Доочистка нефти из извлеченной рудноразрушаемых нефтеотходов

 Недостатки  этой дорогостоящей технологии  обуславливаются очень высоким  потреблением электрической энергии  для эксплуатации трех теплообменных  аппаратов,  и трех питательных  насосов большой мощности, не  учитывая подпитку двух гидроциклонов, и двух тарельчатых центрифуг. Вместе с этим, выявленные недостатки  позволяют, за счет принятия технических  решений существенно изменить  эту схему, сократив как количество  сепарационного оборудования, так  и этапы и стадии очистки.

 

 

2 Экспериментальные исследования растворимости парафина в нефти и подбор деэмульгатора для очистки нефтешламов

 

2.1 Оценка степени загрязнения месторождений нефтеотходами

Современное состояние почвенного покрова территории  нефтяных месторождений Узень и Карамандыбас, непосредственно связано с техногенными процессами, которые происходят при разведке и освоении месторождения в виде линейной (дорожная сеть, линии коммуникаций, трассы нефтепроводов), и площадной  (объекты нефтедобычи) деградации почвенного покрова. В зависимости от характера воздействия деградация проявляется в полном или частичном уничтожении почвенного профиля, нарушении мощности генетических горизонтов, изменении физических (плотность, структура, пористость, связность и агрегированность) и химических (содержание гумуса, элементов зольного питания, высокомолекулярных соединений, реакция почвенной суспензии, распределении солей по профилю) свойств; нарушении водного режима, химическое загрязнение почв.

При разработке нефтяных месторождений Карамандыбас и Узень из-за несовершенства технологического процесса и аномальных свойств парафинистой нефти с высокой температурой застывания происходит загрязнение почв и грунтов нефтепродуктами. 

При этом нарушается вводно-воздушный режим почв, резкое снижение окислительно-восстановительных ферментативных реакций. Нефть пропитывает почву и после высыхания превращает поверхностный слой почвы в асфальтоподобное образование. Потери нефти и нефтепродуктов при аварийных разливах в системах добычи, транспорта и хранения являются непредсказуемым (случайным) явлением, зависят от многих факторов и на сегодня не поддаются строгому количественному определению. Еще одним источником дополнительных запасов нефти и нефтепродуктов являются пруды-шламонакопители (ПШН)земляные амбары-накопители, ямы, задействованные в технологических цепях месторождений нефтедобычи (рис.7). Различают следующие степени загрязнения почвенного покрова нефтью:

- небольшое - при разливах нефти 0,1-0,25 кг/м2, восстановление плодородия происходит через 3 года;

- среднее - при разливах нефти 0,25-0,5 кг/м2, восстановление плодородия происходит через 10-12 лет, требуется проведение землевания;

- сильное – при разливах нефти 0,5-1,0 кг/м2, восстановление плодородия происходит через 15-17 лет, требуется проведение рекультивации земель;

- очень сильное – разливы нефти более 1,0 кг/м2, полное исключение земель.

Степень загрязнения почвенного покрова нефтью зависит от типа и состава нефти;механического состава и вида почвы, уровня грунтовых вод, природно – климатических особенностей территории.

По результатам работ, проведенных НТПЦ «Химия табысы» в 2012 году, на предмет выяснения возможности складирования разлитой нефти в технологических амбарах (временные хранилища) было отмечено, что [27]: 

1.Почвенный  покров в основном представлен  серо-бурой суглинистой почвой. Сумма  солей  - 1,128 %, в том числе хлора 0,06, сульфатов 0,72, кальция 0,305, магния  – 0,05;

2.Cырая нефть, хранящаяся во временных хранилищах имеет следующие физико – химические свойства:

- температура  замерзания +30 - +36°С;

- плотность  при 20°С – 0,8567-0,8741 г/см3;

- динамическая  вязкость при 400С – 31,9-40,4.

3.Валовой  состав отхода:

- нефть  – 30%,

- механические  примеси – 10%;

- вода  – 60 %.

4.Химический  состав нефти (на основные составляющие):

- парафин  – 13,6-22,8 %;

- асфальтены  – 0,7-2,7 %;

- смолистые  силикагелевые – 16,1-22,8 %.

5.Выход  фракций, выкипающих для всех  образцов отхода в основном  выше 10 %, а до 300°С до 34 %. Свежая порция нефти содержит в своем составе: растворимые газы: метан (50-60 г/г), этан (12-18 г/г), пропан (8-15 г/г), бутан и пентан в сумме (1,5-4 г/г), из неорганических газов азот (1,3-2,3 г/г) и СО2 (0,2-0,7 г/г).

