Ральф Л. Стефенсон, KBR; Саймон Ситон, Haliburton Baroid; Роберт МакЛаен, KBR; Эдгаро Фернандез, Halliburton Baroid; Р. Бенсон Пэир, KBR
Предисловие переводчика
Впервые я столкнулся с установками термической десорбции нефти ещё на своём первом проекте полигона по обезвреживанию нефтешламов. Производитель очень активно навязывал эти установки, но по итогам технико-экономического обоснования эти установки оказались одними из наименее подходящих для проекта. Тогда я ещё решил, что в российских условиях это оборудование “не пойдёт” и дальше уже не рассматривал термодесорбцию, как вариант оборудования для термического обезвреживания нефтешламов.
Вернулся я к ним куда позднее, когда делал ОВОС для проекта офшорного бурения. Тогда я и нашёл эту статью. Пришлось перевести её, мой уровень владения английским тогда ещё был таким, что проще было перевести статью целиком, а потом использовать её в работе, чем читать на английском. Я буквально продирался через перевод и сейчас, перед публикацией, я довольно серьезно доработал его.
Минусы термодесорбции для обезвреживания отходов бурения оказались не такими существенными, как при обезвреживании нефтешламов, а плюсы - значительными. Потом был выезд на работающую установку термодесорбции вместе с заказчиком, уточнение множества технических моментов с одним из производителей оборудования и в качестве оборудования для обезвреживания отходов бурения в ОВОС была рекомендована именно установка термической десорбции углеводородов. Т.к. для размещения на морской платформе места уже небыло - оно разместилось в составе береговых сооружений офшорного объекта. С тех пор прошло шесть лет, многое изменилось, появилось новое оборудование, но технические принципы остались прежними. Так что эта статья остаётся актуальной, тем более что на русском языке материалы по обращению с загрязнёнными нефтью отходами бурения почти отсутствуют.
Вступительное слово
Эта статья представляет результаты исследования процессов и технологий термической десорбции нефти из бурового шлама от бурения на буровых растворов с углеводородной основой и для офшорного и для наземного применений. Были проведены полевые испытания доступных технологий, созданных для отделения нефти из бурового шлама от бурения на углеводородных буровых растворов методом термодесорбции. Дополнительно были исследованы некоторые технологии которые выполняют сепарацию физико-химическими методами. Тем не менее, все коммерческие доступные на сегодняшний день технологии используют термическую десорбцию.
Были исследованы механизмы десорбции нефти из шлама. Параметры процесса и теоретические основы термической десорбции методом дистилляции были разработаны с использованием проприетарной компьютерной программы, разработанной для симуляции дистилляции углеводородов. Теоретические идеальные температуры для процесса были рассчитаны для различных условий и для различных составов углеводородов. Было рассчитано воздействие влаги и нефти на тепловой баланс. Было исследовано возможность восстановления нефти при различных условиях.
У девятнадцати компаний была запрошена информация по их технологии десорбции. Двенадцать сайтов компаний были изучены, чтобы определить стадию разработки их технологии и определить, насколько эти технологии технически применимы в полевых условиях. Технологии были исследованы на выбросы в атмосферный воздух, жидкие сбросы, безопасность, содержание углеводородов после обезвреживания, требования к месту, оборудованию и химикалиям и другие операционные и конструктивные факторы. Применимость оборудования для офшорного использования оценивалась отдельно. Вопросы безопасности, охраны окружающей среды и восстановления нефти отражены в данной статье, но требуют дальнейших исследований.
Введение
Потребность в технологиях термической десорбции отходов бурения для экологически приемлимого их размещения была осознана в начале 1990х. Технологии используемые для этой цели существенно улучшились за время применения. Требования к доле извлекаемой нефти также увеличились. Количество углеводородных смесей используемых для буровых растворов увеличилось от применения дизельного топлива или минеральных масел до широкого диапазона синтетических углеводородов включая, но не ограничиваясь, предельными и непредельными углеводородами, эфирами и их смесями. При написание этой статьи термин “углеводороды” покрывает все эти смеси используемые при бурении на инверсной эмульсии.
Требования к технологии десорбции существенно отличаются и зависят от следующих главных факторов: где происходят операции, предельно допустимое остаточное содержание углеводородов (ОСУ) разрешенное в обезвреженных отходах и методы измерения остаточного содержания углеводородов. Авторы исследовали 16 различных технологий деосрбции, находящихся в разных стадиях развития от лабораторных исследований до пилотных установок пригодных для коммерческого применения. Основной фокус внимания был на установках термической десорбции, поскольку это единственно коммерчески доступные установки в настоящее время.
