Исследование обезвоживания смеси нефтесодержащих отходов и высокоустойчивых водо-углеводородных эмульсий

А. Г. Сафиулина, И. Ш. Хуснутдинов, А. З. Бакирова,

Р. Р. Заббаров, С. И. Хуснутдинов

ИССЛЕДОВАНИЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ СМЕСИ НЕФТЕСОДЕРЖАЩИХ ОТХОДОВ

И ВЫСОКОУСТОЙЧИВЫХ ВОДО-УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

Ключевые слова: обезвоживание, эмульсия, испарение, деэмульгатор.

Исследован процесс утилизации жидких нефтесодержащих отходов термомеханическим и термохимическим методом. Показана низкая эффективность применения реагента для обезвоживания высокоустойчивых водонефтяных эмульсий. При использовании термомеханического метода достигнуты следовые количества воды в обезвоженном продукте

Keywords: dehydration, emulsion, evaporation, demulsifier.

Utilization of liquid oil-containing wastes by thermomechanical and thermochemical methods has been investigated. Use of demulsifier showed low dehydration efficiency towards highly stable water-in-oil emulsions. By use of thermomechanical method trace quantities of water in dehydrated product were achieved.

Введение

Нефтесодержащие отходы производства в системе топливно-энергетического комплекса образуются на всех этапах добычи, транспортировки, переработки и потребления углеводородного сырья. В основном они включают топливные, маслосодержащие отходы, нефтешламы и осадки, отходы нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств [1].

В частности, нефтесодержащие отходы (НСО) образуются при зачистке и промывке резервуаров, железнодорожных и автомобильных цистерн, танков судов и других устройств, предназначенных для перевозки и хранения нефтепродуктов. Промывочные воды вместе с НСО сбрасываются в специальные пруды-отстойники, где за счёт разности плотностей происходит отделение воды от нефтепродуктов. С помощью отстойников из НСО удаётся удалить только часть воды. Массовая доля воды в НСО после отстойников колеблется от 20 до 50% [2]. Смесь нефтесодержащих отходов представляет собой высокоустойчивую водонефтяную эмульсию, которая не подвергается традиционным методам обезвоживания (физические, физикохимические, химические, биологические методы ) из-за сравнительно близких значений плотностей водной и углеводородной фаз и высокой концентрации стабилизаторов эмульсии [3,4].

Экспериментальная часть

В процессе обезвоживания жидких нефтесодержащих отходов был использован термомеханический метод [5], при котором на кипящую эмульсию накладывается механическое воздействие и наблюдается стабильное испарение водной фазы без перебросов эмульсии.

Для проведения исследований на лабораторной установке были отобраны образцы эмульсий НСО Промывочно-пропарочной станции Зелецино (ППС Зелецино) Нижегородского филиала ОАО «Первая грузовая компания» (ПГК). Обводненность исходного сырья, определенная по методу Дина-Старка, составила 33%.

Цикл обезвоживания эмульсии НСО состоял из несколько стадий: 1 - загрузка водонефтяной

эмульсии в аппарат; 2 - отпаривание водной и легкой углеводородной фаз; 3 - разделение водного и углеводородного дистиллята; 3 - выгрузка обезвоженного продукта из аппарата.

Основной аппарат был заполнен на 50% от своего максимального объема. Интенсивность перемешивания поддерживалась на уровне 100-150 об/мин. Нагрев водо-нефтяной эмульсии осуществлялся термопарой. Выкипание водной фазы происходило в интервале 100-110°С при атмосферном давлении. Процесс испарения приостановили при достижении 120°С на датчике температуры.

На аналогичном сырье были проведены исследования по термохимическому обезвоживанию эмульсии. В качестве реагента использовали водорастворимый деэмульгатор Рекод-118 А-2, расход последнего составил 1000 г/т. Температура процесса поддерживалась на уровне 60°С. После гравитационного отстаивания (в течение суток) сырье загрузили в делительную воронку, слили нижний водный слой.

Была определена остаточная обводненность образцов методом Дина-Старка.

Материальный баланс термомеханического и термохимического обезвоживания НСО представлен в таблице 1.

Обсуждение результатов

Необходимо отметить полное обезвоживание эмульсии НСО термомеханическим методом. В исследуемом образце были обнаружены лишь следовые количества воды (таблица 1).

Обезвоженную термомеханическим методом эмульсию НСО можно использовать в качестве компонента котельного топлива, поскольку она характеризуется близкими значениями основных физико-химических характеристик. Требования к качеству газотурбинных и котельных топлив представлены в таблице 2 [6].

Сравнивая показатели к котельным топливам и характеристики обезвоженного НСО представленные в таблице 2, можно отметить, что обезвоженный продукт отвечает требованиям на котельные топлива марки М-40 и М-100, а при добавлении легкой углеводородной фракции, испарившейся

вместе с водой, в кубовый остаток НСО можно применять и в качестве флотского мазута марки Ф-12.

Таблица І - Материальный баланс

Tермомеханическое обезвоживание

Приход г % мас. Расход г % мас.

