Нефтешлам кек


Переработка нефтешламов с использованием центробежного оборудования ГЕА

Переработка нефтешламов с использованием центробежного оборудования ГЕА

1. Переработка нефтешламов - насущная задача, требующая решения

По уровню переработки нефтешламов, отходов и вторичных продуктов НГК Россия существенно отстаёт от многих стран. Импорто-технологическая зависимость страны в этом секторе, по многим оценкам, находится в «коридоре» 80-90%. Исправление такой ситуации зависит от роли экологических приоритетов в деятельности добывающих компаний и нефтепереработчиков.

По разным оценкам ежегодно в России образуется от 4 до 7 млн тонн нефтешламов. На добывающий сектор приходится преобладающая доля в этом объеме - минимум 50%; на нефтепереработку – от 20% до 30%. Остальное дают нефтяные терминалы, энергетика и транспортный сектор. Потери нефти и нефтепродуктов в РФ ежегодно достигают, соответственно, 26 млн. и 12 млн. тонн. Но совокупный уровень сбора и переработки этих потерь – не больше 10%, в отличие от 30% и выше - в развитых странах.

В большинстве нефтеносных провинций РФ главный способ утилизации нефтяных отходов, нефтесодержащих вод и т.п. – это не комплексная их переработка, а захоронение в специальных «могильниках». Количество отходов такого рода фактически удваивается каждые 7 - 9 лет. Поэтому такое решение проблемы не является приемлемым. Основные регионы сосредоточения нефтешламов - Западная Сибирь, Башкортостан, Татарстан и Оренбургская область.

В России и за рубежом разработаны высокотехнологичные и природосберегающие процессы комплексной переработки отходов, например, в моторные масла, котельно-печное топливо, нефтехимические полуфабрикаты.

Переработка нефтешлама решает сразу несколько задач. Наиболее значимые из них это экологические (сокращение выбросов в природную среду опасных веществ и уменьшение площадей уже загрязненных земельных и водных ресурсов), а также экономические, такие как возврат в оборот сырой нефти и нефтепродуктов

Преследуя решение экологических задач, переработка нефтешламов позволяет получить очищенный от н\п грунт и воду. Рекультивация замазученных грунтов, ликвидация нефтяных озер и восстановление природной среды в первоначальном виде безопасном для живых существ и человека являются все более актуальными задачами, решаемыми при переработке и утилизации нефтешламов.

Не менее важна и экономическая задача – получить в оборот дополнительное кол-во утерянных нефтепродуктов, сокращая потери добывающих и перерабатывающих компаний. Чаще всего целью переработки нефтешлама является получение очищенного нефтепродукта, который в дальнейшем, в зависимости от срока хранения (свежие шламы или застарелые) и источника (разлив нефти, шлам после флотации, РВС, прочее), может или возвращаться в трубу, или использоваться для производства топлива (мазут) или как битумные добавки к асфальту при строительстве дорог и пр.

Решение обеих задач одинаково важно, как на государственном уровне, так и в рамках отдельных компаний, а потребность в их решении со временем только возрастает.

К сожалению, в мировой истории и истории России были периоды, когда значению решения этих проблем не уделялось должное внимание. Тем более актуальным эти проблемы становятся сейчас результатом чего является увеличение затрат на оборудование для переработки нефтешламов.

Спрос рождает предложение и сегодня многочисленные компании предлагают обширный выбор технологий и оборудования.

Существует несколько основных методов переработки нефтешламов: складирование, термическое воздействие, химическое воздействие, физико-химическое и механическое воздействие, биоремедиация. Каждый из методов имеет свои плюсы и минусы, однако с точки зрения минимального воздействия на окружающую среду и затрат времени и средств наиболее эффективной является технология механического воздействия посредством центрифугирования. Технология центрифугирования дает более высокий процент выделения товарной нефти и чистых нефтепродуктов, что делает ее более привлекательной для нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих компаний, на которые приходится большая часть затрат на переработку нефтешламов.

Такую технологию и оборудование для ее реализации предлагает компания ГЕА, которая уже более 120 лет выпускает центробежное сепарационное оборудование, используемое в том числе для механической сепарации жидких смесей нефтепродуктов, воды и мехпримесей.

Исходный нефтешлам

Водная фаза (фугат) Нефтяная фаза (н/п) Твердая фаза (кек)

2. Закон Стокса

В основе процесса механической центробежной сепарации лежит закон Стокса, описывающий механизм ускоренного по сравнению со статической сепарацией оседания более плотных частиц в жидких смесях, состоящих из жидкостей разных плотностей и мехпримесей. При этом чем больше размер капель/частиц, разница в плотностях жидкостей и угловая скорость, тем быстрее происходит разделение смеси на н/п, воду и мехпримеси.

3. Центрифуги ГЕА

ГЕА предлагает решение проблем переработки нефтешламов с использованием центробежных декантеров и сепараторов, представляющих собой горизонтальные и вертикальные центрифуги.

Компания ГЕА выпускает центрифуги с 1896 г. Тогда они применялись в основном для молочной промышленности, однако, начиная со второй половины 20 века, в связи с бурным развитием нефтегазодобычи этот же принцип разделения под воздействием центробежных сил стал использоваться для ускоренного разделения нефтепродуктов и нефтешламов. На сегодняшний день практически все НПЗ и компании, имеющие дело с переработкой нефтешламов, используют центробежные декантеры и сепараторы.

Центробежные декантеры ГЕА

Несмотря на различные источники происхождения нефтешламов (после флотаторов на НПЗ, из РВС, открытые лагуны и пр.), всех их объединяет повышенное содержание мехпримесей, составляющее от 2 до 50—60%. На первой стадии переработки с таким исходным продуктом могут справиться только декантерные центрифуги, основная цель которых максимально отделить мехпримеси.

Декантеры petromaster серии CF представляют собой горизонтальные шнековые центрифуги с монолитным барабаном для непрерывного режима работы, специально разработанные в соответствии с требованиями нефтяной промышленности. Рама имеет открытую конструкцию с самотечным выпуском осветленной фазы. Мехпримеси выгружаются при помощи шнека, находящегося внутри барабана и вращающегося в том же направлении, но с большей скоростью.

В свою очередь декантеры делятся на двух фазные (разделение жидкую и твердую фазы) и трехфазые (н\п, вода и мехпримеси).

Современная линейка типоразмеров декантеров серии petromaster CF, пришедшая на смену серии CD, позволяет перерабатывать от 1 до 25 м3\час. нефтешлама различного состава и свойств. Типоразмеры декантеров отличаются в зависимости от внутреннего диаметра барабанов, угла наклона конуса, соотношения длины барабана к ширине, мощности основного и вспомогательного эл. привода

Самый маленький декантер petromaster CF2000 имеет массо-габаритные характеристики ДхШхВ 2400х675х1000 мм, сухой вес1500 кг, а самый большой petromaster СF8000 6700х1870х2700 мм и сухой вес 11 т.

При этом все декантеры серии CF отличают следующие характеристики: -детали, соприкасающиеся с продуктом, выполнены из CrNiMo- нержавеющей стали -концепция глубокого «пруда» -высокий g-фактор для достижения максимальной эффективности -сварная несущая рама жесткой конструкции -монолитный барабан из дуплексной стали -шнек с карбидо-вольфрамовым напылением (твердый сплав) для увеличения срока службы шнека -сменные износостойкие втулки в окнах выгрузки твердой фазы -постоянный автоматический контроль крутящего момента привода -автоматическая настройка дифференциальной скорости -возможно взрывобезопасное исполнение (инертизация азотом)

Отличительной инновационной особенностью серии CF является привод GEA Westfalia Separator summationdrive, который обеспечивает передачу максимального крутящего момента во всем диапазоне скоростей. Он передает только ту мощность, которая действительно необходима, потому что вторичный двигатель работает как «чистый» двигатель, без эффекта торможения. Таким образом, привод не нуждается в реверсе, что обеспечивает экономию благодаря отсутствию потерь, связанных с ненужными преобразованиями энергии, и также в отличие от ременного привода снижается нагрузка на вал при высокой компактности привода.

В версии, используемой для более высокой разности дифференциальной скорости, в приводе происходит сложение (суммирование) выходной мощности первичного и вторичного двигателя, что сводит к оптимальному потреблению энергии.

Привод summationdrive автоматически обеспечивает эффективную сепарацию и оптимальную влажность вещества даже при изменении концентрации на входе. Благодаря ему достигается максимальное обезвоживание твёрдой фазы, выгружаемой из декантера, и одновременно обеспечивается выгрузка максимального объёма твёрдой фракции при минимальной дифференциальной скорости.

Выгрузка твердой фазы всегда происходит в свободной форме под воздействием силы тяжести, а выгрузка жидкой фаз (нефть или вода) может происходить как в свободной форме, так и под давлением, что исключает необходимость установки дополнительного насосного оборудования для перекачки отделенной нефти или воды на след стадию технологического процесса.

Для переработки нефтешлама с небольшим содержанием до 1000 мг\л солей барабан обычно изготавливается из нерж. стали Duplex. Однако в случае, если концентрация солей в нефтешламе свыше 10 000 мг\л возможно изготовить барабан из стали Super Duplex.

Декантеры ГЕА стандартно пригодны для размещения во взрывоопасной зоне АТЕХ Ex-zone 1 (Категория 2G) класс температур Т3 согласно Европейским Стандартам.

