Wpływ kompatybilności rop na depozycję osadów w łańcuchu dystrybucji ropy naftowej

• Autorzy: Szuflita Sławomir , Krasodomski Wojciech , Kuśnierczyk Jerzy , Wojnicki Mirosław , Warnecki Marcin

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2020.08.06

Warianty tytułu

EN

The effect of oil compatibility on sediments deposition in the crude oil distribution chain

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Z danych Eurostatu wynika, że w w pierwszej połowie 2019 r. import ropy do Polski wyniósł 12,7 mln ton ropy, z czego 63% stanowiły dostawy z Rosji, podczas gdy jeszcze w 2013 r. było to aż 95%. Przy dążeniu do większego bezpieczeństwa energetycznego koncerny naftowe skłaniają się do pozyskiwania ropy naftowej z różnych źródeł, przez co istnieje silna potrzeba zintensyfikowania prac nad tematyką badań mieszalności różnych typów rop pod kątem wytrącania się osadów. Mieszanie rop dostarczanych z różnych źródeł generuje dodatkowy problem pojawiający się trakcie przetwarzania rop w rafinerii, a mianowicie ich kompatybilność. Ropy naftowe pochodzące z różnych źródeł potrafią diametralnie różnić się właściwościami fizykochemicznymi oraz składem grupowym, co determinuje konieczność odpowiedniego postępowania celem bezproblemowej pracy rafinerii z mieszaninami różnych gatunków. Problem niekompatybilności rop dotyczy przede wszystkim sytuacji, gdy wśród mieszanych rop jedna jest ropą wysokoparafinową, z natury zawierającą niewielką ilość asfaltenów, a inna ropą o niewielkiej zawartości węglowodorów nasyconych, za to o większej zawartości żywic i asfaltenów. Obie te ropy osobno mogą być całkowicie stabilne i nie powodować problemów z osadami asfaltenowymi, jednak ich mieszanie może skutkować pojawieniem się tychże osadów. W artykule przedstawiono autorską metodykę filtrowania w warunkach uwzględniających ciśnienie i temperaturę, jaka panują w trakcie procesu przeróbki ropy. Dodatkowo, wykorzystując odpowiednio skonstruowany układ filtrujący, określono ilość odseparowanego osadu dla czystych próbek rop, jak i ich mieszanin w różnych proporcjach. Filtrowanie rop i ich mieszanin wykonano w dwóch temperaturach: 20°C i 150°C pod ciśnieniem 20 bar. Badania kompatybilności rop przeprowadzono dla trzech rop, różniących się nie tylko kierunkiem dostawy, ale również składem i parametrami.

EN

According to Eurostat data, oil imports to Poland in the first half of 2019 amounted to 12.7 million tonnes of oil, of which 63% were supplied from Russia, wherein 2013 it was as much as 95%. In pursuit of greater energy security, oil companies are encouraged to acquire crude oil from various sources, which is the reason for the intensification of research on sedimentation caused by blending different types of crude oils. Mixing of crude oils supplied from different sources generates an additional issue accompanying processing of crude oils in the refinery, namely its compatibility. Crude oils from different sources can differ significantly in terms of physical and chemical properties and fractional composition, which determines the need for proper processing in the refinery to maintain the continuity of uninterrupted operations with different oil blends. The problem of incompatibility of crude oil is related mainly to the situation when one of the blended crude oils is a high-paraffin type containing a small amount of asphaltenes, and the second one has a low content of saturated hydrocarbons, but a higher content of resins and asphaltenes. These two are completely stable alone and would not cause problems with asphaltene sediments, but blending them could result in the formation of such sediments. The paper describes an original method of crude oil filtering taking into account the pressure and temperature conditions related to oil processing in the refinery. Moreover, using a properly designed filtering system, it was possible to determine the amount of sediment for pure oils as well as their blends in different proportions. Filtering of crude oil and its mixtures was performed at two temperatures of 20°C and 150°C, at pressure conditions of 20 bar. Crude oil compatibility tests were conducted for three oils differing in the source, composition and physical properties.

Słowa kluczowe

PL

asfalteny; parafiny; filtrowanie

EN

paraffins; asphaltenes; filtration

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2020
• Tom: R. 76, nr 8
• Strony: 533--539
• Opis fizyczny: Bibliogr. 21 poz.

