CC BY
6
Использованные источники:
1. Гоев М.М., Хуторянский Ф.М. Воронина Н.А. Совершенствование технологии и оборудования защелачивания обессоленной нефти. // Сб. материалов 6-го межд. форума "Топливно-энергетический комплекс России", СПб. , 11-13 апр. 2006. -С.79-81.
2. Багиров И.Т. Современные установки первичной переработки нефти. М., «Химия», 1974. 240с.
УДК 660.665.2
Жумаев К. К., к т. н.
доцент Рамазонов Р. Р. студент магистратуры Пулатов Ф.Г. студент
Бухарский инженерно-технологический институт
Республика Узбекистан, г. Бухара ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ЖИДКОФАЗНОГО ТЕРМОЛИЗА
НЕФТЕШЛАМОВ
Аннотация: В работе рассмотрены методики исследования жидкофазного термолиза нефтешламов и приведены методы исследования термохимического разрушения нефтяных эмульсий и обезвоживания нерастворимым реагентом-деэмульгатором. Полученные результаты свидетельствуют, что при разных условиях и источниках накопления нефтешламов на НПЗ в результате их хранения и происходящих при этом физико-химических процессах происходит постепенное усреднение состава и свойств шламов.
Ключевые слова: термолиз, нефтешлам, нефтяная эмул^ия, реагент-деэмульгатор, утилизация, нефтехимическое обезвоживание.
Jumayev Q.K., c.t.s., associate professor Ramazonov R.R., senior student Pulatov F. G.student Bukhara engineering-technological institute
Uzbekistan, Bukhara RESEARCHES OF THE PROCESS OF LIQUID-PHASE THERMOLYSIS OF OILSHEELS
Annotation: The paper discusses the methods of studying the liquid-phase thermolysis of oil sludge and provides methods for studying the thermochemical destruction of oil emulsions and dehydration with insoluble demulsifier reagent. The results indicate that under different conditions and sources of accumulation of sludge at the refinery as a result of their storage and the physicochemical processes taking place during this process, the composition and properties of the sludge are gradually averaged.
Keywords: thermolysis, sludge, oil emulsion, demulsifier reagent, utilization, petrochemical dehydration.
Производственная деятельность нефтеперерабатывающих и нефтегазодобывающих предприятий неизбежно оказывает техногенное воздействие на объекты природной среды, поэтому вопросы охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов имеют важное значение. Одним из наиболее опасных загрязнителей практически всех компонентов природной среды - поверхностных и подземных вод, почвеннорастительного покрова, атмосферного воздуха -являются нефтешламы.
В настоящее время перестройка структуры производства НПЗ направлена в сторону развития безотходных природоохранных технологий, приоритет в финансировании получают проекты, в соответствии с которыми минимизируется количество нефтеотходов, или они повторно и с выгодой используются.
Поэтому известные на сегодняшний день практические разработки по технологии утилизации нефтяных шламов, как отечественных, так и зарубежных фирм, в основном направлены на выделение и утилизацию нефти и нефтепродуктов.
Оставшаяся после этого сточная вода и твёрдая или полужидкая масса, насыщенная химреагентами и углеводородами, практически не утилизируются, хотя по токсичности являются более опасными для окружающей среды.
Поэтому только комплексная переработка и использование отходов в качестве вторичного сырья обеспечивают сохранение природных ресурсов. При этом резко снижается уровень загрязнения окружающей среды.
По концентрации нефтеуглеводородов шламы условно подразделяют на жидкие и твердые. Под жидкими шламами подразумеваются те нефтеотходы, в которых содержание нефти превышает 50-90 %. Потенциально это вторичный нефтересурс, который может быть доведен до соответствующих параметров и возвращен в товарооборот. Твердые нефтешламы - это нефтеотходы, в которых содержание нефти не превышает 50 %, т.е. это грунт, загрязненный нефтью. Переработка тех и других шламов в определенной мере взаимосвязана. Конечным результатом работ по их утилизации является возврат нефти в товарооборот, получение вторичного нефтяного сырья (битумов, асфальтов, парафинов), очистка грунтов и рекультивация.
В качестве объектов исследований был выбран нефтешламы нефтеперерабатывающего завода, различающиеся своим технологическим происхождением и сроком накопления. Описана методология исследования физико-химических свойств нефтешламов, включающая в себя как спектральные методы анализа, так и стандартные методики определения нефтепродуктов.
Приведены методы исследования термохимического разрушения нефтяных эмульсий и обезвоживания нерастворимым реагентом -деэмульгатором.
Рассмотрены методики исследования жидкофазного термолиза нефтешламов и применения твердого остатка данного процесса в производстве строительных материалов и изделий.
Полученные результаты свидетельствуют, что при разных условиях и источниках накопления нефтешламов на НПЗ в результате их хранения и происходящих при этом физико-химических процессах происходит постепенное усреднение состава и свойств шламов.
Показано что углеводородная часть нефтешламов по ряду показателей близка к тяжелым прямогонным нефтяным фракциям. Это делает метод утилизации шламов путем их компаундирования с котельными топливами наиболее технологически перспективным.
Для более эффективного вовлечения нефтешлама в котельное топливо необходимо максимально извлечь из него воду и механические примеси.
Групповой химический состав нефтешламов НПЗ.
Групповой химический состав, % масс.:
Парафино-нафтеновые углеводороды 45,9
Моноциклические ароматические 5,7
Би-,и трициклические ароматические 6,8
Полициклические ароматические 12,7
Смолы (в сумме) 24,0
Асфальтены 4,9
Термохимическое обезвоживание в этом случае является наиболее оптимальным, так как не требует больших капитальных и эксплуатационных затрат.
