Тема 7 (6 часов) Технология нефти

Около 90% сырья для технологии органического и нефтехимического синтеза имеет «нефтяное» происхождение. Впервые в значимых количествах нефть была добыта в 1880 г. С тех пор добыча нефти неуклонно росла и в настоящее время во всем мире добывается 3 млрд.тоны нефти в год (за 125 лет – 100 млрд.). По оптимистическим прогнозам ООН её запасы оцениваются в 500-600 млрд. тонн. Наиболее богат Аравийский полуостров, ОАЭ, Ирак, Иран.

Современная добыча нефти осуществляется посредством бурения скважин с последующим извлечением нефти и сопутствующих ей газов и воды. Ей предшествовали примитивные способы добычи: сбор нефти на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, а также добыча с помощью колодцев. Сбор нефти с поверхности водоемов - это самый ранний из известных способов добычи, он применялся еще в Мидии, Вавилонии и Сирии до нашей эры. В 1858, например, на полуострове Челекен, территория нынешнего Туркменистана, нефть собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части, и таким образом нефть накапливалась на поверхности воды. В 15 веке недалеко от Модены в Италии нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем нефть выжимали из мешков при помощи пресса. В 1833 -1845 гг. нефть добывали из песка на берегу Азовского моря. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы. Добыча нефти из колодцев производилась в Киссии, древней области между Ассирией и Мидией, в 5 веке до н.э. при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом.

Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х гг. XIX века. Вначале осуществлялся сбор нефти в вырытые рядом со скважинами земляные амбары, а также с помощью цилиндрических ведер с клапаном в днище. Механизированный способ добычи впервые был использован в 1865 г. в США, в 1874 г. глубоконасосная эксплуатация начала использоваться на нефтепромыслах в Грузии, а в 1876 г. - в Баку. Затем была разработана компрессорная добыча нефти, которая была испытана в Баку в 1897 г. Более совершенный способ подъема нефти из скважины - газлифтный - был предложен в 1914 г.

Современная технология добычи нефти

Процесс добычи нефти можно условно разделить на 3 этапа: 1 - движение нефти по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин, 2 - движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности - эксплуатация нефтяных скважин, 3 - сбор нефти и сопутствующих ей газов и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Перемещение жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам называют процессом разработки нефтяного месторождения. Движение жидкостей и газа в нужном направлении происходит за счет определенной комбинации нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, а также их количества и порядка работы.

В настоящее время используют три основных способа добычи нефти:

Фонтанный - жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии.

Газолифтный - при этом способе добычи для подъема нефти на поверхность в скважину подают или закачивают с помощью компрессоров сжатый углеводородный газ или воздух.

Насосный - подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов.

Скважины

Диаметр скважины составляет от 75 до 1000 мм, при этом наиболее распространены скважины диаметром 75-350 мм. Глубина скважин колеблется от нескольких десятков метров до нескольких километров, что зависит от глубины залегания нефти. В Азербайджане средняя глубина скважины составляет от 160 до 180 м, в США - от 260 до 1500 м, а в России от 1000 до 5000 м. Самая глубокая скважина находится на Кольском полуострове России, ее глубина составляет около 12 км, при этом процесс бурения продолжается.

По назначению скважины разделяют на следующие 5 категорий: опорные, параметрические, поисковые, разведочные и добывающие (эксплуатационные). Опорные скважины предназначены для выявления залежей нефти и газа. Параметрические скважины предназначены для изучения глубинного строения горных пород в зонах, где предполагается наличие нефтяных и газовых месторождений.

Важной характеристикой нефтяных скважин является дебит - среднесуточный уровень добычи нефти. По значению дебита (тонны/сутки) различают низкодебитные (до 7 т/с), среднедебитные (от 7 до 25 т/с), высокодебитные (от 25 до 200 т/с) и сверхвысокодебитные (более 200 т/с) нефтяные залежи. По мере извлечения нефти из скважины, она становится все более труднодоступной и дебит скважины падает.

Кроме того, определяют нефтеотдачу скважины - степень полноты извлечения нефти. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к ее балансовым запасам, он возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи - это отношение извлеченных запасов нефти за весь срок разработки к балансовым запасам.

