги для предупреждения оператора о нарушении. Также можно наложить другие ограничения, например, на максимальную производительность насоса. Следует иметь в виду, что вызов любого количества корректировок в любом направлении без ограничения находится в рамках объема настоящего изобретения. Указанные ограничения применяют по решению оператора.

[0052] На Фиг.4 представлен вариант реализации изобретения в виде способа 400 для регулирования введения пленочных ингибиторов коррозии в систему, управляемого сигналом, связанным с концентрацией ионов железа. В некоторых системах можно применять другие металлургические сплавы, такие как монель-металл, титан, латунь и т.д. В этих случаях следует обнаруживать и анализировать не сигнал, связанный с концентрацией ионов железа, а сигнал, отражающий концентрацию иона подходящего металла (например, меди, никеля, цинка и т.д.). Элемент 402 изображает измерительное устройство или анализатор, который обеспечивает информацию, связанную с концентрацией ионов железа в воде из сборника воды в отстойнике. Анализатор (например, контроллер или оператор) определяет, находится ли концентрация ионов железа в рамках оптимального диапазона (от 0,05 до 1,0 ppm в этом примере), как показано в элементе 404. Если концентрация ионов железа лежит в пределах предварительно определенного оптимального диапазона, логическая программа следует по ветви "Да" и продолжает измерение и анализ. Если концентрация ионов железа выходит за рамки указанного диапазона, способ включает определение, лежит ли концентрация ионов железа ниже 0.05 ppm, как показано в рамке 406, или выше 1,0 ppm, как показано в элементе 408. Если концентрация ионов железа ниже 0,05 ppm, способ включает уменьшение ввода пленочного ингибитора коррозии (т.е. пленкообразующего ингибитора), например, на 5%, как показано в элементе 410. Если концентрация ионов железа выше 1,0 ppm, способ включает увеличение ввода пленкообразующего ингибитора, например, на 5%, как показано в элементе 412.

[0053] Ионы металла обычно существуют в двух или более состояниях окисления. Например, железо существует в Fe2+ и Fe3+, а также присутствует в растворимых состояниях (ионные и мелкодисперсные частицы), нерастворимых состояниях (т.е. способных проходить через фильтр) и т.д. Анализ и контроль ионов металлов включает измерение или прогнозирование любой комбинации (или всех) указанных форм, присутствующих в системе.

[0054] Согласно различным вариантам реализации изобретения изменения во вводе пленочного ингибитора коррозии ограничены по частоте. Предпочтительно установлены следующие ограничения в отношении корректировки: максимум 1 корректировка в 30 мин, при этом количество последующих корректировок в этом же направлении не должно превышать 4. Например, после 4 суммарных корректировок или изменения на 50% или 100% ввод может быть на время приостановлен (например, на 2 или 4 часа), и может быть запущен сигнал тревоги. Если такая ситуация имеет место, предпочтительно послать сигнал тревоги для предупреждения оператора о нарушении. Также можно наложить другие ограничения, например, на максимальную производительность насоса. Следует иметь в виду, что вызов любого количества корректировок в любом направлении без ограничения находится в рамках объема настоящего изобретения. Указанные ограничения применяют по решению оператора.

[0055] На Фиг.5 изображен вариант реализации изобретения в виде способа 500 для регулирования ручной корректировки введения нейтрализующего вещества (веществ), каустического агента (агентов) и пленкообразующих ингибиторов в систему, управляемого скоростями коррозии, полученными от одного или более коррозионных зондов или другого устройства для измерения скорости коррозии в любой точке системы. В большинстве блоках атмосферной перегонки применяют электрические резисторные коррозионные зонды, расположенные на входе и/или выходе из теплообменников для головного погона. Несмотря на то что предусматривается любой тип устройства для измерения коррозии, предпочтителен вышеупомянутый тип.

[0056] Элемент 502 представляет один или более коррозионных зондов, которые предоставляют информацию, связанную со скоростями коррозии в системе. Анализатор (например, контроллер или оператор) определяет, является ли скорость коррозии больше, чем предварительно определенная скорость (25 милов в год в этом примере), как показано в элементе 504. Скорость коррозии, требующая принятия мер по снижению, обычно определяется специалистом в данной области от случая к случаю и зависит от множества факторов. Если скорость коррозии меньше, чем предварительно определенная допустимая скорость, логическая программа следует по ветви "Нет" и измерение и анализ продолжают. Если скорость коррозии выше предварительно определенной допустимой скорости, способ включает ручную корректировку выполнения всех других программ и посылает сигнал тревоги, как показано в элементе 506. Согласно альтернативным вариантам реализации изобретения, по решению оператора или контроллера может быть проведена не ручная корректировка, а модифицирование выполнения других программ. В этом примере ручная корректировка включает увеличение скоростей нагнетания нейтрализующего вещества, каустического средства и пленкообразующего ингибитора, например на 20%, как показано в элементе 508. Согласно другим вариантам реализации изобретения скорости нагнетания изменяют индивидуально по решению оператора или контроллера.

