Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Литературный обзор 9
1.1. Вредные примеси нефти. Требования, предъявляемые к поступающей на переработку нефти 9
1.2. Водонефтяные эмульсии, их образование и стабилизация 12
1.3. Методы деэмульсификации и разрушения эмульсий 17
1.4. Современные высокоэффективные деэмульгаторы 21
1.5. Основные технологические параметры процесса обессоливания и обезвоживания нефтей на ЭЛОУ 29
1.6. Тяжёлые высоковязкие нефти 35
1.7. Заключение и постановка задач диссертационной работы 42
Глава 2. Методы экспериментальных исследований 44
2.1. Метод исследования эмульсионности нефти 44
2.2. Метод оценки эффективности деэмульгаторов при разрушении водонефтяной эмульсии 45
2.3. Методика исследований на пилотной электрообессоливающей установке 47
Глава 3. Статистические и лабораторные исследования. выбор тяжелых высоковязких нефтей и их эмульсионность 52
3.1. Прогнозирование основных параметров устойчивости эмульсий тяжелых нефтей 52
3.2. Выбор тяжелых высоковязких нефтей для лабораторных исследований 56
3.3. Оценка эмульсионности исследуемых тяжелых нефтей 58
Глава 4. Разработка композиционного деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий тяжелых нефтей 61
4.1. Оценка эффективности различных деэмульгаторов при разрушении эмульсий тяжелых высоковязких нефтей 61
4.2. Разработка нового эффективного композиционного деэмульгатора 67
4.2.1. Лабораторные исследования деэмульгирующей способности различных поверхностно-активных веществ 67
4.2.2. Оптимизация соотношения компонентов для создания эффективной композиции деэмульгатора 72
Глава 5. Прогнозирование степени обезвоживания, обессоливания и технологических параметров процесса для тяжелых высоковязких нефтей 84
5.1. Исследование и моделирование процесса обезвоживания и обессоливания тяжелой нефти верблюжьего месторождения на пилотной ЭЛОУ 85
5.2. Исследование и моделирование процесса обезвоживания и обессоливания тяжелой ярегской нефти на пилотной ЭЛОУ 101
5.3. Результаты и обсуждения статистического анализа оптимальных значений параметров процесса 112
Заключение 119
Список принятых сокращений 122
Условные обозначения 123
Литература 124
Приложения 145
Приложение 1 146
Приложение 2 148
- Современные высокоэффективные деэмульгаторы
- Прогнозирование основных параметров устойчивости эмульсий тяжелых нефтей
- Оптимизация соотношения компонентов для создания эффективной композиции деэмульгатора
- Результаты и обсуждения статистического анализа оптимальных значений параметров процесса
Современные высокоэффективные деэмульгаторы
В последние годы, с каждым днём растёт доля добытых тяжелых и высоковязких нефтей. Подготовка таких нефтей достаточно сложная (из-за высоких показателей плотности и вязкости и наличия больших количеств мех.примесей в них) и требует применения высокоэффективных реагентов-деэмульгаторов с высокой деэмульгирующей активностью для их разрушения.
Химические вещества (в основном органические), используемые для дестабилизации эмульсий и последующего разделения на водную и нефтяную фазы, называются деэмульгаторами. Деэмульгаторы являются поверхностно-активными веществами. Поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые могут использоваться в качестве деэмульгаторов, относятся к ионогенным и/или неионогенным поверхностно-активным веществам. Ионогенный класс ПАВ может быть катионоактивными или анионоактивными веществами, которые диссоциируют на ионы в водных растворах. Неионогенные ПАВ получают таким способом, что присоединяют окись этилена к основам. С удлинением цепи оксиэтиленовой группы растворимость ПАВ в воде увеличивается. Присоединением окиси пропилена к исходным веществам (т.е. основам) или увеличением молекулярной массой самых исходных веществ усиливает гидрофобные свойства неионогенных ПАВ. В эмульсиях типа В/Н деэмульгаторы действуют таким образом, что предпочтительно адсорбируются на границе раздела фаз и тем самым вытесняют природные эмульгаторы. Это обычно ослабляет гидрофобную пленку вокруг капель, приводящую к слиянию и разделению фаз [101-103].
