Что такое ловушечная нефть
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Ловушечная нефть
Отстоявшаяся ловушечная нефть перерабатывается на установках первичной перегонки совместно со свежим сырьем или на специальных узлах. По своему составу ловущечный продукт легче сырой нефти, в нем около 80 % фракций, выкипающих до 350 С. [5]
Отстоявшаяся ловушечная нефть перерабатывается на установках первичной перегонки совместно со свежим сырьем или на специальных узлах. По своему составу ловушечный продукт легче сырой нефти, в нем около 80 % фракций, выкипающих до 350 С. [6]
Передача ловушечной нефти в котельное топливо обесценивает ее, но в ряде случаев предпочтительнее повторная переработка в смеси с сырой нефтью, тан как в ловушечной нефти могут присутствовать вещества, которые могут вызывать повышенное коксование и отравление катализаторов. Товарные продукты из такой смеси могут не соответствовать качеству по отдельным, строго нормируемым показателям. Особенно недопустимо попадание прямогонных керосиновых фракций, выделенных из ловушечной нефти, в товарное реактивное топливо. [7]
Подготовка ловушечных нефтей / Р. И. Мансуров, А.А. Каштанов, P.M. Ручкина / / ОИ Нефтепромысловое дело. [8]
Разделка ловушечной нефти блока барометрических вод и ловушечной нефти I и II систем канализации раздельная. [9]
Многочисленные анализы ловушечной нефти и соответствующие расчеты показывают, что до 60 % ее образуется за счет сбросов нефти со сточными водами из электродегидраторов ЭЛОУ. [12]
Для переработки ловушечных нефтей на Покровских головных сооружениях ОАО Оренбургнефть сооружена специальная опытно-промышленная установка, обеспечивающая разрушение и разделение стойких ( ловушечных) водонефтяных эмульсий с получением товарного нефтепродукта. Производительность установки по нефтепродукту составляет 5000 т в год. [13]
Сложность переработки ловушечной нефти обусловлена большим содержанием в ней стойкой эмульсии и механических примесей. Введение в сырье даже незначительных объемов необработанной ловушечной нефти заметно отражается на режиме работы дегидраторов. Установлено, что основным источником ловушечной нефти является так называемый промежуточный слой, образующийся в аппаратах обезвоживания и обессоливания нефти на границе раздела фаз нефть-вода. Формированию этого слоя способствует нарушение режима подготовки нефти, причем снижение уровня раздела фаз в технологических аппаратах сопровождается выносом в канализацию части промежуточного слоя, содержащего до 300 000 мг / л эмульгированной нефти и до 2 000 мг / л механических примесей. [14]
Для переработки ловушечных нефтей на Покровских головных сооружениях ОАО Оренбург-нефть сооружена специальная опытно-промышленная установка, обеспечивающая разрушение и разделение стойких ( ловушечных) водонефтяных эмульсий с получением товарного нефтепродукта. Производительность установки по нефтепродукту составляет 5000 т в год. [15]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Ловушечная нефть
О подготовке ловушечной нефти / В.Г. Удовенко IIНТС Нефтепромысловое дело. [16]
Технология подготовки ловушечной нефти на промыслах объединения Удмуртнефть / М.К. Михайловский, А.Н. Юсупов, В.Г. Агеев и др. It НТС Нефтепромысловое дело. [17]
Для обработки ловушечной нефти существует электрообез-воживающая установка системы Московского нефтяного института. Принцип работы этой установки заключается в воздействии электрического поля высокой частоты на обводненные эмульсионные нефтепродукты, что приводит к разрушению эмульсии. Производительность для данных условий должна быть около 500 т обводненных нефтепродуктов в сутки. Установка оборудована следующей аппаратурой: теплообменниками, трубчатыми пароподогревателями, электродегидрато-рами, отстойниками, водоотделителем, мерниками и насосами. Схема работы установки следующая. [18]
При этом качество ловушечной нефти получается выше, чем нефти, получаемой из общих разделочных резервуаров. Так, например, ловушечная нефть из сточной воды барометрических конденсаторов АВТ после разделки по описанному способу может откачиваться непосредственно в сырьевую емкость АВТ. [20]
