Способ переработки нефтешлама Российский патент 2020 года по МПК B01D17/02 B01D17/04 C10G33/04 

Изобретение относится к нефтяной и нефтеперерабатывающей отраслям промышленности и может найти широкое практическое применение при переработке нефтесодержащих шламов.

В настоящее время на территории многих предприятий в прудах-отстойниках (амбарах) скопились огромные количества нефтепродуктов, представляющих собой смесь нефти, воды и твердой фазы. Нефтешлам - это сложная физико-химическая коллойдная система, которая состоит из различных нефтепродуктов, механических примесей (глины, оксидов железа и других соединений, песка) и воды, причем соотношение составляющих его веществ может варьировать в широких пределах. Особенностью амбарных эмульсий в нефтедобывающей промышленности является наличие значительного количества механических примесей - до 10-13 мас.%, повышенная вязкость дисперсионной среды до 400-800 мм²/с, высокая агрегативная устойчивость к длительному хранению.

Большинство технических проектов по утилизации подобных шламов не дают должного эффекта из-за неправильно подобранного оборудования, химических реагентов (деэмульгаторов, флокулянтов) или незнания природы перерабатываемых отходов.

Известен [RU №2276658, МПК В09В 3/00, B01D 17/04, опубл. 10.01.061 способ переработки нефтешламов, включающий забор, фильтрацию нефтяного шлама, выделение трех фаз - нефтепродукта, воды и механических примесей. Предлагаемая технология предусматривает подогрев нефтесодержащего отхода до температуры 60-90°С, подачу его насосом в кавитационное устройство под давлением до 6 кгс/см², ультразвуковую обработку нефтешлама в присутствии деэмульгатора и получение на его основе котельного топлива или сырьевого компонента для нефтеперерабатывающего завода (НПЗ).

К недостаткам данного технического решения следует отнести высокое содержание воды в получаемом котельном топливе и продолжительное время пребывания обработанного нефтешлама в отстойниках перед его отправкой на НПЗ.

Известен [RU №2149145, МПК C02F 11/00, опубл. 20. 05. 2000] способ переработки нефтяных шламов путем добавления в них нефти не менее 20%, подогрева композиции с помощью паровых нагревателей и одновременным прямым впрыском части пара и обеспечением гомогенности шлама путем принудительной его циркуляции с последующей подачей в декантер и механическим разделением на фазы различной плотности - нефтяную, водную и твердую с последующим отстоем нефтяной фазы и ее возвратом в сырьевые резервуары нефтеперерабатывающего предприятия для последующей переработки.

К недостаткам метода можно отнести невысокую эффективность разделения старых нефтешламов, повышенное содержание в получаемом сырье воды и механических примесей.

Известна промышленная установка Flottweg [Лаптев А.В. Наследие черного золота из прошлого //Нефть. Газ. Новации. Научно-технический журнал. 2018. №8. С. 60-63], предназначенная для переработки жидких шламов.

Она содержит понтон с полупогружным насосом с установленной на нем системой перемешивания, а также парогенератор, две реакционных емкости, шкаф управления и несколько контейнеров для электрооборудования, трикантера, периферийного устройства подготовки и подачи продукта, реагентного хозяйства, а также станцию приготовления раствора флокулянта.

При работающей установке нефтяной шлам из амбара подается в сырьевой резервуар, где проходит подготовку перед подачей на трикантер. Изначально заполняется один резервуар, затем производится перевод на резервный резервуар, а заполненный включается в систему подготовки сырья. Аппараты снабжены перемешивающими устройствами, предусмотрены подача воды и деэмульгатора, подогрев эмульсии нефтешлама с помощью теплообменника.

Путем регулирования режима работы теплообменников достигается температура в резервуарах в 65°С. Гомогенизированный нефтешлам поступает с помощью насоса на сепарационную установку для отделения нефти, воды и механических примесей.

