Способ термического обезвоживания нефтесодержащих отходов


 


Владельцы патента RU 2541546:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Самарский государственный технический университет (RU)

Изобретение относится к переработке нефтесодержащих отходов и может быть применено в нефтеперерабатывающей промышленности для получения нефтяных гудронов, как исходного сырья для получения битумов. Изобретение касается способа термического обезвоживания нефтесодержащих отходов, включающего перемешивание путем продувания нефтесодержащих отходов инертным газом, при этом вводят поверхностно-активное вещество в поток инертного газа, а в качестве поверхностно-активного вещества используют продукт кислотного гидролиза соапстока - побочного продукта рафинации растительных масел, с кислотным числом 100-145 мг КОН/г в количестве 5·10-3-8·10-3 массовых частей на одну массовую часть нефтесодержащего отхода. Технический результат - сокращение времени испарения воды вследствие повышения скорости нагрева нефтесодержащих отходов и предотвращение пенообразования. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к переработке нефтесодержащих отходов и может быть применено в нефтеперерабатывающей промышленности для получения нефтяных гудронов, как исходного сырья для получения битумов.

Известен способ обезвоживания и очистки водных эмульсий нефтепродуктов путем азеотропной перегонки эмульсий и растворителя в присутствии инертного газа (см. SU №566867, МПК C10G 7/04, C10G 33/06, C10C 1/06, 1974).

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относится то, что в известном способе применяют в качестве растворителя толуол. Применение толуола удорожает процесс обезвоживания и приводит к образованию значительного количества отгонной воды, содержащей растворенный толуол, что требует дополнительных трудо- и энергозатрат на очистку отгонной воды от высокотоксичного толуола.

Известен способ обезвоживания высоковязкой нефти путем введения 20-40% разбавителя и деэмульгатора (см. SU №1397473 A1, МПК C10G 33/04, 1986).

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относится то, что для реализации известного способа необходимо значительное количество разбавителя на основе нефтяных фракций, на отгонку которого расходуется дополнительное количество энергоносителей, что удорожает процесс обезвоживания.

Известен способ обезвоживания высокоустойчивых водоуглеводородных эмульсий путем нагрева и испарения водной фазы из эмульсии в условиях механического воздействия и рециркуляции углеводородной фракции (см. RU №2417245 C2, МПК C10G 7/04, C10G 33/06, 27.04.2011).

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относится то, что в известном способе многократно рециркулируют углеводородную фракцию, а не отбирают ее в качестве товарного продукта, увеличивая, таким образом, энергозатраты на многократное испарение углеводородной фракции, что удорожает процесс обезвоживания.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ термического обезвоживания битума, в котором исходный битум нагревают до текучего состояния, смешивают с обезвоженным битумом в соотношении 1:4 по массе при 100-150°C; нагревают смесь при 100-150°C в присутствии поверхностно-активного вещества, в качестве которого используют отход производства диметилдиоксана - оксаль, в количестве 2·(10-3-10-4) массовых частей на 1 массовую часть битума (см. RU №1747467 A1, МПК C10G 33/04, C10C 3/06, 15.07.1992), принято за прототип.

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, принятого за прототип, относится то, что известным способом можно обезвоживать только битумы с содержанием воды до 5% и не содержащие механические примеси. Кроме того, для реализации известного способа необходимо четырехкратное количество обезвоженного битума, что неоправданно увеличивает объем перерабатываемого сырья, стоимость оборудования и эксплуатационные расходы. Кроме того, в известном способе не предотвращают пенообразование, что уменьшает количество сырья, которое можно подвергнуть обезвоживанию за один прием и снижают, таким образом, производительность оборудования.

Сущность изобретения заключается в следующем. Проблема при переработке нефтесодержащих отходов состоит в том, что возникла необходимость снижения затрат на переработку нефтесодержащих отходов, сокращения времени полного испарения воды за счет увеличения скорости нагрева при перегонке и увеличения производительности перерабатывающего оборудования.

Технический результат - сокращение времени испарения воды вследствие повышения скорости нагрева нефтесодержащих отходов и предотвращения пенообразования.

Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в известном способе термического обезвоживания нефтесодержащих отходов нагреванием до текучего состояния, испарением влаги при 100-150°C и перемешиванием в присутствии добавки поверхностно-активного вещества, особенность заключается в том, что перемешивание осуществляют путем продувания нефтесодержащих отходов инертным газом, который выбирают из азота, аргона или двуокиси углерода; при этом вводят добавку поверхностно-активного вещества в поток инертного газа, а в качестве поверхностно-активного вещества используют продукт кислотного гидролиза соапстока - побочного продукта рафинации растительных масел, с кислотным числом 100-145 мг КОН/г в количестве 5·10-3-8·10-3 массовых частей на одну массовую часть нефтесодержащего отхода.

Кроме того, особенность способа заключается в том, что в качестве обводненных нефтесодержащих отходов используют: некондиционные битумы, битуминозные пески, высоковязкие нефти, асфальто-смоло-парафиновые отложения.

Описание изобретения содержит чертеж фиг.1.

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения с получением вышеуказанного технического результата, получены в ходе апробации способа термического обезвоживания нефтесодержащих отходов на образцах нефтешламов, составы которых, совместно с результатами экспериментов по обезвоживанию, приведены в табл.1.

Способ термического обезвоживания нефтесодержащих отходов осуществляют следующим образом (см. фиг.1). Из резервуара 1 определенное количество нефтесодержащих отходов (нефтешлама) 2 подают в теплообменник 3, где нагревают теплоносителем 4 до 90-95°C, а отработанный теплоноситель 5 выводят в систему рециркуляции. Нагретый до 90-95°C нефтешлам 6 подают в блок обезвоживания 7, который снабжен узлом отбора дистиллята 8, нагревательной рубашкой 9 и барботером 10. В блоке обезвоживания 7 нефтешлам 6 нагревают от 95 до 150°C, за счет обогрева теплоносителем 11, который вводят в нижней части нагревательной рубашки 9, и выводят отработанный теплоноситель 12 из верхней части нагревательной рубашки 9 в систему рециркуляции. Одновременно с подачей нефтешлама 6 в блок обезвоживания 7 из генератора инертного газа 13 подают инертный газ 14, который выбирают из азота, аргона или двуокиси углерода, в межтрубное пространство теплообменника 15. Расход инертного газа поддерживают на уровне 3-5% по массе от массы нефтесодержащего отхода 2. При этом в трубное пространство теплообменника 15 подают парожидкостную смесь 16 из узла отбора дистиллята 8. Парожидкостной смесью 16 нагревают отходящий из теплообменника 15 инертный газ 17, который подают в барботер 10 и свободное пространство емкости 18 для хранения поверхностно-активного вещества 19. При достижении нефтешламом 6 температуры 100°C, открывают кран 20, которым дозируют поступление поверхностно-активного вещества 19 в барботер 10, совместно с потоком нагретого инертного газа 17. В качестве поверхностно-активного вещества 19 применяют продукт кислотного гидролиза соапстока - побочного продукта рафинации растительных масел, с кислотным числом 100-145 мг КОН/г или его раствор в нефтяном растворителе. Концентрацию и расход раствора подбирают экспериментально так, чтобы продукт кислотного гидролиза соапстока поступал в барботер 10 в количестве 5·10-3-8·10-3 массовых частей на одну массовую часть нефтесодержащего отхода 2. После прогрева нефтешлама 6 в блоке обезвоживания 7 до 150°C и испарения воды до следового содержания, обезвоженный нефтешлам 21 сливают в сборник 22. По ходу процесса прогрева нефтешлама 6 в блоке обезвоживания 7 до 150°C получают из парожидкостной смеси 16 охлажденный дистиллят 23, который направляют в сепаратор 24, где отделяют и выводят в атмосферу пары 25, получают фракцию светлых нефтепродуктов 26 и воду 27.

