ВОЗМОЖНОСТИ ПОВЫШЕНИЯ  ЭФФЕКТИВНОСТИ И КАЧЕСТВА

ПРОЦЕССОВ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ К ПЕРЕРАБОТКЕ

ПОСРЕДСТВОМ ПРИМЕНЕНИЯ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИ

АКТИВИРОВАННОЙ ВОДЫ

  МНПЗ ООО «Восток-Ойл» г. Самара, ООО «Нано Технологии» г. Нижнекамск.

Обязательным этапом подготовки нефти к переработке является обезвоживание и обессоливание, т.е. удаление из нее воды, минеральных солей и механических примесей, поскольку их наличие оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ).

  Обезвоживание нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов - различных ПАВ. Однако, одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефти большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью операции обессоливания, которая заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и последующем отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и механическими примесями.

  Дополнительную очистку на НПЗ нефти, поступающей с нефтепромыслов, проводят электротермохимическим методом в установках ЭЛОУ, где термохимическое отстаивание сочетается с электрической обработкой водно-нефтяной эмульсии.

  Применяемые на ЭЛОУ деэмульгаторы подают в нефть в виде 1-2 %-ных водных растворов либо без разбавления (нефтерастворимые). При обессоливании ряда нефтей наряду с деэмульгатором используют щелочь в количестве, необходимом до доведения дренажной воды рН до 7,0. Глубокое обессоливание нефти обеспечивается добавлением в каждой ступени ЭЛОУ 4- 10 % по объему промывной воды.

  В период с 1980 по 1985 гг. большим коллективом ученых и специалистов Среднеазиатского НИИ природного газа, Казанского химико-технологического института им. С.М.Кирова и ПО «Нижнекамскнефтехим» были выполнены экспериментальные исследования и проведена промышленная апробация, методов повышения эффективности процессов обезвоживания и обессоливания нефти на основе применения ЭХА воды. Было установлено, что замена обычной пресной воды с рН = 5,5-6,4 и окислительно-восстановительным потенциалом + 300-400 мВ, добавляемой в нефть в процессе ее обработки в установках ЭЛОУ, на раствор этой воды, полученный посредством электрохимической обработки в камере проточного диафрагменного электрохимического реактора с рН = 9 - 10 и окислительно-восстановительным потенциалом - 600-700 мВ позволяет обеспечить остаточное содержание солей в нефти на уровне 0,5 - 0,7 мг/л при содержании воды 0,03 - 0,08 %. При этом необходимое количество раствора по сравнению с обычной пресной водой может быть уменьшено в 2 раза и более.

  Расход электроэнергии на получение 1 м3 составлял 1,5 - 1,8 кВт-ч/м3. Было отмечено, что замена пресной воды ЭХА раствором позволяет полностью исключить использование щелочи NaOH (едкого натра), а также уменьшить расход деэмульгатора на 50 - 60%. Дополнительно была исследована возможность повышения эффективности действия деэмульгаторов посредством приготовления их растворов на ЭХА воде.

  Было установлено, что эффективность действия различных деэмульгаторов может быть увеличена в 3 - 5 раз, т.е., их расход, может быть уменьшен в 3 – 5 раз при сохранении тех же результатов по скорости и глубине деэмульгирования или же эти показатели могут быть увеличены на 50 – 80 % при сохранении прежних пропорций ввода эмульгаторов. Объясняется это тем, что ЭХА вода является чрезвычайно мощным и универсальным средством регулирования окислительно-восстановительного потенциала и, соответственно, межфазного скачка потенциала в эмульсиях, что позволяет в широких пределах изменять их устойчивость - от создания сверхстойких не разрушающихся длительное время эмульсий до получения крайне неустойчивых и быстро расслаивающихся водно-нефтяных систем.