Всех их отличает единый дизайн для всего модельного ряда, особая конструкция шнека и барабана, минимальное потребление энергии и новая концепция облегчения сервиса.

При этом практически все, за исключением электроприводов и некоторых КИП и ЗРА, компания ГЕА делает сама на своих заводах в Германии, Индии и Китае.

Центробежные сепараторы ГЕА

При двух стадийной переработке нефтешлама для доочистки отсепарированной нефтяной и водной фазы используются саморазгружающиеся центробежные сепараторы типа OSE/WSE, представляющие собой вертикальные центрифуги. Сепараторы позволяют удалить из нефтяной фазы, выходящей из декантера, наиболее мелкие мех. примеси, сводя их концентрацию до 0.05% и убирать несвязанную воду, доводя ее до 0.5%. Иными словами, использование центробежных сепараторов на второй стадии очистки нефтешлама позволяет получить на выходе нефть по требованиям ГОСТа.

Для доочистки водной фазы до качества, позволяющего закачивать ее в систему ППД, используется центробежный саморазгружающийся сепаратор типа WSE, аналогичный нефтяному сепаратору, но оснащенный другим комплектом сепарационных дисков, настроенным на очистку воды от нефтепродуктов. Универсальность центрифуг ГЕА позволяет Заказчику иметь один сепаратор, и, меняя в нем пакет дисков и перенастраивая его, использовать его как для очистки нефти, так и для очистки воды.

В зависимости от режима выгрузки саморазгружающиеся сепараторы разделяются на сепараторы с периодической разгрузкой (с раскрывающимся барабаном для выгрузки твердой фазы по мере ее накопления в шламовом пространстве внутри барабана, приводимой в действие гидравлической системой раскрытия барабана) и сепараторы с постоянной выгрузкой твердых частиц, происходящей через сопловые отверстия в крайних точках барабана –сопловые сепараторы.

Последние могут перерабатывать нефтепродукт с содержанием мех. примесей до 2-4 %, однако в отличие от декантеров из-за малого расстояния между сепарационными дисками сепаратора их размер должен быть до 1 мм.

Компания ГЕА выпускает широкую линейку типоразмеров саморазгружающихся сепараторов, способных пропускать через себя поток нефтепродукта от 1 до 40 м3/час в зависимости объема барабана сепаратора, мощности электропривода и, а также от плотности, вязкости, температуры и % состава перерабатываемой жидкости.

В отличие от декантеров, отсепарированные нефть и вода всегда выходят из сепаратора под давлением, создаваемым встроенными центростремительными насосами.

Центрифуги ГЕА стандартно пригодны для размещения во взрывоопасной зоне АТЕХ Ex-zone 1 (Категория 2G) класс температур Т3 согласно Европейским Стандартам.

При работе с легкими нефтепродуктами для исключения возможности их возгорания при соприкосновении с горячими частями центрифуги ГЕА изготавливает центрифуги с наполнением полостей центрифуг нейтральным газом азотом. При этом вместе с оборудованием дополнительно поставляется панель распределения азота.

4. Подбор оборудования для решения конкретной задачи

Нефтешлам имеет различное происхождение и состав. Требования Заказчика к продукту после переработки тоже сильно отличаются. В одном случае необходимо очистить от нефтепродуктов загрязненный грунт, а в другом выделить очищенный нефтепродукт или нефть и пустить их в дальнейшее использование. В каждом отдельном случае для достижения поставленной задачи специалисты компании ГЕА подбирают центрифугу или оптимальный набор центрифуг, который позволяет добиться требуемых результатов.

В зависимости от требований Заказчика к отделенным твердым и жидким фазам переработка нефтешлама может проходить в одну или две стадии.

При одностадийной переработке нефтешлама используется только декантеры. Двухфазный декантер разделяет шлам на твердую (кек) и жидкую фазы (смесь н/п и воды). В этом случае основная цель Заказчика получить максимально сухой кек. Если же Заказчик более ориентирован на получение очищенного нефтепродукта или воды, то в этом случае используется трехфазный декантер, который не только отделяет мехпримеси от жидкости, но и разделяет жидкую фазу на нефть и воду. При этом в среднем на выходе из декантера нефть содержит около 1,0 % (масс.) воды и не более 0,2-0,25 % (масс.) механических примесей. В водной фазе содержание нефти составляет около 2,0 % (масс.), а механических примесей не более 0,5 % (масс.). Твердая фаза имеет среднюю влажность 80-85% и содержит до 1 % нефти.

Для получения нефтепродуктов более высокого качества или нефти по ГОСТу применяется двустадийная очистка нефтешлама, когда после декантера на одну или обе жидкие фазы устанавливается центробежный сепаратор.

После центробежного сепаратора типа OSE, установоленного на доочистку нефтяной фазы, нефть содержит до 0,5 % (масс.) воды и не более 0,05 % (масс.) механических примесей. При установке сепаратора типа WSE на водную фазу содержание нефти в очищенной воде составляет до 0.1 % без использования абсорбера, а мехпримесей –до 0.02% (масс).

В настоящее время наиболее востребованным вариантом сочетания декантера и сепаратора является использование трехфазного декантера и сепаратора для доочистки нефтяной фазы. Однако Заказчики все больше уделяют внимание и получению чистой водной фазы для дальнейшего ее использования в самой устанвоке в качестве оборотной воды или для заказчки в систему ППД.

Для достижения конкретной цели Заказчика в каждом отдельном случае комбинации центрифуг могут быть самыми разнообразными. Возможные сочетания приведены в таблице ниже.

5. Исполнение

Центрифуги ГЕА используются для переработки нефтесодержащих жидкостей (НСЖ) НСО и нефтешламов в нефтегазовой промышленности практически на всех стадиях, начиная с разведочного и промыслового бурения, включая плавучие платформы, и заканчивая очистными сооружениями НПЗ и нефтехимических предприятий, транспортировкой н/п и парками РВС и пр.

По мере увеличения содержания мехпримесей нефтешламы можно поделить на следующие большие группы:

Исполнение центробежного оборудования может быть стационарное или мобильное. Так для очистных сооружений нефтепереработки и нефтехимии компания ГЕА поставляет центробежное оборудование в основном для стационарного размещения в обогреваемых помещениях. То же самое относится к оборудованию для буровых платформ, портов и нефтеналивных терминалов. Однако для ликвидации нефтеразливов, переработки открытых лагун и небольших предприятий нефтепереработки обычно требуется оборудование в мобильном исполнении, которое устанавливается в стандартные морские контейнеры и может быть демонтировано и перевезено с одного объекта на другой.

Козлов Олег Викторович Ведущий менеджер по продажам

Департамент Углеводородных Проектов

geaenergy.ru

Способ переработки нефтешлама

Изобретение относится к области экологической защиты природного шельфа от разливов нефтепродуктов, преимущественно на земной поверхности и/или водоемах. Подготовленный в зоне транспортировки нефтешлам подогревают до температуры 22-47°С перегретым паром, подаваемым под давлением от 0,3 до 0,5 МПа со скоростью расхода от 80 до 300 кг/ч при рабочей температуре пара от 105 до 170°С. Механические примеси дробят и отделяют от них нефтешлам на фильтре грубой очистки. Производят подачу нефтешлама в технологическую(кие) емкость(и) со скоростью 8-32 м3/ч. Из подогретого и отстоянного нефтешлама производят отбор подтоварной воды, содержащей 17-40 мг/л нефтепродуктов и 0,1-0,05 об.% механических примесей. Подогретый нефтешлам направляют в смеситель, где с помощью дозатора насыщают его реагентами в количестве 2,5-3,75 кг/м3 нефтешлама. Из смесителя подготовленный нефтешлам сливают в технологическую емкость, производят его подогрев, барботаж, обессоливание, удаление механических примесей. Накопленную воду направляют в подогретую емкость для очистки от механических примесей, накапливают нефтешлам с содержанием 5-10% воды, 250 мг/л хлорных солей и 0,1% механических примесей. Производят нейтрализацию отходов нефтешлама в виде влажного загрязненного слоя кека в сыпучее инертное вещество, из донного ила и нефтезагрязненного грунта получают мазут (M100) и очищенный грунт с остаточным содержанием мазута (M100) не более 1%. Технический эффект - очистка земной и водной поверхности с получением товарной нефти и технологически пригодной воды.

 

Изобретение относится к области экологической защиты природного шельфа от разливов нефтепродуктов, преимущественно на земной поверхности и/или водоемах. Способ переработки нефтешламов, содержащих компоненты отходов природного шельфа, предусматривает очистку от взаимодействующего с нефтешламом слоя воды и разделения нефтесодержащих отходов (жидких и застарелых) из иловых карт, амбаров, резервуаров, мест разлива нефти. Способ возможно использовать для подготовки нефти на отдаленных объектах нефтедобычи с получением рекуперированного продукта (нефти), а также для отделения слоя воды от нефтепродуктов с производительности процесса перекачивания нефти от 2-32 м3/час.

Известны аналоги: патент RU 2221652, B 09 C 1/00, 20.01.2004 и RU 2250146, бюл. №11 от 20.04.2005. В известных разработках нет сведений о процессе переработки загрязненной нефтешламом жидкости в стационарных условиях. Для повышения технологических возможностей упомянутого способа - ускорения процесса и производительности потока жидкости, а также о переработке нефтешламов.

К недостаткам известных технических решений следует отнести отсутствие вариантов управления процессом переработки жидких сред с большей производительностью и удельной массой более единицы.

