Основные методы разрушения и утилизации нефтешламов. Высокоэффективные способы очистки резервуаров от нефтешламов

Решающим фактором, определяющим за1рязняющие свойства шламов, а также направления их утилизации и нейтрализации вредного воздействия на объекты природной среды, является состав и физико-химические свойства. Выбор способа переработки зависит от качества шлама и состава содержащихся в нем нефтепродуктов и механических примесей. Нефтесодержащие отходы можно условно разделить на утилизируемые, которые после регенерации могут быть использованы на производстве, и неутилизируемые, подлежащие обезвреживанию из-за своих физикомеханических свойств. По некоторым данным к неутилизируемым нефтесодержащим отходам относятся нефтешламы, образующиеся при очистке емкостей, резервуаров, участков нефтепроводов, шлам реагентной очистки сточных вод, а также замазученный песок или грунт и др. [100-102].

Особенности формирования и свойства нефтешламов

При всем многообразии характеристик различных нефтяных отходов в самом общем виде все нефтешламы могут быть разделены на три основные группы в соответствии с условиями их образования: грунтовые, придонные и резервуарного типа. Первые образуются в результате проливов нефтепродуктов на почву в процессе производственных операций либо при аварийных ситуациях. Придонные шламы образуются за счет оседания нефтеразли- вов на дно водоемов, а нефтешламы резервуарного типа - при хранении и перевозке нефтепродуктов в емкостях разной конструкции.

В наиболее упрощенном виде нефтешламы представляют собой многокомпонентные устойчивые афегативные физико-хими-ческие системы, состоящие главным образом, из нефтепродуктов, воды и минеральных добавок (песок, глина, окислы металлов и т.д.). Главной причиной образования резервуарных нефтешламов являегся физико-химическое взаимодействие нефтепродуктов в объеме конкретного нефтеприемного устройства с влагой, кислородом воздуха и механическими примесями, а также с материалом стенок резервуара. В результате таких процессов происходит частичное окисление исходных нефтепродуктов с образованием смолоподобных соединений и коррозия стенок резервуара. Попутно попадание в объем нефтепродукта влаги и механических зафязнений приводит к образованию водно-масляных эмульсий и минеральных дисперсий [164-166].

Состав и физико-химические характеристики шламов неоднородны, поскольку любой шлам образуется в результате взаимодействия с конкретной но своим условиям окружающей средой и в течение определенного промежутка времени. По результатам многих исследований в нефтешламах резервуарного типа соотношение нефтепродуктов, воды и механических примесей (частицы песка, глины, ржавчины и т.д.) колеблется в очень широких пределах: углеводороды составляют 5-90%, вода 1-52%, твердые примеси 0,8-65%. Следствием столь значительного изменения состава нефтешламов является то, что диапазон изменения их физикохимических характеристик тоже очень широк. Плотность нефтешламов колеблется в пределах 830-1700 кг/м3, температура застывания от -3°С до +80°С. Температура вспышки лежит в диапазоне от 35 до 120°С.

При длительном хранении резервуарные нефтешламы со временем разделяются на несколько слоев с характерными для каждого из них свойствами.

Верхний слой представляет собой обводненный нефтепродукт с содержанием до 5% тонкодисперсных механических примесей и относится к классу эмульсий типа «вода в масле». В состав этого слоя входит 70-80% масел, 6-25% асфальтенов, 7-20% смол, 1-4% парафинов. Содержание воды не превышает 5-8%. Довольно часто органическая часть свежеобразованного верхнего слоя нефтешлама по составу и свойствам близка к хранящемуся в резервуарах исходному нефтепродукту. Средний, сравнительно небольшой по объему слой, представляет собой эмульсию типа «масло в воде». Этот слой содержит 70-80% воды и 1,5-15% механических примесей.

Следующий слой целиком состоит из отстоявшейся минерализованной воды с плотностью 1,01-1,19 г/см3.

Наконец, придонный слой (донный ил) обычно представляет твердую фазу, включающую до 45% органики, 52-88% твердых механических примесей, включая окислы железа. Поскольку донный ил представляет собой гидратированную массу, то содержание воды в нем может доходить до 25%.

