Основы добычи нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Ресурсы и месторождения нефти

перегонка нефть фракционный дистиллятный

Мировые извлекаемые запасы нефти оцениваются в 141,3 миллиарда тонн. Этих запасов при нынешних объемах добычи нефти хватит на 42 года.

Из них 66,4% расположено в странах Ближнего и Среднего Востока. Первое место в мире по этому показателю занимает Саудовская Аравия, где сосредоточено более четверти мировых запасов нефти. Огромными запасами нефти в этом регионе обладают Ирак, Иран, Кувейт и Абу-Даби

Второе место в мире занимает Американский континент - 14,5% мировых извлекаемых запасов нефти. Наиболее крупными запасами нефти обладают Венесуэла, Мексика, США, Аргентина и Бразилия. Извлекаемые запасы нефти в Африке составляют 6,9%, в т. ч. в Ливии - 2,9, Нигерии - 2,3 и Алжире - 0,9%. В Западной Европе крупные месторождения нефти и газа расположены в акватории Северного моря, главным образом в британских (0,5 млрд т) и норвежских (1,5 млрд т) территориях.

В Азиатско-Тихоокеанском регионе промышленными запасами нефти обладают Китай (2,35%), Индонезия (0,5%), Индия, Малайзия и Австралия (в сумме 1% от мир.). Восточно-Европейские бывшие социалистические страны и бывшее СССР владеют 5,8% извлекаемых запасов нефти, в т. ч. бывшее СССР - 5,6, Россия - 4,76%, т.е. 6,64 млрд т.

2. Фракционный и углеводородный состав нефти и ее дистиллятных фракций

Нефть - это смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химичского строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов.

По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны.

Состав нефти: 82-87% углерода, 12-16,2% водорода; 0,04-0,35%, редко до 0,7% кислорода, до 0,6% азота и до 5 и редко до 10% серы; обнаружены также в небольших количествах очень многие элементы, в т. ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).

Фракционный состав нефтей. Принято разделять нефть и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами. В условиях промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постоянно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения и конца кипения.

Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу и. большинство нефтей содержит 10-30% бензиновых фракций, выкипающих до 200% и 40-65% керосино-газойлевых фракций, перегоняющихся до 350°С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350°С). Так, Самотлорская нефть содержит 58% светлых, а газоконденсаты большинства месторождений почти полностью (85-90%) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, состоящие в основном из высококипящих фракций (например, нефть Ярегского месторождения, добываемая шахтным способом).

Углеводный состав нефти:

Алканы (СnН2n+2) - парафиновые углеводы. Общее содержание их в нефтях составляет 25-75% маc. и только в некоторых парафинистых нефтях типа Мангышлакской достигает 40-50%.

Попутные нефтяные и природные газы практически полностью, а прямогонные бензины чаще всего на 60-70% состоят из алканов.

В масляных фракциях их содержание снижается до 5-20% маc. Из алканов в бензинах преобладают 2- и 3-монометилзамещенные. В газойлевых фракциях (200-350°С) нефтей содержатся алканы от додекана до эйкозана. Установлено, что среди алканов в них преобладают монометилзамещенные и изопреноидные

Циклоалканы (ц. СnН2n) - нафтеновые углеводы - входят в состав всех фракций нефтей, кроме газов.

В среднем в нефтях различных типов они содержатся от 25 до 80% мас.

Бензиновые и керосиновые фракции представлены в основном гомологами циклопентана и циклогексана, преимущественно с короткими (C1 - С3) алкилзамещенными цикланами.

Высококипящие фракции содержат преимущественно полициклические гомологи цикланов с 2-4 одинаковыми или разными цикланами сочлененного или конденсированного типа строения. Распределение цикланов по фракциям нефти самое разнообразное. Их содержание растет по мере утяжеления фракций и только в наиболее высококипящих масляных фракциях падает.

Цикланы являются наиболее высококачественной составной частью моторного топлива и смазочных масел.

Моноциклические цикланы придают моторному топливу высокие эксплуатационные свойства, являются более качественным сырьем в процессах каталитического реформинга.