[0057] Несмотря на то что коррозионные зонды (например, электрические коррозионные зонды сопротивления, зонды линейной поляризации и/или любой другой подходящий способ определения потери металла) можно поместить в любом подходящем месте системы, предпочтительно разместить их в традиционно надежных местах системы. Кроме того, если, например, 2 режима ручной корректировки активируются на протяжении 12-часового периода, обычно инициируют проверку надежности, чтобы гарантировать, что коррозионные зонды функционируют надлежащим образом. Если такая ситуация имеет место, предпочтительно послать сигнал тревоги для предупреждения оператора о нарушении. Также можно наложить другие ограничения, например, на максимальную производительность насоса. Следует иметь в виду, что вызов любого количества корректировок в любом направлении без ограничения находится в рамках объема настоящего изобретения. Указанные ограничения применяют по решению оператора.

[0058] Вышеприведенное описание может быть лучше понято со ссылкой на следующие примеры, которые предназначены для иллюстративных целей, а не для ограничения объема изобретения.

Пример 1

[0059] Типичный вариант реализации изобретения состоит из группы анализаторов, работающих в режиме онлайн, помещенных во взрывобезопасный кожух, принимающих пробу воды от пробоотборника, отбирающего пробу воды при температуре конденсации. Данные, генерируемые этими анализаторами, модифицируют соответствующим образом для отправления управляющего сигнала в различные насосы для нагнетания технологических химических реагентов. Программно-реализованный логический контроллер (PLC), запрограммированный специалистом в данной области, будет преобразовывать исходные данные в сигналы, регулирующие ввод. Типичная система будет включать один или более из следующих компонентов: анализатор хлорида; анализатор железа; устройство для мониторинга скорости коррозии; устройство для измерения проводимости; рН-метр; устройство для отбора проб воды при температуре конденсации; взрывобезопасный кожух класса I, Div II; PLC, способный к многократных вводам/выводам данных; логическое программирование для преобразования данных о концентрации хлорида, показателе рН и концентрации железа в регулирование скорости ввода; и беспроводные или проводные соединения PLC с насосами.

Пример 2

[0060] Настоящее изобретение обеспечит совершенствование контроля за каждым из трех контролируемых параметров: концентрации ионов хлорида, рН и концентрации ионов железа. Из этих трех факторов, как правило, наиболее разрушающее воздействие оказывают хлориды, если их концентрацию не регулируют должным образом. На графике, показанном на Фиг.6, продемонстрировано, как настоящее изобретение способно улучшить регулирование концентрации хлорид-ионов (пунктирная линия указывает оптимальную концентрацию). Подобная идея лучшего регулирования с помощью предлагаемого в изобретении способа согласно изобретению применима к показателю рН, концентрации ионов железа и другим системным параметрам, что позволяет, в конечном счете, снизить скорости коррозии относительно предыдущих уровней и удлинить продолжительность работы оборудования.

[0061] На Фиг.6 показан ряд пиков концентрации хлорида выше верхнего контрольного предела, полученных из реальных данных, измеренных в блоке перегонки сырой нефти. Резкие увеличения концентрации хлорида разрушают оборудование, и анализ данных постфактум выявит рост коррозии и загрязнения во время таких эпизодов. Такие пики являются более частыми и разрушающими при смене нефтяного сланца на проблемную или альтернативную сырую нефть. Увеличение концентрации ионов хлорида обычно происходит с одновременным ростом коррозии нефтехимического оборудования и последующим загрязнением вследствие осаждения продуктов коррозии. Участок на графике, приведенном на Фиг.6, помеченный как "Осуществлять контроль", демонстрирует, как можно применять способ согласно изобретению, чтобы стабилизовать концентрации ионов хлорида в случае более частой доступности этих данных для минимизации (или устранения) нарушений.

Пример 3

[0062] На графике, приведенном на Фиг.7, показаны значения рН и концентрации хлорид-ионов, прослеженные во времени для реального блока перегонки сырой нефти (пунктирные линии указывают оптимальные концентрации). Можно видеть, что падение величины рН обычно сопровождается направленными вверх пиками концентрации хлорид-ионов. Как правило, такие падения величины рН приводят к увеличению коррозии и последующему загрязнению (за счет продуктов коррозии) теплообменного оборудования. Участок на графике, помеченный как "Осуществлять контроль", демонстрирует, как способ согласно изобретению можно применять для стабилизации концентрации ионов хлорида и показателя рН, уменьшая, таким образом, коррозию и загрязнение системы. Сглаживание варьирования концентраций нагнетаемого хлорида позволяет осуществлять более надежный контроль показателя рН и более стабильное и предсказуемое применение химических реагентов.

[0063] Следует иметь в виду, что специалистам в данной области будут очевидны различные изменения и модификации предпочтительных в настоящее время вариантов реализации изобретения, описанных в настоящей заявке. Такие изменения и модификации могут быть сделаны без отклонения от сущности и объема изобретения и без уменьшения его предполагаемых преимуществ. Соответственно, подразумевается, что такие изменения и модификации включены в прилагаемую формулу изобретения.