Деэмульгаторы разделяют на следующие основные типы: блок-сополимеры на основе окисей этилена и пропилена, алкилфенольные, уретановые и гиперразветвленные полимеры. Они, как правило, специфичны для разрушения каких-либо конкретных эмульсий и могут быть совершенно неэффективными при разрушении других эмульсий.
Деэмульгаторы могут быть нефтерастворимыми, водонефтерастворимыми и водорастворимыми. В настоящее время очень редко используют водорастворимые деэмульгаторы на ЭЛОУ НПЗ из-за перехода большого их количества (на 75-90%) в водную фазу, что приводит не только к увеличению их требуемого расхода на обессоливание, но и к загрязнению стоков ЭЛОУ. Водонефтерастворимые деэмульгаторы в процессе обессоливания переходят в дренажную воду на 30-60%, в то время как, нефтерастворимые практически не растворяются в водной фазе и на 80-90% остаются в нефтяной среде. В последние 10-15 лет, в основном, для обезвоживания и обессоливания нефтей на ЭЛОУ НПЗ России и стран СНГ используют нефтерастворимые деэмульгаторы [13, 104, 106].
Гидрофильно-липофильный баланс (ГЛБ) ПАВ показывает действие данных активных веществ (как эмульгаторы или деэмульгаторы) при их введении в эмульсионные системы. ГЛБ представляет собой выражение относительного одновременного притяжения поверхностно-активного агента для двух рассматриваемых фаз эмульсии. Основываясь на шкале от 0 до 20, высокое значение ГЛБ ( 10) означает, что ПАВ обладает более сильными гидрофильными свойствами и имеет тенденцию к образованию эмульсии типа Н/В. С другой стороны, липофильные (гидрофобные) эмульгаторы имеют низкое значение ГЛБ ( 10), более сильное притяжение к нефтяной фазе и способны образовывать эмульсии В/Н. Значение 10 для ГЛБ предполагает, что достаточно хорошо сбалансированы гидрофобные и гидрофильные свойства ПАВ [103, 107, 108].
Механизм деэмульсификации с использованием химических веществ является достаточно сложным явлением. Существует множество гипотез и теорий о физико-химическом механизме действия деэмульгаторов в процессе разрушения водонефтяных эмульсий. Механизмы разрушения эмульсии деэмульгаторами обсуждались во многих работах, в частности, в работах следующих российских и зарубежных авторов [3, 6, 79, 80, 109]. Единственное ясное обобщение относительно деэмульгаторов заключается в том, что они обладают высокой молекулярной массой (по сравнению с природными эмульгаторами), и при использовании в качестве деэмульгирующих агентов они вытесняют данные природные стабилизаторы, присутствующие на межфазной пленке вокруг капель воды. Это смещение обусловлено адсорбцией деэмульгатора на границе раздела фаз. Это вытеснение, происходящее на границе раздела водонефтяной фазы, влияет на коалесценцию капель воды.
Эффективность деэмульгатора зависит от его адсорбции на поверхности раздела фаз и его присутствие приводит к пептизации и вытеснению местных поверхностно-активных веществ (смол, асфальтенов и т.д.), присутствующих в сырой нефти. Из-за большого разнообразия компонентов, присутствующих в сырой нефти, не удивительно, что эффективность деэмульгатора в большой степени чувствительна к типу сырой нефти. Кроме того, процесс адсорбции и вытеснения эмульгаторов (и, следовательно, эффективность деэмульгаторов) также зависит от величины рН, температуры систем, содержания солей и др.