В Европе и Южной Африке остаточное содержание углеводородов в обезвреженных отходах бурения должно составлять менее 1% вес. перед размещением на полигоне отходов. Для офшорного размещения отходов в Английском секторе Северного моря также требуется ОСУ менее 1% и в сбрасываемой воде содержание углеводородов должно быть менее 40 ppm (~ 40 мг/л). Как правило буровой шлам от бурения на углеводородных буровых растворах перевозился на береговые сооружения для обезвреживания и размещения, поскольку до недавних пор не существовало метода уменьшения содержания углеводородов менее 1% для размещения на морских платформах.
Правительственные агенства в других районах также имеют свои стандарты на ОСУ в обезвреженных отходах перед размещением на полигоне или морском дне. Некоторые операции бурения не требуют термической десорбции. Например, в Мексиканском заливе допускается размещение отходов бурения с ОСУ 6,9% или 9,4% вес. в зависимости от состава синтетического бурового раствора. Это допустимо, если другие стандарты по токсичности и способности к биодеградации соблюдены или их требования превзойдены. Такие уровни содержания углеводородов в отходах бурения достижимы методами механической сепарации. Тем не менее, имеется тенденция к ужесточению экологических стандартов. Увеличевающиеся требования к остаточному содержанию углеводородовв обезвреживаемых отходах будут стимулировать развитие более эффективных методов извлечения углеводородов.
Типы установок термической десорбции
Все успешные установки десорбции были установками термической десорбции, однако они использовали различные методы производства тепла. Первые установками были модифицированными установками обезвреживания нефтешламов, они включали установки прямого сжигания и установки непрямого нагрева, такие как нагреваемые барабаны или нагреваемые архимедовы винты. Технологии еще находящиеся в стадии разработки или разработка которых прекращена включают отмывку почвы, экстракцию растворителем и экстракцию сверхкритичным углекислым газом.
Технология сочетающая химическую экзотермическую реакцию и термическую десорбцию была разработана недавно.
До недавнего времени все коммерческие установки были предназначены для наземной установки. Эти установки велики и не могут обеспечить требуемого ОСУ при скорости с которой отходы бурения образуются в ходе бурения. Поэтому требуется значительное пространство для хранения отходов бурения. По этой причине, отходы бурения, образующиеся при офшорном бурении традиционно перевозились на берег для переработки и размещения. Офшорное использование установок десорбции является нововведением и требует изменений в конфигурации и технологии установок.
Теоретические основы и параметры процесса
Теоретические основы, лежащие в основе десорбции нефти из отходов бурения помогают объяснить, почему одни технологии не достигают желаемых результатов, несмотря на очевидное научное превосходство этих установок.
Нефть находится в отходах бурения в различной форме и в разных местах. Шлам содержит выбуренную породу, воду, нефть и различные добавки, входящие в буровой раствор. Отходы содержат свободную нефть, смешанную с водой и шламом, эмульсию нефти в воде и нефть в порах шлама.
Все термические процессы испаряют нефть и воду из шлама. Процесс испарения удаляет свободную нефть и эмульсию нефти потому что тепло, требуемое для испарения воды и нефти дает достаточно энергии, чтобы удалить и эмульсию нефти.
Удаление поровой нефти более сложный процесс. Поровая нефть это обычно сырая нефть из пласта где она естественным образом присутствует в шламе, также туда может попасть небольшое количество нефтепродуктов из бурового раствора под действием высоких темератур и давлений в пластовых условиях. Поры имеют приблизительный размер от 10 до 100 микрон. Нефть и вода содержащиеся в этих порах образуют пленку толщиной лишь в несколько молекул и часто очень крепко соединены с породой силами поверхностного напряжения. Поровая нефть может быть блокирована молекулами воды, которые более сильно связаны с породой молекулярными силами из-за биполярной природы молекул воды.
Чтобы преодолеть эти молекулярные силы и силы поверхностного напряжения требуется больше тепла. Удаление последнего 1% нефти из шлама требует добавочной энергии.
Перегонка и пар
Свободные и эмульсифицированные нефть и газ удаляются перегонкой, в этом процессе вода испаряется первой превращаясь в пар. Нефть имеет более высокую температуру кипения и выкипает после воды. Температура кипения нефти может быть понижена водяным паром, что объясняет, почему некоторые процессы происходящие при относительно низких температурах способны удалить нефть до достижения температуры кипения.
Цель заключается в производстве свободных от нефти твёрдых отходов для последующего размещения путем испарения нефти. Для определения необходимой для этого температуры было проведено компьютерное моделирование с использованием программы разработанной KBR для перегонки нефти (таблица 1). Были исследованы два состава буровых растворов и два вида дизельного топлива широко используемые при бурении. Вторая цель исследования в том чтобы определить, при каких температурах будет происходить крекинг выделяемых углеводородов.
