Способ разделения водонефтяной эмульсии

Изобретение относится к разделению водонефтяной эмульсии и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, например, при утилизации нефтяных отходов. Способ включает нагрев эмульсии и ее смешение с углеводородом, содержащим магнитные частицы, покрытые слоем стабилизатора, после чего смесь разделяют на водную фазу и углеводородную. Из углеводородной фазы выделяют магнитные частицы, которые затем возвращают на смешение с углеводородом. Технический результат состоит в снижении энергозатрат и упрощении процесса разделения. 7 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к способам разделения водонефтяной эмульсии и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, например, при утилизации нефтяных отходов.

Известен способ переработки водонефтяных эмульсий, заключающийся в предварительной гомогенизации, физико-химическом разделении нефтеотходов на центрифуге, в результате которого выводятся нефтепродукт с содержанием воды до 3%, механические примеси до 2%, вода и твердый осадок, содержащий до 10% нефтепродуктов и до 40% воды (Б.И.Брондз и др. «Перспективная схема переработки и использования нефтешламов». - Переработка и использование отходов и побочных продуктов НПЗ. Сборник научных трудов БашНИИ НП, В.27.М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1988, с.75).

Общим признаком известного способа и предлагаемого способа является гомогенизация исходного сырья перед разделением на фазы и разделение смеси.

Недостатками известного способа являются использование сложного и дорогостоящего оборудования и низкая кондиция нефтепродуктовой части и твердого осадка, выводимых при таком разделении.

Известен способ переработки нефтяных отходов, проводимый путем смешения их с горячим теплоносителем - нефтяным остатком, выкипающим выше 300°С, с последующим нагревом смеси в трубчатой печи до 320-380°С и подачи в испаритель, сверху которого пары воды и легких нефтепродуктов выходят через холодильник-конденсатор при 140-150°С в газосепаратор, где отделяются легкие нефтепродукты, а не сконденсировавшиеся пары воды и нефтепродуктов охлаждают до 40-60°С и направляют в отстойник для окончательного разделения. Целевым продуктом, получаемым по этой технологии, является кубовый продукт, выводимый с низа испарителя, который частично используется как теплоноситель, но большая часть его направляется на производство битума (А.С. СССР №1558879, C 02 F 11/18, 1990).

Общими признаками известного и предлагаемого способа являются нагрев и смешение нефтяных отходов с углеводородной фракцией с последующим разделением смеси на углеводородную и водную фазы.

Недостатками известного способа являются высокие энергетические затраты, особенно при высоком содержании воды в исходном сырье, сложное аппаратурное оформление, а также его многостадийность.

Наиболее близким к заявляемому является способ переработки нефтяных отходов (Патент РФ №2176660, МПК⁷ C 10 G 57/00), в котором смешение утилизируемого сырья с горячим жидким теплоносителем, в качестве которого используют технический толуол, проводят в перемешивающем аппарате, откуда смесь направляют на центрифугу для выделения твердого осадка, а водно-толуольно-нефтепродуктовую смесь нагревают до 180-200°С, прокачивая через теплообменник, и подают в ректификационную колонну. Выходящие сверху колонны пары воды и толуола конденсируют, разделяют в сепараторе, после чего толуол возвращают после нагрева на смешение с исходными нефтяными отходами.

Общими признаками известного и предлагаемого способа являются нагрев и смешение исходного сырья с индивидуальным углеводородом, а также последующее разделение смеси на углеводородную и водную фазы.

Недостатками известного способа являются большой расход теплоносителя (толуола), расход которого в три раза и более превышает содержимое нефтепродукта в отходах, использование дорогостоящего оборудования - центрифуги и ректификационной колонны, большие энергетические затраты на нагрев и испарение исходного сырья и растворителя до 180-200°С.

Техническая задача заключается в создании способа, обеспечивающего снижение энергозатрат и упрощение процесса разделения водонефтяной эмульсии.

Поставленная задача достигается тем, что в способе разделения водонефтяной эмульсии, включающем ее нагрев и смешение с индивидуальным углеводородом с последующим разделением смеси на водную фракцию и углеводородную, подаваемые на смешение индивидуальный углеводород или углеводородная фракция содержат магнитные частицы, покрытые слоем стабилизатора, при этом из углеводородной фазы, полученной после разделения смеси, выделяют магнитные частицы, которые после диспергирования в индивидуальном углеводороде или в углеводородной фракции возвращают на смешение с исходной водонефтяной эмульсией.

Кроме того, в качестве магнитных частиц используют частицы магнетита размером 5,0-30,0 нм, а в качестве стабилизатора используют олеиновую кислоту, или нафтеновые кислоты, или синтетические жирные кислоты.

Кроме того, плотность, подаваемого на смешение индивидуального углеводорода или углеводородной фракции с частицами магнетита, составляет 1,2-1,6 г/см³.

Кроме того, смешение водонефтяной эмульсии с индивидуальным углеводородом или с углеводородной фракцией, содержащими магнитные частицы, проводят при температуре 30-90°С.