Для проявления высокой эффективности деэмульгатора, он должен растворяться только в непрерывной нефтяной фазе, т.е. быть нефтерастворимым (содержание нефти в сточной воде после слияния капель воды и их отделения должно быть очень минимальным), обладать высокой скоростью адсорбции на раздела фаз и равномерно распределяться в нефтяной фазе. Кроме того, деэмульгатор должен быть достаточно стабильным во время хранения или использования, должен быть экономически эффективным и иметь возможность также эффективно подвергать обработке сырые нефти более, чем одного типа.
Выбор правильного эффективного деэмульгатора имеет решающее значение в процессе разрушения эмульсии. Процесс подбора химических веществ все еще рассматривается как искусство, чем, как наука. Однако, с постоянно растущим пониманием процесса разрушения эмульсии, доступностью новых и усовершенствованных химических веществ, новых технологий, а также научно-исследовательских работ, выбор правильного химического вещества становится все легче и более организованным. При этом многие неудачи будут устранены.
Еще одним немаловажным фактором при разрушении эмульсий является расход применяемого деэмульгатора. При низком расходе, деэмульгатор не способен разрушить гидрофобный слой, а с другой стороны, слишком высокая доза деэмульгатора может быть вредной для процесса обработки эмульсии. Поскольку деэмульгаторы, также как и эмульгаторы, являются поверхностно-активными веществами, поэтому их избыточное количество может производить стабильные эмульсии другого типа.
Композиционные деэмульгаторы
Современные коммерческие деэмульгаторы состоят из основы (композиционных составов) и растворителя. В качестве активной основы они содержат один или смесь нескольких компонентов ПАВ различной природы [105, 110-113].
Разрушение тяжёлых высоковязких нефтей, в которых вода находится в высокодисперсном состоянии, достаточно сложное из-за высоких показателей вязкости и плотности, а также из-за большого количества твердых частиц. Поэтому традиционные деэмульгаторы, в частности однокомпонентные деэмульгаторы, недостаточны для разрушения таких эмульсий. Для проявления эффективных деэмульгирующих свойств ПАВ должно одновременно обладать оптимальной величиной гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ), высокими поверхностно-активными и смачивающими свойствами, низкой концентрацией мицелообразования и т.п. Синтез неионогенного ПАВ с таким набором характеристик практически невозможен. Поэтому создание композиционных деэмульгаторов, в состав которых входят неионогенные, катионоактивные и анионоактивные ПАВ и другие активирующие добавки является перспективным [113].
На основании имеющегося в литературе большого объёма информации по деэмульгирующим свойствам индивидуальных ПАВ различного состава и химической природы, имеющегося опыта, а также представлений о механизме разрушения водонефтяных эмульсий предлагается включить в состав деэмульгаторов компоненты, обладающие следующими основными функциями: деэмульсаторы, каплеобразователи и смачиватели [113, 114]
Прогнозирование основных параметров устойчивости эмульсий тяжелых нефтей
Основной целью этой части являлось изучение основных свойств и характеристик, которые оказывают наибольшее влияние на устойчивость эмульсий тяжелых нефтей, найти связи между ними и получить модели для количественного прогнозирования этих факторов.
Тяжелые высоковязкие нефти характеризуются высоким содержанием ароматических соединений, смолисто-асфальтеновых веществ, сернистых соединений, высокими показателями плотности и вязкости и повышенной коксуемостью. Основным показателем для водонефтяных эмульсий при их разрушении является их устойчивость. Наличие больших количеств природных эмульгаторов (в основном асфальтены и смолы) в таких тяжелых нефтях и их адсорбция на поверхности раздела фаз способствуют образованию структурно-механического барьера вокруг капель воды, который именно является основной причиной стойкости эмульсий. Кроме того, в процессе разрушения эмульсий таких высоковязких нефтей на ЭЛОУ основные проблемы ещё связаны с малой разностью плотностей нефти и воды и высокой вязкостью нефти. Поэтому в данном исследовании, основными факторами устойчивости эмульсий тяжелых нефтей были приняты следующие:
= плотность сырой нефти (420);
д = вязкость сырой нефти при 50 оС, сСт;
Ас = содержание асфальтенов в сырой нефти, % масс;
См = содержание силикагелевых смол в сырой нефти, % масс;
В данное исследование был включен широкий круг сырых нефтей (250 нефтей различной природы) [195-198]: 3 нефти Коми АССР; 33 нефти Пермской области; 7 нефтей Удмуртской АССР; 29 нефтей Башкирской АССР; 19 нефтей Татарской АССР; 25 нефтей Оренбургской области; 4 нефти Саратовской области; 11 нефтей Узбекистана и Киргизии; 17 нефтей Туркмении; 29 нефтей прикаспийской впадины (Нефти Казахстана); 44 нефти западной Сибири; 29 нефтей о. Сахалин. Характеристики вышеупомянутых нефтей приведены в Приложении 2.
