WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Были проведены исследования с целью поиска оптимального состава нерастворимого деэмульгатора и параметров деэмульгирования нефтешламовой эмульсии.

В исследованиях использован реагент-деэмульгатор представляющий собой отходы древесины – подготовленные опилки. Показано, что простое введение деэмульгатора в нефтешлам, а так же незначительное перемешивание данной смеси не приводит к видимому результату разделения эмульсии. Необходимо создание дефекта в структуре защитной оболочки в присутствии реагента- деэмульгатора, что должно способствовать ускорению выхода молекул деэмульгатора на поверхность раздела фаз эмульсии,а для этого необходим интенсивный контакт деэмульгатора с нефтешламом.

Для осаждения деэмульгатора из нефтепродуктового слоя после разрушения эмульсии к нему добавлялся гелеобразующий реагент в количестве 0,1 % масс. на сырье, являющийся смесью 80% мас. сахара -сырца и 20 % мас.

казеина.

Установлено, что на активность деэмульгатора оказывает влияние компонентный состав деэмульгатора (опилки с наибольшим содержанием целлюлозы и гемицеллюлозы), а так же микроструктура деэмульгатора (размер внутренних пор древесины). При одинаковой плотности (пористости древесины) деэмульгатор из лиственных пород не разрушает нефтешламовую эмульсию, в то время как деэмульгатор из хвойных пород позволяет эффективно разделять нефтешламовую эмульсию на водную и нефтепродуктовую фазы.

Проведенные исследования показали, что наибольшее воздействие на степень обезвоживания оказывают расход деэмульгатора и время перемешивания (контакта) деэмульгатора с нефтешламом (рис.4). Интенсивность контакта и температура проведения процесса деэмульгирования незначительно влияют на обезвоживание нефтешлама. Оптимальными параметрами обезвоживания нерастворимым реагентом-деэмульгатором являются: расход реагентадеэмульгатора 3 % масс.; температура процесса - 400С; время контакта реагента с нефтешламом – 40 минут; интенсивность контакта 100-200 об/мин.

Применение данного реагента-деэмульгатора позволяет достигнуть степени обезвоживания нефтешлама - 78 % масс. и удалить 24 % масс. механических примесей.

Донные нефтешламы и нефтяные отходы с высоким содержанием механических примесей, практически не подвергаются утилизации по причине технологической сложности их переработки.

Предложенный процесс жидкофазного термолиза преимущественно направлен на переработку данных отходов и высокостойких нефтеэмульсионных шламов, неподдающихся другим способам переработки.

Были проведены исследования, цель которых заключалась в моделировании процесса жидкофазного термолиза нефтешламов на опытно- лаборатор- ой 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 оС.

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 оС).

Таблица Компонентный состав сырья жидкофазного термолиза Содержание, % Нефтеэмульсионный шлам Донный шлам Кек НГДУ ОАО «Баш- Туймазанефть мас. на сырье ООО «ЛУК- ОАО «Саланефтехим» ОЙЛ-ВНП» ватнефтеоргсинтез» Воды 43,5 52 64,2 42,Мех. примесей 9,5 6,1 15,8 Нефтепродукта 47 41,9 20 18, Полученные результаты выхода продуктов жидкофазного термолиза от вида сырья приведены в табл.3.

Таблица Выход продуктов при жидкофазном термолизе в кубе различных видов сырья Нефтеэмульсионый шлам Донный шлам Кек Выход, % мас.

ОАО «Баш- НГДУ ТуймаООО «ЛУК- ОАО «Саланефтехим» занефть на сырье ОЙЛ-ВНП» ватнефтеоргсинтез» Газ + потери 5,8 5,9 4,4 4,Термолизный 35 28,9 13,9 12,дистиллят Водный 45,7 53,5 67,1 46,конденсат Твердый 13,5 11,7 14,6 36,остаток 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- раза).

Полученный термолизный дистиллят путем фракционирования разделялся на три фракции: бензиновую н. к - 200о С; керосиновую 200 - 350о С; газойлевую 350о С –к.к. Выход фракций на термолизный дистиллят из различного сырья представлен на рис.5.