Подкачка амбарной или ловушечной нефти в резервуар практически сразу выводил его из режима. [21]
Эффективность способа обработки ловушечной нефти определяется показателями качества подготовленной нефти, воды и твердого осадка при минимальных производственных затратах. [23]
Резервуары и насосная ловушечной нефти по противопожарным требованиям приравниваются к резервуарам и насосным нефти и должны соответствовать всем требованиям, предъявляемым к последним. Очистка резервуаров от шлама происходит периодически при отключении. Осадок размывается гидромонитором и откачивается передвижным насосом в шламонакопитель. [24]
В зарубежной практике разделка ловушечной нефти производится в две ступени, не считая отделения воды, которое происходит в сборных резервуарах. Вода из сборных резервуаров спускается в канализацию перед очистными сооружениями. Таким образом, значительно уменьшается объем жидкости ( нефти с водой), которая должна быть подогрета при последующей обработке. Подогрев жидкости предусмотрен в специальных нагревателях и резервуарах, а не только в одних резервуарах, как делается в настоящее время на многих заводах. Это позволило ускорить процесс обезвоживания и рационально использовать отработавший пар. [25]
Исследовано несколько способов транспортирования ловушечной нефти из нефтешламового амбара. [28]
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Ловушечный продукт
Ловушечный продукт через грубый фильтр поступает после подогревателя в один из резервуаров на отстой. Отстоявшаяся вода периодически дренируется. [1]
Ловушечный продукт обрабатывается путем отстаивания в резервуарах при подогреве; отстоенная нефть откачивается в сырьевые емкости завода. [2]
Ловушечный продукт обрабатывается путем отстаивания в резервуарах, при подогреве; отстоенная нефть откачивается в сырьевые емкости завода. [3]
Использование ловушечных продуктов и промежуточных слоев в дорожном строительстве. [4]
Пробы ловушечного продукта отбираются и анализируются послойно. Для средней пробы ловушечного продукта определяют содержание механических примесей. [5]
Плохое расслаивание ловушечного продукта в разделочных резервуарах объясняется наличием устойчивой трехфазной эмульсии в этом продукте. Образованию устойчивой эмульсии сильно способствуют взвешенные твердые вещества, которые плохо выпа-дают в осадок из ловушечного продукта при низких температурах. Лабораторные опыты на Омском нефтеперерабатывающем заводе показали, что если нагретый ловушечный продукт профильтровать, то он затем легко обезвоживается в разделочных резервуарах. Качество нефтепродуктов после такой обработки позволяет направлять их сразу на АВТ, минуя ЭЛОУ. [6]
Для обработки ловушечного продукта на центральном очистном блоке Омского завода построены два теплообменника типа труба в трубе, напорные фильтры, вторичный теплообменник и напорный отстойник. Ловушечный продукт перекачивается через установки насосами. Он проходит сначала через один или два теплообменника последовательно, нагреваясь в них острым паром. Затем направляется в напорные фильтры, где очищается от взвешенных веществ. Применение диатомового фильтрующего материала Дает хороший эффект очистки ловушечного продукта от твердых примесей. Ловушечный продукт фильтруют под давлением и собирают в отводящую трубу. Отстаивание происходит в напорном резервуаре, в котором эмульсия расслаивается на нефть и воду. Нефть удаляют постоянно по трубопроводу к насосу и перекачивают на завод. Воду также постоянно удаляют в коллектор перед нефтеловушкой или в аварийный амбар. [7]
Плохое расслаивание ловушечного продукта в разделочных резервуарах объясняется наличием устойчивой трехфазной эмульсии в этом продукте. Образованию устойчивой эмульсии сильно способствуют взвешенные твердые вещества, которые плохо выпадают в осадок из ловушечного продукта при низких температурах. [8]