Результаты статистического анализа
Установлено [199], что возможно определить и прогнозировать содержание CAB по основным физико-химическим характеристикам нефтей: плотности, молекулярной массе, коксуемости, вязкости, температуре застывания, содержанию серы, выходу фракций 200— 300С.
При статистическом анализе данных в данной работе, было обнаружено, что существует высокая корреляция между содержанием асфальтенов и смол и содержанием общей серы (S) в сырой нефти. Была получена следующая модель для содержания асфальтенов:
Ас = -0.78 + 1.25 р - 10.51 S + 13.62 p S R2 = 83.70 % (3.1)
Достоинство модели проверено с помощью коэффициента детерминации,
(R2), и значения прогнозного коэффициента детерминации (R2-pred = 82,44%), которые, как видно, являются достаточно высокими, что выступают в защиту высокой значимости модели.
Для прогнозирования содержания силикагелевых смол (См) в сырой нефти получена следующая регрессионная модель:
См = -76.32 + 97.55 р + 3.254 S - 0.293 S2 R2 = 84.70 % (3.2)
Зависимость содержания асфальтенов и смол в нефтях (от тяжелых до сверхтяжелых) от содержания серы представлена на рисунке 3.1.
Необходимо отметить, что по данным из нашей БД, тяжелые высоковязкие нефти (плотностью более 0,90 г/см3) являются малопарафинистыми со средним содержанием (0,01 - 3,5% масс.), высокосмолистыми ( 13% масс.) и со средним содержанием асфальтенов (0 – 11% масс.).
Как свидетельствует рисунок 3.1, на основании показатели плотности невозможно говорить о содержании асфальтенов, т.е. содержание асфальтенов в тяжелых нефтях может быть высокое или очень низкое, однако содержание асфальтенов в тяжелых и сверхтяжёлых нефтях с меньшим содержанием серы низкое. Содержание смол в отличие от содержания асфальтенов, в любом случае, даже при очень низком содержании серы, в тяжелых и сверхтяжёлых нефтях - высокое и по мере увлечения плотности и содержания серы повышается. Как свидетельствует данный график, можно сказать, что основной причиной высокой вязкости тяжелых и сверхтяжелых нефтей с достаточно меньшим содержанием серы является присутствие большого количества смол в нефти, а не асфальтенов.
