CC BY
73
УДК 622.276; 622.279 + 665.6/.7:543.63
А. Ф. Туктамышев, Р. Ф. Бикметов, Б. Н. Мастобаев, Т. В. Дмитриева
Исследования свойств нефтей и нефтепродуктов, находящихся в прудах-шламонакопителях нефтеперкачивающих станций с целью вовлечения их в сырьевую базу углеводородов
Уфимский государственный нефтяной технический университет 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1, тел. (347) 243-19-75
A. F. Tuktamyshev, R. F. Bikmetov, B. N. Mastobaev, T. V. Dmitrieva Researches of oil and mineral oil properties from slime thickener in oil-pumping stations with the purpose of their involving in a raw-material base of hydrocarbons
Ufa State Petroleum Technological University 1, ul. Kosmonavtov, 450062, Ufa, Russia; Ph.: (347)2431975
В связи с сокращением сырьевой базы углеводородов становится актуальным вовлечение в сырьевую базу нефти и нефтепродуктов, хранящихся в аварийных амбарах, ямах и прудах-накопителях. Не должны оставаться без внимания нефть и нефтепродукты, вышедшие из оборота по причине аварий. В работе приводятся результаты исследования свойств таких нефтей и нефтепродуктов, и даются рекомендации по их сбору, очистке и дальнейшей переработке.
Ключевые слова: пруды-шламонакопители; утилизация нефтей и нефтепродуктов.
Нефтяная промышленность является базовой отраслью топливно-энергетического комплекса, оказывающей существенное влияние на экономическое состояние страны. Морская нефтедобыча и транспорт нефти по подводным трубопроводам и танкерами относится к категории опасных производств, аварии на которых сопряжены со значительным экономическим, экологическим и моральным ущербом. Для трубопроводов, проложенных по суше, наиболее опасны аварии на подводных переходах. Во всех случаях происходят значительные потери нефти — сырья для нефтехимической промышленности и существенное ухудшение экологической обстановки.
В 90-е годы ХХ века стала прослеживаться тенденция ухудшения сырьевой базы по разрабатываемым месторождениям из-за выработки наиболее продуктивных запасов нефти и существенного нарастания доли трудно извле-
Дата поступления 21,12,08
In connection with reduction of a raw-material base of hydrocarbons connected first of all with an exhaustion of existing oil deposits and insufficient works on opening new actual there is a question of involving in a raw-material base of oil and the mineral oil stored in emergency barns, holes and ponds-stores. There should not be without attention oil and the mineral oil which have left a turn owing to accidents. In work results of research of properties oil and mineral oil are resulted, and on the basis of these researches recommendations on their gathering, clearing and the further processing are given.
Key words: slime thickener; recycling oil and mineral oil.
каемых запасов. Анализ состояния сырьевой базы и ее непрерывное восполнение — основа устойчивого развития нефтяной отрасли. Эта многоплановая проблема может быть решена путем проведения геологоразведочных работ на перспективных на нефть и газ территориях или за счет приобретения компаниями лицензий на освоение уже открытых месторождений углеводородов. Не должны оставаться без внимания и вопросы, связанные с возвращением в оборот углеводородного сырья, потерянного во время аварий, а также хранящегося в амбарах, прудах, ямах, направленного туда в результате выполнения технологических операций.
Для решения этой проблемы необходимо иметь технологии и технические средства для быстрого обнаружения разливов нефти, их локализации, сбора, очистки от воды и механических загрязнений и последующей доставки на нефтеперерабатывающие заводы.
Для исследования характеристик нефтей, хранящихся в прудах-шламонакопителях (ПШН), было проведено обследование существующих ПШН (более 20) различных нефтеперекачивающих станций (НПС), которые показали, что они заполнены нефтепродуктами различных составов и свойств. Возраст ПШН составляет от нескольких лет до нескольких десятков лет. Наряду с прудами-шламонако-пителями НПС были обследованы пруды-отстойники, земляные амбары аварийных сбросов нефтепродуктов, находящиеся в зонах действия НПС, а также ПШН некоторых нефтеперерабатывающих заводов. Были рассмотрены грязе-смоло-парафиновые осадки из резервуаров, предназначенные для сброса в ПШН на НПС Центральной Сибири. Всем НПС присваивался порядковый номер от 1 до 8.
