Разрушение и переработка нефтяных эмульсий и нефтешламов

Разрушение и переработка ТРНЭ. Регенерация нефти из операционных нефтесодержащих шламов. Утилизация исторических нефтешламов с получением товарного НСО

Переработка трудноразрушимых нефтяных эмульсий. Регенерация товарной нефти из операционных нефтешламов

В процессе нефтедобычи и транспортировки водонефтяной смеси, содержащей значительное количество мелкодисперсных механических примесей (песок, глина, пылевидные включения горных пород из которых сложен горизонт добычи), по внутрипромысловым трубопроводам насосами роторного типа (по сути являющимися частным случаем кавитационного гомогенизатора) генерируется основной объем ТРНЭ.

Не последнюю роль в активном образовании эмульсий играют аппараты обессоливания нефти.

Как в насосах, так и в аппаратах обессоливания нефти (вследствие интенсивного турбулентного перемешивания водонефтяной смеси) образуются эмульсии двух типов, отличающиеся чрезвычайно высокой агрегативной стойкостью:

  • вода в нефти
  • нефть в воде

присутствие которых в основном объеме товарной нефти в равной степени нежелательно на всех этапах нефтедобычи и нефтепереработки.

Эмульсии, независимо от желания человека, образовывались, образуются и образовываться точно не перестанут. От насосов отказаться невозможно также, как и от аппаратов обессоливания нефти.

Решение задачи по предотвращению образования эмульсий относится к сфере компетенции фундаментальной науки. С момента начала добычи нефти в промышленных масштабах и по настоящий день эту проблему удалось решить лишь частично. Так что на скорое и окончательное решение этой задачи рассчитывать не приходится.

Такое неизбежное зло как присутствие в сырой нефти определенного процента ТРНЭ весьма отрицательно сказывается на надежности и безопасной эксплуатации оборудования как нефтедобывающих, так и нефтеперерабатывающих предприятий.

Присутствие в пластовой воде (входящей в состав ТРНЭ) растворенных солей делает невозможным дальнейшее использование добытой нефти (входящей в состав эмульсии).

Среди прочих можно особо выделить следующие негативные факторы, отрицательно влияющие на экономическую эффективность нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий:

  • существенное снижение полезного объема резервуарного парка нефтедобывающих предприятий вследствие их постепенного зашламления,

  • многократное увеличение скорости коррозионного износа оборудования нефтедобывающих предприятий (трубопроводы, арматура, насосы, резервуары, печи и т.д)

  • снижение удельной пропускной способности трубопроводов,

  • снижение грузоподъемность транспортирующих сырую нефть средств.

  • увеличение удельных затрат на добычу и переработку нефти

  • преждевременное исчерпание эксплуатационных свойств катализаторов нефтехимических процессов на НПЗ,

  • нарушение технологических режимов работы ректи­фикационных колонн НПЗ

  • необходимость в дополнительных затратах энергии на нагрев, испарение, конденсацию обводненных продуктов нефтепереработки.

  • повышенная зольность концевых продуктов переработки нефти.

С целью частичного решения проблемы ТРНЭ и апробации технических решений по разрушению и переработке ТРНЭ на ЦППН АО «ОзенМунайГаз» (Казахстан, г.Жанаозень) в апреле 2015 года в эксплуатацию введена опытно-промышленная установка «Трикантер» с проектной мощностью 20 м3/час по входящей трёхфазной ТРНЭ.

За период эксплуатации (23 месяца) на установке переработано свыше 61 776 м3 эмульсии и жидких резервуарных шламов. При этом дополнительно возвращено в оборот предприятия 25 764 м3 (20 912 тонн) товарной (регенерированной нефти) на сумму ≈8,8 млн.USD без увеличения объемов ее добычи.

Срок окупаемости подобных установок напрямую зависит от мировых цен на нефть и варьируется в пределах от 5 месяцев (при цене нефти 110 USD/баррель – оптимистический прогноз) до 18 месяцев (при средней цене на нефть 54,74 USD/баррель – текущий уровень цен).

Эксплуатация. Выводы и рекомендации

Самой полезной разновидностью приобретаемого человеком опыта является отрицательный опыт. «Не столь важно знать, что нужно делать. Гораздо важнее знать, чего именно делать не следует ни при каких обстоятельствах….»

Опыт эксплуатации трёхфазного декантера в течении 2-х лет убедительно доказал, что никакой объективной необходимости в оснащении подобных технологических переделов именно трёхфазными декантерами нет. Это не более чем дорогая и красивая «игрушка». Они сложны по конструкции, нестабильны в эксплуатации (вплоть до полной непредсказуемости), более «капризны», чувствительны к качеству подготовки ТРНЭ (соотношение вода/нефть) и не обеспечивают требуемого качества разделения фаз.