Задачей нового технического решения является создание ранее не известных технологических приемов по сбору и переработке загустевшей нефти, расположенной на поверхности земли, водоемов, земляных амбаров в любых климатических условиях.

Поставленная задача достигается тем, что способ переработки нефтешламов, состоящий в отделении нефтепродуктов от воды, с помощью перегретого пара и фильтрационной очистки, отличающийся тем, подготовленный в зоне транспортировки нефтешлам подогревают перегретым паром до температуры 22-47°С, подаваемым под давлением от 0,3 до 0,5 МПа со скоростью расхода от 80 до 300 кг/ч при рабочей температуре пара от 105 до 170°С, дробят механические примеси и отделяют от них нефтешлам на фильтре грубой очистки, производят подачу нефтешлама в технологическую(кие) емкость(и) со скоростью 8-32 м3/ч, из подогретого и отстоянного нефтешлама производят отбор подтоварной воды, содержащей 17-40 мг/л нефтепродуктов и 0,1-0,05 об.% механических примесей, подогретый нефтешлам направляют в смеситель, где с помощью дозатора насыщают его реагентами НИКС в количестве 2,5-3,75 кг/м3 нефтешлама из смесителя, подготовленный нефтешлам сливают в технологическую емкость, производят его подогрев, барботаж, обессоливание, удаление механических примесей, а накопленную воду направляют в подогретую емкость для очистки от механических примесей, производят накопление нефтешлама с содержанием 5-10% воды, 250 мг/л хлорных солей и 0,1% механических примесей, накопленный нефтешлам подвергают дренажу и направляют полученную смесь для отстоя, полученную после отстоя нефть с содержанием 0,1-1% воды, 40-160 мг/л хлорных солей, 0,01-0,05% механических примесей сливают в автоцистерны, а воду после дренажа подают в технологическую линию для получения пара с расходом, не превышающим 100-300 кг/ч и рабочей температурой от 150-170°С, производят нейтрализацию отходов нефтешлама в виде влажного загрязненного слоя кека в сыпучее инертное вещество, из донного ила и нефтезагрязненного грунта получают мазут (M100) и очищенный грунт с остаточным содержанием мазута (M100) не более 1%.

Осуществление способа переработки нефтешлама.

Способ переработки нефтешламов, состоящий в отделении нефтепродуктов от воды с помощью перегретого пара и фильтрационной очистки, отличающийся тем, подготовленный в зоне транспортировки нефтешлам подогревают перегретым паром до температуры 22-47°С, подаваемым под давлением от 0,3 до 0,5 МПа со скоростью расхода от 80 до 300 кг/ч при рабочей температуре пара от 105 до 170°С, дробят механические примеси и отделяют от них нефтешлам на фильтре грубой очистки, производят подачу нефтешлама в технологическую(кие) емкость(и) со скоростью 8-32 м3/ч, из подогретого и отстоянного нефтешлама производят отбор подтоварной воды, содержащей 17-40 мг/л нефтепродуктов и 0,1-0,05 об.% механических примесей, подогретый нефтешлам направляют в смеситель, где с помощью дозатора насыщают его реагентами НИКС в количестве 2,5-3,75 кг/м3 нефтешлама, из смесителя, подготовленный нефтешлам сливают в технологическую емкость, производят его подогрев, барботаж, обессоливание, удаление механических примесей, а накопленную воду направляют в подогретую емкость для очистки от механических примесей, производят накопление нефтешлама с содержанием 5-10% воды, 250 мг/л хлорных солей и 0,1% механических примесей, накопленный нефтешлам подвергают дренажу и направляют полученную смесь для отстоя, полученную после отстоя нефть с содержанием 0,1-1% воды, 40-160 мг/л хлорных солей, 0,01-0,05% механических примесей сливают в автоцистерны, а воду после дренажа подают в технологическую линию для получения пара с расходом, не превышающим 100-300 кг/ч и рабочей температурой от 150-170°С, производят нейтрализацию отходов нефтешлама в виде влажного загрязненного слоя кека в сыпучее инертное вещество, из донного ила и нефтезагрязненного грунта получают мазут (M100) и очищенный грунт с остаточным содержанием мазута (M100) не более 1%.

Раскрытие изобретения:

Интервал температур: при температуре 22°С, производят отбор нефтешлама насосом; 43°С - выплавляют и отделяют парафин; 47°С - выплавляют и удаляют тротил, для последующего исключения взрывоопасности нефтешлама;

используют очищенный от парафина и тротила нефтешлам реагентами НИКС для получения очищенной подтоварной воды,

температура нагрева нефтешлама от 22°С позволяет насосам закачивать нефтепродукт и подавать его по трубопроводу в технологические емкости с последующим нагревом для отделения парафина при его температуре плавления 43°С и нагреве нефтешлама до температуры в 47°С, при которой плавится тротил;

реагент НИКС, содержащийся в растворе - не более 1 мг/м3 оксида кальция, 5 мг/м3 алюминия сульфат оксидекагидрата, карбоната магния не более 10 мг/м3, окиси магния не более 4 мг/м3, динатрия карбоната не более 2 мг/м3; позволяет получать подтоварную воду и влажный кек.

ПДК кальционированной соды составляет 2 мг/м3;).

Пример выполнения способа переработки нефтешлама.

Операции технологического процесса по переработке нефтешлама

Способ переработки нефтешламов, состоящий в отделении нефтепродуктов от воды, с помощью перегретого пара и фильтрационной очистки, отличающийся тем, что:

1) подготовленный в зоне транспортировки нефтешлам, подогревают до температуры 22-47°С, перегретым паром, подаваемым под давлением от 0,3 до 0,5 МПа со скоростью расхода от 80 до 300 кг/ч при рабочей температуре пара от 105 до 170°С,

2) дробят механические примеси и отделяют от них нефтешлам на фильтре грубой очистки;

3) производят подачу нефтешлама в технологическую(кие) емкость(и) со скоростью 8-32 м3/ч;

4) из подогретого и отстоянного нефтешлама производят отбор подтоварной воды, содержащей 17-40 мг/л нефтепродуктов и 0,1-0,05 об.% механических примесей;

5) подогретый нефтешлам направляют в смеситель, где с помощью дозатора насыщают его реагентами;

6) в количестве 2,5-3,75 кг/м3 нефтешлама, из смесителя, подготовленный нефтешлам сливают в технологическую емкость, производят его подогрев барботаж, обессоливание, удаление механических примесей;

7) накопленную воду направляют в подогретую емкость для очистки от механических примесей;

8) накапливают нефтешлам с содержанием 5-10% воды, 250 мг/л хлорных солей и 0,1% механических примесей;

9) полученный нефтешлам подвергают дренажу и направляют полученную смесь для отстоя;

10) отстаивают нефть с содержанием 0,1-1% воды, 40-160 мг/л хлорных солей, 0,01-0,05% механических примесей и сливают в автоцистерны;

11) воду после дренажа подают в технологическую линию для получения пара с расходом, не превышающим 100-300 кг/ч и рабочей температурой от 150-170°С;

12) производят нейтрализацию отходов нефтешлама в виде влажного загрязненного слоя кека в сыпучее инертное вещество;

13) из донного ила и нефтезагрязненного грунта получают мазут (M100) и очищенный грунт с остаточным содержанием мазута (M100) не более 1%.

Промышленная применимость

Экспериментальные работы по отладке технологического процесса по переработке нефтешлама вместе с проектными разработками заняли более 2 лет. Применение способа нашло отражение в картах разлива Отрадненского месторождения нефти. Технологические режимы, описанные выше, нашли отражение при добыче нефти из нефтешлама. Отходы нефтяного производства в виде нейтрализованного кека нашли применение в оснащении удобрениями плодородных земель Самарской области. Новый способ апробирован в Отрадненском нефтяном месторождении, в течение 1-2 квартала 2005 года, на реальных нефтешламовых картах природного шельфа с минимальной глубиной пластовой (подтоварной) воды от 0,1 до 3 метров.

Экономическая эффективность нового способа состоит в получении очищенной нефти и подтоварной воды за счет хлорных солей, магнитных барабанов, собирающих механические примеси, дробления этих примесей, нагрева паром нефтешлама до температуры плавления парафина (43°С) и тротила (47°С), причем процесс очистки природного шельфа от загрязнения нефтешламом земной и водной поверхности основывается на возможности очистки и переработки нефтешлама до получения товарного продукта: нефти и технологически пригодной воды, имеющей потребительскую ценность.

