автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Исследование и разработка технологии переработки нефтяных шламов на промыслах

(у / ' с-'.- - -. О

Закрытое акционерное общество «Татойлгаз»

Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти - БашНИПИнефть

На правах рукописи Миннигалимов Раис Зигандарович

Исследование и разработка технологии переработки нефтяных шламов на промыслах .

05.15.06. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

Диссертация

на соискание ученой степени кандидата технических

наук

Научный руководитель : Кандидат технических наук, ст.научный сотрудник Баймухаметов Д.С.

Уфа - 1999

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

ВВЕДЕНИЕ........................................:..................................... 3

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТОК В ОБЛАСТИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ШЛАМОВ.......................... 5

1.2. Принципиальные основы направления обработки нефтяных остатков и замазученных почв в мировой практике.................................................................................... 5

1.3. Образование и накопление ловушечных нефтей и их обработка................................................................................... 9

1.4. Современные методы обработки амбарных

нефтешламов.............................................................................19

Выводы...................................................................................... 33

2 .ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ПЕРЕРАБОТКИ АМБАРНЫХ НЕФТЕШЛАМОВ УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ........34

2.1. Компонентный состав и физико-химические свойства амбарных нефтешламов Туймазинского нефтяного месторождения.......................................................................... 34

2.2. Базовая технология переработки шламов, применяемая

в НГДУ «Туймазанефть».......................................................... 55

2.3. Статистический анализ качества подготовки товарной нефти и зависимость его от технологических параметров

работы установки...................................................................... 61

Выводы...................................................................................... 64

3. РАЗРАБОТКА И ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ОБРАБОТКИ ШЛАМОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ

МЕТОДА ИХ КОМПАУНДИРОВАНИЯ С СЫРОЙ стр НЕФТЬЮ.................................................................................. 66

3.1. Лабораторные исследования возможности компаундирования исходного сырья с нефтями с целью обеспечения качества обработки нефтешламов...................... 66

3.2. Описание технологического процесса и схемы

обвязки оборудования............................................................... 91

3.3. Результаты опытно-промышленных испытаний

разработанной технологии........................................................ 103

Выводы....................................................................................... 105

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ...................... 106

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ................. 108

ПРИЛОЖЕНИЯ........................................................................ 118

Введение.

Одной из актуальнейших на сегодняшний день является проблема обработки, утилизации и обезвреживания нефтешламов, накопленных в амбарах-накопителях нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий.

В нефтедобывающих предприятиях накопление амбарных нефтей происходило в нефтепарках, на установках подготовки нефти. В амбары-накопители, которые раньше входили в технологическую схему подготовки нефти , сбрасывались нефтесодержащие продукты, уловленные в системе подготовки воды, промежуточные слои неразрушенной мелкодисперсной эмульсии из водоразделительной аппаратуры и технологических резервуаров, некондиционная нефть из товарных резервуаров, продукты зачистки резервуаров и технологических аппаратов и т.п. Накопление и хранение нефтесодержащих шламов в открытых амбарах длилось годами, десятилетиями.

Амбары занимают значительные земельные площади, создают серьезную угрозу загрязнения окружающей среды, являются причиной безвозвратных потерь нефти и нефтепродуктов. Так еще в 1980 г. в /1/ было обращено внимание на то, что потери нефти за счет сброса промежуточных слоев в амбары составляют 1,3-2,1 % (по массе) товарной нефти. Однако в нефтедобывающей ,как и в нефтеперерабатывающей промышленности , проблема обработки амбарных нефтешламов остается одной из наименее разработанных,

технически сложной и дорогостоящей. Это связано с аномально высокой устойчивостью амбарных эмульсий, особенностями состава и их свойств. Под воздействием времени, воздуха, атмосферных осадков сдстав и свойства амбарных эмульсий значительно меняются. Происходит естественное «старение» эмульсии за счет уплотнения и упрочения бронирующих оболочек на каплях воды, испарения легких фракций нефти, окисления и осмоления нефтепродуктов, перехода асфальтенов и смол в другое качество, образования коллоидно-мицеллярных конгломератов, попадания дополнительного количества механических примесей неорганического происхождения ( песок, глина и т.п.). Устойчивость таких сложных многокомпонентных дисперсных систем многократно возрастает, а обработка и утилизация их представляет одну из сложнейших задач современной нефтедобычи.