  Активированная вода активирует жидкие органические среды и осуществляет перестройку их структуры по принципу «упрощения» – деления длинных молекулярных цепей и образования более коротких, что, в свою очередь, приводит к увеличению масс-долей легких компонентов и связанной с этим плотности жидкой среды в фиксированном объеме. Поступающая энергия из активированной воды накапливается в узловых точках и при достижении пороговой плотности разрывает молекулярную цепь. Таким образом, можно создать и поддерживать равновесие при сравнительно небольшом постоянном поступлении внешней энергии и выделения дополнительной энергии, запуская процесс разрыва молекулярных цепей и образования новых молекулярных цепей посредством самоорганизации.

  Данные технологии не получили в то время широкого практического применения в связи с отсутствием промышленного электрохимического специального оборудования для синтеза ЭХА растворов и воды, пригодных для использования в процессах нефтепереработки.

  В настоящее время теория и практика конструирования технических систем для получения больших объемов ЭХА воды и растворов получила значительное развитие. На основе использования проточных электрохимических модульных элементов МБ созданы новые классы высокоэкономичных и надежных электрохимических устройств, для получения активированных растворов и воды.

  В настоящее время на территории НПЗ «Восток-Ойл» специалистами ООО «Нано Технологии» совместно со специалистами завода проводятся практические исследования влияния ЭХА растворов кислотно-щелочных экстрагентов, по следующим направлениям:

1. снижение и удаление образования накипи на внутренних стенках пароводяных труб котельной завода,
2. влияние параметров ЭХА растворов кислотно-щелочных экстрагентов на изменение параметров технологических и качественных характеристик обрабатываемой нефти и получение активированных светлых нефтепродуктов.

  С целью снижения образования налета солей на внутренние стенки пароводяных труб котла, необходимо осуществлять подачу части ЭХА раствора щелочного экстрагента в линию подачи подготовленной воды в деаэратор, для проведения процесса деаэрации и затем в котел для парообразования. При капитальном ремонте котла, выполняется промывка пароводяных труб в течение 2-3 дней, с 25 % концентрацией ЭХА раствора кислотного экстрагента.

Частичная подача ЭХА раствора щелочного экстрагента позволит удалить налет накипи на стенках всей системы трубопроводов и паропроводов, и в последствие образование этого налета, оставив поверхность труб всегда чистыми. Очистка налета солей внутренних стенок пароводяных труб котельной по сравнению с ранее применяемой кислотно-щелочной промывкой труб, которая основана на утилизации отработанных объемов кислотно-щелочных растворов и промывки труб водой с целью удаления остатков этих растворов, не требует утилизации и после очистки на микрофильтрах используется повторно или сливается в промышленную канализацию.

  Промывка пароводяных труб котла ЭХА растворами является безопасным способом снижения образования налета накипи и удаления старых отложений в короткий срок.

  Смешение нефти при приемке с ЭХА раствором щелочного экстрагента и последующего отстаивания, и проведение процесса фильтрования на микрофильтрах, с целью удаления выпавших в осадок примесей. Применение данного экстрагента в смеси позволит выполнить процесс защелачивания нефти, тем самым снизив ее коррозионную способность, снизить содержание серы, солей, изменить фракционный состав, плотность и т.д. Кроме этого происходит активация нефти посредством цепных реакций с участием свободных радикалов, растворенного кислорода и гидропероксидов с последующим изменением состава углеводородного топлива. Хранение защелоченной нефти в резервуарах снижает и полностью ликвидирует процесс коррозии металла резервуаров.

  На основании проведенных работ были составлены Акты выполненных работ, которые демонстрируют эффективность применения данных растворов по обоим пунктам экспериментальных работ. Разрабатывается программа внедрения данной технологии в производство водоподготовки и нефтеподготовки.

АКТ №  001

от 23 января 2017 года г.

Самара

Проведение работ по очистке внутренней поверхности трубопровода змеевика котла от накипи.

    Комиссия в составе: главного инженера ООО «Восток-Ойл» Лисовского А.А., начальника лаборатории ООО «Восток-Ойл» Ковнер Е.Г., главного специалиста ООО «Нано Технологии» Суворова А.А провела анализ экспериментальных работ по назначенной теме.