Очистка резервуаров является одной из важных проблем эксплуатации резервуаров. На днищах резервуаров с течением времени при длительной эксплуатации накапливается осадок, сокращающий полезную емкость и затрудняющий эксплуатацию резервуаров. Осадок по площади распределяется неравномерно, наибольшая его толщина создается в участках, удаленных ог нри- емо-раздаточных патрубков, что не позволяет точно замерять фактическое количество нефти в резервуаре. Со временем осадок уплотняется и в отдельных зонах трудно поддается размыву. Для надежной эксплуатации резервуаров их необходимо периодически очищать от накопившегося осадка. На рис. 17 представлено распределение нефтешламов и характерные зоны по уровню коррозионного поражения нижнего пояса стенки резервуара РВСПК- 50000.

Из приведенных данных но составу и свойствам разных типов нефтешламов резервуарного происхождения следует, что в процессе зачистки и переработки шламов могут быть применены различные технологические приемы в зависимости от их физикомеханических характеристик. В большинстве случаев основная часть резервуарных нефтешламов состоит из жидковязких продуктов с высоким содержанием органики и воды и небольшими добавками механических примесей. Такие шламы легко эвакуируются из резервуаров и отстойников в сборные емкости с помощью разнообразных насосов.

Самым распространенным в 1920-е гг. являлся ручной способ зачистки, часто сочетающийся с использованием различных механизмов. Он весьма трудоемок и вреден, требовал проведения дополнительных мероприятий по обеспечению безопасности ведения работы для рабочего персонала, а также вывода емкости из эксплуатации. При ручном способе очистки емкость после удаления твердых остатков пропаривают, промывают горячей (30-50°С) водой из пожарного ствола при давлении 0,2-0,3 МПа. Промывочную воду с оставшимся нефтешламом откачивают насосом. В последующем множество недостатков этого способа позволили отнести его в разряд бесперспективных [167, 168].

Профили донных отложений по сечению днища в резервуарах

Рис. 17. Профили донных отложений по сечению днища в резервуарах: а - распределение осадка по днищу резервуара типа РВС; б - распределение осадка по днищу резервуара типа ЖБР

Механизированный способ очистки широко применяется в нашей стране и за рубежом. Механический способ зачистки нефтяных емкостей производится с помощью различных переносных технических средств, мини-тракторов, бульдозеров. Применялся в основном для удаления тяжелых мазутных осадков из резервуаров большой емкости. Этот способ позволял значительно сократить время на производство работ, но имел ряд существенных недостатков: большие капитальные затраты при низком качестве очистки днища, необходимость доочистки резервуара вручную, нарушение целостности резервуара, повреждение днища. С учетом современных существующих технологий этот способ являегся устаревшим и неэффективным [169].

Внешний вид плавающего очистного устройства

Рис. 18. Внешний вид плавающего очистного устройства

Несмотря на указанные выше недостатки, в 1993 г. братья В. Стейплс и Р. Стейплс (США) изобрели вертикально плавающее устройство (рис. 18), снабженное гидравлическими моторами с пропеллерами, создающими вертикальную и горизонтальную тягу, произвольно передвигая зачисгное устройство рядом с днищем резервуара. Режущие головки дробили твердый осадок, и с помощью импеллера образовавшаяся эмульсия удалялась из резервуара. Так как пропеллеры не обеспечивали достаточной управляемости, в 1996 г. зачисгное устройство усовершенствовали, основной акцент был сделан на систему управления. Для использования этого устройства требовалось изменение конструкции крыши резервуара, что не позволило данному устройству получить широкое применение.

Механизированный способ очистки значительно сокращает время очистки, уменьшает простой резервуара, уменьшает объем тяжелых операций, вредных для здоровья человека, и снижает стоимость процесса очистки резервуара. К недостаткам механизированного способа очистки резервуаров следует отнести большой расход тепловой энергии на подогрев холодной воды, необходимость очистки загрязненной воды, сравнительно большие потери легких фракций из нефтеостагков.

