Примерные размеры и характеристические названия приведены ниже:

1-й - нефтемазутный, (ловушечная нефть) состоит практически из мазута, и его толщина составляет от 3ч5 до 20ч30 см;

2-й - водный слой, состоит из воды толщиной порядка 50ч150 см, в объеме которого происходит оседание суспензионно-углеводородных агрегатов и всплытие эмульсионных и капельных углеводородов;

3-й - свежешламовый черный слой, толщиной порядка 20ч50 см, преимущественно состоящий из «мазутных» углеводородов, увлеченных к оседанию твердыми механическими примесями;

4-й - эмульсионно-шламовый слой, толщиной порядка 30ч100 см., в котором углеводороды находятся в сложном суспензионно-эмульсионном агрегатном состоянии, причем механические примеси преимущественно микронного размера;

5-й - суспензионно-шламовый слой, толщиной порядка 80ч150 см, характеризующийся содержанием механических примесей размером более десятка микрон; углеводороды находятся в основном в адсорбированном состоянии.

6-й - битумно-шламовый слой, толщиной порядка 30ч60 см, состоящий практически из спрессованной смеси тяжелых углеводородов и механических примесей [1].

Представленная характеристика слоев является довольно условной, по размерам слоев достаточно размыта и не всегда имеет четкие переходы от одного вида к другому, однако тенденция деления по приведенным характеристикам имеет выраженный характер.

Нефтемазутный слой требует своего возврата в технологический цикл НПЗ на переработку, поскольку практически на 97ч99 % является чистым нефтепродуктом, и мы в дальнейшем этот слой из понятия «нефтешлам» и из проводимого в данной работе анализа исключаем. Водный слой является технологическим - вода осветляется отстоем: легкие взвеси всплывают, тяжелые - осаждаются.

Собственно, нефтешламовыми являются слои с 3 по 6. Они имеют достаточно выраженные внешние характеристики.

Свежешламовый слой (3-й) имеет ярко выраженный черный цвет из-за высокого содержания еще не всплывших «мазутных» углеводородов, довольно подвижен, с эмульсионно-суспензионной агрегативной структурой, подверженной механическому разрушению.

Эмульсионно-шламовый слой (4-й) имеет темно-серый цвет, высокую вязкость, характерную для концентрированных эмульсий, подвержен разрушению при интенсивном механическом воздействии и разбавлении водой.

Суспензионно-шламовый слой (5-й) светло-серого цвета с ярко выраженными пластично-вязкостными свойствами, характерными для паст и мастик, от механического воздействия практически не разрушается.

Битумно-шламовый слой (6-й) серо-черного цвета, не текуч, трудно подвижен, для перемещения требует применения высоких температур и больших механических усилий, водой практически не разбавляется [1].

Из приведенных данных следует, что в процессе переработки шламов могут быть применены различные технологические приемы в зависимости от их физико-механических характеристик. Особенно остро стоит вопрос о разработке методов, технологии и видов оборудования, с применением которых необходимо решать вопросы забора нефтешламов из прудов-отстойников.

3.1.1 Методики отбора проб и анализа нефтешламов

Для отбора нефтешламов по слоям так сильно отличающихся своими вязкостными свойствами, подходит только механический пробоотборник поршневого типа. Отбор пробы из слоя 6 осуществлялся посредством бура. Из слоев 3, 4 и 5 были отобраны представительные образцы проб в объеме от 2 до 5 литров. Карта отбора проб и номера образцов проб приведены на рисунке 5.

Методика подготовки проб к проведению анализа имеет существенное значение. Для нефтешлама характерно трехфазное состояние: две несмешивающиеся жидкости - вода и углеводороды, и твердая фаза в виде механических примесей. На этом этапе рассуждений мы не будем брать во внимание всего многообразия растворимых в воде примесей.

Еще более сложным, с точки зрения физико-химического и агрегативного механизма воздействия всех трех фаз, представляется наличие в нефтешламе естественных ПАВ, азеотропов, взаиморастворимых систем, химических связей и т.п. Очевидно, что нет единого универсального метода, который позволил бы достаточно эффективно разделить нефтешлам на три фазы, как на единичные составляющие [16].

Рассмотрим некоторые из возможных методов разделения нефтешламов.

Разбавление водой. Позволяет осадить механические примеси, в основном выделить углеводородную фазу. Содержание водной фазы определяется по разности.

Растворение углеводородом. Позволяет в основном (в зависимости от типа растворителя) извлечь углеводороды, выделить воду и осадить механические примеси. Содержание углеводородной фазы определяется довольно сложными расчетами в зависимости от технологии регенерации растворителя.

Температурное воздействие. Можно выделить три режима:

- Перегонка воды;

- Перегонка углеводородов;

- Пиролиз механических примесей, и адсорбированных на них углеводородов.

Достаточно сложный и тонкий метод, однако дает возможность прямых подсчетов состава.

Механическое воздействие. Основано на методах первоначального выделения твердой фазы в сепараторах, центрифугах, фильтрах, но из-за высокого уноса жидких фаз применяется только в сочетании с другими технологиями.

Рисунок 5 - Карта отбора проб и номера образцов проб на плане и разрезе отстойника.

Физико-химические. Введение деэмульгаторов и ПАВ, снижающих адсорбционное взаимодействие ингредиентов, в сочетании с другими методами может дать положительный результат, достаточно сложные расчеты. Применяется в сочетании с другими технологиями.

Универсальные методы сочетают вышеупомянутые в различных вариантах с получением максимально достоверных результатов [5].

3.1.2 Метод разбавления - растворения

Был разработан и применяется универсальный метод разделения нефтешламов на фазовые составляющие. Навеска нефтешлама в количестве 50 г. разбавлялась горячей водой (при 85ч95 ⁰С), взятой в объеме 500 мл. Разбавленный нефтешлам, с целью разрушения эмульсионно-суспензионных агрегатов, обрабатывался гидроакустическим диспергатором с регулируемой энергетикой воздействия до зрительно фиксируемого перехода нефтешлама из эмульсионного состояния в состояние выделения механических примесей в виде хлопьев и дисперсного осадка.