1 .АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТОК ТЕХНО= ЛОГИЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ШЛАМОВ

1.2. Принципиальные основы обработки нефтяных шламов и замазученных почв в мировой практике

Одной из основных проблем охраны окружающей среды в нефтяной отрасли является обработка и утилизация нефтяных шламов. Неизбежность их накопления в районах жизнедеятельности нефтедобывающих предприятий , разнообразие их видов, технологическая сложность обработки пока не позволяют говорить об эффективном решении этой проблемы.

Нефтяные шламы, накапливаемые в амбарах, представляют собой сложную смесь окисленных углеводородов ( смол, асфальтенов, парафина), песка, растительного слоя земли, воды, солей, различных химических реагентов, использованных в процессе добычи , сбора и подготовки товарной нефти. В амбарах сосредоточены так называемые ловушечные нефти и замазученная почва, образующаяся в результате разлива нефти на поверхности . Со временем происходит процесс испарения и дальнейшего окисления нефти, формирования тяжелых остатков, состоящих практически из асфальто- смолистых веществ, не позволяющих обычными средствами удалить воду, соли и мехпримеси.

Накопленный и отстоявшийся в амбарах шлам может состоять из плавающей части, слоя воды и донного осадка.

Переработка даже плавающей часта требует больших энергозатрат (пара, электроэнергии, химреагентов ). Известен уже целый ряд технологий переработки шламов как у нас в стране, так и за рубежом./1Д7Д8,19,25,26,27,28,29/

В основе их лежит принцип разогрева массы нефтепродукта порядка до 90 С и сепарация компонентов в поле центробежных сил в деканторах. При этом перед нагревом или после вводятся деэмулъгаторы и флоккулянты для улучшения отделения воды и механических примесей. Но для получения товарной нефти такая технология в большинстве случаев оказывается недостаточной. В технологическую цепочку добавляют звенья в качестве которых могут быть использованы испарители, микроволновые излучатели и т.д.

Доведение качества нефти до товарной кондиции еще не решает проблему очистки твердого остатка от нефтепродукта. Как правило, концентрация углеводородов в остатке после переработки составляет 30% и более.

В мировой практике обработки нефтяных шламов известны проекты установок, среди которых заслуживают внимание фирмы Б. Майнкен (Германия), СЭПС-1У ( Великобритания ), Т'Ш (США), реализация которых позволила накопить определенный опыт и получить данные для их сравнительного анализа.

На рис. 1.1. представлены принципиальные схемы обработки нефтяных шламов. Согласно варианта I отобранная масса нефтешлама подвергается предварительному нагреву и подается в аппарат, в который подается острый пар, при котором достигается

температура массы 150 С. При этом тангенциальный ввод пара позволяет нагревать смесь воды и шлама.

В схеме, показанной на рис.1.1.(вариант П ) разогретый предварительно шлам подается в резервуар предварительного отстоя, где происходит слив свободно выделившейся воды и осаждение некоторого количества механических примесей. После резервуара нефть проходит через теплообменник, где нагревается до 90* С и далее подается на трехфазный сепаратор ( декантор ). Водная фаза из декантора направляется в очистной резервуар, а тяжелый остаток с большим содержанием мехпримесей отводится в накопитель. Нефть с остаточным содержанием воды подается в испаритель, где нагревается до температуры 150* С. Нагретая смесь далее отводится в холодильник, в котором происходит конденсация газа и пара и последующее расслоение воды и нефтяной фазы. Нефть после этого отводится потребителю, а вода - в систему поддержания пластового давления , минуя очистку. Описанная схема в настоящее время также применяется в республике Татарстан./ 20 /

В схеме, показанной на рис. 1.1.(вариант Ш) подогретый нефтешлам направляется в накопитель, где сбрасывается свободная вода и масса подвергается нагреву до температуры порядка 80 -90 С. Далее шлам проходит через микроволновую установку, в которой температура поднимается выше 100 С и далее направляется в трехфазный декантор. Вода сбрасывается в амбар, в зону забора шлама, твердый остаток- в отвал, а нефть- потребителю.

