Методы глубокой переработки нефти и газа

3. Необходимость углубления переработки нефти. Углубляющие процессы.

4. Вариант технологической схемы углубления переработки нефти (мазута).

Таблица 7 - Динамика мировой добычи первичных энергоресурсов

Энергоресурсы	1975 г.	1979 г.	1985 г.	1990 г.	1995 г.	2000 г.
Нефть, млрд. т Газ, трлн. м3 Уголь каменный, млрд. т бурый, млрд. т	2,9 1,4 2,4 0,9	3,22 1,6 2,8 1,0	2,8 1,7 3,0 1,1	3,1 1,9 3,4 1,3	3,1 2,1 3,6 0,9	3,23 2.37 - -

Наивысшего уровня - 3220 млн. т мировая добыча нефти достигла в 1979 г. К 1985 г. она упала до 2800 млн. т, однако в последующие годы несколько повысилась и стабилизировалась. Основными причинами снижения темпов роста и объёмов производства нефти являются:

1. Ограниченность запасов нефти. При сохранении объёмов добычи на уровне 1979 г. и выше невозобновляемых запасов хватит всего лишь на несколько десятилетий.

2. Неравномерность распределения запасов нефти. Основные запасы и добыча приходится на Ближний и Средний Восток (Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт, Абу - Даби и др.), Северную Африку (Ливия, Алжир, Нигерия, Египет и др.), а также Латинскую Америку (Венесуэла, Мексика, Бразилия, Аргентина и др.). До организации ОПЭК - объединения 13 стран - экспортёров нефти (1960 г.), международные нефтяные монополии устанавливали низкие цены на нефть (например, всего 17 долларов за тонну в 1972 г.). Страны ОПЭК стали периодически повышать цену на нефти (до 248 долларов за тонну в 1980 г.), а также ограничивать её объёмы добычи.

Однако в конце 1985 - начале 1986 г. на международном рынке цены на нефть резко упали (до 60 - 70 долларов за тонну, т.е. в 3 - 4 раза). Столь резкое падение мировых цен последовало из-за отсутствия должного единения среди ОПЭК и противодействия капиталистических стран, а также в результате разработки и реализации программы экономии нефти. Для противодействия ОПЭК в 1974 г. было создано международное агентство по энергетике (МЭА). Для подрыва позиций ОПЭК в конце 1985 г. США, Англия, Норвегия и некоторые другие страны стали поставлять ежедневно на рынок значительные количества нефти из стратегических запасов. В этой сложной ситуации страны ОПЭК предприняли меры по защите своих интересов, такие как дальнейшее сокращение квоты добычи нефти и др., что привело к повторному повышению мировых цен на нефть (в 1987 г. мировая цена на нефть повысилась до 131 доллара за тонну).

3. Удорожание добычи нефти. Старые нефтяные месторождения постепенно истощаются, и существенно снижается дебит скважин. Нефть приходится откачивать насосами, выдавливать из пластов водой, воздействовать на неё химическими реагентами. Тем не менее в недрах остаётся более половины нефти (современный коэффициент извлечения нефти в мире составляет 30 - 35 %). Новые месторождения нефти открывают, как правило, в труднодоступных, малообжитых отдалённых районах (Сахара, Западная Сибирь) либо большей глубине морского шельфа.

4. Развитие атомной и гидроэнергетики, использование возобновляемых энергоресурсов (энергия солнца, моря, ветра, геотермальных вод, растительного сырья и др.). Широкое использование энергосберегающих технологий и снижение удельной энергоёмкости промышленных производств и процессов. Развитие применения альтернативных (нефтяных) топлив и др.

Мировая добыча газа по сравнению с добычей нефти развивалась после 1945 г. более быстрыми темпами и достигла к 1985 г. 1700 млрд. м3, или в нефтяном эквиваленте (н.э.) - 153 млн. т н.э. Мировая добыча газа в отличие от нефти в последующие годы и до настоящего времени продолжала расти и достаточно быстрыми темпами. В 2000 г. добыча газа в мире достигла 2,37 трлн. м3.

Добыча и переработка нефти в России.

60 - 70-е годы. Направленность на неглубокую переработку нефти. Но качество основных нефтепродуктов повышалось: с 1968 года начался выпуск АИ 93, доля неэтилированных бензинов составила до 40%, увеличивается доля малосернистых дизельных топлив. Качество масел и сейчас отстаёт от мирового уровня, в, основном, из-за недостатка мощностей по производству высокоэффективных присадок.

Рост объёмов добычи и переработка нефти за 12 дет, с 1975 года по 1987 год составил 1,25 раза. В 1988 - 89 году наблюдается стабилизация в нефтепереработке, а затем спад, вызванный падением добычи нефти.

В 90-х годах наблюдается спад в добыче и переработке нефти. Неплатежи, непомерные ставки за кредиты, отсутствие государственных инвестиций приводит к тому, что предприятия не могли производить работы по модернизации и реконструкции производств.

В 1993 году снижение объёма переработки по сравнению с 1992 годом составило 14 %. Особую актуальность приобретают работы, которые при незначительных затратах дают некоторую отдачу.

В 1994 году объём переработки нефти уменьшился по сравнению с 1993 г. на 38,2 млн. т.

В 1995 году объём переработки нефти - 174,6 млн. т. Снижение по сравнению с 1994 годом незначительное и не по всем заводам («Салаватнефтеоргсинтез» - 113,6 %, Ново-Уфимский НПЗ - 94 %).

В 1996 году объём производства продукции сократился на 0,8 % (в 1995 - на 2,5 %). Суммарный объём добычи нефти и газового конденсата составил 301 млн. т. Экспорт российской нефти - 102 млн. т (на 6,2 % больше, чем в 1995 году). Кризис неплатежей продолжается. Предложено проводить взаимозачёты товарных нефтепродуктов, привлекать для таких продаж коммерческие структуры (по «Салаватнефтеоргсинтез» первичная переработка нефти составила 97,5 % по сравнению с 1995 годом).

