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

СаО + Н2О = Са(ОН)2 + Q (4)

СО2 + Са (ОН)2 = СаСО3 + Н2О (5)

В конечном итоге каждая нефтезагрязненная частица превращается в капсулу, внутри которой под нерастворимой карбонатной оболочкой находятся надежно изолированные загрязнители.

технология реагентной обработки нефтезагрязненных шламов разрабатывалась на основе экспериментальных исследований, выполненных в лабораторных условиях. Образец нефтешлама обрабатывался реагентом, выдерживался в течение продолжительного времени (10 суток и более), после чего анализировался. Эффективность обезвреживания нефтешламов определялась на основе анализа водной вытяжки из исходного и обработанного реагентом шлама. Сравнение состава водной вытяжки проводилось с применением аттестованных методик по определению концентрации нефтепродуктов (ПНДФ14.1:2:4.128-98), бихроматной окисляемости (ХПК) (ПНДФ14.1:2:4.210-2005), активной реакции среды рН (ПНДФ14.1:4.28-95). На основании результатов лабораторных исследований построены графики зависимости эффективности обезвреживания шлама от дозы реагента (рисунок 11) по ХПК и содержанию нефтепродуктов в водной вытяжке.

рисунок 11 - эффективность очистки в зависимости от величины добавки реагента к модельным нефтезагрязненным шламам, а - по показателю ХПК; б - по показателю очистки от нефтезагрязнений.

если на этих графиках выделить условно интервал эффективного обезвреживания, равный 92 3 %, то можно заметить, что достижение этого уровня зависит как от степени загрязненности шламов нефтепродуктами, так и от количественной добавки реагента. характер зависимостей для названного случая (эффект обезвреживания 92 3 % ) представлен на рисунке 12. Как видно из этого рисунка, эффективность обезвреживания, равная 92 3 % по показателю ХПК и содержанию нефтезагрязнений Gн, характеризуется практически общей кривой, аналитическую форму которой можно записать в виде:

Др = - 0,8352 G2н +1.7257 Gн - 0.0072 (6)

рисунок 12 - К выбору количественной добавки гидрофобизированного реагента для обеспечения эффективности обезвреживания шлама не менее, чем на 92 3 %: - по ХПК; - по нефтезагрязнениям

Технологическая схема обезвреживания нефтезагрязненных шламов практически апробирована при бурении скважин на одном из месторождений Прикаспийской низменности (ОАО «Газпром»).

Одним из главных преимуществ технологии капсулирования является способность ее к нейтрализации тяжелых металлов. Взаимодействие растворимых солей тяжелых металлов (кроме Ni) с карбонат-ионом при нормальных условиях приводит к образованию трудно растворимых основных карбонатов или гидроксидов этих металлов с выделением углекислого газа. Лабораторная оценка качества капсулирования тяжелых металлов выполнялась на приборе МГА-915 в соответствии с методикой М01-29-2006. Эффективность реагентного обезвреживания нефтесодержащих отходов, содержащих ионы тяжелых металлов составляет практически 100 %.

В шестой главе представлена технология экологической нейтрализации газообразных агрессивных веществ (H2S и CO2), которые входят в состав природного и попутного газов. Добыча нефтяного газа по Республике Коми к 2010 году составит 3,6 млрд м3, в том числе содержащего в своем составе сероводород - более 800 млн.м3 . Сернистые соединения, углекислый газ и вода снижают качество природных и попутных газов, а также негативно влияют на работоспособность оборудования для их добычи, транспортировки и переработки, снижая уровень экологической безопасности нефтегазобобывающих процессов. Вместе с тем, входящие в состав природного газа сернистые соединения являются сырьем для дополнительного получения ценных продуктов (элементарная сера, этантиол и смесь природных меркаптанов, этан- и бутантиолы). Извлечение неуглеводородных компонентов из газов повышает надежность работы оборудования и одновременно увеличивает ресурсы промышленного химического сырья.

На основе результатов исследований, приведенных в работе, показано что факт развития сероводородного заражения действующих месторождений является свершившейся реальностью (например, в попутном газе на УПСВ «Уса» зарегистрировано содержание сероводорода, превышающее 17%), что подтверждается также всплеском коррозионных повреждений эксплуатируемого оборудования, в т.ч. трубопроводов. Уместно также отметить, что ряд северных месторождений углеводородов (например, Южно-Хылчаюское, Печоро-Кожвинское и др.) сероводород содержат в попутном и природном газе. Все это свидетельствует о необходимости разработки специальных технологий по экологической нейтрализации вредных газообразных веществ с дополнительным извлечением полезных продуктов.