Для обработки ловушечного продукта на центральном очистном блоке Омского завода построены два теплообменника типа труба в трубе, напорные фильтры, вторичный теплообменник и напорный отстойник. Ловушечный продукт перекачивается через установки насосами. Он проходит сначала через один или два теплообменника последовательно, нагреваясь в них острым паром. Затем направляется в напорные фильтры, где очищается от взвешенных веществ. Применение диатомового фильтрующего материала Дает хороший эффект очистки ловушечного продукта от твердых примесей. Ловушсчный продукт фильтруют под давлением и собирают в отводящую трубу. Отстаивание происходит в напорном резервуаре, в котором эмульсия расслаивается на нефть и воду. Нефть удаляют постоянно по трубопроводу к насосу и перекачивают на завод. Воду также постоянно удаляют в коллектор перед нефтеловушкой или в аварийный амбар. [9]
Плохое расслоение ловушечного продукта в разделочных резервуарах объясняется наличием устойчивой эмульсии в этом продукте. Образованию устойчивой эмульсии в значительной мере способствуют взвешенные твердые вещества, которые плохо выпадают в осадок из ловушечного продукта при низких температурах. [10]
При использовании ловушечных продуктов завышенное содержание в них непредельных углеводородов, смолистых веществ, осадков и сернистых соединений способствует заметному повышению коксуемости сырьевых теплообменников и печных змеевиков блоков гидроочистки сырья. [11]
Плохое расслоение ловушечного продукта в разделочных резервуарах объясняется наличием устойчивой эмульсии в этом продукте. [12]
Форум для экологов
Форум для экологов
Выброс от нефтеловушки
Выброс от нефтеловушки
Сообщение jurik » 16 мар 2009, 22:50
примерно так
Сообщение Karinka » 16 мар 2009, 22:50
Выброс от нефтеуловителя
Сообщение ro_ » 16 мар 2009, 22:50
Помогите, пожалуйста!
На реконструируемой АЗС планируется установка нефтеуловителя типа «ЭКО-Н-3» (ловушка-сепаратор для очистки поверхностных и производственных сточных вод от нефтепродуктов типа «ЭКО-Н»). Мы разрабатываем раздел ООС по АЗС.
Насколько понятно из рисунков, приведенных в техническом паспорте, она (установка) снабжена вентиляционными трубами, поэтому в нашем случае подход к расчету выбросов такой же как от нефтеловушек прикрытых допустим шифером, устанавляваемых на аналогичных АЗС неприменим.
Какую расчетную или расчетно-экспериментальную методику необходимо использовать при расчете максимальных и валовых выбросов от нефтеуловителе?
P.S. Возможно данной информацией располагают инженерные работники АЗС, на которых устанавливались данные нефтеуловителе. Порекомендуйте к кому можно обратиться.
Re: Выброс от нефтеловушки
Сообщение Liapa » 16 мар 2009, 22:50
Re: Выброс от нефтеловушки
Сообщение ro_ » 16 мар 2009, 22:50
Re: Выброс от нефтеловушки
Сообщение ro_ » 16 мар 2009, 22:50
Нет ли у вас определения I и II систем нефтеловушки, о которых идет речь в методике (РД-17-86) (В своих расчетах вы используете показатель удельного выброса по I системе)?
У меня на АЗС установлена не нефтеловушка, а установка нефтеуловителя типа «ЭКО-Н-3» (ловушка-сепаратор для очистки поверхностных и производственных сточных вод от нефтепродуктов типа «ЭКО-Н»). Мы разрабатываем раздел ООС по АЗС.
Установка поделена на три технологических отсека, снабженных вентиляционными трубами. Причем концентрация в воде в каждом отсеке ВВ и НП различна, а значит различна и в воздушном пространстве отсека. Только по воде эти концентрации известны, а по воздуху нет.
В РД-17-86 есть расчет по нефтеотделителю, который поделен на 4 системы, но чем они отличаются не прописано…
Какую расчетную или расчетно-экспериментальную методику необходимо использовать при расчете максимальных и валовых выбросов от нефтеуловителе?
Выброс от нефтеловушки
Сообщение ro_ » 16 мар 2009, 22:50
Как оказалось, считать выбросы от нефтеловушки, установленно, в частности на АЗС по РД 17-86 неправильно, т.к. в методике идет речь о нефтеловушках, устанавляваемых на территории НПЗ, нефтебаз и других производств, где понятия нефть и нефтепродукты «принимают промышленный вид». Другими словами, РД 17-86 дает завышенный результат выбросов нефтеловушки на АЗС, поэтому НИИ Атмосфера рекомендует рассчитывать выбросы по Астраханской (Методика по определению. ).
Остался невыясненым один вопрос: минимальное кол-во (мг/м3) нефтепродуктов в воде способное образовать пленку на поверхности.
