Добыча и переработка нефти

В мире ежегодно добывается более 4 млрд. тонн нефти в год, при добыче, транспортировке и переработке, теряется около 150 млн. тонн.

Основные источники загрязнения нефтью и нефтепродуктами следующие:

На предприятии НПЗ выпускают этилен, пропилен, пропан, бутан, бензол, толуол, ксилол и высшие парафины.

НПЗ имеет собственное хозяйство и на нем работают сторонние службы.

Собственное: производственные цеха, установки основного назначения, имеются также товарные цеха, и сырьевая база, где предусмотрено 7-ми дневное хранение нефти, складское помещение, где хранятся реагенты, ремонтно-механические цеха – сторонняя служба.

За пределами завода располагается очистные сооружения, эстакада для отгрузки и погрузки продукции и имеется ТЭЦ. В технологии включены первичные обессоливание и обезвоживание нефти. Дальше имеется термический крекинг, каталитический крекинг, гидроочистка, процессы где получают кокс, битум, и эти процессы протекают при температуры от -60 до +900 градусов.

Высокое давление и используют при получении полимеров. В процессе производства и используются всевозможные колонны, реактора, насосы, компрессоры, емкости, теплообменники, конденсаторы, кристаллизаторы, абсорберы, адсорберы, сушилки, отстойники, центрифуги, мешалки, дробилки и др. оборудование.

Все получаемые продукты и сырье передаются по трубопроводному транспорту.

На производстве также получают пластмассу и битумы, битум используют в дорожном покрытии.

Сажа используется в полиграфии, и на производстве получают также присадки к топ. Маслам.

Загрязнение ОС происходит на всех этапах технологического производства, при обычной работе, при авариях, и предаварийных ситуациях, при остановке процесса на ремонт, во время ремонтных работ и при выводе на режим послеремонтных работ.

Перед тем, как приступить к ремонту, аппарат выпаривают паром до тех пор, пока сконденсированный пар не будет чистым, и только тогда приступают к ремонту. В атмосферу поступают испарения сырой нефти, полученных продуктов, и испарения реагентов. Наблюдаются выбросы сернистых соединений нефти и продуктов сгорания топлива. Выбросы делятся на организованные и неорганизованные.

К организованным относится факел, домовые трубы печей, предохранительные клапана, т. е. организованные выбросы можно рассчитать по формулам. Неорганизованные возникают из-за неплотности оборудования, с очистных сооружений, при дыхании аппаратуры, При существующей аппаратуры и герметичности, потери нефти составляют 1.1% от переработки нефти.

Загрязнения почвы в УФЕ наблюдаются в радиусе 10 км от НПЗ, наиболее сильное до 3-х км, глубина до 80 см. Загрязнение почв происходит:

3. Загрязняют кислые гудроны, отработанные катализаторы с ценными металлами

Http://helpiks. org/4-74406.html

В стратегии производственной деятельности ОАО «Газпром» придерживается принципа добычи такого объема газа, который обеспечен спросом. При наличии платежеспособного спроса российских потребителей и благоприятных условий на внешних рынках к 2020 г. добыча «Газпрома» может составить 650-670 млрд куб. м.

Стратегическими регионами добычи газа на долгосрочную перспективу являются полуостров Ямал, Восточная Сибирь и Дальний Восток, континентальный шельф России.

В основе стратегии «Газпрома» в освоении перспективных месторождений лежит экономическая эффективность, определяемая синхронным развитием мощностей по добыче газа и возможностей его транспортировки, комплексной переработки и хранения.

Распределение обьемов добычи углеводородов по регионам Российской Федерации

Развитие нефтяного бизнеса является одной из стратегических задач «Газпрома». Основу нефтедобычи в Группе «Газпром» сК 2020 году «Газпром нефть» намерена увеличить объемы добычи нефти до 100 млн тонн нефтяного эквивалента в год с учетом показателей дочерних обществ и доли в ассоциированных компаниях. оставляет ОАО «Газпром нефть».

План выхода на уровень добычи 2020 года предусматривает поэтапное вовлечение в эксплуатацию всех разведанных месторождений ОАО «Газпром нефть», расширение ресурсной базы за счет ввода в эксплуатацию нефтяных месторождений, находящихся на балансе других компаний Группы. Также предполагается расширение портфеля активов за счет приобретения участков нераспределенного фонда и покупки активов.

Переработку газа в рамках Группы «Газпром» осуществляют Астраханский, Оренбургский и Сосногорский газоперерабатывающие заводы, Оренбургский гелиевый завод, Сургутский завод по стабилизации конденсата и Уренгойский завод по подготовке конденсата к транспортировке. В 2014 году планируется завершить разработку «Обоснования инвестиций в создание газоперерабатывающих и газохимических комплексов на базе ценных компонентов газа валанжинских залежей северных районов Тюменской области» (проект «ТрансВалГаз»). Отдельное внимание «Газпром» уделяет вопросу создания новых центров газопереработки и газохимии на базеМесторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, включая извлечение, хранение и транспортировку гелия. В октябре 2012 года принято инвестиционное решение по «Обоснованию инвестиций в обустройство Чаяндинского месторождения, транспорт и переработку газа», предусматривающее создание в Белогорске мощностей по газопереработке и производству гелия. Формирование центра газодобычи в Республике Саха (Якутия) на базе Чаяндинского месторождения станет началом масштабного развития газопереработки на Востоке России. Кроме того, эта работа создаст необходимые условия для инвестирования профильными компаниями в строительство газохимических производств.

Кроме того, в 2013 году завершится подготовка «Обоснования инвестиций комплексного проекта газоснабжения южных регионов Иркутской области, в том числе создания газоперерабатывающих, газохимических мощностей». В рамках подготовки этого документа рассматривается возможность создания Саянского газоперерабатывающего завода.

Переработка сырой нефти осуществляется на предприятиях компании «Газпром нефть». Основным перерабатывающим предприятием «Газпром нефти» является Омский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) — один из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России и один из крупнейших в мире. Его установленная мощность превышает 20 млн т нефти в год.

«Газпром нефть» имеет доступ к мощностям ОАО « Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» в соответствии с долей участия в капитале ОАО «НК „Славнефть“». В 2013 году нефтеперерабатывающие заводы «Газпром нефти» переходят на выпуск нефтепродуктов стандартов «Евро-4» и «Евро-5». В 2012 году дочерняя компания «Газпрома» — ООО «Газпром переработка» — увеличила долю участия в ОАО «Газпром нефтехим Салават» до 97,8%. «Газпром нефтехим Салават» обеспечивает полный цикл переработки углеводородного сырья, нефтехимии, производства минеральных удобрений. Перечень выпускаемой продукции включает свыше 140 наименований, в том числе: бензины, дизельное топливо, керосин, другие нефтепродукты, сжиженные газы, бутиловые спирты, пластификаторы, полиэтилен, полистирол, аммиак, карбамид и другие. Предприятия, входящие в состав ОАО «Газпром нефтехим Салават», связаны сырьевыми, транспортными и продуктовыми потоками с газодобывающими и газоперерабатывающими дочерними обществами «Газпрома».

Http://studwood. ru/1305586/ekonomika/dobycha_pererabotka_nefti_gaza

Нефть в России в начале XX века добывалась главным образом в районе города Баку и на Северном Кавказе (Грозный, Майкоп). Эксплуатация месторождений конкурирующими фирмами велась хищническим путем, а хранение нефти в открытых ямах-амбарах вело к большим потерям и частым пожарам.

В то время добыча нефти велась двумя методами: фонтанным и с помощи желонки. Желонка – это длинное ведро малого диаметра с открывающимся внутри донным клапаном, свободно проходящее в скважину. При подъеме желонки клапан плотно закрывал вход, и порция нефти поднималась на поверхность. В 1913 г. таким способом в России было добыто 95% всей нефти.

В начале при перегонке нефти применение находил только керосин (фотоген). Однако при этом получали два побочных продукта: один из них – более легкая фракция нефти получил название «бензин» (от арабского «любензави» – горючее вещество), а другой – густая грязно-черная жидкость, получаемая в остатке и названная «мазут» (от арабского – отброс). Долгое время они оставались ненужными продуктами.

В 1866 г. А. И. Шпатаковский изобрел первую форсунку для сжигания мазута. В результате чего мазут начал применяться в топках как топливо. Затем из мазута стали вырабатывать смазочные масла. Позже выдающийся русский инженер В. Г. Шухов форсунку значительно усовершенствовал. В этой форсунке мазут вытекает по узкому каналу и распыляется водяным паром в мельчайшую пыль. Распыленный мазут в топке испаряется, хорошо смешивается с воздухом и полностью сгорает. Распыление жидких топлив при помощи пара оказалось очень эффективным, такие форсунки используются в наше время наряду с воздушными и механическими.

По предложению Д. И. Менделеева в 1887 г. на нефтяное топливо были переведены первые суда морского флота – миноносцы «Сова» и «Лука», в Первую мировую войну – английский военный флот. Это на треть повысило боевую мощь английского флота.

Сжигание мазута в топках – это не лучшее его применение. При консультации Д. И. Менделеева около Ярославля строится первый завод по получению смазочных масел из мазута (1879 г.). В 1890 г. В. Г. Шухов предложил способ расщепления тяжелых углеродов мазута с целью получения светлых нефтепродуктов. В 1891 г. В. Г. Шухов и С. Гаврилов изобрели способ получения легких углеводородов расщеплением тяжелых углеводородов при высоких температуре и давлении. Этот способ получил название «термический крекинг» (от англ. крекинг – расщепление) и успешно применяется в наше время. В 1926 г.

В. Г. Шуховым в содружестве с инженером М. А. Капелюшниковым, изобретателем турбобура, была создана крекинговая установка.

Чтобы промышленность развивалась успешно, нужна не только совершенная техника, но и талантливые организаторы производства. Расцвет российской нефтяной индустрии начался с появлением на промыслах в Баку братьев Нобель. А началось всё с неудачной поездки одного из братьев, Роберта, на Кавказ в поисках орехового дерева для ружейных прикладов. Подходящего товара он не нашел, но, возвращаясь в Петербург, заехал в Баку и загорелся новой идеей…

Семья шведских изобретателей и предпринимателей Нобель к тому времени была хорошо известна в России. Эммануэль Нобель (1801–1872 гг.), инженер и промышленник, с тремя малолетними сыновьями – Робертом (1829–

1896 гг.), Людвигом (1831–1888 гг.) и Альфредом (1833–1896 гг.) переехал на жительство в Россию в начале сороковых годов девятнадцатого столетия по приглашению великого князя Михаила Павловича, брата императора Николая I. Великий князь по достоинству оценил подводные мины, изобретенные Нобелем. Российское правительство вручило шведскому инженеру 25 тысяч рублей золотом и предложило наладить производства этого оружия в Петербурге. Эммануэль Нобель обосновал здесь механический завод.

В 1859 году семья Нобель вернулась на Родину. Только Людвиг, средний сын Эммануэля, решил остаться и открыть собственное литейно-механическое дело. Его начинанию сопутствовал успех. Вскоре Людвигу понадобился надежный помощник, и он уговорил брата Роберта снова переехать в Петербург.

Такова предыстория возникновения в 1879 году знаменитого «Товарищества братьев Нобель», совершившего в нефтяной индустрии России революцию. В создании товарищества вместе с Людвигом и Робертом участвовал и третий брат – Альфред Нобель, изобретатель динамита и учредитель Нобелевской премии, ставшей самой престижной наградой ХХ века, а также их друг детства Петр Бильдерлинг.

Необычность подхода к делу проявилась уже на первых этапах организации работ. Как правило, забота новоиспеченного владельца нефтяного поля – максимально быстро получить прибыль, а значит, нужно качать нефть из недр, извлечь ее как можно больше и продать в кратчайший срок. Нобели поступили по-иному. Их интересовали не количественные показатели, а качество конечного продукта, которым тогда был керосин. Братья приобрели вместе с промыслами небольшой керосиновый завод и вложили в его реконструкцию дополнительные деньги. В итоге керосин получился такой высокой степени очистки, что превзошел по качеству американский, наиболее популярный тогда на российском рынке. Затраты на создание принципиально новой системы непрерывной перегонки нефти вскоре полностью окупились. В честной конкурентной борьбе Нобели одержали верх над Дж. Рокфеллером, американским нефтяным королем, и вынудили его искать новые рынки сбыта продукции.

Но керосин, сколь бы хорош он ни был, нужно ещё доставить потребителю. И Нобели начинают создавать по всей стране перевалочные базы и складские помещения. Едва развернув своё дело, имея в Баку лишь восемь маломощных скважин да небольшой нефтеперегонный завод, они уже тогда думали о завтрашнем дне. В Царицыне (Волгоград) был построен современный складской комплекс. Здесь керосин, доставлявшийся баржами по морю и по Волге, перегружали в громадные резервуары и затем развозили по железной дороге.

Средства транспортировки нефтепродуктов – ещё одна постоянная забота. Первое в мире нефтеналивное металлическое судно «Зороастр», первые в России железнодорожные вагоны-цистерны, металлические баржи, первый нефтепровод – всё это результат цивилизованного хозяйствования товарищества. Тогда же появились и металлические резервуары для хранения нефтепродуктов (спроектированы известным инженером В. Г. Шуховым). Это было удобно и экономически выгодно, поскольку ранее нефть заливали в деревянные бочки и оставляли в земляных ямах, что вело к её потерям и загрязнению окружающей среды.

На нобелевских промыслах (опять же впервые) стали использовать попутные нефтяные газы: их сжигали в топках паровых машин. Позднее, по мере развития техники, на скважинах появились газовые и нефтяные двигатели. Первые электродвигатели и эффективные методы борьбы с нефтяными выбросами из скважин – тоже достижения «Товарищества братьев Нобель».

Эммануэль Людвигович Нобель (1859–1932 гг.), ставший после смерти отца руководителем товарищества, наладил на Петербургском механическом заводе массовое производство дизельных моторов и, опережая время, оснастил ими свой нефтеналивной флот. Именно он предложил называть суда с дизельным двигателем теплоходами.

Недалеко от шоссе Энтузиастов в Москве, в проезде завода «Серп и Молот», именовавшемся раньше Проломным проездом, до революции располагались склады Московского отделения Товарищества. В 1994 году, в день 115-летия учреждения «Товарищества братьев Нобель», в соответствии с постановлением правительства Москвы там был установлен памятный знак. Потомки с благодарностью вспоминают об огромном вкладе семейства Нобель в экономику России.

Эти примеры показывают, что нефтяная промышленность развивалась не только за счет увеличения объемов добычи нефти, но и за счет более полной её переработки. На протяжении почти всего XIX века целью перегонки нефти было в основном получение керосина, и около 100 лет бензин оставался опасным и ненужным продуктом. Его качество и выход зависели от природы нефти, технологии её перегонки и других факторов. Основными характеристиками товарного керосина были удельный вес (0,79…0,85 т/м 3 ), температурный интервал кипения (170… 320 о С) и цвет. Поскольку выход керосиновой фракции был относительно невелик (из бакинской нефти он составлял 25…30 %), нефтепромышленники пытались получить дополнительные объёмы жидкости, похожей на керосин по удельному весу, смешивая при этом легкие и тяжелые фракции. Такой продукт при употреблении в лампах часто взрывался. Поэтому годность керосина для безопасного освещения стали определять по температуре вспышки (то есть воспламенения паров над поверхностью жидкости) и температуре воспламенения (то есть возгорания жидкости). Изобретение двигателя внутреннего сгорания положило начало промышленному использованию бензина.