Способ переработки нефтешламов, состоящий в отделении нефтепродуктов от воды с помощью перегретого пара и фильтрационной очистки, отличающийся тем, что подготовленный в зоне транспортировки нефтешлам подогревают до температуры 22-47°С перегретым паром, подаваемым под давлением от 0,3 до 0,5 МПа со скоростью расхода от 80 до 300 кг/ч при рабочей температуре пара от 105 до 170°С, дробят механические примеси и отделяют от них нефтешлам на фильтре грубой очистки, производят подачу нефтешлама в технологическую(кие) емкость(и) со скоростью 8-32 м3/ч, из подогретого и отстоянного нефтешлама производят отбор подтоварной воды, содержащей 17-40 мг/л нефтепродуктов и 0,1-0,05 об.% механических примесей, подогретый нефтешлам направляют в смеситель, где с помощью дозатора насыщают его реагентами в количестве 2,5-3,75 кг/м3 нефтешлама, из смесителя подготовленный нефтешлам сливают в технологическую емкость, производят его подогрев, барботаж, обессоливание, удаление механических примесей, накопленную воду направляют в подогретую емкость для очистки от механических примесей, накапливают нефтешлам с содержанием 5-10% воды, 250 мг/л хлорных солей и 0,1% механических примесей, полученный нефтешлам подвергают дренажу и направляют полученную смесь для отстоя, отстаивают нефть с содержанием 0,1-1% воды, 40-160 мг/л хлорных солей, 0,01-0,05% механических примесей и сливают в автоцистерны, воду после дренажа подают в технологическую линию для получения пара с расходом, не превышающим 100-300 кг/ч, и рабочей температурой от 150-170°С, производят нейтрализацию отходов нефтешлама в виде влажного загрязненного слоя кека в сыпучее инертное вещество, из донного ила и нефтезагрязненного грунта получают мазут (M100) и очищенный грунт с остаточным содержанием мазута (M100) не более 1%.

www.findpatent.ru

Шламы нефтяные | Буровые установки и их узлы

Нефтешламы (нефтяные шламы) - это сложные физико-химические смеси, состоящие из нефтепродуктов, механических примесей (глины, окислов металлов, песка) и воды.Нефтяные шламы образуются в основном при разведке и добыче, реже при переработке и транспортировке нефти.

Нефтешламы токсичны и представляют большую опасность для окружающей среды, подлежат захоронению или переработке.Образовываться нефтешламы могут как в результате естественных контролируемых процессов (например, очистка нефти от примесей и воды), так и от всевозможных аварий (разливов).В зависимости от способа образования и, соответственно, физико-химического состава нефтяные шламы подразделяются на несколько групп или видов:1) Придонные, образующиеся на дне различных водоёмов после произошедшего разлива нефти.2) Образующиеся при бурении скважин буровыми растворами на углеводородной основе.3) Образующиеся в процессе добычи нефти, а, точнее, в процессе её очищения (подготовки).4) Резервуарные нефтешламы - отходы, которые образуются при хранении и транспортировке нефти в резервуарах.5) Грунтовые, являющиеся продуктом соединения почвы и пролившейся на неё нефти (причиной этого может быть как технологический процесс, так и авария).

Сейчас в нефтяных амбарах различных нефтеперерабатывающих предприятий только по РФ уже накоплены сотни миллионов тонн токсичных нефтешламов. Это представляет реальную угрозу токсичного экологического загрязнения почв, подземных вод, рек и морей в зонах их складирования. Существует и потенциальная опасность остановки некоторых нефтеперерабатывающих предприятий из-за фактического переполнения нефтяных амбаров нефтешламами в результате зачистки резервуаров от остатков нефтепродуктов. Строительство же новых современных полигонов и амбаров для хранения нефтешламов дорого и не решает проблему.Очевидно, что все сложности, возникающие при переработке нефтешламов, обусловлены, в большинстве случаев, неоднородным поликомпонентном составом этих смесей: в них присутствуют нефть, вода, нефтяные эмульсии, асфальтены, гудроны и ионы металлов, различные механические примеси, иногда даже радиоактивные элементы. Кроме того, нефтяные шламы имеют три ярко выраженных фракции: водную, нефтяную и твердую, что также значительно осложняет процессы переработки.

Переработка и утилизация нефтешламов - это важная экологическая и экономическая задача.Унифицированного способа переработки нефтешламов нет, однако любая технология базируется на 2-х последовательных этапах: предварительная подготовка (обезвоживание и удаление механических примесей) и непосредственно переработка.

Существует несколько методов конечной переработки нефтешламов:

биологические - микробиологическое разложение в почве непосредственно в местах хранения, биотермическое разложение.

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

химические - экстрагирование с помощью растворителей, отвердение с применением (цемент, жидкое стекло, глина) 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;

термические - сжигание в открытых амбарах, печах различных типов, получение битуминозных остатков;Так, например, методом термического крекинга (высокотемпературная переработка нефти, смол и нефтешламов) удается получать легкие моторные и котельные топлива, высокоароматизированное сырье, нефтяной кокс. Подбором углеводородного и фракционного состава сырья, а также температуры, давления и продолжительности процесса крекинг направляют в сторону получения заданных целевых продуктов. Термический крекинг дает бензины с недостаточно высоким октановым числом (65-68 по моторному методу). С повышением температуры реакции термического крекинга не только увеличивается скорость процесса, но и несколько возрастает октановое число бензина. Но, как правило, не более чем на 2,5 пункта. Цетановое число полученных при крекинге дизельных фракций равно 47-50. Остаточным продуктом термического крекинга является нефтяной кокс - твердый пористый продукт от темно-серого до черного цвета, который используется в качестве насыпной масса.При переработке нефтешламов применяется также метод пиролиза. В результает на выходе получаются твердые, газообразные и жидкие продукты сложного состава. Выход и состав жидких продуктов в большой мере зависит от сырья. С ростом атомарного отношения водород/углерод значительно увеличивается доля органической массы, переходящей в жидкий продукт. Однако наиболее современным и эффективным из существующих технологических методов следует признать электроогневую технологию утилизации нефтешламов. Сущность ее состоит в комплексном подходе, включающем последовательные операции отделения и изъятие из нефтешламов верхнего слоя чистых нефтепродуктов, и последующее чистое электроогневое сжигание прочих тяжелых фракций нефтешламов в сильном электрическом поле. Данная технология может быть использована как для утилизации нефтешламов из нефтяных амбаров, так и во всех безотходных производственных технологиях переработки нефтепродуктов. Она также может быть использована для чистого превращения энергии токсичных нефтешламов в полезные продукты - топливо, тепло и электроэнергию.

Тем не менее, на данный момент в результате утилизации нефтешламов уже получают много полезных продуктов: товарную нефть, топливо для котельных установок, некоторые строительные материалы. Известны также технологии и специальное оборудование для переработки нефтяных шламов с извлечением остаточной нефти и утилизацией твердых отходов (кека) в материалы для дорожного строительства. Громадные объемы сырья, предоставляемого в процессе утилизации нефтешламов, дают возможность производства большого количества сероасфальтобетона - долговечного дорожного покрытия с улучшенными фрикционными и прочностными характеристиками.Итого можно выделить 3 основных области применения нефтешламов:вовлечение в котельные топлива;получение топливных компонентов и профилактических смазок;производство строительных материалов.

neftegaz.ru

Способ переработки нефтешлама | Банк патентов

Изобретение относится к области экологической защиты природного шельфа от разливов нефтепродуктов, преимущественно на земной поверхности и/или водоемах. Способ переработки нефтешламов, содержащих компоненты отходов природного шельфа, предусматривает очистку от взаимодействующего с нефтешламом слоя воды и разделения нефтесодержащих отходов (жидких и застарелых) из иловых карт, амбаров, резервуаров, мест разлива нефти. Способ возможно использовать для подготовки нефти на отдаленных объектах нефтедобычи с получением рекуперированного продукта (нефти), а также для отделения слоя воды от нефтепродуктов с производительности процесса перекачивания нефти от 2-32 м 3/час.

Известны аналоги: патент RU 2221652, B 09 C 1/00, 20.01.2004 и RU 2250146, бюл. №11 от 20.04.2005. В известных разработках нет сведений о процессе переработки загрязненной нефтешламом жидкости в стационарных условиях. Для повышения технологических возможностей упомянутого способа - ускорения процесса и производительности потока жидкости, а также о переработке нефтешламов.

К недостаткам известных технических решений следует отнести отсутствие вариантов управления процессом переработки жидких сред с большей производительностью и удельной массой более единицы.

Задачей нового технического решения является создание ранее не известных технологических приемов по сбору и переработке загустевшей нефти, расположенной на поверхности земли, водоемов, земляных амбаров в любых климатических условиях.

Поставленная задача достигается тем, что способ переработки нефтешламов, состоящий в отделении нефтепродуктов от воды, с помощью перегретого пара и фильтрационной очистки, отличающийся тем, подготовленный в зоне транспортировки нефтешлам подогревают перегретым паром до температуры 22-47°С, подаваемым под давлением от 0,3 до 0,5 МПа со скоростью расхода от 80 до 300 кг/ч при рабочей температуре пара от 105 до 170°С, дробят механические примеси и отделяют от них нефтешлам на фильтре грубой очистки, производят подачу нефтешлама в технологическую(кие) емкость(и) со скоростью 8-32 м3/ч, из подогретого и отстоянного нефтешлама производят отбор подтоварной воды, содержащей 17-40 мг/л нефтепродуктов и 0,1-0,05 об.% механических примесей, подогретый нефтешлам направляют в смеситель, где с помощью дозатора насыщают его реагентами НИКС в количестве 2,5-3,75 кг/м3 нефтешлама из смесителя, подготовленный нефтешлам сливают в технологическую емкость, производят его подогрев, барботаж, обессоливание, удаление механических примесей, а накопленную воду направляют в подогретую емкость для очистки от механических примесей, производят накопление нефтешлама с содержанием 5-10% воды, 250 мг/л хлорных солей и 0,1% механических примесей, накопленный нефтешлам подвергают дренажу и направляют полученную смесь для отстоя, полученную после отстоя нефть с содержанием 0,1-1% воды, 40-160 мг/л хлорных солей, 0,01-0,05% механических примесей сливают в автоцистерны, а воду после дренажа подают в технологическую линию для получения пара с расходом, не превышающим 100-300 кг/ч и рабочей температурой от 150-170°С, производят нейтрализацию отходов нефтешлама в виде влажного загрязненного слоя кека в сыпучее инертное вещество, из донного ила и нефтезагрязненного грунта получают мазут (M100) и очищенный грунт с остаточным содержанием мазута (M100) не более 1%.