В резервуар очищенных стоков, который технологически, как правило, устанавливают после нефтеловушки попадает очищенная вода с концентрацией НП не более 0,1 мг/м3 (в случае применения нефтеловушки Пивоварова) и если пленка в нем ЕСТЬ, то расчет выбросов необходим.
Re: Выброс от нефтеловушки
Сообщение ro_ » 16 мар 2009, 22:50
Re: Выброс от нефтеловушки
Сообщение Tatiana » 16 мар 2009, 22:50
Re: Выброс от нефтеловушки
Сообщение ro_ » 16 мар 2009, 22:50
Приказ Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 04.02.2021 № 80 О признании утратившими силу некоторых приказов Минприроды России в сфере предоставления Росприроднадзором государственных услуг
Ответственность
Форум «Форум для экологов» является общедоступным для всех зарегистрированных пользователей и осуществляет свою деятельность с соблюдением действующего законодательства РФ.
Администрация форума не осуществляет контроль и не может отвечать за размещаемую пользователями на форуме «Форум для экологов» информацию.
Вместе с тем, Администрация форума резко отрицательно относится к нарушению авторских прав на территории «Форум для экологов».
Поэтому, если Вы являетесь обладателем исключительных имущественных прав, включая:
— исключительное право на воспроизведение;
— исключительное право на распространение;
— исключительное право на публичный показ;
— исключительное право на доведение до всеобщего сведения
и Ваши права тем или иным образом нарушаются с использованием данного форума, мы просим незамедлительно сообщать нам по электронной почте.
Ваше сообщение в обязательном порядке будет рассмотрено. Вам поступит сообщение о результатах проведенных действий, относительно предполагаемого нарушения исключительных прав.
При получении Вашего сообщения с корректно и максимально полно заполненными данными жалоба будет рассмотрена в срок, не превышающий 5 (пяти) рабочих дней.
Наш email: eco@integral.ru
ВНИМАНИЕ! Мы не осуществляем контроль за действиями пользователей, которые могут повторно размещать ссылки на информацию, являющуюся объектом Вашего исключительного права.
Любая информация на форуме размещается пользователем самостоятельно, без какого-либо контроля с чьей-либо стороны, что соответствует общепринятой мировой практике размещения информации в сети интернет.
Однако мы в любом случае рассмотрим все Ваши корректно сформулированные запросы относительно ссылок на информацию, нарушающую Ваши права.
Запросы на удаление НЕПОСРЕДСТВЕННО информации со сторонних ресурсов, нарушающей права, будут возвращены отправителю.
НЕФТЕШЛАМЫ КАК ВТОРИЧНОЕ СЫРЬЁ
Рассмотрена схема образования, утилизации и вовлечения в производственный цикл неф-тешламов.
Рассмотрена схема образования, утилизации и вовлечения в производственный цикл нефтешламов. Изложены наиболее широко распространенные комбинации методов их обезвреживания. Для эффективного обезвоживания накопленных нефтяных отходов предложены инновационные способы и соответствующее аппаратурное оформление технологических процессов
Нефтяная промышленность по уровню воздействия на окружающую среду занимает одно из первых мест среди ведущих отраслей ввиду образования большого количества гетерогенных отходов. Одним из них является нефтяной шлам (нефтешлам) – коллойдная система из высокомолекулярных соединений нефти, минеральных частиц различного состава и пластовой воды. Это самый крупнотоннажный отход нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, отличающийся сложностью химического состава и находящийся в процессе постоянной трансформации.
Шламы образуются при строительстве нефтяных и газовых скважин, при промысловой эксплуатации месторождений переработки нефти, обезвреживании сточных вод, а также при чистке резервуаров и другого оборудования. Различного вида нефтешламы являются распространенными отходами и для объектов энергетического комплекса, транспортных, машиностроительных, химических, металлургических предприятий. Природа их образования в вышеперечисленных отраслях большей частью аналогична отходообразующим процессам в нефтяной отрасли. Наиболее значительные количества нефтесодержащих отходов формируются при зачистке резервуарных парков ТЭЦ, аэропортов, железнодорожных станций, металлургических комбинатов. Пропарочные станции железнодорожных цистерн и очистные сооружения также являются источниками крупнотоннажных углеводородсодержащих шламов различного фазового и химического состава.
