Отходы нефтегазовой промышленности

В НГДУ "Туймазанефть" с 1995 г. Внедрена и удачно употребляется установка компании "Татойлгаз", основанная на технологии компании "Майкен" (Германия). разработка заключается в нагреве нефтешлама, обработке деэмульгаторами, разрушении эмульсии в декантаторе с предварительным отделением воды и механических примесей. Доведение до требуемого свойства товарной нефти осуществляется на второй стадии - в испарителе и трехфазном сепараторе.

некие технологические решения  по ликвидации нефтешламов

Процесс ликвидации амбара с последующей утилизацией бурового шлама можно условно поделить на следующие технологические стадии:

- сбор нефтяной пленки  с поверхности амбара;

- очистка жидкой фазы  от эмульгированной нефти;

- доочистка жидкой фазы (степень очистки зависит от  дальнейшего использования чистой  воды);

- обезвоживание и обезвреживание  бурового шлама;

- утилизация бурового  шлама;

- очистка нефтезагрязненного  грунта.

таковым образом, весь технологический  процесс ликвидации шламового амбара проводится в два этапа:

1) очистка и обезвреживание  содержимого амбара и 

2) фактически утилизация  бурового шлама.

Первый этап обязан проводиться  с учетом особенностей состава отходов, находящихся в шламовом амбаре.

А. Очистка амбаров с  высоким содержанием нефти на поверхности

Предварительный сбор пленки с поверхности амбарной воды (установки  типа УСН-2, УСН-300, СМ-5; см. Табл. 2).

 

Таблица 2

Технические свойства установок

Наименование показателя	УСН-2	УСН-300	СМ-5
Производительность по нефтепродуктам, м3/час	0.2	3.0	5.0
малая допустимая толщина  слоя нефтепродуктов, мм	0.01	0.1	1.0
Эффективность сбора нефтепродуктов, %	99.5	99.5	90.0
Содержание воды в собранных  нефтепродуктах, %	2	5	2–10

Добавка растворов органических флокулянтов ФТ-410, ПТ-506, неорганических флокулирующих сорбентов СФ-А1 с  последующим перемешиванием и отстаиванием в течение 1-2 суток. В процессе отстаивания  происходит разрушение эмульсии; повторный  сбор нефтепродуктов с поверхности  амбара. Оставшаяся вода с небольшим  содержанием нефтепродуктов прокачивается  через установку НЗУ-100 - горизонтальный отстойник для задерживания основной массы нефтепродуктов и взвешенных веществ и камера из двухступенчатых  безнапорных фильтров с загрузкой  сорбентом (ГС; емкость поглощения 6-8 г нефтепродуктов на 1 г сорбента, степень очистки воды - 95-99%) [6]. Перспективно применение ультрадисперсных порошкообразных  сорбентов на базе оксидно-гидроксидных фаз алюминия (УДП) [10]. Адсорбент  обеспечивает быструю коагуляцию нефтяной микроэмульсии в довольно крупные  фрагменты. Вода после очистки может  быть использована в технических  целях или сбрасываться в водные объекты. После удаления сточных  вод шлам готовят для очистки  от нефтяных углеводородов.

Б. Очистка амбаров с  огромным содержанием эмульгированных  и отсутствием пленочных нефтеуглеводородов

Жидкая фаза амбарных отходов  с высоким содержанием эмуль-гированных нефтепродуктов (более 0,5 г/л) пропускается через установку типа УСФ-0.5 (табл. 3). Разработка базирована на использовании  действий седиментации и флотации из аква растворов органических реагентов. В качестве деэмульгатора и флокулянта реагентов ПТ-506 и ФСт-407. При обработке  эмульсии не требуется её подогрев либо изменение рН раствора. Установка  включает в себя: насос, смеситель, бак - отстойник, флотатор, диспергирующее и дозирующее устройства, емкости  для реагентов [6].

 

Таблица 3

Технические свойства установки 

Производительность	200–500 л/час
Количество нефтепродуктов в исходной эмульсии	1–20 г/л
Количество нефтепродуктов в жидкой фазе после очистки	0.002–0.1 г/л
Дозы реагентов	0.2–1 г/л
Степень очистки	98–99 %

Отделенные нефтеуглеводороды  собираются в емкость и могут  быть использованы в качестве топлива. Аква фаза доочищается в установке  типа НЗУ-100 и может употребляться  в технических целях, или сбрасываться в водоем. Оставшийся шлам готовят  для очистки от нефтеуглеводородов.