Результаты исследований показали, что нефтепродукты, содержащиеся в разных ПШН имеют свои индивидуальные характеристики, что исключает общий подход к использованию технологий удаления нефтепродуктов из ПШН. В большинстве прудов находится высоковязкий нефтепродукт с высокой температурой застывания, и его средний слой по глубине колеблется от 0.8 до 1.3 м. Под нефтепродуктом находится слой воды глубиной 0.1—1 м. Основанием пруда является пропитанный нефтепродуктом слой грунта толщиной 2—6 м. Этот грунт сильно спрессован и за долгие годы эксплуатации ПШН превратился в слой, изолирующий попадание свежих нефтепродуктов в землю. При высоких температурах застывания верхнего слоя нефтепродукта (+25 оС и выше) протаивание его происходит только в летнее время и лишь на глубину не более 0.5 м.
Сброс нефтепродуктов в ПШН осуществлялся при очистке резервуаров на НПС, из очистных сооружений, а также при авариях и неисправностях оборудования. По этой причине даже по площади одного пруда возможно наличие различных по свойствам и составу нефтепродуктов (ловушечная нефть, нефть с очистных сооружений, из резервуаров и т. д.). Так, на НПС 2 один из исследуемых прудов можно разделить на III зоны (рис. 1).
В зоне I — при t = 30 оС нефтепродукт обладает текучестью, но имеет большую вязкость, по своей массе однороден; в зоне II — при t = 30 оС нефтепродукт не обладает текучестью, разрушение структуры затруднительно, большой процент содержания парафина (сброс осадков из резервуаров); в зоне III — при t = 30 оС нефтепродукт обладает хорошей текучестью, имеет небольшую вязкость.
Аналогично и по глубине пруда-шламона-копителя основная часть прудов не однородна. Так один из ПШН на НПС 1 имеет следующую структуру по глубине (рис. 2).
Проведенные обследования прудов позволили реально оценить необходимость каждого конкретного пруда в общей технологической цепи НПС. Так, часть прудов из рассмотренных выше может быть исключена из оборота без нарушения технологических процессов перекачки.
Пруды, функционирование которых должно осуществляться и в последующем, необходимо оснастить надежной технологией эксплуатации, обеспечивающей быстрое удаление нефтяной фракции для последующей переработки и своевременную очистку и отвод накапливающейся воды.
Рис. 1. Структура пруда НПС 2
Рис. 2. Структура исследуемого пруда НПС1 (по глубине): 1 — ПШН; 2— обвалование; I — слой нефтепродукта, прогреваемый в летнее время; II — слой застывшего нефтепродукта; III — слой воды; IV — осадок; V — основание пруда-шламонакопителя.
Извлеченные из ПШН нефтепродукты (пробы отбирались на различных глубинах: зеркало пруда; 0.5, 1 и 1.2 м) можно отнести к нефтесодержащим продуктам, уловленным, в основном, в системах водоподготовки, продукты, находящиеся длительное время в бросовых земляных ямах — амбарах, в ловушках — представляют собой стойкие водонефтяные эмульсии с содержанием воды до 30% и механических примесей от долей до десятков процентов. Устойчивость таких дисперсных систем сильно возрастает при их длительном хранении в открытых амбарах и прудах. Происходит это вследствие «старения» эмульсий, уплотнения и упрочнения во времени бронирующих оболочек на каплях воды, испарения легких фракций, осмоления нефтепродуктов, увеличения содержания мехпримесей за счет промливневых стоков, атмосферной пыли т. д.
В настоящее время не существует удовлетворительных универсальных методов разрушения подобных особо стойких «амбарных» ловушечных эмульсий ни на нефтеперерабатывающих заводах, ни на промыслах. Большой проблемой является также само извлечение нефтеотходов из амбаров. Поэтому весьма актуальной является проблема изучения подобных систем для их последующего использования.
Для удобства рассмотрения свойств извлеченных нефтепродуктов показатели проведенных исследований приведены по группам (по месту отбора) в табл. 1—4. Фракционный состав этих нефтепродуктов выполнен хрома-тографическим методом по АСТМ-2887-73. Выбор метода был обусловлен малым объемом представленных образцов. Результаты проведенных исследований представляют различ-
ные группы нефтепродуктов, охватывающие ПШН нефтеперерабатывающих заводов и нефтеперекачивающих станций, расположенных в различных регионах, а также нефтепродукты, сбрасываемые при очистке резервуаров. Нефтепродукты из ПШН НПЗ после тщательного изучения направлялись на переработку, при этом использовались разные методы и оборудование. Эксперименты по их переработке показали на возможность различного использования таких нефтепродуктов в народном хозяйстве. В табл. 1 приведены физико-химические свойства нефтепродуктов НПЗ П-1 и П-2.
