63) Очистка нефтепродуктов

Очистка нефтепродуктов, удаление из нефтепродуктов (дистиллятов и остатков от перегонки нефти) нежелательных компонентов, отрицательно влияющих на эксплуатационные свойства топлив и масел. К таким компонентам относятся сернистые и азотистые соединения, асфальтово-смолистые вещества и др. В промышленности применяются химические, физико-химические и каталитические методы очистки.

Химическая очистка производится путём воздействия различных реагентов на удаляемые компоненты очищаемых продуктов. Наиболее простым способам является очистка 92—98%-ной серной кислотой и олеумом, применяемая для удаления непредельных и ароматических углеводородов, асфальтово-смолистых веществ, азотистых и сернистых соединений, и очистка щелочами (растворами едкого натра и кальцинированной соды) — для удаления некоторых кислородных соединений, сероводорода и меркаптанов. Для удаления сернистых соединений применяют плюмбит натрия и некоторые др. реагенты.

Физико-химическая очистка производится с помощью растворителей, избирательно удаляющих нежелательные компоненты из очищаемого продукта. Неполярные растворители (сжиженные газы — пропан и бутан) применяются для удаления из остатков после переработки нефти (гудронов и полугудронов) асфальтово-смолистых веществ, попициклических (тяжёлых) ароматических углеводородов (процесс деасфальтизации). Полярные растворители (фенол, фурфурол и др.) используются для удаления полициклических ароматических и нефтено-ароматических углеводородов с короткими боковыми цепями, непредельных углеводородов, сернистых и азотистых соединений, смолистых веществ из масляных дистиллятов и деасфальтизата. Кетоны в смеси с толуолом, хлорпроизводные углеводородов в смеси с бензолом и др. полярные и неполярные растворители и их смеси используются в процессе депарафинизации для удаления твёрдых углеводородов из рафинатов (продуктов селективной очистки масляных дистиллятов и остатков). Удаление твёрдых парафинов производится кристаллизацией их из растворов очищаемого продукта. Для очистки дизельных топлив, керосинов, тяжёлых бензинов и маловязких нефтяных масел применяют также карбамидную депарафинизацию, основанную на комплексообразовании нормальных парафиновых углеводородов с карбамидом (мочевиной).

При адсорбционной очистке из нефтепродуктов удаляются непредельные углеводороды, смолы, кислоты и др., а также полициклические ароматические и нафтеноароматические углеводороды. Адсорбционную очистку осуществляют при контактировании нагретого продукта с тонкодисперсными адсорбентами (контактная очистка) или фильтрацией продукта через зёрна адсорбента. Избирательная адсорбция при помощи молекулярных сит (цеолитов) позволяет выделить нормальные парафины из лёгких бензиновых и керосино-газойлевых фракций.

Каталитическая очистка. Гидрогенизация в мягких условиях (гидроочистка) применяется для удаления сернистых, азотистых и кислородных соединений, которые переходят в углеводороды и легко удаляемые соединения (сероводород, аммиак, воду). Гидрогенизация в жёстких условиях используется при депарафинизации масляного сырья. В этом случае происходит деструкция твёрдых углеводородов с образованием низкомолекулярных и низкозастывающих углеводородов. При жёстких режимах гидрирования можно также получать масла с высоким индексом вязкости.

В технологии О. н. широко применяется эффективная аппаратура, позволяющая использовать автоматизацию: экстракционные колонны, центробежные экстракторы, роторно-дисковые контакторы, вакуум-фильтры, инжекторные смесители и др.

Лит.: Технология переработки нефти и газа, ч. 3, М., 1967; Товарные нефтепродукты, их свойства и применение. Справочник, под редакцией Н. Г. Пучкова, М., 1971.

И. П. Лукашевич.

64) Уренгой — Сургут — Тобольск — Тюмень — Челябинск;

Уренгой — Помары — Ужгород

Уренгой – Новопсков

Уренгой – Грязовец

Уренгой – Петровск

Уренгой – Центр

65) Ямбург – Елец 1

Ямбург – Елец 2

Ямбург – Тула 1

Ямбург – Тула 2

Ямбург - Поволжье

66) «Северный поток» (англ. Nord Stream, ранее Северо-Европейский газопровод (СЕГ)) — газопровод между Россией и Германией по дну Балтийского моря, соглашение о строительстве которого было подписано в начале сентября 2005 в ходе визита российского президента Владимира Путина в Германию.