Г. Форд построил первые автомобили с карбюраторным двигателем. Топливо в карбюраторе распыляется, перемешивается вместе с воздухом, после чего подается в цилиндры. Карбюраторный двигатель – двигатель внутреннего сгорания, в котором горючая смесь готовится карбюратором вне камеры сгорания (то есть двигатель с внешним смесеобразованием) и воспламеняется в камере сгорания свечой зажигания. Свеча зажигания – прибор для воспламенения горючей смеси при помощи искры (электрод с напряжением 10–30 кВ). Если в мире в 1886 г. было 4 автомобиля, то к 1940 г. их число возросло до 10 млн.

Развитие сначала автомобильной промышленности, несколько позже – морского и речного флота, а затем – авиации оказало влияние на рост потребления нефти.

Накануне Первой мировой войны в 1914 году 30 % военного флота Великобритании использовало нефтяное топливо. Во время войны кайзеровская Германия оказалась отрезанной от нефтяных промыслов. Дефицит нефти послужил одной из причин поражения войск Кайзера. Германия учла это при подготовке ко Второй мировой войне и прежде всего постаралась обеспечить себя запасами жидкого топлива. Перед нападением на СССР Германия захватила Румынию с её богатыми нефтяными промыслами, а во время войны стремилась овладеть нефтью Кавказа. Гитлеровцы смогли захватить только часть нефтяных промыслов Кавказа, но восстановить скважины, разрушенные перед отступлением нашими войсками, и получить кавказскую нефть им не удалось.

Http://studopedia. su/9_25199_kratkaya-istoriya-dobichi-i-pererabotki-nefti. html

Нефть в наше время – крайне ценный природный ресурс. Сейчас она является главным источником энергии на планете. Но ее утечки при добыче, транспортировке по трубам и в танкерах морским путем, переработке на нефтехимических предприятиях ведут к серьезным экологическим проблемам на земле, в воде и в воздухе.

Наряду с каменным углем и природным газом нефть является ископаемым энергетическим ресурсом. Это продукт разложения останков животных и остатков растений, живших миллионы лет назад в океанах и оседавших на его дно. Эти продукты распада постепенно покрывались слоем ила и песка, который в свою очередь со временем превращался в твердую горную породу. Под воздействием давления веса горных пород и тепла от жизнедеятельности бактерий биологические отходы преобразовались в нефть и сопутствующий ей природный газ. Глубоко под землей нефть заполняла пустоты между слоями горных пород и напитывала их как вода поролоновую губку.

Нефтедобывающие компании постоянно веду поиски новых месторождений нефти на морских шельфах или в местах, где раньше было дно древнего океана. Там где предполагается наличие нефти производят пробное бурение. Над будущей скважиной устанавливают буровую вышку с мощным дизельным двигателем, вращающим громадные коловороты с прочным буром (наконечником) на конце. Рабочий край бура снабжен стальными, а иногда даже алмазными наконечниками. Стенки скважины постоянно укрепляют внедрением в нее труб выдерживающих высокое давление. По ним же в процессе бурения вниз подается вода охлаждающая бур. Когда нефть найдена, она под собственным давлением через трубы вырывается на поверхность в виде фонтана. И отверстие в почве приобретает статус нефтяной скважины.

Если нефтяное месторождение найдено на дне моря, то вышку устанавливают на специальной плавучей (если глубоко), а чаще стоящей на сваях платформе. Сваи забиваются в грунт специальным оборудованием. Для добычи природного газа строятся аналогичные платформы.

Поступающая из скважины нефть называется сырой. На трубу скважины устанавливаются распределительные клапаны с приборами, измеряющими расход нефти и она по трубам нефтепровода, в цистернах нефтевозов или танках танкеров поступает для переработки на нефтеперегонное предприятие.

Сопутствующий нефти природный газ проходит обработку на месте добычи, по трубопроводу поступает к потребителям или перевозится в сжиженном состоянии по морю на газотранспортных танкерах.

На нефтеперегонном комбинате сырая нефть проходит процесс разделения на несколько субстанций. Первый этап – фракционная перегонка. Она происходит в дистилляционной колонне большой высоты. Сырая нефть нагревается до закипания и превращения в пар ее жидкой фракции. Поднимаясь вверх, пар охлаждается и вновь переходит в жидкое состояние, но при разных температурах. Что позволяет разные жидкие фракции отводить из колонны на разных высотных уровнях. Самые густые жидкости проходят переработку в специальных крекинговых установках. Таким способом производится бензин и смазочные легкие масла.

Ученые утверждают, что мировых запасов нефти человечеству хватит не более чем лет на 60. А что будет дальше?

Http://sait-sovetov. net/stati-raznoe/neft-dobycha-i-pererabotka-246.php

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Жидкое горючее полезное ископаемое. Залегает обычно в пористых и трещиноватых геологичных породах (песчаниках, мергелях, известняках) в основном на глубине 1,2 – 2 км и более. Маслянистая жидкость от светло-коричневого до темно-бурого цвета со специфическим запахом. Различают Нефть легкую (0,65-0,83 г/см 3 )) среднюю (0,83-0,86 г/см 3 ), тяжелую (0,86-1,05 г/см 3 ). Температура кипения выше 28 о С, застывания от +26 до -60 о С. Теплота сгорания 43,7-46,2 МДж/кг. Нефть сложная смесь углеводородов, главным образом парафиновых и нафтеновых, в меньшей степени ароматических. Углеводородный состав нефти различных нефтяных месторождений колеблется в широких пределах.

Признаки нефти на современной территории республики были обнаружены еще в 18 в. В 1753 баш. старшина Надыр Уразметов, его сын Юсуп Надыров, их компаньоны Асля и Хозя Мозяковы из д. Надыровка (бывш. Уфим. у.) заявили о том, что “по Соке реке по обе стороны выше Сергеевска городка вверх. подле горы Сарт-Ата, при которой маленькое озеро и в том озере имеется нефть черная. . повыше той речки Козловки земля, на которой удобно построить нефтяной завод”. На сохранившейся самой древней карте Урало-Волжского нефт. р-на нанесены пункты нефтедобычи и з-да Уразметовых. В 1760 поступили сообщения от уфим. купца Санеева и баш. старшины Якшембетова об открытии нефт. м-ний на р. Инзер. Через 3 года о Н. на той же реке сообщили баш. старшины Урманчи Минглибаев и Якшимбет Урасов. П. С.Паллас, посетив места, указанные в прошении Надыра Уразметова, писал, что башкиры употребляли “. смолистую воду не только для полоскания и питья во время молочницы во рту и чириев в горле, но и рачительно собирали самую нефть”. И. И.Лепехин, осмотрев места, указанные башкирами, обнаружил “небольшой ключик, состоящий из горной нефти”, а также “густой асфальт, истекающий в р. Белую”. нефть геолог ископаемое нефтепереработка

Во 2-й пол. 19 в. самарский помещик И. Я.Малакиенко и американский промышленник Л. Шандор бурили скважины и строили шахты по берегам Волги, Сока и Шешмы на территории нынешней Самарской обл., а Никеров и Попов – в р-не д. Нижне-Буранчино в Башкирии. Однако эти поиски велись без учета геол. строения р-нов и закончились полной неудачей. В кон. 19 в. частные предприниматели арендовали земли для поисков Н. вблизи дд. Кусяпкулово, Ишимбаево, Нижне-Буранчино. Стерлитамакский городской голова А. Ф.Дубинин в 1900 обратился в Горный департамент с просьбой рассмотреть вопрос “о возможности поставки за счет казны разведок на Н. в р-не д. Ишимбаево”. В 1901, после проверки результатов разведочных работ возле д. Нижне-Буранчино, геолог А. А.Краснопольский пришел к выводу “о невозможности глубоким бурением получить в Нижне-Буранчино нефтяной фонтан”. В 1911-14 промышленник А. И.Срослов арендовал земли от д. Ишимбаево до д. Кусяпкулово с целью разведки нефт. залежей. Заложенная им шахта глуб. 12,7 м пересекла 2 слоя насыщенных Н. пород. Однако в 1916 геолог А. П.Замятин, осмотревший р-н д. Ишимбаево, подтвердил вывод Краснопольского о полной бесполезности поисков Н. в этом р-не. В 1910-14 нек-рые р-ны Урало-Поволжья были объектом пристального внимания нефт. фирмы “Нобель”. Представители фирмы объезжали р-ны и заключали договора с крестьянскими сел. обществами о запрещении ими каких бы то ни было геол. и горн. работ на их землях. И. М.Губкин пришел к убеждению, что на склонах Уральского хр. есть залежи нефти. Его прогноз подтвердил – нефт. фонтан из скважин, пробуренных на калийную соль в р-не Верхне-Чусовских городков Пермской обл. в апр. 1929. В р-н д. Ишимбаево была организована эксп. под рук. А. А.Блохина для изучения геол. строения р-на. В авг. 1931 были получены первые нефтепроявления, а 16 мая 1932 из скв. 702 ударил фонтан, выбросивший на поверхность в теч. 4 ч. ок. 50 т нефти. В 1933 геол. партия под рук. геолога К. Р.Чепикова проводила съемочные работы в Туймазинском р-не, была выявлена обширная антиклинальная структура, названная “Муллинской”. Чепиков указывал, что эта структура является наиб. отчетливой для вост. периферии Сокского р-на. В 1936 на этой пл. были заложены 3 глубокие скважины, одна из к-рых в 1937 вскрыла нефтенасыщенные песчаники визейского яруса нижнекам.-уг. возраста. В 1939 пром. приток Н. был получен из нижележащих известняков турнейского яруса ниж. карбона. В дек. 1937 вблизи южн. склона вост. массива в Ишимбаево была заложена разведочная скважина, назначение к-рой состояло в том, чтобы закончить оконтуривание вост. массива. В янв. 1938 скважина показала наличие подъема поверхности артинских известняков, принадлежащего новому нефтеносному массиву, получившему назв. “Южный”. В мае 1937 в Туймазинском р-не респ. была обнаружена Н. на глуб. 1150 м в более древних отложениях (низ кам.-уг. системы), чем в Ишимбаево (сакмарский ярус и артинский ярус перми). Добыча Н. из залежей нижнекам.-уг. возраста на м-нии составляла ок. 250 т/сутки. Значит. ее ч. сжигалась в котельных на буровых. В 1938 геологом И. В.Бочковым была предпринята попытка бурения на глуб. отложений девонского периода. Однако при забое 1500 м бурение было прекращено, хотя для вскрытия огромных по запасам залежей девонской нефти оставалось пробурить всего 150 м. Большой вклад в открытие девонской Н. внес М. В.Мальцев. В 1943 была заложена скважина – 100, открывшая в сент. 1944 залежи в песчаных пластах Д-I и Д-II Туймазинского м-ния. Открытие девонской Н. коренным образом изменило перспективу не только Туймазинского м-ния, но и всей вост. окраины европейской ч. страны. Был резко увеличен объем глубокого поисково-разведочного бурения на нефть и газ. Открыли м-ния: Бавлинское (1946), Серафимовское (1949), Шкаповское (1953), Арланское (1955) и т. д. Всего в респ. открыто ок. 200 нефт. и 10 газовых м-ний. Добыча Н. ведется в 27 р-нах респ., достигла максимума в 1967 – 47,8 млн. т. (см. Нефтегазодобывающая промышленность). Пробурено ок. 40 тыс. скважин разл. глуб. (до 5112 м) и назначения. В связи с выработкой запасов осн. высокопродуктивных м-ний добыча нефти и газа постепенно снижается (16,5 млн. т в 1995). Большой вклад в открытие м-ний внесли геологи Блохин, Р. С.Билалов, А. Я.Виссарионова, Мальцев, Т. М.Золоев, Н. И.Мешалкин, Ф. С.Куликов, А. А.Трофимук, К. Р.Тимергазин, Г. П.Ованесов, Н. И.Ключников, Н. Н.Лисовский, К. С.Баймухаметов, геофизики Н. К.Юнусов, С. Н.Миролюбов; буровики Ф. Г.Ефремов, С. И.Кувыкин и др.

Совр. высокопроизводительные нефтегазоперерабат. произ-ва оснащены кр. и сложными по конструкции аппаратами и машинами, способными функционировать в условиях низких т-р, глубокого вакуума и высоких давлений (до 20 Мпa при гидрокрекинге нефт. сырья) и часто в агрессивных средах. Пром. переработка нефти на совр. НПЗ осуществляется путем сложной многоступенчатой физ. и хим. переработки на отд. или комбинированных технолог. установках, предназначенных для получения большого ассортимента нефтепродуктов. Перед переработкой поступающая с промыслов нефть с содержанием солей 100-700 мг/л и воды менее 1% масс. подвергается на НПЗ глубокой очистке от солей до содержания менее 3 мг/л и от воды до менее 0,1% масс. на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Технолог. процессы НПЗ подразделяются на физ. (т. н. первичные) и хим. (вторичные). Физическими процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) или удаление из фракций или остатков нефти нежелательных групповых хим. компонентов. В химических процессах переработка нефт. сырья осуществляется путем хим. превращений с получением новых продуктов. Хим. процессы на совр. НПЗ подразделяются: 1) по способу активации хим. реакций – на термич. и каталитич.;2) по типу протекающих в них хим. превращений – на деструктивные, гидрогенизац. и окислительные. Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ) является атмосферная перегонка, на к-рой отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырье для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются облагораживанию (гидроочистке от гетероатомных соед.), а бензины – каталитич. риформингу с целью повышения их качества или получения индивид. ароматич. углеводородов-сырья нефтехимии: бензола, толуола, ксилолов и др. Из мазута путем вакуумной перегонки получают широкую фракцию (350-500 о С) вакуумного газойля – сырья для последующей переработки на установках каталитич. крекинга или гидрокрекинга с получением компонентов моторных топлив, узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др.). Остаток вакуумной перегонки – гудрон – служит при необходимости для остаточных масел или как сырье для глубокой переработки с получением дополнит. кол-ва моторных топлив, нефт. кокса, дорожного и строит. битума или же в качестве компонента котельного топлива. Из хим. процессов наиб. распространение получили гидроочистка, риформинг и каталитич. крекинг. Гидроочистка используется для повышения качества моторных топлив путем удаления (гидрогенолиза) сернистых, азотистых и кислородных соед. и гидрирования олефинов сырья в среде водорода на алюмокобальт – или никельмолибденовых катализаторах (при т-ре 300-400 о С и давлении 2-4 Мпа). В процессе каталитич. риформинга, проводимого при т-ре 500 о С, давлении 1-4 Мпа в среде водорода на алюмоплатиновом катализаторе, осуществляются преим. хим. превращения нафтеновых и парафиновых углеводородов в аромат., в результате существенно повышается октановое число (достигая до 100 пунктов) продукта. Каталитич. крекинг, проводимый при т-рах 500-550 о С без давления на цеолитсодержащих катализаторах, является наиб. эффективным, углубляющим нефтепереработку процессом, поскольку позволяет из высококипящих фракций мазута (вакуумного газойля) получить до 40-60% высокооктанового компонента автобензина, 10-25% жирного газа, используемого, в свою очередь, на установках алкилирования или произ-вах эфиров для получения высокооктановых компонентов авиа – или автобензинов.