Осуществление способа переработки нефтешлама.

Способ переработки нефтешламов, состоящий в отделении нефтепродуктов от воды с помощью перегретого пара и фильтрационной очистки, отличающийся тем, подготовленный в зоне транспортировки нефтешлам подогревают перегретым паром до температуры 22-47°С, подаваемым под давлением от 0,3 до 0,5 МПа со скоростью расхода от 80 до 300 кг/ч при рабочей температуре пара от 105 до 170°С, дробят механические примеси и отделяют от них нефтешлам на фильтре грубой очистки, производят подачу нефтешлама в технологическую(кие) емкость(и) со скоростью 8-32 м3/ч, из подогретого и отстоянного нефтешлама производят отбор подтоварной воды, содержащей 17-40 мг/л нефтепродуктов и 0,1-0,05 об.% механических примесей, подогретый нефтешлам направляют в смеситель, где с помощью дозатора насыщают его реагентами НИКС в количестве 2,5-3,75 кг/м3 нефтешлама, из смесителя, подготовленный нефтешлам сливают в технологическую емкость, производят его подогрев, барботаж, обессоливание, удаление механических примесей, а накопленную воду направляют в подогретую емкость для очистки от механических примесей, производят накопление нефтешлама с содержанием 5-10% воды, 250 мг/л хлорных солей и 0,1% механических примесей, накопленный нефтешлам подвергают дренажу и направляют полученную смесь для отстоя, полученную после отстоя нефть с содержанием 0,1-1% воды, 40-160 мг/л хлорных солей, 0,01-0,05% механических примесей сливают в автоцистерны, а воду после дренажа подают в технологическую линию для получения пара с расходом, не превышающим 100-300 кг/ч и рабочей температурой от 150-170°С, производят нейтрализацию отходов нефтешлама в виде влажного загрязненного слоя кека в сыпучее инертное вещество, из донного ила и нефтезагрязненного грунта получают мазут (M100) и очищенный грунт с остаточным содержанием мазута (M100) не более 1%.

Раскрытие изобретения:

Интервал температур: при температуре 22°С, производят отбор нефтешлама насосом; 43°С - выплавляют и отделяют парафин; 47°С - выплавляют и удаляют тротил, для последующего исключения взрывоопасности нефтешлама;

используют очищенный от парафина и тротила нефтешлам реагентами НИКС для получения очищенной подтоварной воды,

температура нагрева нефтешлама от 22°С позволяет насосам закачивать нефтепродукт и подавать его по трубопроводу в технологические емкости с последующим нагревом для отделения парафина при его температуре плавления 43°С и нагреве нефтешлама до температуры в 47°С, при которой плавится тротил;

реагент НИКС, содержащийся в растворе - не более 1 мг/м3 оксида кальция, 5 мг/м3 алюминия сульфат оксидекагидрата, карбоната магния не более 10 мг/м3, окиси магния не более 4 мг/м3, динатрия карбоната не более 2 мг/м 3; позволяет получать подтоварную воду и влажный кек.

ПДК кальционированной соды составляет 2 мг/м3;).

Пример выполнения способа переработки нефтешлама.

Операции технологического процесса по переработке нефтешлама

Способ переработки нефтешламов, состоящий в отделении нефтепродуктов от воды, с помощью перегретого пара и фильтрационной очистки, отличающийся тем, что:

1) подготовленный в зоне транспортировки нефтешлам, подогревают до температуры 22-47°С, перегретым паром, подаваемым под давлением от 0,3 до 0,5 МПа со скоростью расхода от 80 до 300 кг/ч при рабочей температуре пара от 105 до 170°С,

2) дробят механические примеси и отделяют от них нефтешлам на фильтре грубой очистки;

3) производят подачу нефтешлама в технологическую(кие) емкость(и) со скоростью 8-32 м3/ч;

4) из подогретого и отстоянного нефтешлама производят отбор подтоварной воды, содержащей 17-40 мг/л нефтепродуктов и 0,1-0,05 об.% механических примесей;

5) подогретый нефтешлам направляют в смеситель, где с помощью дозатора насыщают его реагентами;

6) в количестве 2,5-3,75 кг/м3 нефтешлама, из смесителя, подготовленный нефтешлам сливают в технологическую емкость, производят его подогрев барботаж, обессоливание, удаление механических примесей;

7) накопленную воду направляют в подогретую емкость для очистки от механических примесей;

8) накапливают нефтешлам с содержанием 5-10% воды, 250 мг/л хлорных солей и 0,1% механических примесей;

9) полученный нефтешлам подвергают дренажу и направляют полученную смесь для отстоя;

10) отстаивают нефть с содержанием 0,1-1% воды, 40-160 мг/л хлорных солей, 0,01-0,05% механических примесей и сливают в автоцистерны;

11) воду после дренажа подают в технологическую линию для получения пара с расходом, не превышающим 100-300 кг/ч и рабочей температурой от 150-170°С;

12) производят нейтрализацию отходов нефтешлама в виде влажного загрязненного слоя кека в сыпучее инертное вещество;

13) из донного ила и нефтезагрязненного грунта получают мазут (M100) и очищенный грунт с остаточным содержанием мазута (M100) не более 1%.

Промышленная применимость

Экспериментальные работы по отладке технологического процесса по переработке нефтешлама вместе с проектными разработками заняли более 2 лет. Применение способа нашло отражение в картах разлива Отрадненского месторождения нефти. Технологические режимы, описанные выше, нашли отражение при добыче нефти из нефтешлама. Отходы нефтяного производства в виде нейтрализованного кека нашли применение в оснащении удобрениями плодородных земель Самарской области. Новый способ апробирован в Отрадненском нефтяном месторождении, в течение 1-2 квартала 2005 года, на реальных нефтешламовых картах природного шельфа с минимальной глубиной пластовой (подтоварной) воды от 0,1 до 3 метров.

Экономическая эффективность нового способа состоит в получении очищенной нефти и подтоварной воды за счет хлорных солей, магнитных барабанов, собирающих механические примеси, дробления этих примесей, нагрева паром нефтешлама до температуры плавления парафина (43°С) и тротила (47°С), причем процесс очистки природного шельфа от загрязнения нефтешламом земной и водной поверхности основывается на возможности очистки и переработки нефтешлама до получения товарного продукта: нефти и технологически пригодной воды, имеющей потребительскую ценность.

bankpatentov.ru

Топливная композиция для котельной

Изобретение относится к топливной композиции для котельной, состоящей из нефтешлама и углеродсодержащего компонента минерального происхождения, при этом в качестве минерального компонента используется угольная пыль, а в качестве нефтешлама - текучий кек, содержащий 40-65 мас.% воды, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Текучий кек50-70Угольная пыльДо 100

Технический результат заключается в получении топливной композиции для котельной, обладающей высокой стабильностью, низкой коррозионной активностью, низким содержанием серы и низкой себестоимостью. 1 табл., 7 пр.

 

Изобретение относится к котельному топливу на основе углеродсодержащих соединений, а также к утилизации отходов производства промысловой подготовки нефти и добычи угля и позволяет расширить ассортимент котельных топлив.

Известна топливная композиция (патент России №2030447, C10L 1/32, 1995 г.) на основе тяжелой нефтяной фракции и эмульгированного нефтешлама в массовом соотношении:

тяжелая нефтяная фракция - 50-99;

эмульгированный нефтешлам - 1-50.

Недостатками данной топливной композиции являются: низкая стабильность, коррозионность и высокое содержание серы.

В патенте России №2146694, C10L 1/32, 1998 г. описана топливная композиция на основе тяжелой нефтяной фракции, нефтешлама и отходов производства синтетических жирных кислот (СЖК) при следующем массовом соотношении:

нефтешлам - 1-25;

отходы производства синтетических жирных кислот - 0,004-0,1;

тяжелая нефтяная фракция - остальное.

Недостатки этой топливной композиции связаны с использованием отходов СЖК и заключаются в следующем:

- коррозионности;

- окислении топливной композиции кислородом воздуха;

- использовании отходов СЖК в ограниченном количестве;

- низкой стабильности.

Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является топливная композиция (патент России №2041246, C10L 1/32, 1995 г.), состоящая из нефтешлама, коксовой пыли и тяжелой нефтяной фракции при следующем соотношении компонентов, %масс.:

нефтешлам - 1,0-30,0;

коксовая пыль - 0,1-5,0;

тяжелая нефтяная фракция - 65,0-98,9.

Недостатки топливной композиции заключаются в высокой коррозионности, низкой стабильности и высоком содержании серы.

Задачей изобретения является разработка топливной композиции для котельной, которая обеспечит:

- повышение стабильности;

- снижение коррозионности;

- снижение содержания серы;

- снижение себестоимости за счет использования таких отходов, как отходы производства промысловой подготовки нефти и добычи угля.

Техническим результатом изобретения является топливная композиция для котельной с высокой стабильностью, низкой коррозионной активностью, низким содержанием серы и низкой себестоимостью.

