close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Прогнозирование технологических параметров процесса обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей с применением математического моделирования

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
АХМАДИ СОРУШ
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА
ОБЕЗВОЖИВАНИЯ И ОБЕССОЛИВАНИЯ ТЯЖЕЛЫХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
С ПРИМЕНЕНИЕМ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Специальность 05.17.07 – Химическая технологии топлив
и высокоэнергетических веществ
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Москва – 2018
2
Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном
учреждении высшего образования «Российский государственный университет нефти и
газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина».
Научный руководитель:
Хуторянский Фридель Меерович
доктор технических наук, профессор
Официальные оппоненты:
Теляшев Эльшад Гумерович
доктор технических наук, профессор, научный
руководитель института - заместитель директора
ГУП институт нефтехимпереработки Республики
Башкортостан
Арсланова Елизавета Владимировна
кандидат технических наук, технический директор
ООО «НПФ «КАДИТЭК», Республика Татарстан
Ведущая организация:
ООО «НПФ ЭИТЭК», г. Москва
Защита состоится «20» сентября 2018 г. в 1400 часов на заседание диссертационного
совета Д 212.200.04 при РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина по адресу: 119991,
Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, дом 65, ауд. 541.
С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке РГУ нефти и
газа (НИУ) имени И.М. Губкина и на сайте: https://www.gubkin.ru/
Автореферат диссертации разослан «___» …… 2018 года
Учёный секретарь
диссертационного совета Д 212.200.04,
доктор химических наук
Бобкова Е.С.
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. По мере уменьшения запасов обычных (т.е. легких и средних)
нефтей основным источником сырья становятся тяжелые высоковязкие нефти и природные
битумы. Разрушение эмульсий тяжёлых высоковязких нефтей, в которых вода находится в
высокодисперсном состоянии, достаточно сложное. Основные проблемы связаны с малой
разностью плотностей нефти и воды, повышенной вязкостью нефти и большим количеством
в таких нефтях мех.примесей. Снижение хлористых солей и воды до требуемого уровня в
процессе подготовки таких нефтей к переработке на ЭЛОУ НПЗ (содержание воды и хлоридов
в обессоленной нефти должны быть не более 0,1% об. и 3-5 мг/дм3, соответственно) требует
разработки и применения специальных реагентов-деэмульгаторов и технологий. Поэтому
разработка высокоэффективных композиционных деэмульгаторов и также изучение
возможностей прогнозирования параметров процесса обезвоживания и обессоливания
тяжелых высоковязких нефтей являются актуальной задачей.
Степень разработанности. В последние годы существенно вырос интерес к тяжёлым
нефтям. Это обусловлено как подорожанием обычной нефти, так и постепенным истощением
её месторождений по всему миру. Мировые ресурсы тяжелых и высоковязких нефтей
значительно превышают запасы легких нефтей и по разным оценкам составляют до 1 трл. т.
Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по объемам запасов тяжелых
нефтяных ресурсов. В России не осуществляется на ЭЛОУ НПЗ квалифицированная
подготовка тяжелых и высоковязких нефтей из-за отсутствия эффективных технологий и
деэмульгаторов. Зарубежный и отечественный опыт свидетельствует о том, что разрушение
эмульсий таких тяжелых высоковязких нефтей очень сложно, а процесс подготовки к
переработке таких нефтей на ЭЛОУ мало изучен, что обуславливает необходимость
проведения исследований, как по технологии, по моделированию и оптимизации процесса
обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей, так и по разработке
высокоэффективных деэмульгаторов.
Цель и задачи работы:
Целью диссертационной работы являлось изучение возможностей прогнозирования
параметров процесса обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей с
применением математического моделирования и также разработка высокоэффективного
композиционного деэмульгатора.
Для осуществления этой цели необходимо было провести следующие исследования и
решить поэтапно нижеперечисленные задачи:
1) изучить основные свойства и характеристики, оказывающие наибольшее влияние на
устойчивость эмульсий тяжелых нефтей, найти взаимосвязь между ними и получить
4
модели для количественного прогнозирования этих факторов;
2) выбрать тяжелые нефти на основании результатов исследований этапа 1, исследовать
эмульсионность нефтей и их смесей с разбавителем;
3) выбрать нефть, образующую наиболее стойкую трудно-разрушаемую эмульсию по
результатам исследований этапа 2 и разработать высокоэффективный композиционный
деэмульгатор;
4) исследовать процесс глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких
нефтей на пилотной ЭЛОУ; провести статистический анализ результатов и математическое
моделирование процесса, получить модели для прогнозирования степени обезвоживания
и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей с проверкой правильности результатов;
5) провести статистический анализ результатов подготовки тяжелых и ряда других нефтей на
пилотной
ЭЛОУ
с
получением
оптимальных
значений
параметров,
получить
математические модели для прогнозирования оптимальных значений параметров
процесса.
Научная новизна:
1) Впервые показана возможность прогнозировать оптимальный технологический режим
процесса обезвоживания и обессоливания нефти для проектирования установок ЭЛОУ на
НПЗ с помощью полученных моделей.