Подготовленную таким образом пробу отстаивали в цилиндре в течение 24 часов для разделения на фазы: углеводородную, водную и осадок. Углеводородная фаза от воды отделялась в делительной воронке. Осадок подсушивался в сушильном шкафу при температуре 90 ⁰С в течение 2ч3 часов, определялся вес осадка и для того, чтобы извлечь углеводороды, промывался на фильтре подогретым толуолом (при 50 ⁰С). Фильтр высушивался в сушильном шкафу при 60 ⁰С в течение 1ч2 часов.

По результатам весового анализа подсчитывался материальный баланс распределения углеводородной фазы и количество механических примесей. Количество водной фазы определялось по разности вычитанием из 100 % суммы углеводородов и механических примесей. Погрешность метода оценивается в пределах 2ч3% из-за адгезии нефтепродуктов к химико-аналитическому оборудованию.

Результаты анализа проб нефтешламов по фазовому составу, определенному по методу разбавления-растворения, приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Фазовый состав нефтешламов, определенный методом разбавления-растворения.

№ образца проб	Наименование слоя	Содержание фаз, % масс.
		Углеводородная фаза	Механические примеси	Водная фаза
1 2 3 4	Свежешламовый черный	15,0 14,0 16,0 15,0	8,0 6,0 7,0 8,0	77,0 80,0 77,0 77,0
5 6 7 8	Эмульсионно-шламовый	17,0 16,0 15,0 13,0	9,0 7,0 7,0 8,0	74,0 77,0 78,0 79,0
9 10 11 12	Суспензионно-шламовый	19,0 18,0 16,0 14,0	11,0 8,0 6,0 7,0	70,0 74,0 78,0 79,0
13 14 15 16	Битумно-шламовый	23,0 21,0 17,0 13,0	17,0 27,0 24,0 35,0	60,0 52,0 59,0 52,0
Ср.	Образцы водного слоя	0 - 0,5	0 - 0,01	100 - 99,5

Из приведенных данных видно, что содержание углеводородной фазы в нефтешламах достаточно высокое, причем прослеживается тенденция: с увеличением глубины залегания слоя количество углеводородов и механических примесей в нем увеличивается, содержание воды снижается.

В качестве основного замечания следует высказать методические трудности, встретившиеся при выделении углеводородов из нефтешламов. Нефтешламы из свежешламового слоя выделяются при легком гидромеханическом воздействии, при разбавлении водой уже при 1,5ч2-х кратном соотношении. Эмульсионно-шламовый слой требует более интенсивного гидромеханического разрушения, при этом и количество воды для разбавления требуется в 2ч3 раза больше, чем для свежешламового. Нефтешлам суспензионно-шламового слоя не теряет своей агрегативной устойчивости даже при разбавлении практически кипящей водой в 10 раз и довольно интенсивном гидромеханическом воздействии. Разрушение структуры начинает происходить только после редиспергирования, через зарождение новой эмульсии [1].

3.1.3 Метод разгонки-растворения

Проба нефтешлама помещается в колбу Энглера и проводится стандартная разгонка с определением выделившейся в приемнике из дистиллята углеводородной фазы. Другая часть дистиллята была водной фазой. После прекращения выхода дистиллята (до 300 ⁰С) обогрев колбы отключали, остужали сухой остаток (механические примеси) в которых по вышеописанной методике определяли количество растворимых в толуоле углеводородов. Содержание углеводородов в нефтешламе в целом определяли как сумму углеводородов дистиллятных и растворимых из сухого остатка. Количество механических примесей определялось по убыли веса за счет растворения углеводородов. Погрешность метода определяется в 2ч4 % в основном из-за возможных потерь, не сконденсировавшихся паров. Фазовый состав образцов нефтешламов, определенных по этой методике приведен в таблице 7.

Таблица 7 - Фазовый состав нефтешламов, определенный методом разгонки-растворения

№ образцов проб	Наименование слоя	Содержание фаз
		Углеводородная фаза	Механические примеси	Вводная фаза
1 2 3 4	Свежешламовый	18,0 17,0 15,0 10,0	8,0 12,0 17,0 12,0	74,0 71,0 68,0 78,0
5 6 7 8	Эмульсионно-шламовый	17,0 16,0 15,0 13,0	9,0 13,0 16,0 12,0	74,0 71,0 69,0 75,0
9 10 11 12	Суспензионно-шламовый	20,0 17,0 15,0 13,0	18,0 13,0 16,0 22,0	62,0 70,0 69,0 65,0

Сравнение результатов анализов (таблицы 6 и 7) показывает, что по содержанию углеводородов они полностью коррелируются между собой. Погрешность определения количества углеводородной фазы методом разбавления-растворения несколько выше, поскольку не всегда четко удается определить и разделить фазы на их границе.

Сходимости результатов определения содержания механических примесей в разработанных нами методах практически нет, хотя по тенденции их увеличения, по глубине залегания слоя они полностью коррелируют. Количество механических примесей, определяемых методом разгонки-растворения, практически в 1,5ч2 раза выше, чем методом разбавления - растворения. Это можно объяснить тем, что при разбавлении минеральные водорастворимые примеси вымываются водой, при этом можно говорить и об уносе мельчайших механических частичек. При применении метода разгонки-растворения все механические примеси концентрируются в остатке. Промывание остатка толуолом не приводит к потере самих механических примесей. Именно этим можно объяснить, что данный метод дает повышенное количество содержания механических примесей. На практике целесообразно применять оба метода, хотя следует признать, что метод разгонки-растворения позволяет, не только достаточно быстро и точно определить балансовое количество углеводородной фазы, но и косвенно определить потенциальное содержание фракций [1].

3.1.4 Физико-химические характеристики нефтешламов

В качестве основных физико-химических характеристик усредненных проб нефтешламов следует назвать те, которые позволяют оценить возможный потенциал углеводородов, их ассортиментную предрасположенность, возможную технологичность. К сожалению, из-за объективных трудностей не удалось изучить вязкостно-пластические свойства нефтешламов и пришлось ограничиться только субъективными характеристиками, на основе которых дана классификация нефтешламов по слоям.

Плотность определялась стандартным пикнометрическим методом, причем предпочтительнее использовать пикнометры возможно большего объема. Фракционный состав определяли перегонкой по стандартной методике Энглера. Поскольку водная и углеводородная фазы отгоняются, то целесообразно фиксировать уровень границы раздела фаз в цилиндре-приемнике. Физические характеристики нефтешламов приведены в таблице 8.