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 топ- Бензиновая фр. Керосиновая фр. Газойлевая фр.

ООО Лукойл-ВНП ООО СНОС Донный нефтешлам Кек Рис.5. Выход фракций из термолизного дистиллята различных видов сырья Выход,% масс.

лива 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 оС) 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.

Исследования по изучению возможности применения твердого остатка жидкофазного термолиза нефтешламов (ТОЖТН) в производстве строительных материалов и изделий проводились на базе лаборатории строительных материалов кафедры «Строительные конструкции» УГНТУ.

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.

Были проведены опытно-промышленные исследования, подтвердившие возможность получения с использованием нефтешлама качественных топливных композиций. Для этого применялся промышленный гидроакустический аппарат СГД-3, выбор которого обусловлен высокими показателями диспергирования при малом энергопотреблении ( 5 кВт/ч вместо 50 кВт/ч для дезинтеграторов) данных аппаратов, кроме того они являются наиболее технологичными применительно к нефтехимическим гетерофазным процессам: их можно расположить или в самой рабочей емкости, или подключить в трубопровод, питающий аппараты.

Для создания топливной композиции использовался нефтешлам из шламонакопителя ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» и топочный мазут М 100 того же завода. Нефтешлам имел следующие характеристики: вязкость условная при 80о С – 2,11; плотность при 20о С, кг/ м3 – 975; содержание нефтепродуктов - 34,5 % мас., воды- 60,7 % мас., механических примесей – 4,8 % мас. Основные характеристики мазута М 100 : вязкость условная при 80 о С – 2,57; плотность при 20о С, кг/ м 3 – 938; содержание воды % мас. - отсут.; механических примесей - 0,07; содержание серы % мас.– 0,95.

На первом этапе эксперимента, на аппарате были обработаны смеси мазут: нефтешлам следующего состава: 20:1; 10: 1; 7: 1; 4: 1; 3: 1; 2: Перед обработкой на аппарате СГД –3 мазут и нефтешлам предварительно нагретые до 80 о С смешивали в нужном соотношении. После гидроакустического воздействия пробы свежеприготовленных эмульсий ставились на отстой в термостате при температуре 40 о С. Каждые десять суток пробы анализировались под микроскопом. Обработка данных проводилась путем прямого измерения размеров глобул воды (использовалось предметное стекло с микро метрической шкалой), с последующей статистической обработкой и вычислением среднеарифметического диаметра глобул.

Как показал анализ данных преобладающий размер глобул воды для всех проб составляет 1-4 мкм, а диаметр частиц уменьшается до коллоидной степени дисперсности и в среднем составляет 1-2 мкм. Общее наблюдение продиспергированных образцов велось на протяжении шести месяцев, и показало что все топливные смеси имеют хорошую агрегативную устойчивость.

На втором этапе эксперимента, учитывая высокую стабильность нефтешлама, и основываясь на том, что в нефтешламе, как и в тяжелых остатках, присутствуют природные эмульгаторы – смолы, асфальтены, высокоплавкие парафины, а также стабилизирующие эмульсию механические примеси, то изучалась возможность создания стабильных эмульсий без привлечения мазута извне после предварительного частичного обезвоживания. Для этого применявшийся на первом этапе нефтешлам был частично обезвожен двумя способами: термохимическим обезвоживанием с использованием композиционного деэмульгатора и физическим обезвоживанием нерастворимым реагентомдеэмульгатором с близкими значениями по содержанию воды после обработки. В среднем нефтешлам для обоих проб имел состав: содержание нефтепродуктовой части - 55 % мас., воды - 41 % мас., механических примесей - % мас. После обработки на аппарате СГД-3 пробы исследовались на фазовую устойчивость по стандартной методике нагревом в сушильном шкафу при температуре 80оС в течение 24 часов. Анализ полученных результатов показал, что из нефтешлама после предварительного термохимического обезвоживания не возможно получить агрегативно- устойчивую эмульсию. Причина связана с десорбцией и проявлением активности ранее «связанного» механическими примесями и природными стабилизаторами деэмульгатора в результате гидроакустического воздействия. Нефтешлам частично обезвоженный нерастворимым деэмульгатором показал высокую агрегативную устойчивость после обработки его на аппарате СГД-3. В данном случае полученную гомогенизированную водотопливную композицию можно использовать вовлекая в поток котельного топлива завода и получая товарный топочный мазут (соответствую щей ГОСТ), а так же в качестве жидкого топлива на нефтезаводских печах или на обогреваемых горизонтальных кубах жидкофазного термолиза.