2) Показана возможность прогнозировать степень обезвоживания и обессоливания при
подготовке тяжелых высоковязких нефтей к переработке на ЭЛОУ НПЗ. Разработан
оптимальный режим процесса для исследуемых тяжелых нефтей с применением
разработанного
деэмульгатора
в
целях
их
использования
для
проектирования
промышленных установок ЭЛОУ для подготовки каждой нефти.
3) Впервые установлено предельное значение плотности тяжелой нефти, при которой
приемлемые результаты обезвоживания и обессоливания нефти на ЭЛОУ могут быть
достигнуты без применения разбавителя.
4) Разработан новый композиционный высокоэффективный деэмульгатор для разрушения
эмульсий тяжелых высоковязких нефтей.
Теоретическая значимость работы. Результаты работы дополняют новыми данными
теоретическое знание в области подготовки к переработке тяжелых высоковязких нефтей и
расширяют спектр применяемых высокоэффективных композиционных деэмульгаторов при
разрушении водонефтяных эмульсии тяжелых нефтей.
Практическая
ценность.
Рекомендуется
математические
модели
процесса
обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей использовать при разработке
исходных данных для проектирования промышленных ЭЛОУ НПЗ. ООО "КОЛТЕК-ЭкоХим"
5
осваивает промышленное производство опытной партии нового деэмульгатора для
проведения его опытно-промышленных испытаний на ЭЛОУ НПЗ.
Методология и методы исследования. При выполнении диссертации использовали
следующие методы экспериментальных исследований: Метод исследования эмульсионности
нефти, разработанный специалистами ОАО «ВНИИ НП»; Метод оценки эффективности
деэмульгаторов при разрушении водонефтяной эмульсии. Настоящая методика, аналогичная
общепринятому «бутылочному методу», доработана в части приготовления водонефтяной
эмульсии; Методика исследований на пилотной электрообессоливающей установке (ЭЛОУ).
Предусмотрен на установке отбор проб и контроль содержания воды и хлоридов в сырой и
обессоленной нефти. Содержание воды и хлоридов в нефти до и после ЭЛОУ определяли по
ГОСТ 2477-65 и ГОСТ 21534-76, соответственно.
На защиту выносятся:
1) Результаты исследований процесса глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелых
высоковязких нефтей на пилотной ЭЛОУ с получением математических моделей для
прогнозирования степени обезвоживания, обессоливания и оптимальных значений
параметров процесса.
2) Результаты исследований по разработке нового высокоэффективного композиционного
деэмульгатора.
Степень достоверности и апробация результатов. Представленные в работе результаты
являются достоверными сведениями, полученными на основании анализа значительного
объема экспериментальных данных с использованием современных физико-химических
методов анализа. Основные результаты работы доложены на 4-х международных
конференциях: VIII Международный форум «Стратегия объединения: решение актуальных
задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе»., г. Москва, РГУ
нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
19-20 ноября 2015 г.; Юбилейная 70-я
Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ – 2016», г. Москва, РГУ
нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина 18-20 апреля 2016 г.; IX Международный форум
«Стратегия объединения: решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического
комплексов на современном этапе», г. Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
24-25 ноября 2016 г.; Международная научно-практическая конференция «Новшества в
области технических наук», г. Тюмень, 25 декабря 2016 г.
По теме диссертации опубликованы 7 статей в журналах из перечня ВАК, 4 тезиса
докладов, представленных на международных конференциях и 1 патент на изобретение.
Структура диссертационной работы. Диссертационная работа включает в себя
оглавление, введение, пять глав, заключение, список литературы из 203 наименований, список
6
сокращений, условные обозначения и приложения.
Работа изложена на 153 страницах,
содержащих 34 таблицы и 46 рисунков.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
В первой главе приведен аналитический обзор литературы по теме диссертационной
работы. Приведена основная информация по вредным примесям нефти, в основном,
коррозионноактивным компонентам, и требования, предъявляемые к поступающей на
переработку нефти. Приведены представления о механизме образования и типах
водонефтяных эмульсий, их устойчивости и механизме образования адсорбционного слоя и
его роли, влиянии природных эмульгаторов и твердых частиц на устойчивость эмульсий и
способах разрушения водонефтяных эмульсий. Рассмотрены основные типы современных
высокоэффективных деэмульгаторов, их классификация, роль и механизм разрушения
водонефтяных эмульсий. В аналитическом обзоре уделено внимание исследованиям по
моделированию процесса обессоливания и обезвоживания нефтей для изучения основных
технологических параметров, влияющих на эффективность процесса.
Во второй главе приведены основные методы лабораторных исследований
водонефтяных эмульсий, представляющие собой методики оценки эмульсионности нефти,
эффективности деэмульгаторов и методологию исследований по обезвоживанию и
обессоливанию на пилотной электрообессоливающей установке.