Таблица 8 - Физические характеристики нефтешламов

Характеристики и показатели	Эмульсионный нефтешлам	Суспензионный нефтешлам
Плотность, г/см3	1,025	1,030
Фазовый состав усредненных проб, %масс.	Углеводородная фаза	15,0	17,0
	Мех. примеси	14,0	18,0
	Водная фаза	71,0	65,0
рН водной фазы	6,8	5,9
Температура начала кипения, 0С	88	98
Вязкостная характеристика	эмульсия, слегка подвижна	паста, не течет
Кратность разбавления водой до начала выделения одной из фаз, V воды : V шлама	2-31	4-8 1
Фракционный состав выкипает (водная + углеводородная фаза % об.) при температуре, 0С	10 20 30 40 50 60 70 80 85	102 106 114 125 138 178 209 239 255	127 146 155 160 173 199 230 271 275

На основании полученных данных можно утверждать, что потенциальное содержание углеводородов в усредненных пробах нефтешламов по слоям достаточно высокое и достигает значений 15ч17%. Из-за практически неподвижного пастообразного состояния нефтешламов технология их забора из отстойника, перекачки и переработки потребовала специальной разработки.

Для определения ассортиментной направленности технологической переработки выделенных из нефтешламов углеводородов были изучены их физико-химические свойства, стандартными методами. Изученные свойства приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Физико-химические свойства углеводородной фазы

Показатели	Углеводороды выделены
	Метод № 1	Метод № 2
Плотность, г/см3	0,92	0,89
Коксуемость, %масс.	3,2	2,1
Вязкость, с Ст при 200С	84	3,3
Содержание серы, % масс.	1,2	0,3
Содержание воды, %масс.	2,4	0,1
Содержание мехпримесей, %масс.	3,1	отс.
Йодное число, г J2/100г	6,7	13,6
Температура вспышки, 0С	88	52
Температура застывания, 0С	-14	-18
Фракционный состав, НК, 0С,	выкипает % объем при температуре, 0С 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Конец кипения, 0С (%)	98 184 250 282 296 317 332 342 356 388 388(96)	84 172 243 262 288 310 321 330 351 380 381(95)
Групповой химический состав, % парафинонафтеновые ароматические смолы асфальтены	48,2 36,5 13,7 1,6	51,1 44,7 4,2 отс.

С углеводородной фазой, выделенной методом 2 (разгонки-растворения) из усредненных проб нефтешламов, был проведен хроматомасспектрометрический анализ с определением состава индивидуальных углеводородов.

Из данных расшифровки хроматомасспектров видно, что из углеводородной фазы эмульсионного нефтешлама определено около ста индивидуальных углеводородов от С₆ до С₂₆. Основное массовое количество углеводородов составляют парафиновые нормального строения С₈-С₂₀ - порядка 46,7%. Углеводородов изостроения и ароматического основания примерно в 2 раза меньше - 21,2 % и 24,6 % соответственно. Среди «неприятных» углеводородов встречается фенол - 0,23 %. Сернистые соединения не определились.

В углеводородах, выделенных из суспензионного нефтешлама, определено 263 углеводорода от С₆ до С₃₀. Основную массу составляют парафиновые углеводороды изостроения - 41,2 % и достаточно большое количество ароматических углеводородов - 33,7 %, парафинов - 15,2 %. Сернистых соединений также не выявлено, возможно, это связано с типом катализатора в колонке, поскольку обычный метод определения серы показывает, что содержание сернистых достигает 1,3 % масс [1].

В целом по своим свойствам выделенная из нефтешламов органическая часть отвечает требованиям, предъявляемым к сырью для производства керосино-дизельных фракций.

3.1.5 Свойства механических примесей

Механические примеси в нефтешламах довольно разнообразны по природе их происхождения, размерам, структуре, физико-химическим свойствам. В данной работе мы рассматриваем ту часть механических примесей, которая может забираться из отстойника через сетку с ячейкой 1х1см и перекачиваться центробежным насосом. Природа механических примесей довольно сильно отличается по своим характеристикам и свойствам при переходе от слоя к слою. В эмульсионных слоях нефтешлама механические примеси находятся в основном в виде микронных частиц, в суспензионном слое гораздо чаще встречаются примеси песка с размерами частиц 5-10 мм. Некоторые свойства механических примесей, выделенных методами 1 и 2 из слоев эмульсионного и суспензионного, приведены в таблице10.

Таблица 10 - Свойства механических примесей

Показатели	Метод 1	Метод 2
	Эмульсионный нефтешлам	Суспензионный нефтешлам	Эмульсионный нефтешлам	Суспензионный нефтешлам
Выход из нефтешлама, % масс.	8,0	10,0	13,0	7,0
Содержание в механических примесях, % масс.: растворимых в толуоле растворимых в воде	15,0 -	17,0 -	1,0ч33,0 7,0	4,0ч2,0 17,0
Выход золы при прокалке (900 0С), % масс.	47,0	53,0	31,5	40,0
Химический состав, % масс.: Кремний Кальций Железо	12,0 7,0 3,0	0,0 8,0 5,0	14,0 12,0 7,0	2,0 13,0 6,0
Фракционный состав, % масс.: фракций более 0,45 фракций менее 0,45	- 68,0	86,0 -	шлак	шлак

Из таблицы видно, что основные признаки, характеризующие свойства механических примесей зависят от метода их выделения. Исходя из принципов максимальной экологической безопасности и получения максимального количества товарного нефтепродукта, очевидно, нужно выбрать метод, которым извлекается максимальное количество углеводородов. Однако здесь приоритетным должен стать фактор технологичности и энергетических затрат, которые и должны показать наиболее эффективный метод.

В разрабатываемой технологии главными являются стадии процесса по забору, подъему, транспортировке и разделению нефтешлама с выделением максимально чистых ингредиентов, т.е. углеводородная фаза должна содержать минимально возможные количества, как механических примесей, так и воды, а механические примеси - минимально возможное количество углеводородов и воды. Однако, принимая во внимание, что технологичность переработки механических примесей зависит от содержания в них воды, то и разрабатывать процесс придется при переделке механических примесей в виде подвижной суспензии, пасты или сухой, рассыпчатой или спекшейся массы [1].