1. Способ оптимизации параметров технологического потока в блоке перегонки сырой нефти для снижения коррозии и/или осаждения продуктов коррозии в указанном блоке, согласно которому:(a) измеряют и/или прогнозируют по меньшей мере один параметр, выбранный из группы, включающей рН, концентрацию хлорид-ионов, концентрацию ионов железа, концентрацию ионов металлов, отличных от железа, и скорость коррозии, и связанный по меньшей мере с двумя химическими реагентами, выбранными из группы, включающей нейтрализующее вещество, каустический агент и пленочный ингибитор, в одном или более местах блока перегонки сырой нефти;(b) определяют оптимальный диапазон, связанный с измеренным и/или предсказанным параметром, при этом оптимальный диапазон может быть установлен пользователем;(с) если измеренный и/или предсказанный параметр выходит за пределы оптимального диапазона, связанного с этим параметром, вызывают изменение поступления по меньшей мере двух химических реагентов из указанных нейтрализующего вещества, каустического агента и пленочного ингибитора в технологический поток.

2. Способ по п.1, дополнительно включающий:(d) (i) преобразование измеренного параметра во входной электрический сигнал, который может быть передан на контроллер, и (ii) передачу входного электрического сигнала контроллеру.

3. Способ по п.2, дополнительно включающий:(e) повторение стадий (а)-(d) для множества различных параметров.

4. Способ по п.2, дополнительно включающий применение беспроводного интерфейса для передачи и/или приема сигналов.

5. Способ по п.2, отличающийся тем, что контроллер выполнен с возможностью: (i) приема передаваемого входного электрического сигнала; (ii) преобразования полученного электрического сигнала во входное численное значение; (iii) анализа входного численного значения: (iv) генерирования выходного численного значения; (v) преобразования выходного численного значения в выходной электрический сигнал; и (vi) передачи выходного электрического сигнала.

6. Способ по п.2, отличающийся тем, что контроллер выполнен с возможностью: (i) анализа входного численного значения и (ii) определения, соответствует ли входное численное значение оптимальному диапазону, связанному с измеренным параметром.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что если входное численное значение не соответствует оптимальному диапазону, передаваемый выходной электрический сигнал вызывает изменение поступления химических реагентов в технологический поток, при этом химические реагенты способны корректировать параметр таким образом, чтобы привести входное численное значение в соответствие с оптимальным диапазоном входного значения.

8. Способ по п.1, включающий множество различных химических реагентов, при этом приток одного или более различных химических реагентов в технологический поток в совокупности и/или по отдельности позволяет корректировать параметр.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что блок перегонки сырой нефти содержит множество компонентов, в том числе атмосферную колонну по меньшей мере с одним теплообменником, при этом показатель рН и концентрацию хлорид-ионов измеряют в пробе воды при температуре конденсации и/или в пробе воды из сборника-накопителя блока перегонки сырой нефти, а концентрацию ионов железа или концентрацию ионов металлов, отличных от железа, измеряют в пробе воды из сборника-накопителя в блоке перегонки сырой нефти.

10. Способ по п.9, включающий получение пробы воды при температуре конденсации и/или пробы воды из накопителя с помощью возможно автоматизированного пробоотборника, работающего в режиме онлайн.

11. Способ по п.1, включающий непрерывную реализацию способа, реализацию в автоматическом режиме и в режиме онлайн или на периодической основе.

12. Способ по п.2, включающий реализацию способа через сеть.

13. Носитель цифровых данных, содержащий хранящиеся на нем выполняемые компьютером инструкции, при этом инструкции способны реализовать способ по п.1.

14. Система оптимизации параметров технологического потока блока перегонки сырой нефти для снижения коррозии и/или осаждения продуктов коррозии в указанном блоке, включающая:(a) измерительное устройство, выполненное с возможностью считывания и/или прогнозирования по меньшей мере одного параметра, выбранного из группы, включающей рН, концентрацию хлорид-ионов, концентрацию ионов железа, концентрацию ионов металлов, отличных от железа, и скорость коррозии, и связанного по меньшей мере с двумя химическими реагентами, выбранными из группы, включающей нейтрализующее вещество, каустический агент и пленочный ингибитор, и преобразования указанного по меньшей мере одного параметра во входной электрический сигнал, способный передаваться;(b) передатчик, выполненный с возможностью передачи входного электрического сигнала;(c) контроллер, выполненный с возможностью приема передаваемого входного электрического сигнала, преобразования полученного входного электрического сигнала во входное численное значение, анализа входного численного значения, определения, находится ли анализируемое значение в рамках оптимального диапазона, генерирования выходного численного значения на основе анализируемого значения, преобразования выходного численного значения в выходной электрический сигнал и передачи выходного электрического сигнала; и(d) приемник, выполненный с возможностью приема выходного электрического сигнала и вызова изменения скорости поступления по меньшей мере двух химических реагентов, выбранных из нейтрализующего вещества, каустического агента и пленочного ингибитора, в технологический поток, если выходной численный сигнал выходит за рамки оптимального диапазона.

www.findpatent.ru

Нефтяное ростовое вещество - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нефтяное ростовое вещество