Третья глава посвящена прогнозированию основных параметров устойчивости
эмульсий тяжелых нефтей, выбору исследуемых тяжелых высоковязких нефтей и их
эмульсионности.
В данное исследование был включен широкий круг сырых нефтей (250 нефтей
различной природы приведены в диссертации) для изучения основных параметров
устойчивости эмульсий тяжелых нефтей и взаимосвязи между ними для прогнозирования их
поведения. При статистическом анализе данных, было обнаружено, что существует высокая
корреляция между содержанием асфальтенов (Ac) и смол (См) и содержанием общей серы (S)
в сырой нефти. Получены следующие модели для прогнозирования Ac и См в сырой нефти:
Ac = -0.78 + 1.25 ρ - 10.51 S + 13.62 ρ*S
R2 = 83.70 %
(1)
См = -76.32 + 97.55 ρ + 3.254 S - 0.293 S2
R2 = 84.70 %
(2)
Зависимость содержания асфальтенов и смол в тяжелых нефтях от содержания серы
представлена на рисунке 1.
Была получена также следующая модель для прогнозирования вязкости:
µ = 2662 - 6386 ρ + 0.295 S + 3834 ρ2
R2 = 90.11%
Зависимость вязкости от плотности и содержания серы представлена на рисунке 2.
(3)
7
Рисунок 1 – Зависимость содержания асфальтенов и смол в тяжелых нефтях от
содержания серы
Рисунок 2 – Зависимость вязкости нефти при 50 оС от содержания серы (S) и плотности
(ρ)
Как свидетельствуют рисунки 1 и 2, на основании показателя плотности невозможно
говорить о содержании асфальтенов в нефти, 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. В отличие от содержания
асфальтенов, вязкость тяжелых и сверхтяжёлых нефтей и содержание смол в них - даже при
очень низком содержании серы - всегда высокие. Выявлено, что основной причиной высокой
вязкости таких нефтей с достаточно низким содержанием серы является присутствие
большого количества смол в нефти, а не асфальтенов.
На основании полученных результатов было решено выбрать 2 образца тяжелых
высоковязких нефтей, обладающих разными плотностью и содержанием серы для дальнейших
исследований.
Физико-химические
характеристики
месторождения и ярегская нефть) приведены в таблице 1.
нефтей
(нефть
верблюжьего
8
Таблица 1 -
Физико-химические характеристики образцов исследуемых тяжёлых
нефтей
Показатель
Плотность, г/см3
при 20 °С
при 50 °С
Кинематическая вязкость, сСт
при 50 °С
при 80 °С
Содержание серы, %масс.
Содержание, %масс.
силикагелевых смол
асфальтенов
парафинов
Температура застывания, °С
Содержание воды, %об.
Содержание хлоридов, мг/дм3
Содержание механических примесей, %масс.
Нефть
верблюжьего
месторождения
Ярегская нефть
0,952
0,930
0,940
0,918
64,35
41,18
0,55
270,1
48,1
2,9
28,82
1,6
4,49
+15
1,8
1513
0,016
20
3,7
0,5
-17
2,5
80
0,012
Результаты исследований по оценке эмульсионности данных нефтей и их смесей с КГФ
(керосино-газойлевая фракция) в различных соотношениях в сравнении с усреднённой
западносибирской нефтью представлены на рисунке 3.
Рисунок 3 – Эмульсионность нефтей и их смесей с КГФ
Как следует из графика, исследуемые тяжёлые высоковязкие нефти образуют весьма
стойкие эмульсии. Разбавление нефтей КГФ резко снижает их способность образовывать
стойкие водонефтяные эмульсии, достаточно близкие по стойкости к западносибирской.
Установлено, что нефть и/или смесь с большей плотностью показала себя более способной на
образование стойких водонефтяных эмульсий, т.е. имеет эмульсионность выше. Выявлено,
9
что плотность является главным параметром устойчивости при разрушении водонефтяных
эмульсий тяжелых высоковязких нефтей по сравнению с другими параметрами.
В
четвертой
главе
приведены
исследования
по
разработке
нового
высокоэффективного композиционного деэмульгатора для разрушения водонефтяных
эмульсий тяжелых высоковязких нефтей.
На основании эмульсии тяжелой высоковязкой нефти* верблюжьего месторождения
приведены результаты исследований, направленные на подбор эффективного деэмульгатора
из применяющихся на промышленных ЭЛОУ для разрушения водонефтяных эмульсий. Для
проведения испытаний было взято 7 деэмульгаторов: «Геркулес 1603 Б» - ООО «КолтекЭкоХим» (РФ); «Геркулес 1603С» - ООО «Колтек-ЭкоХим» (РФ); «Геркулес 1017» - ООО
«Колтек-ЭкоХим» (РФ); «Диссольван 3359» - фирма «Клариант» (Швейцария); «ФЛЭК» ООО «ФЛЭК» (РФ); «НАЛКО N 24-28» - ф. «НАЛКО» (США); «Chemec 2437» (ф. „ ХИМЕК”,
Италия).