Кроме того, разделение фаз и выделение магнитных частиц из омагниченной углеводородной фазы проводят с использованием магнитных сепараторов.

Кроме того, разделение фаз проводят в поле центробежных сил или при совместном использовании магнитных и центробежных сил.

Кроме того, в исходную водонефтяную эмульсию добавляют водный раствор ПАВ, например ОП-10 или Пемокс.

Кроме того, из углеводородной фазы после удаления магнитных частиц выпаривают индивидуальный углеводород или углеводородную фракцию, в которой затем диспергируют выделенные ранее магнитные частицы и возвращают в процесс для смешения с исходной водонефтяной эмульсией.

Заявляемая совокупность признаков позволяет повысить эффективность процесса разделения водонефтяной эмульсии.

Использование для смешения с исходной водонефтяной эмульсией индивидуального углеводорода или углеводородной фракции, содержащих магнитные частицы, с одной стороны, повышает плотность углеводородной фазы исходного сырья или разность плотностей водной и углеводородной фаз, что делает более эффективным процесс их разделения при отстое или в поле центробежных сил. Дополнительное повышение эффективности разделения фаз достигается за счет совместного воздействия на разделяемую эмульсию центробежных и магнитных сил.

С другой стороны, смешение исходной водонефтяной эмульсии с разбавителем, содержащим магнитные частицы, придает углеводородной фазе сырья магнитные свойства, вернее, свойство активно взаимодействовать с магнитным полем. Это свойство с большой эффективностью можно использовать для разделения водонефтяных эмульсий после омагничивания углеводородной фазы. Для этой цели применяют магнитные сепараторы с градиентным магнитным полем. В таких аппаратах можно успешно проводить не только разделение водной и углеводородной фаз, но и выделять магнитные частицы из последней. Выделенные магнитные частицы после разбавления углеводородом или углеводородной фракцией вновь возвращаются в процесс.

Использование повышенных температур при смешении водонефтяной эмульсии с разбавителем, с одной стороны, снижает вязкость водонефтяной смеси и облегчает омагничивание углеводородной фазы исходной водонефтяной эмульсии.

Смешение исходной водонефтяной эмульсии с водным раствором ПАВ, обладающего деэмульгирующими или очищающими свойствами, приводит к ускорению процесса разделения, а также к уменьшению содержания нефтепродукта в твердом осадке, выделяемом из смеси в составе водной фазы.

Предлагаемый способ разделения водонефтяной эмульсии не требует для своего использования сложного дорогостоящего импортного оборудования при высокой эффективности процесса разделения.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности. Исходную водонефтяную эмульсию смешивают после нагрева до 30-90°С с углеводородным разбавителем, в качестве которого используют индивидуальный углеводород или углеводородную фракцию. Чаще других в качестве углеводородного разбавителя используют узкие бензиновые фракции, толуол, ксилолы или керосин. Соотношение объемов разбавителя к объему исходной водонефтяной эмульсии колеблется в пределах 0,3-2,0. Отличительная особенность разбавителя заключается в том, что он содержит магнитные частицы, покрытые слоем стабилизатора. В качестве магнитных частиц используют частицы магнетита размером 5,0-30,0 нм, покрытые слоем стабилизатора, причем в качестве стабилизатора используют олеиновую кислоту, или нафтеновые кислоты, или фракции синтетических жирных кислот. Плотность такого разбавителя составляет 1,2-1,6 г/см³, что приводит к заметному повышению плотности углеводородной фазы исходной водонефтяной эмульсии и, следовательно, повышает эффективность разделения эмульсии при отстое или в поле центробежных сил с использованием циклонов или центрифуг.

Смешение разбавителя, содержащего магнитные частицы с углеводородной фазой исходной водонефтяной эмульсии не только повышает ее плотность, но и придает ей свойство активно взаимодействовать с магнитным полем.

Поэтому использование магнитных сил для разделения однородной смеси, полученной после смешения исходной водонефтяной эмульсии с разбавителем в течение 5-30 мин, резко повышает эффективность расслоения смеси на водную и углеводородную фазу. Этот эффект хорошо проявляется как при использовании магнитных сепараторов, так и при одновременном воздействии магнитных и центробежных сил.

Процесс расслоения смеси в магнитном сепараторе происходит при комнатной температуре очень быстро (в течение 1-2 мин), а использование магнитных сепараторов на постоянных магнитах исключает расход электроэнергии на процесс разделения эмульсии.

При использовании обычных центрифуг удается достичь четкого разделения исходной водонефтяной эмульсии на водную и углеводородную фазы за счет большей разницы плотностей разделяемых фаз. Использование одновременно центробежных и магнитных сил дополнительно увеличивает скорость и четкость разделения исходной эмульсии на фазы.

