Нефтегазовая технология

               Таким образом, применение гидрогенизационных  процессов позволяет углубить  переработку нефти, обеспечив  увеличение выхода светлых нефтепродуктов.

              К гидрогенизационным относятся  следующие процессы:

1) деструктивная  гидрогенизация;

2) гидрокрекинг;

3) недеструктивная  гидрогенизация;

4) деалкилирование.

              Данные процессы требуют больших  капиталовложений и резко увеличивают эксплуатационные расходы, что ухудшает технико-экономические показатели заводов. Затраты тем больше, чем выше давление, применяемое в процессе, чем более тяжелым по плотности и фракционному составу является сырье и чем больше в нем серы. 

1.4.  Очистка нефтепродуктов 

               Фракции (дистилляты), получаемые  в ходе первичной и вторичной  переработки нефти, содержат в  своем составе различные примеси.  Состав и концентрация примесей, содержащихся в дистиллятах, зависят  от вида используемого сырья, применяемого процесса его переработки, технологического режима установки. Для удаления вредных примесей дистилляты подвергаются очистке. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

II. Общая характеристика технологий подготовки

     нефти к переработке. 

             Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50—100 м3/т), пластовую воду (200—300 кг/т) и растворенные в воде минеральные соли (10—15 кг/т), которые отрицательно сказываются на транспортировке, хранении и последующей переработке ее. Поэтому, подготовка нефти к переработке обязательно включает следующие операции:

      — обезвоживание (дегидратация) нефти;

      — обессоливание нефти;

      — удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация  

            нефти;

      — очистка от серы.

           На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На (рис. 1) представлена подобная система.

          Сырая нефть из скважин (1) под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) (2), в которых нефтяной газ отделяется от жидкости, и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой, и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 8 км) (3) в дожимную насосную станцию (4), где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) (5), а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) (6). На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки (7). Очищенная вода закачивается насосами (8) в нефтяной пласт через нагнетательные скважины (9). Обессоленная и обезвоженная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары (10), из которых насосами перекачивается в установку «Рубин» (11) для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары (12) и из них в магистральный нефтепровод (13), транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.

               В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позволяет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы. 

2.1.  Обессоливание и обезвоживание нефти.

              Удаление из нефти солей и воды происходит на промысловых установках подготовки нефти и непосредственно на нефтеперерабатыва - ющих заводах (НПЗ).

             Для  обезвоживания нефти применяют так называемые термические установки, работающие при t = 50-80⁰С и атмосферном давлении  0,5-1,0 МПа и t = 120-160⁰С.

            Для  обессоливания нефти применяют электрообессоливающие установки, при тщательном перемешивании приливают 5-10% пресной воды с добавкой деэмульгатора.

             В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, которые образует с нефтью вода. При этом на промыслах разрушаются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хлоридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5— 1,0% и 100—1800 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05—0,1% и 3—5 мг/л.

             Для разрушения нефтяных эмульсий используются механические (отстаивание), термические (нагревание), химические и электрические методы. При химическом методе обезвоживания нагретую нефтяную эмульсию обрабатывают деэмульгаторами. В качестве последних используются различные неионогенные ПАВ типа защитных коллоидов: оксиэтилированные жирные кислоты, метил - и карбоксиметилцеллюлоза, лигносульфоновые кислоты и др. Наиболее эффективное удаление солей и воды достигается при электротермохимическом методе обессоливания, в котором сочетаются термохимическое отстаивание и разрушение эмульсии в электрическом поле. 

 
 
 

Рис.1. Схема сбора нефти, газа и воды на нефтяных промыслах:

1 — скважины; 2 —  групповая замерная установка; 3 — коллектор; 4 — дожимная насосная станция; 5 — газоперерабатывающий завод; 6 — установка подготовки нефти; 7 — установка очистки воды; 8 — насосы; 9 — нагнетательные скважины; 10 — герметизированные резервуары, 11 — установка «Рубин»; 12 — товарные резервуары; 13 — магистральный нефтепровод.

               Установки электротермохимического удаления солей и воды или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) используются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в аппаратах — электродегидрататорах под воздействием переменного тока напряжением 30—45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. На (рис.2) представлена принципиальная схема ЭЛОУ.