Основным фактором, определяющим способ и технологическую схему очистки газа, является уровень концентраций сероводорода (Н2S),диоксида углерода (CO2) и сероорганических соединений, входящих в состав углеводородной продукции. В работе обосновано применение хемосорбции как метода очистки попутного газа от сероводорода водным раствором метилдиэтаноламина (МДЭА). Для расчета абсорбционной очистки данные по фазовому равновесию для всех компонентов, входящих в газовую смесь углеводородов, получены с помощью физической модели неизотермической абсорбции и хемосорбции сероводорода и окиси углерода водным раствором МДЭА. Зависимость величины сорбционной емкости от температуры и парциального давления для сероводорода и углекислого газа в растворе МЭДА описывается эмпирическим уравнением:

, (7)

При разработке физической модели неизотермической хемосорбции были сделаны следующие допущения:

- неизотермичность процесса учитывается зависимостью:

-

(8)

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

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

(9)

- на теоретической ступени происходит исчерпание газового компонента, при этом часть поглощенного i-ого компонента связывается хемосорбцией молекулами МЭДА, а оставшаяся часть физически абсорбируется водой;

- на каждой теоретической ступени массообмена процесс изотермичен, t = const;

- расчет массообмена выполняется с использованием экспериментальных данных по физическому равновесию и химической емкости абсорбента.

Схема потоков и концентраций H2S и СО2 в массообменном процессе представлены на рисунке 13.

Рисунок 13 - Схема потоков и концентраций на теоретической ступени абсорбера

Расчет неизометрической абсорбции H2S и СО2 водным раствором МДЭА ведется для нижней части колонны (1 ступень). Потоки очищаемого газа D , абсорбента W и их соответствующие концентрации , заданы.В соответствии с уравнениями, которые определяют величину хемосорбции в зависимости от концентрации абсорбента в воде, парциального давления компонентов и совместного

их влияния на хемосорбцию, можно определить насыщаемость абсорбента за счет хемосорбции:

для H2S: (10) для СО2: (11)

Совместное влияние H2S и СО2 на хемосорбцию учитывается соотношением

(12)

Равновесная концентрация за счет физической абсорбции может быть выражена:

- для H2S: ; ; (13)

- для СО2: (14)

суммарная емкость абсорбента(8) :

Материальный баланс 1 ступени:

по H2S: откуда (15)

по СО2: откуда , (16)

Тепловой баланс по 1 ступени позволяет определить температуру на следующей ступени:

(17)

где ; ; Cабс = асМДЭА + (1 - а)с

Модель опробована на абсорбции газа Астраханского газового месторождения. Результаты расчета по предложенной физической модели были сопоставлены с расчетом, проведенным ВНИИгазом с помощью программы «HYSIM» фирмы Hyprotech LTD (Канада) и получены удовлетворительные результаты. Корректность предложенной методики подтверждается также тем, что оценка КПД тарелок по ней равна 0,30ч0,65, в практике проектных организаций КПД тарелок обычно не превышает приведенные выше значения.

Физическая модель неизотермической хемосорбции сероводорода и окиси углерода водным раствором МДЭА была применена для расчета технологических режимов и выбора оборудования очистки природного газа скв.№70 Печоро-Кожвинского месторождения, состав которого приведен в таблице 3.

Состав природного газа Печоро-Кожвинского месторождения Таблица 3

Дата исследования	Компонентный состав, % мол.
	С1	С2	С3	iС4	nС4	nС5	N2	СO2	He	H2S
9.04.2004	94,55	1,42	0,12	0,07	0,01	0,03	3,58	0,14	0,04	0,04
	х = 300 000 м3/сут

В результате расчетов, выполненных по предложенной методике, установлено, что степень извлечения по сероводороду 0,9675(ук=1,3 10-3%) и по углекислому газу 0,9995 (ук=0,7 10-4%) достигается в массообменном аппарате, имеющем 3 теоретических ступени.

Изменение концентрации углекислого газа и сероводорода в очищаемом газе и абсорбенте по высоте аппарата, а также изменение температуры по ступеням абсорбера приведено на рисунке 14.

а б в

Рисунок 14 - Изменение концентраций кислых компонентов газа по ступеням абсорбера в газе (а), в абсорбенте (б) и изменение температуры абсорбента по ступеням абсорбера (в)

Очистку природного и попутного газов от H2S и СО2 целесообразно проводить в струйном абсорбере прямоточного типа. В состав струйного аппарата входят рабочее сопло 1, конфузор 2 (приемная камера), камера смешения 3 (длиной не более десяти диаметров камеры смешения), диффузор 4 и сливная труба 5 (рисунок 15).

Рисунок 15 - Схема струйного аппарата

При использовании струйных аппаратов в качестве абсорберов рабочая жидкость (абсорбент) создает в приемной камере разрежение, в результате чего в камеру подсасывается поток абсорбируемого газа.

Расчет струйного абсорбера сводится к определению геометрических параметров струйного аппарата (диаметров сопла и камеры смешения) и гидродинамического расчета. Для очистки природного газа скв.№ 70 Печоро-Кожвинского месторождения может быть применена схема, состоящая из 3-х струйных абсорберов (каждый соответствует 1 теоретической ступени) с диаметром сопла d=0,12м, диаметром камеры D=0,19м, длина камеры смешения L=3,0м, перепад давления на выходе из сопла 0,52 МПа, время смешения 0,3 сек, величина межфазной поверхности 2500м2/мі, коэффициенты массоотдачи для жидкой и газовой фаз 1,8·10-4 м/с, и 4,15·10-4 м/с соответственно.