Cтраница 1

Нефтяное ростовое вещество ( НРБ) представляет собой в основном 40 % - ный водный раствор натриевых солей нафтеновых кислот. Содержание неомыляемых кислот ( керосин, дизельное топливо) в нем не более 10 %; кислотное число нафтеновых кислот - 200 - 300 мг КОН / г; реакция НРБ - слабощелочная, поэтому нейтрализации его не требуется.  [1]

Нефтяное ростовое вещество ( НРБ) представляет собой в ое-новном 40 % - ный водный раствор натриевых солей нафтеновых кислот. Содержание неомыляемых кислот ( керосин, дизельное топливо) в нем не более 10 %; кислотное число нафтеновых кислот - 200 - 300 мг КОН / г; реакция НРБ - слабощелочная, поэтому нейтрализации его не требуется.  [2]

Нефтяное ростовое вещество ( НРБ) представляет собой в ос новном 40 % - ный водный раствор натриевых солей нафтеновых кислот. Содержание неомыляемых кислот ( керосин, дизельное топливо) в нем не более 10 %; кислотное число нафтеновых кислот - 20 ( 1 - 300 мг KOH / t; реакция НРБ - слабощелочная, поэтому нейтрализации его не требуется.  [3]

Производство нефтяного ростового вещества, Киев, Изд.  [4]

НРБ - нефтяное ростовое вещество - получаемое из нефти физиологически активное вещество, ускоряющее рост и развитие растений.  [5]

Уже в течение ряда лет широко испытывается так называемое нефтяное ростовое вещество ( НРБ), предложенное азербайджанскими исследователями. Семена рекомендуется замачивать в слабых растворах НРБ. Семена кукурузы и конских бобов замачивают в 0 005 % - ном растворе препарата в течение 1 - 2 часов из расчета 50 л раствора на 100 кг семян, а семена сахарной свеклы и гороха - в 0 01 % - ном растворе в течение того же времени из расчета 30 л раствора на 100 кг семян свеклы и 200 л раствора на 100 кг семян гороха. В качестве контроля берут семена, замоченные при тех же условиях в воде. После кратковременного проветривания семена высевают.  [6]

Щелочные отходы являются источником для получения мылонафта, асидол-мылонафта, асидола, НРБ ( нефтяного ростового вещества), эмульсола, дистиллированных нефтяных кислот.  [7]

По степени пенообразования лучшие пенообразующие свойства ямеют ДС-РАС, некаль, синтетические жирные кислоты, асидол, нефтяное ростовое вещество, контакт Петрова.  [8]

По степени пенообразования лучшие пенообразующие свойства имеют ДС-РАС, некаль, синтетические жирные кислоты, асидол, нефтяное ростовое вещество, контакт Петрова.  [9]

Нефтяные кислоты выделяют из керосино-газойлевых и легких масляных фракций щелочной обработкой [140], товарные кислоты выпускаются промышленностью в виде асидола, асидол-мылонафта, мылонафта и дистиллированных нефтяных кислот. Выпускается и ряд производных нефтяных кислот: нефтяное ростовое вещество ( НРБ), нафтенаты различных металлов и другие продукты. Способы производства, свойства товарных продуктов на основе нефтяных кислот бакинских нефтей, области их применения описаны в литературе.  [10]

Нафтеновые кислоты находят широкое применение во многих отраслях народного хозяйства. В частности, за последние годы особое значение приобрел препарат НРБ - нефтяное ростовое вещество, представляющий собой мылонафт с 40 % натриевых солей нафтеновых кислот, имеющих кислотное число 200 - 300 мг КОН и содержащих не более 10 % масла.  [12]

В качестве модельных покрытий испытывали также пенообразователи: асидол, кислый и нейтрализованный контакт Петрова, МРВ и ДС-РАС. Наименьшие значения удельного усилия сдвига и отрыва модели обеспечивают покрытия ДС-РАС, нефтяным ростовым веществом, кислым контактом Петрова, а наибольшие - асидолом, имеющим высокую вязкость ( фиг.  [13]

В качестве модельных покрытий испытывали также пенообразователи: асидол, кислый и нейтрализованный контакт Петрова, НРБ и ДС-РАС. Наименьшие значения удельного усилия сдвига я отрыва модели обеспечивают покрытия ДС-РАС, нефтяным ростовым веществом, кислым контактом Петрова, а наибольшие - асидолом, имеющим высокую вязкость ( фиг.  [14]

В 1962 г. в ряде хозяйств Башкирской АССР были проведены полевые опыты с ростовым веществом на посевах яровой пшеницы, проса и кукурузы. Полученные результаты подтверждают перспективность этого вещества для сельскохозяйственного производства. Нефтяное ростовое вещество для испытания было получено из Азербайджана в виде 40 % маточного раствора.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Поверхностно-активные вещества нефти - Справочник химика 21