Результаты показанные в таблице 1 основываются на моделировании перегонки и представляют только равновесные условия. В реальности могут потребоваться более высокие температуры для извлечения поровой нефти, испарения нефти абсорбированной на поверхности частиц бурового шлама и ограничить остаточное содержание нефти в обезвреженных отходов некоторым желательным остаточным содержанием углеводородов. Реальные условия работы не могут быть смоделированы. Окончательные результаты зависят от состава бурового раствора и характеристиками нефти. Как правило, при непрямом нагреве температуры примерно на 38 С выше, чем указанные в таблице 1. Если применяется вакуумная перегонка то температура может быть ниже указанной.
Большинство производимых барабанных термодесорбционных установок непрямого нагрева работают при температуре около 315 С. Шнековые установки используют в качестве теплоносителя горячее масло. Максимальная температура теплоносителя может достигать 343 С. Из-за рассеивания тепла и общей эффективности процесса максимальная температура на выходе шнековой установки от 204 до 260 С.
Некоторая часть углеводородов во время термодесорбции подвергается крекингу и их свойства изменяются, что определено химическим анализом. Чтобы получить крекинг на нефтеперерабатывающих заводах каталитические крекинговые установки работают при температуре приблизительно 482 С.
Температура крекинга конкретной молекулы зависит от её молекулярной массы. Большие молекулы распадаются при более низких температурах. Углеводороды, например дизельное топливо, исползуемые в качестве основы бурового раствора содержат относительно короткие, небольшие молекулы, обычно не подверженные крекингу во время термодесорбции. Углеводородные фракции в диапазоне С20-С30 могут распадаться уже при температуре 343 С. Установки термодесорбции имеют более горячие участки температура которых равна или выше указанной температуры. Из-за этого некоторые молекулы с длинной цепочкой и добавки с большой молекулярной массой могут распадаться. Сдвиг состава углеводородов в сторону более лёгких молекул может быть результатом крекинга нефти из бурового шлама и/или добавок. Когда изменение свойств мало, нефть может быть повторно использована в буровых растворах при этом фиксируется некоторая потеря летучих фракций. Эта потеря, вероятно, происходит на виброситах и в других частях системы где буровой шлам соприкасается с атмосферой. Потеря летучих фракций повышает температуру вспышки востановленной нефти, которая часто выше чем у чистой базовой основы бурового раствора.
Существует общая взаимосвязь между температурой бурового шлама и процессе термодесорбции с непрямым нагревом и окончательным ОСУ. Имеется следующее общее правило:
- температура от 204 до 232 С приведет к ОСУ от 1000 до 2000 ppm (0,1 %).
- температура выше 315 С приведет к ОСУ 100 ppm и ниже (0,01 %).
- температура выше 482 С приведет к ОСУ 10 ppm и ниже (0,001 %).
- при температуре выше 1010 С углеводороды коксуются и ОСУ падает ниже пределов определения.
Почти все установки термодесорбции используют двустадийные конденсаторы для раздельного удаления нефти и воды. Конечный результатом являются дистилированная вода и углеводороды, которые в большинстве случаев могут быть повторно использованы как топливо или для приготовления бурового раствора. Тем не менее, как показано выше, высокотемпературная обработка может привести к крекингу молекул, потере или исчезновению восстановленных углеводородов и увелечению потока отходов в зависимости от того, какой базовый углеводород был выбран.
Описание доступных технологий
Барабанные и шнековые установки были первым коммерчески успешным оборудованием и они использовались на нефтяных месторождениях по всему миру. Адаптация их для использования на морских платформах была технологическим вызовом, и полностью подходящее оборудование ещё не разработано. Установки могут требовать несколько часов на запуск, тем не менее, при постоянном потоке теплоносителя установки могут работать при любом потоке бурового шлама. Установки могут быть оборудованы системами иньекции пара чтобы обезвреживать шлам с низким содержанием воды и поддержания взрывобезопасной атмосферы в барабане или кожухе шнека.
Барабанные установки с непрямым нагревом. Барабанные установки с непрямым нагревом используют вращающийся барабан, который нагревается снаружи горелками. Барабан герметичен для предотвращения возможности образования взывоопасных смесей и его внутренний объем обычно имеет перемычки, чтобы обеспечить пребывание шлама в установке на время, достаточное для десорбции. Барабан имеет наклон и влажные нефтесодержащие отходы подаются в верхнюю часть установки. Высушенные и очищенные от нефти твёрдые отходы поступают из нижней части барабана. Испарившиеся фракции отсасываются под лёгким вакуумом и собираются в двухступенчатом конденсаторе чтобы отделить пары воды от паров углеводородов. Пыль попавшая в собранные углеводороды удаляется при помощи фильтров.
Углеводороды обычно используется повторно как топливо или возвращается поставщику бурового раствора для повторного использования. Дистилированная вода может быть использована для подавления пыления обезвреженных отходов или сброшена. Установки могут работать в широком диапазоне температур, они ограничены только термостойкостью металла из которого сделан барабан. Обычно установки работают при 315 С, но могут работать и при намного больших температурах. Установки обычно смонтированы на шасси прицепа и могут быть перевезены на другой участок работ двумя-тремя трейлерами.