Нефтяное загрязнение под факторами внешней среды может увеличиваться в размерах, испаряться, усваиваться живыми организмами, а также подвергаться трансформации. Под действием солнечных лучей процессы деструкции нефтесодержащих соединений значительно ускоряются, но с испарением легких фракций распространение нефтепродуктов в грунте существенно замедляется. Тяжелые нефтяные фракции со временем образуют стойкие к расслоению эмульсии. Скорость протекания процесса деструкции нефтепродуктов зависит от температуры воздействия. Чем ниже температура, тем реакция разложения протекает медленнее. Таким образом, деградация нефтепродуктов происходит в результате химического, фотохимического и бактериального разложения, а также деятельности некоторых организмов и растений.
Выход нефтяных шламов на нефтеперерабатывающих заводах варьирует от 1 до 5 кг/тн перерабатываемой нефти. Это тяжелые нефтяные остатки, содержащие в среднем 10-56% нефтепродуктов, 30-85% воды и 1,3-46% твердых примесей.
Наличие открытых амбаров с огромным количеством накопленных жидких и пастообразных нефтешламов, приводит к постоянному загрязнению окружающей природной среды – почвы, поверхностных и подземных вод, а также атмосферного воздуха углеводородами, сероводородом и другими выбросами за счет испарения легких фракций. В водные объекты нефтесодержащие отходы, хранящиеся в накопителях, попадают, в основном, в результате размыва обваловки амбаров паводковыми водами, при смывах дождевыми и талыми водами. Загрязнение почвы нефтью и нефтепродуктами вызывает существенные изменения в морфологических свойствах почвы. В результате закупорки её капилляров сильно нарушается аэрация, создаются анаэробные условия, нарушается окислительно-восстановительный потенциал.
В разных регионах проблема ликвидации нефте-шламонакопителей имеет специфический характер, поскольку зависит от инфраструктуры топливно-энергетического комплекса, уровня урбанизации, природно-климатических факторов. В районах с длительной историей нефтедобычи нефтешламовые накопители формировались на протяжении многих десятилетий, охватывающих периоды смены нормативных требований в сфере природопользования, эволюции технической базы, как нефтедобывающих предприятий, так и предприятий по переработке нефтесодержащих отходов.
Большинство проектов по утилизации подобных шламов не дают должного эффекта из-за неправильно подобранного оборудования, химических реагентов (деэмульгаторов, флокулянтов) или незнания природы перерабатываемых отходов.
Согласно официальным исследованиям, «запасы» нефтешламов превышают в России 100 млн. тонн, в Азербайджане – 20 млн. тонн, в Казахстане – 40 млн. тонн, на Украине – 5 млн. тонн.
Как показывает практика, при длительном хранении резервуарные нефтешламы разделяются на несколько слоев с характерными для каждого из них свойствами. Поуровневые слои пруда-отстойника по данным авторов [1;2] представлены на рисунке.
Рис. Поуровневые слои пруда-отстойника:1 – нефтемазутный слой; 2- водный слой; 3 – свежешламовый черный слой; 4 – эмульсионно-шламовый слой; 5 – суспензионно-шламовый слой; 6 – битумно-шламовый слой
Примерные размеры слоёв выглядят следующим образом:
1-й – нефтемазутный, (ловушечная нефть) состоит практически из мазута, и его толщина колеблется до 20÷80 см;
2-й – водный слои, состоит из воды толщиной порядка 50÷150 см, в объеме которого происходит оседание суспензионно-углеводородных агрегатов и всплытие эмульсионных и капельных углеводородов;
3-й – свежешламовый черный слой, толщиной порядка 20÷50 см, преимущественно состоящий из «мазутных» углеводородов, увлеченных к оседанию твердыми механическими примесями;
4-й – эмульсионно-шламовый слой, толщиной порядка 30÷100 см., в котором углеводороды находятся в сложном суспензионно-эмульсионном агрегатном состоянии, причем механические примеси преимущественно микронного размера;
5-й – суспензионно-шламовый слой, толщиной порядка 80÷150 см, характеризующийся содержанием механических примесей размером более десятка микрон; углеводороды находятся в основном в адсорбированном состоянии.