Важнейшая проблема - снижение содержания серы в котельном топливе до 3,5 %, что вызвано экологическими проблемами, коррозией и низким коэффициентом полезного действия тепловых установок.

Многие виды вырабатываемых в стране нефтепродуктов не соответствуют мировому уровню, потребность крупнейших городов в неэтилированном бензине отстаёт от мирового уровня. Необходим быстрый выпуск дизельного топлива с содержанием серы менее 0,05 %. Доля процессов алкилирования и изомеризации, производство метилтретбутилового эфира значительно ниже мирового уровня.

Экстенсивное развитие нефтепереработки привело к неблагоприятной возрастной структуре основных фондов.

Нефтеперерабатывающая промышленность - крупнейший потребитель энергоресурсов. Суммарное потребление энергии составляет 8 - 8,2 % от объёма переработки нефти. Необходимы затраты энергии разных видов:

топливо 55 - 57 %, тепловая энергия - 32 - 35%, электроэнергия - 10 - 17 %. Всё это говорит о необходимости ведения работ по энергосбережению.

Наличие значительного числа морально устаревшего оборудования приводит к значительным потерям нефти и нефтепродуктов: от 1,1 % до 1,7 % от объёма перерабатываемой нефти. Основные источники потерь: резервуары - 17,9 % от общих потерь, факелы - 18,1 %; коксообразование при термическом крекинге и каталитическом крекинге - 17,6 %; негерметичность оборудования - 16,4 %; очистные сооружения - 8,3 %; прочие потери (22 %).

С 1990 года по 1995 объём переработки нефти снизился более чем на 120 млн. т. в год или более чем на 40 %. Объём производства моторных топлив снизился почти на 50 млн. т., смазочных масел и битумов - в 2 раза. За этот же период снижение использования действующих мощностей основных процессов нефтепереработки:

- первичных с 92 % до 58 %, вторичных с 82 % до 60 %;

- улучшающих качество топлив с 70 до 52 %, производства масел с 85 до 44 %;

- загрузка ряда нефтеперерабатывающих заводов сырьём составила 20 -30 % их мощности.

Нефтяные компании не принимают мер для укрепления хозяйственной и финансовой деятельности входящих в них предприятий. Финансовое состояние предприятий ухудшается. Имеет место тенденция увеличения экспорта сырой нефти за счёт снижения объёмов её переработки на российских заводах.

Принятая ранее программа модернизации нефтеперерабатывающих заводов в 1993 - 95 гг. не осуществилась: освоение капитальных вложений составило 22 % от предусмотренных. Из намеченных для строительства 35 объектов введено в строй десять.

Но идёт реконструкция, растёт выпуск высококачественной продукции. В стране есть разработанные высокоэффективные и конкурентоспособные отечественные технологии и оборудование. Необходимо ориентироваться прежде всего на свои возможности. И наша с вами задача осваивать новые технологии. Вам предстоит принять участие в подъёме промышленности страны.

Классификация процессов переработки нефти, газовых конденсатов и газов.

Технологические процессы НПЗ принято классифицировать на следующие 2 группы: физические и химические.

Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление (извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсатов и газов нежелательных компонентов (полициклических ароматических, асфальтенов, тугоплавких парафинов), непредельных углеводородов.

1. Физические процессы по типу массообмена можно подразделять на следующие типы:

1.1 - гравитационные (ЭЛОУ);

1.2 - ректификационные (AT, ABT, ГФУ и др.);

1.3 - экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депара-финизация кристаллизацией);

1.4 - адсорбционные (циалитная депарафинизация, контактная очистка);

1.5 - абсорбционные (АГФУ, очистка от Н 2S, CO 2).

2. В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путём химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных НПЗ, по способу активации химических реакций подразделяются на:

2.1 - термические.

Термические процессы по типу протекающих химических реакций можно подразделить на следующие типы:

2.1.1 - термодиструктивные (термический крекинг, висбрекинг, пиролиз, пекование, производство технического углерода и др.);

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

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

2.2 - Каталитические.

Каталитические процессы по типу катализа можно классифицировать на следующие типы:

2.2.1 - гетеролитические, протекающие по механизму кислотного катализа (каталитический крекинг, алкилирование, полимеризация, производство эфиров и др.);

2.2.2 - гомолитические, протекающие по механизму окислительно-восстановительного (электронного) катализа (производства водорода и синтез - газов, метанола, элементарной серы);

2.2.3 - гидрокаталитичесие, протекающие по механизму бифункциональног (сложного) катализа (гидроочистка, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация, гидродеароматизация, селективная гидродепарафинизация и др.).

Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ - электрообес-соливающей установки) является атмосферная перегонка (AT - атмосферная трубчатка), где отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырьё для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются: гидроочистки от гетероатомных соединений, а бензин - каталитическому риформингу с целью повышения их качества или получения индивидуальных ароматических углеводородов - сырья нефтехимии (бензола, толуола, ксилолов и др.). Из мазута путём вакуумной перегонки (на установках ВТ - вакуумной трубчатки) получают либо широкую фракцию (350 - 50С) вакуумного газойля - сырья для последующей переработки на установках каталитического крекинга или гидрокрекинга с получением, главным образом, компонентов моторных топлив, либо узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др.). Остаток вакуумной перегонки - гудрон - служит при необходимости для получения остаточных масел или как сырьё для глубокой переработки с получением дополнительного количества моторных топлив, нефтяного кокса, дорожного и строительного битума или же в качестве компонента котельного топлива.

Необходимость углубления переработки нефти.

Углубляющие процессы.

Начиная с 60-х годов в стране сложилась структура переработки нефти характеризующаяся малой её глубиной. Этому в основном способствовало:

- форсирование добычи нефти, что обходилось дешевле наращивания мощностей деструктивных процессов.

Глубина переработки нефти сокращалась вплоть до 1980г., затем изменившиеся условия добычи нефти, роста приведенных затрат на разведку и добычу, а также рост потребности в моторных топливах, продуктах нефтехимических производств заставили признать необходимость конструктивного решения проблемы углубления переработки нефти.