При прогнозировании вязкости нефти, использование одного параметра, т.е. содержания асфальтенов (Ас), смол (См) и/или серы (S) не привело к получению модели с высоким коэффициентом корреляции, хотя коэффициент корреляции при использовании содержания смол, в качестве основного параметра, получен намного выше (ц =7,02 - 0,99 См + 0,081 См2 R2=60,06%) по сравнению с использованием содержания асфальтенов (ц =3,96 + 1,94 Ас R2=34,41%) и серы (ц =6,46 - 2,16 S + 1,74 S2 R2=38,19%). При использовании двухпараметрических (Ас и См) и трехпараметрических регрессий (Ас, См и S) наилучший результат получен во втором варианте, хотя в данном случае также не достигалось повышение точности прогноза до требуемого уровня и только коэффициент корреляции на 7 пунктов улучшился (ц=7,69 - 1,04 См + 1,493 Ас - 3,37 S + 0,01 См2 - 0,263 См Ас + 1,207 Ac S R2=67,3). Более точная и адекватная модель была получена тогда, когда в качестве основных параметров использовали показатель плотности и содержание серы. В связи с этим, для вязкости сырой нефти при 50оС было получено следующее статистическое регрессионное уравнение: ц = 2662 - 6386 р + 0.295 S% + 3834 р2 R2 = 90,11 % (3.3)
Достоинство модели проверено с помощью коэффициента детерминации, (R2); как показывает результат данный коэффициент является достаточно высоким, что свидетельствует о высокой значимости модели. Зависимость вязкости от плотности и содержания серы представлена на рисунке 3.2. Из графика выявлено, что с повышением содержания серы и плотности нефтей увеличивается вязкость нефтей. Этот график показывает, что, во-первых, ее зависимость от плотности больше, чем ее зависимость от содержания серы, и несмотря на содержание серы и асфальтенов, вязкость тяжелых нефтей всегда высокая и по мере увеличения плотности повышается, а, во-вторых, вязкость тяжелых нефтей с достаточно низким содержанием серы имеет относительно сходное поведение с содержанием смол и подчеркивает, что основной причиной высокой вязкости таких нефтей является присутствие большого количества смол в нефти.
Как показали результаты этих исследований установлено, что существует высокая корреляция между параметрами устойчивости тяжелых высоковязких нефтей и показателями плотности и серы. Для каждой получены модели, которые прогнозируют их поведение в различных нефтях. Было выявлено, что плотность и содержание серы являются главными предикторами при предсказании вязкости и содержания смол, а содержание серы является главным при прогнозировании содержания асфальтенов. Поэтому на основании полученных результатов было решено выбрать 2 образца тяжелых нефтей, обладающих разными плотностью и содержанием серы (одна малосернистая, а другая высокосернистая с меньшей плотностью по сравнению с первой нефтью) для дальнейших исследований и моделирования процесса обезвоживания и обессоливания.
Оптимизация соотношения компонентов для создания эффективной композиции деэмульгатора
Полученные экспериментальные данные и результаты были использованы для составления плана эксперимента, конечной целью которого было уточнение оптимальной композиции деэмульгатора по количественному содержанию компонентов, входящих в её состав. В экспериментальных планах для смесей независимые факторы являются пропорциями различных компонентов определенной смеси, т.е. сумма долей всех компонентов в каждой смеси должна быть равна 100%.
Планирование эксперимента и статистический анализ полученных результатов проведен со статистическим программным обеспечением Minitab версии 17.3.1 [201]. Основными компонентами, входящими в состав деэмульгатора являлись:
"К3" – деэмульсатор, % масс.; "К7" – каплеобразователь, % масс.; "К12" – смачиватель, % масс.; "К15" – гибрид, % масс. .
Критерием эффективности (основной функцией отклика) была принята: Y = степень обезвоживания (суммарный объём выделившейся после термоотстоя и последующего центрифугирования воды), % об.
Уровни изменения компонентов при планировании приведены в таблице 4.5.
При планировании эксперимента и анализе результатов использована методология Extreme Vertices Design (план с экстремальными вершинными точками). План экспериментов представлен в таблице 4.6. Была определена необходимость проведения 25 опытов, в которых композиции деэмульгаторов отличаются количественным содержанием компонентов.
Деэмульгатор в каждом опыте представляет собой смесь, содержащую 50% масс. из этих 4-х активных компонентов и 50% масс. растворителя толуола. Сравнительные лабораторные испытания проводили в статических условиях при разрушении 5%-ной водной эмульсии тяжелой нефти верблюжьего месторождения (Разбавление: 75% нефть; 25% КГФ, (в% об.)). Результаты испытаний эффективности композиций деэмульгаторов приведены в таблице 4.7.