6-й – битумно-шламовый слой (придонный), толщиной порядка 30÷60 см, состоящий практически из спрессованной смеси тяжелых углеводородов и механических примесей.
Представленная характеристика слоев является довольно условной, граница зон размыта и не всегда имеет четкие переходы от одного вида к другому. Вместе с тем тенденция деления по приведенным характеристикам имеет достаточно выраженный характер [1- 4].
Нефтемазутный слой по своим характеристикам может быть возвращён в технологический цикл НПЗ на переработку, поскольку по вязкостным параметрам и углеводородному составу близок к свежедобытой нефти.
Водная фаза является технологической – вода осветляется отстаиванием: легкие механические взвеси всплывают, тяжелые – осаждаются. Этому способствует и ввод флокулянта.
Следовательно, нефтешламовыми можно считать слои с третьего по шестой. Помимо образования эмульсий в среде нефтепродуктов в процессе перевозки и хранения происходит образование полидисперсных систем при взаимодействии жидких углеводородов и твердых частиц механических примесей.
Исследования нефтешламов с разных регионов свидетельствуют о достаточно широком разбросе показателей их качества. На результаты анализа большое влияние оказывает методика отбора образцов из шламонакопителей (Табл.1).
Таблица 1. Примерный состава нефтешламов различных регионов
Более того, само понятие «нефтяной шлам», по мнению исследователей, носит достаточно обобщенный характер [5 – 8].
Целью данной работы являлся анализ эффективности технологий переработки как свежих нефтешламов, получаемых в процессе переработки сырья, так и нефтешламов, накопившихся в шламонакопителях, с целью возврата полученных продуктов в производственный цикл НПЗ.
В качестве наиболее изученных технологий утилизации сегодня можно выделить следующие пять:
1. Термический метод [4;9].
Основным термическим методом утилизации является сжигание. Условия осуществления технологического процесса: t= 800-1200°С, избыток кислорода.
В качестве соответствующего оборудования используют камерные, барботажные, шахтные установки с кипящим слоем и вращающиеся печи.
— сжигание нельзя использовать для переработки отходов, если последние содержат фосфор, галогены, серу. В этом случае могут образовываться продукты реакции, например диоксины и фураны, по токсичности во много раз превышающие нормативы.
2. Химический метод разделения [10]. Он основан на использовании растворителей. Для диспергирования нефтешламов применяют низкокипящие парафиновые углеводороды, например, н-гексан, широкую фракцию легких углеводородов, газовый конденсат и некоторые другие.
— применение специального технологического оборудования;
— высокий расход дефицитных и дорогостоящих органических растворителей.
3. Биологический метод [11]. Биоразложение осуществляют путём использовании специальных штаммов бактерий, биогенных добавок и подачи воздуха.
Процесс характеризуется достаточно простым аппаратурным оформлением и экологически безопасен.
— малая производительность и высокая затратность, невозможность реализации при низких температурах.
4. Физико-химические методы [12]. При переработке нефтешлам предварительно разогревают, разрушают водонефтяную эмульсию и утилизируют каждый полученный компонент. Для повышения эффективности разделения на углеводородную и водную фазы нефтяной шлам обрабатывают специально подобранным деэмульгатором.
Под воздействием температуры, деэмульгатора и акустических вибраций происходит разделение эмульсий, а при вводе флокулянта – процесс коагуляции механических частиц. Обработанный нефтешлам поступает затем на двухфазную центрифугу, в которой под влиянием центробежных сил дополнительно очищается от взвеси механических частиц. Очищенный фугат из центрифуги в напорном режиме пропускается через самоочищающийся фильтр, оборудованный акустической системой и поступает в трехфазный саморазгружающийся центробежный сепаратор с выделением нефти и воды.
— высокая стоимость используемых реагентов;
— неприменимость для трудно- расслаиваемых высоковязких нефтешламов с повышенным содержанием парафинов и асфальтенов.
5. Переработка центрифугированием [1;2;13]. Известно, что нефтяные шламы большей частью представлены тяжело разрушаемыми коллойдными образованиями, включающими нефтепродуктовую, водную и минеральные составляющие. Их переработка весьма затруднена и требует применения комплексного подхода.