Вклад в разработку теор. основ, совершенствование и техн. перевооружение технолог. процессов и аппаратов, создание и внедрение высокоинтенсивных ресурсо – и энергосберегающих технологий, активных и селективных катализаторов, в решение проблем углубления переработки нефти и оптимизации качества нефтепродуктов внесли ученые Уфим. гос. нефтяного технического университета, Баш. н.-и. института проблем нефтепереработки и НПЗ республики. В нач. развития нефтехимпереработки Башкортостана (50-60-е гг.) комплексные иссл. по разл. аспектам теории и технологии термодеструктивных процессов глубокой переработки нефти (термич. крекинга и коксования) проводились А. Ф.Красюковым, М. Е.Левинтером и З. И.Сюняевым. В последующие годы н.-и. работы по проблеме углубления нефтепереработки продолжили Р. Н.Гимаев, С. А.Ахметов, Ю. М.Абызгильдин, Г. Г.Валявин и М. М.Ахметов. Иссл. по разработке новых сортов и рациональному использованию нефтепродуктов проводились Сюняевым, П. Л.Ольковым и Л. В.Долматовым. Вклад в разработку теории и в совершенствование технологии каталитич. процессов и катализаторов нефтепереработки внесли Р. М.Масагутов, Левинтер, Ж. Ф.Галимов, М. А.Танатаров, Н. Х.Валитов и А. Ф.Ахметов. На основании многолетних иссл. Б. К.Марушкиным, А. А.Кондратьевым, М. З.Максименко, К. Ф.Богатых были разработаны и внедрены в нефтегазопереработку респ. и страны ресурсо – и энергосберегающие процессы ректификации и экстракции, а также эффективные контактные устройства массообменных процессов. По внедрению достижений науки в произ-во и техн. перевооружению технолог. процессов нефтегазопереработки значительный вклад внесли производственники-нефтепереработчики Д. Ф.Варфоломеев, Г. Г.Теляшев, И. В.Егоров, Р. М.Усманов и А. Ф.Махов.

Http://allbest. ru/otherreferats/geology/00248560_0.html

Тема представленной работы «НЕФТЬ ЕЕ ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА». Работа содержит презентацию. Содержание соответствует теме. Тема раскрыта полностью. Автор раскрывает гипотезы происхождения нефти. Состав нефти и продукты ее переработки. . Нефть – ценное химическое сырье

НЕФТЬ ЕЕ ДОБЫЧА И ПЕРЕРАБОТКА Выполнил ученик 10 «б» класса МОУ СОШ № 2 Белихин Дмитрий.

Нефть – горючая маслянистая жидкость красно – коричневого цвета, иногда почти черного цвета

Физические свойства Имеет специфический запах. Легко воспламеняется. Растворима в органических растворителях. Не растворима в воде.

ПРИМЕРНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ В САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ Показатели % содержание Характеристика нефти I. Групповой углеводородный состав. Компоненты дистилатной части нефти. Нефть пласта смешанного типа. Ароматические углеводороды 16,86-17,99 Нафтеновые 23,21-46,08 Метановые 37,06-58,80 II. Производственно-товарные свойства. Содержание серы 0,46 малосернистая Парафины (твёрдые) 2,83 парафинистая Смолы 4,73 малосмолистая

Нефть Нефть – важнейшее полезное ископаемое, настоящая кладовая природы. Сырая нефть – природная легко воспламеняющаяся жидкость, которая находится в глубоких осадочных отложениях и хорошо известна благодаря ее использованию в качестве топлива и сырья для химического производства. Сырая нефть

Нефть добывают и используют с 6-го тысячелетия до н. э. Наиболее древние промыслы известны на берегах Евфрата, в Керчи, в китайской провинции Сычуань. Упоминания о нефти встречаются в трудах древних историков и географов (Геродота, Плутарха, Плиния Старшего). Но лишь в  столетии нефть стала основным сырьем для производства топлива и множества органических соединений.

Происхождение нефти Нефть постепенно образовывалась из останков низших животных и растений в толще различных по возрасту осадочных пород. Накопление органического материала для будущей нефти происходило в прибрежной полосе, в зоне борьбы между сушей и морем. Д. И. Менделеев выдвигал теорию неорганического происхождения – образование нефти на основе карбидов металлов. Al 4 C 3 + 6H 2 O  3CH 4 + 4Al(OH) 3 Однако в дальнейшем эта теория не получила признания среди химиков.

Химический состав Нефть – смесь более 1000 разных веществ (правда, большинство из них представлено в ничтожных количествах). Углеводороды (79-88%) Водород (11-14%) Сера (0,1-5%) Кислород, азот и др. элементы

Добыча и запасы нефти Доказанные мировые запасы нефти составляли на 2000 год около 140 млрд. т. Наибольшая их часть – около 64% – приходится на Ближний и Средний Восток, затем идет Америка – около 15%. Ближний и Средний Восток (64%) Африка (7%) Центральная и Восточная Европа (8%) Западная Европа (2% АТР (4%) Америка (15%)

Промышленная добыча нефти ведёт отсчёт с 1859 г., когда впервые применили разработанную Э. Дрейком технологию бурения скважин, которая используется до сих пор. Но полностью извлечь нефть из месторождений не удается (65% – максимум). Используются три основных способа добычи нефти: Фонтанный – нефть поднимается только под действием пластовой энергии. Газолифтный – в скважину закачивают сжатый воздух, который выталкивает жидкость на поверхность. Насосный – подъём осуществляется спускаемыми в скважину насосами. Плавучая бурильная установка на шельфе Охотского моря

Переработка нефти Существует несколько способов обработки нефти: фракционная перегонка термический крекинг каталитический крекинг риформинг гидрокрекинг другие процессы

Перегонка нефти Фракционная перегонка – физический способ разделения смеси компонентов с различными температурами кипения. Перегонка осуществляется в особых установках – ректификационных колоннах. В них поступающая нефть нагревается примерно до 320° С, и разогретые продукты подаются на промежуточные уровни. В колонне может быть от 30 до 60 расположенных с определенным интервалом поддонов и желобов, на которых и конденсируются продукты перегонки.

Схема современной нефтеперегонной установки Устройство тарелок установки

Фракции после разгонки сырой нефти Фракции Температура кипения, °С Бензин (от фр. benzine) 90-200 Лигроин, нафта (происхождение первого названия неизвестно; слово «нафта» произошло от перс. «нафт» – «яма») 150-230 Керосин (от греч. «керос» – «воск») 180-300 Лёгкий газойль (от англ. gas oil – «бензиновое масло») 230-350 Тяжёлый газойль 350-430 Мазут (от араб. «махзу-лат» – «отбросы») >430

Термический крекинг Крекинг – это термическое разложение нефтепродуктов, приводящее к образованию углеводородов с меньшим числом атомов в молекуле. При крекинге сырьем являются высококипящие фракции. Макет установки для проведения крекинга

Каталитический крекинг Каталитический крекинг – крекинг углеводородов под действием катализатора (в его роли выступают алюмосиликаты – смесь Al 2 O 3 и SiO 2 ) с целью повысить октановое число. В результате образуются разветвленные и ароматические углеводороды, что позволяет повысить качество топлива.

Гидрокрекинг Гидрокрекинг – это процесс превращения парообразной нефти в бензин и реактивное топливо под действием водорода при высоком давлении, повышенной температуре и наличии катализатора (на основе вольфрама, никеля или платины). «Гидроочистка» – гидрирование дистиллятов при невысоких требованиях к выходам продукции, главным образом для удаления серы из сырья.

Другие процессы переработки нефти. Остальные процессы используются для производства и повышения октанового числа бензина. К ним относятся: полимеризация, алкилирование, изомеризация.

Полимеризация. Полимеризация этилена (или пропилена) и бутилена дает жидкий продукт, который кипит в тех же пределах, что и бензин, и имеет октановое число от 80 до 82:

Алкилирование. В этом процессе изобутан и изобутилен реагируют под действием катализаторов ( H 2 SO 4 или HF ) с образованием изооктана: C 4 H 10 + C 4 H 8  C 8 H 18 . Изомеризация. Это процесс превращения алканов линейного строения в разветвленные под действием катализатора (AlCl 3 ): CH 3 CH 2 CH 2 CH 3  CH 3 CHCH 3 ( бутан) CH 3 ( изобутан)

Производство и транспортировка Завод по переработке нефти. Ректификационная колонна

Нефть, как и газ, транспортируют по трубопроводу: Трубопровод к одному из заводов Газотрубопровод. Тюменская область.

Основная масса нефти (больше 85%) расходуется в виде топлива и только около 15% идет на химическую переработку. Поэтому в  веке перед химиками стоит задача расширить применение нефти как источника химического сырья, а не топлива. Замена там, где это возможно, горючего из нефти на газ и уголь – один из способов разумного использования драгоценной жидкости. «Продукты переработки нефти»

«Продукты переработки нефти». 1. Газовая фракция (метан и другие газы). 2. Бензин (С5-С11) температура-40-2000С (газолин, бензин авиационный, автомобильный). 3.Лигроин (С8-С14) температура-120-2400С (горючее для тракторов). 4. Керосин (С12-С18) температура-150-3100С (топливо для реактивных самолётов и ракет). 5. Газойль (С18 и выше) температура-2750С (дизельное топливо). 6. Мазут – продукт, остающийся после ректификации нефти. Мазут при высокой температуре разгоняют и получают машинные и смазочные масла. Остаток переработки мазута – гудрон.

Природный и попутный нефтяной газ. Природный газ Попутный нефтяной газ Метан 95,6 % 63,4% Этан 1% 10,5% Пропан 0,33% 11,1% Бутан 0,07% ( н-бутан ) 2,8% ( н-бутан ) и 1,2% ( и-бутан ) Пентан и выше 0,03% 2% Азот и редкие газы 3% 9% Углекислый газ 0,4% – Применение 90% как топливо для синтеза веществ (разделяют на фракции)

Фракции попутного нефтяного газа : 1. Сухой газ – метан, этан (применяют как топливо); 2. Пропан-бутановая смесь (применяют как топливо); 3. Газовый бензин – пентан и выше (применяют как добавка к бензину). Газовые месторождения России : Западная Сибирь (Уренгой, Заполярье); Волго-Уральский бассейн (Оренбург, Вуктыльск )

Http://nsportal. ru/ap/library/drugoe/2013/04/18/neft-ee-dobycha-i-pererabotka

Образовавшаяся в месторождении нефть, просачиваясь через рыхлые породы, задерживается в сдвигах плотных пород и фор­мируется в залежи. Для ее добычи к залежам бурятся скважины. С каждым годом растет глубина нефтяных скважин. Если в 1935 г. средняя глубина скважин составляла 860 м, то в настоящее вре­мя – 3000 м. Современная нефтедобывающая техника позволяет бурить скважины глубиной 5000-7000 м и более. Предпринима­ются попытки к бурению еще более глубоких скважин. Так, нап­ример, в северо-западной части Кольского полуострова впервые в мире производится бурение скважины, проектная глубина кото­рой составляет 15 тыс. м.

Добыча нефти осуществляется двумя способами: фонтанным и глубинно-насосным. При фантанном способе добычи нефть под пластовым давлением до 40 МПа поднимается к устью скважины и через специальную арматуру высокого давления поступает на очистку. Производительность этого способа 2-40 т нефти в сут­ки. Фонтанный способ добычи применим только в начальный пе­риод существования скважины, когда давление в пласте достаточ­но высокое.

По мере истощения залежей давление падает и скважину пере­водят на глубинно-насосный способ добычи, при котором на дно, скважины опускается специальный насос, обеспечивающий пода­чу нефти вверх к устью скважины. Производительность этого способа – 3-5 т нефти в сутки. Поэтому при эксплуатации зале­жи стремятся как можно дольше поддерживать высокое давление в пласте, применяя различные методы воздействия: закачку в нефтяные пласты газа, воды, горячего пара, а также гидравличес­кий разрыв пласта и др.

Сочетая различные способы добычи, удается извлечь из зале­жи 4-50 % находящейся в ней нефти.

Нефть, добываемая из скважин, содержит растворенные газо­образные углеводороды, воду, примеси твердых частиц, которые увлекаются ею при движении из пласта. Поэтому перед перера­боткой нефть подвергают очистке.

Выходящая из скважины нефть, направляется в специальные испарители, где происходит отделение попутных газов. Вода на­ходится в нефти как в свободном состоянии, так и в виде эмуль­сии – капелек размером 0,1-0,01 мм, заключенных в оболочку из смолистых или маслянистых веществ – эмульгаторов. Сво­бодная вода отделяется от нефти в отстойниках вместе с механи­ческими примесями. Если нефть образует с водой устойчивые эмульсии, их разрушают, обрабатывая нефть специальными дезмульгаторами или переменным электрическим полем высокого напряжения (30-45 тыс. вольт).

После очистки нефть направляют на нефтеперерабатывающие заводы. Существуют физический и химический способы перера­ботки нефти.

Физические способы позволяют разделить на фракции вещес­тва, входящие в состав нефти, не вызывая химических превраще­ний этих веществ. При этом способе углеводородный химический состав выделяемых фракций не меняется. Разделение на фракции основано на различии таких физических свойств компонентов, как температура кипения, температура кристаллизации, раство­римость. В основе физических способов лежат законы испарения и конденсации смеси веществ с различными температурами кипе­ния.

Наибольшее распространение из физических способов пере­работки получила прямая перегонка, которая основана на различ­ных температурах кипения веществ, входящих в состав нефти.

Химические способы переработки связаны с химическим пре­вращением компонентов нефти и нефтепродуктов под действием температуры, давления, катализаторов. При этих способах пере­работки происходит изменение структуры молекул, и получае­мые продукты по химическому составу и свойствам резко отлича­ются от исходной нефти и нефтепродуктов.

Наибольшее распространение среди химических способов по­лучили термический крекинг, каталитический крекинг, риформинг.

Состав продуктов крекинга и риформинга определяются не только качеством исходной нефти, но и условиями осуществле­ния процессов: температурой, давлением, видом катализатора.

Термический крекинг проводится при температурах относи­тельно высоких. Он может быть осуществлен в жидкой и паровой фазах. В зависимости от этого различают жидкофазный и паро-фазный крекинги.

Жидкофазный крекинг ведут при температуре 470-540 °С и давлении до 7 ПМа в установках, состоящих из трубчатых печей для нагрева сырья и ректификационных колонн.

Основным сырьем жидкофазного термического крекинга яв­ляется мазут, из которого получают до 30-35 % бензина, 10-15 % крекинг-газов и 50-55 % крекинг-остатка, использую­щегося в основном как котельное топливо. По сравнению с бензи­нами прямой перегонки в крекинг-бензине большее содержание непредельных углеводородов.