Отсепарированная смесь нефтяных фракций под остаточным напором направляют в товарную емкость, расположенную в нижней части рамы трикантера, а затем перекачивают в резервуары готовой продукции.

Воду собирают в буферной емкости, расположенной в нижней части сепаратора и подают на дальнейшую очистку.

К недостаткам предлагаемой технологии можно отнести следующее.

Изменение параметров вторичного 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.

По мнению ведущих ученых применение установки для переработки шламов с длительными сроками хранения является недостаточно эффективным. Как показала практика, при центрифугировании наблюдается повышенный износ внутренней полости трикантера и шнека вследствие попадания абразивных и иных твердых механических примесей.

Наиболее близким по сущности является техническое решение, предложенное в [RU №2513196, МПК В09В 3/00, B01D 17/04]. При его реализации нефтешлам со шламонакопителя подают насосом под давлением до 1 МПа и расходом до 10 м³/ч в трубчатую печь, нагревают его до 110-120°С и далее направляют в устройство, заполненное коалесцирующим материалом в виде гранитного щебня с объемно-насыпным весом 1,36-1,40 тн/м³ и размером частиц от 5 до 50 мм. Поток нефтешлама подвергают обработке паром по центру и периметру и водой на выходе из устройства, после чего он поступает в горизонтальный отстойник для разделения нефтяной и водной фаз.

Метод не лишен недостатков. Главный из них - возможность забивки частиц коалесцирующего материала механическими примесями и заиленным грунтом. По указанной причине возникает необходимость промывки аппарата с прекращением подачи нефтешлама и опорожнением его содержимого.

Задачей настоящего изобретения является совершенствование технологической линии переработки нефтяных шламов, образующихся на этапах добычи и переработки нефти, с повышением эффективности процесса и качества получаемых нефтепродуктов.

Указанный результат достигается тем, что установка включает устройство для забора нефтешлама из амбара, снабженное самоочищающимся фильтром, теплообменником и высокопроизводительным насосом, двух параллельно работающих аппаратов объемом свыше 30 м³ с перемешивающими устройствами, мерниками подачи воды и деэмульгатора, установленных на тензодатчиках, а также гидродинамический ускоритель диспергирования нефтяного шлама и коалесцирующий сепаратор для выделения из шлама нефтяной фракции, твердых механических включений и воды, отстойник и аппарат обезвоживания нефтепродукта до требований нефтеперерабатывающих предприятий.

Подобная компоновка технологической линии обусловлена неоднородностью нефтяного шлама в амбарах по составу нефтепродуктов и содержанию механических примесей. Проведенными исследованиями установлено наличие в них шести слоев:

1-й - нефтемазутный, (ловушечная нефть) состоит практически из мазута, и его толщина колеблется до 20÷80 см;

2-й - водный слой, 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.

Присутствующие в нефтешламе коллоидные образования стабилизированы природными поверхностно-активными веществами и для разрушения созданного ими энергетического барьера и объединения частиц одной фазы необходимы интенсивное механическое воздействие, подогрев шлама, добавка воды для обращения фаз и ввод специально подобранного деэмульгатора.

Все эти стадии учтены в предлагаемом техническом решении. В частности, после забора из амбара нефтешлама предусмотрен его подогрев до температуры 40-60°С в теплообменнике трубчатого или иного типа с помощью парогенератора. Благодаря этому существенно снижается вязкость нефтяного отхода перед подачей его в реакторы. Добавление воды и деэмульгатора при одновременном перемешивании существенно снижает вязкость и термодинамическую стабильность коллойдной системы нефть - вода. Это особенно важно для дальнейшей обработки нефтешлама в гидродинамическом ускорителе диспергирования нефтяного шлама. За счет мощных кавитационных потоков происходит разрушение шламовых образований и облегчается контакт нефтяных капель с последующей их агрегацией. Этот процесс ускоряется в коалесцирующем сепараторе на гранитном щебне с размером гравия 10÷50 мм с получением четырех фракций: нефтяной, направляемой в отстойник, водной (поток I), водоиловой суспензии (поток 2) и механических примесей (поток 3). В случае повышенного содержания воды товарный продукт перекачивается на установку обезвоживание нефти (УОН) и далее на нефтепереработку. В соответствии с требованиями нефтепереработчиков обводненность полученного нефтяного сырья не должна превышать 1 мас.%.