Обезвреживание  бурового шлама

Загрязненный буровой  шлам отмывается от нефтеуглеводородов горячей водой и паром , , аква веществом ПАВ на базе этоксилатов. Эффективность отмывки горячей  водой - 25%; аква веществом ПАВ концентрацией 0,5, 1,0 и 2,0% - соответственно 55, 60 и 73% [2]. Буровой  шлам обезвреживается на центрифуге. Образовавшаяся аква фаза, содержащая нефтеуглеводороды, очищается на установках, обрисованных выше.

Одним из способов обезвреживания шлама может служить его солидификация. Таковая разработка дозволяет получить на базе обезвреженного отхода довольно прочный материал. Образовавшаяся при  твердении прочная консервирующая матрица предотвращает растворение  токсичных веществ под действием  компонентов окружающей среды, дополнительно  связывает их физически и химически, понижает поверхность контакта с  окружающей средой. Обезвреживание шлама  проводится методом смешения в определенных пропорциях с сорбентом и цементом. В итоге таковой обработки  присутствующие в шламе органические вещества связываются введенными сорбентами. Цемент и сорбент при смешении со шламом в присутствии воды поддерживают в системе высокое значение рН (до 12). При этом катионы тяжелых  металлов, содержащиеся в шламе, переходят  в состав труднорастворимых гидроксидов. Последующее отверждение обезвреженных отходов, протекающее в итоге действий гидратации введенного в систему цемента, приводит к еще более прочному связыванию нейтрализованных токсичных соединений и предотвращению последующего их растворения при воздействии окружающей среды . Полученный в итоге обезвреживания продукт может быть использован в строительстве.

Может быть обезвреживание нефтезагрязненного бурового шлама микробиологическим методом.

Утилизация обезвреженного бурового шлама Предварительно обезвреженный  буровой шлам может употребляться  в производстве строительных материалов - кирпича, керамзита, мелкоразмерных строительных изделий и т.П.

Вероятная номенклатура товаров утилизации:

1. Мелкоразмерные стройизделия.

- шлакоблоки по ГОСТ 6133-84. может быть внедрение в малоэтажном  строительстве для ограждающих  и несущих конструкций, подсобных  зданий.

- плитка тротуарная по  ГОСТ 17608-91. может быть внедрение  для устройства сборных покрытий  тротуаров.

- бордюрный камень по  ГОСТ 6665-91. может быть внедрение  для отделения проезжей части  улиц от тротуаров, газонов,  площадок и т.Д.

2. Связующие смеси по  ГОСТ 23558-94. может быть внедрение  для устройства оснований и  дополнительных слоев оснований  автодорог с капитальным, облегченным  и переходными типами дорожной  одежды.

3. Гранулированный заполнитель.  Может быть внедрение в бетонах.

Принципиальная схема  переработки буровых отходов  приведена на рис.

Внедрение мероприятий по переработке отходов нефтедобычи, непременно, в первую очередь ориентировано  на понижение негативного действия на окружающую среду. Но, немаловажен  и социально-экономический эффект для компании: уменьшение платы за размещение отходов; получение прибыли  от реализации товаров утилизации; расширение инфраструктуры рабочих  профессий компании; создание дополнительных рабочих мест.

Безотходность в  добыче

Применение компрессорного оборудования на объектах нефте и газодобычи.

На нефтепромыслах до недавнего  времени было принято сжигать  на факелах попутный нефтяной газ, образующийся в результате первичной обработки  нефти и перед её подачей в  трубопровод. Согласно российскому  законодательству до 2011 года 95% попутного  нефтяного газа должно быть переработано. Для этого газ необходимо компримировать. Как правило, рабочее давление на нагнетании компрессора на промысле составляет 20 – 50 бар. Для этих целей  в большинстве случаев используются поршневые компрессоры с газопоршневым  приводом. Единичная мощность компрессорного агрегата составляет 150 – 3500 кВт. Топливом для привода служит перекачиваемый газ. В ряде случаев попутный нефтяной газ имеет в своём составе  сероводород, иногда в значительных количествах (до 6%). Это требует специального исполнения проточных частей компрессора  и привода.