В России к началу 2005 году насчитывалось 25 НПЗ. Из них 12 устаревшие, 7 заводы 2-го поколения (перерабатывает более 6% нефти). НПЗ 3-го поколения 6 штук были скомпонованы из установок большой производительности, включая установки первичной переработки мощностью 3-6 млн. тонн в год ЭЛОУ-АВТ каталитического риформинга и гидроочистки топлив 1,2-2 млн. тонн. Эти заводы строились с 1965 года.

Нефть – обычно темная маслянистая жидкость, в состав которой входят УВ и минеральные примеси с ρ 0,8-0,95 г/мл с температурой затвердевания от -30 до +30ºС. УВ часть нефти состоит из соединений парафинового нафтенового и ароматического рядов

1. Парафиновые УВ (алканы) С_nH_2n+2 включают растворенные в нефти газообразные (С₁-С₄) , жидкие (С₅-С₁₅) и твердые (выше С₁₅) гомологи метанового ряда, количество которых в нефтях находиться в пределах 30-50%

2. Нафтеновые представлены моно, би и полициклическими структурами с боковыми цепями и без них, их содержится от 25 до 75 %

3. Ароматические УВ (арены) имеют моноциклические (бензол, толуол, ксилолы), би и полициклические (нафталин, антрацен и др.) структуры. Их содержание 10-20 %. Присутствует более конденсированные УВ (нафтено-ароматические и др).

кроме , того , нефть включает кислородистые (нафтеновые кислоты, фенолы и др) и азотистые (произв-е алкинов и др) соединения.

Элементный состав нефти представлен: углеродом 82-87% водородом (11-14%), серой (0.1-7%), азотом (0.001-1.8 %), кислородом (0,5-1 %)

УВ состав нефтей различных месторождений различен, различны и свойства, что оказывает влияние на выбор метода переработки нефти и номенклатуру получаемых продуктов.

Физико-химические свойства нефти. Важнейшие показатели нефти.

Плотность принадлежит к числу наиболее распространенных показателей при исследовании нефти. Особое значение этот показатель имеет при расчёте нефтей, занимающих данный объём или определения объема нефтей. Это важно как для расчетно-конструктивных исследований, так и для практической работы на местах производства, транспортировки и потребления нефтей. Величины плотности у нефти весьма различны, они колеблются в пределах 0,77-2,0, хотя в большинстве случаев они укладываются в более узкие пределы 0,83-0,96.

Вязкостью или внутренним трением называется свойство, проявляющееся в сопротивлении, которое нефть оказывает при перемещении одной ее части относительно другой под влиянием действия внешней силы. Различают Динамическую и кинематическую связь нефтей. Значение вязкости при характеристике нефтей чрезвычайно велико. Наибольшее значение вязкость имеет при расчете нефтепроводов, при расчетах, связанных с подачей топлива и т. д.

Нефть характеризуется не температурами кипения, температурными пределами начала и конца кипения и выходом отдельных фракций, перегоняющихся в определенных температурных интервалах. По результатам перегонки судят о фракционном составе. Определение температурных пределов кипения отдельных фракций нефти, а также определение процентного содержания этих фракций в составе нефти имеет большое значение для определения характеристик этой нефти.

Температура вспышки – это температура, при которой нефть, нагреваемая при определенных условиях, выделяет такой количество паров, которое образует с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени.

Температурой воспламенения называется та температура, при которой нагреваемый при определенных условиях нефтепродукт загорается и горит не менее 5 секунд.

При понижении температуры часть компонентов нефти становятся более вязкими и малоподвижными, растворенные углеводороды могут выделятся в виде кристаллов. Это весьма осложняет товарно-транспортные операции и эксплуатацию нефти при низких температурах. Эту температуру называют температурой застывания.

Нефть – основной источник сырья для нефтеперерабатывающих заводов (при получении моторных топлив, масел и каучука)

Из нефти в процессе переработки получают топливо (жидкое и газообразное), смазочные масла и консистентные смазки, растворители, индивидуальные УВ- этилен, пропилен, метан, ацетилен, бензол, толуол и др, твердые и полутвердые смеси Ув-ов (парафин, вазелин, церезин)нефтяные битумы, ТУ (сажа) и др.