Шнековые установки десорбции. Нагреваемые шнековые установки используют шнековый транспортер с нагреваемым кожухом вместо нагреваемого вращающегося барабана. Подогреватель масла, возможно сжигающий выделенные углеводороды, производит нагретое масло, которое циркулирует через кожух установки и полый шнек, чтобы нагревать шлам. Отходы подаются в нижний конец наклонного шнека. Шлам получает тепло и углеводороды испаряются пока отходы поднимаются вверх по транспортеру. Паровая фаза конденсируется тем же способом, что и для барабанной установки. Обезвреженные отходы выходят с верхнего конца установки.
Это оборудование теоретически может работать при температуре 315 С, но обычно используется температура 204-260 С, чтобы продлить срок использования масла-теплоносителя. Это позволяет достигнуть остаточного содержания углеводородов в обезвреженных отходах в 1% и меньше. Шнековые установки также могут быть оборудованы вторым электрически нагреваемым шнеком, чтобы увеличить удаление углеводородов. Такие установки используются для восстановления почв, чтобы достичь остаточного содержания углеводородов в 10 ppm. Вся установка может перевозится в двух транспортных контейнерах.
Десорбционные установки с молотковой дробилкой. Десобрционные установки на основе молотковой дробилки были специально разработаны для офшорной работы и были одобрены правительственными агентствами для использования в Северном море.
В этом виде установок молотковая дробилка используется для размельчения отходов в очень мелкий порошок (фракция с диаметром частиц менее 50 микрон составляет более 60%). Молотковая дробилка создает в ходе работы сильное трение и нагревается. Обычная температура продукта на выходе из молотковой дробилки от 240 до 260 С, но может достигать и 300 С. Этого температурного диапазона достаточно для удаления нефти и воды (см. табл. 1).
Испарившиеся фракции отсасываются под небольшим разрежением и очищаются от пыли в циклоне. После удаления пыли двустадийный конденсатор удаляет углеводороды и воду. Около 30 минут требуется для того, чтобы установка произвела достаточно тепла, чтобы начать работу. После этого установка хранит тепло 10-12 часов и поэтому может останавливаться на небольшие перерывы в бурении, когда отходы не образуются.
Молотковая дробилка очень компактная, относительно легкая модульная установка. Она использовалась на морских платформах в Северном море где буровой шлам сбрасывался в море. Поскольку установка небольшая, в некоторых случаях она помещается в обычные шламоприёмники используемые для накопления шлама перед последующей транспортировкой на берег для переработки.
Установка десорбции с молотковой дробилкой приводится в действие электрическим двигателем потребляющим около 160 кВт на тонну переработанных отходов при содержании воды 25%. Поскольку офшорные буровые платформы обычно не имеют достаточно свободной электрической мощности, офшорные установки обычно работают с дизельным двигателем. Эти виды установок способны производить обезвреженные отходы с остаточным содержанием углеводородов менее 0,1%, что говорит о том, что поровая нефть также удаляется при уменьшении размеров частиц. Включения поровой нефти удаляются при уменьшении частиц до микронных размеров. Частица размером 50 микрон, например, имеет совсем немного пор и при дальнейшем измельчении раскалывается по уже существующим порам.
Химическая темодесорбция. Другая новая установка использует химикалии для достижения результатов, аналогичных применению молотковых дробилок. Шлам смешивается с концентрированной кислотой, в результате реакции производится тепло и частицы шлама уменьшаются как благодаря химическому окислению, так и благодаря нагреву воды вызванным смешением с кислотой. Позже добавляется основание, чтобы стабилизировать получившийся порошок и нейтрализовать смесь. В результате образуется очень мелкий, сухой порошок имеющий консистенцию цемента. Испарившееся фракции собираются в конденсаторе. Реакция происходит быстро, так что время пребывания отходов в шнековых смесителях всего несколько минут.
Для производства тепла и требуемых реакций буровой шлам должен иметь соотношение воды к углеводородам 1:1 или меньше. Так как растворение кислоты в воде производит тепло, требуется достаточное содержание воды. Как и все операции по термической десорбции, отходы должны содержать некоторое количество воды для производства достаточного количества пара чтобы улучшить испарение нефти. Большое соотношение воды к углеводородам требует добавления слишком большого количества химикалий, и следовательно неэкономно. Установка использует малое количество электрической энергии, оно нужно только для приведения в действие шнеков, задвижек и дозаторов реагента.
Пилотная установка была построена и испытана, но на сегодняшний день не продается.
