Ресурсосбережение при транспорте нефти и нефтепродуктов

4. Ресурсосбережение при транспорте нефти и нефтепродуктов

4.1. Сокращение потерь нефти и нефтепродуктов

Транспорт жидких углеводородов сопровождается значительными потерями, которые происходят по следующим причинам: из-за негерметичности трубопроводов, соединений, резервуаров; от несовершенства технологических процессов, от испарения легких фракций при хранении и перевалочных операциях. Большие потери нефти происходят при авариях на трубопроводах.

4.1.1. Контроль за возникновением утечек из трубопроводов

Условно, в зависимости от расхода вытекающих нефти и нефтепродуктов различают утечки крупные и мелкие. К крупным относят утечки величиной более 10 м3/ч, а к мелким – от 2 до 600 л/ч. Утечки величиной от 600 л/ч до 10 м3/ч, практически, не наблюдаются.

Утечки с расходом менее 50 л/ч не наносят большого ущерба, так как мелкие дефекты в теле трубы постепенно забиваются парафином, песком и другими механическими частицами.

4.1.1.1.Обнаружение крупных утечек по изменению расхода и давлению

В момент возникновения утечки меняются гидродинамические параметры работы трубопровода. По совмещённой характеристике нефтепровода и перекачивающих станций видно, что возникновение утечки приводит к увеличению его производительности (рис. 11.1).

Технологии обнаружения места утечки из трубопроводов основаны на измерении давления перекачки и расхода. Наиболее простой способ обнаружения крупных утечек заключается в построении линий гидравлического уклона с начала и конца перегона по измеренным расходам (рис. 11.2). Для упрощения процесса поиска места утечки можно рассчитывать текущий гидравлический уклон с помощью ЭВМ по известным формулам гидравлики. Пересечение линий гидравлических уклонов, построенных для двух указанных значений расхода, показывает положение места утечки (у). Зная погрешность этого метода, можно достаточно быстро найти место утечки и приступить к ликвидации аварийного состояния.

Этот способ весьма неточен при графоаналитическом исполнении, так как связан с масштабными построениями. Точность его повышается при использовании ЭВМ и достаточно большом дисбалансе расходов.

Рисунок. 11.1. Совмещенная характеристика НПС и трубопровода: 1, 2—характеристика трубопровода до и после возникновения утечки; 3—суммарная характеристика НПС

Рисунок 11.2 - Схема для определения места утечки по изменению линии гидравлического уклона:

Н — напор станции; l — длина трассы трубопровода между насосными станциями; у — место утечки; 1,2— линии гидравлического уклона соответственно при наличии утечки и без нее

Местоположение утечки можно также обнаружить по уменьшению напора на НПС. Для этого необходимо закрыть концевую задвижку на перегоне, а насосную станцию, оборудованную центробежными насосами, не выключать. Движение жидкости будет происходить только на участке до места утечки. В результате получается кривая падения давления (рис. 11.3), по которой легко определить место утечки, зная р2, р1 и гидравлический уклон на первом участке.

Рисунок 11.3 - Схема для определения места утечки по падению давления в трубопроводе:

н — насос; у — место утечки; з — концевая задвижка; р1 — давление, развиваемое насосом; р2 — постоянное давление за местом утечки; L — расстояние от насосной до места утечки

Для определения места утечки по изменению давления на нефтепроводе через каждые 10—20 км и на перекачивающих станциях устанавливают контрольно-замерные пункты, которые позволяют измерять перепады давления на участках. По значению измеренного перепада давления судят о состоянии трубопровода. Метод является достаточно надежным и помехоустойчивым. С помощью ЭВМ анализируют приращение давления и выявляют нарушения монотонности изменения давления. Крупные утечки обнаруживают немедленно по резкому падению давления на приеме следующей перекачивающей станции, а малые и средние утечки выявляют только в результате обработки измеренных перепадов давления на ЭВМ. Если трубу оснастить датчиками внешнего давления, то, анализируя колебания внутреннего и наружного давления в течение длительного промежутка времени и сравнивая их со статистическими данными, можно прогнозировать образование сквозных дефектов в трубопроводе.

4.1.1.2. Патрульные методы местонахождения малых утечек

Появление малых утечек не приводит к видимым изменениям режима перекачки, поэтому зафиксировать их значительно сложнее. Это приводит к тому, что суммарное количество вытекшей нефти (нефтепродукта или газа) от момента разгерметизации трубы до обнаружения малой утечки может оказаться существенно больше, чем при крупной аварии.

Основные методы диагностики малых утечек делятся на патрульные и дистанционные. К патрульным относятся методы, предусматривающие периодическое перемещение средств диагностики утечек вдоль трассы трубопроводов:

Визуальный метод заключается в обнаружении мест утечек в ходе осмотра трассы обходчиками или при её патрулировании с использованием автотранспорта, авиации и др. средств.

