Доочистка нефти из извлеченной рудноразрушаемых нефтеотходов

Перед подачей нефти в отстойник, нефть смешивается с технической (волжской) водой для уменьшения состава солей в нефти. Смешивание с водой происходит в смесителе СМ-1 путем впрыскивания горячей технической воды в поток нефти. В трубопровод подачи нефти отстойника О-1 также подается реагент «Диссолван 4411» с помощью блока дозатора реагента (БДР) Замазученный грунт скопившийся в отсеках приемных подземных емкостей Е – 1, 2, 3 и 4, по мере наполнения вывозят на полигон хранения замазученных грунтов для дальней переработки.

Недостатки объекта КПАН:

- нефть содержит  большое количество мехпримесей  на выходе установки;

- длительность  технологического процесса при  разрушении стойких нефтяных  эмульсий;

- большое  скопление донных осадков что  приводит к остановке установки;

низкая производительность установки, при сложности технологии.

В магистерской диссертации для достижения цели улучшения эффективности технологии переработкинефтешламов и нефтегрунтов предлагается изменение существующей технологической схемы на месторождениях Узень и Карамандыбас, с введением дополнительного оборудования. Предложенная технология позволяет добиться более полной очистки грунтов и шламов насыщенных нефтью с высоким содержанием парафина и повышения качества подготавливаемой продукции.

Вместе с этим технология позволит уменьшить коррозионный износ отстойников объекта комплексной переработки амбарной нефти и нефтешламов и увеличить срок их эксплуатации.

Многокомпонентный состав продукции нефтешламовых амбаров, наличие в них различных химических соединений, высокая вязкость, повышенное содержание механических примесей и, самое главное, высокая агрегативная устойчивость амбарных эмульсий создают проблемы очистки от парафинистой нефти твердых остатков. 

Технологическая схема эксплуатации установки переработки трудноразрушаемой нефти и нефтешламовУПТНиН приведена на рисунке 16. Применяемая на месторождении Узень технология комплексной переработки амбарной нефти и нефтешламов в нашем случае дополнена введением в схему трикантерной установки «TRICANTER-Z5E» и фильтра грубой очистки нефтешламовой пульпы. Жидкий нефтяной шлам подается в нагреваемые емкости, где происходит смешение и разогрев его от 40 до 80°С.

Подогрев воды осуществляется водонагревательной установкой ВГУ-200 (V = 200 м3).  Далее нефтешламовая пульпа подается  в фильтр грубой очистки. По пути следования в однородную массу добавляют химреагент «Диссолван-4411» + ССЖК, с помощью дозатора химреагента и продукция поступает на «TRICANTER-Z5E», где производится полная очистка механических примесей и разделение трудноразрушаемой нефтяной эмульсии [43.44].

Под действием центробежной силы в декантирующей центрифуге происходит разделение на три фазы: водную, нефтяную и твердую.

При этом очищенная нефть поступает в подземную емкость Е-1 для дальнейшей отправки на завод, водная фаза – для повторного использования в этой же технологии. Твердая фаза посредством транспортера и автотранспорта направляется на полигон где производятбиодоочистку.

Вода отводится в емкость и далее направляется на очистные сооружения. Нефтяная фаза выходит в промежуточную подогреваемую емкость и далее перекачиваетсяприемные подземные емкости и автоцистернами АЦН доставляется потребителям.

Твердая фаза транспортируется на полигон, где производят биологическую доочистку с применением  подобранного консорциума непатогенных нефтеокисляющих микроорганизмов.

Разработанные технические решения по переработке амбарной нефти на месторождениях Узень и Карамандыбас, позволяют ликвидировать комплекс амбаров-отстойников сливной парафинистой нефти, нефтешламы с минимальными трудозатратами и наименьшим числом персонала.

Экономический эффект – возврат нефти в сырьевую базу за счет получения дополнительной товарной нефти из нефтяных эмульсий при подготовке сырья.

Экологический эффект – сокращение нефтесодержащих отходов в результате переработки амбарной нефти и нефтешламов, что будет способствовать снижению экологической нагрузки. 

Одним из недостатков способов разрушения водонефтяной эмульсии является применение дорогостоящих деэмульгаторов, таких как диссолван, сепарол, проксамин и другие с расходом 5÷10 ppm(ppm, от англ. partspermillion - частей на миллион) — единица измерения концентрации.