Прочие технологии. Десорбционные установки прямого нагрева (сжигание нефтешлама или нефтезагрязненных почв) используют вращающийся барабан в котором горелки выжигающие нефть из грунта находятся внутри барабана. Это был первый тип установок, использованный для обезвреживания нефтешламов и они до сих пор используются в этих целях. Они не получили распространения для десорбции нефти из буровых шламов, потому что выделившаяся нефть тут же сгорает. Большое отношение содержания углеводородов к твёрдым компонентам, как это бывает в отходах бурения, делает сложным контроль сжигания в установке по сравнению с нефтезагрязнёнными грунтами, которые обычно имеют более низкое содержание углеводородов.
Процесс экстракции растворителем относительно простой в теории и весьма сложный на практике. Была построена полномасштабная пилотная установка. Она смешивала отходы бурения с растворителем и затем выделяла растворитель на центрифуге. Жидкая фаза впоследствии разделялась дистилляцией. В качестве растворителей для экстракции использовались метиленхлорид и гексан. К сожалению, метилен хлорид весьма токсичен, а гексан одновременно и токсичен и пожароопасен. Последующие эксперименты с другими видами растворителей могут сделать эту установку применимой.
Другая технология используемая для восстановления нефтезагрязнённых грунтов это отмывка почвы. Это исследование включает оценку полномашстабной установки для отмывки почвы. Обезвреженные отходы на выходе из установки казались очищенными от нефти. Тем не менее остаточное содержание углеводородов было больше одного процента по результатам лабораторного анализа.
Компания Халибертон эксперементировала с использованием специальной установки использующей сверхкритический оксид углерода как растворитель для удаления углеводородов. Испытания проведенные оператором установки (и подтвержденные Халибертон) показали что эта технология очень эффективна при удалении нефти из буровых шламов. Те мне менее метод экстракции оксидом углерода в настоящее время экономически неэффективен. Метод сверхкритической экстракции коммерчески используется в других отраслях, но в гораздо меньших объемах по сравнению с объемами образования отходов бурения. Также для проведения процесса используются очень высокие давления (от 14 до 34 МПа), что создает проблемы с безопасностью процесса.
Началось лабораторное тестирование другой системы. Система предлагает альтернативу экстракции оксидом углерода. Этот метод использует сжиенные газы, такие как жидкий пропан или бутан как растворитель для удаления углеводородов из отходов бурения. Новая система имеет много преимуществ по сравнению с существующими системами термической десорбции., включая низкое потребление энергии, низкие выбросы, низкий экологический отпечаток и 100% пригодной для повторного использования нефти, даже для нефтей с высоким содержанием эфирных соединений.
Воздействие на окружающую среду
Сброс или размещение отходов бурения это первичный источник воздействия от операций десорбции. В случае десорбции на морской платформе, отходы обезвреживаются до состояния при котором они рассматриваются как неопасные, по определению правительственного агентства. Таким образом эти отходы могут размещаться или использоваться для рекультивации почв. В Европе обезвреженные шламы, как правило, используются в промежуточном или окончательном изолирующем слое для полигонов ТБО. Дополнительно к содержанию нефти регуляторы могут нормировать уровень других загрязнителей, таких как соли или тяжелые металлы.
Офшорное размещение термически обезвреженных отходов сегодня постоянно осуществляется в Северном море. Установки на основе молотковых дробилок единственные коммерчески используемые установки, одобренные правительствами Норвегии и Великобритании и доступные для применения в настоящее время. Мелкодисперсные частицы сброшенные в море ведут себя как в Ньютоновской жидкости, а не по закону Строка. Частицы распределяются по большой площади (по сравнению с обычными отходами, которые обычно образуют наносы из отходов бурения на дне моря) и уносятся течениями на 50 и более километров от точки сброса. Тесты показывают, что эти мелкие частицы не опасны для аквафауны Северного моря.
Выбросы в атмосферный воздух от десорбционных установок, за некоторыми исключениями, производятся от горелок или дизельных двигателей, приводящих в действие установку. Выбросы, вычисленные для барабанных и шнековых установок подразумевают расход тепла в 55 МДж/кг. Количество сжигаемого дизельного топлива около 20 кг на тонну отходов (см. таблицу 2).
Выбросы от установки с молотковой дробилкой приводимой в действие дизельным двигателем также были оценены в таблице 2. Учитывались только выбросы от дизельного двигателя, используемого для приведения в действие молотковой дробилки, который потребляет 160 кВт энергии на тонну отходов в час. Такая установка сжигает приблизительно 53,5 литра топлива на тонну обезвреживаемых отходов.
Установка химической термодесорбции использует приблизительно 14,7 кВт энергии на тонну отходов. Малое потребление топлива и малые объемы выбросов загрязняющих веществ - существенное преимущество этой установки. Это же относится к установкам экстракции растворителем, сверхкритической экстракции и другим “моющим” установкам, рассмотренным в этой статье (табл. 20). Коммерческая эксплуатация этих систем возможно потребует меньшего количества энергии и будет производить меньше выбросов.