              Нефть из сырьевого резервуара (1) с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теплообменник (2), подогревается в подогревателе (3) до 80-120⁰С и поступает в смеситель (4), в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрататоры (5) и (6) — цилиндрические аппараты со смонтированными внутри электродами, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их снижается в 8—10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообменник (2) и после охлаждения в холодильнике (7) поступает в сборник (8). Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаивается в нефтеотделителе (9) и направляется на очистку, а отделившаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ. После такой обработки содержание солей остается в пределах 10 - 40 мг/л.

             Обессоливание и обезвоживание нефти увеличивает сроки межремонтной работы установок гонки нефти и снижает расход тепла, а также уменьшает расход реагентов и катализаторов в процессах вторичной переработки нефтепродуктов. 
 
 
 
 

 

Рис. 2. Принципиальная схема ЭЛОУ:

1. — резервуар нефти; 2 — теплообменник; 3 — подогреватель;

4 — смеситель; 5 —  электродегидрататор I ступени; 6 — электродегидрататор II  ступени; 7 — холодильник; 8 — сборник обессоленной нефти; 9 — нефтеотделитель. 
 

2.2.  Стабилизация нефти.

               Стабилизация нефти заключается в отгонке пропанобутановой фракции в специально оборудованных печах. Она осуществляется после её обезвоживания и обессоливания. Необходима для того, чтобы снизить потери ценных углеводородов при её транспортировке.

              Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1 — C4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожимных станциях и УПН (рис.1), или на газоперерабаты - вающих заводах.

               В первом случае попутный газ отделяют от нефти многоступенчатой сепарацией в сепараторах - газоотделителях (траппах), в которых последовательно снижаются давление и скорость потока нефти. В результате происходит десорбция газов, совместно с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жидкие углеводороды, образуя «газовый конденсат». При сепарационном методе стабилизации в нефти остается до 2% углеводородов состава C1 — C4. 

3. Очитка  от серы.

               Сырая нефть содержит сероводород (H₂S) и другие соединения, содержащие серу. При перегонке нефти, соединения содержащие серу расщепляются, образуя преимущественно сероводород, который попадает в нефтезаводской газ или во фракцию сжиженного газа. Так как сероводород обладает свойствами слабой кислоты, то его можно удалить слабым основанием. Полученный сероводород можно сжечь при недостатке кислорода в присутствии катализатора Al₂O₃ при t = 400⁰C:

2H₂S + O₂ → 2H₂O + 2S

                                                                              ценный побочный продукт

            Около 75% всей элементарной серы, используемой в промышлен -  ности, получают из сырой нефти  и природного газа. 
 
 
 
 
 
 

III. Общая характеристика технологий первичной

       перегонки нефти. 
 

           Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.  
АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки.  
 
3.1. Атмосферная перегонка.

          Нефть разделяется при атмосферном давлении на фракции с различными пределами температуры кипения. Причем каждая фракция содержит присущие ей группы углеводородов, отличающихся как химической структурой, так и молекулярной массой (табл. 1).  

Таблица 1. Углеводородные фракции, получаемые при перегонке  нефти 

 
 

         Атмосферная перегонка предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.  
        Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне - цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем, температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху.

           В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.  
 
3.2.  Вакуумная перегонка. 
          Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля). Остатком вакуумной перегонки является гудрон или полугудрон. Полугудроном называют остаток, получаемый в результате неглубокого отбора масляных фракций. Полугудрон после глубокой очистки используют для производства высоковязких, так называемых остаточных масел, а гудрон — для дорожных покрытий.

          Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.  
Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы.  
 
 
 
 
 
 
 
 

IV. Общая характеристика технологий очистки

      нефтепродуктов.

      

             В процессе получения, транспортировки, хранения и использования нефтепродуктов происходит их загрязнение водой и различными механическими примесями – сернистыми и азотистыми соединениями, щелочами, водорастворимыми кислотами, асфальтово-смолистыми веществами, биозагрязнениями и многим другим. Вполне естественно, что попадания инородных веществ в нефтепродукты неизбежны. Вода, например, растворяется из воздуха, а также может попасть в виде инея со стенок баков. Однако также естественно и то, что все это заметно ухудшает эксплуатационные свойства топлив и масел и приводит к значительному экономическому ущербу, приводя к таким проблемам, как износ оборудования ввиду ускорения коррозии, перемораживание оборудования в зимнее время и снижение эффективности каталитических процессов.