В седьмой главе дан анализ составов попутных и пластовых вод основных надпорядковых структур Тимано-Печорского бассейна и представлена технологическая схема их комплексной утилизации. Присутствие в воде ионов лития, магния, бора, йода и брома в кондиционных концентрациях позволяет сделать вывод о целесообразности использования попутных и пластовых вод в качестве источника дополнительного извлечения минерального сырья.

Экстракционная технологии извлечения бора из пластовых вод, работает при относительно низких концентрациях и больших объемах обрабатываемых вод. В качестве экстрагента был использован аминофенолформальдегидный олигомер Яррезин - Б, выпускаемый промышленностью. На основании равновесных данных выполнена оценка основных показателей массообменного процесса на стадиях экстракции и реэкстракции. Оценка была выполнена для пластовых вод Западно-Тэбукского и Сотчемьюского месторождений с применением ящичного экстрактора, при этом степень извлечения бора составила 70%. Для увеличения степени извлечения предложена схема непрерывной противоточной экстракции с использованием колонных аппаратов. Технологическая схема извлечения бора с применением двух экстракционных колонн, основанная на принципе дробной экстракции, представлена на рисунке 16.

Рисунок 16. Технологическая схема извлечения бора с применением экстракционных колонн: 1,2- распылительные колонны, 3,4,5- емкости сбора пластовой воды, 6-емкость для сбора обогащенного экстрагента, 7- емкость для подачи свежего экстрагента, 8-насосы для откачки пластовой воды, 9- насос для подачи свежего экстрагента, 10-насос для откачки обогащенного экстрагента.

В этом случае исходная пластовая вода последовательно проходит две стадии экстракции в модифицированных распылительных колоннах, в которые поступает свежий экстрагент после регенерации. В таблице 3 приведены параметры двухступенчатой экстракции. Построение рабочих линий стадий экстракции по данным таблицы 3 показало, что необходимое число теоретических ступеней для I стадии равно Nтеор=1,3, для II стадии - Nтеор=1,0, общая степень извлечения составляет 77%.

Стадия выделения магния при комплексной переработке пластовой воды предшествует стадии выделения лития с тем, чтобы предотвратить образование основных хлоридов магния при осаждении гидроалюмината лития хлоридом алюминия.

Таблица 3

Параметры двухступенчатой экстракции

Показатели	I стадия	II стадия
W, м3/час	268,26	268,26
Э, м3/час	Э1= 53,65	Э2= 53,65
хн, мг/л	45	22,5
хк, мг/л	х1=22,5	х2=10,4
ун, мг/л	0	0
ук, мг/л	у1=112,5	у2=60,5
Степень извлечения, %	з1=50	з2=46,3
Общая степень извлечения з=1-х2/хн=0,77

Осаждение магния в виде гидроокиси осуществляется известковым молоком. Недостатком известковой технологии является образование коллоидного трудно фильтрующегося осадка. Для повышения эффективности извлечения и снижения эксплуатационных затрат были выполнены экспериментальные исследования с целью получения легко фильтрующегося осадка. Экспериментальные исследования выполнялись для модельных вод, составы которых приведены в таблице 4.

Таблица 4

Состав пластовых (модельных) вод Вуктыльского ГКМ

№ скв.	Содержание ионов, мг/л
	Са2+	Мg2+	Na+ + К+	НСО3-	SO42-	Сl-
178	13500,0	2700,00	70413,81	48,8	221,6	140000,00
98	10800,0	2432,0	70612,53	48,8	446,9	134900,0
34	8240,0	2116,0	36092,0	46,0	559,2	75863,0

Укрупнение размера частиц гидроокиси магния (от 40 до 260-350 мкм) и значительное снижение удельного сопротивления осадка было достигнуто при двукратном последовательном осаждении с применением акрилового флокулянта в концентрации 0,15 мг/л.

Пластовая вода, отделенная от осадка гидроокиси магния поступает на стадию извлечения лития. Для разработки технологии извлечения лития из пластовой воды был опробован метод хемосорбции на свежеобразованном осадке гидроксида алюминия, который в свою очередь образуется из трехкальциевого гидроалюмината (ТКГА) и хлорида алюминия. Температура хемосорбции 45 - 50 оС. Процесс осаждения лития происходит при рН = 8,0 - 8,5 при атомном соотношении Li : Al 1:6 или 1:8, степень извлечения лития 90 - 92%. Результаты лабораторных исследований положены в основу промышленной технологии извлечения лития, апробация которой проведена на опытной установке реакторного типа с использованием реальной пластовой воды Баганского нефтяного месторождения (концентрация лития 18 мг/л), степень извлечения 88%, средний объемно-геометрический диаметр частиц гидроалюмината лития составил 95 мкм. Полученные результаты положены в основу технологической схемы извлечения лития из пластовых вод.

После корректировки рН до 6,5 - 7,0 пластовая вода со стадий сгущения и фильтрации литийсодержащего осадка направляется на извлечение йода и брома, технологии извлечения которых промышленно отработаны и в рамках этой работы не обсуждаются.