Тепловизионный метод эффектен при использовании аппаратуры, устанавливаемой на вертолете.

Газоанализаторный метод используется в том случае, когда по трубопроводу перекачиваются легкие продукты, имеющие достаточно высокую летучесть.

Радиоактивный метод представляет определенную опасность для обслуживающего персонала и небезопасен с экологической точки зрения, но позволяет точно определять места малых утечек.

Метод акустической эмиссии использует эффект образования упругих волн, излучаемых при нагружении трубопровода давлением, который регистрируется высокочувствительными пьезоэлектрическими датчиками, расположенными на контролируемом участке трубопровода.

Метод прослушивания шумов течи с поверхности грунта предусматривает использование переносных приборов и передвижных установок для акустического контроля линейной части трубопроводов.

Метод контроля малых утечек по запаху применяется за рубежом. Способ экзотический, с использованием специально обученных собак-лабрадоров, которые в 98 случаях из 100 распознают "свой" запах.

Значительно облегчает патрулирование применение приборов, вводимых в поток перекачиваемого по трубопроводу продукта. Наиболее эффективны ультразвуковые течеискатели, фиксирующие при своем движении по трубе места аномально высоких шумов, характерных для утечки.

Одним из основных недостатков всех патрульных методов является периодичность контроля за наличием малых утечек.

4.1.1.3. Дистанционные методы локализации малых утечек

Дистанционные методы не требуют перемещения средств диагностики вдоль трассы трубопровода.

Метод периодического переиспытания является одним из более распространенных методов выявления дефектов трубопроводов, в том числе и утечек. Для нефте- и нефтепродуктопроводов наиболее предпочтительны гидравлические испытания, а для газопроводов – пневматические.

Метод отрицательных волн давления основан на явлении скачкообразного понижения давления в месте утечки в момент ее образования и последующего перемещения в обе стороны от нее со скоростью звука волн пониженного давления.

Метод сравнения расходов технологичный и оперативный. Основан на постоянстве мгновенного массового расхода в трубопроводе при отсутствии утечки и установившемся режиме перекачки.

Метод линейного баланса предусматривает контроль по суммарному количеству закачанного в трубопровод и принятого из него нефтепродукта; является более точным по сравнению с предыдущим.

Метод ударных волн Н.Е. Жуковского реализуется при создании в трубопроводе искусственного гидравлического удара, например, быстрым прикрытием задвижки, с последующей фиксации волны, отраженной от места утечки.

Методы обнаружения утечек многочисленны, но нет универсального метода, который был бы и точным, и недорогим, и технологичным.

Поэтому, для увеличения достоверности распознавания утечек контроль за их появлением необходимо осуществлять параллельно сразу несколькими способами. Так, на трубопроводах АК "Транснефть" одновременно используются визуальный метод, а также методы падения давления, сравнения расходов и линейного баланса.

В системе нефтепродуктопроводного транспорта широко применяется метод отрицательных волн давления, особенно при последовательной перекачке, в ходе которой давление и расход изменяются и в герметичном трубопроводе.

В качестве примеров можно привести данные. На балансе нефтегазодобывающих предприятий России находится 136 тыс. км внутрипромысловых нефтепроводов и нефтесборных сетей. В 1991 … 1994 гг. на них ежегодно регистрировалось более 20 тыс. аварий, что привело к загрязнению почвы, воды и потерям около 1 млн. т нефти. Особенно это характерно для нефтепромыслов Республики Коми, Башкортостана, Татарстана и Западной Сибири.

Например, из-за коррозионного разрушения нефтепровода Харьяга-Усинск диаметром 720 мм на местности (60...65 га) по официальной оценке было сброшено 14,5 тыс. т нефти. Ущерб от этой аварии оценивается в 62 млн. руб (в ценах 2005 г.).

На Самотлорском месторождении из-за ежегодных 200...400 аварий загрязнена нефтью площадь в 20 км2.

В АО "Юганскнефтегаз" в 1994 г. произошло 453 порыва нефтепромысловых трубопроводов, в результате чего было разлито 1542 т нефти (собрано 505 т). Площадь загрязнения – 21 га.

В 1994 г. из магистральных нефтепроводов АК "Транснефть" вытекло 718 т нефти, а из магистральных нефтепродуктопроводов АК "Транснефтепродукт" около 300 т нефтепродуктов.

Авария, произошедшая 26.12.95 г. на подводном переходе нефтепровода ТОН-2 через р. Белая, является одной из самых серьезных в России. Из-за трещины на поперечном сварном стыке по низу трубы в р. Белая попало около 1200 т нефти. Общие затраты на зачистку реки составили около 1,4 млн. $.

13.06.99 г. в результате аварии на 334 км нефтепровода ТОН-2 в районе д. Терменево произошел сброс нефти, часть которой попала в р. Ай и р. Улуир. Утечка нефти из трубопровода составила около 1500 м3, и примерно 300 м3 попало на водную поверхность. Разлитая нефть была собрана.

