Комплексная утилизация нефтегазопромышленных отходов для обеспечения экологической безопасности и дополнительного извлечения минерального сырья (05.10.2009)

Автор: Ланина Татьяна Дмитриевна

По результатам проведенных исследований, разработан технологический регламент, принятый в ООО «Севергазпром» (ныне ООО «Газпром Трансгаз Ухта») в качестве документа для утилизации отходов транспорта конденсата методом ректификации с целью получения товарных нефтепродуктов: бензина, керосина, дизельного топлива, вакуумного газойля и гудрона. Основанием для разработки регламента является договор на проведение НИОКР № 31/03 от 21.01.2003г., заключенный между УГТУ и ООО «Севергазпром» на тему: «Разработка технологии переработки и утилизации некондиционного конденсата и асфальто-смолистых его отложений для нужд ГРР».

В пятой главе представлена технология утилизации твердых нефтегазопромышленных отходов методом капсулирования. Аккумуляция твердых нефтезагрязненных отходов в организованных и неорганизованных хранилищах, представляющих собой, как правило, различные земляные сооружения, является экологически опасным мероприятием. Существующие методы утилизации и обезвреживания нефтесодержащих твердых отходов не являются универсальными: биологический метод избирателен и климатически зависим; пиролизный сопровождается образованием вторичной субстанции горения не менее экологически опасной, чем первичная; термический метод (нагрев до 60-100°С) с последующей экстракцией органическими растворителями высоко затратен и с экологической точки зрения малоэффективен. Наиболее перспективным направлением утилизации подобных отходов является их экологическая нейтрализация методом химической упаковки в карбонатные водонепроницаемые капсулы. Гранулометрический состав этих капсул позволяет использовать их в качестве инертных добавок к различным строительно-технологическим смесям (например, при цементировании скважин, при асфальтировании дорог и т.п.) или в качестве самостоятельных материалов для отсыпки (фундаменты, рабочие основания и др.).

На предприятиях добычи нефти основным источником твердых нефтяных отходов являются донные отложения в резурвуарах-отстойниках, в хвостохранилищах основной отход составляют механические примеси, в трубопроводном транспорте – отложения на внутренних стенках труб.

Обезвреживание нефтесодержащих шламов методом капсулирования основано на переводе вредных веществ, находящихся в жидкой фазе, в твердые порошкообразные соединения, обладающие биологической и химической инертностью. Исходным реагентом, превращающим нефтезагрязненные шламы тонкодисперсное твердое вещество с большой удельной поверхностью, служит гидрофобизированная воздушная негашеная известь. Процесс гидратации окиси кальция и образования карбонатной оболочки на поверхности частиц шлама описывается уравнениями:

СаО + Н2О = Са(ОН)2 + Q (4)

СО2 + Са (ОН)2 = СаСО3 + Н2О (5)

В конечном итоге каждая нефтезагрязненная частица превращается в капсулу, внутри которой под нерастворимой карбонатной оболочкой находятся надежно изолированные загрязнители.

технология реагентной обработки нефтезагрязненных шламов разрабатывалась на основе экспериментальных исследований, выполненных в лабораторных условиях. Образец нефтешлама обрабатывался реагентом, выдерживался в течение продолжительного времени (10 суток и более), после чего анализировался. Эффективность обезвреживания нефтешламов определялась на основе анализа водной вытяжки из исходного и обработанного реагентом шлама. Сравнение состава водной вытяжки проводилось с применением аттестованных методик по определению концентрации нефтепродуктов (ПНДФ14.1:2:4.128-98), бихроматной окисляемости (ХПК) (ПНДФ14.1:2:4.210-2005), активной реакции среды рН (ПНДФ14.1:4.28-95). На основании результатов лабораторных исследований построены графики зависимости эффективности обезвреживания шлама от дозы реагента (рисунок 11) по ХПК и содержанию нефтепродуктов в водной вытяжке.

рисунок 11 – эффективность очистки в зависимости от величины добавки реагента к модельным нефтезагрязненным шламам, а – по показателю ХПК; б – по показателю очистки от нефтезагрязнений.

если на этих графиках выделить условно интервал эффективного обезвреживания, равный 92 ( 3 %, то можно заметить, что достижение этого уровня зависит как от степени загрязненности шламов нефтепродуктами, так и от количественной добавки реагента. характер зависимостей для названного случая (эффект обезвреживания 92 ( 3 % ) представлен на рисунке 12. Как видно из этого рисунка, эффективность обезвреживания, равная 92 ( 3 % по показателю ХПК и содержанию нефтезагрязнений Gн, характеризуется практически общей кривой, аналитическую форму которой можно записать в виде:

Др = – 0,8352 ( G2н +1.7257 ( Gн – 0.0072 (6)

рисунок 12 – К выбору количественной добавки гидрофобизированного реагента для обеспечения эффективности обезвреживания шлама не менее, чем на 92 ( 3 %: ( – по ХПК; ( – по нефтезагрязнениям.

Технологическая схема обезвреживания нефтезагрязненных шламов практически апробирована при бурении скважин на одном из месторождений Прикаспийской низменности (ОАО «Газпром»).