Парофазный крекинг (пиролиз) производится при температу­ре 650-1200°С и давлении, близком к атмосферному, с целью получения газообразных непредельных и ароматических углево­дородов, использующихся в качестве сырья для органического синтеза. Пиролизу подвергаются легкие фракции прямой пере­гонки нефти, попутные газы нефтепереработки, попутные газы нефтедобычи, крекинг-газы.

Каталитический крекинг тяжелого нефтяного сырья проводят в паровой фазе на катализаторе при температурах 450-500 °С и давле­нии 0,1-0,2 МПа. Катализатором этого процесса являются синте­тические алюмосиликаты. Достоинствами каталитического кре­кинга являются высокие выходы бензиновых фракций (до 70%) и газообразных углеводородов (12-15 %), являющихся сырьем для органического синтеза. Сырьем каталитического крекинга является широкая вакуумная фракция с температурой кипения 300-500 °С.

Бензины каталитического крекинга состоят в основном из аромати­ческих, нафтеновых и изопарафиновых углеводородов.

Риформипг разновидность каталитического крекинга. Ка­талитическому риформингу подвергают бензиновые фракции прямой перегонки нефти, выкипающие от 60 до 180 °С. Процесс ведут в присутствии платинового катализатора (платина на окиси алюминия) при температуре 470-510 °С и давлении 1,5- 5 МПа. Если давление риформинга не превышает 3 МПа, основными продуктами процесса являются бензол, толуол и ксилол, служа­щие сырьем для органического синтеза.

Если же давление риформинга близко к 5,0 МПа, получают ароматические изопарфиновые углеводороды, входящие в состав высококачественных бензиновых фракций.

Наряду с жидкими продуктами каталитического риформинга образуются газообразные (метан, этан, пропан и др.), использую­щиеся для органического синтеза. Выход высококачественных бензинов при риформинге составляет 58-60 %.

Наиболее крупномасштабными способами переработки неф­ти, реализованными на практике, являются прямая перегонка, термический и каталитический крекинг и нефти и нефтепродук­тов. В промышленности в зависимости от состава перерабатывае­мой нефти, а также назначения нефтепродуктов реализованы три варианта схем переработки нефти: топливный, топливно-масляный и нефтехимический. В качестве примера рассмотрим топливно-масляный вариант переработки нефти, реализуемый с целью получения автомобильных топлив и масел (рис. 4.3.1.).

1- атмосферная перегонка нефти; 2- вакуумная перегонка нефти; 3- термический крекинг мазута; 4- каталитический крекинг; 5- рифарминг.

На первой стадии подготовленная нефть нагревается в труб­чатых печах до 300 — 350 °С и подается в ректификационную колонну первой ступени под давлением, близким к атмосфер­ному, где происходит испарение легкокипящих фракций (1). Пары, поднимаясь вверх по колонне, постепенно охлаждаются жидкостью (флегмой), стекающей сверху. При соприкоснове­нии паров с жидкостью происходит разделение смеси на фрак­ции по температурам кипения в результате многократного чере­дования процессов испарения жидкости и конденсации ее па­ров (ректификация). Пары бензина как наиболее низкокипящие фракции (до 170 °С) выходят сверху колонны, охлаждают­ся и конденсируются. Часть жидкого бензина выводится как го­товый продукт, а часть его подается на орошение колонны (флегмы). По высоте колонны отбираются и другие продук­ты – лигроин (160-200 °С), керосин (200-300 °С), газойль (300-350 °С).

Остаток от перегонки нефти (мазут) подвергается дальней­шей разгонке в вакуумной трубчатке (2). Его нагревают в трубча­той печи второй ступени до 400-420 °С и подают в ректификаци­онную колонну, работающую под вакуумом. Вакуум необходим для снижения температуры кипения масляных дистиллятов, пос­кольку температура кипения углеводородов, входящих в состав мазута, при атмосферном давлении выше температуры его разло­жения. В вакуумной трубчатке происходит разделение мазута на масляные дистилляты – соляровый (350-400 °С), масляный (400-490 °С) и остаток – гудрон.

Первую и вторую стадии описанного технологического про­цесса объединяют под понятием прямой перегонки нефти, а обо­рудование, использующееся для осуществления этих стадий, на­зывают атмосферно-вакуумными трубчатками (АВТ). Фракци­онный состав прямой перегонки: легких фракций – 45 %, мас­ла – 25 %, гудрона – 30%.

Основным недостатком прямой перегонки нефти являются низкие выход и качество бензиновых фракций, поэтому прямая перегонка нефти рассматривается как один из предварительных способов переработки нефти.

Для увеличения количества производимых бензинов в рас­сматриваемой технологической схеме часть мазута прямой пере­гонки нефти используется как сырье для дальнейшей переработ­ки с целью получения светлых фракций. Для этого мазут подвер­гают термическому жидкофазному крекингу О), который ведут при температуре 470-540 °С и давлении до 7 МПа. При терми­ческом крекинге мазут нагревается в трубчатой печи, где часть его (2/3) крекируется. Смесь продуктов крекинга и непрореагировавшего сырья проходит через испаритель, в котором отделяется крекинг-остаток – вещества, не способные крекироваться. Легкие продукты поступают в ректификационную колонну на разде­ление. При термическом крекинге мазута выход крекинг-бензи­нов – 30-35 %, крекин-газа – 10-15 %, крекинг-остаток -50-55 %.

Для дальнейшего увеличения выхода высококачественных бензинов на четвертой стадии технологического процесса соля­ровый дистиллят, получаемый при вакуумной перегонке мазу­та, с температурой кипения 350-400 °С нагревается до 500 °С и подвергается каталитическому крекингу (4). Каталитический крекинг осуществляют в установках, состоящих из реактора и регенератора. В реакторе происходит процесс крекинга, а в регенераторе – восстановление каталитической активности используемого катализатора. По мере эксплуатации установки катализатор теряет свою активность из-за отложения на его по­верхности смолистых веществ. Поэтому продукты крекинга вы­водятся из реактора вместе с отработавшим катализатором, от­деляются от него и направляются в ректификационную колон­ну на разделение. Катализатор поступает в регенератор, где в токе горячего воздуха выжигают кокс, и активность катализа­тора восстанавливается.

Каталитический крекинг на современных цеолитсодержащих катализаторах позволяет получить до 70 % бензина и около 15-20 % легкого газойля, который может служить компонентом дизельного топлива.

Учитывая, что в настоящее время требования некоторых пот­ребителей к качеству бензинов настолько высоки, что их удов­летворение возможно лишь с помощью специальных процессов, не дающих увеличения выхода бензина из нефти, в рассматрива­емой технологической схеме бензины атмосферной перегонки нефти подвергаются риформингу (5). Процесс риформинга осу­ществляется в установках, аналогичных установкам каталити­ческого крекинга.

Сырье (бензиновая фракция прямой перегонки) нагревается в теплообменнике и нагревательной печи до температуры 380-420 °С и поступает в реактор, где под давлением 3,5 МПа и при воздействии платинового катализатора подвергается гидро­очистке. Очищенное сырье после освобождения от сероводоро­да, углеводородных газов и воды нагревается в печи до темпера­туры 500-520 °С и поступает в реакторы, где под давлением бо­лее 4 МПа происходит его реформирование. Полученные при риформинге бензины содержат до 58 % ароматических углеводо­родов, остальное – алканы и нафтены в основном изомерного строения.

Http://studfiles. net/preview/5404456/page:24/

Нефть на Апшеронском полуострове была известна с глубокой древности. Залегая очень близко от поверхности земли, она в некоторых местах образовыва-ла нечто вроде нефтяных болот. Стоило выкопать неглубокий колодец, как он заполнялся просачивающейся темной маслянистой жидкостью, которую можно было черпать ведрами. Местные жители издавна использовали ее в качестве топлива и освещения, смазки осей, а также как лекарственное средство. А частые выходы нефтяных газов, превращавшиеся в результате самовозгорания в вечные факелы, в течение многих веков привлекали на эту огнедышащую землю последо-вателей Зороастра, которые строили здесь величественные храмы. Остатки одного из них сохранились до нашего времени. Не удивительно, что Петр I, которому до всего было дело, завоевав Бакинское ханство в 1723 г., велел прислать в Санкт-Петербург «белой нефти тысячу пудов или сколько возможно». Но естественная белая нефть была на Апшероне редкостью. Для превращения добываемой здесь черной нефти в «белую», т. е. в светлое осветительное масло-керосин, горящий почти без копоти, требовалось очистить ее от тяжелых фракций, которыми она была богата. Впервые промышленное производство керосина было налажено в 1859 г. на заводе, построенном близ Баку известным русским предпринимателем В. А.Кокоревым. Но лишь в 70-е годы начался бурный рост добычи и переработки нефти в Бакинском районе. Первоначально отходы от производства керосина– нефтяные остатки или мазут– не имели применения. Но с изобретением мазутной форсунки они стали широко применяться в топках паровых машин локомотивов, судов, промышленных предприятий, а также для парового отопления. Развитие железнодорожного и речного транспорта, рост промышленности и городов стиму-лировали увеличение производства нефтепродуктов. Когда в 1871 г. в Бакинском районе была пробурена первая скважина и ударивший из нее мощный фонтан за короткое время выбросил несколько миллионов пудов нефти, здесь как грибы после дождя стали появляться нефтедобывающие и перерабатывающие фирмы. Среди их основателей были преимущественно местные капиталисты: Ш. Асадуллаев, М. Начиев, Г. З.А. Тачиев, А. И.Манташев, Г. М.Лианозов, П. О.Гукасов и др. Однако наиболее удачливыми оказались петербургские промышленники братья Нобель.

В 1837 г. разорившийся шведский промышленник Эммануил Нобель, спасаясь от кредиторов, ступил на русскую землю. Печальный груз делового опыта и многочисленные долги были в то время его единственным достоянием.

В России перед банкротом открылось широкое поле для применения накоплен-ных технических знаний и коммерческого опыта. Здесь он наладил производство сухопутных и морских мин по заказу царского правительства и за короткий срок заработал достаточно денег, чтобы расплатиться со скандинавскими кредиторами, расширить свое предприятие и дать детям приличное образование. Сыновья петербургского купца первой гильдии Эммануила Нобеля — Роберт, Людвиг и Альфред — брали уроки у лучших русских профессоров, среди которых был и Н. Н.Зинин, химик, разработавший метод использования нитроглицерина в каче-стве взрывчатого вещества.

В конце 60-х годов глава семьи с младшим сыном Альфредом вернулись на родину, где приступили к производству взрывчатых веществ, построив на зарабо-танные в России деньги нитроглицериновый завод. Возглавив это дело после смерти отца, А. Нобель создал многонациональную корпорацию, занимавшуюся производством динамита. Человек, которого при жизни называли «торговцем смертью», он приобрел у потомков репутацию пацифиста и мецената, благодаря нобелевским премиям, учрежденным согласно его завещанию. Людвиг и Роберт, оставшись в России, продолжили дело, начатое их отцом. В 1862 г. Людвиг основал в Петербурге механический завод. В начале 70-х годов ему удалось получить правительственный подряд на изготовление ружей. В связи с этим Роберт отправился в Баку, чтобы выяснить возможность изготовления ружейных вкладов из кавказского ореха. Там он решил заняться нефтяным делом. Вскоре нему присоединился Людвиг. Создав в Бакинском районе предприятие по добыче и переработке нефти, они учредили в 1879 г. Товарищество нефтяного производства бр. Нобель с капиталом в 3 млн. рублей. Уже через пять лет капитал Товарищества достиг гигантской цифры в 15 млн. рублей.

Секрет этого невероятно быстрого роста заключался в правильной стратегии инвестиций в развитие предприятия. Сравнительная легкость и дешевизна добычи нефти в Бакинском районе обусловливали возможность его быстрого увеличения. Переработка сырой нефти представляла собой дело несколько более сложное и дорогое. Но вследствие удаленности Бакинского района от мест потребления нефтепродуктов, самым узким местом являлась их транспортировка. Именно этим звеном, обеспечивавшим связь между производством и потреблением, постарались овладеть руководители Товарищества бр. Нобель. Вложения в добычу и переработку нефти составляли лишь 1/4 произведенных ими затрат. А остальные 3/4 были направлены на организацию транспортировки и хранения нефтяных продуктов. Фирма Нобелей впервые в России стала перевозить керосин в наливных судах, создав для этого собственную флотилию, включавшую морские и речные пароходы, буксиры, баржи. На железных дорогах она имела собственные вагоны-цистерны. Во многих городах страны она построила резервуары и склады для хранения мазута, керосина, смазочных масел и пр. Взяв под свой контроль транспортировку нефтепродуктов, и создав разветвленную сеть для торговли ими, Нобели стали диктовать цены на сырую нефть на Бакинском рынке. Это позволило им, не расширяя собственной добычи нефти, быстро увеличивать производство и сбыт нефтепродуктов. В результате американский керосин, господствовавший российском рынке, в начале 80-х годов был вытеснен с него. Но Нобели не собирались этим ограничиться. В 1883 г. в конфиденциальном докладе общему собранию пайщиков Товарищества его руководители писали: «Задачей Товарищества было вытеснить предварительно американский керосин из России, а затем начать вывоз керосина за границу, и все предприятие организовано в полном соответствии с потребностями такой задачи». В этом году Товарищество создало дочерние общества в Германии и Австро-Венгрии и начало вывоз туда своего керосина. Разумеется, конкуренты фирмы Нобелей не сидели, сложа руки. Они пытались даже объединиться для борьбы. Но преимущество Товарищества было настолько велико, что эти попытки не давали результата. Лишь на исходе 80-х годов в бакинской нефтяной промышленности обосновалась фирма, способная вести с Нобелями борьбу на равных. Это был парижский банкирский дом Ротшильдов.

Ротшильды еще с 60-х годов участвовали в предоставлении займов царскому правительству, но интересов в российской промышленности они не имели. Приобретение ими в 1886 г. контрольного пакета дышащего на ладан Каспийско-Черноморского торгового и промышленного общества явилось первым шагом в их внедрении в нефтяной бизнес. Именно ориентированность Каспийско-Черноморского общества на экспорт нефти из России заинтересовала Ротшильдов, решивших вступить в развертывавшуюся борьбу за мировой рынок. Российская нефть должна была стать лишь частью создаваемой ими многонациональной нефтяной империи, наряду с предприятиями в Румынии, Месопотамии и других странах. Каспийско-Черноморское общество стало скупать у бакинских заводчиков керо-син и экспортировать его за границу. Поскольку на бакинском рынке Ротшильдам пришлось сразу же столкнуться с Нобелями, они решили обосноваться в новых нефтеносных районах– на Кубани и близ Грозного, скупив акции действовавше-го там общества «Русский стандарт». А для торговли керосином в Англии, Бельгии и Голландии ими были созданы там дочерние фирмы.