Задача эксплуатационников заключается в том, чтобы свести ущерб от утечек к минимуму. Их сокращение достигается, во-первых, уменьшением количества вытекшей нефти (нефтепродуктов), а, во-вторых, тщательным сбором пролитого объема. Существуют специальные технологии сбора вытекшей нефти и нефтепродуктов.

4.1.2. Сокращение потерь нефти (нефтепродуктов) при авариях

Аварийные потери нефти через отверстие, образовавшееся при повреждении трубопровода, можно уменьшить путем:

- откачки ее из трубопровода насосами НПС;

- локализации и сбора вытекшей нефти;

- извлечения нефти из загрязненного грунта;

- уменьшения её потерь от испарения;

4.1.2.1. Локализация нефти на суше

Локализация нефти осуществляется путем строительства защитных сооружений от растекания нефти, а также земляных амбаров для сбора нефти.

Защитные сооружения (дамбы) (рис.11.4), как правило, предусматриваются, на стадии проектирования трубопровода. Они имеют сечение треугольной или трапецеидальной формы. Их размеры зависят от объема потенциального стока нефти, условий её фильтрации через тело дамбы, а также, и условия устойчивости сооружения.

Защитные дамбы из однородного грунта быстро разрушаются, потому применяются только в течение непродолжительного периода времени.

Современные технологии предусматривают защитные сооружения из геотубов - цилиндрических оболочек из полимерных материалов (геосинтетиков), заполненных грунтом. По своему функциональному назначению геосинтетики делятся на две основные группы:

1) геотекстили – тканые или нетканые материалы, решетки и сетки на основе синтетических и полимерных волокон, например, дорнит. Такой материал не подвержен гниению, воздействию грибков и плесени; применяются для стабилизации почв, в дренажных системах, для укрепления откосов, склонов и берегов, в насыпях, дорожных покрытиях и т.п.

2) геомембраны – изолирующие непроницаемые материалы на основе полиэтилена высокой плотности; применяются в накопителях шламов, резервуарах сточных вод, дамбах и плотинах, резервуарах питьевой воды, хранилищах опасных продуктов и т.д.

Рисунок 11.4 – Конструкция земляных дамб:

1 – дамба; 2 – кривая депрессии; 3 – защитный экран; 4 – ядро; 5 – дренажные трубы

Геотубы диаметром 9 м из высокопрочного полипропиленового полотна, заполненные намывным песком были использованы в качестве защитного сооружения для береговой линии Атлантик Сити. После окончания заполнения оболочки были засыпаны песком и засеяны травой. Когда в 1995 г. на восточное побережье США обрушился ураган Льюис (скорость ветра до 48 км/ч, волны – до 3,6 м высотой) данная конструкция берегоукрепления осталась невредимой.

В нашей стране исследована возможность использования геотубов, заполняемых методом гидронамыва, при строительстве и эксплуатации трубопроводов для сооружения защитных дамб В.В. Мироновым.

Конструкция дамб обвалования представляет из себя узкопрофильные оболочечные сооружения. На местности вдоль оси возводимого сооружения расстилают мягкое полотнище из геосинтетического материала в виде пустотелой оболочки, после чего оболочка заполняется грунтом методом гидронамыва.

Геотубы с успехом могут быть использованы и при создании на месте аварии быстровозводимых емкостей для временного хранения растекающейся нефти (рис.11.5).

Рисунок 11.5 - Принципиальная схема быстровозводимого амбара для сбора нефти при авариях:

1 – мягкие непроницаемые оболочки из геосинтетического материала, заполненные жидкостью; 2 – поверхность грунта; 3 – нефть; 4 – непроницаемый для нефти экран.

4.1.2.2. Локализация нефти на поверхности водных объектов

Использование боновых заграждений (рис.11.6) поволяет создавать механический барьер, препятствующий перемещению нефти, находящейся на поверхности воды.

Конструкция бонового заграждения предусматривает наличие плавучей, экранирующей и балластной части. Плавучая часть бона предназначена для обеспечения его плавучести и выполняется как в виде отдельных поплавков 1 круглого или прямоугольного сечения (рис. 11.6 а,б), так и из сплошных труб (рис. 11.6 в-е), что более надежно. Экранируемая часть бона представляет собой гибкий экран 2 высотой до 0,6 м. Удержание бонов в проектном положении обеспечивается растяжками 3.