Испытания эффективности образцов деэмульгаторов были проведены «Бутылочным
методом». На рисунке 4 приведены результаты лабораторных испытаний образцов
деэмульгаторов при термохимическом разрушении водонефтяной эмульсии исследуемой
нефти. Выявлено, что наибольшую эффективность при разрушении эмульсии показал
деэмульгатор «Диссольван 3359», являющийся импортным. В связи с этим была поставлена
задача: разработать новый отечественный высокоэффективный деэмульгатор, находящийся
по своей эффективности на уровне коммерческого импортного деэмульгатора.
Рисунок 4 – Зависимость степени разрушения эмульсии от расхода деэмульгатора
Для разработки эффективной композиции нового нефтерастворимого деэмульгатора на
первом этапе исследований были использованы 17 компонентов различной природы под
условными названиями «К» 0, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15 и 16 (таблица 2). Все
*
Нефть разбавлена с КГФ в соотношении 75:25, % об.
10
исследованные ПАВ по их функциональному предназначению относились к веществам,
способствующим разрушению водонефтяных эмульсий.
Таблица 2 – Активные компоненты для разработки рецептуры нового
деэмульгатора
Компоненты
К0 - К4
К5 - К7
К8 - К13
К14 - К16
Химический класс
Группа I - деэмульсаторы
Блок-сополимеры
Группа II - каплеобразователи
Алкоксилированная алкилфенолформальдегидная смола
Группа III - смачиватели
Алкоксилат эпоксидной смолы
Группа IV - гибриды
Модифицированный специальный алкоксилат смолы
Лабораторные испытания компонентов проводили на очень стойкой водонефтяной
эмульсии нефти* верблюжьего месторождения, практически не разрушаемой без применения
деэмульгаторов. Анализ данных по разрушению эмульсии при применении различных
компонентов Группы I показывал, что наилучший результат, как свидетельствует рисунок 5,
получен при применении компонента К3. Суммарный объём выделившейся после термоотстоя
и последующего центрифугирования воды составлял 84% об. Необходимо отметить, что
только в случае применения "К3" не образовывался промежуточный эмульсионный слой.
Среди компонентов Группы II (рисунок 6) наибольшую эффективность при разрушении
эмульсии показал "К7".
Объём выделившейся воды после термоотстоя при использовании компонентов "К5" и
"К6" был намного ниже, чем при применении "К7".
*
Нефть разбавлена с КГФ в соотношении 50:50, % об.
11
Среди компонентов Группы III и IV (рисунки 7 и 8) наиболее эффективными являются
К12 и К15 соответственно, деэмульгирующая способность каждого из этих 2-х компонентов
по сравнению с другими компонентами своей группы значительно выше.
Был составлен план эксперимента с целью уточнения оптимальной композиции
деэмульгатора по количественному содержанию компонентов, входящих в её состав.
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, % об.
При планировании эксперимента и анализе результатов использована методология
Extreme Vertices Design (план с экстремальными вершинными точками). Была определена
необходимость проведения 25 опытов, в которых композиции деэмульгаторов отличаются
количественным содержанием компонентов. Товарная форма деэмульгатора представляла
собой композицию, состоящую из 4 активных, упомянутых выше, компонентов (50 %масс.) и
растворителя толуола (50 %масс.). Сравнительные лабораторные испытания проводили в
статических условиях при разрушении 5%-ной водной эмульсии тяжелой нефти Верблюжьего
месторождения (Разбавление: 75%об. нефть; 25%об. КГФ).
На основании экспериментальных результатов была получена статистическая
регрессионная модель для определения степени обезвоживания эмульсии, с помощью которой
построены следующие графики степени разрушения эмульсии в зависимости от соотношения
компонентов в смеси (рисунки 9 – 11). Зеленая часть в графике 9 показывает нам все
возможные варианты (композиции), при применении которых степень разрушения эмульсии
12
может оказаться больше 95%об. и чем дальше от зеленой части, тем хуже будет степень
разрушения эмульсии. На рисунке 10 представлена зависимость степени разрушения
водонефтяной эмульсии от соотношения деэмульсатора и смачивателя в композиции
(К3:К12). Данный график показывает, с увеличением деэмульсатора (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. Наибольший синергетический эффект между компонентами
К12:К7 (рисунок 11) получен в соотношении 30:35, а затем увеличение в композиции
содержания смачивателя, снижает степень разрушения.
Рисунок 9 – Зависимость степени разрушения эмульсии (Y) от соотношений
компонентов входящих в композицию
На основании данных графиков было получено следующее оптимальное соотношение
компонентов в композиции нового деэмульгатора (таблица 3).
13
Таблица 3 – Оптимальное соотношение компонентов в композиции
Компоненты
Значение в % масс.
К3
20
К7
35
К12
31
К15
14
Физико-химические свойства разработанного деэмульгатора приведены в таблице 4.