В составе смазочных масел моноциклические цикланы обеспечивают малое изменение вязкости от температуры (т.е. высокий индекс вязкости).

При одинаковом числе углеродных атомов цикланы по сравнению с алканами характеризуются большей плотностью и, что особенно важно, меньшей температурой застывания.

Арены (ароматические углеводороды) СnНn+2-2Ка (- содержатся в нефтях обычно в меньшем количестве (15-50%), чем алканы и цикланы, и представлены гомологами бензола в бензиновых фракциях.

Распределение их по фракцмям различно.

а) в легких нефтях содержание аренов с повышением температуры кипения фракции, как правило, снижается.

Б) нефти средней плотности характеризуются почти равномерным распределением аренов по фракциям.

В) в тяжелых нефтях содержание аренов резко возрастает с повышением температуры кипения фракций.

Установлена следующая закономерность распределения изомеров аренов в бензиновых фракциях: из C8-аренов больше 1,3 - диметилзамещенных, чем этилбензолов; С9-аренов преобладают 1,2,4 - триметилзамещенные. Арены являются ценными компонентами в автобензине (с высокими октановым числом), но нежелательными в реактивном топливе и дизельном топливе. Моноциклические арены с длинными боковыми алкильными цепями придают смазочным маслам хорошие вязкостно-температурные свойства.

3. Классификация нефтей

Химическая классификация. Различают 6 типов нефтей:

парафиновые, парафино-циклановые, циклановые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и ароматические. В парафиновых нефтях (типа узеньской, жетыбайской) все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые - не менее 50%, а масляные - 20% и более. Количество асфальтенов и смол исключительно мало.

Технологическая классификация

Нефти подразделяют: на:

1) на 3 класса по содержанию серы в нефти

Малосернистые - содержание серы

Сернистые - содержание серы

Высокосернистые - содержание серы

2) на 3 типа по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350°С (T1-T3);

3) на 4 группы по потенциальному содержанию базовых масел (М1-М4);

4) на 4 подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И1-И4);

5) на 3 вида по содержанию парафинов (П1-П3).

Техническая классификация

Для оценки товарных качеств подготовленных на промыслах нефтей в 2002 г. был разработан применительно к международным стандартам и принят новый ГОСТ России Р 51858-2002, в соответствии с которым их классифицируют:

- по содержанию общей серы на четыре класса (1-4);

- по плотности при 20°С на пять типов (0-4);

- по содержанию воды и хлористых солей на 3 группы (1-3);

- по содержанию сероводорода и легких меркаптанов на 3 вида (1-3).

IV Классификация процессов переработки нефти

Технологические процессы нефтеперерабатывающего завода принято классифицировать на физические и химические.

1. Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на топливные и масляные фракции без химических превращений и извлечение из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсата и газов нежелательных компонентов (полициклических аренов, асфальтенов, тугоплавких парафинов), неуглеводных соединений. Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на следующие типы:

1.1. Гравитационные (электрообессоливание и обезвоживание).

1.2. Ректификационные (атмосферная трубчатка (перегонка), атмосферно-вакуумная трубчатка, газофракционирующая установка и др.).

1.3. Экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация кристаллизацией).

1.4. Адсорбционные (депарафинизация цеолитная, контактная очистка).

1.5. Абсорбционные (абсорбционно-газофракционирующая установка, очистка от H2S, CO2).

2. В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путем химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы подразделяют на:

2.1. Термические

2.2. Каталитические.

2.1.1. Термодеструктивные (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пиролиз, пекование, производство технического углерода и др.).

2.1.2. Термоокислительные (производство битума, газификация кокса, углей и др.).

В термодеструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др. Каталитические процессы по типу

V Классификация товарных нефтепродуктов

Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает исключительно большой ассортимент (более 500 наименований) газообразных, жидких и твердых нефтепродуктов.

Различают:

1. Моторные топлива (бензины, реактивное топливо, дизельное топливо.

2. Энергетические топлива (газотурбинные, котельные и судовые).