Результаты и обсуждения
Была получена следующая статистическая регрессионная модель для определения степени обезвоживания эмульсии (Y):
Y = 75,09 10-2 K3 + 72,75 10-2 K7 + 74,03 10-2 K12 + 52,66 10-2 K15 - 3,32 10-2 K3 K7 - 2,89 10-2
K3 K15 + 3,67 10-2 K7 K15 + 3,20 10-2 K12 K15 + 3,98 10-3 K3 K7 K12 - 3,48 10-3 K7 K12 K15
+ 4,68 10-4 K7 K12 (K7- K12) - 5,03 10-4 K7 K15 ( K7-K15) R2 = 83,01% (4.1)
Нормальное распределение остатков для этой модели было подтверждено путем построения графика нормальной вероятности в зависимости от остатков (рисунок 4.8) и также построения графика: остатки в зависимости от наблюдаемых значений (рисунок 4.9).
На рисунке 4.10 приведены графики взаимодействий между компонентами и их влияние на степень разрушения эмульсии. Из графика взаимодействия К3 К7 следует, что взаимодействие К7 с этим компонентом сильно зависит от массы (расхода) К3 в композиции, и при разных массах К3 существуют разные взаимодействия между ними. Например, если берем в смеси 3% масс. компонента К3, видно, что с увеличением компонента К7 с 1 до 95% масс. постоянно снижается степень обезвоживания, то есть в таком случае увеличение К7 оказывает отрицательное влияние на деэмульгирующую способность композиции, однако, если берем 13% масс. из компонента К3 в смеси, в то время, как покажет график, с увеличением компонента К7 в смеси до определенного значения, степень разрушения эмульсии повышается, а после того снижается. Остальные связи между этими двумя компонентами и их влияние на степень обезвоживания показаны на графике, из которых можно сделать вывод, что наибольшая степень разрушения эмульсии была получена тогда, когда было использовано 14-25% масс. К3 в смеси и в другой стороны также соотношение К7 в смеси должно быть больше 10% и меньше 60% масс.
График взаимодействия К3 К12 показывает, что если К3= 14-25 % масс. тогда между этими компонентами существует прямая связь и увеличение соотношения К12 в смеси оказывает положительное влияние на разрушение эмульсии и степень обезвоживания доходит до 90% об. при соотношении К12 больше 25% масс. в композиции. Из следующего графика взаимодействия, т.е. взаимодействие К3 К15 выявлено, что при очень низких и высоких соотношениях компонента К3 в смеси, увеличение компонента К15 практически не оказывает влияние на степень разрушения эмульсии, и при средних соотношениях К3 (т.е К3= 14 - 25%), может отрицательно или положительно влиять. Как видно из графика наилучшая степень разрушения получена при соотношении К15 =13-14% масс. и достигалась почти 90% об.
На рисунках 4.11 – 4.12, в двухмерном графике, показано влияние компонентов на степень разрушения эмульсии при их разных соотношениях в композиции. На рисунке 4.11 представлена зависимость степени разрушения водонефтяной эмульсии от соотношения деэмульсатора и смачивателя в композиции (т.е. компонентов К3:К12). Данный график показывает, с увеличением смачивателя (К3) в композиции до определенного значения, степень разрушения эмульсии повышается, а после того сильно подает. Наибольший синергетический эффект между компонентами при разрушении получен, примерно, в соотношении 20:30.
Влияние соотношения смачивателя и каплеобразователя (К12:К7) на степень обезвоживания показано на рисунке 4.12. Наибольший синергетический эффект между данными компонентами получен в соотношении 30:35, а затем увеличение соотношения компонентов в композиции, т.е. увеличение содержания смачивателя, снижает степень разрушения.
На основании модели получен также график (рисунок 4. 13), в котором показана степень разрушения эмульсии в зависимости от соотношения компонентов в смеси. В этом графике каждая точка соответствует конкретной композиции и цвет фона определяет степень разрушения эмульсии. Зеленая часть в этом графике показывает нам все возможные варианта (композиции), при применении которых степень разрушения эмульсии может оказаться больше 95% об. и чем дальше от зеленой части, тем хуже будет степень разрушения эмульсии.