В связи с переходом России от плановой экономики к рыночным отношениям, в её нефтяном комплексе в период с 1992 по 2001 год произошла структурная перестройка. На финансовой основе отечественные нефтеперерабатывающие заводы были объединены с нефтедобывающими предприятиями в вертикально - интегрированные компании. Сегодня в России мощности по первичной переработке нефти составляют около 315 млн. т/год.

Прошедшие десятилетия, вплоть до 1999 года, характеризовались глубокими кризисными явлениями в нефтеперерабатывающей отрасли. Эти явления способствовали резкому падению объёма добычи нефти (на 214 млн. т за 1990 - 1996 гг.) и снижению объёмов производства нефтепродуктов на 48,9 %. В этот же период в целом по отрасли степень использования действующих мощностей основных процессов переработки нефти снизилась в среднем на 30 %. В результате глубина переработки уменьшилась с 65,5 до 62,7 %. В мировом нефтяном комплексе Россия уступила своё место Японии и Китаю по фактическим загрузкам мощностей.

Суммарная мощность российских нефтеперерабатывающих заводов по первичной переработки нефти в 3 раза ниже, чем в США.

Таблица 8 - Структура нефтеперерабатывающих заводов

Процессы	Мощность, % к первичной переработке
	во всём мире	в России	в США	в Западной Европе	в Японии
Первичной переработки нефти, млн. т/г	4059,6	273,1	831	739,6	244,8
Углубляющие переработку нефти каталитический крекинг гидрокрекинг термический крекинг+висбрегинг коксование производство битума производство масел прочее	40,7 17,9 5,6 5,3 5,5 2,7 1,0 2,7	20,1 5,9 0,4 5,3 1,9 3,7 1,5 1,4	71,7 35,9 9,3 0,4 14,7 3,7 1,1 6,6	42,7 15,7 6,3 12,3 2,6 3,0 1,0 1,8	29,3 17,1 3,5 - 2,1 2,9 0,9 2,8
Повышающие качество продукции риформинг гидроочистка бензиновых фракций (без риформинга) дистиллятов остатков и тяжёлого газойля алкилирование изомеризация производство МТБЭ	45,0 11,8 4,4 20,9 4,4 1,9 1,3 0,3	36,36 11,3 - 24,5 0 0,1 0,4 0,06	75,0 18,6 4,6 38,5 4,1 5,8 2,7 0,7	60,0 12,6 10,7 27,1 5,7 1,3 2,2 0,4	88,6 12,9 3,3 48,2 23,1 0,7 0,3 0,1
Все вторичные	85,7	56,46	146.7	102,7	117,9
Индекс нельсона	-	5,2	11,7	8,3	-

В тоже время средняя мощность одного российского завода превышает мощность среднего завода США в 2,4 раза. Однако общая техническая оснащённость отечественных заводов процессами, углубляющими переработку нефти, крайне низка.

Так, мощности каталитического крекинга на заводах США превышает аналогичные мощности отечественных НПЗ в 17 раз, каталитического риформинга - в 1,4 раза; индекс комплексности Нельсона по России в 2,5 раза ниже, чем в США. За последние десять лет (1991 - 2001 гг.) мощности первичной переработки нефти в России снизились с 316,8 до 273,1 млн. т/год.

Глубину переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) определяет множество факторов. Основные из них: тип и качество нефти, структура и уровень загрузки эксплуатируемых мощностей, стоимость и качество поставляемых энергоресурсов и сырья, спрос и цены на нефтепродукты.

При прямой перегонке нефти отбор светлых фракций, выкипающих до 360 - 380 С - бензиновых, реактивного и дизельного топлив - составляет в среднем 50 - 60 %. Остаток перегонки представляет собой атмосферный мазут. Увеличение выхода «светлых» можно достичь двумя способами: внедрение водорода в молекулы тяжёлых углеводородов и удалением углерода из этих молекул.

Проблема углубления переработки нефти решается с учётом ухудшения качества нефти (увеличение содержания серы и уменьшения содержания лёгких фракций) и ужесточения требований к охране окружающей среды.

Спрос на различные нефтепродукты изменялся неодинаково. Наиболее резко упал спрос на остаточное котельное топливо, которое сравнительно легко можно заменить на электростанциях и в промышленных печах природным газом, углём т.д. Реальная же альтернатива наиболее ценным светлым нефтепродуктам (моторным топливам и нефтехимическому сырью) пока не найдена, в связи с чем, спрос на эти нефтепродукты сохраняется неизменным или даже возрастает.

Расчёты показывают, что при углублении переработки нефти наиболее эффективна замена топочного мазута газом. Производство и применение бензина из нефтяного сырья характеризуется самыми низкими затратами, в том числе производственными. Увеличение глубины переработки с 63,5 до 75 % обеспечивает экономию более 30 млн. т нефти.

Стратегической программой развития энергетики Российской Федерации до 2010 г. намечено довести глубину переработки нефти к 2005 г. - до 82 - 85 %.

В целях углубления переработки нефти, увеличения выработки высококачественных моторных топлив и сырья для нефтехимии осуществляется строительство комбинированных установок типа ТК, включающие блоки: вакуумной перегонки мазута, висбрекинга гудрона, гидроочистки и каталитического крекинга вакуумного мазута.

Разрабатываются модификации установки ТК с включением процессов глубоковакуумной перегонки мазута, лёгкого гидрокрекинга, термодеасфальтизации гудрона. Однако глубина переработки мазута на этих установках ограничена: выход компонента котельного топлива - выше 30 % (масс.).

Современное состояние технологии глубокой переработки нефтяных остатков в моторные топлива.

Наибольшую трудность в нефтепереработке представляет квалифицированная переработка гудронов (остатков вакуумной, а в последние годы - глубокой вакуумной перегонки) с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, металлов и гетеросоединений, требующая значительных капитальных и эксплуатационых затрат. В этой связи на ряде НПЗ страны и за рубежом часто ограничиваются неглубокой переработкой гудронов с получением таких нетопливных нефтепродуктов, как битум, нефтяной пек и котельное топливо.