Согласно прогнозам, возрастет импорт природного газа в Евросоюз, от 312 млрд куб. метров в 2007 году к 512 млрд куб. м в год в 2030 году. Российские газовые месторождения способны обеспечить около четверти дополнительного импорта газа. Природный газ имеет самый низкий уровень выброса CO₂ из всех видов ископаемого топлива и успешно заменяет уголь, у которого уровень выброса на 50 % больше. Таким образом, увеличение поставок природного газа вписывается в концепцию европейской программы по борьбе с изменением климата, согласующейся с рамочной конвенцией ООН.

Трасса Nord Stream протяжённостью 1200 км пройдёт от Выборга (Ленинградская область) до Грайфсвальда (Германия). Ожидается, что это будет один из самых протяженных подводных газопроводов.

Характеристики проекта:

• Мощность газопровода должна составить 55 млрд м³ газа в год (2 нитки)^[3][4].

• Максимальная глубина моря в местах прохождения трубы — 210 м^[5].

Ресурсная база трубопровода — Южно-Русское месторождение с запасами около 800 млрд м³ и, как было объявлено в октябре 2006, на более поздней стадии — Штокмановское газовое месторождение с запасами 3,7 трлн м³.

Оператор морской части (1128 км) — Nord Stream AG (ранее носила название North European Gas Pipeline Company).

Суммарные инвестиции, необходимые для реализации проекта Nord Stream в двухниточном исполнении (строительство морского участка), составляют 7,4 млрд евро.

Согласно планам, первая нитка трубопровода должна вступить в строй в 2011 году.

67) Трубопроводная система ВСТО - "Восточная Сибирь - Тихий океан" - пожалуй, важнейший проект российского ТЭК в этом десятилетии. Она позволит покончить с зависимостью российских нефтяников от европейского рынка и диверсифицировать поставки за счет рынков Азиатско-Тихоокеанского региона. По прогнозам, именно страны Азии обеспечат в ближайшие годы основной прирост в мировом потреблении нефти.

Решение о строительстве ВСТО было принято в декабре 2004 года. Первая очередь нефтепровода (ВСТО-1), запущенная в коммерческую эксплуатацию 28 декабря 2009 года, построена по маршруту Тайшет (Иркутская область) - Усть-Кут (Иркутская область) - Ленск (Якутия) - Алдан (Якутия) - Сковородино (Амурская область). Длина "восточной трубы" - 2694 километра, проектная мощность - 30 миллионов тонн нефти в год. Половина этого объема будет направляться в Китай после того, как достроят "ветку" Сковородино - граница КНР. Всего Россия экспортировала в 2008 году 221,6 миллиона тонн "черного золота", таким образом, ВСТО увеличивает экспортный потенциал российской "нефтянки" на 13-14%.

Нефтепроводная система ВСТО является объектом трубопроводного транспорта нового поколения. Этот трубопровод должен прослужить на 20-25 лет дольше, чем другие существующие, несмотря на тяжелые климатические условия - для него были разработаны специальные трубы. Кроме того, при проектировании и строительстве особое внимание уделялось вопросам минимизации ущерба окружающей среде. С учетом минимизации всех рисков, прежде всего экологических, первоначальная трасса ВСТО-1 была перенесена севернее озера Байкал.

ВСТО важен не только для нефтяной отрасли России, но и для развития Дальнего Востока. Во-первых, вслед за экспортом нефти планируют наладить и ее глубокую переработку на месте, а это значит, что Приморье наконец-то получит в достаточном количестве произведенное на месте топливо и различные полимеры. Во-вторых, на объектах ВСТО создаются тысячи новых рабочих мест для дальневосточников. И, в третьих, благодаря масштабной стройке развивается инфраструктура региона - строятся новые дороги, ЛЭП, налаживается связь.

68) "Гранд Елена" и "Гранд Анива" - такие имена получили два первых в России гигантских танкера-газовоза, церемония наречения которых состоялась в японском порту Нагасаки на острове Кюсю. "Гранд Елена" и "Гранд Анива" были построены всего за полтора года на верфи японской компании "Мицубиси хэви индастриз" и предназначены для компании "Совкомфлот". Эти колоссальные суда длиной 277 м, шириной 49 м и высотой 72 м будут перевозить сжиженный природный газ (СПГ), производимый в рамках проекта "Сахалин-2", крупнейшим акционером которого выступает "Газпром". Зафрахтованы они оператором проекта - компанией "Сахалин энерджи".