Уже первые шаги Ротшильдов на Кавказе создали угрозу осуществлению планов Нобелей в отношении экспорта керосина. Между тем последний возрастал значительно быстрее внутреннего потребления. В 1892 г. экспорт керосина в полтора раза превысил внутреннее потребление. Истощение нефтеносных земель в Пенсильвании поставило в трудное положение мирового монополиста– амери-канскую компанию «Стандарт ойл». Она не поспевала удовлетворять растущий спрос. Этим спешили воспользоваться ее конкуренты. Между действовавшими в России крупнейшими нефтяными фирмами развернулась ожесточенная борьба за освобождавшееся место на мировом рынке. Она шла с переменным успехом. В ходе ее, наряду с главными противниками– Нобелями и Ротшильдами– образо-валась «третья сила» в лице группировки ряда крупных фирм во главе с А. И.Манташевым. Весной 1891 г. они создали экспортное объединение «Бакин-ский стандарт». В 1893 г. доли в экспорте керосина распределялись следующим образом: Каспийско-Черноморское общество и союзные с ним фирмы — 35,7%, Товарищество бр. Нобель — 25,5% и «Бакинский стандарт»– 12,9 процентов. В конце 1892 г. Нобели попытались подчинить себе «Бакинский стандарт». Однако созданный под их эгидой «Союз семи крупных фирм» развалился, не начав действовать. Однако интересы совместных действий против «Стандарт ойл» все же побудил группы Нобелей, Ротшильдов и Манташева прийти к согласию. В 1893-1895 гг. они объединились в созданном при содействии царского правитель-ства «Союзе бакинских керосинозаводчиков», который попытался достичь согла-шения со «Стандарт ойл» о разделе мирового рынка. Однако эта попытка кончи-лась неудачей, и в 1897 г. «Союз» распался. Между тем «Стандарт ойл», преодолев переживавшиеся им трудности, стал теснить своих конкурентов. Это заставило Нобелей и Ротшильдов объединиться: в октябре 1899 г. Товарищество бр. Нобелей уступило 40% акций своего дочернего общества в Германии Каспийско-Черноморскому обществу. Главным объектом борьбы между ними стал теперь российский внутренний рынок.

В 1898 г. Ротшильды совместно с Петербургским Международным банком и торговым домом «Поляк и сыновья» создали мощное торгово-транспортное пред-приятие — Общество «Мазут». Однако в условиях, начавшегося в России эконо-мического кризиса дело это оказалось слишком рискованным. В мае 1903 г. в Петербурге между Товариществом бр. Нобель и Обществом «Мазут» было заклю-чено соглашение о совместной продаже нефти на территории Российской импе-рии. Доля участия Нобелей была определена в 70%, Ротшильдов– в 30 процен-тов. В битве нефтяных великанов наступило временное перемирие.

Http://vuzlit. ru/673975/dobycha_pererabotka_nefti

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И. М. ГУБКИНА

Нефть известна человеку с древнейших времен, более 2000 лет назад нефть стали применять в военном деле и медицине.

Промышленное применение нефти началось в 18 веке. В 1745 году был построен первый нефтеперегонный завод на реке Ухте. В 1823 году около города Моздок. На этих примитивных установках из нефти отгоняли осветительный керосин, а остальное сжигали.

Разнообразие химического состава нефтей, неаддитивные изменения их физико-химических свойств породили множество различных гипотез о происхождении нефти.

Все их можно разделить на две большие группы: органические и неорганические.

Сторонники органической теории утверждают, что исходным материалом для образования нефти стало органическое вещество.

В основе современных взглядов на происхождение нефти лежат положения, сформулированные академиком И. М.Губкиным в 1932 г., который считал, что исходным для образования нефти является органическое вещество морских илов, состоящее из растительных и животных организмов. Его накопление на дне морей происходит со скоростью до 150 г на 1 кв. м. площади в год. Старые слои довольно быстро перекрываются более молодыми, что предохраняет органику от окисления.

Первоначальное окисление остатков происходит без доступа кислорода, под действием анаэробных бактерий. Далее пласт, образовавшийся на морском дне, опускается в результате общего прогибания земной коры, характерного для морских бассейнов.

По мере погружения осадочных пород давление и температура в них повышается. Это приводит к преобразованию рассеянной органики в диффузную рассеянную нефть.

Наиболее благоприятны для нефтеобразования давления 15-45 МПа и температуры от 60 до 150ºС, которые существуют на глубинах 1,5 – 6 км.

Далее, под действием возрастающего давления нефть вытесняется в проницаемые породы, по которым она мигрирует к месту образования залежей.

В 1934г. В нефтях, природных битумах были найдены порфирины, входящие в молекулу хлорофилла;

В 50-е годы были открыты нефтяные углеводороды в осадках водоемов различных типов;

Открытие крупнейших нефтяных месторождений в осадочных бассейнах, в т. ч. между Волгой и Уралом, в Западной Сибири;

В нефтяных породах, где сосредоточены залежи нефти, обнаруживают часто окаменелые останки растений и животных

Вместе с тем сторонники органического происхождения нефти бессильны объяснить существование ее гигантских скоплений там, где органического вещества в осадочных породах очень мало (бассейн реки Ориноко); существование большого количества парафиновых углеводородов; открыты новые крупные месторождения (во Вьетнаме, на Кольском полуострове – сверхглубокая скважина, в Казахстане – Оймаша), где продуктивными оказались не песчаники и известняки, а гранитный массив.

В 1876 г. Д. И.Менделеев выдвинул “карбидную теорию” происхождения нефти: вода, проникающая по разломам вглубь земной коры, встречает на своем пути карбиды железа, вступает с ними в реакцию с образованием оксидов железа и углеводородов. Образовавшиеся углеводороды по тем же разломам поднимаются в верхние слои нефтяной коры и образуют нефтяные месторождения.

В 1892 г. Русский геолог В. Д.Соколов, основываясь на фактах находок битумов в метеоритах, а также на наличии углеводородов в хвостах комет, предложил “космическую” гипотезу возникновения нефтяных углеводородов в коре нашей планеты. По его мнению углеводороды изначально присутствовали в газопылевом облаке, из которого сформировалась Земля, а затем стали подниматься из магмы в верхние слои земной коры, где конденсировались. Современными исследованиями установлено, что в атмосфере планет Юпитера, Сатурна, Урана и Нептуна присутствует метан, хотя никакой органики на этих планетах не может быть.

В 50-е годы были обнаружены обширные месторождения под зонами глубинных разломов земной коры. Было высказано предположение. Что нефтеносность ряда месторождений (Мархининский вал) связана не с преобразованием органического вещества, а с наличием глубинного разлома, по которому углеводороды поднимались из недр планеты. Тем же самым можно объяснить присутствие нефти в кимберлитовых трубках, которые представляют собой каналы взрывного разлома земной коры, образовавшиеся в результате прорыва глубинных газов и магмы из недр Земли.

На основании этих и других фактов Н. А.Кудрявцев выдвинул “магматическую” гипотезу образования нефти. По его мнению, на больших глубинах в условиях очень высоких температур углерод и водород образуют углеводородные радикалы СН, СН2 и СН3.Затем по глубинным разломам они поднимаются вверх, ближе к земной поверхности. Благодаря уменьшению температуры в верхних слоях эти радикалы соединяются друг с другом и с водородом, в результате чего образуются различные нефтяные углеводороды. Основываясь на этой гипотезе, Н. А.Кудрявцев советовал искать нефть не только в верхних слоях, но и значительно глубже. Этот прогноз блестяще подтвердился.

В целом можно сделать вывод, что обе теории происхождения нефти достаточно убедительно объясняют этот процесс, взаимно дополняя друг друга. А истина лежит где-то посредине.

Нефть из земли извлекают через скважины пробуренные ударным или вращательным способом. В настоящее время применяется только вращательное бурение, оно бывает роторное и с забойным двигателем.

При роторном бурении долото вращается вместе со всей колонной бурильных труб. При бурении с забойном двигателе вращается только долото. При помощи электромотора или специальной турбины (турбобур). Турбинное бурение позволяет бурить глубокие и наклонные скважины.

Фонтанный метод применяется в начальный период когда нефть под давлением газов поднимается по обсадным трубам скважины наверх. С течением времени давление в пласте уменьшается и становится не достаточным для подъема нефти, тогда используют компрессорный или глубинно – компрессорные методы.

Компрессорный метод заключается в том, что в скважину опускают расположенные одна в другой две колонны труб. По кольцевому пространству между ними нагнетают в пласт сжатый газ или воздух под давлением которого нефть оттесняется до конца внутренних труб и подымается наверх.

Глубинно – насосный метод заключается в том, что в скважину на штанге опускают плунжерный насос. Верхний конец штанг присоединяют к балансиру станка.

По выходу из скважин нефть по трубопроводу поступает в трап, где попутный газ отделяется и направляется в газосборник, а нефть в емкость где отстаивается от воды и механических примесей. Затем нефть поступает в промысловые резервуары, где дополнительно отстаивается и затем по магистральным трубопроводам, речным, железнодорожным или морским транспортом направляется на нефтеперерабатывающие заводы.

В настоящее время транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа осуществляется следующими способами:

1. Железнодорожные цистерны. Объём железнодорожных цистерн колеблется от 54 до 163 кубических метров. Железнодорожные цистерны бывают следующих видов:

А) Железнодорожные цистерны с паровой рубашкой, использующиеся для перевозки высоковязких и парафинистых нефтей и нефтепродуктов с подогревом в процессе перевозки.

Б) Железнодорожные цистерны-термосы, использующиеся для перевозки заранее подогретых жидкостей.

В) Специальные железнодорожные цистерны для перевозки сжиженных углеводородов и газов, использующиеся для перевозки этана, пропана, бутана при повышенном давлении, составляющем от двух до восьми МПа.

А) Железнодорожные бочки, использующиеся для перевозки светлых нефтепродуктов и масел.

Возможность доставки нефти и нефтепродуктов в любую область, имеющую железную дорогу.

Высокая стоимость прокладки железной дороги и высокие тарифы на перевозки.

Нефтеналивные танкеры. Танкерами перевозятся не только нефти и нефтепродукты, но и сжиженные углеводороды и газы.

Существует три основных вида перевозки сжиженных углеводородов на нефтеналивных танкерах:

Перевозка сжиженных углеводородов и газов в обычных резервуарах, под давлением в 1.6 Мпа, и температуре до 45 градусов.

Перевозка сжиженных углеводородов и газов при давлении 0.3-0.6 МПа в теплоизолированных резервуарах.

Перевозка сжиженных углеводородов и газов при давлении 0.1 МПа и температуре от -163 до -40 градусов в теплоизолированных резервуарах.

1.Морские нефтеналивные танкеры. Средняя грузоподъёмность составляет 240 тысяч тонн.

Нефтеналивные баржи, которые в отличие от нефтеналивных танкеров не имеют собственных насосов. Различают следующие виды нефтеналивных барж:

Автомобильные цистерны. Грузоподъёмность автомобильных цистерн составляет от двух до пятнадцати тонн. Автомобильные цистерны бывают следующих видов:

Возможность использования в местах отсутствия железнодорожных и водных путей.

Ограниченность количества сортов или марок транспортируемых жидкостей.

Различные виды транспорта применяются как в чистом виде, так и в сочетании друг с другом.

Природный газ практически весь транспортируется по газопроводам.

В развитии нефтепроводного транспорта в России принято выделять четыре этапа:

Во время первого этапа происходило становление и начало развития нефтепроводного транспорта.

Развитие нефтепроводов в России началось в 1878 году, когда был построен первый нефтепровод в районе города Баку. Этот нефтепровод имел диаметр 76 миллиметров, протяжённость 9 километров, пропускную способность 1300 тонн в сутки и соединял нефтепромысел с нефтеперерабатывающим заводом. Он был разработан В. Г. Шуховым.

В 1895 году суммарная протяжённость нефтепроводов в районе Баку достигла 300 километров.

В 1917 году суммарная протяжённость нефтепроводов в районе Баку, Грозного, Туапсе, Краснодара достигла 571 километр.

Во время второго этапа происходило развитие локальных сетей нефтепроводов в основном в волго-уральском регионе.

В 1928 году был построен нефтепровод «Грозный-Туапсе», который стал первым нефтепроводом с диаметром 250 миллиметров. Его протяжённость составляла 618 километров, и на нём было построено семь нефтеперекачивающих станций.

В 1935 было завершено строительство нефтепровода «Гурьев-Орск», диаметр которого составлял 300 миллиметров, протяжённость – 709 километров. Он имел семь нефтеперекачивающих станций.

В начале пятидесятых годов были построены первые нефтепроводы с диаметрами 530 и 720 миллиметров в волго-уральском регионе.

Третий этап был охарактеризован строительством сверхдальних нефтепроводов с диаметрами 1020 и 1220 миллиметров, соединяющих новые месторождения западной Сибири и традиционные места переработки в европейской части страны.

В 1964 был введён в эксплуатацию нефтепровод «Дружба», соединяющий месторождения Татарии и самарской области и восточно-европейскую часть страны.

В 1965 году было завершено строительство нефтепровода «Усть-Балык-Орск», который стал первым нефтепроводом с диаметром 1020 миллиметров.

В 1971 году был построен нефтепровод «Узень-Атырау-Самара». Его отличительной особенностью стало то, что он стал первым крупнейшим нефтепроводом с горячей перекачкой нефти.

К 1991 году суммарная протяжённость нефтепроводов достигла семидесяти тысяч километров.

Современная сеть нефтепроводов России сформировалась в основном на третьем этапе развития, и характеризуется мощными нефтепроводами большого диаметра и большой пропускной способностью.

Перспективы развития нефтепроводного транспорта в России связаны с осуществлением трёх крупных проектов:

Каспийский трубопроводный консорциум, который подразумевает транзит нефтей Тенгизских месторождений Татарстана через территорию России к Чёрному морю. В рамках этого проекта осуществляется строительство нефтепровода с диаметром 1020 миллиметров и протяжённостью 1580 километров, а так же строительство нефтеналивного причала в Новороссийске. Проектная пропускная способность будет составлять 62 миллиона тонн нефти в год.

Балтийская трубопроводная система, которая предназначена для перекачки нефтей Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции к Балтийскому морю, с последующей отправкой её на экспорт. К уже существующему нефтепроводу«Ярославль-Кириши» будет построен нефтепровод «Кириши-Приморск» диаметром 700 миллиметров. Так же будет построен нефтеналивной причал в Приморске.

Азиатско-тихоокеанский регион. Этот проект предусматривает строительство нефтепровода диаметром 900 миллиметров и протяжённостью 2500 километров, соединяющего Иркутск и Пекин, предназначенного для транспортировки Российской нефти в Китай и Азиатско-тихоокеанский регион. Проектная пропускная способность будет составлять тридцать миллионов тонн в год.

Классификация и состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.

Промысловые нефтепроводы – нефтепроводы, проходящие от скважин до установки подготовки нефти к транспорту.

Технологические нефтепроводы – нефтепроводы, проходящие внутри завода или внутри нефтеперекачивающей станции, предназначенные для обеспечения ведения технологического процесса.

Магистральные нефтепроводы – нефтепроводы, проходящие от установок подготовки нефти к транспорту до места потребления нефти (нефтеперерабатывающий завод, крупная перевалочная нефтебаза для последующей транспортировки нефти другими видами транспорта). Основное отличие магистральных нефтепроводов заключается в том, что они обладают большой протяжённостью, имеют большой диаметр и большую пропускную способность.

По СНиП (Строительные Нормы и Правила) магистральные нефтепроводы делятся на четыре класса:

Нефтепроводы первого класса с условным диаметром более 1000 миллиметров.

Нефтепроводы второго класса с условным диаметром от 500 до 1000 миллиметров.