Выполненный полный физико-химический анализ 11 образцов нефтепродуктов, находящихся в ПШН, различных регионов страны, показал, что продукты характеризуются широким диапазоном варьирования плотности, вязкости, содержания воды, механических примесей, асфальтово-смолистых веществ, парафинов и т. д.
По потребительским свойствам и условиям поставки указанные продукты можно разделить на три основные группы.
I. Легкие маловязкие продукты: плотность 780—851 кг/м3, вязкость при 50 оС — 1.4—6.0 мм2/с, содержание фракций, выкипающих до 300 оС — от 42 до 84.5 % мас., температура застывания очищенной (от воды и мех-примесей) нефтяной фазы — от —16 до —69 оС.
К этой группе относятся пробы продуктов: П-1, НПС4.
II. Парафинистые продукты: плотность 828—882 кг/м3, содержание парафинов 19.9—38.6 % с температурой плавления 62—74 оС, температура застывания очищенной
Физико-химические характеристики нефтепродуктов П-1, П-2
Показатели Ед. изм. ГОСТ или метод П-1 П-2
Плотность кг/м 3 ГОСТ 3900-85 882 954
Содержание воды % ГОСТ 2477-65 0.13 7.9
Содержание мехпримесей % ГОСТ 6370-83 0.0006 0.24
Содержание легких фракций % Хроматографический 43.0 14.0
углеводородов, выкипающих до 300 оС метод АСТМ-2887-73
Температура застывания оС ГОСТ 20287-74 -16.0 +20.0
Кинематическая вязкость при 20, 30, 40, сСт ГОСТ 33-82 17.1 11.5 310 187.6
50, 60, 70, 80 °С 7.9 6.0 4.9 4.16 3.4 118.3 74.4
Содержание хлористых солей мг/л ГОСТ 21534-76 5.0 70.0
Содержание серы % Методика ВНИИСПТнефть рентгеноабсобционным анализатором 2.1 3.64
Содержание ванадия, никеля % Метод эмиссионной 3.5 • 10-3 1.2 • 10-2
спектроскопии. Методика БашНИИНП 9.3 • 10-4 3.3 • 10-3
Наличие прочих микроэлементов Ре, Сг, Мд, Бс, Мп Ре, Сг, Мп, Мд, Бс, Са
Температура вспышки и воспламенения оС ГОСТ 4333-89 132 178
в открытом тигле
Температура вспышки и воспламенения оС ГОСТ 12.1044-84 (ст. СЭВ 136 -
в закрытом тигле 1495-79)
Температура самовоспламенения оС -//- 247 380
Состав по Маркуссону. содержание % ГОСТ 11858-66
асфальто-смолистых веществ
Содержание асфальтенов % -//- 1.6 15.1
Коэффициент светопоглощения асфальтенов Ксп Инструкция к ФЭКУ. Определение оптической плотности 10813 5950
Содержание силикагелевых смол % ГОСТ 11858-66 6.3 18.0
Коэффициент светопоглощения смол Ксп Инструкция к ФЭК по определению оптической плотности 854 880
Содержание парафинов % ГОСТ 11851-66 1.2 4.4
Температура каплепадения °С ГОСТ 6793-74 53.5 57.0
(застывания) парафинов
Содержание масляной фракции % ГОСТ 11858-66 83.5 62.7
Потери и летучие углеводороды % 7.4 +0.2
(от воды и мехпримесей) нефтяной фазы от +26 оС до +62 оС.
К этой группе относятся пробы продуктов: НПС 6, 7, 8.
III. Тяжелые высокосмолистые продукты: плотность от 895 до 954 кг/м3, содержание асфальтенов — 7.7—15.1 %, смол силикагеле-вых — 10.6—20.5 %, механических примесей — 0.01—6.6 %, тяжелых металлов: ванадия — 0.9 • 10-2, 1.7 • 10-2 % мас., никеля -от 0.2 • 10-2 до 0.6 • 10-2 % мас. и др.
К этой группе относятся пробы продуктов: П-2 НПС 1 (оба пруда), НПС 2 и НПС 3.