Пример. Длительно хранящиеся на открытых площадках нефтесодержащие отходы (нефтешламы) представляют собой высокостабильные и высоковязкие эмульсии тяжелых нефтепродуктов в воде, зачастую подверженные биодеструкции и содержащие заметное количество механических примесей. Высокое содержание в нефтешламах смол и асфальтенов, а также кислородсодержащих продуктов биодеструкции, способствует стабилизации эмульсии и затрудняет или делает неприемлемо длительным расслоение подобных эмульсий при нагревании, в том числе при добавлении специальных деэмульгаторов. Дополнительно к вышесказанному, высокая вязкость, обусловленная наличием механических примесей, а также плотность неводной части шлама близкая к 1 кг/м3, способствуют сохранению в составе нефтешлама неэмульгированной воды в виде отдельных капель и линз. Указанные факторы усложняют термическую переработку нефтешлама, поскольку при его нагревании до 100-150°C происходит значительное пенообразование, сопровождающееся взрывоподобным вскипанием массы и перебросом кубового остатка в дистиллят. По этим причинам приходится снижать скорость нагрева нефтешлама, что приводит к увеличению времени переработки, а также увеличивать рабочий объем перерабатывающего оборудования, что снижает его удельную производительность и приводит к удорожанию переработки нефтешлама.

Решением данной проблемы, предлагаемым в настоящем изобретении, является применение реагента, способствующего полному эмульгированию воды в неводной части нефтешлама. При этом достигают существенного снижения уровня пенообразования и предотвращают попадание кубового остатка в дистиллят, что позволяет дополнительно получать светлые нефтепродукты.

В известном способе, принятом за прототип, приведены 2 графические зависимости объема битума от времени, по которым можно установить, что при нагреве от 90°C до 120°C время полного обезвоживания контрольного образца, равное 50 мин, в 2 раза больше, чем время полного обезвоживания модифицированного образца. При этом максимальное увеличение объема образцов при вспенивании составляет для контрольного образца - 4,1 раза, а для модифицированного образца - 4,4 раза. Данные по скорости нагрева образцов в известном способе приведены в табл.2. Таким образом, применение известного способа позволяет поддерживать скорость нагрева не более 1,2°C/мин, а пенообразование сократить только в 1,07 раза, в то время как применение предлагаемого способа позволяет поддерживать скорость нагрева нефтешлама от 4,3°C/мин до 6,1°C/мин, а пенообразование сократить в среднем в 2 раза, причем при повышенной, в сравнении с прототипом, температуре.

Таблица 1
Состав нефтесодержащих отходов и результаты экспериментов по обезвоживанию предлагаемым способом.
Образец нефтешлама Плотность, г/см3 Содержание1, % масс. Коэффициент увеличения объема образцов при вспенивании, Объем пиковый/Объем исходный Скорость нагрева образцов2 в диапазоне 100-150°C, °C/мин
Вода Нефтепродукты Исходный нефтешлам С добавкой по предлагаемому способу Исходный нефтешлам С добавкой по предлагаемому способу
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 Проба№1 0,982 19,5 79,0 4,8 1,9 2,5 4,9
2 Проба №2 1,015 18,9 80,0 4,7 1,9 2,5 4,9
3 Проба №3 1,138 34,7 58,0 3,6 1,7 2,0 5,0
4 Проба №4 1,144 30,8 64,5 5,1 2,7 2,0 4,3
5 Проба №5 1,021 22,3 76,4 3,9 2,0 2,5 6,1
Примечание 1. Механические примеси - остальное.
Примечание 2. Масса образца нефтешлама 200 г, в соответствии с прототипом.
Таблица 2
Данные эксперимента по нагреву образцов битума от 90°C до 120°C, указанные в прототипе.
Образец битума Время полного обезвоживания, мин Увеличение объема образцов Скорость нагрева, °C/мин
1 Контрольный образец 50 4,1 0,6
2 Модифицированный образец 25 4,4 1,2