Нефтепроводы третьего класса с условным диаметром от 200 до 500 миллиметров.

Нефтепроводы четвёртого класса с условным диаметром менее 200 миллиметров.

Условный диаметр – реальный диаметр трубопровода, округлённый до ближайшего числа, кратного ста.

Промежуточные нефтеперекачивающие станции с резервуарными парками.

Головная нефтеперекачивающая станция располагается вблизи промысла после установок подготовки нефти к транспорту.

Расположение промежуточных нефтеперекачивающих станций определяется гидравлическим расчетом, расстояние между ними составляет от 70 до 150 километров.

Головная нефтеперекачивающая станция и конечный пункт имеют резервуарные парки, объём которых равен двойной или тройной суточной пропускной способности нефтепровода.

Если трубопровод имеет протяжённость более 800 километров, то он разбивается на эксплуатационные участки длиной 300-400 километров. На промежуточных нефтеперекачивающих станциях, находящихся на границе эксплуатационных участков, также находятся резервуарные парки, объёмом, составляющим 30-50 процентов от суточной пропускной способности нефтепровода.

На магистральных нефтепроводах, которые используются для перекачки высоковязких и застывающих нефтей, строятся станции подогрева нефти, которые могут быть либо совмещены с промежуточными нефтеперекачивающими станциями, либо находится отдельно.

Промежуточные нефтеперекачивающие станции могут иметь наливные пункты для перевалки нефти в железнодорожные цистерны.

Конечным пунктом магистрального нефтепровода является нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.

В магистральных нефтепродуктопроводах используются перекачивающие станции, и не используются подкачки и станции подогрева нефти. Конечным пунктом магистрального нефтепродуктопровода является нефтяная база.

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.

Нефть поступает на НПЗ в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).

Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.

Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти

Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида: Углубляющие. Каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксования, гидрокрекинг, производство битумов и т. д. Облагораживающие. Риформинг, гидроочистка, изомеризация и т. д. Прочие. Процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.

Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С[1]. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов.

Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных(пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.

Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит газ риформинга. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).

Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.

Процесс получения углеводородов изостроения (изопентан, изогексан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства(изопрен из изопентана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Алкилирование — введение алкила в молекулу органического соединения. Алкилирующими агентами обычно являются алкилгалогениды, алкены, эпоксисоединения, спирты, реже альдегиды, кетоны, эфиры, сульфиды, диазоалканы.

Установки АВТ (атмосферно-вакуумные трубчатки) предназначены для первичной переработки нефти методом многократного (двух – и трехкратного) испарения. Переработка нефти на АВТ с многократным (чаще всего — трехкратным) испарением заключается в том, что сначала нефть нагревают до температуры, позволяющей отогнать из нее фракцию легкого бензина. Далее полуотбензиненную нефть нагревают до более высокой температуры и отгоняют фракции тяжелого бензина, реактивного и дизельного топлива, выкипающие до температур 350–360 °С. Остаток от перегонки (мазут) подвергается перегонке под вакуумом с получением масляных фракций или вакуумного газойля (сырье установок каталитического или гидрокрекинга).

РИс. 5П. Схема перегонки нефти на совремменных двухколонных установках АВТ:

1 — сырьевой насос; 2 — теплообменники; 3 — конденсаторы-холодильники; 4 — насос «горячей струи»; 5 — холодильники; 6 — печь; К-1 и К-2 — ректификационные колонны

Обезвоженная и обессоленная на ЭЛОУ нефть насосом 1 подается в теплообменники 2, нагревается до 220–230 °С, после чего подается в ректификационную колонну К-1, где отбирается легкая фракция бензина и газ. Неиспарившийся остаток стекает в нижнюю часть колонны по тарелкам. Для поддерживания необходимого теплового режима низа колонны К-1 в нижнюю ее часть подается из печи 6 полуотбензиненная нефть. Поток паров из колонны 1 смешивается с потоком паров, отпаренных из полуотбензиненной нефти, и направляется в качестве орошения в верхнюю часть колонны К1

На каждой тарелке за счет контакта стекающей с верха колонны флегмы холодного орошения с восходящим потоком паров происходит тепло – и массообмен. В результате этого удаляется примерно половина бензиновой фракции с концом кипения 130–140 °С, которая конденсируется и охлаждается до 40–45 °С в конденсаторе-холодильнике 3 и после смешения с более тяжелой бензиновой фракцией из колонны К-2 направляется на стабилизацию (удаление растворенного газа) и далее — на вторичную перегонку.

Насосом 4 горячая полуотбензиненная нефть из колонны К-1 подается в трубчатую печь 6, где нагревается до 340–350 °С и поступает в основную ректификационную колонну К-2.После прохождения всех тарелок в нижней части колонны образуется мазут с 4-6% легкокипящих фракций. Практически это фракции с температурой кипения ниже 360 °С.

Подаваемый в низ колонны перегретый водяной пар производит отпаривание легкокипящих компонентов из мазута. С верха колонны 4 уходят пары воды и бензина с температурой конца кипения не выше 180–190 °С. Орошение производится путем возврата части, охлажденного и сконденсированного в холодильнике-конденсаторе 3 верхнего продукта колонны К-2. Тем самым поддерживается определенная температура паров, уходящих с верхней тарелки, и качество бензиновой фракции. С нижележащих тарелок концентрационной части колонны отбираются боковые потоки других нефтепродуктов в жидком виде. Верхний боковой погон — это керосиновая фракция, ниже — легкая дизельная фракция, еще ниже — более тяжелая дизельная фракция.

Осуществляют циркуляционное орошение. Циркуляционное орошение организуют путем отбора части флегмы с тарелки и охлаждением ее в теплообменнике нефтью, которая тем самым нагревается перед поступлением в колонну К-1. Охлажденная до требуемой температуры флегма поступает на тарелку выше той, с которой она отбиралась на охлаждение. Количество циркуляционных орошений может быть до трех.

Основная часть отбираемой с тарелки флегмы является целевым продуктом и подается в отпарную колонну для предотвращения наложения фракций. Например, в керосиновой фракции может содержаться некоторое количество тяжелой бензиновой фракции. В отпарной колонне (стриппинге), поток керосиновой фракции стекает по тарелкам в низ стриппинга и встречается с потоком поднимающихся паров. Из верхней части стриппинга отпаренные пары бензиновой фракции подаются в колонну К-2 между тарелкой отбора продукта и выше расположенной тарелкой. При этом качество керосина (по фракционному составу и др. показателям) улучшается. Для каждой боковой фракции имеется свой стриппинг. Их общее число, как правило, два – три.

В середине 30-х годов XX века правительство страны приняло решение построить под Москвой нефтеперерабатывающий завод для снабжения столицы и области моторным топливом и битумом. Работая безостановочно, Московский нефтеперерабатывающий завод переработал около 400 миллионов тонн нефти, постоянно поддерживая обеспечение Москвы в интересах его жителей.

СТратегической линией его текущей деятельности и развития является интеграция с промышленной и экологической политикой правительства Москвы. За 65 лет работы завод выпускал только неэтилированные бензины, первым в стране освоил высокооктановый бензин АИ-93 без свинцового антидетонатора. Важное значение для охраны бассейна реки Москвы имело прекращение транспортировки нефти водным транспортом, а также ликвидация сброса очищенных сточных вод в водоем. Построен самый экологичный трубопроводный транспорт для нефти из отдаленных районов страны, а также и для бензина, авиакеросина, дизтоплива в Московские кольцевые продуктопроводы.

Впервые в отечественной нефтепереработке на заводе сооружен комплекс по глубокой переработке нефти на базе комбинированной установки каталитического крекинга. Это обеспечило Московскому региону дополнительно более 1 млн. т. в год высокооктанового бензина без привлечения сырьевых ресурсов, эквивалентных 10 миллионам тонн в год нефти.

В Постперестроечное время завод выполнял решения правительства России и Москвы по приоритетным программам промышленной политики. Построено крупнотоннажное производство нефтяного битума и полностью ликвидирован его дефицит в Московском регионе.

В октябре 1995 года завершена трехлетняя работа коллектива по выполнению распоряжения Правительства России от 22.01.92 г. № 123р о реконструкции производства полипропилена и вводе мощности по этому продукту в объеме 100 тыс. тонн в год экологически чистого полимера.

С пуском нового комплекса выведены из эксплуатации 7 устаревших установок мощностью 10 тыс. тонн в год по полипропилену, которые не отвечали современным нормам технической и экологической безопасности. Техногенная нагрузка на природу при этом снизилась в 15 раз. Строительство выполнено за счет собственных средств завода, без целевого финансирования из бюджета или внебюджетных фондов.

С Московским НПЗ в значительной мере связана политика московского правительства по улучшению экологической обстановки в городе. В 1996 году завод переоснастил производство и наладил выпуск автобензинов и дизельного топлива с улучшенными экологическими свойствами, отвечающими требованиям на выбросы автотранспорта Евро-2. Для обеспечения сохранности качества и несмешиваемости с топливами иногородних поставщиков запущен автоматизированный автомобильный терминал. Построены также производства экологичных облагораживающих компонентов автобензина: кислородсодержащей добавки МТБЭ и олигомеризата.

Высокие темпы строительства и модернизации производства, оснащение процессов современным оборудованием и системами защиты позволили обновить основные фонды и повысить техническую безопасность. В 1997 году быстродействующая система аварийного освобождения аппаратуры – новая факельная установка, предусмотренная федеральной целевой программой. Факельная установка по техногенному воздействию отвечает европейским нормам.

В 1994-95 г. г. Московский НПЗ акционировался, в 1997 году принадлежащий государству контрольный пакет акций передан в собственность города Москвы.

В мае 1997 года по решению общего собрания акционеров ОАО “Московский НПЗ” вошло в состав Центральной топливной компании, учрежденной Правительством Москвы, в 2001 году перешло под управление МНК/ЦТК.

В 1998-2001 г. г. построены сливная эстакада светлых нефтепродуктов, реагентная обработка оборотной воды, мембранное концентрирование водорода, производство упаковочной ткани и полипропиленовых мешков. Модернизировано оборудование и системы управления установок ЭЛОУ-АВТ-6 и Г-43-107. Введены в эксплуатацию жилой дом и новая котельная.

Накануне 65-летия, в 2002 году закончена очередная реконструкция установки гидроочистки 24-5 и пущена установка этерификации легкого крекинг-бензина метанолом, что создало предпосылки для новой ступени повышения экологических показателей моторных топлив.

По итогам 2002 года получено 942 млн. руб. балансовой прибыли, что на 26,4% больше, чем в предшествующем году. Увеличилась глубина переработки нефти и отбор светлых нефтепродуктов. Доля автобензинов с октановым числом 92 и 95 пунктов достигла 63% в общем объеме производства бензинов.

В январе-марте 2003 года выполнена технологическая подготовка производства автомобильных бензинов Премиум Евро-95 и Регуляр Евро-92, отвечающих требованиям на выбросы автотранспорта Евро-3.

Технические мероприятия, предусмотренные к внедрению в 2004 году, направлены на улучшение качества и снижение себестоимости товарной продукции, сохранения конкурентных позиций на рынке моторных топлив Московского региона, оптимизации технологического и управленческого аспектов деятельности.

3. Штатный состав: доля специалистов с высшим образованием 25,8% от общего числа рабочих.

5. Мощность по переработке 12150 тыс/ т. год. Доля завода в общем объеме переработки нефти составляет 5,2-5,5%, по объему переработки нефти Московский НПЗ входит в десятку российских заводов с самыми большими объемами переработки нефти. (6-7 место).

Преимущество мощностей вторичных процессов: доля гидрогенизационных процессов очистки бензиновых, средних и вакуумных дистилляторов – 55%, деструктивных процессов и процессов облагораживания бензинов – 25%.

Завод перерабатывает смесь нефтей Татарских, Западно-Сибирских и Ухтинских месторождений. Нефть поступает на завод по двум трубопроводам: Рязань-Москва и Ярославль-Москва. Выпускает все виды нефтяного топлива, битумы, нефтехимическую продукцию, включая серу, полипропилен и изделия из полипропилена. Около 80% вырабатываемой продукции реализуется в г. Москва и Московской области. 10-15% экспортируется, 5-10% отгружается в другие регионы России и страны СНГ.

Вся поступающая на завод нефть около 60% готовой продукции перекачивается по магистральным трубопроводам, остальная продукция отгружается железнодорожным и автомобильным транспортом.

1. Бензины автомобильные неэтилированные с улучшенными экологическими свойствами (городские). Марки АИ-80ЭК ; АИ-92ЭК ; АИ-95ЭК

5. Топливо дизельное с улучшенными экологическими свойствами (городское).

Зимние марки: ДЭК-3 минус 15’С-0,05; ДЭК-3 минус 15’С-0,10; ДЭКп-3 минус 15’С-0,05; ДЭКп-3 минус 15’C-0,10; ДЭКп-3 минус 25’С-0,05; ДЭКп-3 минус 25 ‘С-0,10

6. Топливо нефтяное. Мазут. Марки 40 зольный, вид IV, V и марки 100 зольный, вид IV, V, VI

7. Топливо для реактивных двигателей. Марка ТС-1 высший сорт и 1 сорт

10. Сырье для производства нефтяных дорожных битумов. Марки СБ 20/40 и СБ 40/60

11. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Марки ПТ, СПБТ и БТ

13.Сера техническая газовая. Сорт 9998 (жидкая) и сортов 9998, 9995, 9950, 9920 (комовая)

ЭЛОУ – АВТ – 6 – комбинированная установка атмосферно-вакуумной перегонки нефти с предварительным обессоливанием и вторичной перегонкой бензина предназначена для переработки сырой нефти с целью получения продуктов первичной переработки сырья для вторичных процессов. Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различных по молекулярной массе и температуре кипения. На этом основан принцип работы установки АВТ, то есть происходит разделение нефти на фракции в зависимости от температуры кипения, и в зависимости от этого из различных фракций получают разные нефтепродукты. На установках АВТ проводится разделение нефти на фракции в зависимости от температуры кипения:

7. гудрон-остаток атмосферно-вакуумной перегонки нефти, выкипает при температуре выше 500°С;

Эта установка производительностью 6 млн. тонн в год осуществляет процессы обезвоживания и обессоливания нефти, ее атмосферно-вакуумную перегонку и вторичную перегонку бензина (схема на рисунке).

Схема установки ЭЛОУ—АВТ-6 со вторичной перегонкой бензина: 1 — теплообменники; 2 — электродегидраторы; 3 — отбензинивающая колонна; 4, 14, 15 — трубчатые печи; 5 — основная атмосферная колонна; б — отпарные колонны; 7 — аппараты воздушного охлаждения; 8 — стабилизационная колонна; 9 — ректификационные колонны вторичной перегонки бензина; 10 — вакуумная колонна; 11 — конденсаторы-холодильники; 12 — емкости орошения; 13 — вакуумсоздающая аппаратура.

Линии: I — нефть; II— сухой газ; III— сжиженный газ; IV— фракция н. к. — 62°С; V— фракция 62—105° С; VI — фракция 105—140° С; 5; XII0 — фракция 350—500° С; XIII — гудрон; XIV — отбензиненная нефть; XV — горячая струя; XVI — мазут; XVII — водяной пар; XVIII— VII— фракция 140—180°С; VIII— фракция 180—220° С; IX— фракция 220—280° С; X— фракция 280—350° С; XI— фракция 280— 350°С в атмосферную колонну смесь бензиновых фракций; XIV— стабильный бензин.