Так, на месторождении «Узень» и «Карамандыбас» применяется деэмульгатор «Диссолван 4411». В этой связи в работе для процесса деэмульгирования нефти нами был выполнен поиск и подбор более дешевого деэмульгатора, который сможет обеспечить требуемую степень обезвоживания нефти. Поставленная задача решается путем введения бинарного деэмульгатора, в качестве которого берется смесь общеизвестного дорогостоящего деэмульгатора – «Диссолван 4411» и соли синтетической жирной кислоты (ССЖК) - (RCOO)mMn, где R=C 9÷C15, в сырьевой поток блока дозировки реагента, что обеспечивает снижение расхода дорогостоящего деэмульгатора и требуемую степень обезвоживания нефти [45, 46].

Смесь дорогостоящего деэмульгатора - диссолвана в количестве не более 5 ppm и соли синтетической жирной кислоты - (CСЖК) mMn, в зависимости от используемого металла, в количестве 15-40 ppm, что приводит к дестабилизации водонефтяной эмульсии, снижая прочность сольватной оболочки глобул воды, и обеспечивает более легкую коалесценцию в наиболее крупные глобулы воды и осаждение воды из нефти, при этом достигается степень извлечения воды 90÷95% мас., которая достигается при использовании

Установлено, что наиболее известная и эффективная группа поверхностно активных веществ (ПАВ) не очищает тяжелые, сильно трансформированные и насыщенные нефтезагрязненные грунты со снижением эффективности очистки на 20-30% (до остаточной концентрации нефтепродуктов в грунте в 5-7 раз превышающей предельно допустимый норматив в 2 г/кг).

В результате очистки грунтов ПАВ - содержащими отработанные моющие растворы представляют собой плохо расслаивающиеся, стойкие нефтяные эмульсии, с высоким содержанием нефтепродуктов и тяжелых металлов в основном из-за содержания ПАВ, в дальнейшем с трудом утилизируемые и экологически опасные. В этой связи было предложено экологически безопасное, не содержащее ПАВ моющее средство (флотационный отмыватель нефтепродуктов - ФОН), состоящее из кальцинированной соды, отнесенной к группе эффективных моющих средств и пероксида водорода.

Эффективность моющего действия данного средства (96.99 % и выше) заключается в создании эффекта кавитации с последующей флотацией загрязнителя на поверхность раствора при протекании химической реакции разложения пероксида водорода 2Н202 + 02t в водном   растворе ФОН [47].

        Для установления эффективности  моющего действия препарата, выполнены исследования по извлечению нефти из нефтешламов и возврату её в оборот.Для извлечения нефти выбран способ отмывки водным щелочным раствором в условиях кавитации, содержащим метасиликат натрия 5-10%; продукт оксиэтилированияалкилфенолов (ОП-7, ОП-10, ОП-20) 1-5%. Отмывка производится при температуре 70°C. Содержание нефти в водонефтяной эмульсии и извлечение нефти из осадка рассчитывали по выражению [48]:

 

       (4)

 

где Qас – вес навески нефтесодержащего осадка, г; αос – содержание нефти в осадке, %; Qэм – количество водонефтяной эмульсии, г; αэм – содержание нефти в эмульсии, %.

Исследования проводили в несколько стадий. На первой стадии изучали извлечение нефти из одной навески осадка несколькими последовательными порциями моющего средства. Результаты исследования извлечения нефти из одной навески нефтесодержащего осадка несколькими последовательными порциями моющего раствора приведены на графиках рисунка 17.При этом извлечение нефти из осадка каждой последующей порции моющего раствора определяли по выражению:

 

,     (5)

 

Из графиков видно, чтоизвлечение нефти из осадка с каждой новой операцией отмывки увеличивается, а с увеличением содержания нефти в осадке – уменьшается [45].  Это связано с тем, что после каждой операции отмывки содержание нефти в осадке уменьшается, а при низком содержании нефти в осадке она отмывается лучше, чем при высоком.   Зависимость извлечения от числа операций отмывки имеет линейный характер. Ее можно выразить следующими уравнениями. Для содержания нефти в осадке 10%:

 

ε = 6,49n + 60,8; R2 = 0,9936      (6)

 

Для содержания нефти в осадке 15%:

 

ε = 6,24n +58,21; R2 = 0,9974     (7)

 

Для содержания нефти в осадке 20%:

 

ε = 6,86n + 52,46; R2 = 0,9964     (8)

 

Для содержания нефти в осадке 30%:

 

ε = 7,0029n+45,307; R2 = 0,9936  (9)

 

Здесь n – число операций отмывки.

       Результаты экспериментальных исследований показали, высокую эффективность применения предложенных моющих средств для очистки в том числе тяжелых и сильно насыщенных нефтезагрязненных грунтов до предельно допустимых нормативов и обеспечения эффективного разделения фаз: очищенный грунт-моющий раствор-нефтепродукт. Известно, что одной из  проблем при очистке нефтегрунтов является именно эффективное разделение жидкой и твердой фаз в растворе. Комплексная очистка грунтов, с многократным использованием моющего раствора позволяет ихдалее утилизировать в производстве дорожных материалов. На второй стадии исследований изучали общее извлечение нефти из осадка несколькими операциями отмывки свежим моющим раствором. Извлечение определяли по выражению:

 

    (10)

 

 

1-содержание  нефти в осадке 10%; 2-содержание  нефти в осадке 15%; 3-содержание  нефти в осадке 20%; 4-содержание  нефти в осадке 30%.