Эффективность оптимальной композиции деэмульгатора проверена при разрушении
образцов стойкой водонефтяной эмульсии тяжелой ярегской нефти и тяжелой нефти
Верблюжьего месторождения в сравнении с Российским традиционным деэмульгатором и
лучшим зарубежным образцом (рисунок 12). Из полученных результатов выявлено, что
применение разработанной
композиции деэмульгатора приводило
к
эффективному
разрушению водонефтяной эмульсии и по своей эффективности он находится на уровне
коммерческого импортного деэмульгатора “Диссольван 3359”.
Данный разработанный
деэмульгатор был использован для дальнейшей подготовки нефтей на пилотной ЭЛОУ и
моделирования процесса обезвоживания и обессоливания тяжелых нефтей.
Таблица 4 - Физико-химические свойства разработанного деэмульгатора
Внешний вид
Массовая доля активного вещества, %масс.
Температура застывания, °С, не выше
Вязкость кинематическая при 20 °С, мм²/с
Однородная жидкость желтого цвета
50
- 60
32,68
Рисунок 12 – Степень разрушения эмульсии при применении разработанного
деэмульгатора в сравнении с традиционным деэмульгатором и лучшим зарубежным
образцом, 20 г/т
Пятая глава посвящена прогнозированию степени обезвоживания и обессоливания
при подготовке к переработке тяжелых высоковязких нефтей на ЭЛОУ НПЗ и также
прогнозированию технологических параметров процесса с применением математического
моделирования.
14
Исследование влияния основных факторов на эффективность процесса обезвоживания
и обессоливания тяжелых исследуемых нефтей проводились на пилотной ЭЛОУ. Основными
факторами, влияющими на эффективность обезвоживания и обессоливания тяжелой нефти на
ЭЛОУ, являлись:
X1 – соотношение: нефть-разбавитель, % об. ;
Х2 – производительность электродегидратора (об. /об.ч);
Х3 – температура, °С;
Х4 – количество подаваемого деэмульгатора, г/т нефти;
Х5 – количество подаваемой промывной воды, % об.
В качестве разбавителя использована КГФ той же нефти.
Критериями эффективности технологического процесса (основными функциями
отклика) были приняты:
ηобез = степень обезвоживания нефти на ЭЛОУ,% ;
ηобеc = степень обессоливания нефти на ЭЛОУ,% .
ηобез и ηобеc рассчитываются по следующим формулам:
ηобез = (1 – Y1,вых / Y1,вх ) . 100%;
ηобеc = (1 – Y2,вых / Y2,вх ) . 100%.
где, Y1,вх и Y1,вых - содержание воды (% об.) в нефти до и после ЭЛОУ соответственно
и Y2,вх и Y2,вых - содержание хлоридов (мг/дм3) в нефти до и после ЭЛОУ соответственно.
Статистический анализ результатов, полученных при обезвоживании и обессоливании
нефти верблюжьего месторождения на ЭЛОУ проведен со статистическим программным
обеспечением Minitab версии 17.3.1. Использован дробный факторный эксперимент (Fractional
Factorial Design – FFD), который позволяет исследовать влияния множественных факторов
одновременно с более точной идентификацией взаимодействий между факторами.
Надлежащий анализ определит незначительные факторы и будет держать их подальше от
моделирования. В данном исследовании использован дисперсионный анализ (ANOVA) для
оценки значительных факторов (P-value ≤ 0,05). В соответствии с таблицей дисперсионного
анализа (ANOVA) получена следующая статистическая регрессионная модель для ηобез в виде
кодированных факторов:
ηобез = 81.16 - 18.96 x1 - 9.84 x2 + 6.64 x4 - 7.84 x1*x3 + 9.67 x1*x5 - 8.16 x2*x4
+ 13.11 x3*x4 - 8.54 x3*x5 - 16.19 x4*x5
Соответствующий
дисперсионный
R2 = 94,91% (4)
анализ
(ANOVA)
для
ηобез
приведен
в
таблице 5. P-value менее 0,05 для факторов указывают, что данные факторы являются
значительными на уровне вероятности 95%.
15
Таблица 5 – Дисперсионный анализ (ANOVA) для ηобез
Source
Model
Linear
x1
x2
x4
2-Way Interactions
x1*x3
x1*x5
x2*x4
x3*x4
x3*x5
x4*x5
Error
Total
DF
9
3
1
1
1
6
1
1
1
1
1
1
10
19
Adj SS
4509.8
4204.9
2402.6
714.4
357.3
1260.1
320.0
521.9
430.7
672.7
409.6
1107.6
241.7
4751.5
Adj MS
501.09
1401.64
2402.55
714.38
357.25
210.02
319.99
521.90
430.68
672.74
409.57
1107.63
24.17
F-Value
20.73
57.99
99.40
29.56
14.78
8.69
13.24
21.59
17.82
27.83
16.94
45.82
P-Value
0.000
0.000
0.000
0.000
0.003
0.002
0.005
0.001
0.002
0.000
0.002
0.000
На диаграмме Парето эффектов (рисунок 13) оценки эффектов дисперсий расположены
по абсолютной величине значений: от наибольших к наименьшим. Величина каждого эффекта
представлена столбиком, и столбики пересекают линией, указывающей, каков должен быть
эффект по величине (то есть какова должна быть длина столбика), чтобы быть статистически
значимым. Как видно из этой диаграммы наибольший эффект на ηобез имеют соотношение:
нефть-разбавитель (X1) и взаимодействие между количеством подаваемой промывной воды и
количеством
подаваемого
деэмульгатора
(Х4*Х5),
а
потом
производительность
электродегидратора (X2).