    Для повышения эффективности газо- н нефтедобычи применяют различные химические реагенты, полученные на базе углеводородов нефти и газа (углеводородные растворители, поверхностно-активные вещества, полимерные реагенты и т. д.), а также отходы производства синтетических жирных кислот и высших жирных спиртов (включая кислые стоки), синтетических каучуков и полиолефинов, побочные продукты производства алкил-ароматических углеводородов, фенола и ацетона, мономеров для синтетического каучука и др. [c.184]

    Поверхностно-активные вещества нефти [c.193]

    Поверхностно-активные вещества (ПАВ) нашли наибольшее применение в нефтяной промышленности по сравнению со всеми химическими реагентами, рекомендованными для использования в процессах добычи нефти. ПАВ используют для повышения эффективности добычи нефти, снижения гидравлических сопротивлений при транспортировании высоковязких нефтей н во.ао-нефтяных эмульсий, сохранения коллекторских свойств продуктивных горизонтов при проведении текущих и капитальных ремонтов скважин. [c.208]

    Особого внимания заслуживает загрязнение водоема нефтепродуктами, пестицидами, поверхностно-активными веществами. Нефть и продукты ее переработки способны образовывать на поверхности воды пленку, препятствующую реаэрации растворенные и эмульгированные нефтепродукты при концентрации 0,05 мг/л придают воде неприятный привкус. Пестициды, применяемые для борьбы с вредными насекомыми, паразитическими грибами, сорняками, попадают в водоем с сельскохозяйственных полей. Все пестициды — соединения ядовитые, но, как правило, малорастворимые в вме. Даже при очень низкой концентрации, порядка л-10 мг/л, пестициды обладают ярко выраженным токсичным действием на организмы зоопланктона. И нефтепродукты, и пестициды частично переходят в донные отложения, накапливаются в них и могут повторно служить источником загрязнения воды. Их опасность для человека объясняется возможностью передачи этих веществ по пищевой цепи водных организмов и накопления, в частности, в телах рыб. [c.197]

    Необходимо отметить, что проницаемость керна по нефти зависит от вида фильтруемой нефти. Так, для исходной нефти она меньше абсолютной в 5 раз, для нефти без порфиринов — в 2,4 раза, для деасфальтированной — в 2 раза. Подобная зависимость проницаемости от вида нефти свидетельствует о влиянии поверхностно-активных веществ нефти на степень извлечения ее из пласта и о необходимости производить выбор вытесняющей жидкости с учетом этого влияния. [c.191]

    С тех пор синтезировано и предложено большое количество поверхностно-активных веществ в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий. Б США и других странах возникли специальные фирмы, выпускающие деэмульгаторы многих марок для нефтяной промыш ленности. Практически можно применять один — два универсальных и экономически выгодных деэмульгатора, пригодных для большинства нефтей, и небольшое число деэмульгаторов (более сложных и дорогих) для разрушения тяжелых эмульсий, образующихся с нефтями отдельных месторождений, ловушечных, амбарных и др. [c.82]

    Флотация используется для очистки производственных сточных вод от следующих загрязнений поверхностно-активных веществ, нефти и нефтепродуктов, масел, а также различных волокнистых материалов. Процесс очистки состоит в образовании комплексов частицы — пузырьки воздуха , всплывании этих комплексов на поверхность жидкости с образованием пенного слоя, содержащего загрязнения и последующего удаления этого слоя с поверхности. Эффект прилипания пузырька воздуха к поверхности частицы достигается только в том случае, если жидкость плохо ее смачивает. [c.155]

    Для увеличения нефтеотдачи пластов в качестве химически реагентов на основе углеводородов нефти и газа наиболее широко используют поверхностно-активные вещества и водорастворимые полимеры. [c.189]

    Эти данные свидетельствуют об увеличении поверхностного натяжения с ростом молекулярного веса, что было отмечено очень давно [129]. С увеличением температуры поверхностное натяжение уменьшается и становится равным нулю при критической температуре [130]. Неуглеводородные материалы, растворенные в нефти, уменьшают поверхностное натяжение. Особенно активно действуют в этом смысле полярные соединения, а также мыла и жирные кислоты. Эффект в значительной мере зависит от концентрацпи поверхностно активного вещества вплоть до критического значения, выше которого дальнейшие повышения концентрации вызывают лишь небольшое изменение поверхностного натяжения. Критическая концентрация соответствует тому значению, которое требуется для образования мономолекулярного слоя на поверхности. Поверхностное натяжение лежит в основе ряда сложных явлений, наблюдаемых у эмульсий и пленок. [c.183]

    При обработке сточных вод, содержащих фенолы, циклопен-тан, тетраэтилсвинец, цианиды, крезолы, поверхностно-активные вещества, нефть и др., эффективно применение озона. Со- [c.262]

    Термохимический способ. В подогретую нефть вводят 0,5—2,0°/о различных химических реагентов (деэмульгаторов), например нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой водный раствор кальциевых или натриевых солей сульфокислот, получаемых из отбросных кислых гудронов. К настоящему времени синтезировано большое количество поверхностно-активных веществ (ПАВ), используемых в качестве деэмульгаторов нефтяных эмульсий. По внешнему виду это густые жидкости, мазеобразные или твердые вещества. Деэмульгаторы растворяют в широких фракциях (160—240 °С 170—270 °С) ароматических углеводородов или в метиловом спирте и в виде 40—70%-ных растворов поставляют потребителям. [c.13]