Из процессов глубокой химической переработки гудронов, основанных на удалении избытка углерода, в мировой практике наибольшее распространение получили следующие:

1) замедленное коксование (ЗК), предназначенное для производства кускового нефтяного кокса, используемого как углеродистое сырье для последующего изготовления анодов, графитированных электродов для черной и цветной металлургии, а также низкокачественных дистиллятных фракций моторных топлив и углеводородных газов;

2) термоконтактное коксование (ТКК), так называемый непрерывный процесс коксования в кипящем слое (за рубежом - флюид-кокинг), целевым назначением которого является получение дистиллятных фракций, газов и побочного порошкообразною кокса, используемого как малоценное энергетическое топливо;

3) комбинированный процесс ТКК с последующей парокислородной (воздушной) газификацией порошкообразного кокса (процесс «Флексикокинг») с получением кроме дистиллятов синтез-газов;

4) процессы каталитического крекинга или гидрокрекинга нефтяных остатков после их предварительной деасфальтизации и деметаллизации посредством следующих некаталитических процессов:

- сольвентной деасфальтизацией и деметализацией (процесс «Демекс» фирмы ЮОП, «Розе» фирмы «Керр-Макги» и др.) с получением деасфальтизатов с низкой коксуемостью и пониженным содержанием металлов и трудноутилизируемого остатка - асфальтита; они характеризуются высокой энергоемкостью, повышенными капитальными и эксплуатационными затратами;

- процессы термоадсорбционная деасфальтизация и деметаллизация (ТАДД) (процессы термоадсорбционного облагораживания тяжёлого сырья каталитического крекинга APT в США, в Японии НОТ и ККИ, АКО, ЗД и др.) с получением облагороженного сырья для последующей каталитической переработки;

- высокотемпературные процессы парокислородной газификации тяжёлых нефтяных остатков (ТНО) с получением энергетических или технологических газов, пригодных для синтеза моторных топлив, производства водорода, аммиака, метанола и др. Эти процессы характеризуются исключительно высокими капитальными и эксплуатационными затратами.

Для безостаточной переработки тяжёлых нефтяных остатков в моторные топлива наиболее приемлемы термоконтактные процессы, осуществляемые при повышенных температурах крекинга и малом времени контакта на поверхности дешевого природного адсорбента в реакторах нового поколения и регенераторах-котлах с получением дистиллятных полупродуктов, направляемых на облагораживание и каталитическую переработку (так же, как APT, ЗД).

С.А. Ахметовым и профессором Ж.Ф. Галимовым (Уфимский государственный нефтяной технический университет) разрабатываются технологические и конструктивные основы перспективного термоадсорбционного процесса безостаточной переработки тяжёлых нефтяных остатков ЭТКК (экспресс-термоконтактный крекинг). Сущность этого технически легко реализуемого процесса состоит в его высокой интенсивности, достигаемой в условиях кратковременности (доли секунды) контакта тонкодиспергированного нсфтяного сырья с дешевым природным адсорбентом при температуре 510 - 530 С в реакторе циклонного типа с последующей окислительной регенерацией накоксованного адсорбента. В реакторе осуществляется легкая (экспресс) конверсия, деметаллизация и частичная декарбонизация без чрезмерного крекирования сырья с образованием преимущественно газойлевого дистиллята, направляемого для последующей каталитической переработки в моторные топлива (процессами каталитического крекинга или гидрокрекинга). Предлагаемый процесс позволяет осуществлять безостаточную экобезопасную переработку любого тяжёлого нефтяного остатка или битуминозных нефтей без ограничения требований к их качеству по коксуемости, сернистости и металлосодержанию.

В качестве контактного адсорбента, на котором сорбируются металлы тяжёлых нефтяных остатков (никель, ванадий и др.), применяются пылевидные и порошкообразные природные рудные и нерудные материалы и отходы их переработки (железорудный концентрат, огарок обжига колчедана, горелая порода, каолин), а также отработанный катализатор крекинга, Часть отработанного контакта непрерывно выводится из системы с его циркуляцией между реактором и регенератором.

Технологический режим процесса ЭТКК мазута

В реакторе:

температура 510 - 52С

время контакта 0,05 - 0,1с.

кратность циркуляции адсорбента7 - 15 кг/кг.

В регенераторе:

температура 650 - 75С.

Примерный материальный баланс ЭТКК при переработке 47 % мазута западно-сибирской нефти (в % масс.).

Сухой газ + H2S1,5.

Газ С3-С44,0

Бензин (н. к. - 195С) 6,5.

Лёгкий газойль (195 - 35С) 12,0.

ТГ(>35С) 67,5.

Кокс 8,0.

Потери 0,5.

Для дальнейшего углубления переработки нефти создаётся комбинированная установка переработки мазута с получением моторных топлив и ценного сырья для нефтехимии. Установка включает блоки адсорбционно-каталитической очистки (АКО) мазута, гидроочистки газойлевой фракции АКО, каталитического крекинга тяжёлого газойля гидроочистки, каталитической конверсии углеводородных газов в высокооктановый компонент бензина, производства элементарной серы либо серной кислоты из сероводородсодержащих газов. Предусматривается также производство (концентрирование) водорода из водородосодержащего газа каталитической конверсии. Возможны и другие варианты комбинирования процессов после адсорбционно-каталитической очистки мазута.

Целевыми продуктами комбинированной установки являются высокооктановый компонент бензина, дизельное топливо, высокоиндексное сырьё для производства технического углерода. С целью получения максимального количества дизельного топлива широкая газойлевая фракция АКО может быть подвергнута лёгкому гидрокрекингу. Важнейшее преимущество комбинированной схемы - практически безостаточная переработка мазута в светлые продукты и сырьё для химических синтезов. Принципиально новыми процессами являются адсорбционно-каталитическая очистка остаточного нефтяного сырья и каталитическая конверсия углеводородных газов.