Химико-механизированный способ очистки резервуаров с применением растворов моющих средств способствует повышению качества очистки, интенсивности процесса очистки, характеризуется незначительной степенью применения ручного труда. Основными недостатками способа, ограничивающими возможности его практического применения, являются необходимость использования специального реагента и дальнейшая очистка растворов моющих средств от нефтешламов (нефтеостагков).

Современные технические моющие средства (ТМС), используемые при очистке резервуаров, должны удовлетворять следующим основным требованиям:

  • • обеспечение в относительно короткие сроки высокого качества очистки поверхности металла;
  • • многократное использование по системе замкнутого цикла;
  • • взрывобезоиасность и негорючесть в условиях использования;
  • • биологическая разлагаемость и нетоксичность;
  • • отсутствие коррозии металла;
  • • возможность регенерации промывочных растворов и утилизации отмытых нефтеостатков.

С применением нефти в качестве моющего средства исключается применение специальных химических реагентов и решается проблема регенерации промывочного раствора и утилизации нефтеостатков путем сбора их в системе транспорта нефти.

К наиболее рациональным из всех существующих способов борьбы с нефтяными отложениями можно отнести гидравлический. Универсальность этого метода заключается в том, что его можно применить в нефтяной емкости любой конструкции и назначения. Очистка емкости основана на гидродинамическом воздействии струи воды или нефти, выходящей из сопла, на донные отложения. В основном этот способ применяется для предотвращения накопления осадка. Для предотвращения накопления донных отложений и увеличения продолжительности эксплуатации резервуара между его зачистками оптимальным являегся стационарное оснащение каждого резервуара устройствами размыва донных отложений - тидравлические системы размыва.

В 1960-х гг. НИИТранснефгь начал проектирование системы предотвращения накопления осадка на днищах резервуаров, названной размывающей головкой с постоянной высотой щели. Веерная струя, выходящая из сопла, смываег парафиновый осадок с днища и распределяет его в нефти. Промышленные испытания система прошла в 1962 г. и с тех нор активно применялась до изобретения В.П. Свиридовым, Г.Э. Лерке и др. в 1970 г. пригруженных веерных сопел с автоматическим изменением высоты щели в зависимости от расхода закачиваемой нефти. В целом веерные сопла представляли собой усовершенствованные размывающие головки. Из-за недостатков, таких как засорение и заржавление сопел, конструктивные недоработки системы (всплытие, боковое смещение с опорных стоек и разрушение трубопроводов), недостаточная эффективность размывающей струи, системы с размывающими головками, начали заменять электромеханическими мешалками.

Больше всего разработок технических средств, устройств и систем для удаления отложений из резервуаров основано на гидромеханическом способе. Так, в 1963 г. прошли испытания моечной машинки ММЗм-ЧГМП, представляющей собой вращающийся трехструйный брандспойт, закрепленный на конце шланга высокого давления.

В 1964 г. С.Г. Джабаров предложил схему очистки резервуаров гидромониторами ГМОС-2, располагаемыми в световых люках. Рабочая жидкость выходила через насадку в виде мощной струи. Передвижение насадка осуществлялось в вертикальной и горизонтальной плоскости с помощью штурвалов. Размытый осадок откачивался из резервуара гидроэлеваторами типа ГЭ и ГВ.

В целях механизации работ но зачистке наземных стальных и подземных железобетонных резервуаров от донных отложений нефти и нефтепродуктов сотрудниками НИИТранснефть Г.И. Стояновым, В.Г. Суховым, А.Е. Коробковым был спроектирован опыгно-иромышленный образец установки УЗР для зачистки резервуаров, который в 1966 г. прошел испытания в Северо- Западном нефтепроводном управлении на подземном железобетонном резервуаре объемом 10 тыс. м3. Из резервуара было удалено 1440 т донных отложений за 83 ч.

В конце 1980-х - начале 1990-х гг. активно начались разработки роботов, предназначенных для очистки резервуаров. Р. Крайсек и Р. Крайдер (США) в 1989 г. изобрели робот (рис. 19, в), который с помощью дистанционного управления размывал нефтяной осадок водой.

В 1994 г. Р. Тибодокс (США) усовершенствовал робот для зачистки нефтяного резервуара (рис. 19, б). Основными отличиями стали очистка растворителями и одновременная откачка размытого осадка из резервуара.