Поставленная задача решается тем, что топливная композиция для котельной содержит нефтешлам и углеродсодержащий компонент минерального происхождения - угольную пыль и в качестве нефтешлама - текучий кек, содержащий 40-65% масс воды, при следующем соотношении компонентов, % масс:

Текучий кек 50-70
Угольная пыль До 100

Одним из основных компонентов предлагаемой топливной композиции для котельных является текучий кек, являющийся отходом производства промысловой подготовки нефти. Нефтешлам собирается на заключительной стадии подготовки нефти и очистки сточных вод. Для отделения воды нефтешлам отправляется на флотаторы. Текучий кек образуется из пены флотаторов и является нефтешламом с большим содержанием нефти при меньшем извлечении жидкости. Полученный кек в результате центрифугирования содержит 40-65% масс воды, 3-5% масс механических примесей, остальное - нефтепродукты. Доля смол, асфальтенов и высокомолекулярных парафинов составляет 15% масс.

Содержание в топливной композиции текучего кека обеспечивает устойчивую топливную эмульсию, повышает ее стабильность при сохранении высокими таких технических показателей, как теплота сгорания и высокая стабильность топлива.

Вторым компонентом предлагаемой топливной композиции является угольная пыль, являющаяся отходом следующих стадий добычи угля: бурение шурфов, взрывные работы, отбойка угля комбайнами, погрузка и транспортировка угля. Угольная пыль обеспечивает высокую теплоту сгорания, устойчивую стабильность, низкое содержание серы и снижение коррозионности.

Кроме того, предложенная композиция позволяет утилизировать отходы производства промысловой подготовки нефти и добычи угля, а также расширить ассортимент котельных топлив.

Таким образом, совокупность существенных признаков, изложенных в формуле изобретения, позволяет достичь желаемый технический результат, а именно увеличить стабильность топливной композиции, снизить содержание серы, коррозионность и себестоимость, а также расширить ассортимент котельных топлив.

Топливную композицию для котельной получают путем нагревания текучего кека до 60-70°С, перемешивания в течение 10-15 минут и добавления угольной пыли при продолжающемся перемешивании в течение еще 10-15 минут.

Качество получаемой топливной композиции для котельной иллюстрируют нижеприведенные примеры. В качестве компонентов использовали: текучий кек ЗАО «АСТРАН» и угольную пыль ООО «Минерале трейд». Угольная пыль имеет следующие характеристики: насыпная плотность - 685 кг/м3, влажность - 3,2%, тонкость помола 50-90 мкм, зольность - 1,8%. Топливную композицию для котельной получали на опытной установке ОАО «Краснодарэконефть», снабженной скоростной мешалкой (до 3000 об/мин), резервуарами, насосами и трубопроводами. Полученной топливной композиции для котельной определяли вязкость условную ВУ80 по ГОСТ 6258, теплоту сгорания по ГОСТ 21261, массовую долю серы по ГОСТ Р51947, испытание на медной пластинке, а так же стабильность по ее расслаиваемости.

Пример №1

60% масс. текучего кека, содержащего 50% масс воды, нагревали до 65°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 15 минут, добавляли 40% масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 10 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример №2

50% масс. текучего кека, содержащего 65% масс воды, нагревали до 70°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 10 минут, добавляли 50% масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 12 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример №3

70% масс. текучего кека, содержащего 40% масс воды, нагревали до 60°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 15 минут, добавляли 30% масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 12 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример №4 (сравнительный)

45% масс. текучего кека, содержащего 50% масс воды, нагревали до 65°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 15 минут, добавляли 55% масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 15 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример №5 (сравнительный)

75% масс. текучего кека, содержащего 50% масс воды, нагревали до 65°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 15 минут, добавляли 25%масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 15 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример №6 (сравнительный)

60% масс. текучего кека, содержащего 35% масс воды, нагревали до 65°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 15 минут, добавляли 40% масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 15 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример №7 (по прототипу)

15 кг нефтешлама, содержащего 65% воды и 5% механических примесей, перемешивали до образования однородной эмульсии и компаундировали с 2,5 кг коксовой пыли и 82,5 кг мазута М-100. Полученную композицию подвергали эмульгированию.

Для сравнения в таблице приведены показатели качества традиционного котельного топлива - мазута М-100.

Представленные результаты демонстрируют высокое качество предложенной топливной композиции для котельной. Она обладает высокой стабильностью, низким содержанием серы. Более низкое содержание серы в топливе в сравнении с прототипом и мазутом М-100 снижает коррозионное влияние топлива на оборудование. Вынос золы с отходящими газами обеспечивается тонкостью помола угольной пыли.

Однако такие результаты достижимы только в заявленном соотношении компонентов и содержании воды в текучем кеке. Так, при увеличении содержания угольной пыли и, соответственно, при снижении содержания текучего кека (пр. №4) вязкость топлива повышается, а при уменьшении содержания угольной пыли ниже заявленного (пр. №5) снижается теплота сгорания топливной композиции для котельной. При снижении содержания воды в текучем кеке ниже заявленного, уменьшается стабильность топливной композиции для котельной, а вязкость увеличивается почти в два раза. Верхний предел содержания воды в текучем кеке обусловлен условиями его получения и более высоким не бывает.

Кроме того, следует отметить, что низкие температуры в процессе приготовления топливной композиции для котельной и небольшое время перемешивания экономят энергоресурсы, а предложенный состав топливной композиции снижает ее себестоимость и расширяет ассортимент котельных топлив.

Таблица
Качество топливной композиции для котельной
Пример № Состав топливной композиции, мас.% Показатели качества
текучий кек содержание воды в текучем кеке угольная пыль теплота сгорания низшая, кДж/кг вязкость условная, ВУ80 содержание серы, % испытание на медной пластинке стабильность, сутки
1 60 50 40 40210 5,10 0,91 выдерживает 515
2 50 65 50 40470 5,11 0,90 тоже 505
3 70 40 30 40180 4,97 0,94 тоже 517
4 ср. 45 50 55 40475 5,43 0,89 тоже 518
5 ср. 75 50 25 39601 4,95 0,97 тоже 371
6 ср. 60 35 40 40200 10,11 0,93 тоже 508
7 пр. нефтешлам резервуарный 15,0 Мазут М-100 82,5 коксовая пыль 2,5 8832 ккал/кг 8,1 1,15 не выдерживает 150
Мазут М-100 39900 не более 16 не более 2,0 выдерживает не нормируется

Топливная композиция для котельной, состоящая из нефтешлама и углеродсодержащего компонента минерального происхождения, отличающаяся тем, что он содержит угольную пыль и в качестве нефтешлама - текучий кек, содержащий 40-65 мас.% воды, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Текучий кек 50-70
Угольная пыль До 100

www.findpatent.ru

топливная композиция для котельной - патент РФ 2541322

Изобретение относится к топливной композиции для котельной, состоящей из нефтешлама и углеродсодержащего компонента минерального происхождения, при этом в качестве минерального компонента используется угольная пыль, а в качестве нефтешлама - текучий кек, содержащий 40-65 мас.% воды, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Текучий кек50-70
Угольная пыль До 100

Технический результат заключается в получении топливной композиции для котельной, обладающей высокой стабильностью, низкой коррозионной активностью, низким содержанием серы и низкой себестоимостью. 1 табл., 7 пр.

Изобретение относится к котельному топливу на основе углеродсодержащих соединений, а также к утилизации отходов производства промысловой подготовки нефти и добычи угля и позволяет расширить ассортимент котельных топлив.

Известна топливная композиция (патент России № 2030447, C10L 1/32, 1995 г.) на основе тяжелой нефтяной фракции и эмульгированного нефтешлама в массовом соотношении:

тяжелая нефтяная фракция - 50-99;

эмульгированный нефтешлам - 1-50.

Недостатками данной топливной композиции являются: низкая стабильность, коррозионность и высокое содержание серы.

В патенте России № 2146694, C10L 1/32, 1998 г. описана топливная композиция на основе тяжелой нефтяной фракции, нефтешлама и отходов производства синтетических жирных кислот (СЖК) при следующем массовом соотношении:

нефтешлам - 1-25;

отходы производства синтетических жирных кислот - 0,004-0,1;

тяжелая нефтяная фракция - остальное.

Недостатки этой топливной композиции связаны с использованием отходов СЖК и заключаются в следующем:

- коррозионности;

- окислении топливной композиции кислородом воздуха;

- использовании отходов СЖК в ограниченном количестве;

- низкой стабильности.

Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является топливная композиция (патент России № 2041246, C10L 1/32, 1995 г.), состоящая из нефтешлама, коксовой пыли и тяжелой нефтяной фракции при следующем соотношении компонентов, %масс.:

нефтешлам - 1,0-30,0;

коксовая пыль - 0,1-5,0;

тяжелая нефтяная фракция - 65,0-98,9.

Недостатки топливной композиции заключаются в высокой коррозионности, низкой стабильности и высоком содержании серы.

Задачей изобретения является разработка топливной композиции для котельной, которая обеспечит:

- повышение стабильности;

- снижение коррозионности;

- снижение содержания серы;

- снижение себестоимости за счет использования таких отходов, как отходы производства промысловой подготовки нефти и добычи угля.

Техническим результатом изобретения является топливная композиция для котельной с высокой стабильностью, низкой коррозионной активностью, низким содержанием серы и низкой себестоимостью.