Центрифугирование на деканторах обычно проводят через две последовательных стадии. На первой отделяется основная часть твердых частиц. Грубые механические примеси выводятся из аппарата в виде твёрдого остатка. Жидкая фаза, состоящая из нефти и воды (и минимального количества механических примесей) поступает на вторую ступень очистки. На трёхфазной тарельчатой центрифуге происходит разделение смеси на нефть, воду и механические примеси.
Номинальная производительность типовой установки по переработке нефтешлама, рассчитанной на круглосуточный режим работы, исключая время остановки для профилактического обслуживания, составляет не более 15 м 3 /час. Технологический комплекс рассчитан на переработку до 70 – 75 тысяч м 3 нефтесодержащих шламов в год, при условии его бесперебойного снабжения сырьем с определённой характеристикой:
– содержание свободной нефти 10-45 об. %;
– плотность нефтяной фазы до 950 кг/м 3 ;
– вязкость нефтяной фазы до 150 сСт при 50 °С;
– допустимое присутствие в нефти парафинов, которые полностью растворяются при 70°С;
– содержание механических примесей не более 30 об. %;
– плотность механических примесей не выше 1,8 г/дм 3 ;
Изменение параметров номинального сырья будет оказывать влияние на эксплуатационные характеристики и эффективность разделения на сепарирующей установке. Это может привести к снижению ее производительности или к ухудшению качества отсепарированных продуктов.
Для дополнительного сокращения нежелательных примесей в нефтепродуктах, вырабатываемых из нефтешламов, практикуется использование коалесцирующего сепарирования [14]. Это даёт ожидаемые позитивные результаты.
Недостатки предлагаемого метода:
— повышенные требования к используемым реагентам;
— необходимость постоянного состава сырья;
— сложное аппаратурное оформление процесса;
— несоответствие получаемого вторичного нефтепродукта требованиям нефтеперерабатывающих предприятий при переработке донных шламов (Табл. 2).
Таблица 2. Качество нефтепродукта, направляемого на установку подготовки нефти.
В числе лидеров по поставке оборудования для переработки нефтешламовых накоплений находится немецкая фирма Flottweg, предлагающая в составе технологической линии трикантер трёхфазного разделения содержимого амбаров.
Она содержит понтон с полупогружным насосом с установленной на нём системой перемешивания, а также парогенератор, две реакционных ёмкости, шкаф управления и несколько контейнеров для электрооборудования, трикантера, периферийного устройства подготовки и подачи продукта, реагентного хозяйства, а также станцию приготовления раствора флокулянта.
Работает установка следующим образом.
В технологической установке реализуется циркуляция по схеме:
резервуар → насос → теплообменник → ёмкость
Путем регулирования режима работы теплообменников достигается температура в резервуарах в 65 0 С. Подогретый гомогенизированный нефтешлам поступает с помощью насоса на сепарационную установку для отделения нефти, воды и механических примесей.
Отсепарированная смесь нефтяных фракций под остаточным напором направляется в товарную емкость, расположенную в нижней части рамы трикантера, а затем перекачивается в резервуары готовой продукции.
Вода собирается в буферной емкости, расположенной в нижней части сепаратора и подаётся на дальнейшую очистку [13].
Средняя производительность рассматриваемой установки по переработке нефтешлама составляет (5 – 7) м 3 /час.
Изменение параметров номинального сырья (содержания нефтепродуктов и вязкости шлама) будет оказывать существенное влияние на эксплуатационные характеристики и эффективность разделения на установке. Это может привести к снижению ее производительности или к ухудшению качества отсепарированных продуктов.
При правильной эксплуатации технологической динии и ее снабжении нефтешламом с номинальной характеристикой обеспечивается получение следующих продуктов переработки:
-нефтяная фракция, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858 с содержанием воды не более 1 % и механических примесей не более 0,05 %;
-шлам, который используется как компонент дорожного покрытия и для других целей.
Следует иметь в виду, что установка рассчитана на строго определённые характеристики нефтешлама, марки и свойства применяемых флокулянтов и деэмульгаторов, которые подбираются для каждого нефтяного амбара путём предварительных промысловых испытаний.
Весьма перспективна сверхкритическая флюидная экстракционная технология (СКФЭТ) переработки нефтяных шламов с экологической точки зрения и рентабельности.