Особенно часто наблюдаются сбои в работе трикантера вызванные скачкообразным изменением фазного состава эмульсии вследствие оперативных переключений (прекращении забора эмульсии с одного горизонта хранения в РВС и переход на забор сырья с другого горизонта). Из-за этого уже разрушенную эмульсию приходится вторично возвращать на переработку, что влечет резкое снижение производительности (в некоторых случаях практически в 2 раза (9 - 12 м3/час против 20 м3/час по проекту)).

Вместе с тем изменения фазного состава эмульсии отрицательного воздействия на работу двухфазного декантера как правило не оказывают.

Помимо изложенного выше, установлено, что применение ПАА (при подготовке эмульсии к переработке) ни просто не интенсифицирует процесс, а вопреки ожиданиям приводит к снижению производительности оборудования вплоть до полной его остановки.

Оптимальный температурный режим для работы комплекса (определенный опытно-экспериментальным путем) лежит в интервале от 75 до 92 ˚С и находится в неустановленной нелинейной зависимости от соотношения фаз в ТРНЭ. Значительное влияние на температурный режим оказывает процентное содержание «твердого» в эмульсии и его гранулометрический состав. Прочих явных зависимостей не установлено.

Следует отметить, что ПАА (в зависимости от производителя и конкретной марки) полностью теряет свои свойства (заряд) при 60˚С, активно полимеризуется и образует на внутренних поверхностях труб и оборудования внушительный слой полимерного «покрытия», в разы сокращающего пропускную способность трубопроводов. Зафиксированы случаи «зарастания» внутреннего диаметра трубы с 50 мм до 16-18 мм. Адгезия полимерного слоя к материалу труб настолько высока, что ни механической, ни химической очистке такие отложения не поддаются.

Опытно-экспериментальным путем установлено, что наиболее предпочтительно применять химреагенты, производимые фирмой «HESTA ENERGY» (Швеция) с более широким температурным диапазоном, чем у распространенных и пользующихся популярностью марок.

Марка реагента и его концентрация в эмульсии (ррm) определятся индивидуально на основании лабораторных и промышленных испытаний.

Так же выявлено, что ни флокулянты, ни деэмульгаторы (рекомендованные к применению при разрушении эмульсий) какого-либо заметного результата не дают. Они скорее не препятствуют (как это происходит в случае с ПАА) процессу, чем способствую его интенсификации.

В заключении не лишним будет отметить, что безаварийная, прогнозируемая и эффективная работа комплекса с обеспечением стабильных показателей по качеству регенерированной нефти может быть достигнута только за счет повышения степени автоматизации технологического процесса с организацией контроля основных технологических параметров и их автоматическим регулированием. Управление работой комплекса в ручном режиме не представляется возможным.

С описанием технологического комплекса и его техническими характеристиками Вы можете ознакомиться, скачав документ «КОМПЛЕКС ПО ПЕРЕРАБОТКЕ ТРНЭ - ОПИСАНИЕ».

Так же Вы можете скачать ПРЕЗЕНТАЦИЮ по рассматриваемой теме, скачав документ «ТРНЭ- ПРЕЗЕНТАЦИЯ - 2017 -СТМС».

С упрощенной технологической схемой (PROCESS-PLAN) организации участка по разрушению ТРНЭ Вы можете ознакомиться, скачав документ «Process-plan - упрощенная АТХС по переработке ТРНЭ». При разработке настоящей схемы учтены и исправлены все «баги» (недостатки, выявленные в процессе эксплуатации комплекса на ЦППН АО «ОзенМунайГаз»).

Скачать опросной лист на подбор оборудования Вы можете скачав документ «ОПРОСНОЙ ЛИСТ - EMULSION-NEW».

Утилизация исторических нефтешламов с получением товарного нсо и синтетической нефти

В процессе добычи нефти невозможно исключить технологические и аварийные розливы углеводородного сырья. Розливы и буровые шламы собираются и складируются в так называемых «амбарах» – шламонакопителях. Какое-либо дальнейшее целевое использование углеводородного сырья, входящего в состав таких шламов без дополнительной переработки не представляется возможным.

Во время «хранения» шламов в амбарах углеводородная составляющая деградирует. Улетучивается легкая фаза, часть разлагается под действием УФ-излучения. Соотношение нефтепродуктов, воды и механических примесей (частицы песка, глины, ржавчины и т.д.) колеблется в очень широких пределах: углеводороды составляет:

  • вода - 5-90%,
  • углеводороды - 1-52%,
  • твердые примеси - 0,8-65%.