3. Нефтяные масла (смазочные и не смазочные масла)

4. Углеродные и вяжущие материалы (нефтяные коксы, битумы, нефтяные пеки (связующие, пропитывающие, брикетные, волокнообразующие и специальные).

5. Нефтехимическое сырье.

5.1. Арены (бензол, толуол, ксилолы, нафталин и др.).

5.2. Сырье для пиролиза (нефтезаводские и попутные нефтяные газы, прямогонные бензиновые фракции, алкен содержащие газы и др.).

5.3. Парафины и церезины. Вырабатываются как жидкие (получаемые карбамидной и адсорбционной депарафинизацией нефтяных дистиллятов), так и твердые (получаемые при депарафинизации масел). Жидкие парафины являются сырьем для получения белкововитаминных концентратов, синтетически жирных кислот и поверхностно-активных веществ.

6. Нефтепродукты специального назначения: термогазойль - сырье для производства технического углерода; консистентные смазки (антифрикционные, защитные и уплотнительные), осветительный керосин; присадки к топливам и маслам, деэмульгаторы; элементная сера; водород и др.

4. Теоретические основы процессов перегонки нефти

Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси и пластовую воду, в которой растворены различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже - карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или малообводненная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и достигает 90…98%. Очевидно, что такую «грязную» и сырую нефть нельзя транспортировать и перерабатывать на нефтеперерабатывающих заводах без тщательной ее подготовки

Нефть подготавливается к переработке в 2 этапа - на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем заводе с целью отделения от нее попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

Электрообессоливание и обезвоживание нефти

Главным аппаратом установки электрообессоливания и обезвоживания нефти является электродегидратор - емкость, снабженная электродами, к которым подводится переменный ток высокого напряжения. В эксплуатации на промысловых и заводских установках ЭЛОУ находятся электродегидраторы различных конструкций: вертикальные, шаровые и горизонтальные.

Вертикальный электродегидратор (рис. 5) представляет собой цилиндрический сосуд диаметром 3 м, высотой 5 м и объемом 30 м³. Внутри находятся электроды - металлические пластины, подвешенные на фарфоровых изоляторах. Ток подается к электродам от двух повышающих трансформаторов мощностью по 5 ква (киловольтампер) каждый. Напряжение между электродами от 15 до 33 кв.

Сырье вводится в электродегидратор через вертикальную, вмонтированную по оси аппарата трубу, которая на половине высоты дегидратора заканчивается распределительной головкой-Головка устроена так, что через ее узкую кольцевую щель эмульсия нефти и воды вводится в виде тонкой веерообразной горизонтальной струи. Обработанная нефть выводится в центре верхнего днища электродегидратора, а отстоявшаяся вода-через нижнее днище.

Недостатком вертикальных электродегидраторов, приведшим к их вытеснению более современными конструкциями, является низкая производительность, недостаточно высокая температура обессоливания. Из-за низкой производительности на установках ЭЛОУ приходилось соединять параллельно 6-12 аппаратов. На мощных электрообессоливающих установках, построенных в 1955-1970 гг., применяются шаровые электродегидраторы емкостью 600 м³ и диаметром 10,5 м. Производительность такого дегидратора (рис. 6) равна 300-500 м³/ч. Принцип его действия тот же, что и вертикального аппарата, но вместо одного стояка с распределительной головкой для ввода сырья и одной пары электродов в шаровом электродегидраторе их по три.

Шаровые дегидраторы имеют в 10-15 раз большую производительность, чем вертикальные, но они громоздки и трудоемки в изготовлении. Кроме того, они не могут эксплуатироваться при высоком давлении. Повышение расчетного давления электродегидратора привело бы к большому перерасходу металла на аппарат.

За последние годы в нашей стране и за ее пределами получили распространение горизонтальные электродегидраторы. Конструкция такого аппарата, рассчитанного на давление до 18 аг и температуру процесса 140-160°С, приведена на рис. 7. Горизонтальные электродегидраторы имеют диаметр 3-3,4 н и объем 80 и 160 м³. Повышение расчетного давления и температуры играет большую роль, так как позволяет проводить глубокое обезвоживание и обессоливание трудно обессоливаемых нефтей.