Таблица 9 - Качество продуктов адсорбционно-каталитической очистки

Показатели	Сырьё, мазут	Продукты АКО
		бензин	лёгкий газойль	тяжёлый газойль	широкая газойлевая фракция
Плотность при 20 С, кг/м3	946	775	873	934	932
Фракционный состав, С н.к. 50 % (об.) 90 % (об.) к.к. до 50С, % (об.)	264 - - - 49	70 140 175 195 -	201 300 338 352 -	340 417 500 - 90	220 404 500 - 93
Содержание серы, % (масс.)	1,96	0,4	1,7	1,94	1,87
Коксуемость (по Конрадсону), % (масс.)	8	-	0,42	3,0	2,5
Вязкость при 100 С, мм2/с	36, 1	-	2,57	6,3	3,6
Иодное число, г I2/100 г	-	199	49,1	-	-
Октановое число (ИМ)	-	88,6	-	-	-
Групповой углеводородный состав, % (об.) парафино-нафтеновые олефиновые ароматические смолы асфальтены	24,1 - 53,7 17,8 4,2	4,3 50,5 45,2 - -	- - - - -	36,3 - 51,5 12,1 0,1	- - - - -
Содержание тяжёлых металлов (ванадий + никель), мг/г	90	-	1,4	1,1	-

Программа научно-технического сопровождения работ по реконструкции и коренной модернизации нефтеперерабатывающей промышленности на перспективу до 2010 года разработана в 2000 году нефть и при участии всех институтов отрасли. Нефтяным компаниям, предприятиям и организациям отрасли рекомендовано в максимальной степени использовать отечественные разработки в области технологий, катализаторов и оборудования.

Решение этих задач возможно при финансовой поддержке отечественных производителей нефтепродуктов.

Намечены определяющие направления модернизации нефтеперерабатывающих заводов: опережающее развитие мощностей по углублению переработки нефти путём ввода в действие новых и реконструкции действующих установок каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования и др. строительство и реконструкция производства по улучшению качества моторных топлив и вовлечение в них продуктов вторичных процессов. Сокращение объёмов вредных выбросов и сбросов сточных вод.

Примером рационального использования тяжёлых нефтяных остатков является применение асфальто - гудроновых смесей как сырья для получения пеков. Нефтяные пеки не уступают по технологичности каменноугольным электродным пекам - связующим, а по канцерогенноести менее опасны их в десятки раз. Возможна организация промышленного производства нефтяных пеков из смеси асфальтенов, отходов деасфальтизации гудрона, экстракта второй масляной фракции, следовательно, происходит увеличение глубины переработки сырья.

Всемирная ассоциация по нефтепереработке (WRA - Word Refining Association) проводит ежегодный международный «круглый стол» для решения проблем нефтеперерабатывающей отрасли России и стран СНГ. В работе круглого стола принимают участие не только ведущие нефтяные компании России («ЮКОС», «ТНК», «ЛУКОЙЛ», «Сиданко», «Альянс» и др.), но и компании США, Германии, Великобритании, Австрии, Голландии и стран СНГ.

С целью повышения эффективности российской нефтепереработки рядом ведущих зарубежных компаний предоставлены кредиты для существенного снижения выработки мазута, вовлечения больших объёмов вакуумного газойля в процессы каталитического крекинга и лёгкого гидрокрекинга.

Таблица 10 - Результаты завершённых разработок, связанных с углублением переработки нефти

Сырьё (режим)	Продукты (характеристика)	НПЗ	Компания	Разработчик
Каталитический крекинг (2 млн. т/г)
Фракция 320 - 560 С с 0,2 % (масс.)	Компонент бензина (ОЧ на 1 - 2 пункта, выход на 3 - 4 %, газа - на 1 - 2 % больше, чем с Г-43-107)	Ярославский Уфимский	«ЮКОС»,	ВНИИНП ВНИПИнефть
Лёгкий крекинг
Вакуумные дистилляты (4 - 5 МПа, новые катализаторы)	Дизельное топливо (выход - 30 % на сырьё; сера, % масс. в топливе - 0,05 - 0,1; в остатке > 350 С - до 0,2)	-	-	ВНИИНП
Гидроочистка
Смесь фракций 300 - 560 С с лёгкими фракциями висбрекинга. Более 1,5 % (масс.) серы	Сырьё каталитического крекинга	Можайский	-	ВНИИНП
Висбрекинг (мощность в 1,5 раз выше обычной)
Гудрон	Котельное топливо М100	Уфимские	«Башнефтехим»	ИПНХП
Деасфальтизация
Гудрон (растворитель - пропан-бутан, усовершенствованная схема его регенерации и компремирования)	Деасфальтизат - производство масел. Асфальт - связующие. Дорожные битумы.	Уфимские	«Башнефтехим»	ИПНХП
Коксование. Прокаливание кокса (280 тыс. т/год)
Нефтяные остатки (температура в реакционной зоне 515 С)	Кокс (выход - 27,5 %)	Омский Ангарский Волгоградский	«Сибнефть», «ЮКОС», «ЛУКОЙЛ»	ИПНХП
Каталитическая депарафинизация в схемах производства масел
Вакуумные дистилляты	Трансформаторные масла. Низкозастывающие гидравлические масла	Ангарский Волгоградский	«ЮКОС», «ЛУКОЙЛ»	ВНИИНП

4 Вариант технологической схемы углубления переработки нефти (мазута).

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонтно-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо- и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро- и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т.д.). Целевое назначение НПЗ - производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественых нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы - и товаров народного потребления).

Современное нефтеперерабатывающие предприятия характеризуется большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов. В этой связи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надежности и безопасности оборудования и технологии, квалификации обслуживающего персонала.

Мощность НПЗ зависит прежде всего от потребности в тех или иных нефтепродуктах экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий.

Крупные предприятия экономически эффективнее, чем мелкие. На крупных НПЗ имеются благоприятные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизированных технологических установок и комбинированных производств на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффективного использования сырьевых, водных и земельных ресурсов, и значительного снижения удельных капитальных и эксплуатационных затрат.

Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктотов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Характерно, что в большинстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам.