Одним из главных преимуществ технологии капсулирования является способность ее к нейтрализации тяжелых металлов. Взаимодействие растворимых солей тяжелых металлов (кроме Ni) с карбонат-ионом при нормальных условиях приводит к образованию трудно растворимых основных карбонатов или гидроксидов этих металлов с выделением углекислого газа. Лабораторная оценка качества капсулирования тяжелых металлов выполнялась на приборе МГА-915 в соответствии с методикой М01-29-2006. Эффективность реагентного обезвреживания нефтесодержащих отходов, содержащих ионы тяжелых металлов составляет практически 100 %.

В шестой главе представлена технология экологической нейтрализации газообразных агрессивных веществ (H2S и CO2), которые входят в состав природного и попутного газов. Добыча нефтяного газа по Республике Коми к 2010 году составит 3,6 млрд м3, в том числе содержащего в своем составе сероводород – более 800 млн.м3 . Сернистые соединения, углекислый газ и вода снижают качество природных и попутных газов, а также негативно влияют на работоспособность оборудования для их добычи, транспортировки и переработки, снижая уровень экологической безопасности нефтегазобобывающих процессов. Вместе с тем, входящие в состав природного газа сернистые соединения являются сырьем для дополнительного получения ценных продуктов (элементарная сера, этантиол и смесь природных меркаптанов, этан- и бутантиолы). Извлечение неуглеводородных компонентов из газов повышает надежность работы оборудования и одновременно увеличивает ресурсы промышленного химического сырья.

На основе результатов исследований, приведенных в работе, показано что факт развития сероводородного заражения действующих месторождений является свершившейся реальностью (например, в попутном газе на УПСВ «Уса» зарегистрировано содержание сероводорода, превышающее 17%), что подтверждается также всплеском коррозионных повреждений эксплуатируемого оборудования, в т.ч. трубопроводов. Уместно также отметить, что ряд северных месторождений углеводородов (например, Южно-Хылчаюское, Печоро-Кожвинское и др.) сероводород содержат в попутном и природном газе. Все это свидетельствует о необходимости разработки специальных технологий по экологической нейтрализации вредных газообразных веществ с дополнительным извлечением полезных продуктов.

Основным фактором, определяющим способ и технологическую схему очистки газа, является уровень концентраций сероводорода (Н2S),диоксида углерода (CO2) и сероорганических соединений, входящих в состав углеводородной продукции. В работе обосновано применение хемосорбции как метода очистки попутного газа от сероводорода водным раствором метилдиэтаноламина (МДЭА). Для расчета абсорбционной очистки данные по фазовому равновесию для всех компонентов, входящих в газовую смесь углеводородов, получены с помощью физической модели неизотермической абсорбции и хемосорбции сероводорода и окиси углерода водным раствором МДЭА. Зависимость величины сорбционной емкости от температуры и парциального давления для сероводорода и углекислого газа в растворе МЭДА описывается эмпирическим уравнением:

При разработке физической модели неизотермической хемосорбции были сделаны следующие допущения:

неизотермичность процесса учитывается зависимостью:

– температура газа на входе и выходе из абсорбера;

) степеней насыщения;

на теоретической ступени происходит исчерпание газового компонента, при этом часть поглощенного i-ого компонента связывается хемосорбцией молекулами МЭДА, а оставшаяся часть физически абсорбируется водой;

на каждой теоретической ступени массообмена процесс изотермичен, t = const;

расчет массообмена выполняется с использованием экспериментальных данных по физическому равновесию и химической емкости абсорбента.

Схема потоков и концентраций H2S и СО2 в массообменном процессе представлены на рисунке 13.

Рисунок 13 – Схема потоков и концентраций на теоретической ступени абсорбера.

заданы.В соответствии с уравнениями, которые определяют величину хемосорбции в зависимости от концентрации абсорбента в воде, парциального давления компонентов и совместного

их влияния на хемосорбцию, можно определить насыщаемость абсорбента за счет хемосорбции:

Совместное влияние H2S и СО2 на хемосорбцию учитывается соотношением

Равновесная концентрация за счет физической абсорбции может быть выражена:

; (13)

Материальный баланс 1 ступени:

Модель опробована на абсорбции газа Астраханского газового месторождения. Результаты расчета по предложенной физической модели были сопоставлены с расчетом, проведенным ВНИИгазом с помощью программы «HYSIM» фирмы Hyprotech LTD (Канада) и получены удовлетворительные результаты. Корректность предложенной методики подтверждается также тем, что оценка КПД тарелок по ней равна 0,30/0,65, в практике проектных организаций КПД тарелок обычно не превышает приведенные выше значения.

Физическая модель неизотермической хемосорбции сероводорода и окиси углерода водным раствором МДЭА была применена для расчета технологических режимов и выбора оборудования очистки природного газа скв.№70 Печоро-Кожвинского месторождения, состав которого приведен в таблице 3.

Состав природного газа Печоро-Кожвинского месторождения Таблица 3

исследования Компонентный состав, % мол.

С1 С2 С3 iС4 nС4 nС5 N2 СO2 He H2S

9.04.2004 94,55 1,42 0,12 0,07 0,01 0,03 3,58 0,14 0,04 0,04

? = 300 000 м3/сут

В результате расчетов, выполненных по предложенной методике, установлено, что степень извлечения по сероводороду 0,9675(ук=1,3 10-3%) и по углекислому газу 0,9995 (ук=0,7 10-4%) достигается в массообменном аппарате, имеющем 3 теоретических ступени.


загрузка...