Рисунок 13 – Диаграмма Парето эффектов для модели ηобез
Та же методология и анализ использованные для оценки ηобез были применены для ηобес.
Была получена следующая эмпирическая модель для ηобес:
ηобес = 91.342 - 4.66 x1 - 8.31 x2 - 6.90 x1*x2 - 15.47 x1*x4 + 11.88 x1*x5 + 14.72 x2*x4
- 13.17 x2*x5
R2 = 95,31%
(5)
Зависимость степени обезвоживания (ηобе3) и степени обессоливания (ηобес) нефти от
параметров процесса представлены на рисунках 14 и 15. Из этих рисунков выявлено, что
16
разбавление
нефти
КГФ,
снижение
производительности,
повышение
температуры,
увеличение расхода деэмульгатора и промывной воды увеличивают степени обезвоживания и
обессоливания нефти. На основании результатов можно сказать, что полученные модели
достаточно надёжно описывают процесс обезвоживания и обессоливания тяжелой нефти.
Оптимальные значения (диапазоны значений) параметров процесса для максимальной
эффективности удаления воды и хлоридов из нефти, т.е. максимальная степень обезвоживания
и обессоливания приведены в таблице 6.
Рисунок 14 – Зависимость степени обезвоживания нефти (ηобез) от параметров процесса
Рисунок 15 – Зависимость степени обессоливания нефти (ηобес) от параметров процесса
Таблица 6 – Оптимальные значения параметров процесса для нефти верблюжьего
месторождения
Х1
77 % об. (-3)
Х2
0,67 об./об.ч ( +
−0,15)
Х3
120 °С (+5)
Х4
30 , г/т ( +
−2)
Х5
5,5 % об ( +
−1)
Проведено подобное исследование процесса обезвоживания и обессоливания на
пилотной ЭЛОУ для тяжелой ярегской нефти. Использованы методология дробного
факторного эксперимента (FFD) при моделировании процесса обезвоживания и методология
17
поверхности отклика (RSM) при моделировании процесса обессоливания. Были получены
следующие модели для ηобез и ηобес:
ηобез = 87.390 - 4.471 x1 - 2.810 x2 - 0.909 x3 - 1.775 x4 - 2.542 x5 + 2.098 x2*x3
- 1.888 x1*x2*x3
R2 = 94.5 %
(6)
ηобес = 96.24 - 6.106 x1 + 2.709 x2 + 2.709 x4 + 3.892 x5 - 9.97 x1*x1 - 3.589 x1*x3
- 2.020 x2*x4 - 5.464 x2*x5 + 3.137 x3*x4
R2 = 95,64%
(7)
Оптимальные значения параметров процесса для максимальной эффективности
удаления воды и хлоридов из нефти приведены в таблице 7.
Таблица 7 – Оптимальные значения параметров процесса для ярегской нефти
Х1
83 % об.(-3)
Х2
0,85 об./об.ч ( +
−0,15)
Х3
115 °С (+5)
Х4
25, г/т ( +
−2)
Х5
5 % об ( +
−1)
На основании результатов, полученных при моделировании процесса обезвоживания и
обессоливания тяжелых высоковязких нефтей, было выявлено, что наибольшее влияние на
степень обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей оказывает
соотношение: нефть-разбавитель. Без применения разбавителя, ни повышение температуры,
ни увеличение расхода промывной воды и деэмульгатора, ни снижение удельной загрузки
электродегидратора не обеспечивают снижения содержания остаточных хлоридов и воды до
требуемых значений вследствие высокой плотности и вязкости нефти. Достижение
приемлемых технологических показателей процесса обезвоживания и обессоливания нефти
возможно только при разбавлении её маловязким продуктом - КГФ из тех же нефтей.
Установлено, что на степень обессоливания наибольшее влияние после разбавителя имеют
расход промывной воды и производительность электродегидратора, а на степень
обезвоживания - расход деэмульгатора и производительность электродегидратора.
Последней целью являлось получение статистических моделей для прогнозирования
оптимальных значений параметров процесса обессоливания и обезвоживания нефти на
ЭЛОУ. Для осуществления этой цели кроме вышеполученных результатов еще были
необходимы результаты исследования процесса обезвоживания и обессоливание разных
видов других нефтей на пилотной ЭЛОУ. Поэтому далее 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 были взяты из базы данных по
исследованию обезвоживания и обессоливания нефтей, которые были проведены на
18
протяжении прошлых лет. Обработка данных и получение оптимального режима для каждой
нефти также была проведена с помощью программного обеспечения Minitab (таблица 8).