    Процесс очистки сточных вод, содержащих поверхностно-активные вещества, нефть, нефтепродукты, масла, волокнистые материалы, методом флотации заключается в образовании комплексов частица — пузырек , всплывании этих комплексов и удалении [c.160]

    СИВНОМ перемешивании частицы фосфата, попадая в малоподвижную) пену, образуют комочки, которые в результате взаимодействия с серной кислотой покрываются пленкой кристаллического сульфата кальция. Это нарушает нормальный процесс разложения фосфата. Перемешивание должно обеспечить интенсивное движение верхнего слоя пены и ее засасывание в воронку, образующуюся в пульпе при вращении лопастных мешалок с окружной скоростью 4—6 м/сек. Для разрушения пены применяются также поверхностно-активные вещества (нефть и др.). [c.153]

    Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пористой среде пласта влияет на процессы движения нефти в пористой среде и вытеснения ее водой из пласта. В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает поверхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если пленка воды отсутствует, то нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ нефти поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Следовательно, формы существования остаточной воды необходимо учитывать во всех процессах, в которых молекулярная природа поверхности твердой фазы играет значительную роль (например, при изучении нефтеотдачи пласта). [c.143]

    Поверхностно-активные вещества (ПАВ) для повышения нефтеотдачи пластов применяют в виде добавок к нагнетаемой воде. Пластовая система нефть — вода — газ — горная порода имеет значительные поверхности раздела, например удельная площадь пор, каналов и трещин кернов, отобранных на Ромашкинском месторождении, составляет 70— 110 000 м /м . Поэтому характер фильтрации нефти в пласте и степень ее извлечения из пористой среды зависят не только от объемных физических и химических свойств породы и насыщающих флюидов, но и от свойств поверхности контактирования нефти, воды, газа и породы. Использование ПАВ направлено, главным образом, на регулирование этих свойств, которые принято называть молекулярно-поверхностными. [c.66]

    Эти процессы в значительной степени зависят от адсорбционной способности поверхностно-активного вещества и применительно к пластовым системам могут быть качественно и количественно охарактеризованы изменением межфазного натяжения в системе нефть — вода Он-в и косинусом краевого угла смачивания горной породы водой os 0 в зависимости от концентрации ПАВ, например, в воде. [c.67]

    Механизм влияния поверхностно-активных веществ на коэффициент нефтеотдачи в реальных условиях носит сложный ко.мплексный характер. Это связано с многообразием свойств поверхности горных пород, наличием и свойствами связанной воды, присутствием в нефти природ- [c.81]

    Для решения этих задач нефтеперерабатывающая промышленность должна располагать такими технологическими процессами, которые вне зависимости от природы перерабатываемой нефти обеспечили бы увеличение выхода моторных топлив, смазочных масел и сортовых мазутов в широком ассортименте наряду с улучшением их качества. Вместе с тем, нефтеперерабатывающие заводы должны обеспечить сырье для выработки синтетического каучука, полимеров, синтетических волокон, пластмасс, спиртов, моющих и поверхностно-активных веществ, серной кислоты и других химических препаратов. [c.99]

    За последнее время вместо растворителей широко используются моющие составы на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ), такие как МЛ-1 (для зачистки от мазута) или МП-22 (для зачистки от остатков сырой нефти) и другие. [c.388]

    Методы искусственного заводнения позволяют повысить отдачу пласта с 30—35% до 40—45%. Дальнейшего увеличения нефтеотдачи добиваются с помощью новых методов воздействия иа пласт 1) прогревом призабойной зоны скважины специальными нагревателями, закачкой в пласт горячего газа илн воды, созданием движущегося внутрипластового очага горения 2) закачкой в пласт смешивающихся с нефтью агентов-растворителей (пропана, высших спиртов, жирного углеводородного газа), серной и соляной кислоты и поверхностно-активных веществ. [c.12]

    К первой группе относятся сточные воды нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов, предприятий органического синтеза и синтетического каучука, коксохимических, газослан-цевых и др. Они содержат нефть и нефтепродукты, нафтеновые кислоты, углеводороды, спирты, альдегиды, кетоны, поверхностно-активные вещества, фенолы, смолы, аммиак, меркаптаны, сероводород и др. [c.74]

    В работе [28] приведены результаты исследования состава и строения поверхностно-активных веществ, присутствующих в стабилизаторах нефтяных эмульсий. Авторы делают вывод о том, что поверхностная активность стабилизаторов (эмульгаторов) нефтяных эмульсий определяется не только порфиринами, но и другими компонентами с полярными функциональными группами. Вместе с этими веществами на межфазной поверхности адсорбируются микрокристаллы парафина, церезина и высокодиспергированные механические примеси нефти. [c.30]