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух рассчитывались с использованием консервативных удельных выбросов загрязняющих веществ по U.S. EPA AP-42. Современные дизельные двигатели и горелки с системами подавления образования оксидов азота способны существенно уменьшить выбросы. Производители могут давать информацию о выбросах оборудования для сравнения технологий. Все коммерческие установки поставляются в контейнерах и не требуют дополнительного оборудования. Выбросы были рассчитаны на базе этого допущения.
Ни одна из рассмотренных установок не производит выбросов или жидких сбросов от испарившейся воды и углеводородов так как предполагается, что они полностью выделяются в конденсаторе и не контактируют с атмосферой.
Выделение углеводородов
Выделение углеводородов из отходов бурения для последующего использования это основной плюс технологий термодесорбции. Так как углеводороды, которые небыли повторно использованы или переработаны классифицируются как отходы или даже опасные отходы (в РФ это опасные отходы - прим. пер.) в некоторых странах. Также, синтетические углеводороды, используемые в некоторых буровых растворах могут быть дорогими. Следовательно их восстановление и повторное использование может существенно уменьшить стоимость. В некоторых случаях этот аспект может быть более важным, чем экологическая безопасность для использования подобного оборудования.
Установки непрямого нагрева могут использовать восстановленные углеводороды как топливо для горелок, но, как правило, они выделяют больше углеводородов, чем требуется для работы горелок. Этот избыток может использоваться как компонент бурового раствора или продаваться как топливо.
Выделение углеводородов для последующего использования в бурении может представлять проблему, особенно в высокотемпературных установках. Происходит изменение химического состава, вызванное загрязнением сырой нефтью и различными добавками, а также возможным крекингом углеводородов. Это изменение свойств может сделать углеводороды непригодными для повторного использования. Установки непрямого нагрева нагревают отходы до большей температуры (от 177 од 315 С) из-за чего происходит увеличение доли лёгких углеводородов.
Низкотемпературные установки обеспечивают меньшее изменение свойств углеводородов или оно вообще не происходит. Синтетические углеводороды более устойчивы к крекингу и их состав изменяется в меньшей степени. Практически не происходит химически определимого изменения свойств синтетических углеводородов в низкотемпературных установках, но их температура вспышки слегка уменьшается. У выделенных углеводородов может появиться неприятный запах. Этот запах может быть уменьшен и, в общем случае, большинство коммерчески доступных установок выделяют углеводороды пригодные к дальнейшему использованию.
Некоторые углеводороды используются как компоненты бурового раствора из-за их экологической безопасности, особенно эфиры и базовые жидкости, содержащие эфиры. Однако эфиры не могут выделяться методом термодесорбции, так как деградируют даже при самых низких температурах десорбции.
Офшорное использование против наземного
Имеются установки термической десорбции как для наземной установки, так и для офшорного использования. Они имеют различные требования к установке (см. табл. 3). Установки специально созданны для офшорного использования, но есть заинтересованность в использовании офшорных установок на земле и наоборот. Обычно наиболее эффективные офшорные установки перерабатывают отходы бурения сразу после того, как они сошли с вибросит. Немедленное обезвреживание уменьшает количество отходов поступающих в хранилище и уменьшает пространство, необходимое для размещения установки на платформе.
Требования к конструкции и производительности для офшорных и наземных установок очень различны. Размер и вес - критические факторы для офшорных установок, также важна возможность регулировать производительность установки. Требования по безопасности и эргономике также более строги на морских платформах. Повторное использование нефти еще более важный критерий, так как нефть должна быть вывезена с буровой, если невозможно её повторное использование. Операторы предпочитают повторно использовать синтетические углеводороды из-за их высокой стоимости, но, по этой же причине могут отказываться от использования дорогостоящих синтетических углеводородов. Может оказаться более выгодным единожды использовать дизельное топливо или минеральное масло, чем пытаться повторно использовать дорогостоящие синтетические углеводороды.
На сегодняшний день единственные коммерчески успешные офшорные установки темодесорбции - это молотковые дробилки. В нескольких незавершённых экспериментах на офшорных платформах пытались использовать шнековые установки. Согласно отчёта, тепло обеспечивал электрический генератор использованный для нагревания масла в электропечи. Как минимум один производитель изучает возможность использования барабанных термодесорбционных установок на офшорной платформе.
Выбор технологий для наземного использования более широк. Несколько компаний поставляет оборудование и на рынке большая конкуренция.
Заключение
Перечень стран принявших более строгие требования по охране окружающей среды для размещения отходов бурения растет. В ответ на это быстро развиваются технологии десорбции и восстановления нефти из этих отходов. Выбор буровых растворов и добавок должен осуществляться с учетом выбранной технологии десорбции и восстановления. Целостный подход к буровым растворам и переработке отходов должен быть подразумевать оптимизацию производительности системы термической переработки и максимизировать прибыль оператора. Ошибка во внедрении общей системы управления буровыми растворами и переработкой отходов бурения (например, если допускается загрязнение бурового шлама водой) приведет к общей неэффективности, большему ущербу окружающей среде, увеличенным объемам образующихся отходов и, в конечном итоге, к большей стоимости их переработки.