3.2 Способы утилизации нефтешламов

Все известные технологии переработки нефтешламов по методам переработки можно разделить на следующие группы:

- Термические - сжигание в открытых амбарах, печах различных типов, получение битуминозных остатков;

- Физические - захоронение в специальных могильниках, разделение в центробежном поле, вакуумное фильтрование и фильтрование под давлением;

- Химические - экстрагирование с помощью растворителей (отвердение с применением цемента, стекла, глины) или органических (эпоксидные и полистирольные смолы, полиуретаны и др.) добавок;

- Физико-химические - применение специально подобранных реагентов, изменяющих физико-химические свойства, с последующей обработкой на специальном оборудовании;

- Биологические - микробиологическое разложение в почве непосредственно в местах хранения, биотермическое разложение [34].

Основным направлением в области переработки нефтешламов, является их механическое разделение на составные части: воду, механические примеси, нефтепродукты.

Сложность переработки нефтешлама обуславливается наличием следующих факторов:

- нефтешлам представляет собой эмульсию, трудно подвергающуюся сепарированию;

- нефтешлам имеет свои особенности в плане создаваемой ими опасности для окружающей среды;

- нефтешлам является очень эрозионным продуктом, требующим предварительной фильтрации и применения аппаратов из высококачественных сортов металла.

Из всех существующих методов по утилизации и переработки нефтешламов, наиболее эффективными являются:

- передача предприятию, которое производит из нефтешлама брикетированные торфяные продукты для топлива;

- химическое обезвреживание (перевод из 2 в 4 класс опасности). В этом случае нефтепродукты, содержащиеся в нефтешламе, связываются с помощью подаваемого реагента (негашеная известь и ПАВы (CaO - 92-93%, СМС - 7-8%), в результате чего получается нетоксичный осадок, который потом может применяться как строительный материал [11]. Образующийся в результате механической очистки, в радиальном отстойнике осадок - шлам, имеет влажность 98% и содержит сухих веществ - 1,85%. Выпуск шлама в накопитель - сосредоточен, осуществляется через водоспускной колодец.

- механическое разделение на составные части: воду, механические примеси, нефтепродукты с помощью специального оборудования(центрифуги, сепараторы) [36]

Разрушение устойчивых водно-масляных эмульсий механическим способом основано на технологических приемах искусственного изменения концентраций дисперсной фазы эмульсии с последующей коалесценцией мелких капель этой фазы. Для осуществления операции межфазного разделения жидко-вязких нефтешламов в настоящее время, разработано большое количество технологических аппаратов, включая сепараторы, центрифуги, гидроциклоны различных конструкций. Нередко в качестве эффективного способа механического разделения обратных эмульсий служит метод фильтрования. Достоинством данного метода является высокий выход товарной нефти, а недостатком - дороговизна оборудования.

Химический способ разделения нефтяных эмульсий с целью регенерации и повторного использования углеводородных продуктов по их прямому назначению (легкие фракции нефтепродуктов, масла и т.д.) основан на использовании специальных поверхностно-активных веществ (ПАВ), играющих роль деэмульгаторов. Основным недостатком данного метода является стоимость реагентов и их высокий расход на тонну нефтешлама.[36].

Поскольку практически все жидкие углеводороды легче воды, расслоение нефтеэмульсий сопровождается образованием на их поверхности слоя, состоящего практически из одних нефтепродуктов (обводненность менее 5%), и позволяет легко с технологической точки зрения собрать их для дальнейшей утилизации. В качестве ПАВ коллоидного типа могут выступать полиэлектролиты, среди которых в первую очередь следует отнести соли высокомолекулярных сульфокислот [34].

Исходя из физико-механических особенностей коллоидных ПАВ, необходимо проводить целенаправленный выбор деэмульгатора нефтеэмульсий в каждом конкретном случае.

Большинство резервуарных нефтешламов подлежат прямой утилизации в процессах изготовления дорожных и строительных материалов в качестве сырья. Входящие в состав нефтешламов смолы, парафины и другие высокомолекулярные соединения обладают, как известно, поверхностно-активными и вяжущими свойствами. Именно эту особенность нефтешламов можно эффектно использовать при их утилизации. Обладая высокой адсорбционной способностью, жидко-вязкие нефтешламы сравнительно легко распределяются по поверхности практически любой дисперсный минеральной фазы. При этом благодаря физико-химическому взаимодействию нефтешлама с минеральной дисперсной средой, происходит хемосорбционное поглощение загрязнителей, в том числе окислов тяжелых металлов, минеральной матрицей и их обезвреживание. Процессы преобразования таких коллоидно-дисперсных систем в дорожно-строительные материалы могут регулироваться с помощью специально подобранных реагентов для получения экологически безопасных композиций с нужными технологическими характеристиками [36].

Одним из наиболее распространенных реагентов в практике утилизации нефтешламов служит окись кальция или негашеная известь, действие которой основано на ее способности вступать в экзотермическую реакцию с водой.

Особенность этой реакции состоит в том, что она идет со значительной задержкой, ускоряясь при разогреве смеси. Конечные стадии этой реакции сопровождаются образованием пара, а иногда и локальными вспышками. Продуктом реакции является коричневое порошкообразное вещество, состоящее из мелких гранул. Образованный продукт проявляет инертные свойства по отношению к воде и почве, поскольку частицы токсичных веществ-загрязнителей заключены в известковые оболочки-капсулы и равномерно распределены в массе продукта. Материал, изготовленный из таких гранул, обладает высокой плотностью, водонепроницаемостью и может выдерживать нагрузки до 90 МПа.

В основе технологии биологической утилизации лежит процесс интенсификации микробиологических процессов окисления углеводородов с использованием специального препарата. Препарат представляет собой тщательно подобранное сообщество микроорганизмов способных эффективно окислять широкий спектр углеводородов нефти, в том числе ароматические углеводороды в широком диапазоне кислотности среды (рН 5,5 - 9,0); температур (5 - 40 0С) и солености среды (до 150 мг/л). Специальные добавки, введенные в состав препарата, значительно активизируют процесс деструкции углеводородов. Препарат способен работать при внедрении в толщину нефтяной пленки, что предопределяет его эффективность при обработке нефтяных шламов.

Процесс обезвреживания нефтешламов осуществляется на специально подготовленной, гидроизолированной площадке. Для дополнительной безопасности площадка должна быть обвалована.

3.2.1 Технологии утилизации нефтешламов в России и за рубежом

В качестве наиболее прогрессивных технологий утилизации нефтешламов можно перечислить некоторые технологии, применяемые в России и за рубежом.