Исходная нефть после смешивания с деэмульгатором, нагретая в теплообменниках (1), четырьмя параллельными потоками проходит через две ступени горизонтальных электродегидраторов (2), где осуществляется обессоливание. Далее нефть после дополнительного нагрева в теплообменниках направляется в отбензинивающую колонну (3). Тепло вниз этой колонны подводится горячей струей XV, циркулирующей через печь (4).

Частично отбензиненная нефть XIV из колонны (3) после нагрева в печи (4) направляется в основную колонну (5), где осуществляется ректификация с получением паров бензина сверху колонны, трех боковых дистиллятов VIII, IX и Х из отпарных колонн (6) и мазута XVI снизу колонны. Смесь бензиновых фракций XVIII из колонн (3) и (5) направляется на стабилизацию в колонну (8), где сверху отбираются легкие головные фракции (жидкая головка), а снизу-стабильный бензин XIX. Последний в колоннах (9) подвергается вторичной перегонке с получением узких фракций, используемых в качестве сырья для каталитического риформинга. Тепло вниз стабилизатора (8) и колонн перегонки (9) подводится циркулирующими флегмами XV, нагреваемыми в печи (14).

Мазут XVI из основной колонны (5) атмосферной секции насосом подается в вакуумную печь (15), оттуда с температурой 420°С направляется в вакуумную колонну (10). В нижнюю часть этой колонны подается перегретый водяной пар XVII. Сверху колонны водяной пар вместе с газообразными продуктами разложения поступает в поверхностные конденсаторы (11), оттуда газы разложения отсасываются трехступенчатыми пароэжекторными вакуумными насосами. Остаточное давление в колонне 50 мм рт. ст. Боковым погоном вакуумной колонны служат фракции XI и XII, которые насосом через теплообменник и холодильник направляются в емкости. Гудрон ХIII снизу вакуумной колонны откачивается насосом через теплообменник (1) и холодильник в резервуары.

В здании размещены подстанции, насосная для перекачки воды и компрессорная. Блок ректификационной аппаратуры примыкает к одноярусному железобетонному постаменту, на котором установлена конденсационно-холодильная аппаратура и промежуточные емкости. Под первым ярусом постамента расположены насосы технологического назначения для перекачки нефтепродуктов. В качестве огневых нагревателей мазута, нефти применяют многосекционные печи общей тепловой мощностью около 160 млн. ккал/ч с прямым сводом, горизонтальным расположением радиантных труб двухстороннего облучения и нижней конвекционной шахтой. Печи потребляют жидкое топливо, сжигаемое в форсунках с воздушным распылом.

Сейчас применяют горизонтальные электродегидраторы, которые допускают ведение процесса при температуре до 160 и давлении до 18 атм. ЭЛОУ состоит из 4-х горизонтальных электродегидраторов, один из которых предназначен для обезвоживания, а остальные для обессоливания нефти. Обессоливание ведется с добавкой воды и деэмульгатора. Нефть из резервуара покачивается через систему теплообменников и последовательно работающие электроконденсаторы.

Одновременно в нефть подается горячая вода и деэмульгатор. Обессоливание протекает в электрическом поле напряжением 32-33 кВ при температуре 120-130°С и под давлением 8-10 атм. Обработанная нефть содержит 5-10 мг солей, что позволяет нефтеперегонной установке работать без остановки на ремонт не менее 2-х лет.

Перегонка нефти на промышленных установках непрерывного действия осуществляется при температуре 370°С, так как при более высокой температуре начинается разложение углеводородов – крекинг. Он нежелателен, потому что образуются непредельные углеводороды, которые снижают качество нефтепродуктов. В результате атмосферной перегонки нефти при 350-370°С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистиллятов. Самый распространенный метод выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410-420°С отобрать дистилляты. При получении масляных дистиллятов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и т. д. Существующими методами удается поддерживать остаточное давление в ректификационных колоннах 20-60-мм рт. ст. Наиболее резкое снижение температуры кипения углеводородов наблюдается при остаточном давлении ниже 50 мм рт. ст. Поэтому целесообразно применять самый высокий вакуум.

Чтобы увеличить отбор дистиллятов из мазутов в вакуумную колонну подают нагретый водяной пар или перегоняют полученный остаток (гудрон), испаряющим агентом лигроино-керосиновой фракцией.

Эти методы перегонки нефти на отдельные фракции основаны на различии летучестей этих фракций. При использовании ректификации эти методы дают достаточно четкое разделение. Атмосферные и вакуумные ректификационные колонны в основном применяют при перегонке нефти, остаточных нефтепродуктов и дистиллятов.

Каталитический крекинг (англ. catalytic cracking) — процесс деструктивного каталитического превращения нефтяных фракций в моторные топлива и сырье для производства технического углерода, кокса и нефтехимии.

Основная цель каталитического крекинга – получение дополнительных количеств светлых нефтепродуктов – высокооктанового бензина и дизельного топлива, путём разложения тяжёлых нефтяных фракций. Сырьем его является широкая фракция вакуумного газойля 350-500 °С, предварительно очищенная от вредных для катализатора примесей – серы, азота и металлов. Катализаторы процесса каталитического крекинга – это алюмосиликаты, содержащие до 15-20% цеолита типа У или его модификаций. Внешне представляют собой порошок из микросферических частиц диаметром от 0,05 до 0,1 мм. Химизм этого процесса очень сложен и, вероятно, для каждого вида сырья индивидуален. В целом же в присутствии указанного катализатора по карбоний – ионному механизму происходят расщепление (крекинг) парафиновых и олефиновых углеводородов, деалкилирование цикланов (с отрывом или крекингом алкильных групп) и целый ряд вторичных превращений фрагментов перечисленных первичных реакций (изомеризация, перенос водорода, диспропорционирование олефинов, конденсация ароматических колец и др.). В результате этих реакций в условиях дефицита водорода (водород извне не подводится) и вывода из процесса некоторого количества углерода (в виде кокса на катализаторе) получаются продукты, химический состав которых придает им ценные товарные свойства. Газ каталитического крекинга (16-20% от сырья) примерно наполовину содержит углеводороды С1 – С2. Углеводороды С3 и С4 в нем в значительной мере представлены олефинами и изобутаном. Из этого газа выделяют пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции, используемые для синтеза алкилбензина – концентрата изомеров С8 с октановым числом выше 95 пунктов.

Современные промышленные установки каталитического крекинга бывают следующих типов: с движущимся слоем крупногранулированного катализатора (Средний размер частиц 2-5 мм); с псевдоожиженным слоем порошкообразного катализатора (максимальный диаметр частиц 120-150 мкм); с реактором прямоточного (лифтного) типа.

Первая отечественная установка каталитического крекинга Г-43-107 была построена по проекту Грозгипронефтехима и введена в эксплуатацию в 1983 году. Набор технологических процессов в составе комбинированной установки:

Схема установки каталитического крекинга с предварительной гидроочисткой сырья (43-107):

1— трубчатая печь; 2 — колонна отгонки легких фракций от гидроочищенного сырья; 3 — электрофильтр; 4 — котел-утилизатор; 5 — катализаторные емкости; 6 —регенератор; 7 — топка под давлением; 8, 12 — насосы; 9 — воздуходувка; 10 — реактор с псевдоожиженным слоем; 11 — пневмоподъёмник; 13 — ректификационная колонна; 14 — отпарная колонна легкого газойля; 15 — отпарная колонна тяжелого газойля.

Установки каталитического крекинга довольно часто комбинируют с процессами предварительного облагораживания сырья или продуктов крекинга.

Так, имеется отечественная установка каталитического крекинга (тип 43-107), в состав которого входят следующие блоки: гидроочистка вакуумного дистиллята, каталитический крекинг, ректификация и газофракционирование продуктов крекинга. Блок каталитического крекинга работает на цеолитсодержащем катализаторе, обеспечивающим получение 51-52% высокооктанового компонента автомобильного бензина, фракцию дизельного топлива (легкий газойль), тяжелого газойля (котельное топливо, сырье для производства сажи либо для коксования) и компонентов углеводородного газа (сухой газ-топливо, бутан-бутиленовая фракция – сырье для алкилирования, пропан-пропиленовая – сырье для получения полипропилена). Представительная гидроочистка сырья повышает выход целевых продуктов крекинга (в частности, автомобильного бензина на 8%) и уменьшает выход кокса на 20% считая на продукт.

Свежее сырье и рецеркулят крекируется (вместе или раздельно) в лифтном реакторе, заканчивающимся зоной 1 псевдосжиженного слоя. Регенерацию катализатора проводят в двухфазном регенераторе.

Сырье, пройдя блок гидроочистки, после стабилизации подогревается в теплообменниках и печи (1) и поступает в колонну (2) для отгонки легких фракций, образовавшихся при гидроочистке. Остаток после отгонки подают насосом (8) через печь (1) к основанию подъемника (лифт-реактор) (11). Температура в реакторе 515-545°С, время контакта несколько секунд. Сюда же из регенератора (6) ссыпается регенеративный катализатор и вниз подается водяной пар. Катализатор, взвешенный в смеси паров сырья и водяного пара, через решетку на конце подъемника (11) попадает в реактор (10). Там пары продуктов крекинга отделяются от катализатора, который ссыпается в отпарную секцию, снабженную перегородками для повышения эффективности отпаривания.

Отпаренный катализатор самотеком ссыпается в регенератор (6). Воздух на регенерацию подают воздуходувкой (9); температура регенерации 700°С, давление 2,5 МПа, интенсивность выжигания кокса 80 кг / (т*ч). В регенераторе отсутствуют паровые змеевики для отвода избыточного тепла, и тепловой баланс реакторного блока регулируют, изменяя соотношение СО:СО2 (раздельно подавая воздух в воздушные змеевики).

Продукты сгорания проходят котел-утилизатор (4) и электрофильтр (3); конечное пылеосаждение не превышает 80 мг/м 3 . Пары продуктов крекинга поступают в нижнюю часть ректификационной колонны (13). С верха колонны уходят пары бензина, углеводородный газ и водяной пар. Нижняя часть колонны (13) является отстойником каталитического шлама, который возвращается в реактор (10). Отстоявшийся от шлама жидкий остаток выводят из колонны. Этот остаток состоит в основном из тяжелых полициклических углеводородов склонных к коксообразованию, поэтому он нежелателен как компонент сырья для крекинга, но является идеальным сырьем для получения «игольчатого» кокса (если крекингу подвергать сырье с умеренным содержание серы). Избыточное тепло в колонне снимают циркуляционным орошением внизу колонны; тепло орошения используют для получения водяного пара. На установке предусмотрены две отпарные колонны (14 и 15) соответственно для легкого и тяжелого каталитического газойлей.

Установка может работать с рециркуляцией промежуточных фракций; их отводят из двух колонн (13) и насосами (12) подают к основанию реактора-пневмоподъёмника (11). На установке широко используется воздушное охлаждение, что сокращает объем оборотной воды.

Каталитический риформинг на платиновом катализаторе (платформинг) — один из важнейших процессов нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Он занимает ведущее место в производстве как высокооктановых бензинов, так и аренов — бензола, толуола, ксилолов. Следует также отметить, что использование водородсодержащего газа — побочного продукта риформинга—способствовало широкому внедрению в промышленность процесса гидроочистки нефтепродуктов. На установках каталитического риформинга получают углеводородный газ, ароматизированный бензин, водородсодержащий газ. Выход и состав продуктов каталитического риформинга зависят от свойств катализатора и исходного сырья и взаимоосвязанных параметров процесса: температуры, давления, объемной скорости подачи сырья, кратности циркуляции водородсодержащего газа по отношению к сырью.

1. дегидрирование шестичеленных циклогексанов;

Сырье. В качестве сырья каталитического риформинга применяют бензиновые фракции с началом кипения 60°Си выше и концом кипения не выше 180 °С. Бензины с началом кипения ниже 60 °С нет смысла подвергать риформированию, так как во фракции н. к.—60°С не содержится ни циклоалканов, ни алканов, способных превратиться в арены, а есть только углеводороды с числом атомов углерода менее шести, превращающиеся в углеводородный газ. Это балластные фракции, повышающие нагрузку установки, увеличивающие выход газа, причем на газообразование расходуется водород. Утяжеление фракционного состава сырья выше 180 °С приводит к большим отложениям кокса на катализаторе, вследствие чего сокращается срок службы последнего в режиме реакции. В зависимости от назначения установки применяют бензиновые фракции с различными пределами выкипания. Для получения высокооктанового бензина используют фракции 85—180 °С и 105—180 °С; для получения индивидуальных углеводородов: бензола—фракцию 60—85 °С; толуола—фракцию 85—105 °С;

Ксилолов—фракцию 105—140 °С; для получения смеси бензола, толуола, ксилолов—фракцию 62—140 °С, а при одновременном получении и аренов и высокооктанового бензина — фракцию 62—180 °С.

При производстве высокооктановых бензинов, особенно с октановым числом 95—100, каталитическому риформингу целесообразнее подвергать сырье утяжеленного фракционного состава с начальной температурой 105 °С, так как это позволяет увеличить выход бензина риформинга и одновременно водорода. Углеводородный состав сырья оказывает влияние на выход бензина риформинга и содержание в нем аренов, а также на выход водорода в процессе риформинга и на тепловой эффект реакции.

Чем больше циклоалканов и аренов содержится в сырье, тем выше выход бензина риформинга.

1, 14 — насосы; 2 — теплообменники; 3 — многосекционная трубчатая печь; 4 — реактор гидроочистки; 5 — холодильники; 6 — рибойлеры; 7 — газосепараторы; 8, 13 — колонны очистки газа от H2S; 9, 10, 18 — компрессоры; 11, 17 — стабилизационные колонны; 12 — емкость отгона стабилизации; 15 — реакторы риформинга; 16 – фракционирующий абсорбер; 19—адсорберы-осушители циркуляционного газа; 20 — печь для нагревания инертного газа; 21 — сборник-водоотделитель; 22 — сепаратор низкого давления;

/ — сырье; II— водородсодержащий газ; III— сухой газ; IV – стабильная головная фракция; V — стабильный катализат риформинга; VI — циркулирующий газ блока гидроочистки; VII — циркулирующий газ блока риформинга; VIII — водный раствор моноэтаноламина; IX— раствор моноэтаноламина, насыщенный сероводородом; X— вода; XI — дихлорэтан; XII— инертный газ; XIII—продукты десорбции (влага, инертный газ).

Сырье (фракция 85-180°С), подаваемое насосом 1, смешивают с водородсодержащим газом, циркулирующем в блоке гидроочистки. Смесь неочищенного сырья и водородсодержащего газа (600 м 3 на 1 м 3 сырья) подогревают в теплообменниках 2 и печи 3 (в одной из секций) до 330°С и подают в реактор 4 гидроочистки; давление в аппарате 3,2-3,4 МПа. Смесь очищенного сырья, циркуляционного газа, продуктов разложения и образовавшегося сероводорода направляют через систему регенерации тепла (рибойлер 6 и теплообменник 2) и холодильник 5 в газосепаратор 7, где водородсодержащий газ отделяется от гидроочищенного бензина.