На основании рисунках 4.10 - 4.13 и всех вышесказанных закономерностей было получено следующее оптимальное соотношение компонентов в композиции нового деэмульгатора в таблице 4.8.
Результаты и обсуждения статистического анализа оптимальных значений параметров процесса
Целью этой части настоящего раздела является получение статистических моделей для прогнозирования оптимальных технологических параметров процесса обезвоживания и обессоливания нефти для проектирования установок ЭЛОУ на НПЗ. Для осуществления этой цели кроме вышеполученных результатов еще были необходимы результаты исследования процесса обезвоживания и обессоливания разных видов других нефтей на пилотной ЭЛОУ.
По результатам оценки эмульсионности нефтей и их смесей (Глава 3) было установлено, что нефть с большей плотностью показали себя более способной на образование стойких водонефтяных эмульсий и труднее разрушалась. Результаты, полученные на пилотной ЭЛОУ в этой главе (часть 5.1 и 5.2) также показывают, что нефть с большей плотностью требует более жестких технологических параметров процесса. Поэтому далее на основании значений плотности были взяты исходные данные исследования процесса обезвоживания и обессоливания разных видов (от легкой до тяжелой) следующих нефтей на пилотной ЭЛОУ: карбоновая нефть (0.912 г/см3), девонская нефть (0.872 г/см3) и нефть состинского месторождения (0.840 г/см3), которые относятся к тяжелой, средней и легкой нефтям, соответственно. Исходные данные, т.е. эксперименты с результатами на пилотной ЭЛОУ для данных нефтей были взяты из базы данных по исследованию обезвоживания и обессоливания нефтей (во ВНИИНП), которые были проведены на протяжении прошлых лет.
Физико-химические характеристики нефтей приведены в таблице 5.15. Уровни изменения параметров для каждой нефти приведены в таблице 5.16. Факториальный план экспериментов и результаты по обезвоживанию и обессоливанию образцов нефтей на ЭЛОУ представлены в таблице 5.17.
Обработка данных и получение оптимального режима для каждой нефти также была проведена с помощью программного обеспечения Minitab. Оптимальные значения параметров процесса с максимальной эффективностью удаления воды и хлоридов для данных нефтей (карбоновой, девонской и нефти состинского месторождения) наряду с оптимальными режимами остальных 2-х тяжелых высоковязких нефтей, т.е. нефти верблюжьего месторождения и ярегской приведены в таблице 5.18.
Как следует из этой таблицы, по мере увеличения плотности (т.е. от состинской нефти до нефти верблюжьего месторождения) при обезвоживании и обессоливании нефти оптимальный технологический режим стал жестче, т.е. температура, расход промывной воды и деэмульгатора и другие параметры оказались количественно больше. Поэтому на основании полученных результатов были определены следующие статистические (графические) модели для прогнозирования оптимальных значений параметров процесса обезвоживания и обессоливания нефти на ЭЛОУ в зависимости от плотности нефти (рисунок 5.21).
Из исследованных, самой тяжелой и трудноразрушаемой нефтью при обессоливания и обезвоживания на пилотной ЭЛОУ являлась нефть верблюжьего месторождения с наибольшей плотностью, а после неё тяжелая ярегская нефть. Разрушение водных эмульсий таких тяжелых высоковязких нефтей на ЭЛОУ было сложнее, чем разрушение других нефтей вследствие высокой плотности и вязкости нефти и требовало применения разбавителей, чтобы снижать способность нефти образовывать стойкие водонефтяные эмульсии. В связи с этим автором рекомендуется следующая схема (рисунок 5.22) для подготовки тяжелых высоковязких нефтей (плотностью выше 0,910 – 0,915 г/см3) к переработке на ЭЛОУ НПЗ и необходимый объем КГФ для рециркуляции определяется с помощью следующей графической модели (рисунок 5.23).