    Представление о расположении молекул ПАВ (поверхностно-активных веществ), адсорбированных на границе раздела фаз в эмульсиях В/Н, выдвинуто впервые Лангмюром и в настоящее время общепризнано. Согласно этому представлению полярная часть молекулы ПАВ, обладающая гидрофильными свойствами, погружена в воду, а неполярная гидрофобная — в нефть. Расположение молекул ПАВ на диспергированных частицах в эмульсиях прямого и обратного типа схематично показано на рис. 37. [c.82]

    Мархасин И. Л., Гусманова Г. М. Некоторые физико-химические свойства поверхностно-активных веществ нефти.—В кн. О результатах научных исследований в области разработки, добычи, транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии. Уфа, Баш. НТО НГП, 1975, с. 29—30. [c.207]

    Для силсни л флотационного эффекта к воде добавляют поверхностно-активные вещества (нефть, мазут, смолы, керосин, высокомолекулярные жирные кислоты, меркаптаны, ксантогенаты и др.), которые понижают поверхностное натяжение л-сидкости, ослабляя связь волы с твердым веществом. [c.233]

    В условиях контакта песка с водой и нефтью степень гидрофобизации песка определяется поверхностно-активными веществами нефти. При этом активные компоненты воздействуют на твердую поверхность, как правило, в условиях, когда она уже смочена водой. Поверхностно-активные компоненты нефти адсорбируются либо на границе углеводородная фаза - вода , либо на активных центрах твердого тела, особенно, если между твердым адсорбентом и иоверхностно-активными веществами имеет место хемсорбция па отдельных его участках [4]. Начальное количество воды в норовом пространстве обусловливает толщину водного покрова поверхности кварца. При недостатке воды происходит борьба за стягивание воды в капилляры, образующиеся между фанулами песка, с одной стороны, [c.26]

    Проведенные многочисленные исследования по окислению различных органических загрязнений озоном показали эффективность этого способа при обработке водных растворов, содержащих фенолы, цикло-пентан, циклогексан, тетраэтилсвинец, нафтеновые и сульфанафтеновые кислоты, цианиды, крезолы, неионогенные и анионоактивные поверхностно-активные вещества, нефть и многие другие. [c.113]

    В США фирма Алокс корпорейшн с 1926 г, окисляет на заводе в Ниагара Фоллз высокопарафинистые фракции нефти, начиная от бензина и кончая парафином, в количестве 10 000 т/год. Кислоты, выделенные из оксидата, применяют не для мыловарения, а исключительно для производства пропиток для тканей (в форме солей металлов), мягчителей, разрушителей пены (в форме солей аминов), флото-реагентов, поверхностно-активных веществ, антикоррозийных средств и [c.475]

    Поверхностно-активные вещества, способные изменять форму процесса кристаллизации парафина, содержатся в тех или иных количествах в большинстве сырых нефтей. Эти вещества, называемые иногда естественными депрессаторами, относятся к категории высокомолекулярных высококипящих соединений и при разгонке нефти не перегоняются с дистиллятными фракциями, а концентрируются в остатке от перегонки. В литературных источниках такими естественными депрессаторами считаются асфальтены и смолы. Мы полагаем, что этими веществами являются главным образом высокомолекулярные полициклические углеводороды, возможно, с конденсированными кольцами, как ароматическими, так и нафтеновыми, имеющие длинные алкильные цепи, а также высокомолекулярные кислородсодержащие, а возможно, и серусодержащие соединения, тоже обладающие длинными алкильными цепями. Наличие у этих веществ алкильной цепи обусловливает их адсорбируемость на поверхности кристаллизующегося парафина, а имеющиеся у них полярные или циклические группы образуют защитный слой, препятствующий выделению твердой кристаллической фазы (парафина) на поверхности ранее выкристаллизовавшегося парафина. [c.72]

    Парафины и церезины являются нежелательными компонен — 1ами в составе масляных фракций нефти, поскольку повышают температуры их застывания. Они находят разнообразное техническое применение во многих отраслях промышленности электро — и радиотехнической, бумажной, спичечной, кожевенной, парфюмерной, химической и др. Они применяются также в производстве пластичных смазок, изготовлении свечей и т.д. Особо важная современная область применения — как нефтехимическое сырье для производства синтетических жирных кислот, спиртов, поверхностно — активных веществ, деэмульгаторов, стиральных порошков I т.д. [c.62]

    Органические соединения, производимые на основе углеводородов нефти и газа и применяемые для обработки призабойной зоны пласта, разнообразны, большинство нз них токсичны. Токсичны, например, органические растворители, в том числе являющиеся отходами нефтехимии, поверхностно-активные вещества, ингибиторы. Попадая в сточные нефтепромысловые воды, в том числе пластовые воды и промлпвневые стоки, они способны нанести непоправимый ущерб поверхностным и подземным водам, другим объектам окружающей среды. [c.188]

    Кристаллизация парафина в форме монокристаллических образований наблюдается в тех случаях, когда в растворах отсутствуют поверхностно-активные вещества, препятствуюпще кристаллизации. В форме монокристаллических образований кристаллизуются обычно парафины дистиллятных фракций нефтей, как полученных непосредственно после перегонки, так и прошедших ту или иную очистку. Но если в нефтяном продукте окажутся или будут в него введены поверхностно-активные вещества, которые могут воздействовать на его кристаллизацию, то процесс кристаллизации будет протекать иначе и пойдет по схеме дендритной кристаллизации. [c.69]