6.Содержание  нефти в сухом грунте амбаров  на глубину до 15-25 см составляет от 50,2 до 125,5 г/кг.

На основании проведенных исследований были сделаны следующие выводы:

-В технологических амбарах (временные хранилища) возможно размещение сырой нефти с откачкой в теплое время года;

-    Размещаемая в амбарах сырая нефть не оказывает негативного влияния на нижележащие горизонты альб-сеноманского водоносного комплекса;

- Асфальто-смоло-парафиновые отложения представляют собой смесь гетероорганических соединений, содержащих нафтеновые и ароматические кольца. Данные отходы высоковязки и высококипящи (около 270°С), в связи с этим для окружающей среды особой опасности не представляют;

-Большое содержание тяжелых нефтяных остатков в отходах способствует, во-первых резкому снижению подвижности нефти под влиянием гравитационных поверхностных и капиллярных сил; во-вторых образованию плотной непроницаемой пленки по подошве и стенкам амбара, поэтому миграция токсичных компонентов из технологического амбара в подземные воды исключается.

Разливы нефти и замазученность почвенного покрова наблюдаются главным образом вокруг эксплуатационных нефтяных скважин, в результате прорыва внутрипромысловых и магистральных трубопроводов и создании нефтяных амбаров. Интенсивность нефтяного загрязнения зависит от плотности скважин на единицу площади.

В результате проведения предполевого дешифрирования и заверочных полевых работ были выделены следующие виды загрязнения почвенного покрова, отличающиеся по интенсивности воздействия нефтепродуктов и степени загрязненности [28]:

-Обвалованные и необвалованные нефтяные амбары и амбары содержащие жидкую и загустевший нефтешлам;

- Сильно замазученные почвы (грунты) – СЗГ, представляющие собой участки нефтяного загрязнения, на которых нефть смешана с грунтом с образованием корки черного цвета. Сюда же были отнесены  сбросы нефти по рельефу, старые высохшие амбары, в которых нефть превратилась в битум и заболоченные участки, поросшие галофитовой растительностью, где под битумной корочкой сохраняется увлажненный грунт;

-Замазученные почвы (грунты) - ЗГ, на которых визуально прослеживаются следы нефтяного загрязнения;

- Слабозамазученные и чистые почвы, которые хоть и отличимы друг от друга на космоснимках по фототону, но в незначительной степени.

Следует отметить, что данная классификация совпадает с классификацией замазученных грунтов, использованной предыдущими исследователями. Для составления геоэкологической карты, основным методом ее составления было дешифрирование сканерных космических снимков большой разрешающей способности, полученных со спутника Iconas, с применением всего комплекса дешифрировочных признаков, выявленных в пределах контрольных участков в процессе проведения полевых исследований.

Для определения участков территории, обладающих определенными характеристиками применялся способ «классификации» изображения на основе теории распознавания объектов. Выделяемые объекты на космическом снимке имеют различные спектральные характеристики отраженного цвета. Суть автоматической классификации состоит в том, чтобы «научить» компьютер узнавать участки по их визуальным характеристикам. Данные характеристики измерялись непосредственно на снимке для определенных классов объектов во всех диапазонах спектрозональных снимков. Использованный для выполнения данной работы алгоритм классификации учитывал только спектральные характеристики, не учитывая текстуру изображения.

Эколого – геохимическое состояние территорий определяется загрязнением окружающей среды химческими элементами или их соединениями. Прежде всего рассматриваются элементы и их соединения, с которыми связано проявление острых токсичных эффектов. Это цветные металлы: тяжелые, к которым относятся химические элементы – Pb, Cu, Zn, Ni, Cd, Co, Sb, Sn, Bi, Hg  с плотностью больше чем у железа – 7,9 г/см3 (кроме благородных и редких) и легкие с плотностью менее 7,9 г/см3 – Al, Ti, Be, Ba.. Черные металлы – Fe, Mn, Cr, редкие – Mo, W, Zr, V  и благородные – Ag. Из неметаллов загрязнение окружающей среды связано с As, Se, F, B[29].

Концентрация химических элементов в почвах обуславливается конкретными ландшафтно-геохимическими условиями, характерными для отдельных ландшафтов. Доминирующим фактором, определяющим распределение химических элементов в верхнем почвенном слое, являются класс и вид ландшафта, т.е. условия  геохимической миграции элементов и принадлежность почвообразующего субстрата к какой-либо литолого-возрастной разности пород. Другие факторы, включающие и такие действенные, как антропогенез, играют резко подчиненную роль.