Ход работ:                                                                                                                                                   1. Для выполнения данных работ, были взяты образцы отрезков труб паропровода из котельной с большим количеством накипи. Один образец опустили в стеклянную емкость с ЭХА раствором кислотного экстрагента, второй образец в ЭХА раствор щелочного зкстрагента.                    
Начало эксперимента 11:15. Объем водных растворов по 1,5л. Температура растворов 20 ⁰С      Окончание эксперимента 12:15. 

Вынули образцы обрабатываемых отрезков труб и провели их визуальный осмотр. 
В результате эксперимента наблюдали, что большая часть внутренних стенок труб очистилась от накипи, и представляет ровную металлическую поверхность. На обоих образцах выявлена высокая степень очистки от накипи, за короткий промежуток времени в течение одного часа.

2. Были взяты 2 пробы накипи с внутренних стенок трубопровода по 10 г. В результате обработки двух проб растворами кислотного и щелочного экстрагента, были получены следующие результаты:

Кислотный экстрагент.	Щелочной экстрагент.
m чистого фильтра – 1,29 г	m чистого фильтра - 0,42 г
m фильтра с осадком - 15,14 г	m фильтра с осадком - 11,55 г
m сухого остатка - 6,41 г	m сухого остатка - 6,89 г
m потерь (остаток на фильтре ) - 0,74 г	m потерь - 0,4 г

  После растворения 10 г образца проб накипи с отрезка трубопровода в растворе кислотного экстрагента, масса отфильтрованного и высушенного осадка накипи составила 7,15 г, а  растворенного вещества 2,85 г (28,5 %).                                                                                           После растворения 10 г образца накипи с отрезка трубопровода в растворе щелочного экстрагента, масса отфильтрованного и высушенного осадка накипи составила 7,29 г, а масса растворенного вещества 2,71 г (27,1 %). 

 Проанализировав полученные результаты, комиссия приняла решение:

·        эффективность очистки внутренних стенок труб от накипи в течение одного часа, оказалось одинаковой, в обоих растворах экстрагентов.

·        растворимость солей накипи в активированном кислотном экстрагенте на 0,74 г оказалось выше, чем в активированном щелочном экстрагенте на 0,4 г.

·        целесообразнее на очистку труб котельной использовать ЭХА кислотный экстрагент, а на подготовку сырья на установке ЭЛОУ с целью удаления сероводорода, меркаптанов, а так же снижение содержания солей и молекулярной воды в нефти, использовать ЭХА щелочной экстрагент.

   Акт составлен в 2-х экземплярах:

1-ый экземпляр – ООО «Восток-Ойл»

2-ой экземпляр – ООО «Нано Технологии»

Члены комиссии:                    Лисовский А.А._____________________________

                                                        Ковнер Е.Г. ________________________________

                                                       Суворов А.А._______________________________

№ 1 контрольный образец труб с накипью.                                                                                           № 2 опытный образец трубы с накипью, обработанный ЭХА раствором кислотного экстрагента в течение одного часа.                                                                                                         № 3 опытный образец трубы с накипью, обработанный ЭХА раствором щелочного экстрагента в течение одного часа.

Члены комиссии:     Лисовский А.А._____________________________

                                         Ковнер Е.Г. ________________________________

                                       Суворов А.А._______________________________

АКТ №  003

от 2 февраля 2017 года г.

Самара

Проведение работ по очистке внутренней поверхности трубопровода змеевика котла от накипи.

    Комиссия в составе: главного инженера ООО «Восток-Ойл» Лисовского А.А., начальника лаборатории ООО «Восток-Ойл» Ковнер Е.Г., главного специалиста ООО «Нано Технологии» Суворова А.А провела анализ экспериментальных работ по назначенной теме.