В 1996 г. Р. Крайдер из фирмы «Серв-Тек Инк.» (США) запатентовал робот для удаления твердого осадка из резервуара на дистанционном управлении (рис. 19, а). Главным отличительным элементом являлось наличие дробильного устройства. В 1996 г. К. Ландри и П. Борг (США) предложили устанавливать на роботах видеокамеры и датчики для замера концентрации Н2Б и 02, а также датчики для слежения за взрывоопасностью (рис. 19, д). В 1997 г. К. Ландри с К. Арнольдом (США) разработали робот (рис. 19, г), который не требует дополнительного участия человека для его подготовки к работе внутри резервуара.

Фирма «Тайхо Индастриес Лгд.» (Япония) в 2001 г. предлагает свою схему зачистки резервуаров с помощью роботов: через три люка-лаза в первом поясе резервуара монтируют систему трубопроводов, по которым размытый осадок в качестве размывающего агента подается на сопла роботов.

К недостаткам использования роботов можно отнести большую стоимость, дороговизну в обслуживании, большие габариты и массу, сложность управления при большом скоплении осадка, невозможность использования в резервуарах с понтонами и плавающими крышами.

Внешний вид роботов (пояснения в тексте)

Рис. 19. Внешний вид роботов (пояснения в тексте)

В связи с появлением новых типов резервуаров возникла необходимость в разработке систем для борьбы с отложениями с учетом конструктивных особенностей резервуаров. А. Рихтзигель (США) в 1992 г. запатентовал новый мегод и устройство для зачистки резервуаров с плавающими крышами. Мегод можно было применить, когда плавающая крыша опущена на опорные стойки. Специальные насадки вставляют вместо опорной стойки таким образом, чтобы нижняя часть примыкала к днищу резервуара, затем через него подают нефть.

Я. Хаммер (Дания) в 1997 г. предложил следующую схему очистки резервуара. Размываемый осадок откачивается из резервуара, очищаегся, затем проходит через камеру нагрева и подается на вращающееся размывающее устройство. Для зачистки резервуара объемом 50 000-80 000 м3 требуется от 24 до 48 ч.

Самыми распространенными и широко применяемыми устройствами для предотвращения образования придонных отложений гидромеханическим способом являются электромеханические винтовые мешалки различной конструкции. С 1963 г. СКВ «Транс- нефть-автоматика» вела работы но предотвращению накопления отложений в резервуарах. Наиболее эффективным средством для перемешивания нефти или нефтепродуктов оказался гребной корабельный винт.

К 2010 г. использовалось значительное количество электромеханических мешалок различных конструкций. Среди них выделим: «Jensen 620VA 25/29» (США) (рис. 21, б), «Plenty 28Р-8ТМ25» (США) (рис. 20, в), «Prematechnic 177520» (Германия), «Тайфун» (Россия) (рис. 20, д), «Диоген» (Россия) и т.д. Мешалки, разработанные ГРЦ «КБ им. академика В.П. Макеева» (рис. 20, г), успешно применяются с 1998 г. на нефтеперерабатывающих предприятиях Республики Башкортостан. В те же годы ОАО «Центросибнефгепровод» разработало устройство «Диоген» (рис. 20, а), которое установлено на многих резервуарах ОАО «АК «Транснефть».

Сущность теплового способа зачистки нефтяных резервуаров заключается в расплавлении парафинистых осадков подогретой нефтью. Эго достигается путем циркуляции небольшого объема нефти по схеме резервуар - теплообменник - резервуар. Иногда в качестве теплоносителя используют «острый» пар, при разогреве которым происходит обводнение нефтяных отложений (обводненность достигает 90% всей массы отложений).

При наличии источников тепловой энергии этот метод используется также достаточно широко, несмотря на некоторые недостатки:

  • • при увеличении температуры нефти происходит усиление испарения легких фракций;
  • • после охлаждения надетой нефти в трубопроводе может произойти обильное отложение парафина на внутренней стенке трубопровода;
  • • процесс удаления осадка этим способом очень длителен и не может быть использован без нарушения режима эксплуатации резервуара.