При хранении в шламонакопителях 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 мехпримесей и относятся к классу эмульсий «вода в масле». В состав этого слоя входят 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 исходному нефтепродукту.

Средний слой, сравнительно небольшой по объему слой представляет собой эмульсию типа «масло в воде». Этот слой содержит 70-80% воды и 1,5-15% механических примесей.

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

Придонный слой (донный ил) обычно представляет собой твердую фазу, включающую до 45% органики, 52-88% твердых механических примесей, включая окислы железа. Поскольку донный ил представлен в виде гидратированной массы, то содержание воды в нем может доходить до 25%.

Если оставить в покое экологические аспекты, связанные с переработкой шламов, на которые принято с охотой ссылаться и приводить в качестве основного аргумента при обосновании целесообразности их переработки с ликвидацией «исторических» амбаров, то игнорировать экономическую целесообразность использования шламов в качестве сырья для получения:

  • НСО
  • синтетической нефти
  • синтез-газа

вряд ли стоит.

Одним из основных факторов, препятствующих организации комплексов по переработке нефтешламов на производственных площадях нефтедобывающих предприятий, является объем капвложений необходимый для строительства Комплекса.

Если в случае с ТРНЭ оптимальная производительность технологического комплекса лежит в пределах 12..15 м3/час по входящей эмульсии, то при переработке «исторических» шламов организация технологического передела с производительностью менее 20 м3/час по входящему шламу экономически нецелесообразна. При средней стоимости НСО на уровне ≈74 USD/тонна и операционных издержках, связанных с эксплуатацией комплекса и получением товарного продукта (синтез-нефть, НСО) ≈ 28..32 USD/тонна (показатели индикативные и в каждом конкретном случае требуют уточнения) срок окупаемости комплекса может составить от 2-х до 2,5 лет.

При среднем ресурсе оборудования, зависящим от местных условий, характеристик сырья и квалификации персонала и составляющим:

  • до первого капремонта - от 12 000 до 16 000 машино-часов
  • до наработки «на отказ» - от 24 000 до 27 000 машино-часов

за период эксплуатации комплекса (примерно 4 года) можно полностью вернуть инвестиции и получить прибыль в размере от 4,6 до 6,8 млн.USD (показатели приведены для комплекса производительностью 20 м3/час по входящему продукту).

ТОО «СоюзТехноМашСервис» на контрактной основе проводит комплекс предпроектных исследований, включающих:

  1. Исследования с целью определения технической возможности перечистки некондиционных нефтепродуктов, ТРНЭ переработки и утилизации НШ.

    • 1.1 Обоснование выбора технологии переработки.

    • 1.2 Проведение опытно-экспериментальных исследований образцов сред (ТРНЭ, НШ) либо в лаборатории ТОО «СТМС», либо непосредственно на площадке Заказчика. «Полевые» исследования с применением мобильного лабораторного (и/или) прототипирующего оборудования, с частичным или полным моделированием технологического процесса (-ов) очистки с фазным разделением исследуемых сред.

    • 1.3 Исследования эффективности фазного разделения технологических сред (ТРНЭ, НШ) на предполагаемых температурных режимах. Выявление факторов, влияющих на интенсивность (эффективность) фазного разделения при изменении температуры моделируемого технологического процесса.

    • 1.4 Исследования гранулометрического состава твердой фазы (в лаборатории ТОО «СТМС»)

    • 1.5 Исследования эффективности процесса разделения сред на реагентных и безреагентных режимах.

    • 1.6 Разработка технологических решений по переработке ТРНЭ и нефтешламов.

  2. Основные результаты по предлагаемым технологическим решениям.

    • 2.1 Принципиальная аппаратно-технологическая схема (process-plan) системы (комплекса, участка) – 2 варианта

    • 2.2 Разработка рекомендаций по утилизации и рециклингу фаз, образующихся после переработки (перечистки) ТРНЭ и НШ.

    • 2.3 Формирование спецификации основного технологического оборудования. Описание основных эксплуатационных характеристик предполагаемого к использованию оборудования.

    • 2.4 Предварительная оценка объемов капитальных вложений на приобретение оборудования.

    • 2.5 Подготовка и согласование с Заказчиком технического задания на проектирование и определение сметы затрат на разработку Рабочего проекта

Разработка ТЭО выполняется по отдельному Контракту

Внимание! Указанный выше состав и объем предпроектных работ является индикативным (ориентировочным). Корректируется и согласовывается с Заказчиком в каждом конкретном случае индивидуально на основании технического задания.