Боновое заграждение типа "Анаконда" (Россия) рис. 11.7. состоит из полотна 5, образующего камеру 6, в которую вставляют цилиндрические поплавки 7. Балластом служит металлическая цепь, концы которой скреплены элементами промежуточного соединения 4. Разгрузочный трос 1, расположенный в гребне бона 2, и кранцевая лента 3, предназначены для разгрузки полотна бона от

Рисунок 11.6 - Конструкция боновых заграждений: а) с поплавком прямо-угольного сечения; б) с поплавком круглого сечения; в) в виде стяжных труб; 1 —поплавок; 2—гибкий экран; 3—растяжка; 4—труба; 5—балластная цепь

Рисунок 11.7 - Устройство бонового заграждения типа "Анаконда

1 – разгрузочный трос; 2 – гребень бона; 3 – кранцевая лента; 4 – элементы промежуточного соединения; 5 – полотно; 6 – камера; 7 – поплавки

разрывных усилий, возникающих при буксировке бонов и работе на течении.

Схема установки бонового заграждения выбирается в ависимости от ширины зеркала реки или водоёма и скорости течения воды.

При ширине зеркала воды более 300 м и скорости перемещения загрязнения менее 0,36 м/сек применяют оконтуривающую схему заграждения (рис. 11.8а), когда нефтяное загрязнение оказывается в своеобразной "ловушке". Далее При ширине зеркала воды до 250...300 м и скорости потока более 0,36 м/с предпочтительна клиновидная схема (рис. 11.8б), которая предусматривает установку боновых заграждений под острым (20...40о) углом к направлению течения. Это более эффективно и уменьшает лобовое сопротивление и нагрузку на заграждение.

Боны могут размещаться клином под углом к направлению потока (рис. 11.8в) или по схеме "ёлочка" (рис. 11.8г).

Боновые заграждения используют при скорости течения воды до 1,2 м/с и при высоте волны не более 1,25 м. Технические характеристики и результаты боновых заграждений приведены в табл. 3.6 Приложен., на основании которой рекомендовано оснащать аварийно-восстановительные службы отечественными боновыми заграждениями типов Б3-14-00-00 и "Уж-20М".

4.1.2.3. Сбор нефти с поверхности воды

Существуют механические и физико-химические способы.

Механический способ реализуется вручную, с использованием лопат, скребков и т.п., либо с использованием механизированных средств нефтесбора: стационарных, переносных и плавучих средства.

Стационарные средства генерируют пар и горячую воду для отмывки нефтезагрязненного берега, производят сжатый воздух или электроэнергию для привода двигателя средств нефтесбора для отделения и накопления собранной нефти и т.д.

К плавучим относятся нефтесборники, непосредственно собирающие нефть с поверхности воды (за рубежом и называют скиммерами – от английского "skim – удаление верхнего слоя").

К физико-химическим способам ликвидации нефтяных загрязнений относятся:

- сбор нефти с помощью веществ, увеличивающих поверхностное натяжение на границе раздела вода-нефть, что способствует уменьшению площади (а значит увеличению толщины нефтяного пятна), например, с помощью отечественного препарата СН-5 или зарубежных препаратов "Ойл Хердер" фирмы "Шелл" и "Коррексит ОС-5" фирмы "Эксон".

Рисунок 11.8 - Схема постановки боновых заграждений:

а) оконтуривающая; б) клиновидная; в) угловая; г) «елочкой»; 1 —растяжка; 2—якорь; 3—берег; 4—боновое заграждение; 5—нефтяное загрязнение; 6—катер; 7—плавающий якорь

- очистка водной акватории от нефтяных загрязнений с помощью адсорбентов.

Применение нефтесборщиков и адсорбентов получило наибольшее распространение.

4.1.2.4. Нефтесборщики

По принципу действия они могут быть разделены на адсорбционные, вакуумные, адгезионные, пороговые, шнековые и использующие центробежные силы (рис. 11.9).

Для примера, рассмотрим работу адсорбционного нефтесборщика, изображенного на рис. 11.10, принцип действия которого основан на поглощении (адсорбции) нефти специальным материалом (адсорбентом).

Рисунок 11.10. Адсорбционный нефтесборщик: 1 —катер; 2—ведущий барабан; 3—направляющие; 4—нефть; 5—поворотный барабан; 6—понтон; 7—лента; 8—валик; 9—гибкий шланг

Его основным элементом является лента 7, изготовленная из высокопористого материала, которая сначала, поглощает нефть 4, а затем отжимается валиком 8 и ведущим барабаном 2, установленным на катере 1. Накапливающаяся нефть откачивается через гибкий шланг 9 в резервуар. Далее лента проходит по направляющим 3 и вновь опускается в воду, поглощает нефть, огибает поворотный барабан 5, укрепленный на, понтоне 6 и возвращается к отжимному устройству. При длине ленты 50 м и скорости движения 30 м/мин производительность установки составляет до 70 л нефти в минуту. Данный метод сбора жидких

Рисунок 11.9 - Классификация нефтесборщиков

углеводородов эффективен при их кинематической вязкости не более 300 мм2/с.

Не смотря на разнообразие устройств, практически все нефтесборщики обладают недостатками:

1. Они обладают малой производительностью при удовлетворительном разделении водонефтяной смеси. При высокой производительности качественное отделение нефти от воды не обеспечивается.