1. Эмульсия НСО, 2009,8 100,0 1. Дистиллят, в т.ч. 680,35 33,85

в т.ч. Углеводородный дистиллят 27,6 1,37

Органическая фаза 1346,57 67 Водный дистиллят 652,75 32,48

Вода 663,23 33 2. Кубовый остаток, в.т.ч. 1280,1 63,69

Органическая фаза 1280,1 63,69

Вода следы 0

3. Потери 49,35 2,46

Итого 2009,8 100,00 Итого 2009,8 100,00

Tермохимическое обезвоживание

Приход грамм % мас. Расход грамм % мас.

1.Эмуль-сия НСО, в т. ч. 2009,S 100,00 1. Обезвоженный продукт, в т.ч. 1646,91 81,94

Органическая фаза 1346,57 67 Органическая фаза 1334 66,37

Вода 663,23 33 Вода 312,91 15,57

2. ПАВ 2 0,1 2. Вода 340,32 16,94

3. Потери 24,57 1,22

Итого 2011,8 100,1 Итого 2011,8 100,1

Таблица 2 - Сопоставление требований к качеству газотурбинных и котельных топлив с характеристикам обезвоженного НСО

Наименование показателя Значение для марки, ГОСТ 10585-99 Обезво- женное СНО Метод испытания

Ф12 М40 М100

Кинематическая вязкость, мм2/с (сСт): ГОСТ 33-82

при 50 °С, не более: 89 - - 90,7

при 80 °С, не более: - 59 118 20,96

при 100 °С, не более: 50 10

Массовая доля воды, %, не более 0,3 1 1 следы ГОСТ 247765.

Массовая доля серы, %, не более, 2,0 2,0 1,88 ГОСТ 143775

Температура застывания, °С, не выше -8 10 25 -9 ГОСТ 2028791

Температура вспышки в открытом тигле, °С, не ниже: 90 110 175 ГОСТ 26378.4-84

Массовая доля механических примесей, %, не более: 0,12 0,5 1 0,4 ГОСТ 637083

Плотность при 20 °С, кг/м3, не более 960 951 ГОСТ 390085

Для сравнения эффективности обезвоживания высокоустойчивых эмульсий, учитывая их высокую обводненность и устойчивость капель воды к осаждению, была целенаправленно выбрана оптимальная дозировка деэмульгатора для проведения эксперимента по термохимическому обезвоживанию.

После проведения процесса наблюдался незначительный сброс воды в исследуемом образце. Остаточное содержание воды пробе, полученной после термохимического обезвоживания, составляло 19 %.

Следовательно, обезвоживание термохимическим методом не может обеспечить требования к котельным топливам (таблица 2) несмотря на значительно завышенную дозировку деэмульгатора (1000 г/т, по сравнению с применяемым на нефтяных промыслах 150 г/т для разрушения высокоустойчивых эмульсий), длительное время отстоя (24 часа) и высокую температуру проведения процесса (60 °С).

Заключение

В ходе данной работы была проведена экспериментальная проверка эффективности термомеханического и термохимического метода на примере эмульсии НСО ППС Зелецино ОАО «ПГК». Была показана низкая эффективность термохимического метода, традиционно и повсеместно применяемого на нефтепромыслах, для обезвоживания высокоустойчивых водо-углеводородных эмульсий. В качестве альтернативного метода утилизации подобных систем был использован термомеханический способ, в результате применения которого были достигнуты следовые количества воды в обезвоженном продукте

Литература

1. Е.И. Ишемгужин, Ф.Р. Хайдаров, В.В. Шайдаков. Ново-селовские чтения. Материалы 2-ой Международной научно-технической конференции. Выпуск 2. Уфа. УГ-НТУ. 2004. С.144;

2. Шелехов, В.И. Приготовление топливно-эмульсионных смесей из нефтесодержащих отходов [Электронный ресурс] / В.И. Шелехов. - Режим доступа: http://www.eng-ac.org.ua/obsor.htm , свободный;

3. Р.Р. Заббаров, И.Ш. Хуснутдинов, А.Г. Ханова, Вестник Казанского технологического университета, 9, 222223 (2011);

4. Ю.А. Ковальчук, Р.Ф. Хамидуллин, Н.Ю. Башкирцева, О.Ю. Сладовская, А.В. Лужецкий, В.П. Нефёдов, Вестник Казанского технологического ун иверситета, 5, 358-365 (2009);

5. Пат. РФ 2417245 (2011);

6. С.А. Ахметов, Технология глубокой переработки нефти. Гилем, Уфа, 2002. 672 с.

© А. Г. Сафиулина - асс., асп. каф. ТООНС КНИТУ, aliyahanova@mail.ru; И. Ш. Хуснутдинов - д.т.н., проф. той же кафедры, ismagil-kh@mail.ru; А. З. Бакирова - магистр КНИТУ; Р. Р. Заббаров - к.т.н., доц. каф. ТООНС КНИТУ, cneltyn1999@list.ru; С. И. Хуснутдинов - студ. КНИТУ.