Twórcy

autor

Szuflita Sławomir

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Krasodomski Wojciech

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Kuśnierczyk Jerzy

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Wojnicki Mirosław

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Warnecki Marcin

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Asomaning S., Watkinson A.P., 2000. Petroleum stability and heteroatom species effects in fouling of heat exchangers by asphaltenes. Heat Transfer Engineering, 21(3): 10–16. DOI: 10.1080/014576300270852.
• Carbognani L., Orea M., Fonseca M., 1999. Complex nature of separated solid phases from crude oils. Energy and Fuels, 13(2), 351–358. DOI: 10.1021/ef9801975.
• Goual L., Firoozabadi A., 2002. Measuring asphaltenes and resins, and dipole moment in petroleum fluids. AIChE Journal, 48(11): 2646–2663. DOI: 10.1002/aic.690481124.
• Guzmán R., Ancheyta J., Trejo F., Rodríguez S., 2017. Methods for determining asphaltene stability in crude oils. Fuel, 188: 530–543. DOI:10.1016/j.fuel.2016.10.012.
• Hirschberg A., DeJong L.N.J., Schipper B.A., Meijer J.G., 1984. Influence of Temperature and Pressure on Asphaltene Flocculation. Society of Petroleum Engineers Journal, 24(3): 283–293. DOI: 10.2118/11202-PA.
• Lubaś J., Biały E., Warnecki M., 2012. Asfalteny w problematyce wydobycia ropy naftowej. Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu, 179.
• Painter P., Veytsman B., Youtcheff J., 2015. Guide to asphaltene solubility. Energy and Fuels, 29(5): 2951–2961. DOI: 10.1021/ef502918t.
• Pfeiffer J.P., Saal R.N.J., 1940. Asphaltic bitumen as colloid system. Journal of Physical Chemistry, 44(2): 139–149. DOI:10.1021/j150398a001.
• Rogel E., Carbognani L., 2003. Density estimation of asphaltenese using molecular dynamics simulations. Energy and Fuels, 17(2): 378–386. DOI: 10.1021/ef020200r.
• Sepúlveda J.A., Bonilla J.P., Medina Y., 2010. Prediction for Asphaltenes Using SARA Analysis for Pure Petroleum. Revista Ingeniería, 7:103–110.
• Stankiewicz A., Flannery M.D., Fuex N.A., Broze J.G., Coach J.L., Dubey S.T., Ratulowski J., 2002. Prediction of Asphaltene Deposition Risk in E&P Operations. Petroleum phase behavior and fouling; held in conjunction with the AIChE 2002 Spring national meeting: 410–416. ISBN: 0816997748.
• Szuflita S., Kuśnierczyk J., 2017. Badanie wpływu ciśnienia i temperatury na proces wytrącania parafin w ropie naftowej. Nafta-Gaz, 6:395–404. DOI: 10.18668/NG.2017.06.04.
• Szuflita S., Kuśnierczyk J., Wojnicki M., Warnecki M., 2018. Badania laboratoryjne określające wzrost potencjału parafinowania wraz ze spadkiem temperatury. Nafta-Gaz, 10: 759–767. DOI: 10.18668/ng.2018.10.08.
• Wang J., Buckley J.S., 2003. Asphaltene Stability in Crude Oil and Aromatic Solvents – The Influence of Oil Composition. Energy and Fuels, 17(6): 1445–1451. DOI: 10.1021/ef030030y.
• Warnecki M., 2011. Doskonalenie techniki badań warunków flokulacji asfaltenów metodą prześwietlania ropy strumieniem światła podczerwonego. Nafta-Gaz, 7: 454–462.
• Wiehe I.A., 2008. Process chemistry of petroleum macromolecules. CRC Press.
• Wiehe I.A., Kennedy R.J., 2000. The Oil Compatibility Model and Crude Oil Incompatibility. Energy & Fuels, 14: 56–59.
• Wiehe I.A., Kennedy R.J., Dickakian G., 2001. Fouling of nearly incompatible oils. Energy & Fuels, 15(5): 1057–1058. DOI:10.1021/ef010063i.
• Akty prawne i dokumenty normatywne
• ASTM D4740-19 Standard Test Method for Cleanliness and Compatibility of Residual Fuels by Spot Test.
• ASTM D5186-19 Standard Test Method for Determination of the Aromatic Content and Polynuclear Aromatic Content of Diesel Fuels By Supercritical Fluid Chromatography.
• ASTM D7112-19 Standard Test Method for Determining Stability and Compatibility of Heavy Fuel Oils and Crude Oils by Heavy Fuel Oil Stability Analyzer (Optical Detection).

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).