Компанией АСS 530 (США) разработана мобильная система обработки и очистки гряземаслонефтяных отходов МТU 530. Установка смонтирована на базе автомобильной платформы, способна разделять нефтешламы на различные фазы - нефть, вода, твердые вещества - за счет центрифугирования нагретого нефтешлама. Вода пригодна для последующей биологической очистки. Отделенная нефть может быть использована в технических целях, а обезвоженный осадок - для производства строительных материалов. Установка применялась в России для устранения последствий аварии нефтепровода в Республике Коми. Производительность установки - 10 м³/ч по исходному нефтешламу (при концентрации нефти до 65%).

Компанией KHD Humboldt Wedag AG (Германия) предложена технология разделения нефтешламов на фазы с последующим сжиганием шлама. Установка снабжена устройством для забора нефтешлама, виброситом для отделения основной массы твердых частиц, трехфазной центрифугой, сепаратором для доочистки фугата с центрифуги, печью. Производительность установки - до 15 м³/ч по исходному нефтешламу [22].

В АНК «Башнефть»" на нефтешламовых амбарах «Самсык» в НГДУ «Октябрьскнефть» применялась технология, заключающаяся в растворении, нагреве с обработкой химическими реагентами для отделения отстоем воды и механических примесей. Полученная нефть направлялась на дальнейшую переработку [36].

В НГДУ «Туймазынефть» с 1995 г. внедрена и успешно используется установка фирмы «Татойлгаз», основанная на технологии фирмы «Майкен» (Германия). Технология заключается в нагреве нефтешлама, обработке деэмульгаторами, разрушении эмульсии в декантаторе с предварительным отделением воды и механических примесей. Доведение до требуемого качества товарной нефти осуществляется на второй стадии - в испарителе и трехфазном сепараторе [34].

Особый интерес представляет комплексная установка, разработанная Alfa Laval Oil Field, Ltd., позволяющая перерабатывать все виды нефтешламов в ценные товарные продукты. Технология предусматривает фильтрацию нефтешлама для последовательного удаления крупных и мелких частиц, и сепарацию в двухфазной декантатной центрифуге. В результате сепарирования нефтешлам разделяется на твердый осадок и очищенную жидкость, содержащую нефть и воду, которую в свою очередь подают на тарельчатую центрифугу для максимальной экстракции нефти. Благодаря сепарационной переработке нефтешламов решаются проблемы их хранения, освобождаются дорогостоящие резервуары и площади [35].

3.2.2 Основные принципы сепарации

Сепаратор применятся для следующих целей:

- удаление из жидкости твердых частиц;

- разделение двух нерастворимых друг в друге жидкостей с различной плотностью при одновременном удалении твердых включений;

- удаление из жидкости твердых включений и их концентрирование.

Сепарация может происходить под действием силы тяжести и под действием центробежных сил. В первом случае смесь жидкостей, помещенная в стационарную емкость, будет медленно очищаться по мере того, как тяжелые частицы смеси будут осаждаться на дно под действием силы тяжести. Более легкая жидкость будет подниматься вверх, а более тяжелая вместе с твердыми включениями опускаться вниз.

Непрерывная сепарация и осаждение могут быть достигнуты в отстойном чане, выходные патрубки которого расположены на уровнях, соответствующих различным плотностям двух жидкостей. Более тяжелые включения, находящиеся в смеси жидкостей, будут осаждаться и образуют слой осадка на дне чана.

Центробежная сепарация происходит следующим образом. Во вращающемся барабане сила тяжести заменяется центробежной силой, которая превышает силу тяжести в несколько тысяч раз. Сепарация и осаждение протекают непрерывно и очень быстро. Под действием центробежных сил в сепараторе в течение нескольких секунд достигается результат, для достижения которого под действием силы тяжести в отстойном чане потребуются многие часы [6].

3.2.3 Факторы, влияющие на качество и скорость сепарации

Качество и скорость сепарации зависит от следующих факторов:

1 Температура сепарации.

Для некоторых типов технологических жидкостей (например, минеральные масла) высокая температура сепарации способствует значительному повышению производительности. Температура влияет на вязкость и плотность жидкостей, и в течение всего сепарационного процесса должна поддерживаться постоянной.

2 Вязкость.

Низкая вязкость жидкостей способствует сепарации. Снизить вязкость можно за счет нагрева.

3 Разность плотностей.

Сепарация протекает тем легче, чем больше разность плотностей сепарируемых жидкостей. Разность плотностей также увеличивается при нагревании.

4 Пропорциональное содержание сепарируемых фаз.

Увеличение содержания тяжелой фазы в технологической жидкости будет влиять на результат сепарации, изменяя оптимальную производительность транспортировки жидкости внутри пакета тарелок. Увеличение содержания тяжелой фазы можно компенсировать уменьшением производительности с целью восстановления оптимальной эффективности сепарации.

5 Размер и форма твердых частиц.

Частицы круглой или любой ровной формы отделяются легче, чем частицы неправильной формы. Грубое воздействие на частицы во время технологического процесса (например, при перекачке насосом) может привести к дроблению, расколу частиц, что вызовет замедление процесса сепарации. Частицы больших размеров легче сепарируются, чем более мелкие частицы, даже при одинаковой плотности.

6 Производительность.

Производительность определяет время проведения сепарации. Лучшее качество сепарации часто можно достичь, уменьшив производительность, т.е. за счет увеличения времени осаждения.

7 Пакет тарелок.

Небрежное содержание пакета тарелок, наличие деформированных или покрытых слоем осадка тарелок приведет к ухудшению результата сепарации.

8 Деэмульгаторы для разрушения нефтяных эмульсий.

Деэмульгаторы представляют собой синтетические ПАВ, обладающие по сравнению с содержащимися в нефти природными эмульгаторами более высокой поверхностной активностью. Влияние деэмульгатора в процессах обезвоживания и обессоливания заключается в разрушении бронирующего слоя, окружающего капли пластовой воды, и предотвращении его образования вокруг капель вновь подаваемой в нефть промывной воды. Расход деэмульгатора, т.е. количество его в г/т, необходимое для эффективного обессоливания и обезвоживания нефти, является важным технологическим показателем, который зависит от природы нефти и типа самого деэмульгатора [6].

Были проведены сопоставительные испытания эффективности деэмульгаторов марок СНПХ-4204, СНПХ-4410, Диссольван-4411, ALKAN-DE-202, а также определено влияния их расхода на разрушение эмульсий воды в нефти при комнатной температуре (18-25°С) и при рабочих температурах деэмульгатора.