Полученные результаты проведенных исследований подтвердили возможность использования гидроакустического аппарата для создания высокостабильных топливных композиций с применением нефтешлама.

Четвертая глава посвящена детальной разработке процессов по переработке нефтешламов и их промышленному оформлению. Приведены результаты обследования шламонакопителей ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» на основании которых предложена комплексная технология утилизации нефтешламов состоящая из двух технологических цепочек для нефтеэмульсионного и донного нефтешлама ( рис.6).

Первая технологическая цепочка включает в себя процессы предварительной подготовки (обезвоживания и удаления механических примесей) нефтяного шлама и последующего вовлечения в тяжелые котельные топлива. На рис.7. представлена принципиальная технологическая схема предварительной подготовки нефтешлама нерастворимым реагентом – деэмульгатором.

Аппараты механического смешения Р-1,2 конструктивно представляют собой якорную мешалку. По результатам проведенных исследований разработан и представлен сводный технологический цикл работы данных аппаратов.

В отстойнике Е-1 происходит отделение воды и частично захваченного реагента-деэмульгатора от нефтешлама, а в Е-2 отделение воды от деэмульгатора. Подготовленный, таким образом, нефтешлам используется в качестве сырья процесса жидкофазного термолиза либо в качестве компонента котельного топлива.

На рис. 8 и 9 представлены принципиальные технологические схемы процесса утилизации нефтяного шлама методом компаундирования его с мазутом. Для получения товарной топливной композиции были разработаны 2 варианта утилизации нефтяного шлама.

Термохимическое обезвоживание Шламонакопитель Вода Вовлечение в котельные Нефтеэмульсионный шлам топлива Обезвоживание нераствориДонный нефтешлам мым реагентом Вода Газойлевая фракция Керосиновая фр-я Жидкофазный Компоненты топлив Бензиновая фр-я и профилактических термолиз смазок Твердый Производство строиостаток тельных материалов Вода Рис.6. Схема комплексной технологии утилизации нефтешламов Т-Б-1 Б-Ф-Е-Е-Ш-Р-1 Р-Е-Н-Н-6 Н-1 Н-2 Н-3 Н-Рис. 7. Принципиальная технологическая схема предварительной подготовки нефтешламов с помощью нерастворимого реагента – деэмульгатора:

Ш-1 – шламонакопитель; Ф-1 - фильтр грубой очистки; Т-1 – теплообменник;

Р-1,2 - аппарат механического смешения; Б-1 – бункер нерастворимого реагента-деэмульгатора; Б-2 – бункер гелеобразующего реагента; Н-1-6 – насосы;

Е-1,2 – отстойники ; Е-3 – емкость подготовленного нефтешлама Первый вариант – схема без предварительной подготовки (обезвоживания) нефтешлама. Учитывая, что в мазуте получаемом на НПЗ вода отсутствует, то количество вовлекаемого нефтешлама будет лимитироваться максималь но допустимым содержанием воды по ГОСТ в товарном котельном топливе.

По данной схеме утилизация нефтешлама происходит практически без потерь.

В данной схеме осуществляется нагрев нефтешлама до 60 0С в теплоообменнике Т-1 перед емкостью Е-1 с целью отделения «несвязанной» воды (атмосферных осадков и т.д.)., а для увеличения эффекта гомогенизации, смесь мазута и нефтяного шлама перед гидроакустическими аппаратами нагревается до 80 0С.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»