На основании проведенных лабораторных исследований и полупромышленных испытаний разработана технологическая схема комплексной утилизации нефтегазопромышленных отходов (рисунок 17), которые формируются на всем пути от скважины до потребителя. Водогазонефтяная эмульсия поступает на головные сооружения, где на первом этапе происходит ее грубое разделение на горизонтальном отстойнике О-1, после чего нефть направляется на стадию переработки, а вода с содержанием нефти более 500 мг/л направляется на тонкослойный отстойник и далее на гидрофобный фильтр УИН-6. Перед входом в УИН-6 для разрушения эмульсии и укрупнения частиц нефти и взвешенных веществ трубопровод подаются реагенты (коагулянт, флокулянт). Обработанная пластовая вода направляется в РВС, где происходит более тонкое отделение воды от нефти. Растворенные нефтепродукты удаляются на адсорбционном фильтре, где в качестве сорбента может использоваться цеолит или активированный уголь АГ-3. Далее очищенная пластовая вода направляется в систему ППД или на стадию извлечения ценных компонентов (в зависимости от минерального состава) по разработанным технологиям. При необходимости применения паротеплового воздействия на пласт (для месторождений с высоковязкой нефтью) вода может быть направлена на стадию мембранного или термического обессоливания, при этом кроме дистиллята образуется концентрированный раствор солей, извлечение из которого ценных микро- и макрокомпонентов более рентабельно.



Рисунок 17 - Комплексная технологическая схема утилизации нефтегазопромышленных отходов: О-1 - горизонтальный отстойник, РК - регулирующий клапан, Р - ввод реагента, УИН - гидрофобный фильтр, РВС - вертикальный отстойник, УПН - установка подготовки нефти, ПВ - пластовая вода, УН - уловленная нефть, Ш - шлам, О - осадок, К - керосин, Б - бензин, ДТ - дизельное топливо, Г - гудрон, ППД - система поддержания пластового давления.

Образующийся на стадиях тонкослойного и динамического отстаивания нефтяной шлам разделяется на жидкую и твердую фазы. Жидкая фаза направляется на ректификацию для получения моторного топлива, а твердая фаза подвергается обезвреживанию методом реагентного капсулирования, продуктом обработки является гидрофобный материал, который может быть использован в качестве добавки к строительным смесям или отсыпки в дорожном строительстве.

Выделяющийся при отстаивании попутный газ с повышенным содержанием сероводорода и двуокиси углерода направляется на установку струйных абсорберов, где агрессивные газы улавливаются водным раствором МДЭА. Очищенный газ направляется в магистральный газопровод или на собственные нужды предприятия, абсорбент - на регенерацию.

Таким образом, предлагаемая технологическая схема является безотходной и позволяет не только снизить антропогенную нагрузку на территории нефтепромыслов, атмосферу, почву, поверхностные и подземные водоемы но и дополнительно получить минеральное сырье и продукты его переработки.

Технология извлечения каждого минерального продукта рассматриваемой технологической схемы может быть использована автономно.

В восьмой главе дана комплексная оценка экономической эффективности утилизации нефтегазопромышленных отходов. Оценка выполнена в соответствии с методической схемой (рисунок 18), разработанной совместно с к.т.н. Т.С. Крестовских.

На начало 2009 года в Республике Коми из 152 месторождений углеводородного сырья, числящегося на Государственном балансе, добыча нефти и газа ведется на 87 месторождениях, из которых 65 находятся в промышленной эксплуатации и 22 - в пробной или опытно-промышленной.

Главной целью региональной политики в сфере природопользования является максимально эффективное использование природно-ресурсного потенциала республики с соблюдением принципов устойчивого развития, что предусматривает равное внимание к экономической, социальной и экологической составляющим. Использование комплексной утилизации нефтегазопромышленных отходов позволит кроме прямого экономического эффекта за счет дополнительного извлечения минеральных веществ решить экологическую и социальную проблемы республики. Расчет показателей региональной эффективности свидетельствует о том, что при внедрении технологии комплексной утилизации нефтегазопромышленных отходов ежегодная коммерческая эффективность за счет получения дополнительного минерального сырья составит 1млрд. 257 млн. руб. предотвращенный ущерб - более 228 млн. руб.по республике в целом. Показатели региональной эффективности проекта приведены в таблице 5.

Таблица 5

Показатели региональной эффективности проекта

№ п/п	Показатели	Единицы измерения	Сумма
1	Показатели коммерческой эффективности
1.1	Прирост валового регионального продукта за счет добавленной стоимости производства карбоната лития, окиси магния, йода, бора, брома	Тыс. руб	3 425,7
1.2	Прирост валового регионального продукта за счет добавленной стоимости производства дизельного топлива, мазута, гудрона	Тыс. руб	31 064,0
1.3	Прирост валового регионального продукта за счет добавленной стоимости очищенного природного газа	Тыс. руб	1 200 000,0
1.4	Прирост валового регионального продукта за счет добавленной стоимости производства серы, этан - и бутантиолов, меркаптанов	Тыс. руб	12 312,5
1.5	Прирост валового регионального продукта за счет добавленной стоимости производства гидрофобизированного реагента	Тыс. руб	1 871,0
1.6	Чистый региональный доход	Тыс. руб	1 257 112
2	Показатели экологической эффективности
2.1	Предотвращенный ущерб, возникающий вследствие нарушения и загрязнения недр нефтепродуктами	Тыс. руб	42 101,5
2.2	Предотвращенный ущерб от выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух	Тыс. руб	71 303,1
2.3	Предотвращенный ущерб от сбросов нефти и нефтепродуктов в водные объекты	Тыс. руб	64 511,9
2.4	Предотвращенный ущерб от образования нефтегазопромышленных отходов	Тыс. руб	50 110,3
2.5	Предотвращенный ущерб от разрывов промысловых и магистральных нефтегазопроводов	Тыс. руб	174 511,2
2.6	Суммарный экологический эффект		228 026,8
3	Показатели социальной эффективности
3.1	Увеличение рабочих мест, снижение безработицы	мест	32
3.2	Сокращение оттока населения поселков близлежащих к нефтепромыслам	%	40
3.3	Сокращение заболеваемости населения	%	60
3.3	Сокращение смертности населения	%	21