Исследования проводились по следующей методике: в стакан объемом 500 мл наливали 70 мл нефти и 30 мл дистиллированной воды. Содержимое стакана эмульгировали при помощи мешалки в течение 10 минут. Приготовленную эмульсию разливали в градуированные пробирки по 9 мл. Последовательно, начиная со второй пробирки, вводили расчетное количество деэмульгатора и взбалтывали эмульсию в течение 1 минуты. Затем давали отстояться в течение 30 минут при рабочих температурах деэмульгатора. В первой пробирке отстой воды вели без деэмульгатора. По истечении указанного времени замеряли количество воды с точностью до 0,1 мл. Эффективность деэмульгатора оценивалась по отношению объема выделившейся воды к общему ее содержанию в эмульсии.

Заметный положительный эффект наблюдался у деэмульгаторов ALKAN-DE-202 и СНПХ-4204.

Рисунок 6 - Технологическая схема утилизации нефтешлама

3.3 Выбор и обоснование технологической схемы переработки нефтешлама

На Ачинском нефтеперерабатывающем заводе в настоящее время нефтешлам складируется в прудах-отстойниках, поэтому очень остро стоит вопрос переработки нефтешлама. Проанализировав пруды-отстойники, нефтешлам и технологии утилизации нефтешламов, предлагаем следующую схему утилизации представленную на рисунке 6.

Установка переработки нефтешлама предназначена для отделения жидкой смеси нефтяных фракций от твердых включений с целью последующей утилизации, как жидкой, так и твердой фазы. Номинальная производительность комплектной установки по переработке нефтешлама составляет 15 м³/час.

Установка рассчитана на круглосуточный режим работы, исключая время остановки для профилактического обслуживания. Установка может работать, как минимум 7000 часов в год, перерабатывая до 70000 м³ нефтешламов при условии ее бесперебойного снабжения сырьем с номинальной характеристикой:

Содержание свободной нефти	10 - 45 об.%
Плотность нефтяной фазы	до 950 кг/м3
Вязкость нефтяной фазы	до 150 сСт при 50 °С
Допустимое присутствие в нефти парафинов, которые полностью растворяются	при 70°С
Содержание механических примесей	до 30 об.%
Плотность механических примесей	1200-2000 кг/м3
рН	5-8

Изменение параметров номинального сырья будет оказывать влияние на эксплуатационные характеристики и эффективность разделения на сепарирующей установке. Это может привести к снижению ее производительности или к ухудшению качества отсепарированных продуктов.

При правильной эксплуатации установки и ее снабжении нефтешламом с номинальной характеристикой обеспечивается получение следующих продуктов переработки:

- Нефтяная фаза, соответствует требованиям ГОСТ Р 51858-2002 с содержанием воды не более 1% и механических примесей не более 0,05%.

- Влажность кека не более 70%, (кек транспортируется грузовым автотранспортом).

3.4 Описание технологической схемы

Исходный нефтешлам, из резервуаров, мобилизуется заборным устройством плавающего модуля и подается в сырьевой резервуар Р-33 (Р-34), где проходит предварительную подготовку перед подачей на сепарационную установку.

При наполнении резервуара Р-33 (Р-34) до максимального уровня этот резервуар включается в схему предварительной подготовки сырья для сепарационной установки.

После заполнения схемы размыва нефтешлама включается в работу насос Н-101 (Н-102) и налаживается циркуляция по схеме: Р-33 (Р-34) Ф 103 Н-101 (Н-102) Т-3 (Т-4) Р-33 (Р-34). Для предотвращения попадания механических примесей на насосы Н-101 (Н-102), предусмотрен фильтр тонкой очистки Ф 103.

Убедившись в работе схемы циркуляции, производится прием теплоносителя в теплообменник Т-3 (Т-4) и начинается подъем температуры нефтешлама до 30-50 °С. В качестве теплоносителя, в теплообменниках, используется перегретый пар с температурой 190°С. При достижении требуемой температуры и однородности нефтешлама, включаются мешалки, и резервуар подключается к сепарационной установке, а схема подготовки нефтешлама переключается на приемный резервуар нефтешлама.

Исходный нефтешлам из резервуара Р-33 (Р-34) с температурой 20°С поступает на модуль подающих насосов, откуда посредством насосов подается на вибросито, где сырье проходит предварительную очистку от механических примесей. Часть сырья от насосов по линии циркуляции возвращается в резервуар Р-33 (Р-34).

Нефтешлам прошедший вибросито поступает в буферную емкость Т002. Осадок, разрушенный виброситом, транспортируется конвейером в приемный контейнер. Для улучшения процесса отделения механических примесей, нефтешлам из буферной емкости Т 002 посредством модуля насосов подается в теплообменник, где он подогревается до температуры 85 °С и возвращается на вибросито. В качестве теплоносителя используется горячая вода, подогретая на пароводяном теплообменнике до температуры 150 °С.

При достижении температуры нефтешлама 50 °С в емкости Т 002, он поступает на следующую ступень. Из емкости Т 002 нефтешлам с температурой 50 ⁰С подается на декантер, где происходит частичное отделение механических примесей. После декантера нефтешлам поступает самотеком в промежуточную емкость Т 005. Откуда посредством насоса подается на теплообменники, где подогревается до температуры 95 ⁰С и подается на Модуль сепаратора Fох I5.

На основной стадии процесса в высокоскоростном тарельчатом сопловом сепараторе сырье разделяется на смесь нефтяных фракций, воду и механические примеси. Отсепарированная смесь нефтяных фракций под остаточным напором поступает в товарную емкость Т 220.1 расположенную в нижней части рамы сепаратора, откуда насосом модуля сепаратора откачивается в резервуары готовой продукции. Вода и механические примеси собираются в буферной емкости Т 222.1 расположенной в нижней части рамы сепаратора, откуда насосом откачивается в промежуточную емкость Т 003. Из емкости Т003 вода и механические примеси подаются на декантер.

На декантере основной объем механических примесей обезвоживается и превращается в обезвоженный кек, который транспортируется конвейером в приемный контейнер. Декантированная вода самотеком поступает в емкость Т 005, откуда с температурой 40 °С откачивается на очистные сооружения. Часть воды из емкости Т 003 подается на теплообменник, где она подогревается до температуры 95°С и подается в систему оптифайзер сепаратора Fох 15, а часть возвращается в емкость Т003.