Работы по удалению накипи с внутренних стенок трубопроводов проводилась специалистами ООО «Нано Технологии» с применением ЭХА раствора кислотного экстрагента. Соотношение воды и раствора кислотного экстрагента 1/4, или 25 % концентрации. Начало эксперимента с 30.01.2017 г. по 1.02.2017 г. то есть до полного растворения налета накипи на образце паропровода.

       

Рис. № 1.                                                                          Рис. № 2.                             Рис. № 3.      Параметры раствора, рН-5,82 с 30.01.17 г. в 15ч.30 мин., проверка изменения водородного показателя проводились периодически и 1.02.17 г. в 9 часов эксперимент закончился из-за полного растворения налета накипи на образце. В этот время водородный показатель составил рН-10,67.                                                                                                                                               Рис. № 1 образец в банке с раствором кислотного экстрагента.                                                         Рис. № 2 образец паропровода 30.01.17 г.                                                                                             Рис. № 3 образец паропровода после удаления налета накипи 1.02.17 г. В банке на дне видим осадок растворенного налета накипи раствором 25 % концентрации кислотного экстрагента.

Вывод: ЭХА раствор кислотного экстрагента в концентрации 25 % в течение 2,5 суток полностью удалил налет накипи с образца труб паропровода котельной НПЗ.

Акт составлен в 2-х экземплярах:

1-ый экземпляр – ООО «Восток-Ойл»

2-ой экземпляр – ООО «Нано Технологии»

Члены комиссии:

Лисовский А.А._____________________________

Ковнер Е.Г. ________________________________

Суворов А.А._______________________________

АКТ №  002

от 3 февраля 2017 года г.

Самара

Проведение работ по обработке образцов нефти с целью улучшения технологических и качественных характеристик.

    Комиссия в составе: главного инженера ООО «Восток-Ойл» Лисовского А.А., начальника лаборатории ООО «Восток-Ойл» Ковнер Е.Г., главного специалиста ООО «Нано Технологии» Суворова А.А провела анализ экспериментальных работ по назначенной теме.

Ход работы: Анализ обработки образцов нефти с помощью ЭХА раствора щелочного экстрагента проводились в лаборатории НПЗ «Восток Ойл». Для проверки эффективности работы раствора экстрагента были взяты нефти с разных месторождений.

Контрольный ООО «Петронефть» 29.01.	Опытный ООО «Петронефть» 29.01.	Контрольный ООО Санеко.     1.02.	Опытный     ООО Санеко.      1.02.	Контрольный Сладко-Заречная 2.02.	Опытный. Сладко-Заречная 2.02.
рН - 7,42	рН - 8,13	рН – 4,13	рН – 5,6	рН - 5,19	рН - 7,7
Ρ - 0,785	Ρ - 0,786	Ρ - 0,822	Ρ - 0,825	Ρ - 0,807	Ρ - 0,804
S - 0,188	S - 0,173	S - 0,722	S - 0,668	S - 0,411	S - 0,366
Соли - 20,9	Соли - 14,5	Соли – 74,9	Соли – 56,0	Соли - 25,4	Соли - 20,1
tн.к. - 38	tн.к. - 38	tн.к. - 55	tн.к. – 54	tн.к. - 40	tн.к. - 43
н.к.-180 - 39	н.к.-180 - 40	НК-180 - 28,5	НК-180 – 30,0	н.к.-180 - 33,5	н.к.-180 - 33
180-240 - 14	180-240 - 14,5	180-240 – 14,0	180-240 – 18,6	180-240 - 13,5	180-240 - 14
240-360 - 25	240-360 - 26	240-360 – 30,0	240-360 – 38,0	240-360 - 28	240-360 - 30
Мазут - 18	Мазут - 16	Мазут – 27,0	Мазут – 11,0	Мазут - 24	Мазут - 22
Выход - 96	Выход - 96,5	Выход – 99,5	Выход – 97,6	Выход - 99	Выход - 99
Потери - 4	Потери - 3,5	Потери – 0,5	Потери – 2,4	Потери – 1,0	Потери – 1,0
ω (бенз) - 35,8	ω (бенз) - 36,6	ω (бенз) – 25,47	ω (бенз) – 26,28	ω (бенз) - 29,36	ω (бенз) - 29,55
ω (кер) - 14,2	ω (кер) - 14,4	ω (кер) – 13,23	ω (кер) – 18,32	ω (кер) - 12,90	ω (кер) - 14,5
ω (д.т.) - 26,6	ω (δ.ς.) - 28	ω (д.т.) – 30,49	ω (д.т.) – 39,15	ω (д.т.) - 28,17	ω (д.т.) - 30,65
ω (маз) - 19,8	ω (маз) - 17,78	ω (маз) – 28,96	ω (маз) – 12,97	ω (маз) - 25,7	ω (маз) - 24,48
Выход – 96,4	Выход – 96,78	Выход – 98,15	Выход – 96,72	Выход – 96,13	Выход – 99,18
Потери – 3,6	Потери – 3,22	Потери – 1,25	Потери – 3,28	Потери – 3,87	Потери – 0,82
Потери, гр -2,8	Потери, гр–2,5	Потери, гр – 1,5	Потери, гр -2,68	Потери, гр-3,14	Потери, гр–0,66
Ρ (бенз) - 0,711	Ρ (бенз) -0,711	Ρ (бенз) -0,725	Ρ (бенз) -0,716	Ρ (бенз) - 0,711	Ρ (бенз) - 0,721
Ρ (кер) - 0,789	Ρ (кер) - 0,733	Ρ (кер) - 0,767	Ρ (кер) - 0,805	Ρ (кер) - 0,775	Ρ (кер) - 0,762
Ρ (д.т.) - 0,824	Ρ (д.т.) - 0,838	Ρ (д.т.) - 0,825	Ρ (д.т.) - 0,842	Ρ (д.т.) - 0,816	Ρ (д.т.) - 0,822
Ρ (маз) - 0,852	Ρ (маз) - 0,864	Ρ (маз) - 0,870	Ρ (маз) - 0,963	Ρ (маз) - 0,869	Ρ (маз) - 0,910
S (бенз) - 0,053	S (бенз)-0,042	S (бенз)-0,116	S (бенз)-0,136	S (бенз) - 0,089	S (бенз) - 0,069
S (кер) - 0,066	S (кер) - 0,077	S (кер) - 0,259	S (кер) - 0,335	S (кер) - 0,172	S (кер) - 0,194
S (д.т.) - 0,194	S (д.т.) - 0,208	S (д.т.) - 0,634	S (д.т.) - 0,637	S (д.т.) - 0,317	S (д.т.) - 0,398
S (маз) - 0,510	S (маз) - 0,53	S (маз) – 1,32	S (маз) – 1,35	S (маз) - 0,683	S (маз) - 0,725

   Наличие 3-х анализов обработанной нефти с разных месторождений, наглядно показывает, как эффективно работает ЭХА раствор щелочного экстрагента и изменяется углеводородный состав в результате активации нефти за счет поступающей энергии из активированного раствора.

Акт составлен в 2-х экземплярах:

1-ый экземпляр – ООО «Восток-Ойл»                                                                                                            2-ой экземпляр – ООО «Нано Технологии»

Члены комиссии:  Лисовский А.А._____________________________

                                    Ковнер Е.Г. ________________________________

                                   Суворов А.А._______________________________

АКТ №  004

от 6 февраля 2017 года г.

Самара

Проведение работ по обработке образцов нефти с целью улучшения технологических и качественных характеристик.

    Комиссия в составе: главного инженера ООО «Восток-Ойл» Лисовского А.А., начальника лаборатории ООО «Восток-Ойл» Ковнер Е.Г., главного специалиста ООО «Нано Технологии» Суворова А.А провела анализ экспериментальных работ по назначенной теме.

Ход работы: Анализ обработки образцов нефти с помощью ЭХА раствора  кислотного экстрагента проводились в лаборатории НПЗ «Восток Ойл». Для проверки эффективности работы раствора экстрагента были взяты нефти с разных месторождений.

Контрольный ООО «Петронефть» 29.01.	Опытный ООО «Петронефть» 29.01.	Контрольный ООО Санеко.     1.02.	Опытный     ООО Санеко.      1.02.	Контрольный Сладко-Заречная 2.02.	Опытный. Сладко-Заречная 2.02.
рН - 7,42	рН – 4,0	рН – 4,13	рН – 3,14	рН – 3,24	рН – 3,27
Ρ - 0,785	Ρ - 0,796	Ρ - 0,822	Ρ - 0,825	Ρ - 0,8045	Ρ - 0,807
S - 0,188	S - 0,164	S - 0,722	S - 0,731	S - 0,519	S - 0,3175
Соли - 20,9	Соли – 4,5	Соли – 74,9	Соли – 41,5	Соли – 53,5	Соли – 9,7
tн.к. - 38	tн.к. – 51	tн.к. - 55	tн.к. – 62	tн.к. – 37	tн.к. – 43
н.к.-180 - 39	н.к.-180 – 40	НК-180 - 28,5	НК-180 – 30,0	н.к.-180 – 34	н.к.-180 – 31
180-240 - 14	180-240 – 15,5	180-240 – 14,0	180-240 – 14,0	180-240 - 13,5	180-240 – 14
240-360 - 25	240-360 – 26	240-360 – 30,0	240-360 – 30,0	240-360 – 21	240-360 – 23
Мазут - 18	Мазут – 18	Мазут – 27,0	Мазут – 25,0	Мазут – 28	Мазут – 31
Выход - 96	Выход – 99,5	Выход – 99,5	Выход – 99,0	Выход – 99	Выход – 99
Потери - 4	Потери – 0,5	Потери – 0,5	Потери – 1,0	Потери – 1,0	Потери – 1,0
ω (бенз) - 35,8	ω (бенз) – 35,33	ω (бенз) – 25,47	ω (бенз) – 25,8	ω (бенз) – 30,0	ω (бенз) – 27,35
ω (кер) - 14,2	ω (кер) – 15,1	ω (кер) – 13,23	ω (кер) – 13,2	ω (кер) – 15,09	ω (кер) – 13,45
ω (д.т.) - 26,6	ω (д.т.) – 26,59	ω (д.т.) – 30,49	ω (д.т.) – 30,18	ω (д.т.) – 23,59	ω (д.т.) – 22,68
ω (маз) - 19,8	ω (маз) – 20,96	ω (маз) – 28,96	ω (маз) – 27,65	ω (маз) – 29,85	ω (маз) – 32,81
Выход – 96,4	Выход – 97,98	Выход – 98,15	Выход – 96,83	Выход – 96,5	Выход – 96,29
Потери – 3,6	Потери – 2,02	Потери – 1,25	Потери – 3,17	Потери – 3,5	Потери – 3,71
Потери, гр -2,8	Потери, гр–1,61	Потери, гр – 1,5	Потери, гр -2,59	Потери, гр-2,8	Потери, гр–3,0
Ρ (бенз) - 0,711	Ρ (бенз) -0,703	Ρ (бенз) -0,725	Ρ (бенз) -0,711	Ρ (бенз) - 0,704	Ρ (бенз) - 0,7126
Ρ (кер) - 0,789	Ρ (кер) - 0,776	Ρ (кер) - 0,767	Ρ (кер) - 0,778	Ρ (кер) - 0,7753	Ρ (кер) - 0,7757
Ρ (д.т.) - 0,824	Ρ (д.т.) - 0,815	Ρ (д.т.) - 0,825	Ρ (д.т.) - 0,830	Ρ (д.т.) - 0,8957	Ρ (д.т.) - 0,7965
Ρ (маз) - 0,852	Ρ (маз) - 0,856	Ρ (маз) - 0,870	Ρ (маз) - 0,913	Ρ (маз) - 0,850	Ρ (маз) - 0,8548
S (бенз) - 0,053	S (бенз)-0,018	S (бенз)-0,116	S (бенз)-0,114	S (бенз) - 0,089	S (бенз) - 0,086
S (кер) - 0,066	S (кер) - 0,043	S (кер) - 0,259	S (кер) - 0,280	S (кер) - 0,172	S (кер) - 0,152
S (д.т.) - 0,194	S (д.т.) - 0,184	S (д.т.) - 0,634	S (д.т.) - 0,647	S (д.т.) - 0,282	S (д.т.) - 0,250
S (маз) - 0,510	S (маз) - 0,460	S (маз) – 1,32	S (маз) – 1,33	S (маз) - 0,655	S (маз) - 0,650

   Наличие 3-х анализов обработанной нефти с разных месторождений, наглядно показывает, насколько эффективно работает ЭХА раствор кислотного экстрагента и изменяется углеводородный состав в результате активации нефти за счет поступающей энергии из активированного раствора.

Акт составлен в 2-х экземплярах:

1-ый экземпляр – ООО «Восток-Ойл»                                                                                                            2-ой экземпляр – ООО «Нано Технологии»

Члены комиссии:  Лисовский А.А._____________________________

                                    Ковнер Е.Г. ________________________________

                                    Суворов А.А._______________________________

Анализ определения параметров ПБ при  обработке ЭХА щелочным экстрагентом.

Работа проводилась с целью определения влияния параметров ЭХА щелочного экстрагента на изменение параметров ПБ в лаборатории НПЗ. Анализ изучения параметров опытного образца проводились в течение 2-х дней. Данные лабораторных анализов изложены в таблице.

Контрольный образец.	Опытный образец от 27.01.17 г.	Опытный образец от 28.01.17 г.
рН – 5,87	рН – 6,3	рН – 6.6
Ρ - 0,716	Ρ - 0,727	Р – 0,729
S - 0,106	S - 0,107	S – 0,107
Мм/им – 71/58	Мм/им – 71/58	Мм/им – 73/62
Н2О – отс.	Н2О – отс.	Н2О – отс.

Обработка ПБ ЭХА щелочным экстрагентом, позволила изменить углеводородную структуру бензина, что повлияло на увеличение плотности и на повышение октанового числа бензина. Октановое число замеряли прибором Шаток-150.

Вывод: увеличение октанового числа и особенно повышение плотности, позволяет повысить коммерческую ценность бензина.

Анализ определения изменения показателей ПД, при обработке дизеля ЭХА щелочным экстрагентом.

Работа проводилась в лаборатории завода. Дизтопливо смешивали ручным способом с ЭХА раствором щелочного экстрагента. После отстоя раствора в течение одного часа, выполнили все анализы, которые изложены в таблице.

Контрольный образец.	Опытный образец.
Р – 0,811	Р – 0,807
Цетан – 12,7	Цетан – 14,5
Т зас. – 23,0	Т зас. – 24,5
Т пом. – 17,5	Т пом. – 16,0
Т фил. – 21,0	Т фил. – 17,5
S - 0,205	S – 0,168
Н2О – отс.	Н2О – отс.

Цетановое число замеряли прибором Шаток-150

Вывод: обработка дизтоплива ЭХА щелочным экстрагентом  повлияла на все показатели опытного образца, снизив содержание серы. При этом повысился цетан и Т застывания.

   Проведение работ по применению ЭХА растворов кислотно-щелочных экстрагентов, с целью получения более качественных нефтепродуктов, возможно на любой нефтебазе и ЭЛОУ, в летних условиях продукт работает без применения подогрева, зимой необходим подогрев минимум 40 гр.С и установка микрофильтров, с целью очистки готового продукта от выпавшего в осадок раствора с растворенными примесями. Производительность установки до 25 м3 в час.                                                                                                                                     В комплект установки входит механоактиватор и установка ЭХА. Механоактиватор используется, как смеситель-гомогенизатор и насос, а установка ЭХА для приготовления ЭХА растворов кислотно-щелочного экстрагента.