1. Способ термического обезвоживания нефтесодержащих отходов нагреванием до текучего состояния, испарением влаги при 100-150°С и перемешиванием в присутствии добавки поверхностно-активного вещества, отличающийся тем, что перемешивание осуществляют путем продувания нефтесодержащих отходов инертным газом, который выбирают из азота, аргона или двуокиси углерода; при этом вводят добавку поверхностно-активного вещества в поток инертного газа, а в качестве поверхностно-активного вещества используют продукт кислотного гидролиза соапстока - побочного продукта рафинации растительных масел, с кислотным числом 100-145 мг КОН/г в количестве 5·10-3-8·10-3 массовых частей на одну массовую часть нефтесодержащего отхода.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве обводненных нефтесодержащих отходов используют: некондиционные битумы, битуминозные пески, высоковязкие нефти, асфальто-смоло-парафиновые отложения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к применению гиперразветвленных сложных полиэфиров и поликарбонатов в качестве деэмульгаторов для разрушения эмульсий сырой нефти. Предложено применение недендримерных, высокофункциональных, гиперразветвленных сложных полиэфиров и поликарбонатов, которые могут быть получены взаимодействием (i) по меньшей мере одной алифатической, циклоалифатической, арилалифатической или ароматической дикарбоновой кислоты (A2) или ее производных или органических карбонатов (A2'), (ii) по меньшей мере одного x-атомного алифатического, циклоалифатического, арилалифатического или ароматического спирта (Cx), содержащего более двух гидроксильных групп, причем x означает число больше 2, предпочтительно число от 3 до 8, особенно предпочтительно от 3 до 6, еще более предпочтительно 3 или 4, в частности 3, и (iii) по меньшей мере одного алкоксилированного амида жирной кислоты (D), выбранного из группы, включающей алкоксилированные амиды насыщенных или ненасыщенных жирных кислот с 2-30 атомами углерода, содержащие в среднем от 1 до 40 структурных единиц алкиленоксида, в качестве деэмульгаторов для разрушения эмульсий сырой нефти.

Настоящее изобретение относится к деэмульгирующим композициям (варианты), содержащим: (а) анионное поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из алкилсульфосукцинатов, алкилфосфатных сложных эфиров, алкилфосфоновых кислот, их солей и их комбинаций; и/или (б) неионогенное поверхностно-активное вещество, выбранное из группы, состоящей из сополимеров этиленоксида и пропиленоксида, сложных эфиров этоксилированных жирных кислот и полиэтиленгликоля, алкоксилатов терпена, этоксилатов спирта, модифицированных алканоламидов и их комбинаций; и (в) композицию растворяющей основы, содержащую смесь сложных эфиров двухосновных кислот.
Изобретение относится к применению алкоксилированных полиалканоламинов для деэмульгирования эмульсий типа «масло в воде», прежде всего нефтяных эмульсий. Алкоксилированные полиалканоламины получают (А) конденсацией, по меньшей мере, одного триалканоламина до полиалканоламина, причем полученные полиалканоламины обладают среднечисловой молекулярной массой от 1000 до 20000 г/моль, и (В) алкоксилированием полученного полиалканоламина этиленоксидом и пропиленоксидом.

Изобретение относится к обезвоживанию сырой нефти с использованием растворителя. Изобретение касается способа обезвоживания и деасфальтизации сырой нефти, включающего этапы, на которых: смешивают сырую нефть, включающую углеводороды, асфальтены и воду, с одним или более растворителями с получением первой смеси; селективно разделяют первую смесь с получением нефтяной фазы и водной фазы, причем нефтяная фаза включает углеводороды, асфальтены и растворитель; селективно отделяют асфальтены от нефтяной фазы с получением деасфальтизированной нефти, включающей по меньшей мере часть углеводородов и по меньшей мере часть растворителя, и асфальтеновой смеси, включающей асфальтены, оставшуюся часть углеводородов и оставшуюся часть растворителя; селективно отделяют растворитель от асфальтеновой смеси; и рециркулируют по меньшей мере часть отделенного растворителя в первую смесь.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к подготовке нефти и может быть использовано в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности на стадии подготовки нефти к ее транспортировке и переработке для разделения водонефтяных эмульсий.

Изобретение относится к химическим реагентам - нейтрализаторам сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородсодержащих средах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче и транспорту нефти. .
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для разрушения водонефтяных эмульсий и для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано на нефтяных промыслах для защиты оборудования.