Все исследованные нефтепродукты после извлечения и очистки могут быть использованы в качестве сырья. Проведенные исследования и их результаты по действующим ПШН
показали, что нет и двух одинаковых по всем показателям объектов. Как видно из приведенной информации, на обследуемых объектах встречаются ГТШН различных форм и нефтепродукты в них по своему составу представляют весь спектр существующих нефтей и нефтепродуктов. При подборе технологии извлечения нефтепродуктов из ПШН необходимо определить, что представляет такой пруд как с точки зрения размеров и форм, так и с позиции его возраста и состава нефтепродукта в нем для использования в качестве сырья. Такой подход приемлем и для ликвидации земляных ям и амбаров, куда собирается разлитая во время аварий нефть или нефтепродукты. На этапе подбора технологии извлечения нефтепродукта необходимо знать и функциональ-
Физико-химические характеристики нефтепродуктов НПС 1
Показатели Ед. изм. НПС 1
Пруд № 2 Пруд № 3
Плотность кг/м3 932 952
Содержание воды % 30.1 0.63
Содержание мехпримесей % 6.6 0.009
Содержание легких фракций углеводородов, выки- % 42.0 3.85
пающих до 300 оС
Температура застывания оС +33 + 12
Кинематическая вязкость при
20 оС сСт - -
30 оС -/- - -
40 оС -/- - -
50 оС -/- 52.4 261.6
60 оС -/- 35.4 151.2
70 оС -/- 27.3 93.3
80 оС -/- 21.3 59.3
Содержание хлористых солей мг/л 1220 211
Содержание серы % 5.29 3.72
Содержание металлов ванадия никеля % 1.4 • 10-2 1.7 • 10-2
6.3 • 10-3 8.0 • 10-3
Наличие прочих микроэлементов Ре, Сг, Са, Мд, Мп Ре, Сг, Са, Мд, Мп
Температура вспышки и воспламенения в открытом оС 38 168
тигле
Температура вспышки и воспламенения в закрытом оС 31 160
тигле
Температура самовоспламенения оС 268 388
Состав по Маркуссону. Содержание асфальто- % - -
смолистых веществ
Содержание асфальтенов % 13.67 8.49
Коэффициент светопоглощения асфальтенов Ксп 9844 7928
Содержание силикагелевых смол % 16.3 20.53
Коэффициент светопоглощения смол (Ксп) 1301 1085
Содержание парафинов % 9.70 7.90
Температура каплепадения (застывания) парафинов оС 64 61
Содержание масляной фракции % 55.35 63.06
Потери и летучие углеводороды % 5.98 0.02
Таблица 3
Физико-химические характеристики нефтепродуктов НПС 2, 3, 4, 5
Показатели Ед.изм. НПС 2 НПС 3, пруд № 4 НПС 4 НПС 5
1 2 3 4 5 6
Плотность кг/м 932 934 780 952
Содержание воды % 0.27 1.8 12.8 1.5
Содержание механических примесей % 0.099 0.99 39.7 6.5
Содержание легких фракций % 8.0 12.0 84.5 5.85
углеводородов, выкипающих до 300 оС
Температура застывания оС +34 +29 -69 +35
Кинематическая вязкость при сСт 163.2 93.6 222.0 196.8 2.35 1.8 1.5 231.0 141.21
20, 30, 40, 50, 60, 70, 80 оС 61.9 40.3 69.3 49.4 1.4 1.2 1.1 0.99 93.6 69.3
Содержание хлористых солей мг/л 33 67 180 122.0
Содержание серы % 2.45 2.82 1.38 4.29
Содержание металлов % % 1.0 • 10-2 1.3 • 10-2 1.5 • 10-3 1.5 • 10-2
Ванадия, Никеля 2.4 • 10-3 5.5 • 10-3 2.4 • 10-3 6.8 • 10-3
Наличие прочих микроэлементов Сг и Ре очень много Са, №, Мд, Мп Сг и Ре очень много Ре, Сг, Са, Ма, Мп
Окончание табл. 3
1 2 3 4 5 6
Температура вспышки и воспламенения в открыто тигле оС 170 171 55 175
в закрытом тигле оС 172 170 49 150
Температура самовоспламенения оС 398 402 262 382
Состав по Маркуссону, содержание асфальто-смолистых веществ
Содержание асфальтенов % 7.97 9.38 6.61 8.9
Коэффициент светопоглощения (Ксп) 7667 11148 6227 8228
Содержание силикагелевых смол % 16.49 16.04 9.80 20.95
Коэффициент светопоглощения смол (Ксп) 1125 1157 808 1301
Содержание парафинов % 8.39 8.08 0.97 8.63
Температура каплепадения (застывания) парафинов оС 67 64.5 69.4 64
Содержание масляной фракции % 67.44 63.91 40.72 65.56
Потери и летучие углеводороды % +0.29 2.59 41.90 0.03
Таблица 4
Физико-химические характеристики нефтепродуктов НПС Центральной Сибири
Показатели Ед. изм. НПС 6 НПС 7 НПС 8