2. Использование в составе нефтесборщиков НСДУ-1, НА-15 и ОАО "МН "Дружба" шестеренных и центробежных насосов провоцирует образование значительного количества стойкой водонефтяной эмульсии с содержанием нефти 250 ... 300 мг/л.

3. Конструкция большинства нефтесборщиков не позволяет использовать их в комплекте с боновыми заграждениями для сбора нефти на течении.

Из отечественного оборудования более эффективны нефтесборщики УНС-003 и ОАО "МН "Дружба".

Для работы в отстойниках и амбарах наиболее целесообразно применять нефтесборщики дискового или барабанного типа, т.к. они обеспечивают качественный сбор нефти без применения специального нефтеотделителя.

4.1.2.5. Адсорбенты

Адсорбенты – это высокодисперсные природные или искусственные материалы с развитой наружной поверхностью, на которой происходит адсорбция веществ из соприкасающихся с ней газов или жидкостей. Адсорбенты для сбора нефти с поверхности воды – это, в основном, пористые материалы, хорошо впитывающие частицы углеводородной жидкости и плохо или совсем не впитывающие воду (гидрофобные поверхности).

Все адсорбенты делятся на три группы:

1) природные неорганические;

2) природные органические;

3) синтетические.

К природным неорганическим адсорбентам относятся перлит, вермикулит, цеолит и др. минеральные вещества.

Природными органическими адсорбентами являются растительные отходы (пшеничная и камышовая сечка, древесные опилки, шелуха гречки, отходы ватного производства, сушеный мох, торф), сорбойл А, сорбойл Б, волокно аэрофонтанной сушки АФС, Лесорб-Экстра, волокнистое углеродное вещество и др.

К синтетическим адсорбентам относятся пенопласт, полипропилен, резиновая крошка, карбамидформальдегидная и фенолформальдегидная смола, лавсан, поролон, уголь, ватин и другие материалы. Они используются в виде гранул, крошки, порошка, полотна.

Применение сорбентов необходимо рассматривать как мероприятие по дополнительному сбору нефти после использования нефтесборщиков.

Сорбенты могут быть применены в качестве самостоятельного средства сбора разлитой нефти:

- при отсутствии нефтесборщиков,

- при малых площадях нефтяного загрязнения,

- при защите от загрязнения нефтью прибрежной зоны и береговых сооружений,

- для освобождения поверхности водного объекта от сплошной пленки нефти в целях сохранения фауны и флоры,

- при наличии реальной опасности воспламенения нефти, взрыва береговых сооружений и находящихся на воде в аварийной зоне сооружений и транспортных средств.

4.1.2.5. Сбор нефти с поверхности грунта

Для решения указанной задачи в наибольшей степени подходит два метода: сорбционный и механический.

Сорбционный метод основан на нанесении на загрязненную поверхность сорбента, который выступает в роли поглотителя нефти. В настоящее время выпускается более 100 видов отечественных и зарубежных сорбентов, из которых в нефтяных компаниях практическое использование нашли лишь "Эластек" (США), "Зорболайт" (Голландия), "Пит-сорб" (Канада), "Экосорб", "Сорбойл" и "СТРГ" (Россия), а сыпучие синтетические сорбенты серии "Униполимер" (Красноярское РНУ ОАО "Транссибнефть") и волокнистый структурированный сорбент "Экосорб" (ООО "ЭКОсервисНефтегаз").

Экономическое сравнение различных сорбентов приведено в табл. 11.1.

Таблица 11.1 – Экономические показатели некоторых сорбентов

Сорбент (страна производитель) Цена, долл. США за 1 кг Нефте-ёмкость, г/г Удельная стоимость сбора, руб./кг Пит-сорб (Канада) 7,04,01,75 Турбо-Сорб (Франция) 5,83,61,60 Эластек (США) 9,0100,90 Зорболайт (Голландия) 28,0300,93 Праймсорб (США) 25,0270,92 Экосорб (Россия) 12,7220,57 Сорбойл (Россия) 3,01,5-6,00,60 Экосорб экстра (Россия) 1,98,110,23 СТРГ (Россия) 8-10500,20 Униполимер-М (Россия) 4,5-7,050-660,09-0,10 Униполимер-СТРГ (Россия) 8500,16

По удельным затратам на сбор 1 кг нефти наиболее предпочтительно использовать сорбенты серии "Униполимер".

Разлившуюся нефть можно собирать совместно с нефтезагрязненным грунтом механическим путем. Для этого разработан агрегат (рис. 3.26), у которого в качестве базы, использована гусеничная машина, имеющая хорошую проходимость, достаточную грузоподъемность и требующая незначительной реконструкции – трелевочный трактор ТДТ "Онежец". Основным узлом, обеспечивающим качество сбора загрязнений, в нем является нефтеприёмное устройство - заборная головка.