Рисунок 18 - Методическая схема оценки экономической эффективности комплексной утилизации нефтепромышленных отходов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1.Проведен экологический мониторинг попутно добываемых пластовых вод всех разрабатываемых месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Установлена идентичность состава попутных вод для нефтяных и газовых месторождений. В пластовых и попутных водах нефтяных и газовых месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции обнаружены промышленно-кондиционные концентрации бора, магния, лития , йода и брома .

2.Сформирована методология исследования процессов комплексной утилизации нефтегазопромышленных отходов и дополнительного извлечения минеральных компонентов, которая включает в себя комплекс аналитических исследований, методы моделирования технологических процессов с применением теории подобия.

3.Исследованы гидродинамические характеристики работы очистных сооружений нефтепромыслов, включающие вещественный и дисперсный состав нефти и взвешенных веществ, реальное время пребывания жидкости в промысловых отстойниках. Предложены методы повышения эффективности их работы за счет упорядочения структуры потоков, применения тонкослойного отстаивания в качестве предварительной стадии очистки, использования гидрофобных материалов, коагулянтов и флокулянтов для укрупнения глобул нефти и адсорбционной очистки для удаления тонкодисперсных и растворенных примесей. На основании проведенных исследований предложена технология совершенствования очистки нефтезагрязненных пластовых вод для утилизации их путем закачки в продуктивные пласты или использования в качестве гидроминерального сырья.

4.Предложена технология утилизации некондиционных отходов жидких углеводородов методом ректификации. Ректификационная установка с промежуточным отбором фракций является наиболее технологичной для получения различного вида моторного топлива. Разработан технологический регламент на примере утилизации некондиционного конденсата, вытесняемого из действующих газопроводов при их плановой очистке.

5.Определены технологические режимы экологического обезвреживания твердых нефтезагрязненных отходов, содержащих ионы тяжелых металлов, с использованием модифицированной извести. Получены эмпирические зависимости для расчета необходимой дозы реагента (Др) и влаги (W) при обезвреживании нефтезагрязненных шламов различного состава до уровня 92±3% с превращением их в гидрофобный мелкодисперсный капсулированный материал, пригодный в качестве наполнителей в цементных растворах, дорожных покрытиях, строительных подсыпках.

6. Разработана технология очистки природного и попутного газов от сероводорода и окиси углерода системой струйных абсорберов с использованием водного раствора МДЭА в качестве абсорбента. В основу расчета предложенной технологии положена физическая модель неизотермической хемосорбции сероводорода и двуокиси углерода водными растворами метилдиэтаноламина (МДЭА).

7.На основании данных по фазовому равновесию разработана технология извлечения бора из высокоминерализованных пластовых вод методом противоточной экстракции промышленным реагентом «Яррезин-Б» в условиях применения распылительных экстракционных колонн.

8.Исследованы условия извлечения магния из пластовых вод известковым методом, определены технологические режимы процесса, показано, что применение акрилового флокулянта позволит значительно повысить эффективность выделения товарного продукта за счет увеличения размеров образующихся при осаждении частиц гидроокиси магния и уменьшения удельного сопротивления осадка. Разработан технологический регламент на технологию извлечения магния из пластовой воды Вуктыльского газоконденсатного месторождения.

9. Получены технологические характеристики процесса осаждения лития свежеприготовленной гидроокисью алюминия из пластовой воды в виде алюмината, проведены испытания на полупромышленной установке, степень извлечения составила 88%.

10.Разработана комплексная технологическая схема утилизации нефтегазопромышленных отходов, включающая:

-очистку промысловых сточных вод с целью использования их в качестве гидроминерального сырья или в системе ППД;

-переработку жидких некондиций углеводородов методом ректификации для получения топлива;

- реагентное обезвреживание твердых нефтесодержащих отходов;

- абсорбционную очистку природного и попутного газов от сероводорода и диоксида углерода.

Применение разработанной технологии позволит снизить экологическую нагрузку на объекты окружающей среды на территории нефтедобывающих предприятий и дополнительно получить минеральное сырье и продукты его переработки.