Эколого-геохимическое опробование верхнего почвенного горизонта позволяет в пределах, приближающихся к достоверным, охарактеризовать средние содержания химических элементов, присущие почвами исследуемой площади, что дает возможность  не только отнести участок работ к какой-либо медико-геохимической провинции, но и количественно измерить антропогенное химическое загрязнение отдельных участков.

 

3 Переработка нефтешламов насыщенных парафинистой нефтью с внедрением нового оборудования и бинарного деэмульгатора

 

3.1 Технологические аспекты улучшения  переработки нефтешламов

На территории практически любого предприятия, в частности на месторождениях Узень и Карамандыбасдеятельность которых связана с добычей, транспортировкой или переработкой углеводородов, имеются накопители опасных нефтесодержащих отходов.

В наиболее простом случае накопителем отходов может быть шламовый амбар и технологические амбары сливных нефтяных отходов (СНО). Накопители отходов представляют экологическую опасность как источники хронического загрязнения окружающей среды углеводородами. Эксплуатировавшиеся в течение десятилетий, они содержат большие количества нефтешламов и замазученных (нефтезагрязненных) грунтов, нефтешламовотносимых, в зависимости от состава, к отходам 3-го или 4-го класса опасности [41].Основным поллютантом, определяющим токсические свойства содержащихся в накопителях нефтеотходов длительного срока хранения, являются углеводороды.

Длительный срок хранения нефтешламов обусловливает физически и биологически устойчивый фракционный состав поллютанта.В течение последнего десятилетия, в свете ужесточения экологической политики государства, наметилась устойчивая тенденция к улучшению экологической ситуации на предприятиях нефтегазовой отрасли.

Современная практика обращения с опасными отходами, практика учета и отслеживания их движения природоохранными ведомствами призваны обеспечить безопасную утилизацию или обезвреживание с согласованным конечным размещением. Необходимость согласования конечного размещения подчеркивает сложность использования подвергнутых очистке и детоксикации отходов как вторичного ресурса.

Способы обезвреживания отходов, включая физические, физико-химические и биологические, широко известны и применяются в зависимости как от условий объекта очистки, так и от локальной про-мышленно-экономической конъюнктуры. В настоящее время использование многих методов ограничено высокими требованиями к продукту очистки, поскольку исключение дальнейших экологическихплатежей (оплата за хранение сверхлимитных объемов и др.) предполагает отнесение очищенного отхода к 5-му классу опасности для окружающей среды. По экономическим и экологическим критериям в этих условиях на первое место выходит биологический метод, но для условий нашего региона он неприемлем.Вкомплексе природоохранных мероприятий важную роль играют технологии по обращению сотходами, включающиеочистку, обезвреживание, утилизациюиликвидацию амбарной нефти и нефтещламов. В настоящее время очистка нефтешламовых амбаров осуществляется с применением специальной техники, то есть с помощью насосных агрегатов, автоцистерн (АЦН), самосвалов и экскаваторов (рис.14).

Для решения проблемы по переработке амбарной нефти и нефтешламов и улучшения экологической обстановки на месторождениях АО «Озенмунайгаз» с 2005 года, были введены в эксплуатацию установки трудно разрушаемой нефти УТРН – 8 единиц и комплекс переработки амбарной нефти КПАН – 1 ед.

 При  проектировании этих объектов  учитывались физико-химические свойства  нефти месторождений Узень и Карамандыбас, которая относится к группе высокопарафинистых: содержание парафина 22-30%, механических примесей до 20%, температура застывания 31-32°С [42].

В целях достижения экономической целесообразности на установках было использовано уже имеющееся оборудование. Так, технологический процесс на КПАН осуществляется по представленной принципиальной схеме (рис.15). амбарную нефть привозят на в автоцистернах со всех восьми УТРН и заливают в специальные приемные емкости Е – 1, 2, 3 и 4, в отсеки 1, 2, 3 (ОГ-200) объемом 200 м3. Выгрузку сырья из автотранспорта производят в отсеки 2, приемных емкостей. В отсеке 2 приемных емкостей происходит разогрев нефти до температуры 70-80°С с помощью подачи горячей воды центробежными насосами Н-2 типа К-100, через водонагревательную установку объемом V = 200 м3 (ВГУ-200). Температуру измеряют датчиком с передачей данных в операторную КПАН. Нагретая амбарная нефть из секции 2 самотеком переливается в секции 1 и 3 приемных емкостей, где нефть, проходя через воздушную подушку снизу вверх, частично освобождается от механических примесей. Далее насосами марки НБ-125 продукция перекачивается в горизонтальный отстойник О-1(V = 50 м3).