Рисунок 11.11 - Агрегат для сбора и удаления нефтяного загрязнения с поверхности почвы: 1 - рычаг включения гидроцилиндров подъема стрелы; 2 - пульт управления электроприводами; 3 - клиноременная передача; 4 - рычаг переключения скоростей; 5 - педаль сцепления; 6 - педаль газа; 7 - рычаги фрикционов; 8 - стрела; 9 - опорно-поворотное колесо; 10 - концевой выключатель; 11 - шарнир заборной головки; 12 - электродвигатель привода лепесткового ротора; 13 - лепестковый ротор; 14 - рама заборной головки

Сопоставительная оценка эффективности заборных головок различной конструкции, испытанных в полигонных условиях, приведена в табл. 11.2.

Таблица 11.2 – Результаты испытаний заборных головок

Тип головки Габариты, М Потребляемая мощность, квт Качество очистки при температуре диаметр Длина Положительной Отрицательной Шнековая 0,320,43,2 удовл.удовл. Пневмомеханическая 0,150,929,0 удовл.неудовл. Адгезионная 0,800,41,3 плохоенеудовл. Щеточно-роторная 0,430,41,1 плохоехорошее

По результатам испытаний сделаны следующие выводы.

1. Шнековая заборная головка плохо перемещает загрязненную массу из-за её высокой прилипаемости, неэффективно копирует профиль очищаемой поверхности. Процесс прилипания усложняет конструкцию и увеличивает необходимую мощность привода головки.

2. Пневмомеханическая головка энергоёмка, требует большого расхода воздуха, обладает низкими КПД и эффективностью очистки при пониженных температурах.

3. Адгезионная головка требует применения дефицитных материалов для рабочего органа, недолговечна, малопроизводительна и практически неработоспособна при пониженных температурах.

4. Щеточно-роторная головка наиболее эффективна из всех рассмотренных. Она наименее энергоёмка, работоспособна как при положительных, так и при отрицательных температурах, обеспечивает качественную очистку загрязненной поверхности благодаря гибкости элементов и простоты копирования профиля местности.

4.1.2.6. Извлечение нефти из загрязненного грунта

Очистка нефтезагрязненных грунтов – заключительный этап любых работ по ликвидации последствий аварии на суше. Достигается это различными способами – выжиганием, биодеструкцией (с помощью микроорганизмов, поедающих нефтяные углеводороды) и т.д. Но при этом нефть (нефтепродукты) в грунте просто разрушается. К ресурсосберегающим относятся:

- промывка нефтезагрязненного грунта поверхностно-активными веществами (ПАВ);

- центробежное сепарирование;

- дренирование почвы;

- экстракция нефти растворителями.

4.1.2.7. Промывка грунта ПАВ

Промывка, как правило, предполагает выемку нефте-загрязненных почв, обработку почвы различного рода поверхностно-активных веществ (ПАВ), сбор и удаление углеводородов нефти, а также возврат очищенной почвы на место её первоначального залегания.

Эффективность промывки зависит от вида применяемого ПАВ температуры и интенсивности механического воздействия на промываемый материал в различного рода устройствах. В качестве последних могут быть использованы мешалки с приводами различных типов (импеллерные, рамные, турбинные), корытные и вибрационные промывочные машины, насосы, диспергаторы (коллоидные мельницы), гомогенизаторы, скрубберы, струйные машины, роторно-пульсационные аппараты и т.п.

В работе предлагается использовать для очистки нефтезагрязненных грунтов самоочищающееся техническое моющее средство "О-БИС" (отмыватель безотходный ингибирующий самоочищающийся). Как сообщают авторы, его отличительными особенностями являются:

- высокая эффективность отмыва углеводородов при относительно низких температурах (45...55 оС);

- способность выделять отмытый жидкий углеводород с низким содержанием в нём воды.

Механизм действия "О-БИС" представляется следующим. Его водный раствор благодаря малому поверхностному натяжению проникает в трещинки на загрязненных поверхностях (частицах) и концентрируется в полостях, образовавшихся между ними и углеводородом. Далее сконцентрировавшийся в полостях водный раствор "О-БИС" создает "расклинивающий" эффект и отрывает углеводород от поверхности. В результате она становится чистой, без остатков углеводородов.

На рис. 11.12 приведена технологическая схема отмывки нефтезагрязненного грунта, которая предусматривает его доставку к месту отмывки, подачу в установку рекультивации тяжелых нефтеотходов (УРТН), сброс отделенной нефти по трубопроводу 5 в ёмкость 6, а также отгрузку очищенного грунта (например, в грузовой автотранспорт).

Технологическая схема УРТН приведена на рис. 11.13. Работает установка следующим образом.