11.Выполнена экономическая оценка эффективности комплексной утилизации нефтегазопромышленных отходов: ежегодный коммерческий эффект за счет получения дополнительного минерального сырья составляет 1,26 млрд. руб., а за счет предотвращенного ущерба - более 228 млн. руб.по Республике в целом.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ ОТРАЖЕНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. А. с. № 1437478 СССР, МКИ Е02В15/04. Устройство для очистки поверхностных сточных вод от нефтепродуктов и механических загрязнений [Текст] / И. Ю. Быков, В.Н. Ильин, Н.В. Трунин, Т.Д. Ланина (СССР).- заявка 4095441; приоритет изобретения14.07.86; зарег.в гос. Реестре изобрет. СССР 15.07.1988.

2. Литвиненко, В.И. Уточнение производительности резервуаров-отстойников подготовки воды [Текст] / В.И. Литвиненко, Т. Д. Ланина, Б.Г.Варфоломеев, // Нефтяное хозяйство. - 1990. - №2. - С. 57-58.

3. Литвиненко, В.И. Извлечение микрокомпонентов попутно добываемых вод нефтяных месторождений (на примере южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [Текст] / В.И. Литвиненко, Т. Д. Ланина, А. И. Овчинников, Э. И. Лошакова, Г. К. Павленко, Б. Г. Варфоломеев, В. Л. Пебалк // Нефтяное хозяйство. - 1991. - №3. - С. 15-17.

4. Пебалк, В.Л. Адсорбционная доочистка буровых сточных вод [Текст] / Б. Г. Варфоломеев, В. И. Литвиненко, Т. Д. Ланина // Химическая промышленность. - 1991. - № 8. - С. 14-16.

5. Ланина, Т.Д. Метод расчета теплоты парообразования фракций углеводородов [Текст] / Т. Д. Ланина, Б. А. Арутюнов, О. П. Губина, Б. Г. Варфоломеев // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2005. - № 11. - С. 16-18.

6. Ланина, Т.Д. Использование природных материалов для обезвреживания нефтесодержащих шламов [Текст] / Т. Д. Ланина, Б. Г. Варфоломеев, Ю. М. Гержберг // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2005. - № 11. - С. 20-22.

7. Ланина, Т.Д. Оценка комплексного использования сырья при разработке газоконденсатных месторождений Тимано-Печорской нефтегазонасосной провинции [Текст] / Т. Д. Ланина, Б. Г. Варфоломеев, В. И. Литвиненко, О. А. Карманова // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2005. - № 11. - С. 23-26.

8. Ланина, Т.Д. Технологическая схема утилизации газового конденсата для получения товарного продукта [Текст] / Т. Д. Ланина, Б. Г. Варфоломеев, В. И. Литвиненко, В. М. Юдин // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2005. - № 11. - С. 27-30.

9. Ланина, Т.Д. Выбор технологии извлечения магния из пластовых вод на примере Вуктыльского газоконденсатного месторождения [Текст] / Т. Д. Ланина // Бурение и нефть. - 2007. - № 7/8. - С. 51-53.

10. Ланина, Т.Д. Использование природного цеолита для доочистки сточных вод от котельных Вуктыльского газопромыслового управления [Текст] / Т. Д. Ланина, Б. Г. Варфоломеев, // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 8. - С. 38-40.

11. Ланина, Т.Д. Формирование основ очистки нефтесодержащих вод [Текст] / Т. Д. Ланина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 10. - С. 33-36.

12. Ланина, Т.Д. Изменение состава попутной воды и углеводородного сырья на примере Тимано-Печорской провинции [Текст] / Т. Д. Ланина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 11. - С. 40-43.

13. Ланина, Т.Д. Использование пластовых вод в качестве технологической жидкости для приготовления буровых растворов и консервировании скважин [Текст] / Т. Д. Ланина // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 12. - С. 29-33.

14. Ланина, Т.Д. Извлечение бора из пластовых вод [Текст] / Т. Д. Ланина, И. Ю. Быков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - № 10. - С. 24-32.

15. Литвиненко, В.И. Технологические основы снижения экологической опасности попутно добываемых пластовых вод [Текст] / В. И. Литвиненко, Б. Г. Варфоломеев, Т. Д. Ланина // Международный контактный форум по сохранению месторождений в Баренцевом регионе, IV совещание, 19-25 сентября 2005 г.: материалы конференции; - Сыктывкар, 2006. - С. 121-124.

16. Ланина, Т.Д. Способы и устройства очистки малых рек Севера от нефти [Текст] / Т. Д. Ланина // Сборник "Научно-производственные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования"/ ВНИИОЭНГ. - М., 1989. - . Вып. 2.- С. 17-19.

17. Ланина, Т.Д. Причины формирования сероводорода в продукции скважин и воздухе рабочей зоны нефтяных месторождений [Текст] / Т. Д. Ланина, С. К. Ким // Экология и безопасность жизнедеятельности в ХХI веке, 2002 г.: тезисы научно-практической конференции; - Ухта: УГТУ, 2002. - С. 47 - 48.

18. Варфоломеев, Б. Г. Удерживающая способность и предельная жидкостная нагрузка в распылительных и вибрационных пертракторах [Текст] / Б. Г. Варфоломеев, Ю. Х. Т. Варвар, Ю. Н. Денисов, Т. Д. Ланина; Моск. Гос. Акад. Тонк. Хим. Технол. - М., 2002. - 16 с.: ил. -Библиогр.: 17 назв. - Рус.-. - Деп. в ВИНИТИ РАН 11.04.2002г., № 666 - В 2002.