Другой способ очистки резервуаров от загрязнений заключается в промывке очищаемого резервуара адсорбентосодержащей эмульсией с последующим ополаскиванием водой. Причем для снижения себестоимости очистки в качестве адсорбента используют порошкообразный мел. Работы можно производить при любой плюсовой температуре. Меловая эмульсия содержит минимум компонентов, взрывобезопасна, а способ ее приготовления весьма прост.

Внешний вид электромеханических мешалок (пояснения в тексте)

Рис. 20. Внешний вид электромеханических мешалок (пояснения в тексте)

В Российской Федерации на нефтедобывающих предприятиях также зачастую используют мобильные и энергонезависимые системы очистки резервуаров и хранилищ нефти и нефтепродуктов, например, МегаМАКС (KMT International). Такие комплексы обладают технологической гибкостью при высокой эффективности и скорости очистки резервуаров хранения нефти и нефтепродуктов. Обычно все основное оборудование смонтировано на двух полуприцепах, каждый из которых оборудован собственным двигателем для г енерации электроэнергии и работы гидроприводных систем (рис. 21).

Система очистки резервуаров и хранилищ МегаМакс

Рис. 21. Система очистки резервуаров и хранилищ МегаМакс

Мобильный комплекс МегаМАКС предназначен для разжижения, извлечения и фазоразделения донных отложений при очистке от них резервуаров-хранилищ нефти и нефтепродуктов, а также прудов-шламонакопителей и шламовых амбаров ог нефтешламов. МегаМАКС осуществляет высококачественную и высокоэффективную очистку объектов от нефтесодержащих отложений за счег воздействия на них горячей струи разжижающего агента под давлением более 20 Бар (изб.), сконцентрированной на локальном участке обрабатываемого отложения. В этом случае потери тепла существенно сокращаются.

В результате переработки извлеченных нефтешламов получается:

  • - двухфазным мегодом - 90% обводненной нефти, содержащей 20-40% воды, 10% мех. примесей;
  • - трехфазным мегодом - 80% товарной нефти, 10% мех. примесей, 10% технической воды.

На ОАО «Самотлорнефтегаз» в ноябре 2011 г. проводились работы но зачистке 18 РВС с использованием комплекса Мега- МАКС. Были снижены затраты на транспортировку и утилизацию нефтешламов, минимизация нефтешламов составила до 10%. Срок зачистки РВС составил 3-4 дня. Возврат в оборот углеводородов составил около 4000 м3.

Существуют различные варианты подобных комплексов импортного исполнения: KMT; ЕРСО; Система Blabo (компания «Огесо») и OCSS-50 (Компания HOFFLAND ENVIRONMENTAL, INC) и т.д. Так, в Оренбургской области в АО «Орскнефтеоргсин- тез» введены в эксплуатацию две новые установки для переработки нефтешламов фирмы «Флогтвег» (Германия) и для очистки резервуаров фирмы «Рорер» (Австрия). Использование новых установок позволяет существенно понизить загрязнение окружающей среды. Затраты АО «Орскнефтеоргсинтез» составили несколько десятков миллионов рублей.

Для очистки резервуаров, прудов накопителей и амбаров от нефтебуровых шламов компания «KarachaganakSupportServices» также использует мобильную установку OCSS-50, оснащенную дополнительными вспомогательными специальными приспособлениями типа: плавающая землечерпалка с гидроприводом (Mini Dredge), робот трактор с гидропомпой (Robotic tracked), помпы с длинными рукавами (Lagoon pumper). Уникальность OCSS-50 заключается в том, что он выполняет сразу две очень важные функции: очистка резервуаров от нефтешламов и их переработка.

Очистка резервуаров от отложений - опасная и трудоемкая работа, требующая значительных материальных затрат. Даже самый прогрессивный метод зачистки - химико-механизированный - не исключает ручного труда и пребывания людей в загазованной зоне внутри резервуара. В зависимости от конкретных условий (типа, вместимости резервуара, наличия в нём стационарной системы размыва донных отложений, количества и механических свойств твердых нефтеосгатков) для очистки резервуара могут применяться различные способы и технологические схемы.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ ОРИГИНАЛ   След >