Рисунок 11.12 - Технологическая схема отмывки грунтов

1 - грунт, загрязненный нефтепродуктами, 2 - транспортер для подачи грунта на отмывку, 3 - установка для рекультивации тяжелых нефтеотходов (УРТН), 4 - транспортер для выгрузки отмытого грунта, 5 - трубопровод для откачки декантированных нефтепродуктов, 6 - резервуар для сбора отмытых нефтепродуктов, 7 - емкость для сбора очищенного грунта.

Рисунок 11.13 - Технологическая схема УРТН:

1 - резервуар с чистым раствором СТМС "О-БИС", 2 - емкость для загрязненного грунта, 3 - резервуар для отмывки грунта, 4 - резервуар для отмытых нефтепродуктов, 5 - баллон со сжатым воздухом для барботажа моющего раствора СТМС "О БИС" и грунта, 6 – электродвигатель, 7 – редуктор, 8 - центробежный насос, 9 - шнек, 10 - люк для выгрузки отмытого грунта, 11 - змеевики подогрева моющего раствора

Нефтезагрязненный грунт из ёмкости 2 подаётся шнеком 9 в резервуар 3, где выполняется его орошение нагретым раствором "О-БИС" посредством использования насоса 8. Перемешивание нефтезагрязненного грунта и раствора "О-БИС" производится шнеком 9, расположенным в нижней части резервуара 3, а также путем барботажа через смесь сжатого воздуха из баллона 5. Отделенная нефть всплывает в верхнюю часть резервуара 3, откуда переливается в емкость 4, а очищенный грунт удаляется через люк 10.

При промывке грунта эффективно применение моющего раствора биоПАВ "Грин Юниклин 1223". Это светло-зелёная жидкость, нетоксичная, негорючая, безопасная для людей, животных и растений. Она не содержит кислот и растворителей, допускает многократное (20 раз и более) применение, а после этого биологически разлагается на углекислый газ и воду. При применении разводится водой в зависимости от характеристик нефтяного загрязнения.

Результаты лабораторных испытаний применения данного биоПАВ приведены в табл. 11.3.

Таблица 11.3 – Изменение содержания нефти в почвах

и грунтах при их промывке

Тип почвы или грунтаСодержание нефти, %Время очистки, МинФитотоксичность, % всхожести от контроляперед обработ-йпосле обработки1.Чернозём типичный23,01,494597,92.Серая лесная17,31,044093,93. Аллювиальная лугово-зернистая 14,70,643091,94. Перегнойно-торфяная 25,011,494597,95. Кварцевый песок 16,81,00391,26. Глина, желто-бурая делювиальная 17,80,361097,9

Нетрудно видеть, что для качественной очистки песка (до 1 % остаточного содержания нефти) необходимо всего 3 минуты. На очистку глины, до остаточного нефтесодержания 0,36 %, потребовалось 10 мин. Обработка почв в течение времени от 30 до 45 мин, обеспечивает остаточное содержание нефти от 0,64 до 1,49 %. Труднее поддается очистке перегнойно-торфяная почва, для которой за 45 мин удалось уменьшить нефтесодержание с 25 % только до 11,49 %. Результаты промывки грунтов и почв раствором "Грин Юниклин 1223" показали, что моющий раствор можно использовать для промывки грунта..

4.1.2.8. Центробежное сепарирование

Компанией Альфа-Лаваль была предлложена технология переработки нефтешлама, основанная на методе центробежного сепарирования. Характерной особенностью нефтешламов является их высокая вязкость, а также наличие в них нефти и воды, образующих эмульсионный состав, стабилизируемый мельчайшими примесями, которые достаточно трудно отделить. Таким образом, нефтешламы являются сырьем трудно поддающимся переработке. Центробежное сепарирование представляет собой ускоренную форму гравитационного сепарирования, в основе которого лежит принцип замены естественной гравитационной силы другой силой, превышающей ее в тысячи раз. Результатом этого является значительное повышение скорости оседания частиц в жидкости. Даже мельчайшие частицы, не оседающие под воздействием гравитации, при их движении в потоке мгновенно оседают в поле центробежных сил. Тот же метод применяется для сепарирования нефти от воды, когда даже плотно связанные эмульсии расщепляются под воздействием высоких гравитационных сил. Сепарирование нефтешлама обычно осуществляется в две стадии. На первой стадии основная масса твердых частиц отделяется в деканторной центрифуге. Этот декантер производит довольно сухой остаток, содержащий минимум чистой нефти. Вытекающий поток, состоящий из нефти и воды (и минимального количества примесей), поступает на вторую стадию разделения. Здесь трехфазная тарельчатая центрифуга разделяет смесь на очень чистую фазу нефти, фазу чистой воды и небольшое количество твердых частиц. Если требуется фаза очень чистой воды, необходимо применение третьей сепаративной ступени. В зависимости от состава нефтешлама в технологическую схему может быть включен также блок химической обработки.