 

Рисунок 17. – Зависимость извлечения нефти от числа операций отмывки при отмывке одной навески нефтесодержащего осадкасвежим моющим раствором

 

Установлено, что использование ФОНпозволяет снизить экологическую опасность отработанных моющих растворов, в результате отсутствия в них ПАВ и снижения нефтепродуктов и тяжелых металлов, по сравнению с другими моющими средствами, в 10-30 раз [49].

 

3.2 Исследование процесса доочистки нефтяных шламовфосфогипсом

Известно, что для развития всех живых объектов, в том числе бактериальных клеток, необходимы макро- и микроэлементы. Одним из наиболее важных элементов – фосфор и кальций. Недостаток одного из этих элементов уже является лимитирующим фактором роста клетки.Кальций и фосфор  входят в состав отхода сернокислотной и меланжевой переработки фосфатного сырья при производстве минеральных удобрений [50].

       Как известно ХГМЗ в свое  время занималось производством  минеральных удобрений.На данный  момент по закрытии предприятия  фосфогипс не находит соответствующего  применения.

Исследование фосфогипсакак минеральной добавки, для стимуляции роста микроорганизмов при биодеструкции нефти, проводили в жидкой минеральной среде без солей кальция и фосфора (рис. 18).В среду добавляли нефть в количестве 1% масс. Фосфогипс вносили в количестве 1; 5 и 10% масс. Контролем служил образец с минеральной средой, нефтью и микроорганизмами, без минеральных добавок. Культивировали 4 суток на термостатированной качалке при 30°С.

 

 

Рисунок 18. - Степень биодеструкции нефти

в полной минеральной среде с добавлением фосфогипса

 

О стимулирующей способности фосфогипса судили по убыли нефти и приросту гетеротрофных микроорганизмов.Установлено, что уже за трое суток культивирования степень биодеструкции нефти и нефтепродуктов в образцах с фосфогипсом составила более 25% по отношению к контролю, причем количество фосфогипса не влияло на степень биодеструкции. Нефтегрунт, с содержанием нефтепродуктов 10,5% масс. Опыт проводили в стеклянной чашке объемом 200 мл [51,52]. Для биодеструкции нефти в нефтегрунтвносили подобранный консорциум непатогенных нефтеокисляющих микроорганизмов: RhodococcuserythropolisBKMAC-1339Д; BacillussubtilisBKMB-1742 Д (16);Fusariumsp. №56 (3% об.) [52]. В качестве минеральной добавки вносили фосфогипс в количестве 1; 5 и 10 % масс. Контролем 1 служила чашка с нефтегрунтоми микроорганизмами, но без минеральных добавок.Контролем 2 служила чашка с нефтегрунтом без микроорганизмов и минеральных добавок. По мере необходимости осуществлялся полив водой до влажности верхнего слоя 60%. На протяжении всего эксперимента наблюдался прирост количества гетеротрофных микроорганизмов ГМ в среднем на два порядка. В контроле 2 убыль нефти не наблюдалась (таблица 7).

 

Таблица 7. - Влияние фосфогипса на биодеструкцию нефти в нефтегрунте

 

Вариант опыта	Степень биодеструкции, %
	10 сут	30 сут	60 сут
Нефтегрунт + консорциум + фосфогипс (1% масс.)	10,2±0,05	36,1±0,05	45,1±0,05
Нефтегрунт + консорциум + фосфогипс (5% масс.)	11,9±0,05	36,7±0,05	45,8±0,05
Нефтегрунт + консорциум + фосфогипс (10%масс.)	10,1±0,05	35,8±0,05	44,7±0,05
Нефтегрунт + консорциум        без фосфогипса (контроль 1)	6,7±0,05	24,3±0,05	30,6±0,05
Нефтегрунтбез фосфогипса (контроль 2)	2±0,05	3±0,05	4±0,05

 

Опыт проводился в течение 60 суток при 30°С. Исследования показали, что уже на 30 сутки эксперимента степень биодеструкции нефти и нефтепродуктов в образцах с содержанием фосфогипса в качестве минеральной добавки составила более 11%, а через 60 суток более 14% по отношению к контролю 1, (рис. 19). Таким образом,фосфогипс – является активным стимулятором роста гетеротрофных микроорганизмов и может заменить дорогие минеральные добавки [53,54].