За один рейс такой танкер перевозит 145 тыс. кубометров СПГ. Формально "Гранд Елена" поступит в состав "Совкомфлота" через несколько дней, а "Гранд Анива" - в декабре. Первый танкер назван в честь Елены Золотаревой, которая долгое время возглавляла московское представительство "Сахалин энерджи". Имя второго связано с заливом Анива, где эта компания возвела первый в России завод по производству СПГ.

В настоящее время на верфи "Мицуи инжиниринг энд шипбилдинг" строится третий танкер, оператором которого станет консорциум с участием Приморского морского пароходства. Судов такого типа в мире насчитывается около 220. Они строятся с учетом самых серьезных требований безопасности. СПГ перевозится в них при температуре минус 161 градус по Цельсию.

69) Ли́хтер (нидерл. lichter) — разновидность баржи, грузовое несамоходное безэкипажное однотрюмное морское судно с водонепроницаемым люковым закрытием, используемое для перевозки грузов с помощью буксирных судов и для беспричальных грузовых операций при погрузке или разгрузке на рейде глубокосидящих судов, которые не могут пройти в порт.

Изначально лихтер представлял собой палубное плоскодонное парусное судно для разгрузки или догрузки судов, вследствие мелководья пристани.

Та́нкер (англ. tanker) — морское или речное грузовое судно, предназначенное для перевозки наливных грузов. Корпус танкера представляет собой жесткий металлический каркас, к которому прикреплена металлическая обшивка. Корпус делится перегородками на ряд отсеков (танков), которые заполняются наливными грузами. Объём одного танка может составлять от 600 до 10 000 м³ и более для крупнотоннажных танкеров.

Наиболее распространены танкеры для перевозки нефти и нефтепродуктов, но танкеры используют для перевозки и других жидких грузов, в том числе пищевых продуктов (например, вина или питьевой воды).

70) Залежи нефти распространены на всей территории республики, но наиболее крупные и многочисленные из них сосредоточены в нескольких нефтегазоносных районах

• Туймазинско-Шкаповский (запад и юго-запад)

• Арланско-Кушнаренковский (Бирская седловина и часть Благовещенской впадины, северо-запад)

• Башкирский свод (север)

• Благовещенская впадина и юго-восток склона Южно-Татарского свода (центр, юг)

• район Предуральского прогиба (восток, юго-восток).

Туймазинское, Серафимовское, Шкаповское месторождения расположены в обширной приподнятой структурной зоне, простирающейся также на территорию соседних Татарстана и Оренбургскую область.

Арланское, Манчаровское и другие месторождения контролируются бортовыми зонами Актаныш-Чишминского прогиба Камско-Кинельской системы и связаны в основном с терригенной толщей нижнего карбона.

В районе Башкирского свода нефтяные месторождения развиты в его центральной части (Кушкульское). На северо-западном склоне и прилегающей части Верхне-Камской впадины сосредоточено более 20 месторождений (Орьебаш, Игровка, Бураево, Кузбаево, Четырман, Югамаш, Татышлы, Вояды и др.), приуроченные к рифам и структурам облекания бортовых зон Шалымского прогиба.

В районе Благовещенской впадины и юго-восточного склона Южно-Татарского свода месторождения контролируются грабенообразными прогибами и сопряженными с ними узкими валообразными зонами (Дёмское, Сатаевское, Раевское, Сергеевское).

В Предуральском прогибе небольшие, но многочисленные нефтяные, газовые и комбинированные месторождения контролируются рифовыми массивами, и линейными антиклиналями (Кинзябулатовская, Карлинская).

В разрезе платформенного чехла нефтяные залежи располагаются на нескольких возрастных уровнях

Большинство нефтяных месторождений — многоэтажные, составляющие их залежи размещены в пределах осредненного контура нефтеносности на разных стратиграфических уровнях. В платформенной части преобладают многопластовые месторождения. В пределах Предуральского прогиба — залежи в рифовых массивах и линейных складках кинзябулаговского типа установлена нефтеносность верхнедевонских карбонатных отложений (Табынское).

Все нефтяные залежи республики подразделяются на 4 генетических типа: структурные, литологические, стратиграфические, рифовые (массивные), причём резко преобладают залежи первого типа.