По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов НПЗ делятся на группы:

1) НПЗ топливного профиля;

2) НПЗ топливно-масляного профиля;

3) НПЗ топливно-нефтехим. профиля (нефтехимкомбинаты);

4) НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимического профиля.

Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих предприятий наибольше распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку по объемам потребления и производства моторных топлив значительно превосходят как смазочные масла, так и продукцию нефтехимического синтеза. Естественно, комплексная переработка нефтяного сырья (т. е. топливно-масляно-нефтехимичнского) экономически более эффективна по сравнению с узкоспециализированной.

Наряду с мошностью и ассортиментом нефтепродуктов, важным показателем НПЗ является глубина переработки нефти.

Глубина переработки нефти - показатель, характеризующий эффективность использования сырья. По величине глубины переработки нефти можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества более ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следовательно, для более углубленной переработки нефти.

В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под глубиной переработки нефти (ГПН) подразумевается суммарный выход в процентах (%) на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ):

ГПН = 100 - КТ - (Т + П),

где Т и П - соответственно удельные затраты топлива на переработку и потери нефти на НПЗ в % на сырье.

В современной нефтепереработке принято подразделять НПЗ (без указания разграничивающих пределов ГПН) на два типа: с неглубокой переработкой нефти (НГП) и глубокой переработкой нефти (ГПН). Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа ГПН: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав.

По признаку концентрирования остатка удобно классифицировать НПЗ на 4 типа:

1) НПЗ НГП;

2) НПЗ УПН (углубленная переработка нефти);

3) НПЗ ГПН;

4) НПЗ БОП (безостаточная переработка нефти).

Таблица 11 - Связь между типом НПЗ и эффективностью использования нефти

Показатель нефтепереработки	Тип НПЗ
	НГП	УПН	ГПН	БОП
Тип остатка	Мазут	Гудрон	Тяжелый гудрон	Нет остатка
Выход остатка, % на нефть средней сортности	40 - 55	20 - 30	10 - 15	0
Глубина переработки, % масс. (без учета Т и П)	45 - 60	70 - 80	85 - 90	100
Эффективность использования нефти, баллы	2	3	4	5

Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает существенное влияние на технологическую структуру и технико-экономические показатели НПЗ. Легче и выгоднее перерабатывать малосернистые и легкие нефти с высоким потенциальным содержанием светлых, чем сернистые и высокосернистые (особенно с высоким содержанием смолисто - асфальтеновых веществ), переработка которых требует большей насыщенности НПЗ процессами облагораживания. Завышенные затраты на переработку низкосортных нефтей должны компенсироваться заниженными ценами на них.

Одним из важных показателей НПЗ является также соотношение дизельное топливо : бензин на НПЗ НГП это соотношение не поддается регулированию и обусловливается потенциальным содержанием таких фракций в перерабатываемой нефти. На НПЗ УГП или ГПН потребное соотношение дизельное топливо : бензин регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автомобильного бензина и дизельного топлива в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкелирования. Для преобладающего выпуска дизельного топлива в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга.

Наиболие важным показателем структуры НПЗ является набор технологических процессов, который должен обеспечить оптимальную ГПН и выпуск заводом заданного ассортимента нефтепродуктов высокого качества с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами. Каждый из выбранных технологических процессов, их оборудование, уровень автоматизации и экологической безопасности должны соответствовать новейшим достижениям науки и техники. При минимизации капитальных и эксплуатационных затрат наиболее значительный эффект достигается, когда в проекте предусматривается строительство НПЗ на базе крупнотоннажных технологических процессов и комбинированных установок. При комбинировании нескольких технологических процессов в единую централизованно управляемую установку в сочетании с укрупнением достигают:

- экономии капитальных вложений в результате сокращения резервуарных парков, трубопроводов, технологических коммуникаций и инженерных сетей, более компактного расположения оборудования и аппаратов, объединения насосных, компрессорных, операторных, киповских и других помещений и тем самым увеличения плотности застройки;

- экономии эксплуатационных затрат в результате снижения удельных расходов энергии, пара, топлива и охлаждающей воды за счет объединения стадий фракционирования, теплообмена, исключения повторных операций нагрева и охлаждения, увеличения степени утилизации тепла отходящих потоков и др., а также в результате сокращения численности обслуживающего персонала (т.е. повышения производительности труда) за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации и т.д.;

- снижения потерь нефтепродуктов и количества стоков и, следовательно, количества вредных выбросов в окружающую среду. Считается, что на НПЗ средней мощности (5 - 7 млн. т/год) каждый процесс должен быть представлен одной технологической установкой. Однако при такой технологической структуре НПЗ связи между процессами становятся весьма жесткими, резко повышаются требования к надежности оборудования, системе контроля и автоматизации, сроку службы катализаторов. В современной практике проектирования и строительства НПЗ большой мощности (10 - 15 млн. т/год) предпочтение отдают двухпоточной схеме переработки нефти, когда каждый процесс представлен двумя одноименными технологическими установками. При этом процесс, для которого ресурсы сырья ограничены при данной мощнности НПЗ, может быть представлен одной технологическо установкой (алкелирование, коксование, висбрекинг, производство серы и др.).

Исходя из принятой оптимальной мощности НПЗ топливного профиля, равной 12 млн. т/год, на основании технико-экономических расчетов и опыта эксплуатации современных отечественных и зарубежных заводов принята оптимальная мощность головной установки АВТ, равная 6 млн. т/год.

Наиболее часто комбинируют процессы: ЭЛОУ-АВТ (AT), гидроочистка бензина - каталитический риформинг, гидроочистка вакуумного газойля - каталитический крекинг - газоразделение, сероочистка газов - производство серы; вакуумная перегонка - гидроочистк - каталитический крекинг - газофракционирование и др.