Последующие параграфы подчеркивают некоторые факторы, которые должны учитываться при выборе технологии десорбции.
Экологическое воздействие. Выбранный буровой раствор и технология десорбции должны соответствовать всем экологическим требованиям, которые могут включать предельные количества солей, тяжелых металлов, органических соединений и т.п. дополнительно к лимитам на общее содержание углеводородов. Во многих случаях регуляторы могут требовать использования конкретных технологий, в других случаях они дают параметры, которым должны соответствовать продукты переработки. Регуляторы различаются в подходах к методам тестирования и интерпретации результатов тестирования.
Восстановление нефти. Для выбранной технологии восстановления нефти может быть важным не изменять молекулярный вес нефти или не изменять температуру вспышки. Это также оказывает влияние на выбор углеводородов, используемых в буровом растворе. Некоторые виды нефти не могут быть восстановлены термическими методами.
Расходные материалы. Выбор технологии должен учитывать стоимость и расходы на траспортировку и использовать минимум энергии, химикатов и оборудования для восстановления нефти.
Размеры и вес. Для офшорного использования технологическая установка должна быть достаточно маленькой и достаточно легкой, чтобы уместиться на морскую платформу. Размер также может быть важным критерием для удаленных площадок, куда установку придется доставлять по воздуху.
Производительность и гибкость. Для некоторых видов работ технология может требовать работы при одинаковом или нескольких различающихся расходах, особенно на морской платформе, где пространство для временного хранения отходов ограничено. Место хранения также может быть важным, если несколько установок используются на полигоне отходов, куда свозятся отходы с различных буровых и от технологических операций.
ОСУ. В идеальном случае технология должна обеспечивать любое требуемое остаточное содержание углеводородов, так чтобы оборудование было универсальным. Практически выбирается наиболее эффективная по стоимости технология, обеспечивающая необходимый ОСУ.
Стандарты. Выбранная технология должна соответствовать промышленным стандартам безопасности и надежности. Эти стандарты существенно различ аются для офшорных и наземных объектов. Для офшорного использования установка должна соответствовать стандартам на конструкцию, безопасность и эргономичность.
Размещение обезвреженных отходов. Обезвреженные отходы должны размещаться экологически безопасным и экономически эффективным сопособом.
Персонал.Технология должна требовать минимального количества персонала для эффективной работы, особенно для работы на морских платформах и удаленных объектах.
Цена. Идеальная технология при любой ситуации должна отвечать всем изложенным выше требованиям и при этом должна быть экономически эффективной.
В настоящее время ни одна из присутствующих на рынке установок не является универсальной и применимой во всех ситуациях. Те не менее все технологии продолжают совершенствоваться и их применение во многих ситуациях улучшается.
Будущее развитие
После завершения этого исследования и пересмотра собранных данных Халибертон Бароид начала работы над новой системой, которая сможет предложить альтернативу термической десорбции. Этот подход основывается на ранних работах с сверхкритичным диоксидом углерода но использует сжиженные газы, такие как пропан или бутан в качестве растворителя. Такая система работает при гораздо более низких давлениях и поэтому требует меньших капитальных затрат, по сравнению со сверхкритической экстракцией.
Как упомянуто, Халибертон начал лабораторное тестирование этого подхода и ранние результаты были очень обнадеживающими. Использование сжиженных природных газов в качестве растворителя показало очень высокую эффективность экстрации нефти из бурового шлама (таблица 4) и имеет потенциал новой коммерческой системы, имеющей много преимуществ перед существующими системами термодесорбции:
- низкие затраты энергии и расходных материалов;
- низкие выбросы загрязняющих веществ;
- малый экологический отпечаток;
- вся восстановленная нефть на 100% пригодна к повторному использованию (крекинг не происходит);
- растворитель может использоваться повторно.
Тестирование показало, что даже углеводородные смеси с высоким содержанием эфиров могут быть восстановлены при помощи этой технологии. Требуются дальнейшие исследования для коммерческого развития этой технологии и исследований последствий применения используемых растворителей для здоровья, охраны окружающей среды. Эта работа происходит и результаты будут опубликованы в дальнейшем.
Благодарности
Авторы благодарят Халибёртон Бароид и KBR за разрешение на публикацию этой статьи. Авторы также выражают особую благодарность Джою Тейлору из Халибёртон Бароид, который инициировал эту работу.
Литература
- Horn, R.N.: Petroleum Engineering 221, Multiphase Flow in Porous Media, course from the Stanford University Internet site, http://ekofisk.stanford.edu/pe221/notes2.htm.
- “Research in Petroleum Engineering,” from Stanford University Internet site, http://ekofisk.stanford.edu/brochure/ripe.html.