Данные по качеству товарной нефти и составу твердых остатков приведены в табл. 1.1.

Данные по переработке шламов.

Варианты Состав товарной нефти, % Состав твердых отходов, %

Вода Мехпримеси Водг Мехпримеси Органика

I П Ш 1 до 0,5 0,05 0,05 0,19 18,0 20,0 18,; 55,0 30,0 56,5 30,0 40,0 25,0

Как видно из таблицы, состав товарной нефти (вариант 1,П)согласно анализа , сделанного в БашНИПИНефти , отвечает требованиям качества товарных нефтей, сдаваемых потребителю , по содержанию воды и мехпримесей.

Однако, все анализируемые технологии не позволяют достаточно эффективно удалять из твердых отходов нефть. Это заставляет искать пути утилизации таких отходов или создавать дополнительную технологию обработки твердых остатков. На сегодняшний день пока нет решения ни в том ни в другом направлении. Очевидно, что возможным путем утилизации может явиться их использование в дорожном строительстве.

L2. Образование и накопление ловушечных нефтей и их переработка

Ловушечные нефти в принципе формируются так же, как амбарные. Но накопление ловушечных нефтей идет в закрытых резервуарах-накопителях, где нет непосредственного контакта с воздухом. Отсутствует влияние атмосферных осадков, сроки хранения ограничиваются месяцами и лишь в исключительных случаях годами, т.е. они не подвержены столь длительному «старению» как амбарные эмульсии. В связи с этим, обладая многими характерными признаками: повышенное содержание механических примесей как органического ( асфальтены, углистые частицы и т.д. ), так и неорганического ( карбонаты кальция, сульфид железа, глина, песок и т.д. ) происхождения, парафинов с высокой температурой плавления ( до 80 С ), поверхностно-активных веществ ( межфазное поверхностное натяжение нефтей, выделенных из амбарных и ловушечных эмульсий составляет 8-15 мН/м ), высокая вязкость, ловушечные эмульсии в основном менее устойчивы, чем амбарные, а показатели по перечисленным выше параметрам обычно на порядок ниже./ЗО/

Так, среднее содержание механических примесей в амбарных эмульсиях составляет 3-16 %, а в придонной части- до 70 %, в ловушечных- редко превышает 6 %. Вязкость ловушечных эмульсий может колебаться в пределах 140-1200 мм кв /с , амбарных эмульсий доходит до 3000 мм кв /с Механизм образования, факторы, влияющие на агрегативную устойчивость ловушечных эмульсий на основе результатов многочисленных исследований привели в своем обзоре Р.И. Мансуров , A.A. Каштанов и P.M. Ручкина /33/

Нефтешламы в амбарах и ловушечные нефти в резервуарах независимо от источников формирования с течением времени отстаиваются и разделяются на слои:

■ верхний слой -малообводненная нефть с содержанием механических примесей от 0,5 % по массе,(для ловушечных нефтей) до 1.5% ( для амбарных нефтей);

■ средний слой -мелкодисперсная эмульсия сложного типа («прямая» и «обратная») с содержанием воды до 60 % и механических примесей 3-12 %( по массе). Средний слой обычно бывает небольшим по объему. Вода и мехпримеси в нем могут увеличиваться монотонно сверху вниз, могут распределяться хаотически по объему, а может быть и практически однородное распределение;

■ водный слой -свободно отстоявшаяся пластовая вода с плотностью от 1,01 г/куб.см до 1,19 г/куб.см;

■ придонный слой -для ловушечных нефтей это обычно вода с повышенным содержанием механических примесей, для амбарных нефтей- это органическая часть с содержанием механических примесей от 60 до 80 %.

В связи с этим методы и процессы подготовки ловушечных нефтей можно применить при подготовке подвижной части амбарных нефтешламов. В последнее время на нефтяных месторождениях широко используются различные методы интенсификации добычи: внутрипластовое горение, паротепловая обработка скважин, вытеснение нефти паром и т.д., что приводит к образованию при добыче особо устойчивых нефтяных эмульсий с высоким содержанием механических примесей и окисленных нефтепродуктов.