Жидкое топливо подразделяют на моторные и котельное. Моторное делят на карбюраторное, реактивное и дизельное. Карбюраторное включает в себя авиационные и автомобильные бензины, а так же тракторное топливо – лигроины, керосины. Топливо для авиационных реактивных двигателей представляет собой фракции керосина различного состава или их смесь с бензиновыми фракциями. Дизельное топливо - керосин, соляровый дистиллят - используют для поршневых двигателей внутреннего сгорания с воспламенением от сжатия.

Котельное топливо - мазут и другие нефтяные остатки. Сжигается в топках пароходов, тепловых электростанций и т.д.

К газообразным относятся попутные газы и газы, получаемые при переработки нефти и нефтепродуктов.

Смазочные масла по областям применения можно разделить на группы: индустриальные – веретенное, машинное и др.; для двигателей внутреннего сгорания – авиационные; трансмиссионные, турбинные, компрессорные; для паровых машин – цилиндровые; масла спец назначения.

Индивидуальные УВ, получаемые в результате переработки нефти и нефтяных газов, служат сырьем для производства полимеров и продуктов органического синтеза.

Одним из главных продуктов переработки нефти является моторное топливо, которое включает авиационные и автомобильные бензины.

Важное свойство бензина - детонационная стойкость.

Детонация - ненормальный режим сгорания топлива в двигателе (часть топлива воспламеняется мгновенно и энергия расходуется бесполезно), проявляется стуком в двигателе и вызывает повышенный износ двигателя.

Детонационную характеристику бензина определяют в стандартном одноцилиндровом двигателе при переменном давлении и оценивают значением октанового числа. О.Ч. - условная единица измерения детонационной стойкости, численно равная процентному (по V-му) содержанию изооктана (2, 2, 4 триметилпентана) (о.ч.=100) в его смеси с н-гептаном (о.ч.=0), эквивалентной по детонационной стойкости испытуемому бензину в стандартных условиях испытания.

Со времени введения шкалы были найдены эталоны, превосходящие по детонационной стойкости изооктан, и сейчас октановая шкала расширена до 120.

В ряду алканов УЧ повышается по мере разветвления и понижается с возрастанием длины УВ цепи.

При одинаковом числе углеродных атомов наиболее высокие ОЧ у Аренов

Если взять углеводороды различных классов, но с одинаковым числом атомов углерода наиболее высокое ОЧ у аренов.

1. С₆Н₆ - 106,

2. Затем идут разветвленные изоалканы 2,2-диметилбутан:

ОЧ=89

3. Нафтены-циклоалкан

циклогексан, ОЧ=77

4. Гексен ОЧ=63

5. Самое низкое ОЧ у неразветвленных алканов (у н-гексана ОЧ=26).

Для повышения ОЧ осуществляют обработку в результате которой УВ бензина изомеризуется с образованием более благоприятных структур, а так же использует антидетонаторы - вещества которые добавляют к бензинам в количестве не больше 0,5 % для увеличения детонационной стойкости( тетраэтил- свинец ТЭС Рв(C₂H₅)₄ , ТМС, карбонилы переходных Ме). Антидетонаторы (ТМС) применяют в смеси с этилбромидом, дихлорэтаном, монохлорнафталином (этиловая ж-ть)- бензины этилированные (ядовитая жидкость). В настоящее время используются эфиры МТБЭ, МТАЭ. Для характеристики дизельных топлив используется цетановое число.

ЦЕТАНОВОЕ ЧИСЛО (Ц.Ч.) - также условная количественная характеристика самовоспламеняемости дизельных топлив в цилиндре двигателя. Ц.Ч. определяют, как и О.Ч., в строго контролируемых условиях; в качестве эталона применяют Цетан (гексадекан С₁₆Н₃₄), отсюда и название, а также а— метилнафталин, Цетановые числа которых приняты равными 100 и 0 соответственно. Устойчивость к самовоспламенению исследуемого топлива характеризуют составом смеси цетана и а— метилнафталина, эквивалентной по этому составу исследуемому топливу. Численно Ц.Ч. выражается процентным % (по объему V) содержанием Цетана в такой смеси. Чем выше Ц.Ч., тем быстрее воспламеняется дизельное топливо в двигателе, равномернее нарастает давление и мягче работает двигатель. Для повышения Ц.Ч. применяют присадки: органические перекиси, алкилнитраты.