Для утилизации водоиловой суспензии в нее вносят инокулят (микробное сообщество), питательной средой которого в аэробных условиях выступают остаточные углеводороды. Выбранные для этой цели микроорганизмы способны разлагать и другие вредные соединения, присутствующие в отходах производства. Широкое применение получили некоторые препараты, например, гумиком.

Для восстановления нарушенных земель, стимуляции процессов биодеструкции углеводородов нефти, повышения урожайности сельскохозяйственных и луговых культур хорошо зарекомендовали себя технологии ремедиации с использованием гуминовых соединений, выделяемых из различного природного сырья (торфа, бурых и окисленных каменных углей, биокомпоста, почв и др.). Эти вещества различного происхождения объединяют наличие ароматического ядра, карбоксильных (-СООН), карбонильных (-СОН), метоксильных (-ОСН₃) групп, гидроксильных групп (-ОН) спиртового и фенольного характера, а также амидогрупп (-CONH₂). Благодаря наличию ионообменных групп гуминовые препараты способны эффективно сорбировать углеводороды нефти и нефтепродукты, увеличивать активность почвенной микрофлоры, ускорять процессы деструкции углеводородов и их гумификации -преобразования в почвенный гумус.

Водная фаза может быть закачена в скважину, либо использована для размыва придонного слоя нефтешлама.

Таким образом, сущностью предлагаемого технического решения является способ переработки нефтяного шлама, включающий его забор из амбара с помощью насоса повышенной производительности через самоочищающийся фильтр, подогрев в теплообменнике трубчатого или иного типа до 40÷60°С, и подачу в аппарат с обогреваемой рубашкой и мешалкой, снабженном мерниками подачи воды и деэмульгатора, установленных на тензодатчиках, с получением термодинамически нестабильной водонефтяной системы, причем в качестве деэмульгатора используют водную суспензию гипса концентрации 10 мас.%, а массовое соотношение нефтешлам: вода: деэмульгатор перед подачей эмульсии в гидродинамический ускоритель тонкого диспергирования составляет (8÷16):(0,1÷10):(>0÷0,10), с последующим разделением водонефтяной эмульсии на нефтяную, водную, водоиловую фракции и механические примеси на коалесцирующем сепараторе с гранитным щебнем размером 10÷50 мм, отстоем полученного товарного нефтепродукта и удалением из него избыточной воды с использованием УОН.

Только соблюдение данных условий гарантирует эффективное разрушение нефтесодержащего шлама и получение продукта, отвечающего требованиям нефтеперерабатывающих заводов.

Принцип работы предлагаемого технического решения поясняется следующей принципиальной схемой (см. Фиг.).

Пример 1.