Плотность кг/м3 868 882 871
Содержание воды % 13.0 6.0 4.8
Содержание механических примесей % 3.1 0.0 0.2
Содержание легких фракций углеводородов, % 20.6 10.5 16.0
выкипающих до 300 оС
Температура застывания оС +62 +51 +53
Кинематическая вязкость при сСт
20 оС — - —
30 оС — - —
40 оС — — —
50 оС - - —
60 оС - 10.0 18.8
70 оС 17.2 7.2 7.9
80 оС 7.7 6.3 6.8
Содержание хлористых солей мг/л 1050 1160 712
Содержание серы % 0.50 0.55 0.61
Содержание металлов
ванадия, % 5.0 • 10 4 1.2 • 10 4 6.0 • 10 4
никеля % 9.0 • 10-4 2.0 • 10—4 1.3 • 10—3
Наличие прочих микроэлементов Ре много Са, №, Са, №,
Мд, Мп Мд, Мп, Сг
Температура вспышки и воспламенения в от- оС 63 31 94
крыто тигле
в закрытом тигле оС 56 22 96
Температура самовоспламенения оС 290 266 288
Состав по Маркуссону,
содержание асфальто-смолистых веществ
Содержание асфальтенов % 16.48 3.44 5.29
Коэффициент светопоглощения (Ксп) 497 7389 3008
Содержание силикагелевых смол % 3.44 5.50 6.62
Коэффициент светопоглощения смол(Ксп) 1318 1470 1179
Содержание парафинов % 38.59 25.61 28.68
Температура каплепадения (застывания) оС 64 64.8 62
парафинов
Содержание масляной фракции % 45.51 53.59 57.1
Потери и летучие углеводородов % 14.67 11.86 2.40
ное назначение пруда. При ликвидации пруда по его характеристикам необходимо предусмотреть способы извлечения и выбрать оборудование для этих целей. При оставлении в технологической цепи ПШН с учетом перечисленных выше характеристик возможно подобрать методы и средства для поддержания пруда в нормальном состоянии, исключающем экологические загрязнения окружающей среды и обеспечивающем постоянный приток извлеченной нефти в качестве сырья. Поступающие на ПШН из многих источников нефтешламы могут существенно отличаться по составу и физическим свойствам. Удаление нефтешла-мов — сложная задача и значительная часть методов может не оправдать себя по каким-либо причинам. В зависимости от источника и качества каждый тип нефтешлама требует отдельного технического подхода. Можно обойтись минимумом оборудования, но может потребоваться и сложная система, состоящая из нескольких ступеней. Очень важным фактором при выборе средств и методов извлечения нефтешламов ПШН является достоверная оценка пруда по каким-либо классификационным признакам и после уточнения всех параметров в лабораторных условиях и возможности использования конкретного оборудования на местах расположения ПШН, а также последующего использования таких нефтешламов.
Литература
1. Шаммазов A. M., Мастобаев Б. Н., Локшин А. А. // Известия вузов. Сер. Нефть и газ.— 1996.— №1-2.- С. 63.
2. Mastobayev B., Shammazov A., Lokshin A. Old oil removal ot of oil pools and ponds sludge accumulators 5-th symposium on mining chemistry.- Istanbul, 1995.
3. Мастобаев Б. Н., Муфтахова В. Н. Удаление донных отложений из резервуаров с использованием растворителей // Межвузовский сборник научных статей «Нефть и газ».- Уфа, 1998.- Вып. 1.
4. Мастобаев Б. Н., Новоселов В. Ф., Муфтахова B. H. // Транспорт и хранение нефтепродуктов.- 1992.- Вып. 9.- С. 14.
5. Мастобаев Б. Н., Rogovich V., Бикметов Р. Ф., Ахметшин Н. Ш. Технология очистки прудов шламонакопителей в процессе эксплуатации. / / Материалы конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России».- Уфа, 1998.
6. Мастобаев Б. Н., Локшин А. А., Муфтахова В. Н. // Транспорт и хранение нефтепродуктов.-1997.- Вып. 10-11.- С. 15.
7. Лаптева Е. Н., Муфтахова В. Н., Локшин А. А. Утилизация нефтепродуктов из прудов шламо-накопителей насосных станций // Материалы 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа, 1997.- С. 50.
8. Лаптева Е. Л., Мастобаев Б. Н, Муфтахова В. Н. Экспериментальные исследования по удалению нефтяных остатков из резервуаров НПС // Материалы 47 научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.-Т.1.- Уфа, 1998.