Характеристика продукции и характеристика побочной продукции приведены в таблицах 11 и 12. Потребность установки в реагентах приведена в таблице 13. Требования, предъявляемые к сырью, представлены в таблице 14.

Таблица 11 - Характеристика продукции

Наименование продукции и техническая характеристика, единицы измерения.	Величина показателя	Направление использования
Восстановленная нефть
Расчетная плотность при 20 0С, кг/м3	895	Ловушечная нефть
Температура самовоспламенения, 0С	200-300
Содержание серы, % масс	0,61-1,8

Таблица 12 - Характеристика побочной продукции

Наименование продукции и техническая характеристика, единицы измерения.	Величина показателя	Направление использования
Вода, % об.	50	В стоки «СН»
Шлам, % об.	21,9	Компонент дорожного покрытия

Таблица 13 - Потребность установки в реагентах

Наименование	Количество, т/год	Особые требования к режиму обеспечения
Деэмульгатор нефти ALKAN DE-202B	260,58	Постоянно

Таблица 14 - Требования предъявляемые к сырью

Наименование	Величина качественного показателя, допустимые пределы колебаний
Содержание свободной нефти, об.%	10-45
Плотность нефтяной фазы, кг/м3	1099
Вязкость нефтяной фазы, при 50 0С	До 150
Содержание механических примесей до 30 об. %	До 30
Плотность механических примесей, кг/м3	1200-2000
рН	5-8

3.4.1 Установка переработки нефтешлама

Установка переработки нефтешлама предназначена для отделения жидкой смеси нефтяных фракций от твердых включений с целью последующей утилизации как жидкой, так и твердой фазы. Номинальная производительность установки составляет 15 м³/час.

Установка переработки нефтешлама состоит из следующих модулей (узлов)

1 Модуль подогрева воды

Состоит из теплообменника вода-пар, циркуляционного насоса и двух емкостей - буферной и гидроаккумулирующей и трубной обвязки с приборами контроля давления и температуры. Характеристика теплообменного оборудования представлена в таблице 15 [12].

2 Вибросито с электроприводом и винтовой шнековый конвейер.

Вибросито предназначено для отделения крупных механических частиц от жидкости, а конвейер для транспортировки осадка в контейнер сбора твердых механических отходов [12].

3 Модуль сепаратора (Fох 15)

Модуль предназначен для отделения смеси нефтяных фракций от воды и механических примесей.

Состоит из вертикального высокоскоростного тарельчатого сепаратора, установленного на раме, двух емкостей для очищенной нефтяной фазы и воды с механическими примесями, двух насосов предназначенных для откачки из емкостей, полученных в процессе переработки продуктов, трубной обвязки с датчиками температуры; давления и расхода, а также шкафа управления стоящего отдельно.

Его уникальные технические характеристики обеспечивают высочайшую эффективность работы. Сепаратор Fox 15 способен в непрерывном режиме перерабатывать до 15 м3/ч исходного сырья, состоящего из эмульсифицированной нефти и воды в любых пропорциях, а также твердой фазы при расходе до 2 м3/ч.

Учитывая данные преимущества, сепаратор Fox 15, несомненно, является наиболее универсальным, современным и надежным оборудованием для переработки нефтешламов.

Особенности и преимущества сепаратора Fox 15

- простота решения, компактность, полная автоматизация;

- минимальное количество вращающихся деталей;

- удаление воды и механических примесей с непревзойденной эффективностью;

- запатентованная система оптифайзер обеспечивает быструю и удобную оптимизацию процесса во время работы;

- возможность работы с различным по составу исходным сырьем, обеспечивая содержание воды в очищенной нефтяной фазе в пределах 0,1 -1%;

- низкие эксплуатационные расходы;

- простота и удобство в обслуживании.

Таблица 15 - характеристика теплообменного оборудования

Позиция по схеме	Наименование и назначение аппарата и его техническая характеристика	Наименование продукта	Температура, 0С	Тепловая нагрузка, ккал/час	Расход средний кг/ч	Средняя разница температур, °С	Поверхность теплообменного реагента, м2	Кол-во оборудования
			На входе	На выходе
Т-3 Т-4	Теплообменник подогрева нефтешлама Рраб.=1З,7 кгс/см2	Нефтешлам	20	50	1000	60	45	117	1

Сепаратор Fox 15 оснащен системой оптифайзер, позволяющий быстро оптимизировать качественные показатели в процессе работы системы. Оптифайзер поддерживает состав исходного сырья, обеспечивающий оптимальный режим сепарации за счет подачи необходимого количества воды из буферной системы. Таким образом, сепаратор Fox 15 может работать при любой производительности, от нулевой до номинальной (15 м³/ч), с сырьем, характеризующимся содержанием нефтяной фазы 0 - 100%.

Основное оборудование

- модуль в сборе с сепаратором Fox 15 , приводным мотором, емкостями сбора для нефтяной фазы и воды/механических примесей, откачивающими насосами, точками отбора проб, КИПом и пусковым устройством;

- панель управления/пуска для размещения в безопасной зоне;

- технологические соединения DIN по габаритам модуля.

Дополнительное оборудование

- защитная герметизация инертным газом;

- панель управления/пуска во взрывобезопасном исполнении, смонтированная на модуле;

- коррозионно-защитное исполнение;

- технологические соединения ANSI по габаритам модуля.

Вспомогательное оборудование

- питающий насос;

- модуль подготовки (подогрева) исходного сырья.

Принцип действия сепаратора.

Сепаратор включает в себя технологическую и приводные части. Он управляется электродвигателем. Двигатель установлен на опорной плите. Опорная плита вместе с сепаратором монтируется на общей фундаментной раме. Анкерные ножки фундаментной рамы служат для гашения вибрации.

Нижняя часть сепаратора включает горизонтальный механизм привода, приводной вал с муфтовым соединением, червячную передачу и вертикальный вал - веретено барабана.

Верхняя часть сепаратора включает технологические части, барабан и впускное устройство для сепарируемой жидкости с соединением.

Внутри барабана находится распределительный корпус и пакет тарелок, через который проходит сепарируемая жидкость, где и происходит процесс сепарации.