71) Нефтехранилище — искусственный резервуар для хранения нефти или продуктов ее переработки. По расположению различают резервуары наземные, полуподземные и подземные; по материалам, из которых они изготовляются, — металлические, железобетонные, а также подземные (сооружаемые в толще отложений каменной соли). В России распространены наземные металлические, полуподземные железобетонные резервуары, которые изготавливаются согласно ПБ 03-605-03.

Наземные резервуары выполняют, как правило, металлическими (сварными). По форме бывают цилиндрические (вертикальные, горизонтальные), сферические и каплевидные.

Стальные вертикальные цилиндрические резервуары низкого давления («атмосферного» типа) изготовляют с конусной кровлей, щитовой кровлей, сферическим покрытием. Резервуары с конусной кровлей изготовляются емкостью от 100 до 5000 м³ (РВС 100 м³ — РВС 5000 м³) и предназначаются для хранения нефти и нефтепродуктов плотностью 0,9–1,0 т/м³ и внутренним давлением в газовом пространстве резервуаров 27 кн/м². Емкость резервуаров с щитовой кровлей от 100 до 20000 м³, в них хранят нефтепродукты плотностью до 0,9 т/м³. Резервуары со сферическим покрытием крупнее по объему до 50000 м³ (РВС 50000 м³) и предназначены для хранения нефтепродуктов с плотностью до 0,9 т/м³. К резервуарам повышенного давления относятся вертикальные цилиндрические резервуары, в которых внутреннее давление в газовом пространстве от 27 до 93 кн/м². В стальных резервуарах специальных конструкций с плавающими стальными покрытиями, синтетическими понтонами, плавающей крышей, антикоррозионным покрытием и теплоизоляцией хранят светлые нефтепродукты.

Сферические резервуары применяются для хранения сжиженных газов и жидкостей. Для хранения газов под высоким давлением они сооружаются многослойными. В России строятся сферические резервуары емкостью от 300 до 4000 м³, рассчитанные на давление 0,25–1,8 Мн/см³ с внутренним диаметром от 9 до 20 м и толщиной стенки до 38 мм. Наибольшее распространение в нашей стране получили сферические резервуары емкостью 600 м³.

Полуподземные резервуары сооружают обычно из железобетона емкостью от 500 до 30000 м³. Конструктивно они выполняются цилиндрическими (монолитные или со сборными стенкой и кровлей) и прямоугольными со сборными стенками и покрытием, а также траншейного типа.

Для межсезонного хранения нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо, керосин) большое значение приобретают подземные емкости, сооружаемые в отложениях каменной соли на глубине от 100 м и ниже. Такие хранилища создаются путем размыва (выщелачивания) соли водой через скважины, которые используются впоследствии при эксплуатации хранилища. Максимальный объем подземной емкости в России - 150 тыс. м³. Освобождение хранилища от нефтепродуктов осуществляется закачкой насыщенного раствора соли.