Таблица 8 – Оптимальные значения параметров процесса на ЭЛОУ
№
Наименование
3 Карбоновая нефть
4 Девонская нефть
6 Состинская нефть
Оптимальные значения параметров
100-X1 (КГФ)
X2
X3
X4
0
0
0
1.25( +
−0.15)
+
2.1( −0.15)
2.4( +
−0.15)
110 (+5)
95 (+5)
80 (+5)
18( +
−2)
+
8( −1)
3.5( +
−1)
X5
4.5( +
−1)
+
4( −1)
3( +
−1)
На основании полученных результатов были определены следующие графические
модели для прогнозирования оптимальных значений параметров процесса обезвоживания и
обессоливания нефти на ЭЛОУ в зависимости от плотности нефти (рисунок 16).
Рисунок 16 – Зависимость оптимальных значений параметров процесса от плотности
нефти
Из исследованных самой тяжелой и трудноразрушаемой нефтью при обессоливании и
обезвоживании 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
19
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 17) для подготовки тяжелых высоковязких
нефтей (плотностью выше 0,910 – 0,915 г/см3) к переработке на ЭЛОУ НПЗ и необходимый
объем рециркулируемой КГФ определяется следующей графической моделью (рисунок 18).
Рисунок 17 – Рекомендуемая схема блока ЭЛОУ для подготовки тяжелых
высоковязких нефтей
Рисунок 18 – Оптимальный объем рециркулируемой КГФ при подготовке тяжелых
высоковязких нефтей на ЭЛОУ НПЗ
20
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Основные выводы по результатам выполненной работы:
1) Изучены основные свойства и характеристики, оказывающие наибольшее влияние на
устойчивость эмульсий тяжелых нефтей и получены статистические модели для
прогнозирования поведения этих факторов в различных нефтях. Сделано предположение,
что плотность и содержание общей серы в сырой нефти являются точными показателями
для
прогнозирования
основных
вышесказанных
свойств
и
характеристик
с
использованием нелинейной статистики. Выявлено, что плотность является главным
предиктором при предсказании содержания смол и вязкости, а содержание серы является
главным при прогнозировании содержания асфальтенов. Выбраны тяжелые нефти для
дальнейших исследований на основании показателя плотности и содержания общей серы.
2) Выполнены исследования эмульсионности нефти верблюжьего месторождения и ярегской
нефти и их смесей с КГФ в различных соотношениях в сравнении с западносибирской
нефтью. Показано, что, во-первых, разбавление нефти КГФ резко снижает способность
нефти образовывать стойкие водонефтяные эмульсии и, во-вторых, нефть и/или смесь с
большей плотностью показала себя более способной на образование стойких
водонефтяных эмульсий.
3) Проведены лабораторные исследования деэмульгирующей способности различных
компонентов ПАВ для разработки эффективной композиции нового деэмульгатора.
Установлено, что среди компонентов наибольшей деэмульгирующей способностью
обладали "К3", "К7", "К12" и "К15". Выполнена оптимизация состава композиции
разработанного деэмульгатора на эмульсиях тяжелых высоковязких нефтей. Методом
математического анализа определено оптимальное соотношение компонентов в
композиции деэмульгатора. Проверена эффективность оптимальной композиции при
разрушении образцов стойкой водонефтяных эмульсий исследуемых тяжелых нефтей в
сравнении с традиционным российским деэмульгатором и лучшим зарубежным образцом.
Показана высокая эффективность разработанного деэмульгатора, находящегося по своей
эффективности на уровне коммерческого импортного деэмульгатора “Диссольван 3359”.
4) На пилотной ЭЛОУ проведены исследования процесса глубокого обезвоживания и
обессоливания тяжелых высоковязких нефтей (нефть верблюжьего месторождения и
ярегская нефть). Проведены математическое моделирование процесса с использованием
методологий поверхности отклика (RSM) и дробного факторного эксперимента (FFD).
Разработаны модели для прогнозирования степени обезвоживания и обессоливания
тяжелых высоковязких нефтей. При моделировании выявлено, что наибольшее влияние на
степень
обезвоживания и
обессоливания тяжелых
высоковязких
нефтей имеет
21
соотношение: нефть-разбавитель. Без применения разбавителя (КГФ) при любых
значениях остальных параметров процесса приемлемые результаты не достигались.
5) Получены оптимальные технологические параметры процесса обезвоживания и
обессоливания тяжелой высоковязкой нефти верблюжьего месторождения и ярегской
нефти в целях их использования для проектирования промышленных установок ЭЛОУ для
подготовки каждой нефти.
6) Получены модели для прогнозирования оптимальных технологических параметров
процесса на основании оптимальных значений параметров, полученных при подготовки
тяжелых высоковязких и ряда других нефтей на пилотной ЭЛОУ.