Полученная после разделения углеводородная фаза, содержащая магнитные частицы, поступает в магнитный сепаратор. Здесь за счет повышения напряженности и градиента магнитного поля удается выделить магнитные частицы, которые вновь диспергируют в углеводородном разбавителе и возвращают в процесс на смешение с исходной водонефтяной эмульсией. Освобожденную от магнитных частиц углеводородную фазу направляют на переработку, или если есть возможность, выделяют из нее индивидуальный углеводород либо углеводородную фракцию, которая повторно может быть использована после смешения с выделенными ранее магнитными частицами.

Эффективность разделения заметно улучшается, если перед разделением смеси в нее добавляют ПАВ, например ОП-10 или Пемокс.

Примеры выполнения предлагаемого способа приводятся ниже.

В качестве исходного сырья были использованы обводненный мазут длительного хранения (образец 1) с содержанием воды 35,1% и водонефтяная эмульсия (образец 2), отобранная в отстойнике ППН (пункт подготовки нефти) Смоленского месторождения (Краснодарский край), в котором содержание воды составило 60,9%.

Исходный образец смешивали с углеводородом или углеводородной фракцией с частицами магнетита. При этом происходит омагничивание углеводородной фазы образца, снижение вязкости водонефтяной эмульсии, изменения ее структуры. При разделении очень стойких эмульсий к отобранной пробе добавляли водный раствор деэмульгатора или ПАВ для лучшего разделения компонентов смеси. Затем полученную смесь нагревали в термостате до заданной температуры (не выше 60°С) при непрерывном перемешивании. После отстоя смеси в течение 10 мин при комнатной температуре производили разделение смеси при центрифугировании (10 мин, 4000¹/мин). В отдельных случаях для лучшего разделения смеси на дно стакана устанавливали постоянный магнит. Разделение смеси с наибольшей эффективностью происходило в МГ-сепараторе. Время для разделения смеси в МГ-сепараторе не превышало 2-3 мин. После разделения смеси и выделения углеводородной фазы в ней определяли содержание воды. В таблице приведены конкретные условия проведения опытов и полученные результаты.

Эти результаты подтверждают достижение поставленной задачи по снижению энергозатрат и упрощению процесса разделения водонефтяных эмульсий. Преимущества предлагаемого способа очевидны.

Таблица Конкретные примеры осуществления предлагаемого способа
№ п/п	№ образца	Навеска, г	Добавка водного р-ра ПАВ, мл/% мас	Углеводород или углеводородная фракция с частицами магнетита	Смешение в термостате	Условия разделения	Содержание воды, % об.
Навеска, г	Плотность, г/см3	Дисперсионная среда	Время, мин	Т-ра, °С	В исходном сырье	После разделения
1	1	131,2		120,7	1,46	Ксилолы	30	22	Центрифугирование с магнитом	35,1	1,6
2	1	89,3	200/0,2 ОП-10	122,4	1,53	Толуол	60	45	Центрифугирование	35,1	1,3
3	1	112,6	-	154,3	1,62	Керосин	30	60	МГ-сепарация	35,1	0,9
4	2	106,9	-	160,1	1,53	Толуол	30	22	МГ-сепарация	60,9	1,1
5	2	103,4	150/0,2 Пемокс	150,1	1,46	Бензиновая фракция (80-120°С)	60	45	Центрифугирование с магнитом	60,9	1,2
6	2	94,7		130,4	1,62	Керосиновая фракция (150-225°С)	30	60	МГ-сепарация	60,9	0,8

1. Способ разделения водонефтяной эмульсии, включающий ее нагрев и смешение с индивидуальным углеводородом и последующее разделение смеси на водную фракцию и углеводородную, отличающийся тем, что подаваемые на смешение индивидуальный углеводород или углеводородная фракция содержат магнитные частицы, покрытые слоем стабилизатора, при этом из углеводородной фазы, полученной после разделения смеси, выделяют магнитные частицы, которые после диспергирования в индивидуальном углеводороде или в углеводородной фракции возвращают на смешение с исходной водонефтяной эмульсией.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве магнитных частиц используют частицы магнетита размером 5,0-30,0 нм, а в качестве стабилизатора используют олеиновую кислоту, или нафтеновые кислоты, или синтетические жирные кислоты.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что плотность индивидуального углеводорода или углеводородной фракции с частицами магнетита составляет 1,2-1,6 г/см³.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что смешение водонефтяной эмульсии с индивидуальным углеводородом или углеводородной фракцией, содержащими магнитные частицы, проводят при температуре 30-90°С.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что разделение фаз и выделение магнитных частиц проводят в магнитных сепараторах.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что разделение фаз проводят в поле центробежных сил или при совместном использовании магнитных и центробежных сил.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в исходную водонефтяную эмульсию добавляют водный раствор ПАВ, например, ОП-10 или Пемокс.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что из углеводородной фазы после удаления магнитных частиц выпаривают индивидуальный углеводород или углеводородную фракцию, в которых затем диспергируют выделенные ранее магнитные частицы и возвращают в процесс для смешения с исходной водонефтяной эмульсией.