Поставленная задача решается тем, что топливная композиция для котельной содержит нефтешлам и углеродсодержащий компонент минерального происхождения - угольную пыль и в качестве нефтешлама - текучий кек, содержащий 40-65% масс воды, при следующем соотношении компонентов, % масс:

Текучий кек50-70
Угольная пыль До 100

Одним из основных компонентов предлагаемой топливной композиции для котельных является текучий кек, являющийся отходом производства промысловой подготовки нефти. Нефтешлам собирается на заключительной стадии подготовки нефти и очистки сточных вод. Для отделения воды нефтешлам отправляется на флотаторы. Текучий кек образуется из пены флотаторов и является нефтешламом с большим содержанием нефти при меньшем извлечении жидкости. Полученный кек в результате центрифугирования содержит 40-65% масс воды, 3-5% масс механических примесей, остальное - нефтепродукты. Доля смол, асфальтенов и высокомолекулярных парафинов составляет 15% масс.

Содержание в топливной композиции текучего кека обеспечивает устойчивую топливную эмульсию, повышает ее стабильность при сохранении высокими таких технических показателей, как теплота сгорания и высокая стабильность топлива.

Вторым компонентом предлагаемой топливной композиции является угольная пыль, являющаяся отходом следующих стадий добычи угля: бурение шурфов, взрывные работы, отбойка угля комбайнами, погрузка и транспортировка угля. Угольная пыль обеспечивает высокую теплоту сгорания, устойчивую стабильность, низкое содержание серы и снижение коррозионности.

Кроме того, предложенная композиция позволяет утилизировать отходы производства промысловой подготовки нефти и добычи угля, а также расширить ассортимент котельных топлив.

Таким образом, совокупность существенных признаков, изложенных в формуле изобретения, позволяет достичь желаемый технический результат, а именно увеличить стабильность топливной композиции, снизить содержание серы, коррозионность и себестоимость, а также расширить ассортимент котельных топлив.

Топливную композицию для котельной получают путем нагревания текучего кека до 60-70°С, перемешивания в течение 10-15 минут и добавления угольной пыли при продолжающемся перемешивании в течение еще 10-15 минут.

Качество получаемой топливной композиции для котельной иллюстрируют нижеприведенные примеры. В качестве компонентов использовали: текучий кек ЗАО «АСТРАН» и угольную пыль ООО «Минерале трейд». Угольная пыль имеет следующие характеристики: насыпная плотность - 685 кг/м3, влажность - 3,2%, тонкость помола 50-90 мкм, зольность - 1,8%. Топливную композицию для котельной получали на опытной установке ОАО «Краснодарэконефть», снабженной скоростной мешалкой (до 3000 об/мин), резервуарами, насосами и трубопроводами. Полученной топливной композиции для котельной определяли вязкость условную ВУ80 по ГОСТ 6258, теплоту сгорания по ГОСТ 21261, массовую долю серы по ГОСТ Р51947, испытание на медной пластинке, а так же стабильность по ее расслаиваемости.

Пример № 1

60% масс. текучего кека, содержащего 50% масс воды, нагревали до 65°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 15 минут, добавляли 40% масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 10 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример № 2

50% масс. текучего кека, содержащего 65% масс воды, нагревали до 70°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 10 минут, добавляли 50% масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 12 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример № 3

70% масс. текучего кека, содержащего 40% масс воды, нагревали до 60°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 15 минут, добавляли 30% масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 12 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример № 4 (сравнительный)

45% масс. текучего кека, содержащего 50% масс воды, нагревали до 65°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 15 минут, добавляли 55% масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 15 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример № 5 (сравнительный)

75% масс. текучего кека, содержащего 50% масс воды, нагревали до 65°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 15 минут, добавляли 25%масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 15 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример № 6 (сравнительный)

60% масс. текучего кека, содержащего 35% масс воды, нагревали до 65°С в резервуаре, снабженном скоростной мешалкой, перемешивали в течение 15 минут, добавляли 40% масс угольной пыли при продолжающемся перемешивании еще в течение 15 минут. Полученную топливную композицию анализировали. Результаты анализов представлены в таблице.

Пример № 7 (по прототипу)

15 кг нефтешлама, содержащего 65% воды и 5% механических примесей, перемешивали до образования однородной эмульсии и компаундировали с 2,5 кг коксовой пыли и 82,5 кг мазута М-100. Полученную композицию подвергали эмульгированию.

Для сравнения в таблице приведены показатели качества традиционного котельного топлива - мазута М-100.

Представленные результаты демонстрируют высокое качество предложенной топливной композиции для котельной. Она обладает высокой стабильностью, низким содержанием серы. Более низкое содержание серы в топливе в сравнении с прототипом и мазутом М-100 снижает коррозионное влияние топлива на оборудование. Вынос золы с отходящими газами обеспечивается тонкостью помола угольной пыли.

Однако такие результаты достижимы только в заявленном соотношении компонентов и содержании воды в текучем кеке. Так, при увеличении содержания угольной пыли и, соответственно, при снижении содержания текучего кека (пр. № 4) вязкость топлива повышается, а при уменьшении содержания угольной пыли ниже заявленного (пр. № 5) снижается теплота сгорания топливной композиции для котельной. При снижении содержания воды в текучем кеке ниже заявленного, уменьшается стабильность топливной композиции для котельной, а вязкость увеличивается почти в два раза. Верхний предел содержания воды в текучем кеке обусловлен условиями его получения и более высоким не бывает.

Кроме того, следует отметить, что низкие температуры в процессе приготовления топливной композиции для котельной и небольшое время перемешивания экономят энергоресурсы, а предложенный состав топливной композиции снижает ее себестоимость и расширяет ассортимент котельных топлив.

Таблица
Качество топливной композиции для котельной
Пример № Состав топливной композиции, мас.%Показатели качества
текучий кек содержание воды в текучем кекеугольная пыльтеплота сгорания низшая, кДж/кг вязкость условная, ВУ80 содержание серы, %испытание на медной пластинкестабильность, сутки
160 504040210 5,100,91 выдерживает515
25065 50404705,11 0,90тоже 505
3 704030 401804,970,94 тоже517
4 ср.45 505540475 5,430,89 тоже518
5 ср.7550 2539601 4,950,97тоже 371
6 ср. 6035 404020010,11 0,93тоже 508
7 пр. нефтешлам резервуарный 15,0 Мазут М-100 82,5 коксовая пыль 2,58832 ккал/кг 8,11,15не выдерживает 150
Мазут М-10039900 не более 16не более 2,0 выдерживаетне нормируется

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Топливная композиция для котельной, состоящая из нефтешлама и углеродсодержащего компонента минерального происхождения, отличающаяся тем, что он содержит угольную пыль и в качестве нефтешлама - текучий кек, содержащий 40-65 мас.% воды, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Текучий кек50-70
Угольная пыль До 100

www.freepatent.ru

Состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину и способ его приготовления

 

Изобретение относится к эмульсионно-суспензионным составам для селективной изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности в процессе проведения изоляционно-восстановительных работ при капитальном ремонте скважин. Состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину включает отход процесса подготовки нефти и органический растворитель, дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество, в качестве отхода процесса подготовки нефти используют сгущенный на ленточных пресс-фильтрах нефтешлам-кек, в качестве органического растворителя используют смесь нефраса АР 120/200 с плотностью 870 кг/м2 и смеси галопроизводных углеводородов - композиции АПК с плотностью 1550 кг/м2 при следующем соотношении, мас.%: НПАВ 7,5-25,0, указанный сгущенный на ленточных пресс-фильтрах нефтешлам-кек 25,0-50,0, указанный органический растворитель - остальное, причем плотность органического растворителя равняется плотности водной фазы - пресной и минерализованной, используемой для приготовления из состава водной эмульсионно-суспензионной системы, и его концентрация при введении в водную фазу для образования водной эмульсионно-суспензионной системы варьируется в пределах 0,1-5,0 мас.%. Способ приготовления состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод заключается в том, что предварительно в органическом растворителе растворяют при перемешивании неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ, причем плотность органического растворителя равняется плотности водной фазы - пресной или минерализованной, используемой для приготовления из состава водной эмульсионно-суспензионной системы, и его концентрация при введении в водную фазу для образования водной эмульсионной-суспензионной системы варьируется в пределах 0,1-5,0 мас.%. Технический результат создание седиментационно устойчивой тонкодисперсной эмульсионно-суспензионной системы, способной самопроизвольно образовываться в пресной или минерализованной воде, обладающей эффектом водоизоляции наиболее проницаемых участков пласта. 2 с. и 4 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к физико-химическим (эмульсионно-суспензионным) составам для селективной изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах и может быть использовано в нефтяной и газовой отраслях промышленности в процессе проведения изоляционно-восстановительных работ при капитальном ремонте скважин.

Известен состав для ограничения притока пластовых вод в нефтяные скважины, содержащий в воде в качестве дисперсного наполнителя древесную муку (0,1-5,0 мас. %), в качестве стабилизатора дисперсии нефтяной раствор (5-50 мас. %) масловодорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества (например, эмультала или нефтенол, или неонол АФ6-9, или ОП-7) (Заявка на изобретение N 96113670/03, кл. 6 E 21 В 43/32, 27.06.96).

Недостаток состава - низкая водоизолирующая эффективность древесной муки, используемой в качестве дисперсного наполнителя.

Известен способ селективной изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий последовательную закачку в пласт двух изоляционных составов, взаимодействующих с образованием закупоривающего осадка, отличающийся тем, что в качестве первого состава закачивают отход промысловой подготовки нефти, содержащий органосоединения, мехпримеси, и воду, а в качестве второго состава последовательно закачивают водные растворы бишофита и силиката натрия (патент RU N 2010948 C1, кл. 5 E 21 В 33/138, Бюл. N 7, 1994).