Нефтяной шлам из амбара 1, с помощью заборного устройства 2, снабженного самоочищающимся фильтром 3, подают насосом 5-1 производительностью 15 м³/час через теплообменник 4 в один из параллельно установленных обогреваемых аппаратов 6,7 объемом 30 м³ с работающей мешалкой, и в него из мерников (на схеме не показаны) заливают воду и кальцийсодержащий деэмульгатор - водная суспензия гипса концентрации 10 мас.% до достижения оптимального массового соотношения нефтешлам : вода : деэмульгатор, равного 14:3:0,05 и близкого к составу обращаемых фаз (нефть-вода↔вода-нефть). Оно устанавливается предварительно для каждого амбара и должно учитываться по мере переработки нефтесодержащих слоев. Температуру смеси в аппарате поднимают до 60-70°С подачей пара давлением 3-4 атм. в рубашку и его содержимое перемешивают в течение часа. По истечении данного времени водонефтяную суспензию с помощью насоса 5-2 перекачивают в гидродинамический ускоритель диспергирования нефтяного шлама 8 и далее в сепаратор со слоем коалесцирующего материала 9 для выделения из шлама нефтяной и водоиловой фракций, твердых механических включений и воды. Полученную нефтепродуктовую фракцию направляют в отстойник 10 объемом не менее 500 м³ и далее на отгрузку, а при ее несоответствии требованиям нефтеперерабатывающих предприятий по содержанию влаги - на УОН 11 с помощью насоса 5-3. Установка содержит встроенный теплообменник, обогреваемый паром с давлением до 1 МПа. Вода с нижней зоны отстойника объединяется с водной фракцией с коалесцирующего сепаратора 9 и используется для размыва донного слоя нефтешлама в амбаре или закачивается в скважину для поддержания на высоком уровне внутрипластового давления. Одновременно с работой рассмотренной технологической линии происходит подготовка водонефтяной композиции во втором параллельном аппарате (6 или 7). Переключение потоков и регулирование перекачиваемых объемов осуществляется задвижками 12-1÷12-7.

Утилизацию водной и водоиловой фракций проводят согласно вышеописанных технологий.

В случае соблюдения всех требований по заявленному изобретению остаточное содержание воды в нефтепродукте не превысит 1 мас.%, а солей 3 мг/л и он пригоден в качестве полноценного сырьевого компонента для нефтеперерабатывающего завода.

Изобретение относится к нефтяной и нефтеперерабатывающей отраслям промышленности и может найти широкое практическое применение при переработке нефтешламов. Изобретение касается способа переработки нефтешлама, включающего его забор из амбара через самоочищающийся фильтр с помощью высокопроизводительного насоса, подогрев в теплообменнике трубчатого или иного типа до 40÷60°С и подачу в аппарат с обогреваемой рубашкой и мешалкой, снабженный мерниками воды и деэмульгатора, с получением термодинамически нестабильной водонефтяной системы. В качестве деэмульгатора используют водную суспензию гипса концентрации 10 мас.%, а массовое соотношение нефтешлам:вода:деэмульгатор перед подачей в гидродинамический ускоритель тонкого диспергирования составляет (8÷16):(0,1÷10):(>0÷0,10), с последующим разделением коллойдной водонефтяной эмульсии на нефтяную, водную, водоиловую фракции и механические примеси на коалесцирующем сепараторе, заполненном гранитным щебнем с размером частиц 10÷50 мм, с отстоем полученного нефтепродукта и удалением из него избыточной воды на установке обезвоживания. Технический результат - получение нефтепродукта с остаточным содержанием воды не более 1 мас.%, солей менее 3 мг/л, пригодного в качестве полноценного сырьевого компонента для нефтеперерабатывающих заводов. 1 пр., 1 ил.

Способ переработки нефтешлама, включающий его забор из амбара через самоочищающийся фильтр с помощью высокопроизводительного насоса, подогрев в теплообменнике трубчатого или иного типа до 40÷60°С и подачу в аппарат с обогреваемой рубашкой и мешалкой, снабженный мерниками воды и деэмульгатора, с получением термодинамически нестабильной водонефтяной системы, отличающийся тем, что в качестве деэмульгатора используют водную суспензию гипса концентрации 10 мас.%, а массовое соотношение нефтешлам:вода:деэмульгатор перед подачей в гидродинамический ускоритель тонкого диспергирования составляет (8÷16):(0,1÷10):(>0÷0,10), с последующим разделением коллойдной водонефтяной эмульсии на нефтяную, водную, водоиловую фракции и механические примеси на коалесцирующем сепараторе, заполненном гранитным щебнем с размером частиц 10÷50 мм, с отстоем полученного нефтепродукта и удалением из него избыточной воды на установке обезвоживания.