Написати автору Оцінка ефективності деемульгаторів для зневоднення кам’яновугільних смол за величиною зниження їхньої в’язкості
DOI: https://doi.org/10.15407/hftp14.01.102
Анотація
Вперше для емульсій типу «вода в смолі» досліджено взаємозв’язок між ефективністю зневоднення та величиною зниження в’язкості кам’яновугільної смоли при додаванні деемульгаторів. Досліджено зневоднення емульсій кам’яновугільних смол з використанням 12 деемульгаторів з різними показниками відносної розчинності у воді (RSN = 8.2–14.5) для смол різних піролізних марок. Вивчено вплив ряду деемульгаторів на в’язкість дисперсійного середовища емульсій «вода в смолі». Як модель дисперсійного середовища емульсій була взята смола низького ступеня піролізу з вмістом вологи 1.2 % і нерозчинних речовин в хіноліні 1 %. Для порівняльної оцінки деемульгуючої активності використали bottletest. Реологічні характеристики вивчених смол були визначені з ротаційним реометром з контрольованою швидкістю зсуву Brookfield DV2T в температурному діапазоні між 30 і 65 °C. При додаванні деемульгаторів в смолу та витримці суміші протягом 24 год спостерігається зниження в’язкості. При вимірюваннях без витримки в’язкість суміші знижується лише за досить високої температури нагрівання (58 °С). Порівняння ефективності зневоднення з в’язкістю суміші при 58 °С показало наявність лінійної залежності: чим більше знижується в’язкість смоли при введенні деемульгатора, тим вище ефективність зневоднення при використанні цього деемульгатора, причому для смол різного ступеня піролізованості. Зниження в’язкості смоли сприяє коалесценсії крапель води та дифузії деемульгатора крізь дисперсійне середовище до межі розділу фаз, що підвищує ефективність зневоднення. Вибірковість зневоднення смоли дослідженими деемульгаторами зберігається для смол як низького ступеня піролізованості, так і високої. В області малого зниження в’язкості дисперсійного середовища роль RSN істотно вища, збільшення гідрофільності реагента сприяє поліпшенню зневоднення. Це може бути пов’язано з підвищенням змочувальної здатності деемульгаторів по відношенню до стабілізаторів емульсій.
Ключові слова
Повний текст:
Посилання
Mukina N.V., Miroshnichenko D.V. Coking Stamped Coal Batch. 3. Yield of Chemical Products. Coke Chem. 2021. 64(9): 397. https://doi.org/10.3103/S1068364X21090064
Fatenko S.V., Faenko S.Y., Bannikov L.P., Nesterenko S.V., Miroshnichenko D.V. Adjusting the Primary Cooling of Coke-Oven Gas for Batch with Elevated Gas-Coal Content. Coke Chem. 2020. 63(4): 188. https://doi.org/10.3103/S1068364X2004002X
Bannikov L.P., Miroshnichenko D.V., Nesterenko S.V., Balaeva Y.S., Fatenko S.V. Influence of Small Coal Particles in Coking Batch on Coal-Tar Quality. Coke Chem. 2019. 62(3): 95. https://doi.org/10.3103/S1068364X19030025
Li J.H., Wei X.Y., Zhao H.F., Yan W.W., Teng D.G., Ma Z.H., Zong Z.M. Effective Separation of Condensed Arenes from High-Temperature Coal Tar and Insight into Related Intermolecular Interactions. Energy Fuels. 2021. 35(5): 4267. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c02776
Deng S., Zhou J. An experimental study of the effect of water content on combustion of coal tar/water emulsion droplets. Energy. 2011. 36(10): 6130. https://doi.org/10.1016/j.energy.2011.07.052
Nazarov V.G. Removal of naphthalene and tar from coke-oven gas in primary cooling and condensation. Coke Chem. 2016. 59(6): 221. https://doi.org/10.3103/S1068364X16060053
Liu J., Zhu Y., Miao Zh., Cui L., Liu J., Fan X., Du Ch., Dan Y., Teng H., Li D. Study on the Pretreatment Process and Removal Rules of Sulfur-Containing Compounds for Medium- and Low-Temperature Coal Tar. ACS Omega. 2021. 6(19): 12541. https://doi.org/10.1021/acsomega.1c00355
Yun S.H., Kim C., Kim Y.C., Lee E.S. Dewatering of Coal Tar by Heat Treatment. Energy Fuels. 1999. 13(2): 459. https://doi.org/10.1021/ef980155g
Zheng X., Ying Zh., Cui J., Wang B., Chen J., Zhang Q. Simultaneous dewatering and recovering oil from high viscosity oily sludge through the combination process of demulsification, viscosity reduction and centrifugation. Energy Fuels. 2017. 31(12): 14401. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b02481
