Меню Рубрики

Установки выделения парафина из нефти

Установки выделения парафина из нефти

В последнее десятилетие возросли требования к качеству депарафинизации (ДП) нефти и нефтепродуктов, в частности, дизельного топлива (ДТ). Кроме того, актуальна ДП самого сырья (нефти) непосредственно в районах ее добычи, поскольку парафинистые нефти (П > 6,0 % мас.) имеют высокие температуры застывания ТЗ и вязкость, что требует больших расходов энергии при их переработке и транспортировке, предупреждению накопления асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО). Серьезные проблемы возникают в зимнее время с нефтями, поставляемыми на экспорт по ГОСТ 51858, требующими подогрева для транспортировки нефти.

Существующие технологические процессы депарафинизации

Существуют несколько технологий депарафинизации сырья и нефтепродуктов:

– сольвентная, когда ДТ смешивается с растворителем, после чего смесь охлаждается до определенной ТЗ, требуемой для депарафинированного ДТ, парафины, выпадающие в осадок отфильтровываются, и от целевого продукта отгоняется растворитель;

– карбамидная ДП, основанная на комплексообразовании карбамида К с П и отличающаяся от сольвентной возможностью проведения процесса при положительных температурах. По одному варианту используется насыщенный раствор К в смеси с водой и изопропанолом. Для поддержания постоянной концентрации К процесс ведут в переменном температурном режиме;

– карбамидно-кристаллическая ДП, обладающая повышенной активностью по сравнению с раствором К. В процессе сырье или его бензиновый раствор контактирует с кристаллическим К в присутствии активатора (метанола) с образованием комплекса. Далее его промывают и делят на твердую и жидкие фазы в центрифугах, отмывают водой;

– карбамидно-сольвентная ДП фирмы Edeleanu Geselschaft (Германия), позволяющая депарафинировать углеводроды С10-С40, при которой используют насыщенный раствор К при 70 °С, второй агент дихлорметилен СН2Сl2, выполняющий роль активатора и растворителя и служащий регулятором теплосъема в стадии комплексообразования. За счет его испарения в зоне реакции поддерживается температура Т = 30–45 °С;

– каталитическая, при которой молекулы П сначала расщепляются, а далее изомеризуются на катализаторах при повышенном давлении и избыточном содержании водорода Н.

Для ДП нефти в ИХН СО РАН разработана технология частичного удаления из нефти парафинов, асфальтенов (А) и смол (С) сжиженным природным газом, которая позволяет на 50 % снизить концентрацию высокомолекулярных П и на 60 % А и С.

В ОАО «ТатНИИнефтемаш» разработаны передвижные (на автотранспорте) агрегаты АДПМ для депарафинизации нефтяных скважин горячей нефтью производительностью 12–16 м3 при давлении 13–16 МПа, температурой нагрева 150 °С.

Последняя разработка по ДП ДТ [1] включает смешение сырья с 0,05–0,25 % мас. поверхностно-активных веществ (ПАВ), в качестве активатора введение 0,05–0,15 % мас. высших жирных спиртов (ВЖС) фракции С10-С18, термообработку полученной смеси, охлаждение ее до температуры депарафинизации в постоянном электрическом поле. В результате выход депарафинированного ДТ вырастает с 72,2 % до 83,6 %. Эффект электродепарафинизации осаждением П на электродах в электрических полях высокого напряжения можно объяснить 4,5–5,5- кратным эффектом двойного электрофореза путем индуцирования электрокинетических потенциалов на поверхности кристаллов П.

Но для реализации всех этих описанных методов ДП требуется тщательный контроль ТЗ, концентраций П, А и С, воды, вязкости h20 фаз и конечного продукта.

На настоящий момент в нефтедобыче и переработке имеется потребность в экспресс-анализаторе, способном контролировать концентрацию парафина и ТЗ, не разделяя их на фазы и не используя движущихся деталей [2, 3].

Наши исследования [4, 5] показывают, что из всех известных метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) является, пожалуй, единственным, способным одновременно контролировать ТЗ, концентрацию П, А и С, воды, вязкость h,20, плотность r20, а также такие важные характеристики водо-органических смесей, как дисперсность (распределение размеров капель воды) фаз и конечного продукта, что актуально для совершенствования любых из перечисленных процессов депарафинизации.

Цель статьи – анализ состояния проблемы снижения концентрации П в нефтях/нефтепродуктах и описание разработанных ЯМР-анализатора и установки с контролем и управлением от релаксометра ЯМР.

Аппаратура для экспресс-анализа параметров нефтей и нефтепродуктов

Для контроля в проточном (on-line) режиме нефтей и нефтепродуктов был разработан проточный ЯМР-анализатор [6, 7] и проведены его метрологические испытания, показавшие его соответствие техническим условиям ОАО «Татнефть». Предложен ряд методик экспресс-анализа параметров нефти, мазута и битумов [8–12]. Запатентована [13] конструкция проточного ЯМР-анализатора с управлением от контроллера STK500 ATMEGA 8515L. В нем повышена представительность пробоотбора использованием принципа турбулизации потока на основе уравнения Бернулли:

где Рi – давление в разных сечениях трубы Si при скоростях потока νi. Если расход Qi постоянен, то в сечении Si он равен Qi = Siνi = const.

Поток жидкости, попадая в расширение трубы, снижает скорость v и увеличивает давление Р. В результате происходит интенсивное перемешивание смеси, которая через входной патрубок поступает со скоростью νi, определяемой положением патрубка в датчик магнита ЯМР-анализатора и выходит через выходной патрубок в магистральную трубу. В результате, скорость потока будет определяться разницей максимального Pmax и давлений Pi в сечении Si. При расположении патрубка в сечении на уровне магистральной трубы эта разница минимальна независимо от скорости в трубе, и скорость движения потока через датчик ЯМР также будет минимальной, что необходимо для измерения ЯМР-параметров как бы «в остановленном потоке». Отпадает необходимость реальной остановки потока, что позволяет отказаться от взрывозащищенных вентилей, имеющих ограниченный ресурс работы. Далее измеряются времена спин-спиновой релаксации Т.

Читайте также:  Установка ксенона volkswagen passat b6

Установленная зависимость Т2А(П) (м/сек) от концентрации П с коэффициентом корреляции R 2 = 0,985 и погрешностью 7 %. (4)

Установка по снижению концентрации парафина в нефтях и нефтепродуктах

Анализ методов депарафинизации позволяет выделить несколько стадий, общих для всех методов: входной/выходной контроль нефти/нефтепродукта на концентрацию П, А и С, воды W, вязкости h20 и плотности r20 фаз и конечного продукта; контроль соотношения растворитель/сырье при смешивании, деление на твердую и жидкие фазы, промывка/отмывка водой. Все эти процессы могут контролироваться ЯМР-анализатором.

Рис. 1. Технологическая схема установки для удаления воды и парафина из нефти. Здесь 1 – блок удаления воды и разделения фаз во вращающихся магнитном и неоднородном электрическом полях, 2 – магнит с датчиком ЯМР-анализатора, 3 – емкость для нефти или нефтепродукта, 4 – реагент, 5 – блок перемешивания нефти с реагентом, 6 – шестеренный насос, 7 – емкость для очищенной нефти, 8 – трехходовой кран, 9 – автоматический кран. УМРЧ – усилитель мощности радиочастотных сигналов, УЯМР – усилитель ЯМР-сигналов

Технологические аспекты работы установки по снижению концентрации П базируются на исследованиях [12–15], в которых данные отдельные стадии процесса реализованы методом ЯМР-релаксометрии (ЯМРР). Технологическая схема установки для удаления П из нефти представлена на рис. 1.

Процесс снижения концентрации парафина включает стадии:

1. Входной контроль физико-химических свойств сырья (концентрации П, воды W и вязкости) экспресс-методом в ЯМР-анализаторе. Контроль W сырья заключается в:

1) в предварительном измерении эффективных времен спин-спиновой релаксации чистой воды Т2в и чистой нефти/нефтепродукта Т2н во временном интервале t = 2Nt , где N – число импульсов в последовательности Карра-Парселла-Мейбум-Гилла, t – интервал между импульсами;

2) измерении эффективного Т2* времени релаксации в контролируемой нефти в том же интервале;

3) определении влажности нефти по формуле:

Погрешность при однократных (без накопления) проточных измерениях составляет ± 2,75 %.

Рис. 2. Схема устройства для удаления воды/комплексов во ВМП и ВНЭП. Здесь 1 – поверхность воды, 2 – конические электроды, 3 – обмотки для создания ВМП, 4, 5 и 6 – патрубки ввода сырья, вывода отделенной воды/комплексов и обезвоженного углеводорода, 7 – зона действия ВМП и ВНЭП, 8 – отстоявшаяся вода/раствор комплекса

2. Снижение W в нефти/нефтепродукте в блоке 1 для удаления воды и разделения фаз во вращающихся магнитном (ВМП) и неоднородном электрическом (ВНЭП) полях по патенту [16]. Схема блока 1 для нефти приведена на рис. 2, его фото – на рис. 3.

Рис. 3. Фото устройства 1 с ВМП и ВНЭП

Во ВМП на капли воды, вытянувшиеся под действием электрического поля в диполи, действуют:

а) силы Лоренца FL = q×E = q×[v×B], где E – напряженность электрического поля (2,5 кВ/см), v – линейная скорость вращения магнитного поля, B – магнитная индукция поля;

б) силы градиента ВНЭП, стремящиеся сместить капли в зону максимальных Е и высокой концентрации, где капли коалесцируют и оседают на дно. Данный блок 1 более эффективен с [1], поскольку поля реориетируют диполи воды и комплексов и тем самым устраняют каналы пробоя и снижения напряженности Е [15, 16].

3. Смешение и эмульгирование нефти/нефтепродукта с реагентами в течение периода времени, необходимого для снижения концентрации П до необходимого уровня. Эмульгирование происходит также в пробоотборнике ЯМР-анализатора.

4. Непрерывный контроль дисперсности распределения капель раствора в эмульсии методом ЯМР по среднеарифметическому диаметру DСА(мкм) = ∑N >

Процесс контроля дисперсности можно осуществлять также на микроскопе (наприме марки Microscope MC-300 (Austria)). Микрофото с увеличением 640 представлено на рис. 4. Хорошо видны образующиеся водно-парафино-асфальтеновые агломераты.

5. Водная фракция смеси, образующаяся в результате реакции сырья с реагентом удаляется в блоке 1 при непрерывном ЯМР экпресс-контроле концентрации П.

6. Блок 1 также может заменить дистилляционную установку для удаления комплексов П при депарафинизации способом [1].

7. Конечный контроль нефти, нефтепродукта на концентрацию П и закачка ее в нефтепровод, либо направление на новый цикл очистки от П.

Рис. 4. Микрофото эмульсии с водно-парафино-асфальтеновыми агломератами. Получено на микроскопе марки Microscope MC-300 (Austria) с увеличением 640

Технические преимущества установки: возможность автоматического многопараметрического ЯМР экспресс-контроля и управления процессом удаления или снижения концентрации П, широкий диапазон измерений П, W и DСА.

1. Получены корреляции между концентрациями П, W и DСА в нефтях и ЯМР-параметрами.

2. Предложена технология очистки нефти/нефтепродуктов от парафина с управлением и непрерывным контролем процесса проточным ЯМР-анализатором.

источник

Способ депарафинизации нефти

Владельцы патента RU 2434930:

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности для очистки нефти от твердых парафинов. Изобретение касается способа депарафинизации нефти сжиженным пропан-бутановым газом, отличающийся тем, что в смесь нефть — сжиженный газ добавляют депрессорную присадку Flexoil в количестве 0,05-0,1 мас.%, при этом отделение парафина осуществляют фильтрацией. Технический результат — увеличение количества удаляемых из нефти парафинов. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Читайте также:  Установка замены масла с предкамерой

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатываемой промышленности для очистки нефти от твердых парафинов.

Известна депарафинизация растворителем парафинистых углеводородных масел, которая усовершенствуется за счет использования полимерного вспомогательного средства поли(н-С 24)алкилметакрилата в сочетании с поли(С8-С20 алкил(мет)акрилатом. За счет использования этого средства можно усовершенствовать процессы депарафинизации растворителем с использованием теплообменников с непрямым поверхностным охлаждением или с прямым охлаждением холодным растворителем. Могут использоваться депарафинизирующие растворители, жидкие в обычном состоянии (кетоны С3-С6, смеси кетонов, смеси кетонов с ароматическими соединениями и галогенированными углеводородами С2-С4). Процессы самоохлаждаемой депарафинизации с использованием низкокипящих углеводородов, газообразных в нормальном состоянии, также улучшаются за счет использования данного средства. Его применение приводит к увеличению скорости фильтрации и соотношения жидкость/твердое тело в процессе депарафинизации (Пат. США 4728414).

Известен способ депарафинизации для снижения температуры плавления парафинистых масел, при котором масло охлаждается при непосредственном контакте с самоохлаждаемой жидкостью, например пропаном. Парафин, отделяемый при охлаждении, удаляется при помощи флотации пузырьками испаряющейся самоохлаждаемой жидкости, которые поднимаются через масло, образуют пенную эмульсию парафина, которую можно декантировать и выделить из нее парафин. Для улучшения отделения парафина можно применить депарафинизационный растворитель, например, метил-этил-кетон. (Пат. США 4447311).

Известен процесс депарафинизации нефтяного сырья, который включает ввод нефтяного сырья в зону охлаждения, разделенную по меньшей мере на 6 ступеней перемешивания, ввод предварительно охлажденного селективного депарафинизирующего растворителя в каждую из ступеней перемешивания, поддерживание степени перемешивания на каждой ступени от 200 до 100000 преобразованных чисел Рейнольдса, чтобы воздействовать преимущественно на мгновенное смешивание и охлаждение этого растворителя и нефтяного сырья на каждой из стадий смешивания с целью осаждения парафина из нефтяного сырья, выделения осажденного парафина из раствора нефть-растворитель и восстановления из раствора масла, имеющего пониженное содержание парафина. Упомянутые растворители содержат метилэтилкетон, метилизобутилкетон, этан, пропан, бутан и их смеси, дихлорэтан и дихлорметан и смеси кетонов с бензолом или толуолом (Патент Великобритании №1230844). Недостатком является сложность и многоступенчатость процесса.

Известен способ депарафинизации нефтепродуктов путем смешения сырья с поверхностно-активным веществом, термообработки полученной смеси, охлаждения ее до температуры депарафинизации с последующим выделением парафиновых углеводородов в постоянном электрическом поле (Патенты РФ №2321616, №2353645, №2353646, №2289611). Однако данные способы требуют сложного аппаратурного оформления.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ депарафинизации нефти путем ее смешения со сжиженной пропан-бутановой смесью при соотношении нефть — сжиженный газ 1:3, нагревания полученной смеси до температуры +50°С, охлаждении смеси до температуры -10÷-30°С, отфильтровывании твердого остатка [А.К.Головко, В.Г.Сурков, В.Ф.Камьянов, Л.А.Кошелева. Влияние температуры на процесс предварительной очистки парафинистой нефти сжиженным газом. // Материалы 6 международной конференции «Химия нефти и газа», 5-9 сентября 2006 г., С.230-232]. Недостатком этого способа является низкая степень очистки нефти от парафинов.

Задачей предлагаемого способа является увеличение количества удаляемых из нефти парафинов.

Технический результат достигается тем, что в смесь нефть — сжиженный газ добавляют 0,05-0,1 мас.% депрессорной присадки — поверхностно-активного вещества Flexoil, процесс депарафинизации ведут при температуре -5÷-20°С.

Сравнительные испытания проводили по методике, изложенной в прототипе.

Эксперименты проводились в миксере-экстракторе при трехкратном избытке растворителя, т.е. при соотношении нефть:растворитель, равном 1:3. Количество веществ контролировали по их весу. Заполненный смесью нефть-сжиженный газ-депрессорная присадка миксер-экстрактор погружают в термостат, нагревают до 50°С и выдерживают при этой температуре в течение 20 минут. Затем миксер-экстрактор охлаждают до температуры кристаллизации парафина. Скорость снижения температуры составляет 4-5 град/мин. Процесс фильтрования проводят при -5÷-20°С без доступа воздуха с использованием герметичного фильтра. Продукты фильтрации представляют собой смесь от 30 до 40% парафинов, содержащихся в исходной нефти, остальное — масла и смолы. В осадке на фильтре содержится 60-70% парафинов, остальное — смолы и асфальтены. Все эксперименты проводились четырежды, результаты усреднялись. В экспериментах использовалась нефть с температурой застывания +22,5°С, содержащая 9,6 мас.% парафина. В качестве растворителя использовался сжиженный бытовой газ состава (мол.%): пропан 85,65; н-бутан — 14,35. После окончания процесса фильтрации смесь сжиженного бытового газа с очищенной нефтью выдерживалась при температуре +20°С в течение 2 часов для удаления газа из нефти. В экспериментах использовалась присадка Flexoil, являющаяся сополимером на основе метакрилатов и обладающая депрессорным действием.

Содержание парафинов в нефти определяли по СЖШИ 1220 — 2006 (ФР.1.31.2007.03841), погрешность определения парафинов 1,27%, температуру застывания по ГОСТ 20287-91.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. Температура охлаждения смеси -5°С. В исходной нефти содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 5,9 мас.%, температура застывания -7°С.

Пример 2. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. Температура охлаждения смеси -10°С. В исходной нефти содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 6,2 мас.%, температура застывания -6,5°С.

Читайте также:  Установка два карбюратора на классику

Пример 3. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. Температура охлаждения смеси -15°С. В исходной нефти содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 5,86 мас.%, температура застывания -7°С.

Пример 4. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. Температура охлаждения смеси -20°С. В исходной нефти содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 5,72 мас.%, температура застывания -6,5°С.

Пример 5. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,05 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -5°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 3,2 мас.%, температура застывания -5,4°С.

Пример 6. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,05 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -10°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 3,3 мас.%, температура застывания -5,8°С.

Пример 7. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,05 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -15°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -4,8°С.

Пример 8. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,05 маc.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -20°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -3,8°С.

Пример 9. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,1 маc.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -5 С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -3,8°С.

Пример 10. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,1 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -10°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -3,8°С.

Пример 11. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,1 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -15°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -3,8°С.

Пример 12. Нефть подвергалась очистке от парафинов. Соотношение нефть: сжиженный газ 1:3. В нефть добавлено 0,1 мас.% Flexoil. Температура охлаждения смеси -20°С. В исходной нефти с добавкой Flexoil содержание парафина 9,6 мас.%, температура застывания +22,5°С. В очищенной нефти содержание парафина 2,8 мас.%, температура застывания -3,8°С.

Полученные результаты в сравнении с прототипом приведены в таблице.

Из приведенных в таблице данных видно, что введение в смесь нефть — сжиженный газ 0,05 маc.% депрессорной присадки Flexoil приводит к снижению содержания парафинов в очищенной нефти во всем исследованном интервале температур охлаждения смеси нефть — сжиженный газ, вследствие чего снижается температура застывания очищенной нефти. Наибольшее снижение содержания твердых парафинов в очищенной нефти достигается при введении в смесь нефть — сжиженный газ 0,05 маc.% депрессорной присадки Flexoil (30,4% твердых парафинов остается в очищенной нефти, при охлаждении смеси до температуры -20°С). Увеличение количества выпадающих в осадок парафинов, очевидно, связано с тем, что в данных условиях компоненты присадки являются дополнительными центрами кристаллизации парафинов.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет уменьшить количество парафинов в нефти в 2 раза.

Таблица
Температура смеси, °С Способ Добавка, вводимая в нефть Характеристики очищенной нефти
Содержание парафинов, мас.% Доля твердых парафинов, оставшихся в нефти, % Температура застывания, °С
-5 прототип 5,9 64 -7
-10 6,2 67,4 -6,5
-15 5,86 63,7 -7
-20 5,72 62,1 -6,5
-5 предлагаемый способ Flexoil, 0,05 мас.% 3,2 34,8 -5,4
-10 Flexoil 0,05 мас.% 3,3 35,9 -5,8
-15 Flexoil, 0,05 мас.% 2,8 30,4 -4,8
-20 Flexoil, 0,05 мас.% 2,8 30,4 -4,8
-5 Flexoil, 0,1 мас.% 3,5 38 -6,1
-10 Flexoil, 0,1 мас.% 3,4 37 -6,3
-15 Flexoil, 0,1 мас.% 3,0 32,6 -5,8
-20 Flexoil, 0,1 мас.% 3,0 32,6 -5,8

1. Способ депарафинизации нефти сжиженным пропан-бутановым газом, отличающийся тем, что в смесь нефть — сжиженный газ добавляют депрессорную присадку Flexoil в количестве 0,05-0,1 мас.%, при этом отделение парафина осуществляют фильтрацией.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что процесс депарафинизации ведут при температуре -5÷-20°С.

источник

Добавить комментарий