- Paulson, J.E. et al.: “Drill Cuttings Disposal, Balancing Zero Discharge and Use of Best Available Technique,” paper SPE/IADC 85296 presented at the 2003 SPE IADC Middle East Drilling Technology Conference and Exhibition, Abu Dhabi, UAE, 20-22 October.
- Cordova, R.P.: U.S. Patent No. 6,668,947 B2 (December 2003).
- Saintpere, S. and Morrilon-Jeanmarie, A.: “Supercritical CO2 Extraction Applied to Oily Drilling Cuttings,” paper SPE 63126 presented at the 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, 1-4 October.
- Zupan, T. and Kapila, M.: “Thermal Desorption of Drilling Muds and Cuttings in Ecuador: The Environmental and Financially Sound Solution,” paper SPE 61041 presented at the 2000 SPE International Conference on Health, Safety, and Environment in Oil and Gas Exploration and Production, Stavanger, Norway, 26-28 June.
- “Compilation of Air Pollution Emissions Factors,” Publication AP-42, U.S. EPA (September 1991).
- Wait, S.T. and Thomas, D.: “The Characterization of Base Oil Recovered from the Low Temperature Thermal Desorption of Drill Cuttings,” paper SPE 80594 presented at the 2003 SPE/EPA/DOE Exploration and Production Environmental Conference, San Antonio, Texas, 10-12 March.
Приложения
| Углеводороды | Давление, кПа | Температура полного выкипания углеводородов, С | |
|---|---|---|---|
| с паром (влажные отходы) | без пара (сухие отходы) | ||
| Дизельное топливо №1 | 101,3528 | 209 | 295 |
| 86,18438 | 204 | 288 | |
| 71,01593 | 200 | 281 | |
| 59,98433 | 196 | 274 | |
| 30,3369 | 180 | 251 | |
| Дизельное топливо №2 | 101,3528 | 226 | 330 |
| 86,18438 | 221 | 322 | |
| 71,01593 | 216 | 314 | |
| 59,98433 | 212 | 307 | |
| 30,3369 | 195 | 279 | |
| Предельные углеводороды | 101,3528 | 164 | 254 |
| 86,18438 | 160 | 248 | |
| 71,01593 | 155 | 240 | |
| 59,98433 | 151 | 234 | |
| 30,3369 | 133 | 209 | |
| Непредельные углеводороды | 101,3528 | 192 | 288 |
| 86,18438 | 188 | 281 | |
| 71,01593 | 183 | 273 | |
| 59,98433 | 178 | 266 | |
| 30,3369 | 161 | 241 | |
| Загрязняющее вещество | Барабанный или шнековый десорбер | Молотковая дробилка | Химическая термодесорбция |
|---|---|---|---|
| NOx | 99,80 | 3 010.00 | 280 |
| SOx | Умножить %вес. серы в топливе на 0,718 | 200,2 | 18,6 |
| CO | 24,9 | 651,45 | 60,6 |
| PM10 | 9,97 | 215 | 1 |
| ЛОС | 1,7 | - | - |
| ЛОС (на источнике выбросов) | - | 240,8 | 22,4 |
| Альдегиды | - | 45,15 | 4,23 |
Предполагается, что отходы бурения содержат 20% углеводородов, 20% воды и 60% твёрдой фазы.
| Требование | Офшорное исполнение | Наземное исполнение |
|---|---|---|
| Пространство для размещения | Должно помещаться на площади, предназначенной для хранения отходов бурения, а модуль не должен быть больше стандартного размера морского груза. Установки должны быть совместимы с оборудованием по перемещению отходов бурения, применяемым на платформе | Обычно пространства достаточно для размещения установки любого размера, он ограничивается лишь требованиями к транспортировке |
| Вес | Не должен превышать предельного веса для палубы платформы. А также иметь вес не больше грузоподъемности кранов платформы | Любой вес, который можно привести на площадку бурения |
| Энергия и вспомогательное оборудование | Генераторы платформы могут обеспечить лишь минимальное энергопотребление. Большинство установок требуют больше энергии, чем может обеспечить энергосистема платформы и они требуют дополнительных генераторов. На платформах доступна морская вода для охлаждения и воздух КИП | Установки должны быть автономными в большинстве случаев и обеспечивать все свои нужды собственным оборудованием, включая электроснабжение, охлаждение, воздух КИП и т.п. |
| Безопасность | Должны соответствовать строгим стандартам безопасности для офшорных платформ, включая стандарты электробезопасности и стандарты на горелки | Должны соответствовать общим стандартам безопасности |
| Обезвреженные отходы | Установки должны обеспечивать остаточное содержание углеводородов 1% или менее. Вода и углеводороды извлекаются | Установки должны обеспечивать остаточное содержание углеводородов 1% или менее. Вода и углеводороды извлекаются |