Газ проходит через колонну 8 для очистки от Н2S (моноэтаноламином) и возвращается на циркуляцию к приему компрессора 9; избыток водородсодержащего газа сбрасывают компрессором 10. нестабильный бензин из газосепаратора 7 проходит через теплообменник 2 в стабилизационную колонну 11 для отделения продуктов гидроочистки (газообразные углеводороды и H2S), а также влаги. Углеводородный газ очищают от H2S в колонне 13. Очищенный стабильный бензин с низа колонны 11 через теплообменник 2 насосом 14 подают в блок риформинга. Перед теплообменниками, обогреваемыми парами из реакторов 15, сырье смешивают с циркуляционным водородсодержащим газом, подаваемым компрессором 18. смесь бензина и газа проходит секцию печи 3 и при 500°С входит в первый реактор риформинга.

В первом реакторе происходит основное превращение сырья, что видно по перепаду температур между входом и выходом, достигающему 35-40°С и свидетельствующему о значительном эндотермическом эффекте процесса. Частично превращенное сырье в смеси с циркуляционным водородсодержащим и образовавшимся углеводородным газами последовательно проходит вторую секцию печи 3, второй реактор и третью секцию печи, после чего идет двумя параллельными потоками в два последних реактора. Во втором реакторе перепад температур составляет 10-15°С, а в двух последних он равен всего 5-7°С, так как там в значительной степени протекают реакции гидрокрекинга, характеризующиеся положительным тепловым эффектом. Температура промежуточного нагрева сырья во второй и третьей секциях печи 3 несколько выше, чем температура исходного сырья, и составляет соответственно 505 и 515°С, чтобы активизировать ароматизацию парафинов.

Конечные продукты риформинга, пройдя систему теплообменников 2 и холодильники 5, поступают в газосепараторы 7 высокого давления, откуда отделившийся водородсодержащий газ проходит в адсорберы 19 и там осушается цеолитами во избежание дезактивирования применяемого галогенсодержащего промотора (образование НСl). Осушенный газ компрессором 18 передается в систему циркуляции, а катализат из газосепараторов 7 перетекает в газосепаратор 22 низкого давления, где от него отделяются углеводороды. Дальнейшее освобождение катализата от растворенных в нем газов осуществляется во фракционирующем абсорбере 16, где отделяется сухой газ (до С2 включительно), и в стабилизационной колонне 17: сверху уходят тяжелые компоненты газа (стабильная головная фракция), а снизу стабильный катализат. Печь 3 в системе стабилизации служит рибойлером для колонн 16 и 17. На установке имеется также печь 20 для нагревания инертного газа, необходимого для продувки (регенерации) адсорбента из адсорбера 19.

По прохождении практики, я прослушал вводный инструктаж по технике безопасности и пожарной безопасности. Особый интерес представляет историческое становление завода и экологическая обстановка. За период прохождения практики уделил внимание на следующие установки: установка ЭЛОУ – АВТ – 6, установка каталитического крекинга Г – 43 – 107, установка каталитического риформинга ЛЧ-35-11/1000, очистные сооружения.

Глядя на ту огромную территорию, которую занимает завод, легко понять, что нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность является одной из крупнейших сфер деятельности человека, а объемы продукции являются едва ли не наибольшими среди всех индустрий. Сложность процесса переработки говорит о том, что этот процесс наукоемкий и требует разработки все новых и новых методов, позволяющих более глубоко переработать нефть, тем самым завод станет более конкурентоспособен не только на отечественном, но и на мировом рынке нефтепродуктов. Мы, первокурсники нашего факультета, и есть часть тех людей, составляющих будущее нефтеперерабатывающей промышленности.

Мановян А. К. «Технология первичной переработки нефти и газа», – М.: Химия, 1999.

Фукс И. Г., Холодов Б. П. «Нефть, газ и продукты их переработки», – М.: Нефть и газ, 1994.

Http://works. doklad. ru/view/sr0QCbAi5AM/all. html

Просмотров: 2344 Комментариев: 4 Оценило: 0 человек Средний балл: 0 Оценка: неизвестно Скачать

Нефть (греч. ναφθα, или через тур. Neft , от персидск. Нефт ; восходит к аккад. Напатум — вспыхивать, воспламеняться) — горючая маслянистая жидкость, являющаяся смесью углеводородов, красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочной оболочке Земли; на сегодня — одно из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Нефтедобыча — отрасль экономики, занимающаяся добычей природного полезного ископаемого — нефти. Нефтедобыча — сложный производственный процесс, включающий в себя геологоразведку, бурение скважин и их ремонт, очистку добытой нефти от воды, серы, парафина и многое другое.

Россия обладает одним из самых больших в мире потенциалов топливно-энергетических ресурсов. На 13% территории Земли, в стране, где проживает менее 3% населения мира, сосредоточено около 13% всех мировых разведанных запасов нефти. Так как Россия богата нефтяными запасами, то существует определённые механизмы добычи нефти, её переработки и транспортировки.

По способам современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости (в т. ч. нефти) делятся на:

Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, как уже отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, таких как:

-возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах;

-удобства выполнения исследований скважин и пласта с применением практически всех современных методов;

-значительная продолжительность межремонтного периода работы ( МРП) скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, из которых добывается нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью нефтегазоводонасыщенных пород, пластовыми температурой, продуктивностью пласта и т. д.

1 – пласт; 2 – интервал перфорации; 3 – штуцер забойный; 4 – отсекатель; 5 – колонная головка; 6, 8 – манометры; 7 – лубрикатор; 9-77, 75 – задвижки; 12 – устьевой штуцер; 13 – крестовина; 14 – катушка; 16 — импульсная линия; 17 — НКТ; 78 – пакер; 19 – воронка башмачная; 20 – колонна обсадная

В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудования фонтанной скважины. Общая схема оборудования фонтанной скважины приведена на рис. 1.2. Основными элементами схемы являются: колонная головка 5, фонтанная арматура с лубрикатором 7 для проведения различных операций в работающей скважине, насосно-компрессорные трубы 17. Возможна установка пакера 75 или башмачной воронки 19 для устранения пульсирующей работы фонтанного подъемника. В высокопродуктивных пластах НКТ оборудуются скважинными отсекателями 4 для аварийного отключения. На фонтанной арматуре устанавливаются штуцер, предохранительные клапаны, пробоотборные устройства, приборы контроля.

При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.

Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:

Возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

-эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;

-эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

-возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

-большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

-возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

-простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;

-простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче [2, 9-14 и др.].

Оборудование газлифтных скважин состоит из наземной и подземной частей.

Наземное оборудование газлифтных скважин практически не отличается от оборудования для фонтанных. Арматура устанавливается на устье первых, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение – герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по переключению направления закачиваемого газа, по промывке скважины и т. д.

Для газлифтных скважин нередко используют фонтанную арматуру, остающуюся после прекращения фонтанирования. Часто применяют специальную упрощенную и более легкую арматуру. При интенсивном отложении парафина арматуру устья дополнительно оборудуют лубрикатором, через который в НКТ на проволоке спускают скребок для механического удаления парафина с внутренних стенок труб.

Кроме того, скважина оборудуется устьевым клапаном-отсекателем для перекрытия скважины при достижении ею производительности заданного предела.

ЭЦН (Электрический центробежный насос)- наиболее широко распространенный в России аппарат механизированной добычи нефти.

ЭЦН — центробежный насос. ЭЦН — погружной насос Необходимость эксплуатации ЭЦН в скважине накладывает ограничения на диаметр насоса. Большинство применяемых центробежных насосов для добычи нефти не превышает 103 мм (5А габарит насоса). В то же время длина ЭЦН в сборе может достигать 50 м. Основными параметрами определяющими характеристики работы насоса являются: номинальный дебит или производительность (м3/сут) развиваемый напор при номинальном дебите (м) частота вращения насоса (об/мин)

Глубинные (скважинные) штанговые насосы (ГШН) являются наиболее распространенным видом насосов, предназначенных для подъема жидкости из нефтяных скважин.

    Насосы состоят из цельного неподвижного цилиндра с удлинителями, подвижного плунжера, нагнетательного и всасывающего клапанов и замка. Удлинители навертываются на цилиндр по одному с каждой стороны. Наличие удлинителей позволяет выдвигать плунжер из цилиндра при работе насоса, при этом предотвращаются отложения на внутренней поверхности цилиндра, что исключает заедание плунжера и создает благоприятные условия при проведении ремонта. Детали насосов, находящиеся под напряжением, изготовлены из высоколегированных сталей и сплавов, что обеспечивает длительную безотказную работу насосов. Герметичность посадки насосов, резьбовых соединений, полная взаимозаменяемость всех деталей насоса обеспечены высокой точностью их изготовления. По присоединительным размерам и резьбам все насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование.

УЭВН – вертикальный электронасосный агрегат с винтовым (сдвоенным) скважинным погружным насосом.

Цель переработки нефти (Нефтепереработки ) — производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив (автомобильных, авиационных, котельных и т. д.) и сырья для последующей химической переработки

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.

Нефть поступает на НПЗ в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).

Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.

Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти

Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

    Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д. Облагораживающие: риформинг, гидроочистка, изомеризация и т. д. Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.

Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С [1] . В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов.

Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.

Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит газ риформинга. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).

Процесс получения изоуглевородов (изопентан, изогексан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Алкилирование — введение алкила в молекулу органического соединения. Алкилирующими агентами обычно являются алкилгалогениды, алкены, эпоксисоединения, спирты, реже альдегиды, кетоны, эфиры, сульфиды, диазоалканы.

Большинство нефтепромыслов находится далеко от мест переработки или сбыта нефти, поэтому быстрая и экономичная доставка «черного золота» жизненно важна для процветания отрасли.

Самым дешевым и экологически безопасным способом транспортировки нефти являются Нефтепроводы . Нефть в них движется со скоростью до 3 м/сек под воздействием разницы в давлении, создаваемой насосными станциями. Их устанавливают с интервалом в 70-150 километров в зависимости от рельефа трассы. На расстоянии в 10-30 километров в трубопроводах размещают задвижки, позволяющие перекрыть отдельные участки при аварии. Внутренний диаметр труб, как правило, составляет от 100 до 1400 миллиметров. Их делают из высокопластичных сталей, способных выдержать температурные, механические и химические воздействия. Постепенно все большую популярность обретают трубопроводы из армированного пластика. Они не подвержены коррозии и обладают практически неограниченным сроком эксплуатации.

Нефтепроводы бывают подземными и наземными. У обоих типов есть свои преимущества. Наземные нефтепроводы легче строить и эксплуатировать. В случае аварии значительно легче обнаружить и устранить повреждение на трубе, проведенной над землей. В то же время подземные нефтепроводы менее подвержены влиянию изменений погодных условий, что особенно важно для России, где разница зимних и летних температур в некоторых регионах не имеет аналогов в мире. Трубы можно проводить и по дну моря, но поскольку это сложно технически и требует больших затрат, большие пространства нефть пересекает при помощи танкеров, а подводные трубопроводы чаще используют для транспортировки нефти в пределах одного нефтедобывающего комплекса.

Идею использования трубопроводов для перекачки нефти и нефтепродуктов предложил великий русский ученый Д. И. Менделеев. Он объяснил основные принципы строительства и привел аргументы в пользу этого вида транспорта.

Различают три вида нефтепроводов. Промысловые, как понятно из названия, соединяют скважины с различными объектами на промыслах. Межпромысловые ведут от одного месторождения к другому, магистральному нефтепроводу или просто относительно удаленному промышленному объекту, находящемуся за пределами исходного нефтедобывающего комплекса. Магистральные нефтепроводы прокладывают для доставки нефти от месторождений до мест перевалки и потребления, к которым, в том числе, относятся нефтебазы, нефтеналивные терминалы, нефтеперерабатывающие заводы.

Современные танкеры – это гигантские суда. Впечатляющие размеры объясняются экономическим «эффектом масштаба». Стоимость перевозки одного барреля нефти на морских судах обратно пропорциональна их размерам. Кроме того, число членов экипажа большого и среднего танкера примерно одинаково. Поэтому корабли-гиганты значительно сокращают расходы компаний на транспортировку. Однако не все морские порты в состоянии принять у себя супер-танкер. Для таких гигантов нужны глубоководные порты. Так, например, большинство российских портов из-за ограничений по фарватеру не способно принимать танкеры с дедвейтом более 130-150 тысяч тонн.

Еще один вид транспортировки нефти – По железной дороге . Это быстрый всесезонный способ. В нашей стране его используют, чтобы доставить нефть из Западной Сибири на Дальний Восток, Южный Урал и в страны Центральной Азии. Из Урала нефть везут на Запад, на Северный Кавказ и в Новороссийск. Однако для доставки «черного золота» по железной дороге требуется в 10 раз больше трудозатрат, чем для ее транспортировки по нефтепроводам. Поэтому даже в странах с разветвленной железнодорожной сетью этот способ перевозки нефти является второстепенным.

История нефтяной индустрии России насчитывает уже более 130 лет. За это время нефть стала чем-то неотделимым от России (сначала в образе царской России, затем СССР и на конец Российской Федерации). Менялся облик страны, менялся режим, народ, его идеи цели и чаяния, вместе с ними менялась и нефтедобывающая отрасль, претерпевая взлеты и падения, триумфы и крахи.

Сегодня значение нефти России трудно переоценить. Большинство самых богатых людей и компаний работающих в РФ так или иначе связаны с нефтью. Она же приносит значительную прибыль стране и позволяет решать экономические, социальные и (как видим) политические проблемы.

Нефть для России важна – это факт. Однако, у каждой медали есть обратная сторона. Ни для кого не тайна что Россия находится в зависимости от этого сырья. На сегодняшний день, дальнейшее экономическое (и не только) будущее России во многом определяется не ее успехами в высоких технологиях и конкурентно способностью на международных рынках ее товаров, а мировыми ценами на нефть.

В январе-сентябре 2010 года в России объем добыч нефти вырос в годовом выражении на 2,4% – до 420 млн. тонн, что является рекордной величиной за всю новейшую историю страны. По итогам текущего года показатель может составить 504,8 млн. тонн, в октябре среднесуточный объем добычи составил 1,4 млн. тонн, что является рекордным значением за последние 20 лет. Такая положительная динамика роста добычи нефти связана с мерами государственной поддержки в отрасли, а также с введением крупных инфраструктурных проектов. Также льготные ставки экспортной пошлины на нефть позволили начать освоение Ванкорского, Талаканского и Верхнечонского месторождений, а также эксплуатацию нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан.

Теперь главное не столкнуться с проблемой неразвитости инфраструктуры по транспорту нефти, ограничивающей возможности для сбыта дополнительно добываемых объемов нефти. Итогом этого может стать замедление темпов роста добычи и экспорта нефти в результате инвестиционных решений добывающих компаний, направленных на сдерживание добычи ввиду ограниченности возможностей инфраструктуры.

1) Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов – 3 изд.-2009 г. Изд. «Альянс»

Http://www. bestreferat. ru/referat-227098.html

Добавить комментарий