Ещё одной задачей для нефтепромысловых объектов является поддержание пластового давления с помощью закачки газа в пласт. В качестве газа может  быть использован попутный газ, иногда воздух. Рабочее давление компрессора  для этих целей составляет 150 – 350 бар. Интересным решением является тандемная  схема: центробежные воздушные компрессоры  для предварительного сжатия и поршневой  дожимающий.

Часто, на давно эксплуатируемых  месторождениях для повышения дебита скважин применяется газлифтный способ добычи, когда течение нефти  в трубу интенсифицируется потоком  газа, подаваемого в пласт через  другую скважину. Для этих целей  используют компрессор с рабочим  давлением 150 – 350 бар. В качестве газа чаще всего применяется попутный газ.

Утилизация попутного нефтяного  газа (ПНГ)

Попутный нефтяной газ — высококалорийное и экологически чистое топливо. Учитывая большие объемы нефтедобычи, во всём мире существует практика его использования  для выработки электроэнергии. При  постоянно растущих тарифах на электроэнергию и их доли в себестоимости продукции, использование ПНГ для выработки  электроэнергии можно считать экономически вполне оправданным.

Одним из возможных направлений  утилизации попутного нефтяного  газа (ПНГ) является выработка электроэнергии на базе газотурбинных и газопоршневых  агрегатов единичной мощностью  от 1 до 30 МВт, в том числе работающих на попутном газе. Тип и производительность двигателя и генератора выбираются нашими специалистами в зависимости  от требований заказчика, режимов энергопотребления, полной мощности ТЭС и единичной  мощности её агрегатов, а также химического  состава топливного газа и его  количества. Также в состав проекта  входит электрораспределительное устройство позволяющие работать ТЭС как  автономно, так и параллельно  с внешней электрической сетью  напряжением 0,4, 6,3 или 10,5 кВ. Наши проекты  ТЭС могут предусматривать работу по когенерационной схеме. Подобные ТЭС целесообразно строить на предприятиях с относительно равномерным  потреблением электроэнергии или требованием  по резервированию источника электроэнергии. Принимая во внимание износ электрических  сетей, постоянно растущие цены на электрическую  и тепловую энергию, ТЭС данного  сегмента, становятся все более популярными  среди промышленных предприятий. ТЭС, работающие на попутном газе, выгодно  строить на нефтегазовых месторождениях с целью утилизации попутного  газа.

 

Методы утилизации ПНГ в целях  энергообеспечения на месте добычи:

• использование ПНГ в системах двухтопливного режима работы дизель-генераторных установок (модернизация дизель-электрических станций);
• производство электрической и тепловой энергии в газотурбинных и газопоршневых электростанциях с системами утилизации тепла;
• переработка ПНГ на месте добычи с использованием метода криогенного разделения на фракции (строительство модульных комплексов для выработки электрической и тепловой энергии и получения сжиженных углеводородных газов).

 

 

Безотходность в  нефтепереработке

Вторичная перегонка  бензиновой и дизельной фракции

 

Вторичная перегонка - разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению.

На НПЗ вторичной перегонке  подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (при получении  сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляные фракции  и т.п. Процесс проводится на отдельных  установках или блоках, входящих в  состав установок АТ и АВТ.

Перегонка нефти – процесс  разделения ее на фракции по температурам кипения (отсюда термин «фракционирование») – лежит в основе переработки  нефти и получения при этом моторного топлива, смазочных масел  и различных других ценных химических продуктов. Первичная перегонка  нефти является первой стадией изучения ее химического состава.

Основные фракции, выделяемые при первичной перегонке нефти:

1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н.к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 ⁰С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).

Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и  ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.

2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 ⁰С до 270-280 ⁰С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.

Используется в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для  бытовых нужд (осветительный керосин) и др.

3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 ⁰С до 320-350⁰С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.

4. Мазут – остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше 320-350 ⁰С.

Мазут может использоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке – либо перегонке  при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или  широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга сцелью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.

5. Гудрон - почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т.п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.