Из впускного отверстия сепарируемая жидкость, пройдя через вставку (вставка снабжена пакетом тарелок в нижней части), поступает в распределительный конус, а оттуда в пакет тарелок. Жидкость поступает и распределяется на пакет тарелок через отверстия в распределительном конусе и в пакете тарелок. Сепарация происходит в пространстве между тарелками.

Легкая фаза отсепарированной жидкости двигается вдоль верхней стороны тарелок барабана по направлению к центру барабана, а затем вверх на наружную сторону распределительного конуса и выводится из барабана через силовые кольца и выход для очищенной жидкости.

Тяжелая фаза жидкости вместе с твердым осадком проходит вдоль нижней стороны тарелок барабана по направлению к периферийной зоне барабана, где твердый осадок выбрасывается из барабана через сопла. Тяжелая фаза продолжает двигаться из пакета тарелок в том же направлении и выводится из барабана через сопла или трубу для тяжелой фазы.

Поток концентрата зависит от выбора диаметра сопел. Граница раздела фаз между легкой и тяжелой фазой определяется противодавлением тяжелой фазы на напорном диске, установленном под барабаном.

Барабан с непрерывным типом загрузки оборудован соплами для выгрузки твердого осадка на боковой части барабана. Отсепарированный твердый осадок - концентрат собирается с помощью направленного экрана и выгружается из крышки станины через выпускные патрубки для твердой фазы. Общий вид сепаратора представлен на рисунке 7. [32]. Характеристика сепаратора представлена в таблице 16.

Таблица 16 - Техническая характеристика сепаратора

Максимальная частота вращения вала двигателя	1500/1800 об/мин. 50 Гц/6ОГц
Гидравлическая емкость	15 м3/час
Максимальная плотность подаваемой жидкости	1200 кг/м3
Температура на подаче мин./макс.	0/100 0С
Температура окружающей среды	+5 до +45 0С
Мощность двигателя	30/35 кВт
Потребляемая мощность	6/18 кВт (в режиме холостого хода/при макс. производительности)
Максимальная потребляемая мощность	82 кВт при разгоне
Время пуска/разгона, мин./макс.	2 - 4 минут
Время торможения/остановки	23 - 27 минут
Объем смазочного масла	8 литров
Максимальное время работы с пустым барабаном	180 минут
Уровень звукового шума	77 дБ
Максимальный уровень вибрации	7,1 мм/сек.
Максимальный внутренний диаметр	455 мм
Вес барабана	267 кг
Длина модуля	3310 мм
Ширина модуля	2000 мм
Высота модуля	3127 мм
Масса модуля	4600 кг
Масса модуля во время работы	5800 кг
Число тарелок	50
Минимальный диаметр тарелки	230 мм
Максимальный диаметр тарелки	455 мм
Высота тарелки	150 мм
Частота вращения сепаратора	6240 об/мин



Рисунок 7 - Общий вид сепаратора

1 - барабан; 2 - оборотная вода; 3 - выход технической жидкости; 4 - возврат технической жидкости; 6 - электродвигатель; 7 - фундаментальная рама; 8- выход твердых отходов; 9 - выход сепарированных масел; 10 - вставка с пакетом тарелок в нижней части; 11 - распределительный конус; 12 - пакет тарелок.

4 Декантер

Предназначен для удаления части механических примесей из нефтешлама. Представляет собой осадительную горизонтальную шнековую двухфазную центрифугу и отдельно стоящий шкаф управления. Максимальная частота вращения - 3800 об/мин. Под декантером установлен конвейер для транспортировки осадка в контейнер сбора твердых механических отходов.

5 Устройство подачи химических реагентов.

Предназначено для дозирования химических реагентов в технологическую жидкость в случае существенного изменения химического состава нефтешлама. Представляет собой две пластиковые емкости с установленными на них насосами-дозаторами малой производительности и мешалкой [5].

6 Плавающий модуль.

Плавающий модуль представляет собой плавающую платформу, состоящую из жестко связанных четырех поплавков, с палубным настилом, ограждением и погружным дном с заборным приямком.

В состав оборудования устройства входят: четыре приемных канала (два фронтальных, два боковых, перекрытых наклонными решетками - предназначенными для задерживания мусора в составе нефтешлама).

Удаление мусора с полотна решеток - ручное, транспортировка собранного нефтешлама в резервуары Р-33 (Р-34) производится встроенным насосным агрегатом вертикального исполнения по гибкому трубопроводу диаметром 100 мм. Перемещение плавающего устройства по акватории шламохранилища производится при помощи ручных лебедок, установленных на заборном устройстве.

Приемные каналы, оборудованы стационарными паровыми подогревателями прямого впрыска. Распределение теплоносителя происходит через распределительный коллектор, находящийся на заборном устройстве.

Для регулировки равномерного приема потока нефтешлама через подводящие каналы, поддерживающие поплавки устройства оборудованы стоками загрузки водного баланса [5].

7 Шламозаборное устройство.

Представляет собой плавающую платформу площадью 70003500 мм с перекачивающим устройством и 4-х сторонним забором нефтешлама. Заборные окна оборудованы наклонными сороудерживающими решетками с шагом 30 мм. Очистка полотна решетки периодическая, ручная. Устройство снабжено насосным агрегатом. Насос предназначен для забора нефтешлама с поддона.

В комплекте заборного устройства имеются:

1 мостики обслуживания;

2 насос со щитом управления и кнопкой аварийного отключения;

3 лебедки ручные;

4 трос стальной;

5 кабель силовой;

6 рукава гофрированные напорные.

Для разогрева нефтешлама заборные решетки снабжены перфорированным паропроводом. Пар через отверстия поступает в заборную зону сборного устройства. Перемещение заборного устройства производится с помощью ручных лебедок, расположенных на палубе. Свободный конец троса крепится к якорной опоре и устанавливается за пределами обваловки шламонакопителя.

Выравнивание заборного устройства платформами по уровню производится путем загрузки водного балласта в поддерживающие поплавки платформы. Удаление балласта производится путем откачки из поплавков. На трубопроводе устанавливается расходомер Q=30 м³/ч [34].

8 Сырьевые резервуары Р-33 (Р-34).

В сырьевых резервуарах происходит предварительная подготовка нефтешлама перед подачей на установку.

Резервуары оборудованы следующим:

- трубопровод подачи;

- трубопровод размыва нефтешлама;

- трубопровод забора нефтешлама. Забор проводится из двух точек на высоте 0,3 и 0,98 м от днища резервуара;