В отечественной нефтепереработке разработаны модели комбинированных установок:

1) неглубокая переработка нефти ЛК-6у - производительностью 6 млн. т/год;

2) углубленная переработка нефти ГК-3 - производительностью 3 млн. т/год;

3) переработка вакуумного газойля Г-43-107 - производительностью 2 млн. т/год;

4) переработка мазута КТ-1, включающая в свой состав комбинированную установку Г-43-107 и секции вакуумной перегонки мазута и висбрекинга гудрона;

5) переработка мазута КТ-1у, отличающаяся от КТ-1 использованием процесса лёгкого гидрокрекинга вместо гидроочистки вакуумного газойля;

6) переработка мазута КТ-2, которая отличается от КТ-ly использованием вместо обычной вакуумной перегонки глубокую вакуумную перегонку с отбором фракции 350 - 540 С (и отсутствием процесса висбрекинга).

Модели 1 - 4 внедрены на ряде НПЗ страны и показали высокую эффективноть. Так, по сравнению с набором отдельно стоящих установок, на комбинированной установке КТ-1 капитальные и эксплуатационные затраты ниже соответственно на 36 и 40 %, площадь застройки меньше в 3 раза, а производительность труда выше в 2,5 раза.

С использованием высокопроизводительных комбинированных установок, а именно ЛК-6у и КТ-1, были в последние годы сооружены и пущены в эксплуатацию высокоэффективные НПЗ нового поколения в г. Павлодаре, Чимкенте, Лисичанске и Чарджоу, на которых осуществляется углубленная переработка нефти. В их состав, кроме ЛК-6у и КТ-1, дополнительно входят такие процессы, как алкелированиие, коксование, произво водорода, серы, битума и т.д.

Таблица 12 - Набор технологических процессов, входящих в состав отечественных комбинированных установок

Технологический процесс	ЛК-6у	ГК-3	Г-43-107	КТ-1	КТ-1у	КТ-2
ЭЛОУ-АТ	+	-	-	-	-	-
ЭЛОУ-АВТ	-	+	-	-	-	-
Вакуумная перегонка мазута	-	-	-	+	+	-
Глубокая вакуумная перегонка мазута	-	-	-	-	-	+
Вторичная перегонка бензинов	-	+	-	-	-	-
Гидроочистка бензина	+	+	-	-	-	-
Гидроочистка керосина	+	-	-	-	-	-
Гидроочистка дизельного топлива	+	-	-	-	-	-
Гидроочистка вакуумного газойля	-	-	+	+	-	-
Лёгкий гидрокрекинг вакуумного газойля	-	-	-	-	+	+
Каталитический риформинг бензина	+	-	-	-	-	-
Ккталитический крекинг вакуумного газойля	+	+	+	+	+	+
Газофракционирование	+	+	+	+	+	+
Висбрекинг гудрона	-	+	-	+	+	-

Акционерное общество «Нижегороднефтеоргсинтез» - «НОРСИ» - испытывало трудности со сбытом мазута при постоянном недостатке светлых нефтепродуктов на местном рынке. Глубина переработки нефти составляла 56 %, что не позволяло работать прибыльно. Для интенсификации процессов была предложена схема комплекса глубокой переработки мазута. Получить льготный кредит через Минтопэнерго (1994 г.) не удалось. Получить кредит в полном объёме за рубежом оказалось невозможно. Пришлось искать выход своими силами. Включили в состав комплекса некоторые существующие, не полностью загруженные установки. Концентрирование пропилена планировалось осуществить на установке ЭП - 300 и АГФУ.

По новой, урезанной схеме гидроочистке будет подвергаться только 50 % сырья каталитического крекинга. После ввода в действие первой очереди комплекса планируется построить установку для гидроочистки остального количества, вакуумных дистиллятов и установку для производства водорода соответствующей мощности.

Примерная стоимость комплекса 250 - 280 млн. долл. США. Окупаемость капитальных вложений за счёт прироста прибыли составляет 3,1 года. Оборудование изготовляется на машиностроительных заводах России. Глубина переработки нефти возросла с 55,4 % до 78,3 % (по заводу).

Внедрение в нефтепереработку термических и каталитических процессов, позволило увеличить выход светлых в 1,5 - 1,8 раза.

3. Повышение эффективности работы первичной переработки нефти

В результате изучения раздела студент должени:

иметь представление:

- о структуре схем переработки нефти в зависимости от её состава и направления переработки;

- о направлениях поиска наиболее эффективного использования схемы трубчатой установки, работающей при атмосферном давлении;

знать:

- динамику изменений структуры перерабатываемого нефтяного сырья и условий добычи нефти;

- нормы по содержанию солей в нефтях на выходе с промыслов и с блоков ЭЛОУ, меры по повышению эффективности процесса;

- традиционные и нетрадиционные схемы АВТ, позволяющие улучшить технико-экономические показатели первичной перегонки нефти и НПЗ в целом;

- мероприятия, направленные на повышение эффективности работы вакуумного блока;

- энергосберегающие варианты процессов стабилизации бензина с получением целевых фракций;

уметь:

- выбирать наиболее эффективное оборудование и реагенты для обессоливания, первичной переработки нефти;

- рассчитывать отбор от потенциала, уменьшение энергозатрат, сокращение потерь сжиженных газов с использованием мероприятий передового опыта.

Обессоливание и обезвоживание нефти. Первичная пергонка нефти.

1. Подготовка нефтей к переработке.

2. Установка (блок) атмосферной перегонки нефти.

3. Установка (блок) вакуумной перегонки мазута.

4. Стабилизация бензинов.

В соответствии с ГОСТ, поставляемые с промыслов на НПЗ нефти, по содержанию хлористых солей и воды делятся на 3 группы:

Содержание воды, % масс.0,5 1,0 1,0.

Содержание хлористых солей, мг/л, до 100 100 - 130 300 - 900.

Содержание механических примесей, % масс.менее 0,05 0,05 0,05.

Подготовленная на промыслах нефть на НПЗ подвергается более глубокой очистки до содержания солей менее 5 мг/л, воды менее 0,1 %.

При снижении содержания хлоридов из нефти почти полностью удаляются железо, кальций, магний, натрий, соединения мышьяка, содержание ванадия снижается более чем в 2 раза, что улучшает качества нефтепродуктов.