Недостаток способа - непостоянство содержания компонентов и вязкостной характеристики первого закачиваемого состава и необходимость проведения еще двух последовательных дополнительных закачек бишофита и силиката натрия для образования закупоривающего осадка, что существенно усложняет и удорожает процесс образования закупоривающего осадка.

Наиболее близким к предлагаемому решению относится состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий отход процесса подготовки нефти и органический растворитель - АПК и способ приготовления состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий смешение органического растворителя с отходом процесса подготовки нефти патента RU N 2126082 C1, опубл., 10.02.1992).

Целью данного изобретения является создание состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, обладающего способностью самопроизвольно образовывать в пресной или минерализованной воде агрегативно и седиментационно устойчивую тонкодисперсную эмульсионно-суспензионную систему, при закачке которой в пласт проявляется необходимый эффект водоизоляции (закупорки) частицами мехпримесей наиболее проницаемых участков пласта.

Для достижения поставленной цели предлагается состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод, включающий отход процесса подготовки нефти и органический растворитель, дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ-оксиэтилированный алкилфенол, например ОП-10 или неонол АФ9-12, в качестве отхода процесса подготовки нефти используют сгущенный на ленточных пресс-фильтрах нефтешлам-кек до содержания, мас. %: минеральной части - 55-65, органической части 20-25, воды - остальное, причем минеральная часть содержит SiO2 + CaCO3 + MgCOs - 50 мас.%, FeO + Fe2O3 + FeS + Fe2S - 50 мас.%, а органическая часть состоит из асфальтенов, смол, парафинов и масел, в качестве органического растворителя используют смесь ароматического растворителя - нефрас - AP 120/200 с плотностью 870 кг/м3 и смеси галопроизводных углеводородов - композиции АПК с плотностью 1550 кг/м3 при следующем соотношении, мас.%: НПАВ - 7,5-25,0 Указанный сгущенный на ленточных пресс-фильтрах нефтештам-кек - 25,0-50,0 Указанный органический растворитель - остальное, причем плотность органического растворителя равняется плотности водной фазы - пресной или минерализованной, используемой для приготовления из состава водной эмульсионно-суспензионной системы, и его концентрация при введении в водную фазу для образования водной эмульсионно-суспензионной системы варьируется в пределах 0,1-5,0 мас.%.

Новым является то, что использование в предлагаемом составе вместо отхода процесса подготовки нефти неопределенного состава (где содержание минеральной фазы колеблется в пределах, мас.% 0,1-25), сгущенного на ленточном пресс-фильтре нефтешлама - (кека) с практически постоянным содержанием механических примесей в пределах мас.% 55-65 значительно повышает закупоривающие свойства водных эмульсионно-суспензионных систем, получаемых из предлагаемого состава. Кроме того, новым является и применение в качестве растворителя неионогенного поверхностно-активного вещества - оксиэтилированного алкилфенола - ОП -10 (ГОСТ 8433-81) или неонола АФ9-12 (ТУ 248- 077-05766801-98) и асфальто-смолистых и парафиновых АСП компонентов кека - сгущенного отхода процесса подготовки нефти, смеси нефраса - АР 120/200 плотностью 890 кг/см3 (ТУ 38.101804-80) и смеси галопроизводных углеводородов - композиции АПК с плотностью 1550 кг/м3 (ТУ 2122-199-05-76-34-68-94) в таком соотношении объемов, при котором плотность смеси равна плотности воды пресной или минерализованной, в которой приготавливают из предлагаемого состава водную эмульсионно-суспензионную систему. Это не только повышает растворяющую способность названной смеси в отношении HПАВ и АСПО, но и повышает агрегативную и седиментационную стабильность конечной системы за счет выравнивания плотностей дисперсионной среды и дисперсионной фазы.

Указанная цель достигается также и тем, что способ приготовления состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий смешение органического растворителя с отходом процесса подготовки нефти, причем и при приготовлении состава предварительно в органическом растворителе растворяют при перемешивании неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ, а плотность органического растворителя равняется плотности водной фазы - пресной или минерализованной, используемой для приготовления из состава водной эмульсионно-суспензионной системы, и его концентрация при введении в водную фазу для образования водной эмульсионно-суспензионной системы варьируется в пределах 0,1-5,0 мас.%.

Для осуществления процесса изоляции зон поглощения или ограничения водопритока пластовых вод предлагаемый состав закачивают в скважину (в зависимости от коллекторских свойств обрабатываемого пласта) в виде 0,1-5,0% водной эмульсионно-суспензионной системы. При этом необходимый объем закачиваемой эмульсионно-суспензионной системы устанавливают по изменению (снижению) приемистости скважины при постоянном давлении нагнетания или по повышению давления нагнетания при постоянном объеме закачки раствора.

Достижение положительного эффекта водоизоляции от применения предлагаемого состава обеспечивается тем, что данный состав при его введении в воду (независимо от ее минерализации) самопроизвольно образует тонкодисперсную эмульсионно-суспензионную систему, обладающую способностью при закачке ее в пласт не только гидрофобизировать в результате адсорбции на породе пласта асфальто-смолистых и парафиновых компонентов высокопроницаемые водонасыщенные интервалы пласта, но и делать их непроницаемыми для воды, но проницаемыми для нефти при адгезионном закреплении в высокопроницаемых участках пласта тонкодисперсных минеральных частиц, прежде всего - гидрофобных частиц сульфида железа и окислов железа.

Водоизолирующую способность предлагаемого состава определяли в лабораторных условиях на водонасыщенной двухпластовой насыпной модели. Проницаемость низкопроницаемого пласта составляла 0,15 мкм2. Модель имела длину 50 см, диаметр см3. Пористая (высокопроницаемая) среда была представлена кварцевым песком различного фракционного состава, в результате чего достигалась неоднородность модели по проницаемости.

На первом этапе экспериментов в двухмерную модель подавалась вода и устанавливалось распределение фильтрационных потоков по отношению к воде.

На втором этапе в модель подавались водные эмульсионно-дисперсные системы с разной концентрацией анализируемых составов в объеме, равном суммарному объему двухмерной модели пласта. Оценку эффективности закупоривающего действия водной эмульсионно- суспензионной системы (в относит.%) производили по изменению безразмерной величины K=Q1/Q2, где Q1 и Q2 - количество жидкости, отобранной из высоко- и низкопроницаемых зон модели пласта до и после воздействия на модель пласта.

В таблице приведены результаты опытов по исследованию закупоривающего действия водной эмульсионно-суспензионной системы, образуемой предлагаемым составом в зависимости от содержания в системе анализируемого состава (мас. %). Закупоривающий эффект можно получить при использовании предлагаемого состава при его концентрации в воде 0,5 мас.%, т.е. в 20 раз меньшем расходе. Из данных таблицы также следует, что оптимальный диапазон концентраций в воде предлагаемого состава колеблется в пределах 0,1-5,0 мас.%, т.к. при концентрации состава в воде ниже 0,1 мас.% эффект закупоривания высокопроницаемых участков пласта не превышает 10%, далее с повышением концентрации состава в воде эффект закупоривания достигает величины порядка 75% при 5,0% концентрации состава в воде. Дальнейшее повышение концентрации состава в воде нецелесообразно, т. к. эффект закупоривания от применения системы с 10% содержанием состава достигает величины порядка 77,0%, т.е. практически не увеличивается.

1. Состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий отход процесса подготовки нефти и органический растворитель, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ - оксиэтилированный алкилфенол, например ОП-10 или неонол АФ9-12, в качестве отхода процесса подготовки нефти используют сгущенный на ленточных пресс-фильтрах нефтешлам-кек до содержания, мас.%: минеральная часть 55-65, органическая часть 20-25, вода - остальное, причем минеральная часть содержит SiO2+CaCО3+MgCО3 - 50 мас.%, FeO+Fе2О3+FеS+Fe2S - 50 мас.%, а органическая часть состоит из асфальтенов, смол, парафинов и масел, в качестве органического растворителя используют смесь ароматического растворителя - нефрас АР 120/200 с плотностью 870 кг/м3 и смеси галопроизводных углеводородов - композиции АПК с плотностью 1550 кг/м3 при следующем соотношении, мас.%: НПАВ - 7,5-25,0 Указанный сгущенный на ленточных пресс-фильтрах нефтешлам-кек - 25,0-50,0Указанный органический растворитель - Остальное2. Состав по п.1, отличающийся тем, что плотность органического растворителя равняется плотности водной фазы - пресной или минерализованной, используемой для приготовления из состава водной эмульсионно-суспензионной системы.

3. Состав по п.1 или 2, отличающийся тем, что его концентрация при введении в водную фазу для образования водной эмульсионно-суспензионной системы варьируется в пределах 0,1-5,0 мас.%.

4. Способ приготовления состава для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, включающий смешение органического растворителя с отходом процесса подготовки нефти, отличающийся тем, что при приготовлении состава по п.1 предварительно в органическом растворителе растворяют при перемешивании неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что плотность органического растворителя равняется плотности водной фазы - пресной или минерализованной, используемой для приготовления из состава водной эмульсионно-суспензионной системы.

6. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что концентрация состава при введении в водную фазу для образования водной эмульсионно-суспензионной системы варьируется в пределах 0,1-5,0 мас.%.

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru


Смотрите также