Были проведены исследования, цель которых заключалась в определении оптимальных параметров термохимического обезвоживания нефтешлама.
В результате проведённых исследований установлено, что стабильные нефтешламовые эмульсии не разрушаются после обработки традиционным термохимическим способом даже при увеличенной дозировке (до 1500 г/т) различных неионогенных деэмульгаторов, а так же смеси неионогенных и анионоактивных ПАВ при общей дозировке (до 3200 г/т). Максимальная степень обезвоживания при этом не превышает 21% и 29% соответственно.
Стойкость нефтешлама зависит как от количественного состава, так и от качественного состояния основных стабилизирующих компонентов. Наиболее сильным фактором, которым можно повлиять на их состояние (перевести из коллоидного в молекулярно-растворимое состояние, за исключением механических примесей) является введение в нефтяную эмульсию эффективного растворителя. Эффект от действия растворителя, так же связан со снижением вязкости и плотности дисперсионной среды.
Исследования показали, что наибольшее воздействие на
стабилизирующие компоненты нефтешлама и соответственно на степень обезвоживания, из продуктов нефтепереработки, оказывает легкий газойль замедленного коксования (ЛГЗК) содержащий непредельные углеводороды в отличие от высокоароматизированного легкого газойля каталитического крекинга (ЛГКК). Наименьшее воздействие при введении в перемешиваемую реагентную смесь оказал мазут М 100.
Были проведены исследования, цель которых заключалась в моделировании процесса жидкофазного термолиза нефтешламов на опытнолабораторой установки для изучения факторов процесса, а так же получения продуктов и их дальнейшего анализа. Процесс проводили на лабораторной установке при атмосферном давлении и постепенном нагреве до 550 0С. Показано, что на выход продуктов процесса влияет не только углеводородный и компонентный состав сырья, но и фракционный состав нефтепродуктовой части (содержание углеводородов выкипающих до 360 0С.
В ходе проведения процесса обнаружен увеличенный выход водного конденсата на 1,5- 3,5 % мас. По сравнению с содержанием водной фазы в первоначальном сырье.
Установлено, что содержащиеся в сырье крупнодисперсные механические примеси (около 1 мм) ингибирующее действуют на процесс вспучивания при переходе от подвижного битуминозного остатка в сплошной скелет карбоидного неподвижного остатка (донный шлам и кек увеличиваются в 1,5- 2 раза).
Полученный термолизный дистиллят путем фракционирования разделялся на три фракции: бензиновую н. к - 200 0С; керосиновую 200 -350 0С; газойлевую 350 0С -к.к.
Полученные продукты процесса были проанализированы в соответствии с требованиями ГОСТов на товарные нефтепродукты, а так же с помощью методов исследований полупродуктов и отходов.
Газообразным продуктам термолиза был определен углеводородный состав на газожидкостном хроматографе ЛХМ-8 МД, показавший, что газ является высококалорийным и может быть использован в качестве топлива для нужд установки.
Анализ бензиновой фракции показал, что значительное содержание непредельных углеводородов (иодное число 80-88) и высокое содержание серы (0,35-0,92 % мас.) не позволяют её использовать как компонент товарного топлива без дополнительного облагораживания. Возможно использование её как топливо для собственных нужд на установке.
Керосиновые фракции, полученные из малосернистого сырья могут незначительно вовлекаться как компонент (с содержанием серы 0,61%масс. И коксуемостью -0,018 %) в товарные дизельные топлива или использоваться как судовое маловязкое топливо. Фракции с низкой температурой застывания (-44 0С) могут применяться в качестве компонентов профилактических смазок.
Газойлевые фракции, полученные из малосернистого сырья, могут быть использованы как тяжёлое котельное топливо (мазут М100 малосернистый), другие фракции - как компоненты котельных топлив.
Анализ полученного водного конденсата (содержание нефтепродуктов 300-400 мг/л, мехпримесей 15-25 мг/л, рН 7,5-8) позволяет предложить его использование в оборотном водоснабжении в цикле подпитки.
Анализ твердого остатка процесса показал, что он практически наполовину состоит из мехпримесей (зольность- 45-65 % мас.), имеет низкую механическую прочность, гидрофобен и может быть использован в качестве топлива для собственных нужд установки, либо в качестве компонентов строительных материалов.
В результате проведенных исследований установлено, что введение в цементные композиции в качестве минерального наполнителя ТОЖТН в количестве 5-10 % повышает прочность цементных структур при растяжении и сжатии.
Показано, что применение совместно с ТОЖТН суперпластификатора С-3 позволяет снизить расход цемента до 20 % без потерь прочности цементных структур.
Использование в технологии цементных бетонов ТОЖТН в качестве пигмента позволяет получить широкую гамму оттенков серого цвета и отказаться от дорогостоящих синтетических красителей.
Утилизация нефтешлама путем вовлечения его в тяжелые котельные топлива позволяет избежать как первичных, так и вторичных проявлений загрязнения окружающей среды, и является наиболее перспективной.
Использованные источники:
1. Производственные отходы - не гряз а ценное химическое сырьё. RCC.ru. Химикаты. 26.01. 2002.
2. ООО «Природа» Переработка нефтяных шламов. http://www.oilspill. ru/ustan.php.
3. Переработка нефтяных и газоконденсатных шламов. Методология и результаты. М.Маркаров, А. Нуридинов. Сыктивкар. Экоальянс. 2000.