    Готовый битум насосом 5 забирается с низа окислительной колонны 4 через теплообменники 6 битум — нефть и аппарат воздушного охлаждения 7 в битумораздаточники. Для повышения адгезионных свойств дорожных битумов можно вводить поверхностно-активные вещества до 5 % (масс,) — дозирование в потоке, затем его смешение в потоке и мешалке (на схеме не показано). [c.106]

    Поверхностно-активные вещества. ПАВ добавляют к рабочему раствору для обеспечения полного удаления из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции. Действие ПАВ основано на эффекте гидрофобиза-ции поверхности породы в результате адсорбции на ней ПАВ. Это способствует увеличению фазовой проницаемости для нефти и увеличению дебита после СКО. [c.12]

    Алкилбензосульфонаты с различными алкильными цепями. При получении поверхностно-активных веществ этого типа (кроме тетрамеров пропилена) в качестве агентов алкилирования используют тримеры изобутилена и хлорпроизводные углеводородов из керосиновой фракции нефти, а также полимеры других алкенов, например пентенов. В качестве ароматического компонента иногда вместо бензола используют толуол. [c.342]

    Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение новерх-HO THOI O натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют в системе третьи веш ества — эмульгаторы. Растворимые в воде (гидрофильные) эмульгаторы способствуют образованию эмульсий тина нефть в воде, а растворимые в нефтепродуктах (гидрофобные) — вода в нефти. Последний тип эмульсий чаще всего встречается в промысловой практике. К гидрофильным эмульгаторам относятся такие поверхностно-активные вещества, как щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т. п., легче смачиваемые нефтью, чем водой. Введение в эмульсию данного типа эмульгатора, способствующего образованию эмульсии противоположного типа, облегчает ее расслоение. [c.178]

    В. С. Гутыря совместно с В. Т. Скляром и М. И[. Кендисом развернул работы по интенсификации добычи нефти и газа за счет поверхностно-активных веществ, получаемых из нефтехимического сырья. В Отделении нефтехимии создается отдел нефтехимической технологии, отраслевые лаборатории Миннефтепрома и Мингазнрома УССР, призванные оперативно решать актуальные вопросы, связанные с добычей, транспортом и переработкой нефти. [c.16]

    Приведены сведения о составе и свойствах углеводородных систем рассмотрено рациональное использование поверхностно-активных веществ, полимеров, кислот, щелочей для увеличения нефтеотдачи пластов описаны методы повышения дебитов скважин с помощью химических реагентов даны сведения о свойствах газоводонефтяных эмульсий и методах их разрушения в системах сбора и подготовки нефти. [c.2]

    При газлифтном и компрессорном способе добычи нефти химические реагенты, подаваемые в скважину, должны способствовать повышению к. п. д. газлифтного подъемника. Структуры, обеспечивающие минимальный удельный расход рабочего газообразного агента, а следовательно, высокий к. п. д. подъемника, создаются механическим диспергированием газа в потоке добываемой нефти. Устойчивость подобных диспергированных смесей достигается добавлением пенообразующих поверхностно-активных веществ, которые формируют достаточно прочные границы раздела газ — нефть при небольших значениях поверхностного натяжения. Этот метод приемлем лишь в безводных и малообводненных (до 5%) скважинах либо, наоборот, в сильно обводненных (95 %) газлифтных скважинах. [c.29]

    Второй важной группой карбонильных соединений нефти являются сложные эфиры. О концентрации этих КС чаще всего судят по разности кислотных чисел до и после смыления вещества. В последние годы для той же цели широко используется метод, основанный на анализе области поглощения карбонильных функций в ИК спектрах [110, 659—661]. С помощью такого метода Г. Дженкинс [659] измерил концентрации сложных эфиров в 29 нефтях различных месторождений. Он считает, что в большей части нефтей присутствовали только нативные эфиры, хотя не исключает и возможности загрязнения некоторых образцов компонентами поверхностно-активных веществ, применявшихся при добыче и обезвоживании нефти, или продуктами окисления, образовавшимися при хранении. Обнаруженные им сложные эфиры являют я высокомолекулярными, так как они не содержались в [c.108]

    Практикой установлено, что существующие методы деэмульсации нефти на площадях месторождений без применения тепла и поверхностно-активных веществ малоэффективны. Поэтому в настоящее время на нефтяных месторождениях находят все больщее применение блочные установки подготовки нефти, в которых нефтяная эмульсия нагревается и отстаивается в подогревателях-деэмульсаторах. [c.78]

    Поступающая на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) нефть подвергается обезвоживанию и обессоливанию в электродегидра-торах электрообессоливающих установок (ЭЛОУ). Применение электрических полей высокой напряженности в сочетании с поверхностно-активными веществами (ПАВ) — деэмульгаторами позволяет эффективно проводить обработку нефти в электродегидра- [c.367]

chem21.info


Смотрите также