Методы обработки таких эмульсий /52/ могут быть аналогичны или в какой-то части применимы для обработки амбарных эмульсий. Особенности подготовки тяжелых высоковязких нефтей ( с плотностью больше.0,900г/куб.см ) тоже могут указать пути для обработки амбарных эмульсий. Поэтому при анализе научно-технической и патентной литературы принимались во внимание все методы и способы, связанные с подготовкой указанных выше нефтей./43,44,45,46,48,49/

В связи с возросшей проблемой охраны окружающей среды и дефицитом энергоемкого сырья наиболее перспективным направлением переработки и утилизации ловушечных нефтей является извлечение из них нефти, воды и твердых остатков с последующим использованием воды для системы 1111Д, а твердых остатков для получения топлив и сырья для химической и дорожно-строительной промышленности./31,34,37,38,40,47,48,54,55,56,58,62,65,66,67/

Как показал анализ научно-технической и патентной /32,33,39,41,42,46,48,50,60,61/ литературы , основным методом извлечения нефти и воды из таких систем являются:

■ химические, т.е. применение различных деэмульгаторов, химических реагентов и их композиций;

■ применение растворителей (ШФЛУ, бензин, газойль т.д.);

■ механические ( гравитационный отстой, фильтр- прессы,

центрифугирование и т.д.);

■ электрические;

■ применение высоких температур;

■ обработка нагретым теплоносителем;

■ промывка дренажной водой;

■ промывка пресной водой.

Все эти методы с разной долей успеха нспытывались и

применялись как в отечественной так и в зарубежной практике /63,72,73,74,75/ Однако ни один из них в чистом виде не дал положительных результатов. Наиболее успешно испытывались и применялись комбинированные методы./12,13,14,17,18,19,20,36/

Наиболее распространенной технологией подготовки сверхтяжелых нефтей ( плотностью выше 0,920 г/куб.см ) является использование наряду с реагентами -деэмульгаторами углеводородных растворителей ( легких нефтей, бензино - лигроиновых фракций, конденсата и т.д., длительный отстой - сутки и более , температура ( 60-80 С ) /51/. Некоторые авторы предлагают применять растворители в сочетании с другими известными способами обработки. Например, обрабатывать высоковязкую нефть разбавителем на основе нефтяной фракции и деэмульгатором, причем нагрев нефти осуществлять до введения деэмульгатора 12!. Или введение в нефть углеводородного растворителя, содержащего маслорастворимый деэмульгатор и балластной воды. Обработку нефти ведут в турбулентном режиме при газосодержании 6-15 куб.м/тн./2/.

Имеется много предложений по разрушению промежуточных слоев, образующихся при подготовке нефти, которые по составу приближаются к ловушечным нефтям. В основном эти предложения включают в себя обработку промежуточного слоя горячей нефтью или ее фракций в смеси с тем или иным деэмульгатором, обработку балластными водами, в сочетании тех и других методов /4,5,6,7,8,24/

Подготовка тяжелых высоковязких эмульсий, образующихся в результате применения термических методов увеличения нефтеотдачи, содержание механических примесей в которых не превышает 1% по мнению авторов/52,71/ успешно

осуществляется комбинированным методом, включающим смешение с легкой нефтью в очень широком диапазоне соотношений( от 1:1 до 1:100), длительный отстой (7- 24 ч ), повышенную температуру обработки ( до 80 С ), увеличенный расход эффективного деэмульгатора ( в частности диссольвана 4411-250 г/т) .Они же считают , что эффективно дозировать деэмульгатор в большом количестве в промежуточный слой , а затем уже подавать этот промежуточный слой в начало процесса - в сырую нефть . Имеются сведения , что для подготовки тяжелых нефтей , содержащих механические примеси предложены методы с применением электрических , центробежных и магнитных полей /9,10,22/.

Разработан и прошел опытно-промышленные испытания на очистных сооружениях НГДУ «Иркенефть» АО « Татнефть» электродегидратор с изолированными электродами , предназначенный для обработки ловушечных и амбарных нефтей /63/ . Испытан электрокоалесцер в НГДУ « Краснохолмскнефть» /53/.Однако эти методы не