19. Варфоломеев, Б. Г. Конструкция двухзональных пертракторов для сопряжения экстракции и реэкстракции [Текст] / Б. Г. Варфоломеев, Ю. Х. Т. Варвар, Ю. Н. Денисов, Н. А. Громов, Т. Д. Ланина; Моск. Гос. Акад. Тонк. Хим. Технол. - М., 2002. - 10 с.: ил. -Библиогр.: . 9 назв. - Рус. - Деп. в ВИНИТИ РАН 11.04.2002г., № 665 - В 2002.

20. Варфоломеев, Б. Г. Жидкомембранная экстракция и ее аппаратурно-технологическое оформление [Текст] / Б. Г. Варфоломеев, Ю. Х. Т. Варвар, Ю. Н. Денисов, Т. Д. Ланина; Моск. Гос. Акад. Тонк. Хим. Технол. - М., 2002. - 14 с.: ил. -Библиогр.: 31 назв. - Рус - Деп. в ВИНИТИ РАН 11.04.2002г., № 667 - В2002.

21. Варфоломеев, Б.Г. Возможные пути обезвреживания нефтяных шламов [Текст] / Б. Г. Варфоломеев, Т. Д. Ланина, И. В. Заремба // VI Международная научно-практическая конференция Биосфера и человек: Проблемы взаимодействия, апрель 2002 г.: - материалы конференции; - Пенза: МНИЦ ПГСХА, 2002.- С. 148-151.

22. Ланина, Т.Д. Оценка комплексного использования сырья при разработке газоконденсатных залежей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [Текст] / Т. Д. Ланина, В. И. Литвиненко, О. А. Карманова, В. М. Юдин // VII Международная научно-практическая конференция Биосферосовместимые и средозащитные технологии при взаимодействии человека с окружающей средой, октябрь 2002 г.: - материалы конференции; - Пенза: МНИЦ ПГСХА, 2002.- С. 99-102.

23. Ланина, Т.Д. Использование пластовой воды для приготовления буровых растворов на примере Нарьянмарской группы газоконденсатных месторождений [Текст] / Т. Д. Ланина, В. Л. Вдовенко, В. М. Юдин, О. А. Карманова// Всероссийская научно-практическая конференция Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности: материалы конференции; - Москва: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2002. - С. 58-59.

24. Ланина, Т.Д. Пластовая вода как реагент для повышения нефтеотдачи пластов на примере Исаковского месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [Текст] / Т. Д. Ланина, В. Л. Вдовенко, В. М. Юдин, О. А. Карманова // Всероссийская научно-практическая конференция Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности.: материалы конференции; - Москва: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2002. - С. 92-93.

25. Ланина, Т.Д. Комплексная технология переработки пластовых вод нефтяных месторождений [Текст] / Т. Д. Ланина, Б. Г, Варфоломеев, В. И. Литвиненко // Ученые Записки МИТХТ. Выпуск 6.- Москва: МИТХТ им. М. В. Ломоносова, 2002. - С. 96-98.

26. Варфоломеев, Б.Г Очистка природного газа от H2S и СО2 системой прямоточных струйных адсорберов [Текст] / Б. Г. Варфоломеев, А. Б. Коршунова, Ю. Н. Денисов, В. И. Литвиненко, Т. Д. Ланина // Комплексное использование попутных и пластовых вод нефтяных и газовых месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в качестве гидроминерального сырья. III Всероссийское совещание, 10-13 марта 2003 г.: тезисы докладов; - Ухта: УГТУ, 2003. - С. 34-36.

27. Ланина, Т.Д. Использование пластовой воды Вуктыльского и Лая-Вожского газоконденсатных месторождений в качестве гидроминерального сырья [Текст] / Т. Д. Ланина, Б. Г. Варфоломеев, О. А. Карманова // Научный вестник. Выпуск №1, 2003г. Воронежский государственный архитектурно-строительный университет; - Воронеж: ГАСУ, 2003.- С. 99-101.

28. Варфоломеев, Б.Г. Равновесие в системе H2S - СО2 - водные растворы метилдиэтаноламина (МДЭА) [Текст] / Б. Г. Варфоломеев, А. Б. Коршунова, Т. Д. Ланина // Комплексное использование попутных и пластовых вод нефтяных и газовых месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в качестве гидроминерального сырья. III Всероссийское совещание, 10-13 марта 2003 г.: тезисы докладов; - Ухта: УГТУ, 2003. - С. 36-38.

29. Варфоломеев Б.Г. Физическая модель неизотермической хемосорбции H2S и СО2 водными растворами метилдиэтаноламина (МДЭА) [Текст] / Б. Г. Варфоломеев, А. Б. Коршунова, В. И. Литвиненко, Т. Д. Ланина // Комплексное использование попутных и пластовых вод нефтяных и газовых месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в качестве гидроминерального сырья. III Всероссийское совещание, 10-13 марта 2003 г.: тезисы докладов; - Ухта: УГТУ, 2003. - С. 41-45.

