авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

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

-- [ Страница 4 ] --

Тарельчатые ректификационные колонны позволяют обеспечить более тонкое разделение углеводородов на фракции. Рассмотрены последовательная однократная непрерывная дистилляция, многоколонная ректификация, одноколонная и двухколонная ректификация с промежуточным отбором фракции. Технологическая схема последовательной однократной непрерывной дистилляции проста, но характеризуется невысокой разделительной способностью, и невозможностью получения чистых продуктов. Схема многокомпонентной ректификации применяется для получения фракций высокой степени чистоты (х2=0,975 м.д.), но используется на крупных нефтеперерабатывающих предприятиях. Сравнительный анализ показал, что наиболее подходящей для утилизации нефтепромышленных отходов методом их разгонки на технологически полезные нефтепродукты является ректификационная установка с промежуточным отбором фракций. Она позволяет отбирать фракции постоянного состава при заданной температуре их кипения. Недостатком является коксование легких фракций при значительном перепаде температур в колонне. Заброс тяжелокипящих фракций в укрепляющую часть колонны существенно снижает интенсивность массообмена и приводит к снижению КПД тарелок верхней части колонны. Для устранения этого недостатка предлагается технологическая схема двукратной ректификации, представленная на рисунке 9. В этом случае в колонне КР1 происходит разделение светлых и темных фракций, по ключевым компонентам: ДТ-ВГ (дизельное топливо - вакуумный газойль), при этом светлая фракция поступает в колонну КР2, где она окончательно разделяется на три компонента: Б+К+ДТ (бензин + керосин + дизельное топливо). Таким образом, достигается нормализация температурного режима работы установки и высокое качество компонентного разделения.

  Принципиальная технологическая схема двукратной ректификации: Б –-20

Рисунок 9 – Принципиальная технологическая схема двукратной ректификации:

Б – бензин, К – керосин, ДТ – дизельное топливо, ВГ – вакуумный газойль, Г – гудрон,

КР – колонна ректификационная, Q – поток пара

Методика определения числа теоретических ступеней для выбранной ключевой пары ДТ-ВГ приведена на рисунке 10. Разделение смеси проходит до хо=0,025м.д. и х2 =0,975 м.д., этому процессу соответствует флегмовое число R=0,57 и число теоретических тарелок: в укрепляющей колонне Nтеор = 2,91 и в

отгонной – Nтеор = 5. Принимаем число действительных тарелок Nдейств = 16, диаметр колонны Дк = 0,6 м и расход тепла в колонне КР1 Q1 = 80 кВт.

Рисунок 10 – Определение числа теоретических ступеней для пары ДТ – ВГ.

отгонной – Nтеор =5. Принимаем число действительных тарелок Nдейств=16, диаметр колонны Дк=0,6 м и расход тепла в колонне КР1 Q1=80 кВт.

В колонне КР2 количество исходной смеси (светлые нефтепродукты) составляет для конденсата: бензиновой фракции – 0,06255 кг/с; керосиновой фракции –0,16 кг/с; дизельного топлив–0,215 кг/с. Это соответствует концентрациям: х1К=0,40 м.д. и х1ДТ=0,38 м.д. Для разделения смеси Б-К-ДТ по фракциям необходимо иметь в укрепляющей колонне Nтеор=3 (Nдейств=6), в отгонной колонне –Nтеор=5 (Nдкйств=10), расход тепла составит Q2=145,76 кВт, диаметр колонны Дк=0,4м. При необходимости разделения смеси ВГ+Г в состав технологической схемы включается колонна КР3. использование колонны КР3 целесообразно в том случае, если имеется потребность в разделении фракции ВГ+Г на две составляющие: ВГ и Г или для разработки технологии по извлечению парафинов, нафтенов и др. компонентов тяжелокипящей фракции.

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)

  К выбору количественной добавки гидрофобизированного реагента для-23

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:

, (7)

При разработке физической модели неизотермической хемосорбции были сделаны следующие допущения:

  • неизотермичность процесса учитывается зависимостью:

(8)

где - температура регенерированного абсорбента; GH2S; GСО2 – количество поглощенных H2S и СО2; rH2S; rCO2 – теплота абсорбции H2S и CO2; W – количество абсорбента; Du – количество сырого газа; Сабс, Сг – теплоемкость абсорбента и газа соответственно; , – температура газа на входе и выходе из абсорбера;

  • общая степень насыщения абсорбента кислыми компонентами природного газа складывается из физической () и химической () степеней насыщения;

(9)

  • 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.

Расчет неизометрической абсорбции H2S и СО2 водным раствором МДЭА ведется для нижней части колонны (1 ступень). Потоки очищаемого газа D, абсорбента W и их соответствующие концентрации , 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:

для H2S: (10) для СО2: (11)

Совместное влияние H2S и СО2 на хемосорбцию учитывается соотношением

(12)

Равновесная концентрация за счет физической абсорбции может быть выражена:

- для H2S: ; ; (13)

- для СО2: (14)

суммарная емкость абсорбента(8) :

Материальный баланс 1 ступени:

по H2S: откуда (15)

по СО2: откуда , (16)

Тепловой баланс по 1 ступени позволяет определить температуру на следующей ступени: (17)

где ; ; Cабс = асМДЭА + (1 – а)с

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 0,300,65, 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

Дата 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


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.