Электроды в горизонтальном электродегидраторе расположены почти посредине аппарата. Они подвешены горизонтально друг над другом. Расстояние между ними составляет 25-40 см.

Ввод сырья в горизонтальный электродегидратор осуществляется через-расположенный вдоль аппарата горизонтальный маточник. Поступая в аппарат, нефть попадает в слой отстоявшейся воды, а затем - в зону под электродами, в межэлектродное пространство, и, наконец, в зону над электродами. В верхней части дегидратора располагаются выкидные коллекторы обработанной нефти. Достоинством этой конструкции является большой путь движения нефти и время ее пребывания в аппарате, так как ввод сырья расположен значительно ниже, чем в других электродегидраторах. При этом улучшаются условия отстаивания воды.

Кроме того, в горизонтальном электродегидраторе крупные частицы воды выпадают из нефти еще до попадания в зону сильного электрического поля, расположенную в межэлектродном пространстве. Поэтому в нем можно обрабатывать нефть с большим содержанием воды, не опасаясь чрезмерного увеличения силы тока между электродами.

Общие сведения о перегонке и ректификации нефти

Перегонка (фракционирование) - это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или t) кипения.

Перегонка с ректификацией осуществляемый ректификационных колоннах - путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло- и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия.

В результате пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость - высококипящими компонентами. Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть теоретической тарелкой

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняемого сырья называют питательной секцией, где осуществляется однократное испарение.

Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей).

Нижняя часть колонны, в которой осуществляется ректификация жидкого потока называется отгонной секцией.

Различают простые и сложные колонны.

Простые ректификационные колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят), выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток - нижний жидкий продукт ректификации.

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта. Различают сложные колонны с отбором дополнительных фракций непосредственно из колонны в виде боковых погонов и колонны, у которых дополнительные продукты отбирают из специальных отпарных колонн, именуемых стриппингами. Последний тип колонн нашел широкое применение на установках первичной перегонки нефти.

Четкость ректификации (погоноразделения) - основной показатель эффективности работы ректификационной колоны - характеризует их разделительную способность. Она может быть выражена в случае бинарных смесей концентрацией целевого компонента в продукте.

Сложная колонна

Нефть проходит теплообменники 1 и 2 где подогревается за счет тепла отходящих продуктов, после чего поступает в отбензинивающую колонну 3. В колонне 3 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая охлаждается в воздушном холодильнике 5, конденсируется в холодильнике-конденсаторе 4 и собирается в рефлюксной емкости 6, откуда подается в стабилизатор 14. В емкости 6 выделяется также газ, направляемый на компри-мирование.

Полуотбензиненная нефть с низа колонны 3 направляется через трубчатую печь 9 в атмосферную колонну 10. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в отбензинивающую колонну 3, сообщая дополнительное количество тепла, необходимое для ректификации. В колонне 10 нефть Разделяется на несколько фракций. С верха колонны 10 в паровой фазе ухо-Дит тяжелый бензин, который конденсируется в холодильнике-конденсаторе

7, а затем поступает в стабилизатор 14. В качестве боковых погонов из колонны 10 выводятся керосиновая и дизельная фракции, которые первоначально подаются в секции отпарных колонн 11 и 12, в которых из боковых погонов в присутствии водяного пара удаляются легкие фракции. Затем керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки. С низа колонны 10 выходит мазут, который через печь 19 подается в колонну вакуумной перегонки 20, где разделяется на вакуумные дистилляты и гудрон. С верха колонны 20 с помощью пароэжекторного насоса 25 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти 1,2 и концевой холодильник 29 уходят с установки.

Для снижения температуры в кубе и более полного извлечения дистиллятных фракций в колонны 10 и 20 подается водяной пар. Избыточное тепло в 10 и 20 снимается циркулирующими орошениями.

В стабилизаторе 14 получают с верха «головку стабилизации» - сжиженный углеводородный газ, а с низа - стабильный бензин, не содержащий углеводородов Сз - C4

При работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры, чем при однократном испарении, вследствие раздельного, испарения легких и тяжелых фракций. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой - колонной, насосами печными и для подачи орошения, конденсаторами-холодильниками и т.д.