Изобретение относится к области подготовки газоконденсата, в частности к обессоливанию водой, и может быть использовано для снижения солеотложения при стабилизации газоконденсата в колонне стабилизации при разработке газоконденсатного месторождения на поздней стадии разработки с заводнением.

Изобретение относится к области подготовки газового конденсата с одновременной защитой промыслового оборудования от коррозии на объектах газоконденсатных месторождений. Изобретение касается состава, содержащего блоксополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина (5,0-15,0% масс.), блоксополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина (25,0-70,0% масс), тетрогидро-1,4-оксазина (0,1-0,35% масс.), смеси оксиэтилированного нонилфенола и триэтаноламиновой соли сульфоэтоксилата оксиэтилированного нонилфенола (1,0-5,0% масс.), водно-спиртового раствора алкилфосфосфатов (1,0-5,0% масс.) в растворителе - смеси метанола и пресной воды (остальное). Технический результат - повышение скорости и полноты разрушения эмульсий с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии. 4 табл., 5 пр.

Изобретение относится к области подготовки нефти на объектах нефтегазодобывающих месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод. Изобретение касается состава, содержащего блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина (15,0-50,0 мас.%), блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина (15,0-50,0 мас.%), продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты (1,0-5,0 мас.%), смесь оксиэтилированного нонилфенола и триэтаноламиновой соли сульфоэтоксилата оксиэтилированного нонилфенола (1,0-5,0 мас.%), водно-спиртовой раствор алкилфосфатов (1,0-5,0 мас.%) в растворителе - смеси нефраса с метанолом или метанола и пресной воды (остальное). Технический результат - повышение скорости и полноты разрушения эмульсий с одновременной защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии. 4 табл., 5 пр.

Изобретение относится к области подготовки нефти на объектах нефтегазодобывающих месторождений, а именно к составам для разрушения водонефтяной эмульсии и очистки сточных вод. Изобретение касается состава, содержащего блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе глицерина (15,0-50,0% масс.), блок-сополимер оксидов этилена и пропилена на основе этилендиамина (15,0-70,0% масс.), продукт конденсации оксиэтилированного нонилфенола с различной степенью оксиэтилирования с полиоксиметиленом и диамидом угольной кислоты (1,0-10,0% масс.) в растворителе - смеси нефраса с метанолом или метанола и пресной воды (остальное). Технический результат - повышение скорости и полноты разрушения эмульсии, стабилизированной тонкодисперсной механической примесью. 4 табл., 5 пр.

Изобретение относится к вариантам композиции обратного деэмульгатора для разделения водных внешних эмульсий воды и нефти, а также к способу разделения эмульсии воды и нефти. Композиция обратного деэмульгатора содержит, по меньшей мере, один полиэпигалогидрин формулы (1), где X выбирают из группы, включающей хлорид, бромид, йодид, трифторметилсульфонат, толуолсульфонат, метилсульфонат, их комбинации, а также N+R1R2R3, где R1, R2, R3 представляют собой алкил, или арил, или водород, y1 имеет значение от 2 до 20, y2 имеет значение от 2 до 20, y3 имеет значение от 2 до 20. Способ разделения эмульсии воды и нефти заключается в том, что к эмульсии добавляют вышеуказанную композицию обратного деэмульгатора в эффективном количестве. Изобретение позволяет получить экономически эффективный деэмульгатор, имеющий хорошие вязкостные показатели и высокую производительность. 5 н. и 3 з.п. ф-лы, 4 ил., 3 табл., 4 пр. (1)

Изобретение относится к вариантам способа обработки исходного потока, включающего углеводородную жидкость и жидкость на водной основе. Один из вариантов включает: введение исходного потока во впуск резервуара, содержащего композитную среду, состоящую из однофазных частиц однородной формы, причем каждая частица включает смесь материала на основе целлюлозы и полимера; и контакт исходного потока с композитной средой для получения обработанного потока, причем обработанный поток содержит заданную целевую концентрацию углеводородной жидкости. Также изобретение относится к системе. Используемая композитная среда является более эффективной. 4 н. и 30 з.п. ф-лы, 10 табл., 7 пр., 15 ил.
Наверх