Рекомендации и перспективы дальнейшей разработки темы:
Разработанные
математические
модели
могут
быть
использованы
для
предварительной оценки основных факторов, влияющих на устойчивость эмульсий тяжелых
нефтей и также для прогнозирования технологических параметров процесса обезвоживания и
обессоливания нефти в целях их использования для проектирования промышленных
установок ЭЛОУ на НПЗ. Разработана эффективная композиция нефтерастворимого
деэмульгатора, превосходящая по активности широко применяемые на промышленных ЭЛОУ
деэмульгаторы, такие как «Геркулес 1017» и «Геркулес 1603». Фирмой «КОЛТЕК-ЭкоХим»
планируется промышленное применение нового композиционного деэмульгатора. При этом
исследования
будут
продолжаться
для
опытно-промышленного
промышленного освоения деэмульгатора на НПЗ отрасли.
применения
и
22
СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ
1) Ахмади Соруш. Разработка высокоэффективного композиционного деэмульгатора для
подготовки тяжелых высоковязких нефтей/ Ахмади Соруш, Хуторянский Ф.М., Ергина
Е.В. // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. - 2018. - №2. - С.8-13.
2) Ахмади Соруш. Математическое моделирование и оптимизация процесса обезвоживания
и обессоливания тяжелых нефтей/ Ахмади Соруш, Хуторянский Ф.М., Солтани Бехназ //
Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. – 2017. - №11. - С. 16-24.
3) Ахмади Соруш. Прогнозирование основных свойств и характеристик, влияющих на
устойчивость эмульсий тяжелых нефтей/ Ахмади Соруш, Хуторянский Ф.М., Солтани
Бехназ // Мир нефтепродуктов. Вестник нефтяных компаний. - 2017. - №5. - С. 34-40.
4) Ахмади Соруш. Моделирование электрообессоливающей установки для подготовки
тяжелых нефтей/ Ахмади Соруш, Хуторянский Ф.М., Солтани Бехназ // Технологии нефти
и газа. - 2017. - №1. - С.3-9.
5) Ахмади Соруш. Современные высокоэффективные деэмульгаторы для обезвоживания и
обессоливания водонефтяных эмульсий (обзор патентов) / Ахмади Соруш, Хуторянский
Ф.М., Солтани Бехназ. // Промышленный сервис. - 2016. -№4. - С.3-10.
6) Доссо Уэй. Эффективный композиционный деэмульгатор для разрушения водонефтяных
эмульсий с аномально высоким содержанием мехпримесей/ Доссо Уэй, Хуторянский Ф.М.,
Ахмади Соруш, Анджаев С.С., Ергина Е.В. // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2015. - №
9.С .3-8.
7) Хуторянский, Ф.М. Исследования процесса обезвоживания и обессоливания на ЭЛОУ
тяжелой высоковязкой нефти верблюжьего месторождения Астраханской области/ Ф.М.
Хуторянский, Ахмади Соруш, Уэй Доссо, Солтани Бехназ // Мир нефтепродуктов. Вестник
нефтяных компаний. - 2015. - №3. - С.20-26.
8) Ахмади Соруш, Ф.М. Хуторянский, Солтани Бехназ. Подбор реагентов-деэмульгаторов
для глубокого обессоливания тяжелых нефтей. Международная научно-практическая
конференция «Новшества в области технических наук», г. Тюмень, 25 декабря 2016 г.
9) Ахмади
Соруш,
Хуторянский
Ф.М.,
Солтани
Бехназ.
Моделирование
электрообессоливающей установки для подготовки тяжелых нефтей // IX Международный
промышленно-экономический форум «Стратегия объединения: решение актуальных задач
нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе», г. Москва, РГУ
23
нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 24-25 ноября 2016 г.
10) Ахмади Соруш, Хуторянский Ф.М., Солтани Бехназ. Разработка технологии глубокого
обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей// Юбилейная 70-я
Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ – 2016», г. Москва, РГУ
нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 18-20 апреля 2016 г.
11) Хуторянский
Ф.М.,
Ахмади
Соруш,
Доссо
Уэй,
Ергина
Е.В.
Эффективный
композиционный деэмульгатор для разрушения водонефтяных эмульсий с аномально
высоким содержанием мехпримесей //VIII Международный промышленно-экономический
форум
«Стратегия
объединения:
решение
актуальных
задач
нефтегазового
и
нефтехимического комплексов на современном этапе». г. Москва, РГУ нефти и газа (НИУ)
имени И.М. Губкина, 19-20 ноября 2015 г.
12) Пат. 2646609 РФ. Композиция для обезвоживания и обессоливания водонефтяных
эмульсий/ Ахмади Соруш, Ф.М. Хуторянский, В.М. Капустин и др. заявл. 02.02.2017;
опубл. 06.03.2018 Бюл. № 7.
Автор выражает искреннюю благодарность за поддержку, ценные советы и
рекомендации при работе над диссертацией своему научному руководителю д.т.н.,
профессору Хуторянскому Ф.М., а также к.т.н., ведущему инженеру ООО «Колтек-ЭкоХим»
Ергиной Е.В. за большую помощь в выполнении настоящей работы. Глубокую
признательность за ценные замечания и рекомендации автор выражает д.т.н., профессору
Гурееву А.А.
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа