Техногенез нафтопереробної та нафтовидобувної промисловості України

Стічні води процесів продуву бітумів. Це процес окислення атмосферним киснем для збільшення ступеню дисперсності асфальтенів в бітумах. Гази промиваються в протитоці гарячою прісною водою, зібрана в результаті цього вода утворює дуже стійку хімічну емульсію (2000-8000 мг\л), яку можна зруйнувати тільки шляхом енергетичної коагуляції чи підкисленням.

Стічні води процесу каталітичного алкілування. Каталітичне алкілування звичайно проводиться при наявності H2SO4 і може давати відходи, що насичені сульфоновими кислотами. При використанні HF може виникнути проблема видалення фосфоровмісних сполук, що легко випадають у осад, особливо коли справа торкається NaF чи NH4F.

Стічні води (СВ), що утворюються при виробництві мастил. Основою цих стічних вод є атмосферні дистиляти чи вакуумні останки після деасфальтизації. Мастила отримують з ізопарафінів C22-C40, що добуваються в два етапи з попередніх фракцій:

Добування ароматичних сполук за допомогою альдегідів, фурфуролу чи N-метил-2-пірролідона (N-МП);

Добування нормальних парафінів за допомогою метилетилкетона (МЕК) чи метилізобутилкетону (МІБК) .

За відсутності необхідного устаткування, необхідного для збору витоків цих розчинників, можливі їх надмірні викиди в основний потік стічних вод, де вони швидко розчиняються і розсіюються. В результаті цього, не дивлячись на значне розчинення цих речовин, стоки характеризуються непостійним і існуючим ХДК: середнім від 150 до 400 мг\л; максимальним - від 800 до 1400 мг\л.

Враховуючи високу вартість використовуваних розчинників, в першу чергу необхідно надати перевагу методам, що дозволяють запобігти їх витокам. Крім того, встановлення буферних ємностей на вході в систему скидання дозволяє регулювати концентрацію розчинників в загальному потоку стічних вод і досягати задовільної адаптації до них біологічної маси при біологічній очистці.

(N-МП), (МЕК) та (МІБК) не токсичні по відношенню до біологічної маси, принаймні до концентрації 600 мг\л. проте слід враховувати їх різницю здатності до біорозкладу, організовуючи визначений порядок надходження цих речових визначеної концентрації на споруди біологічної очистки. Гідравлічні буфери і правильно обрана гнучка біологічна очистка активними мулами з тривалою аерацією при доброму перемішуванні створюють необхідні умови.

(МЕК), завдяки своїй леткості, може бути повернутий в цикл із концентрованих відходів за допомогою перегонки.

Маслянисті води. Вони являють собою основні рідкі відходи нафтопереробки і можуть бути розподілені на дві групи, що мають власні системи відводу і особливу схему обробки та подальшого використання.

Звичайні маслянисті води (ЗМВ). Звичайні маслянисті води утворюються з:

- вод дренажних мереж сховищ сирої нафти чи продуктів нафтопереробки. Відповідно до ступеня розбавлення і властивостями продуктів, що зберігаються , ці води можуть містити вуглеводи (до декількох г\л), асоційовані з фенолами, кількість яких, в свою чергу, може складати від 1 до 10 мг\л;

- дощових (атмосферних) стічних вод, що омивають устаткування, насосні станції, пункти завантаження, відкриті площадки з територією до 10 га;

- поверхневих грунтових вод.

Випадкові маслянисті води. В цю групу входять, по-перше, промивні води систем охолодження, що працюють при атмосферному тиску, забруднені через витоки в теплообмінниках (маються на увазі тяжкі фракції, що містять сполуки з кількістю атомів вуглецю більш 5).

Основні промислові води досить різняться в залежності від призначення систем охолодження, що працюють при атмосферному тиску. Згідно з доповіддю, опублікованій в Concawe (1997 №5), передбачалось до кінця 1980 збільшити потужність систем охолодження, що працюють під тиском, для стандартних НПЗ потужністю 10 Мт\рік (в залежності від складності технологічного процесу) з 2500 до 10500 м3 \год (або з 2 до 8,4 м3 \т), для вже застарілих заводів - з 10 до 24 м3 \т. кількість промивних вод, що використовуються для розбавлення, може варіювати від 50 до 500 л\т та складати значну частину від зростаючих викидів (0,2-1 м3 \т), без врахування атмосферних вод.

Ці значення прирівняні з регламентованими французькими нормами об'ємів скидання (без атмосферних (дощових) і баластної вод), 1 м3 на 1 т сирої нафти:

Звичайний НПЗ - 0,4;

НПЗ з крекінгом - 0,8;

Комплексний НПЗ - 1,2 м3 на 1 тону сирої нафти.

В групу ВМВ повинні включати також дощові води, що випадають на території нафтопереробного заводу, з яким може надходити значна кількість забруднюючих речовин. Надходження можуть бути тривалими (в сезон дощів, Бразилія, Колумбія) або тимчасовими (під час сильних злив).

В обох випадках потрібно знати щільність дощу і площу, що розглядається (від 5 до10 га).

У Франції об'єм грозових осадів, що випадають протягом 12-30 хвилин на територію НПЗ (в залежності від його розташування) складає від 2000 до 8000 м3 . Кількість осадів може змінюватись від 520 мм за 15 хв. До 50120 мм за день.

Під час гроз першими забруднюються перші потоки, що омивають землю. Їх об'єм може складати від 500 до 3000 м3 \год. Так як для цих вод не передбачена миттєва обробка, їх необхідно збирати в грозові басейни, об'єм якого можна розрахувати відповідно до річних статистичних даних.

Стічні води без масел

До них відносяться:

Господарсько -побутові стічні води, що утворюються на самому підприємстві;

Побутові води від душових, пралень и т.д. вони можуть складати від 80 до 200 л на три розподільчі вузли, і значення ПДК5 , для таких стічних вод досягає 45-75 г в день; водогінна вода забирає 15 г О2 на кожен розподільчий вузол;

Води лабораторій;

Промивні води котлів, якщо там утворились солі PO43- ;

Елюати, утворені при регенерації іонообмінників;

Шламові води після відстійників чи декарбонізаторів води підживлення;

Промислові води фільтрів.

Ці рідкі відходи повинні бути направлені в окремі каналізаційні потоки для організації їх кращої обробки.

Скиди стічних вод, що не містять мастил, досить постійні на НПЗ, вони містять поганорозчинні органічні речовини. Випадкові маслянисті води більш мінливі за складом і головним джерелом вуглеводів в загальних потоку стічних вод. На НПЗ потужністю 8- 10Мт\рік в результаті часткового невиконання технологічного регламенту і випадкових викиди вуглеводів можуть сягати від 20 до 100 і навіть 200 м3 \доб. При використанні гравітаційних сепараторів можна рекуперувати 80 -90% первинних втрат, що виправдовує розробку та експлуатацію цих пристроїв.

Технологічні води проб деколи відокремлені від маслянистих вод. Вони включають в себе “кислі” конденсати і води з установок обезсолення.

Тому єдиний можливий вихід у використанні стічних вод нафтопереробки полягає у вдосконаленні технологій очистки стічних вод виробництва та часткове, а де це можливо і повне їх повернення у технологічний процес, що призведе до зменшення навантаження на довкілля.

Розділ 3. Еколого-економічна ефективність нафтової промисловості

Нафта та газовий конденсат постачаються на нафтопереробні заводи, де виробляється понад 100 найменувань товарних нафтопродуктів: автомобільні бензини різних марок; дизельне, пічне та котельне пальне (мазут); нафтобітуми; скраплений газ; оливи і такі продукти як бензол, толуол, парафін, які використовуються в хімічній та нафтохімічній промисловості.

Переробка нафти і газового конденсату та виробництво нафтопродуктів в Україні здійснюється на шести нафтопереробних підприємствах: ЗАТ „Укртатнафта” (м. Кременчук), ТОВ „ЛиНОС” (м. Лисичанськ), ВАТ „Херсоннафтопереробка” (м. Херсон), ВАТ „Лукойл - Одеський НПЗ” (м. Одеса), ВАТ „НПК Галичина” (м. Дрогобич), ВАТ „Нафтохімік Прикарпаття” (м. Надвірна) і Шебелинському газопереробному заводі, що входить до структури ДК „Укргазвидобування”. Загальна потужність шести вітчизняних нафтопереробних підприємств з первинної перегонки нафти на даний час становить понад 51 млн.тонн нафти на рік.

У 2003 та 2004 роках на НПЗ України перероблено рекордно високий упродовж останніх 11 років обсяг нафти - по 21,2 млн.тонн Збільшення обсягів переробки нафти і виробництва товарної продукції дозволило майже повністю забезпечити власною продукцією потреби українського ринку нафтопродуктів. При цьому значно зросли обсяги їх експорту. Перехід Україною від імпорту до експорту нафтопродуктів є позитивною зміною її енергетичного статусу і відповідає стратегії Уряду України щодо формування експортної політики держави.

У 2005 році в Україні спожито 18,0 млн.тонн нафти, 4,8 млн.тонн бензину, 5,2 млн.тонн дизельного пального та 1,0 млн.тонн мазуту. У 2005 р. витрати нафти під час видобутку склали 20,7 тис.тонн і зменшились на 3%.

Для забезпечення потреб держави у нафтопродуктах високої якості необхідною є перебудова підприємств нафтопереробної промисловості України, спрямована на поглиблення переробки нафти, зниження енерговитрат на її переробку з одночасним підвищенням конкурентоспроможності вітчизняних підприємств. Такого прогресу можна досягнути тільки шляхом докорінної реконструкції діючих і будівництва нових потужностей нафтопереробних заводів із застосуванням сучасних технологій і обладнання.

Модернізацію нафтопереробної промисловості варто поділити на два етапи. На першому етапі (до 2015 р.) необхідно завершити цикл глибокої переробки нафти переважно шляхом будівництва установок каталітичного крекінгу, гідрокрекінгу і вісбрекінгу, а також коксування і виробництва бітуму. При цьому глибина переробки нафти може бути доведена до 73 - 75%. На цьому етапі необхідно модернізувати установки гідроочищення і каталітичного риформінгу, а також побудувати установки ізомеризації й алкілування з метою випуску високоякісних моторних палив.

На другому етапі (2015 - 2025 рр.) глибину переробки нафти має бути доведено до 85% шляхом будівництва установок деасфальтизації, деметалізації і коксування гудрону, гідрокрекінгу вакуумного газойлю і деасфальтизатів. На цьому етапі має бути побудовано нові установки риформінгу, алкілування й полімеризації, а також нові атмосферно-вакумні трубчатки замість застарілих.

Після 2025 р. потребуватимуть здебільшого заміни морально і фізично зношені установки на нові того ж призначення, що забезпечить виробництво усіх основних видів нафтопродуктів з глибиною переробки нафти не нижче 90%, а на новітніх технологічних лініях - не нижче 95%.

3.2 Видобуток нафти за межами України