Колонна отбензинивания нефти в большинстве случаев простая, хотя и в ней фракционируются наиболее сложные по числу компонентов смеси. Имеются схемы, в которых легкий бензин выводится в виде паров через верх колонны, а тяжелый бензин - в виде бокового погона. Особенности работы предварительной колонны таковы:

невысокий выход ректификата-бензина (5-15% от загрузки колонны). в результате четкое выделение бензиновых фракций из нефти затруднительно;

чрезвычайно высокая нагрузка по жидкости в отгонной части колонны предварительного испарения из-за низкой паровой нагрузки и как результат - ухудшение условий отпаривания легких фракций от остатка под действием горячей струи;

относительно небольшая энтальпия сырья (нефть в теплообменниках нагревается до 200-220°С), поэтому в колонне не создается достаточного для ректификации теплового потока и для ввода дополнительного тепла и создания парового орошения в низ отгонной части подается горячая струя; жидкостное орошение - холодное;

отбензинивание в присутствии газов, поступающих с нефтью, и водяных паров;

- поддержание в колонне повышенного давления, чтобы обеспечить конденсацию водой легких бензиновых фракций в конденсаторах-холодильниках.

Некоторые авторы считают, что отбензинивающая колонна должна быть суженной в верхней части и что следует применять тарелки специальных конструкций, осуществлять двойной ввод сырья и наряду с горячей струей подавать в нижнюю часть колонны водяной пар (0,5-1,0% на отбензиненную нефть). В результате таких мероприятий уменьшится парциальное давление нефтяных паров в нижней части отбензинивающей колонны, при том же количестве тепла горячей струи будет больше отгон легкокипящих фракций в нижней части колонны, выше паровое число (отношение объема паров к объему куба) и более четкая ректификации.

Основная атмосферная колонна 10 - сложная и состоит из 3-5 простых колонн (их число определяется числом выводимых дистиллятов). Верхний дистиллят - обычно бензиновый - выводится в виде паров, остальные дистилляты - жидкие боковые погоны - выводится через отпарные секции.

В атмосферной колонне 10 все тепло, необходимое для ректификации, вносится потоком сырья, которое нагревается в печи до парожидкостного состояния. Поэтому для улучшения четкости разделения в этой колонне необходимо увеличивать долю отгона сырья, что достигается повышением температуры и снижением давления в зоне питания. Предпочтительно, чтобы доля отгона на 5-10% превышала сумму светлых дистиллятов, отбираемых в колонне.

Жидкостное орошение вверху колонны создается подачей холодного или циркуляционного орошения. Каждое из них имеет и преимущества, и недостатки. Обычно при выделении легких фракций применяют холодное орошение, при выделении более тяжелых - циркуляционное. Кроме верхнего орошения в основной атмосферной колонне применяют промежуточные циркуляционные орошения. Анализ фактических показателей работы атмосферных колонн АВТ показывает, что промежуточных циркуляционных орошений должно быть в колонне одно или два. Третье организовывать, как правило, нецелесообразно, так как при этом дополнительно регенерируется небольшое количество тепла, но в выше расположенных секциях снижаются флегмовое число и четкость разделения, а схема установки усложняется. Количество тепла, отводимого верхним и нижним промежуточным Циркуляционным орошениями, должно определяться требованиями к качеству получаемых дистиллятов и регулироваться по температуре паров под тарелками, с которых выводятся все дистилляты. Промежуточное циркуляционное орошение организуется в сечении колонны под тарелками вывода дистиллятов. Эти тарелки должны быть оснащены сливными устройствами, обеспечивающими нормальный переток жидкости на лежащую ниже тарелку.

Паровое орошение в основной атмосферной колонне 10 и в отпарных колонках 11, 12 создается при помощи острого водяного пара (1,2-3,5% в к 10 и 1% в отпарных колоннах), который понижает парциальное давление

Размещено на Allbest.ru