В целом процесс переработки нефтешлама состоит из следующих технологических блоков:

- заборная система для забора сырья из нефтешламового бассейна или резервуара для хранения;

- подготовительный блок для нагревания и фильтрования сырья и последующее перекачивание насосом в питательный резервуар;

- питательный резервуар;

- сепарирующая установка, перерабатывающая нефтешлам из питательного резервуара;

Производительность установок от 5 м3/ч и выше.

Двухфазная деканторная центрифуга применяется на первой стадии сепарации процесса переработки нефтешлама по технологии Альфа-Лаваль.

Деканторная центрифуга предназначена для сепарирования большого количества примесей из потока нефтешлама. Применяется двухфазная версия (жидкость-примеси) декантера. Данный тип машины является менее чувствительным к колебаниям в составе исходного сырья по сравнению с трех фазным декантором (жидкость-жидкость-примеси).

Двухфазный декантор, кроме того, выдает более сухой остаток, что означает меньшие потери нефти. Деканторная центрифуга представляет собой цилиндрический/конический барабан с достаточно большим соотношением длины к диаметру.

Характерной особенностью является наличие винтового конвейера, помещенного внутри барабана для непрерывного удаления отсепарированных примесей. Нефтешлам подается в цилиндрическую секцию, где он формирует слой - отстойник - вокруг стенки.

Примеси, будучи тяжелее жидкости, собираются на стенке барабана, с которой они непрерывно удаляются при помощи винтового конвейера и подаются вверх, в коническую секцию - сборник - и наружу через разгрузочные выходы и узкий конец.

Результат сепарирования - выделение примесей, высушивание примесей и очищение жидкости - оптимизируется для последующей обработки в трехфазной тарельчатой центрифуге - трехфазная тарельчатая центрифуга. Примеси через равные интервалы времени выбрасываются посредством центробежных сил из сепарирующего участка барабана. Установка работает с такой скоростью, что нефть не может выбрасываться вместе с примесями.

В зависимости от состава сырья, машины удаляют мельчайшие частицы, величиной 1 мкм и всю воду из нефти. Основными узлами тарельчатой центрифуги являются насосы с напорным диском и сепарирующий барабан с набором тарелок. Переработанная нефть может быть использована как топливо или как основное сырье для нефтеочистительных предприятий.

Пример эффективности переработки нефтешлама с использованием центрифуг Альфа-Лаваль приведен в табл. 11.4.

Таблица 11.4 – Эффективность использования центрифуг Альфа-Лаваль

Исходный нефтешлам Полученная Нефть Водная фаза (переработка) Остаточная фаза (ликвидация) Нефть 43000 м3 41900 м3 500 м 3600 м3 Вода 50000 м3500 м345000 м34500 м3 Примеси7000 м3--7000 м3 Всего 100000 м 342400 м 345000 м 312100 м3

Приведенный пример показывает высокую степень извлечения нефти из почвы.

Методы дренирования почвы и экстракции нефти растворителями при очистке грунтов применяются значительно реже.

← Предыдущая
Страница 1
Следующая →

Сокращение потерь нефти и нефтепродуктов. Контроль за возникновением утечек из трубопроводов. Обнаружение крупных утечек по изменению расхода и давлению. Патрульные методы местонахождения малых утечек. Дистанционные методы локализации малых утечек. Локализация нефти на суше. Сбор нефти с поверхности воды. Нефтесборщики. Адсорбенты. Промывка грунта ПАВ. Извлечение нефти из загрязненного грунта. Центробежное сепарирование

У нас самая большая информационная база в рунете, поэтому Вы всегда можете найти походите запросы

Искать ещё по теме...

Похожие материалы:

Методические рекомендации по курсовой работе для  «Экономика организации»

Целью курсовой работы по дисциплине «Экономика предприятия» является систематизация, закрепление и расширение теоретических знаний учащихся, формирование умения экономически обосновывать решение организационно-технических задач. Она выполняется после прохождения учащимися технологической практики и выполнения курсового проекта по дисциплине «Технология хлебопекарного, макаронного и кондитерского производств».

Основы алгоритмизации

Алгоритмизация - это процесс создания алгоритма решения задачи. Основные свойства алгоритма. Чтение блок-схемы алгоритма. Способы записи алгоритма. Основные алгоритмические конструкции. Основные типы алгоритмов.

Контрольная работа по истории России. Социально-экономическое развитие России в I половине XIX века

Военные поселения, месячина, промышленный переворот, указ о вольных хлебопашцах. Отразить начало разрушения монополии дворянства на землю.

Средства массовой информации

Виды и функции средств массовой информации. 2. СМИ как средство формирования общественного мнения. 3. СМИ в демократическом обществе. 4. Информационное пространство в Украине.

Программа по литературе для 10-11 классов

Основное содержание. Литература XIX века Русская литература XIX века в контексте мировой культуры. Основные темы и проблемы русской литературы XIX века Россия в первой половине XIX в. Классицизм, сентиментализм, романтизм.

Сохранить?

Пропустить...

Введите код

Ok