30. Ланина, Т.Д. Комплексная технологическая схема переработки пластовых вод газоконденсатных месторождений [Текст] / Т. Д. Ланина // Комплексное использование попутных и пластовых вод нефтяных и газовых месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в качестве гидроминерального сырья. III Всероссийское совещание, 10-13 марта 2003 г.: тезисы докладов; - Ухта: УГТУ, 2003. - С. 45-47.

31. Ланина, Т.Д. Эколого-экономическая оценка комплексной технологии переработки пластовых вод Лая-Вожского месторождения [Текст] / Т. Д. Ланина, В. И. Литвиненко, О. А. Карманова, О.Я. Мальцева // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского Северо-Востока, 15 - 17 апр. 2003 г.: материалы Всерос. конференции; - Ухта: УГТУ, 2003. - С. 323-325.

32. Ланина, Т.Д. Технологическая схема утилизации газового конденсата для получения товарных продуктов [Текст] / Т. Д. Ланина, М. В. Галанова, Б. Г. Варфоломеев, В. М. Юдин // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Нефть и газ Европейского северо-востока, 15 - 17 апр. 2003 г.: материалы Всерос. конференции; - Ухта: УГТУ, 2003. - С. 337-339.

33. Ланина, Т.Д. Разработка методики расчета теплофизических свойств паровой и жидкой фазы для конденсата [Текст] / Т. Д. Ланина, Б. Г. Варфоломеев, В. М. Юдин // Сборник научных трудов. Материалы научно-технической конференции, Ухта, 20-23 апреля 2004 г.; Ч. I - Ухта: УГТУ, 2004. - С. 238-243.

34. Ланина, Т.Д. Использование природного цеолита для очистки сточных вод [Текст] / Т. Д. Ланина // Вузовская наука - региону. Материалы 4-ой Всероссийской научно-технической конференции; Том 1. - Вологда: ВГТУ, 2006. - С. 439 - 442.

35. Ланина, Т.Д. Возможные пути решения проблемы подготовки воды для системы ППД Западно-Тэбукского месторождения [Текст] / Т. Д. Ланина, С. К. Ким, В. В. Шкандратов // Сборник научных трудов к материалам VII научно-технической конференции в 3-х частях, Ухта, 18-21 апреля 2006., Ч. II - Ухта, 2006. - С. 61-64.

36. Ланина, Т.Д. Изменение состава попутных вод в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений на примере ВГКМ [Текст] / Т. Д. Ланина, Б. Г. Варфоломеев, И. Г. Рогов // Сборник научных трудов к материалам VII научно-технической конференции в 3-х частях, Ухта, 18-21 апреля 2006., Ч. II - Ухта, 2006. - С. 52-55.

37. Ланина, Т.Д. Особенности процесса фильтрования гидроокиси магния при переработке пластовых вод [Текст] / Т. Д. Ланина, Б. Г. Варфоломеев, О. А. Карманова // Сборник научных трудов к материалам VII научно-технической конференции в 3-х частях, Ухта, 18-21 апреля 2006., Ч. II - Ухта, 2006. - С. 49-52.

38. Ланина, Т.Д. Сопоставление цикличности процессов парафинообразования в пределах Тимано-Печорской, Волго-Уральской, Краснодарского и Ставропольского краев, Северо-Кавказско-Мангышлакской провинции РФ [Текст] / Т. Д. Ланина, И. Г. Рогов, В. М. Юдин // Сборник научных трудов к материалам VII научно-технической конференции в 3-х частях, Ухта, 18 - 21 апреля 2006 г., Ч. II - Ухта, 2007. - С. 321 - 324.

39. Ланина, Т.Д. Рекультивация нефтезагрязненных почв природными материалами [Текст] / Т. Д. Ланина, О. А. Карманова // Материалы XI Международной научно-технической конференции, при специализированной выставке «Строительство. Коммунальное хозяйство», Уфа, 25 февраля-2 марта 2007., Том 1 - Уфа, 2007. - С. 195-197.

40. Ланина, Т.Д. .Коррозионные процессы на внутренней поверхности конденсатопровода в условиях фазового разделения транспортируемой среды [Текст] / Т. Д. Ланина, Р. Ю. Юнусов // Инженер-нефтяник. - 2008. - № 4. - С. 13-16.

41. Ланина, Т.Д. Вопросы очистки нефтепромысловых вод для системы ППД [Текст] / Т. Д. Ланина // Инженер-нефтяник. - 2008. - № 4. - С. 17-20.

42. Ланина, Т.Д. Возможные пути решения проблемы подготовки воды для системы ППД нефтяных месторождений [Текст] / Т. Д. Ланина // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2009. - № 2. - С. 56-60.

43. Ланина, Т.Д. Анализ причин развития коррозионных процессов на внутренней поверхности конденсатопровода Вуктыл - СГПЗ [Текст] / Т. Д. Ланина, Р. Ю. Юнусов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2009. - № 2. - С. 83-86.

44. Ланина, Т.Д. Процессы переработки пластовых вод месторождений углеводородов [Текст]: монография / Т. Д. Ланина, В. И. Литвиненко, Б. Г. Варфоломеев. - Ухта: УГТУ, 2006. - 172 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru

...