Присутствие в нефти пластовой воды существенно удорожает её транспортировку по трубопроводам и переработку. С увеличением содержания воды в нефти возрастают энергозатраты на её испарение и конденсацию (в 8 раз больше по сравнению с бензином). Возрастание транспортных расходов обуславливается не только перекачкой балластной воды, но и увеличением вязкости нефти, образующей с пластовой водой эмульсию (вязкость ромашкинской нефти с увеличением содержания в ней воды от 5 до 20 % возрастает с 17 до 33,3 сСт, т.е. почти вдвое).

Механические примеси нефти, состоящие из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и других пород, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяных эмульсий. Образование устойчивых эмульсий приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обезвоживание и обессоливание промысловой нефти, а также оказывает вредное воздействие на окружающую среду. При отделении пластовой воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии, что загрязняет сточные воды. Та часть эмульсии, которая улавливается в ловушках, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, образуя так называемые «амбарные нефти», которые не находят рационального применения или утилизации.

При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в нефте- и теплоаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности установок.

Ещё более вредное воздействие, чем вода и механические примеси, оказывают на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Особенно интенсивно разъедаются продуктами гидролиза хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах - мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество.

При переработке сернистых соединений, образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной наиболее сильной коррозии нефтеаппаратуры.

Хлористое железо переходит в раствор (FeCl2), а выделяющийся сероводород вновь реагирует с железом:

Fe + Н2S > FeS + Н2

FeS+2HCl >FeCl2+H2S

Таким образом, при совместном присутствии в нефтях хлоридов металлов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно инициируемая цепная реакция разъедания металла. При отсутствии или малом содержании в нефтях хлористых солей интенсивность коррозии значительно ниже, поскольку образующаяся защитная плёнка из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии.

На НПЗ США еще с 60-х годов обеспечивается глубокое обессоливание нефти до содержания хлоридов менее 1 мг/л и тем самым достигается бесперебойная работа установок прямой перегонки нефти в течение двух и более лет. На современных отечественных НПЗ считается вполне достаточным обессоливание нефтей до содержания хлоридов 3 - 5 мг/л и воды до 0,1 % масс.

Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, особенно солей металлов, и пресная вода взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии в нефти примесей система «нефть - вода» образуют трудноразделимую нефтяную эмульсию.

Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимно мало- или нерастворимых жидкостей, в которых одна диспергированна в другой в виде мельчайших капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, является дисперсионной средой, а диспергированная жидкость - дисперсной фазой.

Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде (Н/В) - гидрофильная и вода в нефти (В/Н) - гидрофобная. В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором - капли воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде.

Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхностным натяжением -- силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности.

Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами.

Вещества, разрушающие поверхностную адсорбционную плёнку стойких эмульсий - деэмульгаторами.

Эмульгаторами обычно являются полярные вещества нефти, такие, как смолы, асфальтены, асфальтогенные кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные органические примеси.

На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорстворимые, водонефтерастворимые и нефтерастворимые деэмульгаторы. Последние более предпочтительны, поскольку:

- они легко смешиваются (даже при слабом перемешивании) с нефтью, в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды;

- их расход практически не зависит от обводнённости нефти;

- оставаясь в нефти, предупреждают образование стойких эмульсий и их «старение»;

- обладают ингибирующими коррозию металлов свойствами;

- являются легкоподвижными жидкостями с низкой температурой застывания и могут применяться без растворителей, удобны для транспортирования и дозировки.

В качестве растворителей нефтерастворимого деэмульгатора применяются низкомолекулярные спирты (метиловый, изопропиловый и др.), ароматические углеводороды и их смеси в различных соотношениях.

К современным деэмульгаторам предъявляются следующие основные требования:

- они должны обладать максимально высокой деэмульгирующей активностью, быть биологически легко разлагаемы (если водорастворимые), нетоксичными, дешёвыми, доступными;

- не должны обладать бактерицидной активность (от которой зависит эффективность биологической очистки сточных вод) и корродировать металл.

Этим требованиям более полно удовлетворяют и потому нашли преобладающее применение неионогенные деэмульгаторы. Они почти полностью вытеснили раннее широко применяемые ионоактивные (в основном анионоактивные) деэмульгаторы. Неионогенные ПАВ (поверхностно-активные вещества) в водных растворах не распадаются на ионы. Их получают присоединением окиси алкилена (этилена или пропилена) к органическим соединениям с подвижным атомом водорода, то есть содержащим различные функциональные группы, такие как карбоксильная, гидроксильная, аминная, амидная и др. В качестве таковых соединений наибольшее применение нашли органические кислоты, спирты, фенолы, сложные эфиры, амины и амиды кислот.

Для получения ПАВ, обладающего наибольшей деэмульгирующей активностью, необходимо достичь оптимального соотношения числа гидрофильных, то есть полиоксиэтилированной цепи, и гидрофобных групп. При удлинении оксиэтилированной цепи растворимость ПАВ в воде увеличивается. Гидрофобные свойства ПАВ регулируют присоединением к нему поликсипропиленовой цепи. При удлинении её растворимость ПАВ в воде снижается, и при молекулярной массе более 1000 оно практически в воде не растворяется.

Изменяя при синтезе неионогенных ПАВ число групп окиси этилена (n) и окиси пропилена (m) в виде блоксополимеров, можно широко регулировать соотношение между гидрофобной и гидрофильной частями деэмульгатора и тем самым их свойства. Используя в качестве исходных веществ вещества органические соединения с различными функциональными группами, можно получить блоксополимеры с двумя блоками типа АmВn тремя - типа ВnАmВn или АmВnАm, четырьмя и более блоками, где А и В - соответственно гидрофобный и гидрофильный блоки. Промышленные деэмульгаторы являются обычно не индивидуальными веществами, а смесью полимеров разной молекулярной массы, то есть полимермолекулярными. В качестве промышленных неионогенных деэмульгаторов в нашей стране и за рубежом используются следующие оксиалкенилированные органические соединения: