способ обработки нефтешламов

Формула изобретения

Способ обработки нефтешламов путем нагрева и смешивания с композицией, содержащей деэмульгатор и добавку с последующим отстоем, отличающийся тем, что в качестве добавки используют диспергирующий агент ДН-75 при следующих соотношениях ингредиентов, вес.%:

Деэмульгатор - 20 - 50

Диспергирующий агент, представляющий собой смесь поверхностно-активных веществ - оксифора и дипроксамина - 80 - 50,

при этом смешивание проводят путем введения нефтешлама в 0,05 - 0,5%-ный водный раствор вышеупомянутой композиции при соотношении нефтешлама к водной среде 1 : 3 и при ультразвуковом воздействии с частотой 15 - 35 кГц в течение 3 - 5 мин.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области обработки нефтесодержащих эмульсий с высоким содержанием механических примесей, в частности ловушечных и амбарных нефтешламов, и может быть использовано в нефтяной, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя, в котором для разрушения эмульсии деэмульгатор неионогенного типа смешивают с нагретой нефтью и вводят в эмульсию. (Авт. Св. 1616961, оп. 30.12.90 г.). Однако этот способ используется при разрушении эмульсий в процессах обезвоживания и обессоливания нефти, где содержание механических примесей в образующейся эмульсии не превышает 1,0%. Для ловушечных и амбарных нефтешламов с содержанием механических примесей до 10% этот способ малоэффективен, так как предполагает большой расход деэмульгатора: более 100 кг на тонну нефтешлама.

Известен способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя путем нагрева, последовательного введения в него при перемешивании деэмульгатора и добавки с последующим отстоем (пат. РФ 2044759 оп.27.09.95 г., бюл. N 27). В качестве добавки используют смесь нитрилотриметилфосфоновой и соляной кислот, а в качестве деэмульгатора - деэмульгатор неионогенного типа.

Известный способ обеспечивает необходимую степень разрушения эмульсии при расходе деэмульгатора 70-200 г/тонну сырья. Это достаточно большой расход, что объясняется необходимостью растворения вторичных механических примесей, образующихся в процессе подготовки и транспортировки нефти, в частности FeS, который растворяется в добавке ингибиторе-кислоте и переходит в водную фазу. При этом прочность бронирующих слоев эмульсии уменьшается и она разрушается под действием деэмульгатора. Амбарные нефтешламы содержат главным образом механические примеси природного происхождения (глина, песок), не растворяющиеся в кислотах, поэтому известный способ для обработки амбарных нефтешламов непригоден.

Таким образом, существует проблема обеспечить необходимую степень разделения нефтесодержащей эмульсии с высоким содержанием механических примесей (более 1%).

Указанная проблема решается предлагаемым способом обработки нефтешламов путем нагрева и смешивания с композицией, содержащей деэмульгатор и добавку, в котором согласно изобретению в качестве добавки используют диспергирующий агент ДН-75 при следующих соотношениях ингредиентов, вес.%:

Деэмульгатор - 20-50

ДН-75 - 80-50,

при этом смешивание производят путем введения нефтесодержащей эмульсии в 0,05-0,5%-ный водный раствор вышеупомянутой композиции при соотношении нефти к воде 1: 3 и при ультразвуковом воздействии с частотой 15-35 кГц в течение 3-5 мин.

Диспергирующее средство ДН-75 представляет собой смесь поверхностно-активных веществ; оксифоса (ТУ 6-02-812-73) и дипроксамина-157 (ТУ 6-14-614-71).

Диспергирующее средство ДН-75 предназначено для эмульгирования пленки нефти и нефтепродуктов при удалении нефтяных загрязнений с поверхности морских акваторий.

При смешивании нефтешлама с композицией деэмульгатора и диспергирующего агента ДН-75 последний способствует образованию мелких частиц нефтешлама и тем самым создает условия для доставки деэмульгатора на межфазную поверхность нефть-вода. Развитая межфазная поверхность ускоряет указанный процесс и делает возможным перевод механических примесей в водную фазу при уменьшении расхода деэмульгатора. Указанные условия смешивания позволяют уменьшить время разделения эмульсии и увеличить его эффективность.

Проведение процесса разделения эмульсии при ультразвуковом воздействии позволяет усилить процессы диспергирования нефти в воде и разрушения бронирующих оболочек нефтяной фазы за счет передачи энергии излучателя водонефтяной системе и выделения энергии на границе нефть-вода.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

В емкость заливают нагретую воду и последовательно добавляют деэмульгатор и диспергирующий агент, которые перемешиваются ультразвуковым диспергатором, затем вводят подогретый нефтешлам и подвергают смесь ультразвуковому воздействию до образования однородной смеси в течение 3-5 мин в зависимости от вязкости нефтешлама. Приготовленную таким образом смесь отстаивают до разделения фаз мехпримеси-вода-нефть.

Способ подтверждается следующими примерами, приведенными в таблице.

Пример 1

Приготавливают водный раствор деэмульгатора. Для приготовления 1%-ного раствора деэмульгатора в цилиндр объемом 200 мл заливают 130 мл/воды с температурой 50^oC и вводят 1,3 г деэмульгатора "Сепарол". Полученную смесь перемешивают до полного растворения. Затем в цилиндр добавляют 50 мл нефтешлама, содержащего 53,7% воды с температурой 50^oC. Смесь подвергают диспергированию ультразвуком в течение 3 мин с частотой 22 кГц. Полученную таким образом высокодисперсную среду помещают в термостат с температурой 50^oC, где происходит отстой в течение 9 ч. Окончание отстоя определяют по разделению фаз нефть-вода-мехпримеси. После отстоя нефтяной слой содержал 2,14% воды и 1,05% механических примесей. Степень очистки по мехпримесям составила 37%.

Пример 2

Приготавливают водный раствор композиции. Для приготовления 0,05%-ного раствора композиции в цилиндр объемом 200 мл заливают 120 мл воды с температурой 50^oC и вводят 0,012 г деэмульгатора "Сепарол" и 0,048 г диспергента ДН-75. Полученную смесь перемешивают до полного растворения. Затем в цилиндр добавляют 50 мл нефтешлама с содержанием воды 53,7% с температурой 50^oC. Смесь подвергают диспергированию ультразвуком в течение 3 мин с частотой 22 кГц. Полученную таким образом высокодисперсную среду помещают в термостат с температурой 50^oC, где происходит отстой в течение 8 ч. Окончание отстоя определяют по разделению фаз нефть-вода -мехпримеси. После отстоя нефтяной слой содержал 1,17% воды и 0,29% механических примесей. Степень очистки по мехпримесям составила 82%.

Пример 3

Приготавливают водный раствор композиции. Для приготовления 0,1%-ного раствора композиции в цилиндр объемом 200 мл заливают 100 мл воды с температурой 50^oC и вводят 0,05 г деэмульгатора "Сепарол" и 0,05 г диспергента ДН-75. Полученную смесь перемешивают до полного растворения, добавляют 40 мл нефтешлама с содержанием воды 53,7% с температурой 50^oC. Смесь подвергают диспергированию ультразвуком в течение 3 мин с частотой 22 кГц. Полученную таким образом высокодисперсную среду помещают в термостат с температурой 50^oC, где происходит отстой в течение 7 ч. Окончание отстоя определяют по разделению фаз нефть-вода-мехпримеси. После отстоя нефтяной слой содержал 0,85% воды и 0,15% механических примесей. Степень очистки по механическим примесям составила 91%.

Пример 4

Приготавливают водный раствор композиции. Для приготовления 0,25% раствора композиции в цилиндр объемом 200 мл заливают 130 мл воды с температурой 50^oC и вводят 0,097 г деэмульгатора "Сепарол" и 0,225 г диспергента ДН-75. Полученную смесь перемешивают до полного растворения. Затем в цилиндр добавляют 50 мл нефтешлама, содержащего 53,7% воды с температурой 50^oC. Смесь подвергают диспергированию ультразвуком в течение 3 мин с частотой 22 кГц. Полученную таким образом высокодисперсную среду помещают в термостат с температурой 50^oC, где происходит отстой в течение 9 ч. Окончание отстоя определяют по разделению фаз нефть-вода- мехпримеси. После отстоя нефтяной слой содержал 0,74% воды и 0,13% механических примесей. Степень очистки по механическим примесям составила 92%.

Пример 5

Работы проводят аналогично описанному в примере 2, за исключением изменения следующих параметров: добавляют 40 мл нефтешлама с содержанием воды 11,5%. Время диспергирования ультразвуком - 4 мин. Время отстоя - 8 ч. После отстоя нефтяной слой содержал 1,75% воды и 0,86% механических примесей. Степень очистки по механическим примесям составила 93%.

Пример 6

Работы проводят аналогично описанному в примере 2, за исключением изменения следующих параметров: добавляют 30 мл нефтешлама с содержанием воды 1,0%. Время диспергирования ультразвуком - 5 мин. Время отстоя - 8 ч. После отстоя нефтяной слой содержал 0,60% воды и 0,12% механических примесей. Степень очистки по механическим примесям составила 92%.

Пример 7

Работы проводят аналогично описанному в примере 3, за исключением изменения следующих параметров: добавляют 30 мл нефтешлама с содержанием воды 1,0%. Время диспергирования ультразвуком - 5 мин. Время отстоя - 7 ч. После отстоя нефтяной слой содержал 0,58% воды и 0,06% механических примесей. Степень очистки по механическим примесям составила 96%.

Пример 8

Работы проводят аналогично описанному в примере 3, за исключением изменения следующих параметров: добавляют 30 мл нефтешлама с содержанием воды 11,50%. Время диспергирования ультразвуком - 4 мин. Время отстоя - 7 ч. После отстоя нефтяной слой содержал 0,315% воды и 0,17% механических примесей. Степень очистки по механическим примесям составила 98%.

Пример 9

Работы проводят аналогично описанному в примере 4, за исключением изменения следующих параметров: добавляют 40 мл нефтешлама с содержанием воды 11,50%. Время диспергирования ультразвуком - 4 мин. Время отстоя - 9 ч. После отстоя нефтяной слой содержал 1,14% воды и 0,47% механических примесей. Степень очистки по механическим примесям составила 96%.

Пример 10

Работы проводят аналогично описанному в примере 4, за исключением изменения следующих параметров: добавляют 45 мл нефтешлама с содержанием воды 1,0%. Время диспергирования ультразвуком - 5 мин. Время отстоя - 9 ч. После отстоя нефтяной слой содержал 0,5% воды и 0,05% механических примесей. Степень очистки по механическим примесям составила 96%.

Приведенные примеры показывают, что степень очистки нефтешламов с предлагаемой добавкой (по мехпримесям) составляет 91-96%, что позволяет получить нефть в соответствии с ГОСТ 9968-81.