72) Первый опыт хранения газа проведён в России при сборе светильного газа сухой перегонкой каменного угля на газовом заводе в середины 19 в. (1835 — Петербург, 1865 — Москва). Первыми получившими распространение хранилищами газа были газгольдеры низкого давления с переменным объёмом (США, 1895). Газ может храниться в естественном и сжиженном состоянии, а также в виде гидратов. Наибольшее значение с точки зрения снабжения газом объектов народного хозяйства имеет подземное хранение газа в естественном состоянии в природных ёмкостях (см. газовое хранилище), а также в газгольдерах низкого, среднего и высокого давления. Хранение сжиженных углеводородных газов (СУГ) осуществляется в резервуарах и подземных ёмкостях при газобензиновых и нефтеперерабатывающих заводах, установках стабилизации нефти, газоприёмораздаточных заводах и газонаполнительных станциях, для обеспечения нормальной эксплуатации трубопроводов СУГ, для регулирования сезонной неравномерности потребления газа и пиковых нагрузок и других целей. Выбор способа хранения СУГ и их смесей определяется их физико-химическими и термодинамическими свойствами. Хранение СУГ под высоким давлением осуществляется в стальных надземных, подземных или с засыпкой грунтом резервуарах, шахтных хранилищах и подземных ёмкостях, создаваемых в отложениях каменной соли (см. соляные хранилища). Резервуары под высокое давление имеют сравнительно небольшой объём (до 2000 м³) и являются весьма пожаро- и взрывоопасными, поэтому к ним предъявляются повышенные требования по технике безопасности. Перспективно хранение газа в сжиженном состоянии в подземных ёмкостях, создаваемых в отложениях каменной соли. Низкотемпературное (изотермическое) хранение СУГ производится в стальных или железобетонных теплоизолирующих резервуарах и подземных ледопородных ёмкостях. Низкотемпературные хранилища газа состоят из одного или несколько низконапорных резервуаров, в которых накапливается и хранится при избыточном давлении около 5000 Па сжиженный природный газ (температура около — 160°С) или сжиженные углеводородные газы (пропан при температуре — 42,1°С, H^-бутан — 0,6°С). Хранение газа в виде смесей углеводородов имеет преимущество при трубопроводном транспорте природного газа в виде смесей с тяжёлыми углеводородами (пропан, бутан) и хранении его в низкотемпературных резервуарах за счёт снижения давления насыщенных паров смесей. Трудносжижаемые газы могут храниться в растворённом (абсорбировнном) состоянии в других более легко сжижаемых газах либо в связанном (адсорбированном) виде в твёрдом адсорбенте. Хранение сжиженного природного газа (СПГ) осуществляется только в низкотемпературных (изотермических) резервуарах (см. сжижение природного газа). Трудности, возникающие при этом, вызваны низкой температурой хранения (для метана — 161,5°С при 0,1 МПа), малой теплотой испарения СПГ, относительно узким диапазоном температур, при которых они находятся в жидком состоянии, и др. Применение высококачественной теплоизоляции — непременное условие длительного и надёжного изотермического хранения СПГ. Перспективно хранение СУГ в виде твёрдых брикетов и в капсулах. Брикеты СУГ представляют собой ячеистую структуру из полимерных ячеек, заполненных сжиженным газом. Для предохранения от повреждений поверхность брикетов (массой 200, 400, 500 г) покрывают поливиниловой плёнкой. При капсулировании газа получают шарики диаметром около 5 мм, заполненные СУГ. Оболочка изготовляется из полиэтилена или желатина и составляет около 2% от массы капсулы. Возможно хранение газа в виде гидратов. Стабилизацию полученного гидрата обеспечивают путём выдержки его при рабочем давлении и температуре -10°С в течение суток. Плотность гидратов равна 0,9-1,1 г/см³, т.е. несколько превышает плотность льда (0,917 г/см³). Получение газа из гидрата достигается его нагреванием. Сопоставление технико-экономических показателей показывает, что хранение газа в истощённых месторождениях имеет наибольший диапазон применения по объёму (от 150 до 400 млн. м³) и максимальному суточному отбору, хранение газа в водоносных пластах наиболее эффективно при объёмах активного газа более 3 млрд. м³, хранение газа в соляных отложениях целесообразно при объёмах до 130 млн. м³ и средних значениях отбора газа, низкотемпературное хранение газа наилучшим образом используется в области больших отборов газа, т.е. для компенсации непродолжительных, но больших по амплитуде пиковых нагрузок потребления газа. Для хранения больших количеств СУГ целесообразно использование способа изотермического и подземного хранения газа. При изотермическом хранении газа расход металла снижается в 3-12 раз, т.к. один вид продукта в большинстве случаев помещается в одном крупном резервуаре (до 100-150 тысяч м³). Анализ опыта эксплуатации хранилищ СУГ большой и средней вместимости (5-50 тысяч м³) показывает, что изотермические хранилища по экономическим показателям уступают подземным хранилищам в соляных формациях, но превосходят хранилища под давлением и очень часто подземные шахтные хранилища, сооружаемые с помощью горных работ. Для хранения значительных объёмов СУГ (более 20 тысяч м³) наиболее эффективны подземные хранилища в отложениях каменной соли. Охрана окружающей среды при хранении газа заключается в организации санитарно-защитных зон вокруг хранилища газа. Выделяют 3 зоны санитарной охраны: вокруг насосных агрегатов, трубопроводов, нагнетательных коллекторов, поглощающих и эксплуатационных скважин, аварийных ёмкостей (около 30-50 м); по дальности распространения компонентов загрязнения в грунтовом потоке (порядка сотен м); по площади, отвечающей приведённому радиусу влияния каждого полигона (от несколько км до десятков км). В пределах этих зон должен быть обеспечен технический, гидрогеологический, гидрохимический, микробиологический и геофизический контроль, а также контроль за газовыделением.

73)хз

74) Газго́льдер (англ. gas-holder) — большой резервуар для хранения природного, биогаза, или сжиженного нефтяного газа. Различают газгольдеры переменного и постоянного объёма.