Таким образом, наглядно показано, что применение существующих современных технологий и грамотный подбор технологического оборудования позволяют решить непростую экологическую проблему переработки нефтешламов, причём данный вид крупнотоннажных отходов можно рассматривать в качестве ценного вторичного сырья для нефтеперерабатывающих предприятий.
1. Гронь В.А., Коростовенко В.В., Шахрай С.Г., Капличенко Н.М., Галайко А.В. Проблема образования, переработки и утидизации нефтешламов // Успехи современного естествознания. 2013. № 9. С. 159–162
2. Афанасьев С.В., Кравцова М.В., Паис М.А., Носарев Н.С. Анализ методов переработки нефтешламов. Проблемы и решения // Инновации и «Зелёные» технологии (Тольятти, 19 апреля 2019 г.): сборн. матер. и докл. 2-ой Всероссийской научно-практ. конф./ СНЦ РАН. Самара.: 2019. С.17 – 22.
3. Трубникова Н.В. и др. Методы переработки и использования нефтешламов на НПЗ // Переработка и использование отходов побочных продуктов нефтеперерабатывающих заводов: cб. науч. трудов / ЦНИИТЭнефтехим. М.: 1988. С. 76–79.
4. Бибиков Г.Г., Бердин Ю.С., Немченко А.Г. Переработка и обезвреживание нефтешламов НПЗ и НХК //Современное состояние и методы защиты окружающей среды на нефтеперерабатывающих и сланцеперерабатывающих производствах: сб. научн. трудов / ЦНИИТЭнефтехим. М.: 1984. С. 51–56.
5. Минигазимов И.Н., Файзуллин А.Ф. Пути решения экологических проблем на предприятиях транспорта нефти и нефтепродуктов // Нефтепереработка и нефтехимия – 2005: материалы международ. науч.-практ. конф./ ГУП ИНХП РБ. Уфа.: 2005. С.350 –351.
7. Файзуллин Н.Х., Рогозин В.И., Хасанов И.Ю., Гареев М.М. Технология реагентной очистки нефтешламов от асфальтосмолопарафиновых отложений // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: сб. науч. тр./ ТРАНСТЭК. Уфа.: 2005. С.2 37 –239.
8. Ахметов А.Ф., Гайсина А.Р., Мустафин И.А.. Методы утилизации нефтешламов различного происхождения.// Нефтегаговое дело. 2011. Т.9. №3. С.98 – 101.
9. Петровский Э.А., Соловьёв Е.А., Коленчуков О.А.. Современные технологии переработки нефтешламов //Вестник БГТУ им. В.Г. Шухова. 2018. №4. С.124 – 132.
10. Патент РФ№ 2172764 (опубл. 2001 г). Способ утилизации нефтяного шлама.
11. Патент РФ№ 2376083 (опубл. 2009г). Способ переработки нефтешламов и очистки замазученных грунтов.
12. Патент РФ № 2536897 (опубл. 2014 г). Способ переработки нефтесодержащих отходов.
13. Лаптев А.В. Наследие чёрного золота из прошлого // Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2018.№8. С.60 – 63.
14. Патент РФ № 2698667 (опубл. 2019 г.). Способ переработки нефтесодержащего шлама и технологический комплекс для его осуществления.
15. Мхитаров Р.А. Технологии и оборудование для переработки отходов нефтепереработки, нефтешламов и загрязнённых углеводородами грунтов //Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2013.№10. С.72 – 76.
16. Афанасьев С.В., Волков Д.А., Трифонов К.И., Волков В.А. Физико-химические основы природных и антропогенных процессов в техносфере. Учебник для ВУЗов. Под ред. д.т.н. С.В. Афанасьева / Самара. Изд. Сам. научн. центра РАН. 2019 – 252 с.
17. Турапин А.Н., Волков А.В., Прохоров П.Э., Афанасьев С.В. Технологические аспекты реализации газоциклической закачки диоксида углерода для увеличения добычи высоковязких нефтей// Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2018.№8. С.20 – 25.
18. Афанасьев С.В., Волков В.А., Прохоров П.Э., Турапин А.Н.. Газоциклическая закачка диоксида углерода в добывающие скважины для интенсификации добычи высоковязкой нефти.// Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2017.№4. С. 62– 66.