Kailey I., Blackwell C., Behles J. Effects of Crosslinking In Demulsifiers on Their Performance. Can. J. Chem. Eng. 2013. 91(8): 1433. https://doi.org/10.1002/cjce.21873
Al-Sabagh A.M., Nasser N.M., Abd El-Hamid T.M. Investigation of Kinetic and Rheological Properties for the Demulsification Process. Egypt. J. Pet. 2013. 22(1): 117. https://doi.org/10.1016/j.ejpe.2012.11.013
Tao J., Shi P., Fang Sh., Li K., Zhang H., Duan M. Effect of Rheology Properties of Oil/Water Interface on Demulsification of Crude Oil Emulsions. Ind. Eng. Chem. Res. 2015. 54(17): 4851. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.5b00639
Zolfaghari R., Abdullah L.C., Biak D.R.A., Radiman S. Cationic Surfactants for Demulsification of Produced Water from Alkaline−Surfactant−Polymer Flooding. Energy Fuels. 2019. 33(1): 115. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b03266
Kailey I., Feng X. Influence of Structural Variations of Demulsifiers on their Performance. Ind. Eng. Chem. Res. 2013. 52(2): 785. https://doi.org/10.1021/ie3028137
Raya S.A., Saaid I.M., Ahmed A.A., Umar A.A. A critical review of development and demulsification mechanisms of crude oil emulsion in the petroleum industry. J. Pet. Explor. Prod. Technol. 2020. 10: 1711. https://doi.org/10.1007/s13202-020-00830-7
Sakhabutdinov R.Z., Gubaidulin F.R., Ismagilov I.Kh., Kosmacheva T.F. Peculiarities of formation and destruction of oil-water emulsions at a late stage of oil field development. (Moscow: JSC VNIIOENG, 2005). [in Russian].
Wu J., Xu Y., Dabros T., Hamza H.A. Development of a Method for Measurement of Relative Solubility of Nonionic Surfactants. Colloids Surf. A. 2004. 232(2-3): 229. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2003.10.028
Tiwari M.P. Effects of Demulsifier on Dynamic Viscosity and Interfacial Tension for Governing Crude oil Demulsification. Int. J. Recent Sci. Res. 2019. 10(09): 34791.
Yaghi B.M., Al-Bemani Y., Al-Bemani A. Heavy Crude Oil Viscosity Reduction for Pipeline Transportation. Energy Sources. 2002. 24(2): 93. https://doi.org/10.1080/00908310252774417
Patent WO2016113987A1. Yangping P., Yoshikawa Y.T. Oil-water separation method for water-containing coal tar and oil-water separation agent. 2016.
Bannikov L.P. Selection of type and justification of methods of applying a demulsifier for breaking up coal tar inverse emulsions. Journal of Coal Chemistry. 2017. 1: 31.
Liu M., Wu Y., Zhang L., Rong F., Yang Z. Mechanism of viscosity reduction in viscous crude oil with polyoxyethylene surfactant compound system. Pet. Sci. Technol. 2019. 37(4): 409. https://doi.org/10.1080/10916466.2018.1550498
Goodarzi F., Zendehboudi S. A Comprehensive Review on Emulsions and Emulsion Stability in Chemical and Energy Industries. Can. J. Chem. Eng. 2019. 97(1): 281. https://doi.org/10.1002/cjce.23336
Shi L., Liu Ch., Chen M., Hua Zh., Ye Zh., Zhang J. Synthesis and evaluation of a hyperbranched copolymer as viscosity reducer for offshore heavy oil. J. Pet. Eng. 2021. 196(1): 108011. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108011
Alliod O., Messager L., Fessi H., Dupin D., Charcosset C. Influence of viscosity for oil-in-water and water-in-oil nanoemulsions production by SPG premix membrane emulsification. Chem. Eng. Res. Des. 2019. 142: 87. https://doi.org/10.1016/j.cherd.2018.11.027
Abdulredha M.M., Hussain S.A., Abdullah L.Ch. Separation Emulsion via Non-Ionic Surfactant: An Optimization. Processes. 2019. 7(6): 382. https://doi.org/10.3390/pr7060382
Zykov D.D., Pats B.M. Naphthalene coke-chemical. (Moscow: Metallurgia, 1981). [in Russian].
Bannikov L., Pasternak A., Pokhylko V., Pilipenko V. Rheological properties of washing emulsions for gas cooling systems. Coke Chem. 2015. 58: 303. https://doi.org/10.3103/S1068364X15080025
Abdulkadi M. Comparative analysis of the effect of demulsifiers in the treatment of crude oil emulsion. ARPN J. Eng. Appl. Sci. 2010. 5(6): 67.
DOI: https://doi.org/10.15407/hftp14.01.102
Copyright (©) 2023 L. P. Bannikov, D. V. Miroshnichenko, O. L. Borisenko, A. L. Bannikov
This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.