Переработка тяжелых нефтей

Использование: нефтепереработка, нефтехимия. Сущность: тяжелые нефтяные остатки, в качестве которых используют асфальтит, предварительно смешивают с фракцией гидрогенизата, кипящей выше 520 o C, при температуре, исключающей вскипание раствора катализатора – раствора водо-, масло-растворимых солей молибдена, никеля, кобальта, вольфрама, до создания вязкости, обеспечивающей проведение стадии диспергирования с образованием стабильной эмульсии с диаметром капель 0,5-5,0 мкм. Способ позволяет исключить накапливание твердых частиц в системе, содержащихся в исходном сырье и образующихся в процессе переработки, для чего 10-25 мас.%. остатка процесса выводят из системы и сжигают, выделяя окислы гидрирующих металлов. 4 з. п. ф-лы, 3 табл.,1 ил.

Изобретение относится к способам гидрогенизационной переработки тяжелых нефтяных остатков для получения компонентов моторных топлив и сырья для каталитических процессов и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.

Известен способ переработки тяжелых нефтяных остатков, включающий приготовление эмульсии водного раствора катализатора в исходном сырье, контактирование эмульсии с водородсодержащим газом при температуре 250 – 600 o C и гидрогенизацию полученной смеси [1]. Согласно способу для гудрона, полученного вакуумной перегонкой мазута западно-сибирской нефти с содержанием 3 мас.% фракций, выкипающих до 500 o C, в присутствии Mo в количестве 0,05 мас.% на сырье конверсии составляет 90%, а вход кокса – 0,8 мас.%.

Недостаток описанного способа – невозможность использования более тяжелых нефтяных остатков, чем гудрон и, следовательно, недостаточная глубина переработки нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ переработки тяжелых нефтяных остатков, в котором 5 – 15% исходного сырья смешивают с водным раствором солей молибдена, никеля, кобальта, вольфрама, железа или их смесью, образовавшуюся эмульсию контактируют с водородсодержащим газом, затем повергают гидрогенизации [2]. Конверсия нефтяных остатков составляет 86 – 93% при общей глубине переработки нефти до 90%.

Недостатком известного способа является невозможность использования высоковязких нефтяных остатков, температура кипения которых выше температуры кипения раствора катализатора, что снижает глубину переработки нефти в целом. Тяжелые нефтяные остатки попадают в котельное топливо и, сгорая, увеличивают выбросы в атмосферу сернистых соединений и окислов тяжелых металлов. Кроме того, технология описанного способа не предусматривает эффективное извлечение тяжелых металлов, содержащихся в сырье.

Задача изобретения заключается в создании способа глубокой переработки нефти.

Использование предлагаемого способа позволяет увеличить глубину переработки нефти за счет получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов от переработки асфальта. Асфальтит как отход производства обычно утилизируют путем сжигания или добавляют в котельное топливо. И в том, и в другом случае в атмосферу выбрасываются сернистые соединения и окислы тяжелых металлов. Переработка асфальтита согласно предлагаемому способу позволит снизить вредные выбросы в атмосферу.

Способы гидропереработки асфальтита с целью получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов не известны.

Реализация предлагаемого способа возможна в условиях уже имеющихся технологических аппаратов и оборудования.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе переработки тяжелых нефтяных остатков путем смешения их с раствором водо-, маслорастворимых солей молибдена, никеля, кобальта, вольфрама, диспергирования смеси, контактирования ее с водородсодержащим газом, последующей гидрогенизации и разделения полученных продуктов, в качестве остатков используют асфальтит, предварительно смешанный с растворителем при температуре, исключающей вскипание раствора катализатора для создания вязкости, необходимой для проведения диспергирования. Причем в качестве растворителя используют фракцию, образующуюся в процессе гидрогенизации и кипящую выше 520 o C. Данный технологический прием позволяет снизить температуру кипения получаемой смеси и уменьшить вероятность вскипания (вспучивания) ее при смешении с низкокипящим раствором катализатора.

Для повышения дисперсности соли металла в сырьевой смеси и создания контактирования, близкого к межмолекулярному, что в свою очередь связано с повышением эффективности процесса гидрогенизации, диспергирование проводят до образования стабильной эмульсии с диаметром капель 0,5 – 5,0 мкм.

Добавка в раствор катализатора полярного углеводорода, обладающего сродством к нефтепродуктам, например ацетона, полиметилсилаксана и др., в количестве 0,001 – 0,005 мас. % облегчает формирование эмульсии высокой степени дисперсности.

Способ позволяет исключить накапливание твердых частиц в системе, содержащихся в исходном сырье и образующихся в процессе переработки, для чего 10 – 25 мас.% остатка процесса выводят из системы и сжигают, выделяя окислы гидрирующих металлов. Последние используют для приготовления раствора катализатора, чтобы выполнить его потери в процессе переработки.

Переработку асфальтита осуществляют по схеме, приведенной на чертеже.

Асфальтит смешивают с растворителем, в качестве которого используют фракцию нефтепродукта, кипящую выше 520 o C и полученную при ректификации продуктов гидрогенизации. Приготовленную сырьевую смесь смешивают в специальной емкости с раствором катализатора и подвергают диспергированию до получения устойчивой эмульсии с размером капель 0,5 – 5,0 мкм, фиксируемых визуально с помощью микроскопа. Далее эмульсию сырья с раствором катализатора совместно с циркулирующим водородсодержащим газом нагревают до температуры 420 – 450 o C и подают на гидрогенизацию (при нагреве используют тепло рециркулята).

Гидрогенизацию асфальтита проводят в одном или нескольких полых трубчатых реакторах в восходящем потоке при давлении 6 – 10 МПа. Здесь при контактировании частиц эмульсии с сернистыми продуктами, содержащимися в сырье и водородсодержащем газе, происходит образование каталитических центров, которыми являются десульфиды гидрирующих металлов. Затем продукты гидрогенизации подвергают горячей и холодной сепарации. Легкие продукты сепарации, содержащие в углеводородной части увеличенные металлоорганические комплексы из сырья и раствора катализатора, фильтруют. Остаток фильтрования направляют на сжигание для выделения металлов, окислы которых служат основой для приготовления раствора катализатора, а углеводородную часть – на ректификацию. Реакционную воду, полученную отстоем углеводородов, используют вновь для приготовления раствора катализатора. Тяжелые продукты после сепарации проходят ректификацию в атмосферной и вакуумной ступенях с выделением целевых фракций (бензиновой, дизельной, газойлевой), которые для получения товарных продуктов подвергают гидрооблагораживанию известными методами.

Углеводородные газы из блока ректификации используют для получения водорода.

Остаток ректификации (фр. 520 o C) в количестве 10 – 25 мас.% подвергают центрифугированию, после чего осадок, представляющий механические частицы с осажденными на них металлами и коксосмолистыми веществами, сжигают с последующим выделением из золы окислов металлов и направляют их вновь на приготовление раствора катализатора.

Очищенный от механических примесей, кокса и металлов фугат вместе с основным количеством остатка ректификации используют как рецикл и в качестве растворителя для приготовления сырьевой смеси (асфальтит + фр. 520 o C).

Способ осуществляют на пилотной установке производительностью 0,5 л/ч. В качестве сырья используют образцы асфальтита с физико-химическими свойствами, приведенными в табл. 1. Глубину переработки асфальтита оценивают по количеству дистиллатных продуктов, образующихся в процессе (фр. 180 – 520 o C).

Результаты приведены в табл. 2 и 3, причем в табл. 2 приведены показатели гидрогенизации при однократном проходе смеси через реакционную камеру, из которой видно, что при температуре 460 o C, давлении 7,5 МПа, массовой скорости 1,5 ч -1 асфальтит подвергается наиболее глубокой переработке. В табл. 3 приведены показатели переработки асфальтита при выбранных оптимальных условиях с возвратом части непревращенного пастообразователя в реакционную зону в виде рециркулята.

Представленные данные показывают, что наиболее предпочтительными являются условия примеров 2, 3, 4, а глубина переработки нефти с учетом конверсии асфальтита составляет 94 – 98%.

1. Способ переработки тяжелых нефтяных остатков путем смешения их с раствором водо – и маслорастворимых солей молибдена, никеля, кобальта, вольфрама, диспергирования полученной смеси, контактирования ее с водосодержащим газом, последующей гидрогенизации и разделения полученных продуктов, отличающийся тем, что в качестве остатков используют асфальтит, предварительно смешанный с растворителем, при температуре, исключающей вскипание раствора катализатора, для создания вязкости, необходимой для проведения диспергирования.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве растворителя используют фракцию гидрогенизата, кипящую выше 520 o C.

3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что диспергирование проводят до образования стабильной эмульсии с размером капель 0,5 – 5,0 мкм.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что диспергирование проводят в присутствии 0,001 – 0,005 мас.% полярного углеводорода, обладающего сродством к нефтепродуктам.

5. Способ по пп. 1 – 4, отличающийся тем, что 10 – 25 мас.% остатка процесса сжигают, выделяют окислы гидрирующих метиллов и направляют их для приготовления раствора катализатора.

Http://www. freepatent. ru/patents/2112012

Использование: нефтепереработка, нефтехимия. Сущность: тяжелые нефтяные остатки, в качестве которых используют мазут или гудрон, перерабатывают в присутствии активного молибденсодержащего комплекса, полученного в процессе атмосферной или вакуумной перегонки нефти. Водо – или маслорастворимую соль молибдена в растворителе диспергируют в исходной нефти. Диспергирование проводится до создания стабильной эмульсии с диаметром капель 0,5-5,0 мкм. Далее проводят перегонку нефти. Остаток перегонки с содержанием молибдена 0,001-1,000 мас. % вводят в реактор гидрогенизации. Технический результат: повышение выхода светлых нефтепродуктов. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтепереработки и может быть использовано при переработке остаточных нефтепродуктов.

Известен способ конверсии тяжелых нефтяных остатков, преимущественно гудронов, с суспендированным катализатором (US патент 3622498, С 10 G 13/06, 1971) путем смешения сырья с водородом, частью ранее полученных продуктов конверсии и 1-25 мас.% мелкораздробленных частиц катализатора, предпочтительно сульфидов металлов V, VI и VIII групп. Для получения дистиллятных нефтяных фракций: бензиновой, керосино-газойлевой и более тяжелых фракций, а также организации рецикла и циркуляции катализатора, вывода из системы последнего используют сложную систему, состоящую из нескольких ступеней разделения: сепараторов (горячих и холодных), атмосферной и вакуумной колонн, другой аппаратуры.

Недостатком известного способа являются: сложное аппаратурное оформление процесса; высокие энергозатраты, в том числе из-за нерационального использования тепла отходящих технологических потоков; невысокая конверсия гудрона в более легкие нефтяные фракции.

Известен также способ (US патент 4192735, С 10 G 13/06, 1980) гидрокрекинга полученного при вакуумной перегонке мазута дистиллята путем добавления к нему термически разлагающегося соединения металла (от 25 до 950 ppm элементарного металла на сырье). Металл выбирают из групп IV-VIII Периодической системы элементов, а также в виде их смеси. Нагрев катализатора и сырья осуществляют совместно с газом, содержащим H2S и H2. Процесс характеризуется сложной системой сепарации и ректификации получаемых нефтепродуктов, в том числе и наличием специальной вакуумной колонны, устройствами для выделения и циркуляции катализатора.

К недостаткам процесса могут быть отнесены невысокая степень конверсии сырья из-за снижения содержания металла в рецикле, высокие энергетические и капитальные затраты, необходимые для фракционирования сырья и получаемых нефтепродуктов, высокий расход катализатора.

Также известен способ переработки гудрона (RU патент 2140965, С 10 G 47/02), в котором катализат направляют в горячий сепаратор высокого давления, из которого жидкий поток с температурой 380-420 o С подают на фракционирование в вакуумную колонну вместе с остатком атмосферной перегонки нефти. При этом содержание металла IV-VIII групп, диспергированного в жидком потоке горячего сепаратора, составляет 0,03-0,10 мас.%.

Остаток атмосферной перегонки нефти (мазут) направляют в вакуумную колонну, куда подают также жидкий поток рециркулята с температурой 380-420 o С из горячего сепаратора, содержащий в себе диспергированный ранее катализатор – металл IV-VIII групп в количестве 0,03-0,10 мас.%, считая на металл. В результате вакуумной дистилляции указанной смеси получают компонент дизельного топлива, вакуумный дистиллят, выкипающий в пределах 360-520 o С, и фракцию, выкипающую выше 520 o С (гудрон). Гудрон, содержащий некоторое количество катализатора, направляют в узел приготовления и диспергирования катализатора, где к гудрону добавляют необходимое количество катализатора каталитической добавки, содержащей металлы IV-VIII групп. Затем к нему добавляют циркулирующий водородсодержащий газ и направляют полученный поток в печь, а затем в реактор.

Недостатками указанного способа являются: необходимость приготовления суспензии катализатора в автоклавах; усложнение технологической схемы; расходование части целевого продукта для приготовления суспензии катализатора.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению техническим решением, принятым за прототип, является способ гидрогенизации тяжелых нефтяных остатков при низком давлении с использованием диспергированного в сырье раствора каталитической добавки, содержащей металлы IV-VIII групп (Перспективные процессы и катализаторы нефтепереработки и нефтехимии. Сборник научных трудов ГрозНИИ, М., ЦНИИТЭ-Нефтехим, 1990, вып. 43, с. 184-187).

Остаток атмосферной переработки нефти (мазут) подвергают ректификации в первой вакуумной колонне с получением гудрона. К гудрону добавляют рецикл и подают эту смесь в узел приготовления и диспергирования катализатора. Диспергирование проводят при температуре и давлении, исключающими вскипание водного раствора катализатора. Затем добавляют к полученной смеси циркулирующий водородсодержащий газ, нагревают ее в теплообменниках и печи и подают в реактор.

Выходящий из реактора катализат направляют в горячий сепаратор высокого давления, пары из которого направляют в горячий сепаратор низкого давления, а полученный там паровой поток направляют в холодный сепаратор.

Из холодного сепаратора пары, содержащие в основном водород, возвращают на циркуляцию в поток перед реактором. Жидкие продукты из холодного сепаратора поступают в атмосферную ректификационную колонну. Сюда же направляют жидкий поток из горячего сепаратора низкого давления.

Жидкий поток горячего сепаратора высокого давления направляют в дополнительный сепаратор, откуда пары также поступают в атмосферную колонну, а жидкие углеводороды – во вторую вакуумную колонну.

В атмосферной колонне катализат разделяют на углеводородный газ, компоненты бензина, дизельного топлива и фракцию, выкипающую выше 360 o С.

Во второй вакуумной колонне катализат разделяют на фракцию, выкипающую ниже 360 o С, – компонент дизельного топлива, фракцию 360-520 o С, которую используют, в частности, как сырье каталитического крекинга, и остаток, выкипающий выше 520 o С, – рециркулят, который добавляют к гудрону первой вакуумной колонны перед подачей его в реактор.

Недостатками способа, принятого за прототип, являются: необходимость снижения температуры сырья, применение давления в узле приготовления катализатора; высокое давление водородсодержащего газа 7,5 МПа;

Высокие энергетические расходы из-за сложной схемы разделения катализата, наличия двух вакуумных колонн;

Невысокая степень конверсии сырья из-за малого числа центров контакта сырья и катализатора, приводящая к малому выходу фракций, выкипающих до 520 o С;

Значительный безвозвратный расход катализатора за счет выноса из системы;

Высокие капитальные затраты на сооружение установки из-за наличия системы сепарации, диспергирования при повышенной температуре и давлении, двух вакуумных колонн.

Цель изобретения заключается в создании способа глубокой переработки нефти.

Использование предлагаемого способа позволяет увеличить глубину переработки нефти за счет получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов от переработки тяжелых нефтяных остатков.

Реализация предлагаемого способа возможна в условиях уже имеющихся технологических аппаратов и оборудования.

Сущность изобретения заключается в том, что переработку тяжелых нефтяных остатков ведут в присутствии активного молибденсодержащего комплекса, образующегося в процессе первичной переработки нефти. В качестве сырья использовались нефть месторождения Окарем (Туркмения) и смесь западно-сибирских нефтей (сырьевой парк Московского НПЗ), характеристики нефти приведены в табл. 1. Раствор водо – или маслорастворимой соли молибдена в растворителе диспергируется в нефти до создания стабильной эмульсии с диаметром капель 0,5-5 мкм. Введение соли осуществляется при температуре 20-80 o С и атмосферном давлении. В качестве модели водорастворимой соли молибдена использовался парамолибдат аммония (NH4)6Mo7O24 4H2O, а маслорастворимой – ацетилацетонат молибденила С10Н14O4МоО2. В качестве растворителя используют соответственно воду или бензол. Далее нефть перегоняют обычным порядком, а полученный остаток (мазут) с содержанием молибдена 0,001-1,000% подвергают гидрогенизации.

Гидрогенизацию проводят в проточном реакторе с инертной насадкой при температуре 350-550 o С и давлении 0,1-2,0 МПа.

Пример 1. В работе использовался лабораторный диспергатор “UNIVERSAL LABORATORY AID type MPW”. В керамический стакан помещалось 100 г исходной нефти (туркменская нефть). Диспергатор включался на 1/3 мощности и нефть перемешивалась в течение 1 мин, затем в центр стакана из стеклянного шприца вводился 1 г водного раствора парамолибдата аммония, содержащего расчетное количество молибдена, и число оборотов диспергатора увеличивалось до максимальных (10000 об/мин). На максимальных оборотах процесс проводился в течение 3 мин, диаметр капель в полученной эмульсии 0,5-1,5 мкм. Далее нефть загружают в колбу ИТК объемом 200 см 3 и подвергают атмосферной перегонке по ГОСТ 2177-85 до достижения в кубе температуры 350 o С. Остаток атмосферной перегонки (мазут), содержащий 0,001 мас.% молибдена в количестве 100 г, насосом-дозатором (со скоростью 1 см 3 /мин) подают в реактор с инертной насадкой. Давление водородсодержащего газа 0,1 МПа. Гидрогенизат собирают в охлаждаемом приемнике, а газ – в газометре. Далее проводятся атмосферно-вакуумная разгонка гидрогенизата и стандартные анализы для определения технологических характеристик полученного сырья.

Характеристики мазута и гидрогенизата по данному и следующим примерам приведены в табл. 2.

Пример 2 (сравнительный). В 100 г исходной нефти (туркменская и западно-сибирская нефть) диспергируют 1 мл дистиллированной воды, диаметр капель в полученной эмульсии 0,5-1,0 мкм. Далее нефть загружают в колбу ИТК объемом 200 см 3 и подвергают атмосферной перегонке по ГОСТ 2177-85 до достижения в кубе температуры 350 o С. Остаток атмосферной перегонки (мазут), не содержащий молибдена, в количестве 100 г насосом-дозатором (со скоростью 1 см 3 /мин) подают в реактор с инертной насадкой. Давление водородсодержащего газа 0,1 МПа. Гидрогенизат собирают в охлаждаемом приемнике, а газ – в газометре. Далее проводятся атмосферно-вакуумная разгонка гидрогенизата и стандартные анализы для определения технологических характеристик полученного сырья.

Пример 3. В 100 г западно-сибирской нефти диспергируют 1 г водного раствора, содержащего расчетное количество парамолибдата аммония, диаметр капель полученной эмульсии 2-3,5 мкм. Далее нефть загружают в колбу ИТК объемом 200 см 3 и подвергают атмосферной перегонке по ГОСТ 2177-85 до достижения в кубе температуры 350 o С. Гидрогенизацию мазута, содержащего 0,500 мас.% молибдена, проводят аналогично предыдущим примерам.

Пример 4. В 100 г нефти по примеру 3 диспергируют 1 г раствора ацетилацетоната молибденила в бензоле, содержащего расчетное количество молибдена, далее нефть загружают в колбу ИТК объемом 200 см 3 и подвергают атмосферной перегонке по ГОСТ 2177-85 до достижения в кубе температуры 350 o С. Остаток атмосферной перегонки (мазут), содержащий 1,000 мас.% молибдена в количестве 100 г насосом-дозатором (со скоростью 1 см 3 /мин) подают в реактор с инертной насадкой. Давление водородсодержащего газа 0,1 МПа. Гидрогенизат собирают в охлаждаемом приемнике, а газ – в газометре. Далее проводятся микроразгонка гидрогенизата и стандартные анализы для определения технологических характеристик полученного сырья.

Пример 5. Проводят аналогично примеру 4, при давлении водородсодержащего газа 2,0 МПа и содержании молибдена в мазуте 1,000 мас.%. В качестве сырья использовалась туркменская нефть. При этом выход дистиллятов до 240 o С, 240-350 o С, 350-500 o С соответственно составил 6,0, 28,0, 45,0 мас.%. Условная вязкость снизилась на 10 ед., температура застывания на 5 o С.

В табл. 2 приведены также результаты опытов, проведенных с использованием различных концентраций молибдена в мазуте. Результаты, полученные с использованием водо – или маслорастворимой соли молибдена, аналогичны.

Как видно из приведенных данных, в результате гидрогенизации существенно увеличивается отношении Н/С атомное, снижаются вязкость и содержание серы, увеличивается выход светлых и масляных дистиллятов. Содержащийся в тяжелых остатках молибден оседает на насадке реактора и извлекается известными методами на катализаторной фабрике, таким образом, решается проблема утилизации молибдена.

Способ гидрогенизационной переработки тяжелых нефтяных остатков с использованием водо – или маслорастворимой соли молибдена, отличающийся тем, что раствор водо – или маслорастворимой соли молибдена в растворителе диспергируют в нефти до создания стабильной эмульсии с диаметром капель 0,5-5,0 мкм, далее нефть перегоняют с последующим введением полученного остатка перегонки с содержанием молибдена 0,001-1,000 мас.% в реактор гидрогенизации.

Http://www. findpatent. ru/patent/220/2208625.html

О перспективной технологии переработки тяжелой нефти и остатков нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств (интенсивного разделения углеводородного сырья)…

Получение широкой фракции дистилятов, обогащенной топливными фракциями и обедненной вредными компонентами, для:

Масло моторное универсальное М-8В (автол) предназначено для автомобильных, тракторных и других двигателей. С целью утилизации отработанного масла М-8В была исследована возможность его термомеханического крекинга по технологии ТИРУС. Таким способом отработанное масло может быть превращено в целевые продукты: бензиновую (н. к. – 180°С), керосиновую (180 – 240°С), дизельную (240 – 360°С) фракции.

Атмосферно-вакуумная перегонка неиспользованного масла М-8В показала отсутствие в нем бензиновой и керосиновой фракций, содержание дизельной фракции составило 5,2%, основная масса масла перегонялась в интервале температур кипения 380 – 500°С. Термомеханический крекинг исследуемого масла по технологии ТИРУС привел к образованию примерно 20% бензиновой, 10% керосиновой и 43% дизельной фракций, т. е. содержание целевых продуктов с температурой кипения до 360°С в процессе термомеханического крекинга увеличилось с 5,2 до 73%. Таким образом, была показана принципиальная возможность термомеханического крекинга высококипящих (выше 360°С) компонентов масла в целевые продукты с температурой кипения до 360°С.

Исследование состава отработанного масла М-8В, прошедшего термомеханический крекинг по технологии ТИРУС, показало наличие в нем 19% бензиновой, 15% керосиновой и 38% дизельной фракций. В целом, содержание целевых компонентов с температурой кипения до 360°С в процессе термомеханического крекинга отработанного масла по технологии ТИРУС составило 72%.

Хранение и утилизация отработанных масел представляют собой довольно серьезную экологическую и экономическую проблему. Многие предприятия вынуждены платить огромные штрафы. Разделение отработанного масла по нашей технологии позволит получить из него 70 – 75% широкой фракции углеводородов, которую можно перерабатывать по топливному варианту на месте разделения или продавать как хорошую, легкую, малосернистую нефть с высоким потенциалом содержания топливных композиций. Остаток разделения (25 – 30%) можно использовать как сырье для производства битума, битумных эмульсий, мягкой кровли и т. д., а также в качестве малосернистого мазута, т. к. содержание сернистых соединений в моторных маслах – исходное сырье для разделения – невелико (в отличие от тяжелой высокосернистой нефти).

Самостоятельный (или в составе НПЗ) блок разделения отработанных масел по технологии ТИРУС окупится еще быстрее, чем блок по разделению тяжелой высокосернистой нефти. Кроме того, заказчик избежит штрафных санкций и вредного экологического воздействия на окружающую среду, что только увеличит прибыль от внедрения технологии.

Перспективная технология переработки тяжелой нефти и остатков нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств (технология интенсивного разделения углеводородного сырья).

Переработка «тяжелой» нефти по классической схеме с целью получения топлива низкорентабельна, а в ряде случаев невозможна. Такая нефть содержит низкое количество «светлых» (топливных) фракций. На установках с классической схемой переработки возможен отбор этих фракций по отношению к нефти не более 25–30%. Высокое содержание серы и смолистых веществ сокращает ресурс оборудования нефтепе-рерабатывающих заводов (НПЗ), затрудняет процесс транспортировки по трубопроводам.

Использование технологии ТИРУС, разработанной в ФГУП «ГНЦ РФ НИИАР» позволяет увеличить количество отбираемых топливных фракций более чем в 2 раза (до 65–75%). Таким образом, из «тяжелой» нефти можно произвести 20–30% масс. бензина, 40–50% масс. дизельного топлива, 20–30% масс. мазута, битума и других тяжелых товарных продуктов.

В основе новой технологии лежит способ разделения нефти с получением «легкой» – обогащенной «светлыми» фракциями – части нефти, так называемой, широкой фракции дистиллятов (ШФД).

Технология базируется на совместном термомеханическом воздействии на исходный продукт, при этом значение тем-пературы в рабочей камере (аппарате разделения) значительно меньше температуры обычного термиче-ского крекинга. В предлагаемой технологии реагенты не используются.

В начале процесса переработки нефть разделяют на две части: «легкую» (ШФД) и остаток разделения (ОР), содержащий смолы, асфальтены и большую часть примесей. В «легкой» части содержание серы уменьшается до 5 раз, а хлоридов – до 200 раз по сравнению с исходной нефтью. «Легкая» часть нефти далее перерабатывается известными классическими методами. Количество «легкой» части по отношению к нефти может достигать 75-80% и регулируется параметрами технологического процесса. При этом за счет термомеханической деструкции увеличивается количество отбираемых «светлых» фракций по отношению к их содержанию в нефти. Операции предварительной подготовки нефти (обезвоживание и обессоливание) могут отсутствовать. В аппарате разделения совмещены несколько технологических операций: разделение углеводородных фракций, термомеханический крекинг и обезвоживание. ОР используется как сырье для получения битума или других тяжелых товарных продуктов, а также как печное топливо, если содержание серы в исходном продукте невелико. Если использовать кубовый остаток (из тяжелой нефти получится около 70%) после классической АТ без технологии ТИРУС для производства битума, то половина из него уйдет в отходы. ОР с применением технологии ТИРУС (25-30%) – это безотходное сырье для битумного производства.

Комплекс переработки нефти по сравнению с полной классической схемой содержит меньшее количе-ство оборудования. Удельные затраты энергии не выше, чем у крупных НПЗ, и составляют примерно 1 МДж на 1 кг нефти.

Предлагаемая технология легко встраивается в классический процесс нефтепереработки и может быть внедрена как при строительстве нового НПЗ, так и при модернизации существующего НПЗ для значитель-ного увеличения глубины переработки нефти и остатков нефтеперерабатывающих производств. Технология может быть эффективно использована нефтедобывающими предприятиями, удаленными от НПЗ.

«Тяжелая» нефть занимает большую долю в структуре нефтяных запасов Урало-Поволжья – второго по значению после Западной Сибири нефтедобывающего региона России (например, в Татарстане – свыше 35%, Пермской области – 58%, Удмуртии – 83%). Сырьевая база некоторых регионов, например, Ульяновской области полностью представлена тяжелыми высоковязкими нефтями.

Запасы «тяжелой» нефти сосредоточены также в США (Калифорния), Канаде (западные месторождения), Мексике.

Технология может применяться не только для переработки «тяжелой» нефти, но и для переработки остатков нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, а также отработанных машинных масел, застарелых мазутов и нефтешламов.

– разработчиков действующих и законсервированных месторождений «тяжелой» нефти.

– снижения затрат на транспортировку сырья из-за уменьшения вязкости и плотности «тяжелой» нефти;

– снижения капитальных и эксплуатационных затрат вследствие увеличения ресурса оборудования НПЗ и совмещения технологических операций в одном аппарате.

Использование технологии ТИРУС позволит уменьшить воздействие НПЗ на окружающую среду и, со-ответственно, затраты на решение экологических проблем.

– разработка КТД на промышленную установку переработки нефти с производительностью до 100 тыс. т в год. Срок: 6 мес.;

– разработка технологического процесса для различных вариантов использования технологии;

2) Стадия коммерческой реализации разработки. Для ГНЦ РФ НИИАР наиболее предпочтительным вариантом коммерциализации технологии является продажа права на ее использование на основании лицензионных соглашений с заказчиками.

– организация нового или модернизация действующего нефтеперерабатывающего производства с использованием технологии ТИРУС с участием ГНЦ РФ НИИАР, инвестора (заказчика), других заинтересованных лиц. Подготовлен бизнес-план.

– создание производства оборудования (блоков разделения) для переработки нефти по технологии ТИРУС.

Основным препятствием для внедрения технологии является отсутствие инвестиционных средств…

Http://www. newchemistry. ru/letter. php? n_id=403

Цель разработки – решение проблем, связанных с самостоятельной рентабельной переработкой "тяжелой" высоковязкой нефти, а также тяжелых остатков нефтеперерабатывающих производств. Перерабатывать "тяжелую" нефть по классической схеме с целью получения топлива нерентабельно, а в ряде случаев невозможно. Она содержит низкое количество "светлых" (топливных) фракций. На установках с классической схемой возможен отбор этих фракций по отношению к нефти не более 25–30%. Высокое содержание серы и смолистых веществ сокращает ресурс оборудования НПЗ.

В основе новой технологии лежит способ разделения нефти с получением "легкой" – обогащенной "светлыми" фракциями – части нефти. Разработка удостоена почетных дипломов международных выставок, защищена патентом Российской Федерации. Технология базируется на совместном термомеханическом воздействии на исходный продукт, при этом температура в рабочей камере (аппарате разделения) не превышает 380°С, т. е. значительно меньше температуры обычного термического крекинга. В предлагаемой технологии реагенты не используются.

В начале процесса переработки нефть разделяют на две части: "легкую" и остаток, содержащий смолы, асфальтены и большую часть примесей. В "легкой" части содержание серы уменьшается до 5 раз, а хлоридов – до 200 раз по сравнению с исходной нефтью. "Легкая" часть нефти далее перерабатывается известными классическими методами. Количество "легкой" части (отгона) по отношению к нефти может достигать 75-80% и регулируется параметрами технологического процесса. При этом за счет термомеханической деструкции увеличивается количество "светлых" фракций по отношению к их содержанию в нефти. Общее количество отбираемых топливных фракций из "тяжелой" нефти месторождений Ульяновской области достигает 65–75% в пересчете на исходный продукт. По сравнению с переработкой "тяжелой" нефти по классической схеме, их количество увеличивается более чем в 2 раза. Процесс проводят интенсивно и быстро. Операции предварительной подготовки нефти (обезвоживание и обессоливание) могут отсутствовать. Допускается содержание воды в нефти в количестве нескольких процентов, например 1-5 %. В аппарате разделения совмещены несколько технологических операций: собственно разделение углеводородных фракций, термомеханический крекинг и обезвоживание. Выделенная высококипящая часть (остаток) используется как сырье для получения битума или других тяжелых товарных продуктов, а также как печное топливо, если содержание серы в исходном продукте невелико. При этом комплекс переработки нефти по сравнению с полной классической схемой может содержать меньшее количество оборудования. Удельные энергетические затраты в конечном итоге не больше, чем у крупных НПЗ, и составляют примерно 1 МДж на 1 кг нефти.

    организовать самостоятельную рентабельную переработку "тяжелой" нефти; повысить более чем в 2 раза выход "светлых" топливных фракций; совместить несколько операций переработки в одном аппарате; уменьшить вредное воздействие на окружающую среду; сократить капитальные и эксплуатационные затраты.

Исследования и принципиальная конструкторская проработка оборудования для осуществления процесса предварительного разделения "тяжелой" нефти проводились на стендовой установке производительностью до 200 кг/ч по сырью. Исследования состава продуктов разделения нефти, полученных на нашей стендовой установке, проведены. Это позволяет перейти к созданию промышленной установки производительностью 10-200 тысяч тонн/год и более по нефти и нефтепродуктам. Такая установка может быть применена непосредственно на месте добычи высоковязкой нефти со значительным снижением затрат на транспортировку сырья.

Предлагаемая технология легко встраивается в классический процесс нефтепереработки и может быть внедрена как при строительстве нового НПЗ, так и при модернизации существующего НПЗ для значительного увеличения глубины переработки нефти и остатков нефтеперерабатывающих производств.

Экономически выгодным и быстро окупаемым (примерно 6 месяцев) является вариант строительства отдельного блока по разделению тяжелой, сернистой, но дешевой нефти (или застарелых мазутов и других нефтешламов) с получением товарного битума (25%) и обогащенной топливными фракциями и обедненной вредными примесями легкой и значительно более дорогой нефти (75%). Еще более выгодным является вариант переработки по предлагаемой технологии отработанных машинных масел. Выход топливных фракций 70–75% в зависимости от типа масла.

Перспективным является такой вариант внедрения технологии, при котором полученные после блока разделения "легкая" часть и тяжелый остаток разделения снова смешиваются. Полученная в результате "синтетическая" нефть содержит примерно в два раза больше топливных фракций, чем исходный продукт. Кроме того, если плотность исходной нефти 930 кг/м 3 (API = 20),то плотность "синтетической" нефти уменьшается до 850 – 860 кг/м 3 (API = 34), а кинематическая вязкость соответственно с 83 сСт до 6 сСт. В результате такой операции стоимость "синтетической" нефти значительно возрастает, ее легче транспортировать и перерабатывать. Особенно перспективен такой подход для удаленных от НПЗ и добывающих тяжелую и вязкую нефть предприятий, как, например, в Южной Америке и в некоторых регионах России.

Http://www. ptechnology. ru/MainPart/Oil_Gaz/Oil_Gaz27.html

2 Сырье Тяжелые нефти; Тяжелые нефтяные остатки: мазут всех марок (>360 0 C); газойль (фракция С); гудрон (фракция >500 0 С); природный битум.

3 Недостатки существующих технологий переработки нефтяных остатков Предварительная дорогостоящая подготовка сырья (вакуумная разгонка мазута, деметаллизация, обессеривание, деасфальтизация) Применение оборудования высокого давления Использование дорогостоящих катализаторов Значительное потребление водорода Низкая производительность Низкая рентабельность Длительный срок Высокие окупаемости капитальные вложения

4 Наш подход к проблеме переработки нефтяных остатков Использование органоминеральных активаторов одноразового действия, переходящих в топливные дистилляты Переработка всего спектра тяжелых нефтяных остатков (в т. ч. тяжелых нефтей и природных битумов) без предварительной подготовки Применение оборудования низкого давления Использование существующих установок по переработке нефтяных остатков

5 История развития Технологии Разработка основ технологии в Институте горючих ископаемых, лабораторные испытания ( гг.) Опытно-промышленные испытания на Опытном заводе СТ-5 г. Новомосковск ( гг.), «Нижегородские сорбенты» (2002 г.) Промышленные испытания на промплощадке Ангарского НХК г. Ангарск, Иркутской области ( гг.)

6 Основные процессы переработки остатков Термоконверсия в присутствии жидкого активатора Термоконверсия в присутствии жидкого и твердого активаторов Термогидрокрекинг (ТГК) в присутствии обоих активаторов

7 Авторские права на технологию ТГК защищены патентами Патенты РФ Патент США Патенты Великобритании Патент ЮАР Патенты Китая Патент Белоруссии Патент Индии

8 Традиционная технологическая схема переработки нефти Презентация ЗАО "Панджшер-холдинг" 8 * среднее содержание в тяжелой нефти

9 Технологическая схема переработки методом термогидрокрекинга Презентация ЗАО "Панджшер-холдинг" 9

10 Блок-схема установки ТГК с интегрированным реактором гидрооблагораживания Презентация ЗАО "Панджшер-холдинг" 10

11 Преимущества процесса термогидрокрекинга Скорость протекания процессов в два раза выше, чем в схеме с каталитическими процессами; При одинаковых условиях переработки за 1 цикл выход бензиновых и дизельных фракций в полтора раза выше, чем в схеме с каталитическими процессами; В схеме с рисайклом фракции >360 0 С выход легких фракций до 90% без использования дополнительного оборудования; Активаторы выполняют функции катализаторов (при этом значительно дешевле их), являются донорами водорода и по мере использования перерабатываются в товарный продукт; Использование активаторов обеспечивает частичное обессеривание полученных из сырья светлых фракций (НК 360 С); Использование активаторов обеспечивает осаждение и вынос из реакционной системы кокса, асфальтенов и тяжѐлых металлов.

12 Процесс Термогидрокрекинга Проверен в промышленном масштабе Безостаточная переработка мазута и гудрона в топливные дистилляты Применение активаторов, переходящих в топливные дистилляты Высокая степень конверсии и сравнительно низкие капиталовложения Реализуется на существующих установках с рабочим давлением от 6 до 10 МПа Увеличивает производительность в 2-3 раза за счет скорости реакции

13 Сравнительные данные по выходам нефтепродуктов в гидрогенизационных процессах за один цикл (% мас.) ABB Lummus Global (LC – Fining) Давление, МПа Объемная скорость, час-1 0,4-0,6 0,4-0,6 1,0 2,0 Общее обессеривание, % мас Сырье / каталитическая система Гудрон / катализатор Гудрон / катализатор ТГК Гудрон / активаторы Предварительная подготовка сырья необходима необходима отсутствует Выход продуктов, мас. % 100,0 100,0 100,0 Газ 3,9 6,7 7,4 Бензин 4,4 12,7 13,9 Дизельное топливо 10,8 31,5 44,0 Вакуумный газойль 29,8 30,4 24,8 Остаток в сырье (рисайкл) 51,0 18,7 9,9

14 Оборудование Возможно использование оборудования существующих НПЗ; Снижение капитальных затрат на % при строительстве нового завода*; Снижение сроков ввода в эксплуатацию оборудования*; Материалоемкость в три раза меньше**. * за счет отсутствия процессов вакуумной дистилляции, деасфальтизации, деметаллизации, обессеривания тяжелых нефтяных остатков, гидрокрекинга фракции С, каталитического крекинга и висбрекинга гудрона, существенного сокращения трубопроводных и энергетических коммуникаций. ** за счет сокращения количества необходимых процессов, а также большей скорости их протекания и низкого давления.

15 Апробирование 1998 г. технология рассмотрена и одобрена специалистами и владельцами ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» (АНХК), принята к испытаниям и внедрению на правах аренды блока гидрирования высокого давления, выведенного из производства в 1975г г. проведена подготовка блока гидрирования высокого давления (восстановление и дооснащение) и успешные промышленные испытания технологии, принятые Комиссией в составе представителей пяти нефтяных компаний, в том числе ОАО «Роснефть», ОАО «Башнефтехим», ГУП «Татинвестхолдинг», ОАО АНХК и министерства топлива и энергетики РФ. За 15 дней опытно-промышленного пробега переработано 2500 тонн мазута г. проведены испытания технологии в длительном цикле (60 суток) с переходом на процессинг гудрона для ОАО АНХК и ЗАО «Юкос РМ». Переработано сырья 6300 тонн тяжелых нефтяных фракций с средним выходом светлых фракций 59-67% массы за один проход сырья и с частичным возвратом в процесс вторично выработанной в блоке гидрирования высокого давления фракции выше 360 С.

16 Топливные дистилляты по результатам апробирования за 1 цикл переработки Пределы выкипания, 0 С Гидрогенизат* мазута, % мас. Гидрогенизат * газойля, % мас. Гидрогенизат * гудрона, % мас. Н. кип С 38 0 С 38 0 С Н. кип.-180 (бензин) 13,6 13,1 7, (дизельное топливо) (на рисайкл) Выше 500 (на рисайкл, а также кек и битум) 45,1 38,13 28,8 33,3 43,0 50,4 5,9 4,0 11,6 Потери 2,1 1,8 2,0 * Гидроочищенный гидрогенизат подлежит фракционированию на установке для получения товарной продукции согласно технологической схеме.

17 Выводы Технология может базироваться на оборудовании существующих процессов Степень конверсии в 2 раза выше зарубежных аналогов Более мягкие технологические параметры Высокая экономическая эффективность и привлекательность Высокая скорость процессов, высокий выход продукции Низкая материалоемкость и другие преимущества термогидрокрекинга обеспечивают малые сроки окупаемости проектов от 6 месяцев до 3 лет

Http://docplayer. ru/51928183-Pererabotka-nefti-i-tyazhelyh-neftyanyh-ostatkov. html

Переработка тяжелых нефтяных остатков способствует значительному увеличению глубины отбора светлых нефтепродуктов из нефти.  [1]

Для переработки тяжелых нефтяных остатков и дистилля-ционного сырья используют установки термического крекинга. В отличие от атмосферной и вакуумной перегонки, при которых нефтепродукты получают физическим разделением нефти на соответствующие фракции, отличающиеся по температурам кипения, термический крекинг является химическим процессом, происходящим под влиянием высокой температуры и давления. При термическом крекинге одновременно протекают реакции распада, уплотнения и перегруппировки.  [2]

Для безостаточной переработки тяжелых нефтяных остатков в моторные топлива наиболее приемлемы, по мнению автора книги, термоконтактные процессы, осуществляемые при повышенных температурах крекинга и малом времени контакта на поверхности дешевого природного адсорбента в реакторах нового поколения и регенераторах-котлах с получением дистиллятных полупродуктов, направляемых на облагораживание и каталитическую переработку.  [3]

Для безостаточной переработки тяжелых нефтяных остатков в моторные топлива наиболее приемлемы, по мнению авторов книги, термоконтактные процессы, осуществляемые при повышенных температурах крекинга и малом времени контакта на поверхности дешевого природного адсорбента в реакторах нового поколения и регенераторах-котлах с получением дистиллятных полупродуктов, направляемых на облагораживание и каталитическую переработку.  [4]

Для безостаточной переработки тяжелых нефтяных остатков в моторные топлива наиболее приемлемы, по мнению авторов книги, термо-контактные процессы, осуществляемые при повышенных температурах крекинга и малом времени контакта на поверхности дешевого природного адсорбента в реакторах нового поколения и регенераторах-котлах с получением дистиллятных полупродуктов, направляемых на облагораживание и каталитическую переработку.  [5]

При переработке тяжелых нефтяных остатков образуются водно-технологические конденсаты ( ВТК), например, на установке Г-43-107 – объемом до 20 м3 / ч, с большим содержанием сульфидов ( до 10 000 мг / л), аммонийного азота ( до 5000 мг / л) и фенола ( до 200 мг / л), которые недопустимо сбрасывать на очистные сооружения завода.  [6]

При переработке тяжелых нефтяных остатков на НПЗ рабочей лошадкой является процесс замедленного коксования. Применяются также процессы гидрообессеривания тяжелых остатков, каталитический крекинг остаточного сырья. Эксперты считают, что использование новых технологий оправдано лишь в том случае, если разница в цене легких и тяжелых нефтей составляет не менее 25 центов / галлон.  [8]

При переработке тяжелых нефтяных остатков с повышенным содержанием асфальто-смолистых веществ серьезную проблему создает адсорбционное отложение последних на поверхности металла аппаратов, их узлов, стенках технологических трубопроводов. Одним из метол борьбы с отложениями является напыление тонких антаадгеэиовных покрытий.  [9]

При переработке тяжелых нефтяных остатков с повышенным содержанием асфальто-смолис Тых веществ серьезную проблему создает адсорбционное отложение последних на поверхности металла аппаратов, их узлов, стенках технологических трубопроводов. Одним из метол / борьбы с отложениями является напыление тонких антиадгезионных покрытий.  [10]

Процессы термоконтактпой переработки тяжелых нефтяных остатков ( мазутов тяжелых смолистых нефтей и гудронов) получают быстрое промышленное распространение но столько из-за отсутствия других путей надежного и рационального использования тяжелого остаточного сырья, сколько в результате поисков резервов сырья для каталитического крекинга. В связи с этим постепенно растет масштаб производства дистиллятов коксования и вопрос ы их рационального использования привлекают внимание в аспекте отказа от примитивной утилизации широких дистиллятных фракций деструктивной перегонки ( с пределами кипения 40 – 550 С иди в лучшем случае 180 – 550 С) в качестве сырья для одноступенчатого каталитического крекинга.  [11]

Вследствие этого переработка тяжелых нефтяных остатков сопровождается значительным коксообразованием.  [12]

Пре – переработке тяжелых нефтяных остатков происходит адгезионное отложение твердых углеродистых веществ на металлической поверхности реакционных аппаратов. В результате тесного адгезионного контакта возникают благоприятные условия для взаимной диффузии углерода и металлических элементов что приводит к появлению различных дефектов в корпусе аппаратов. Поэтому оценка адгезионной прочности сцепления нефтяных остатков с металлической поверхностью является необходимым условием при разработке мероприятий по повышению долговечности аппаратов.  [13]

Исследование в области переработки тяжелых нефтяных остатков и химического использования ее продуктов.  [14]

При рассмотрении направлений переработки тяжелых нефтяных остатков мы должны иметь в виду, что речь идет о таких количествах этого сырья, которые для нашей страны исчисляются уже в настоящее время крупными масштабами. Следовательно, и процессы переработки, и области потребления должны координироваться с этими масштабами. Правда, масштабы эти сильно снизятся, если учесть, что основная масса прямогонных мазутов и гудронов в настоящее время используется в качестве топочных мазутов без радикальной переработки. Они подвергаются лишь компаундированию более легкими нефтепродуктами и в отдельных случаях легкой термической обработке с целью улучшения реологических свойств.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id251528p1.html

Основные запасы тяжелого и кислого нефтяного сырья сосредоточены в Волго-Уральском бассейне, здесь же расположены месторождения битумов. Легко-извлекаемые нефтяные пески Melekess Волго-Уральского бассейна могут вполне стать частью доказанных нефтяных объемов России. Общая площадь Арланского месторождения составляет 460 км2, присутствуют тяжелые нефти (плотность 0,88-0,89 г/см?, содержание серы 2,4-3,6 %.) и битуминозные пески. Общая глубина вскрытого нефтеносного осадочного покрова составляет 3000 м.

Большая часть битуминозных месторождений и месторождений тяжелой нефти в России требует применения эффективных технологий глубинной добычи. За последние годы Россия начала использовать новые методы добычи тяжелой нефти, в частности применен метод парового дренажа – Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD). Однако применение SAGD при добыче тяжелой нефти является единичным случаем и не меняет общей сложной технологической картины, имеющей место в РФ. На сегодняшний день основные технологические инвестиции России были ориентированы на классическую нефтедобычу, а также добычу в арктических условиях. Во времена СССР в небольшом количестве продвигались технологии для переработки тяжелого и экстра-тяжелого нефтяного сырья, но в настоящий момент имеющихся в России технологий недостаточно даже для облагораживания низкокачественной товарной нефти.

Труднодоступные и на сегодняшний день технически не восстанавливаемые битумы РФ находятся в основном в алмазоносном и золотоносном Лено-Анабарском междуречье, расположенном в отдаленной части Восточной Сибири. Предполагаемый объем запас нефти месторождения составляет 212 млрд. баррелей (около 28,5 млрд. тонн). В настоящее время разработка этих месторождений является технически нереализуемой задачей из-за полного отсутствия инфраструктуры в этом регионе. Однако добыча нефти из месторождений в Лено-Анабарском бассейне может рассматриваться в комплексе с добычей золота и алмазов. Здесь следует подчеркнуть, что развитие новых технологий глубинной добычи нефтяного песка в Лено-Анабарском регионе может позволить вывести технически-недоступные запасы экстра-тяжелой нефти в разряд доказанных объемов РФ, это может значительно изменить общую мировую картину нефтяных запасов.

Для технически-доступной тяжелой нефти Волго-Уральского бассейна актуально применение технологии «облагораживания» с целью повышения её экспортного потенциала. Очевидно, чем выше плотность сырья, тем дороже технология. Переработка тяжелой нефти позволяет получить высококачественные нефтепродукты с низкой удельной плотностью и сернистостью. Экономически целесообразно повысить качество тяжелой и кислой нефти Волго-Уральского бассейна, а не смешивать ее с высококачественным сортом Siberian Light для получения экспортной смеси Urals.

Технология переработки эстра-тяжелой нефти в облегченные синтетические продукты основана на комбинировании традиционных технологий, применяемых на НПЗ: коксовании, гидроочистке, удалении серы, гидрокрекинге и производстве водорода. В последние годы технология усовершенствована за счет производственных процессов: висбрекинга, деасфальтизации, гидрокрекинга остатков, гидроочистки газойлей, газификации тяжелой нефти.

Малосернистую высококачественную нефть без недистилируемых остатков получают путем переработки тяжелых остатков нефти, гидрокрекинга и коксования наряду с гидроочисткой фракций. Малое количество серы обеспечивается за счет гидроочистки.

Тяжелая нефть – это разновидность сырой нефти битуминозного и вязкого типа, обладающей плотностью 0,917-1,022 г/см3 и характеризующейся наличием в ее составе очень крупных молекул, состоящих на 90% из серы и различных металлов. Тяжелую нефть в ее природном состоянии невозможно выкачивать обычными методами. В большинстве случаев для того, чтобы обеспечить течение горючей жидкости подобного типа по трубопроводу или поступление ее в скважину, необходимо провести ее предварительное растворение или нагревание.

Тяжелые нефти, относящиеся ко второй группе, имеют удельный вес около 0 9 и выше; в них наблюдается уже заметное содержание асфальтенов, содержание же смол поднимается в них до 10 – 15 % и выше. Примерами этого рода являются тяжелые бакинские, майкопские и калужская нефти. Между легкими и тяжелыми нефтями намечается еще промежуточный тип, не укладывающийся в очерченные выше границы; сюда относятся, например, бибиэйбатская нефть и легкая майкопская.

Тяжелые нефти, нефтяные остатки, а также такие продукты, как битумы, пеки, являются структурированными системами уже при обычных комнатных температурах. Тяжелые нефти, содержащие высокомолекулярные асфальтено-смолистые компоненты, полимерные растворы, представляют собой дисперсные системы.

Такая перестройка структуры может происходить очень долго, например, по данным [19], у полимерных растворов продолжительность перестройки может составлять сутки и даже месяцы. При этом время релаксации отдельных звеньев макромолекул мало и составляет доли секунды.

Тяжелые нефти могут быть использованы для обеспыливания грунтовых, грунтогравийных и грунтощебеночных дорог по методу пропитки и смешения на месте, для устройства защитных ковриков из пропитанных нефтью песчаных грунтов, для устройства оснований и покрытий на дорогах V категории и внекатегорийных дорог с интенсивностью движения не более 200 – 300 автомобилей в сутки. В отдельных случаях можно получать комплексные вяжущие из сырой тяжелой нефти и вязкого или твердого ( строительного) битума.

Тяжелые нефти, как правило, залегают в песках более крупнозернистых, лучше проницаемых и приуроченных к низам балаханской свиты и к нижнему отделу продуктивной толщи.

Тяжелые нефти и битумы являются одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья. На территории Татарстана сравнительно на небольшой глубине имеются большие запасы таких углеводородов. В настоящее время некоторые залежи природных битумов введены в разработку. Многие методы добычи и повышения битумоотдачи испытываются на этих залежах. Опыт их реализации, несомненно, будет полезен в ближайшем будущем.

Тяжелая нефть из III пласта добывается шахтой. Из воды сланцев извлекаются радий и различные соли. Газ из воды сланцев идет на отопление крупного завода.

Тяжелые нефти добываются с помощью вторичных и третичных методов. В Венесуэле горизонтальные л наклонно-направленные СКВаЖИНЫ, скважины малого диаметра, увеличение степени извлечения нефти с помощью сольвантов и пенных агентов являются важными факторами уменьшения себестоимости добычи тяжелой нефти. Новое насосное оборудование, интеграция с передовым моделированием и 3D сейсмикой являются весьма эффективными.

Тяжелые нефти и природные битумы относятся к нетрадиционным видам углеводородного сырья. Вместе с тем по физико-химической характеристике, условиям добычи и переработки тяжелые нефти занимают промежуточное положение между обычными нефтями и природными битумами.

Тяжелые нефти и битумы отличаются от обычных нефтей повышенным содержанием металлов ( ванадия, никеля, железа, молибдена, меди, натрия), серы, азота и асфальтенов.

Тяжелые нефти Катанглийского, Охинского и 16-го и 17-го пластов Восточно-Эхабинского месторождений по своим свойствам близки к нефтяным битумам марки Б-1 по ГОСТ 1972 – 52, применяемым в дорожном строительстве в качестве обеспыливающего средства и растворителя битумов более высоких марок.

Тяжелая нефть подается на блок обезвоживания и обессоливания. Процесс обезвоживания и оо ессоливания осуществляется при температуре 85 – 90 С в три ступени. Нагрев до требуемой температурь осуществляется в теплообменнике 13 за счет охлаждаемого готового битума. S нагнетательный трубопровод насоса подается 2 % – ный водный раствор деэмульсатора из расчета ЭЪ-ЮЬ г ЮС – го деэмульгатора ( диссольван 4411 или проходит) на I т нефти. Раствор деэмульгатора готовится в емкости 4 при температуре не зише 40 С.

Тяжелая нефть содержит малое количество легколетучих фракций и, выделяя малое количество паров, создает взрывоопасные смеси с воздухом. Сырая нефть ( а также бензин, бензол) создает высокую концентрацию горючих паров в газовом пространстве и часто выше верхнего предела взрываемости. Температура хранения нефтепродуктов оказывает большое влияние на процентное содержание паров в газовом пространстве резервуаров и на степень их опасности.

Тяжелые нефти в лампах не горели, легкие светлые нефти вызывали взрывы и пожары, а парафинистые давали густую копоть и вспышки.

Тяжелые нефти, относящиеся ко второй группе, имеют удельный вес около 0 9 и выше; в них наблюдается уже заметное содержащие асфальтенов, содержание же смол поднимается в них до 10 – 15 % и выше. Примерами этого рода являются тяжелые бакинские, майкопские тт калужская нефти. Между легкими и тяжелыми нефтями намечается еще промежуточный тип, не укладывающийся в очерченные выше границы; сюда относятся, например, биби-эйбатская нефть и легкая майкопская.

Тяжелая нефть характеризуется высокой плотностью ( g20 – 0 970 – 4 – 0 980) и относится к высок осмол истым ( смол сернокислотных 25 – 72 %; коксуемость 5 5 – 9 0 %), беспарафиновым неф-тям. Нефть практически не содержит бензиновых фракций.

Тяжелая нефть, залегающая в нижнесарматских отложениях XI-XIII горизонтов, имеет плотность Q4 0 986 и является высокосмолистой ( смол сернокислотных до 70 %), малосернистой ( серы 0 46 %), беспарафиновой. По групповому углеводородному составу нефть принадлежит к нафтено-ароматическим.

Тяжелые нефти могут быть встречены только на ограниченных участках восточного борта впадины.

Бибиэйбатская тяжелая нефть представляет собой смесь пластовых нефтей, начиная примерно от XIV свиты, включая КС, с содержанием смол до 27 % и низкой температурой застывания мазута.

Малгобекская тяжелая нефть и нефть участка Бековичи по основным свойствам аналогичны нефти северной и южной антиклиналей Вознесенского месторождения.

Тяжелые нефти разных горизонтов аналогичны по свойствам. Это высокосмолистые ( коксуемость до 7 3 %; смол сернокислотных до 62 %), беспарафиновые, малосернистые нефти.

Более смолистые и тяжелые нефти нагревают на водяной бане в круглодонной колбе с обратным холодильником. Для повышения эффективности обезвоживания в колбу добавляют хлористый кальций. Выделяющаяся вода конденсируется в верхней части колбы, и ее удаляют фильтровальной бумагой после охлаждения колбы. Эту операцию повторяют до тех пор, пока вода не перестанет выделяться на стенках колбы. Необходимо следить за температурой бани, чтобы не допустить кипения легких фракций нефти. По окончании высушивания нефть фильтруют через стеклоткань.

Наиболее высокосмолистая, тяжелая нефть в Урало-Эмбенском районе Казахстана залегает на крайнем юге – месторождение Кара-Арна. В начале открытия этой нефти ею заинтересовались научные сотрудники Института нефти и природных солей АН КазССР, полагая, что в ней имеются ценные химические продукты. Позднее институт ограничился заявлением, что в.

Тяжелая нефть отдельных площадей месторождения Зыбза-Глубо – кий Яр смешивается и под наименованием ильской тяжелой нефти поступает на переработку.

Хотя тяжелая нефть относится к нетрадиционным видам углеводородного сырья, фактически в экономическом и технологическом смысле она является переходным звеном от обычных легких и средних нефтей к природным битумам.

Понятие тяжелая нефть (heavy oil) не имеет однозначного определения. В разных странах в эту группу включаются нефти, характеризующиеся различными величинами плотности и вязкости.

Такие высокопарафинистые и тяжелые нефти являются аномально вязкими.

Движение тяжелых нефтей некоторых месторождений описывается законом фильтрации с начальным градиентом давления. В соответствии с этим законом движение жидкости прекращается при малых ( меньше предельного) градиентах давления. Поэтому при движении с начальным градиентом возможно образование внутри пласта зон неподвижной нефти – застойных зон и целиков, что и сказывается на полноте извлечения нефти.

Для тяжелых нефтей она может быть значительно больше вследствие большей остаточной гидрофобности песчаников в залежах тяжелой смолистой нефти.

Залежи тяжелой нефти и небольшая газовая шапка установлены в отложениях верхнего отдела продуктивной толщи в пределах юго-восточной периклиналыгой части складки.

Для тяжелых нефтей древесные стружки не применяют. Из фильтра нефть, предварительно очищенная от основного количества воды, поступает в отстойную секцию, где происходит окончательная ее очистка от воды.

Залежь тяжелой нефти приурочена к карбонатам ископаемого рифового массива раннепермского ( Piar) возраста. Проницаемостная изменчивость коллектора определяется неравномерной подробленностью трещинами и кавернозностью.

В тяжелой нефти содержатся более тяжелые углеводороды, чем в легкой, а также больше акцизных смол и ПАВ, определяющих смазочную способность.

Из тяжелых нефтей дорожные битумы могут быть получены при атмосферной или неглубокой вакуумной перегонке. Для легких нефтей это не всегда возможно, так как на обычном оборудовании трудно достичь нужной глубины отбора дистиллятов.

Для тяжелых нефтей, которые характеризуются вязкоупругими свойствами, вязкость в пористой среде возрастает с увеличением скорости фильтрации.

Для тяжелой нефти ситуация иная, поскольку Ду мало и дн велико. Возможна ситуация, когда коэффициент а близок к единице и, соответственно, s существенно меньше максимального значения зодонасы-щенности. Такой случай соответствует частичному выносу воды из забоя.

Из тяжелых нефтей дорожные битумы могут быть получены при атмосферной или неглубокой вакуумной перегонке. Для легких нефтей это не всегда возможно, так как на обычном оборудовании трудно достичь нужной глубины отбора дистиллятов.

Для тяжелых нефтей эти кривые идут гораздо круче, чем для легких.

ТАД тяжелых нефтей и нефтяных остатков с высокими коксуемостью и содержанием металлов, разработан в США и пущен в 1983 г. в эксплуатацию, мощность около 2 5 млн т / год.

Для тяжелых нефтей и высоковязких водонефтяных эмульсий возможность использования сетчатых насадок и насадок других типов определяется в каждом конкретном случае опытным путем.

Добыча тяжелой нефти на Шафрановском месторождении Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Науч.

Запасы тяжелых нефтей Волго – Уральской НГП составляют 26 % от всех запасов по РФ. Тяжелые нефти сосредоточены на глубинах менее 1500 м в Татарском, Пермско-Башкирском, Жигулевском, Верхне-Камском, районах.

Для тяжелых нефтей характерно наличие корреляционной связи между отношением плотностей нефти и воды и индексом аномальности пластового давления, равным отношению пластового давления рпл в залежи к гидростатическому давлению / гид на глубине залегания залежи. На рис. 3.7 приведена такая зависимость по данным месторождений Урало-Поволжья.

Ресурсы тяжелой нефти уже в настоящее время являются объектом промышленного освоения в тех районах, где разработка месторождений может осуществляться с применением традиционной технологии. Однако реальный вклад этих ресурсов в общемировую добычу нефти пока остается очень небольшим, значительно меньшим, чем их доля в мировых ресурсах жидких углеводородов.

Использование тяжелой нефти для производства нефтепродуктов связано, как правило, с необходимостью предварительной ( первичной) обработки ( облагораживания) добываемого сырья в целях снижения плотности перерабатываемой нефти путем гидрогенизации ( гидрокрекинга), коксования или частичного окисления ее тяжелых фракций. Дополнительные расходы на первичную обработку высоковязкой нефти оцениваются в 9 5 – 22 5 долл.

Запасы тяжелых нефтей в США оцениваются в 19 млрд. т геологических и 0 7 млрд. т разведанных. Тяжелые нефти уже в настоящее время являются объектом промышленной добычи в Венесуэле, Мексике, США и ряде других стран.

Использование тяжелых нефтей в естественном виде решает задачу устройства покрытий и оснований для дорог низких технических категорий. Подтверждением этого является опыт ряда зарубежных стран. Так, в США более 30 % всего количества нефтяных битумов производится из специально отобранных тяжелых нефтей.

Выходы тяжелой нефти на северном борту Северо-каспийского бассейна, в районах, расположенных между Волгой и Уралом, были известны издавна, но им не придавалось значения.

Использование тяжелых нефтей в качестве сырьевой битумной базы значительно упростит проблему обеспечения дорожных и строительных организаций битумом и сократит дефицит дорожного битума, особенно в сельскохозяйственном автодорожном строительстве. Переработка тяжелых нефтей малодебитных скважин по битумному варианту на установках, расположенных в непосредственной близости от месторождений, экономически оправдана в сельскохозяйственных районах, так как специфика дорожного строительства позволяет использовать полученный битум в радиусе месторождения с небольшими транспортными расходами.

Http://studwood. ru/1046088/geografiya/rossiyskie_zapasy_tyazheloy_nefti_pererabotka

Нефть до настоящего времени остается практически незаменимым полезным ископаемым, применяемым во многих промышленных сферах. На протяжении всего своего существования человечество добывает нефть. Однако, нефтяные запасы не бесконечны, и чем дальше, тем нефти во всем мире становится все меньше, а альтернатива этому полезному ископаемому еще не найдена. В связи с этим, человечество начинает рассматривать добычу других разновидностей нефти, а именно – добычу тяжелой нефти.

Тяжелая нефть представляет собой разновидность сырой нефти битуминозного и вязкого типа, плотность которой составляет 0,917-1,022 г/см 3 . Данная нефть отличается от обычной нефти тем, что в ее составе присутствуют молекулы достаточно крупного размера, которые на 90% состоят из серы и разнообразных металлов. В связи с тем, что тяжелая нефть значительно гуще и плотнее обычной нефти, производить ее добычу в ее первозданном состоянии, используя обычные методы, невозможно. Поэтому, перед добычей тяжелых нефтяных фракций осуществляется надлежащая подготовка этого полезного ископаемого – растворение или нагревание, после чего данная горючая жидкость способна передвигаться по трубопроводу или поступать в скважину.

В тяжелой нефти легколетучие фракции присутствуют в крайне малом количестве, соответственно, выделяется очень малое количество паров, а также создаются взрывоопасные смеси с воздухом.

Стоит отметить, что тяжелые фракции нефти залегают, главным образом, в песках, имеющих более крупнозернистую фракцию, а также обладающих улучшенной проницаемостью и относящихся к низам балахнской свиты и к нижнему отделу продуктивной толщи. В настоящее время тяжелые нефти представляют собой один из наиболее важных перспективных источников углеводородного сырья, поскольку запасы обычной нефти с каждым годом истощаются. Добыча тяжелой нефти на сегодняшний день практикуется и некоторые залежи природных битумов уже давно введены в разработку. Однако, в силу того, что для извлечения тяжелых нефтяных фракций необходимо совершенно другое оборудование, а, соответственно, и совершенно другие финансовые средства, данная деятельность является пока что не сильно распространенной.

Стоит отметить, что низкий объем добычи тяжелой нефти обусловлен несколькими факторами, сред которых следует выделить:

    дороговизна добычи; высокая стоимость транспортировки; несовершенство технических средств; технологические трудности разработки подобных залежей.

Но, все таки, поскольку запасы легкой нефти постепенно истощаются, на сегодняшний день очень много внимания уделяется вопросам добычи именно тяжелых фракций нефти. Таким образом, на сегодняшний день существует несколько способов добычи тяжелой нефти.

Циркулярная обработка пласта. Данный способ заключается в том, что по затрубному каналу осуществляется нагнетание пара между эксплуатационной колонной и НК. Также скважина оборудуется специальным пакером, который позволяет пропускать через себя пар, который нагнетается в затрубное пространство. Это обуславливает прогревание пласта сверху вниз. Для откачки нефти и конденсата применяется глубинный насос на поверхность по НКТ. Холодная добыча тяжелой нефти вместе с песком. Данный способ позволяет увеличить производительность пласта. Именно для этого и закачивают в скважину песок. Применение газообразных растворителей. Благодаря газообразным растворителям, которые закачиваются в нефтепласт, можно добиться существенного снижения вязкости нефти (ее разжижения). В результате этого, нефть под действием гравитации будет стекать. Данный метод допустимо также применять для добычи битумов. Метод термальной обработки на месте залегания. Для добычи тяжелой нефти указанным способом необходимо две горизонтальные скважины. Одна из них применяется для закачивания пара. В результате данных действий вязкость тяжелы фракций нефти снижается, и нефть стекает в расположенную ниже скважину, из которой затем выкачивается на поверхность. Циклическая паростимуляция. За определенный промежуток времени в скважину закачивается под давлением пар, после этого, пар в скважине выдерживается при определенной температуре (так называемый период «выдерживания при повышенной температуре»). За этим следует непосредственно добыча нефти, после чего весь процесс повторяется заново. Конверсия на месте залегания. Обогащение на месте залегания. В основе этого и предыдущего методов лежит постепенное прогревание породы на протяжении нескольких месяцев

Стоит отметить, что тяжелые фракции нефти содержатся практически во всех уже разработанных нефтяных месторождениях.

Наиболее оптимальным использованием является переработка тяжелой нефти в нефтепродукты непосредственно на месте ее добычи. Это связано с тем, что закачивание тяжелых углеводородов в трубопровод приводит к ухудшению общего качества нефти, транспортировка которой по нему осуществляется.

Таким образом, можно сказать, что тяжелые фракции нефти целесообразно применять как сырьевую битумную базу, поскольку благодаря этому проблема обеспечения дорожны и строительных организаций битумов станет существенно проще, а также будет сокращена нехватка дорожного битума, особенно в сельскохозяйственном автодорожном строительстве.

Http://mining-prom. ru/toplivodob/neft/tyazhelaya-neft/

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

Основные запасы тяжелого и кислого нефтяного сырья сосредоточены в Волго-Уральском бассейне, здесь же расположены месторождения битумов. Легко-извлекаемые нефтяные пески Melekess Волго-Уральского бассейна могут вполне стать частью доказанных нефтяных объемов России. Общая площадь Арланского месторождения составляет 460 км2, присутствуют тяжелые нефти (плотность 0,88-0,89 г/см?, содержание серы 2,4-3,6 %.) и битуминозные пески. Общая глубина вскрытого нефтеносного осадочного покрова составляет 3000 м.

Большая часть битуминозных месторождений и месторождений тяжелой нефти в России требует применения эффективных технологий глубинной добычи. За последние годы Россия начала использовать новые методы добычи тяжелой нефти, в частности применен метод парового дренажа – Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD). Однако применение SAGD при добыче тяжелой нефти является единичным случаем и не меняет общей сложной технологической картины, имеющей место в РФ. На сегодняшний день основные технологические инвестиции России были ориентированы на классическую нефтедобычу, а также добычу в арктических условиях. Во времена СССР в небольшом количестве продвигались технологии для переработки тяжелого и экстра-тяжелого нефтяного сырья, но в настоящий момент имеющихся в России технологий недостаточно даже для облагораживания низкокачественной товарной нефти.

Труднодоступные и на сегодняшний день технически не восстанавливаемые битумы РФ находятся в основном в алмазоносном и золотоносном Лено-Анабарском междуречье, расположенном в отдаленной части Восточной Сибири. Предполагаемый объем запас нефти месторождения составляет 212 млрд. баррелей (около 28,5 млрд. тонн). В настоящее время разработка этих месторождений является технически нереализуемой задачей из-за полного отсутствия инфраструктуры в этом регионе. Однако добыча нефти из месторождений в Лено-Анабарском бассейне может рассматриваться в комплексе с добычей золота и алмазов. Здесь следует подчеркнуть, что развитие новых технологий глубинной добычи нефтяного песка в Лено-Анабарском регионе может позволить вывести технически-недоступные запасы экстра-тяжелой нефти в разряд доказанных объемов РФ, это может значительно изменить общую мировую картину нефтяных запасов.

Для технически-доступной тяжелой нефти Волго-Уральского бассейна актуально применение технологии «облагораживания» с целью повышения её экспортного потенциала. Очевидно, чем выше плотность сырья, тем дороже технология. Переработка тяжелой нефти позволяет получить высококачественные нефтепродукты с низкой удельной плотностью и сернистостью. Экономически целесообразно повысить качество тяжелой и кислой нефти Волго-Уральского бассейна, а не смешивать ее с высококачественным сортом Siberian Light для получения экспортной смеси Urals.

Технология переработки эстра-тяжелой нефти в облегченные синтетические продукты основана на комбинировании традиционных технологий, применяемых на НПЗ: коксовании, гидроочистке, удалении серы, гидрокрекинге и производстве водорода. В последние годы технология усовершенствована за счет производственных процессов: висбрекинга, деасфальтизации, гидрокрекинга остатков, гидроочистки газойлей, газификации тяжелой нефти.

Малосернистую высококачественную нефть без недистилируемых остатков получают путем переработки тяжелых остатков нефти, гидрокрекинга и коксования наряду с гидроочисткой фракций. Малое количество серы обеспечивается за счет гидроочистки.

Тяжелая нефть – это разновидность сырой нефти битуминозного и вязкого типа, обладающей плотностью 0,917-1,022 г/см3 и характеризующейся наличием в ее составе очень крупных молекул, состоящих на 90% из серы и различных металлов. Тяжелую нефть в ее природном состоянии невозможно выкачивать обычными методами. В большинстве случаев для того, чтобы обеспечить течение горючей жидкости подобного типа по трубопроводу или поступление ее в скважину, необходимо провести ее предварительное растворение или нагревание.

Тяжелые нефти, относящиеся ко второй группе, имеют удельный вес около 0 9 и выше; в них наблюдается уже заметное содержание асфальтенов, содержание же смол поднимается в них до 10 – 15 % и выше. Примерами этого рода являются тяжелые бакинские, майкопские и калужская нефти. Между легкими и тяжелыми нефтями намечается еще промежуточный тип, не укладывающийся в очерченные выше границы; сюда относятся, например, бибиэйбатская нефть и легкая майкопская.

Тяжелые нефти, нефтяные остатки, а также такие продукты, как битумы, пеки, являются структурированными системами уже при обычных комнатных температурах. Тяжелые нефти, содержащие высокомолекулярные асфальтено-смолистые компоненты, полимерные растворы, представляют собой дисперсные системы.

Такая перестройка структуры может происходить очень долго, например, по данным [19], у полимерных растворов продолжительность перестройки может составлять сутки и даже месяцы. При этом время релаксации отдельных звеньев макромолекул мало и составляет доли секунды.

Тяжелые нефти могут быть использованы для обеспыливания грунтовых, грунтогравийных и грунтощебеночных дорог по методу пропитки и смешения на месте, для устройства защитных ковриков из пропитанных нефтью песчаных грунтов, для устройства оснований и покрытий на дорогах V категории и внекатегорийных дорог с интенсивностью движения не более 200 – 300 автомобилей в сутки. В отдельных случаях можно получать комплексные вяжущие из сырой тяжелой нефти и вязкого или твердого ( строительного) битума.

Тяжелые нефти, как правило, залегают в песках более крупнозернистых, лучше проницаемых и приуроченных к низам балаханской свиты и к нижнему отделу продуктивной толщи.

Тяжелые нефти и битумы являются одним из важнейших перспективных источников углеводородного сырья. На территории Татарстана сравнительно на небольшой глубине имеются большие запасы таких углеводородов. В настоящее время некоторые залежи природных битумов введены в разработку. Многие методы добычи и повышения битумоотдачи испытываются на этих залежах. Опыт их реализации, несомненно, будет полезен в ближайшем будущем.

Тяжелая нефть из III пласта добывается шахтой. Из воды сланцев извлекаются радий и различные соли. Газ из воды сланцев идет на отопление крупного завода.

Тяжелые нефти добываются с помощью вторичных и третичных методов. В Венесуэле горизонтальные л наклонно-направленные СКВаЖИНЫ, скважины малого диаметра, увеличение степени извлечения нефти с помощью сольвантов и пенных агентов являются важными факторами уменьшения себестоимости добычи тяжелой нефти. Новое насосное оборудование, интеграция с передовым моделированием и 3D сейсмикой являются весьма эффективными.

Тяжелые нефти и природные битумы относятся к нетрадиционным видам углеводородного сырья. Вместе с тем по физико-химической характеристике, условиям добычи и переработки тяжелые нефти занимают промежуточное положение между обычными нефтями и природными битумами.

Тяжелые нефти и битумы отличаются от обычных нефтей повышенным содержанием металлов ( ванадия, никеля, железа, молибдена, меди, натрия), серы, азота и асфальтенов.

Тяжелые нефти Катанглийского, Охинского и 16-го и 17-го пластов Восточно-Эхабинского месторождений по своим свойствам близки к нефтяным битумам марки Б-1 по ГОСТ 1972 – 52, применяемым в дорожном строительстве в качестве обеспыливающего средства и растворителя битумов более высоких марок.

Тяжелая нефть подается на блок обезвоживания и обессоливания. Процесс обезвоживания и оо ессоливания осуществляется при температуре 85 – 90 С в три ступени. Нагрев до требуемой температурь осуществляется в теплообменнике 13 за счет охлаждаемого готового битума. S нагнетательный трубопровод насоса подается 2 % – ный водный раствор деэмульсатора из расчета ЭЪ-ЮЬ г ЮС – го деэмульгатора ( диссольван 4411 или проходит) на I т нефти. Раствор деэмульгатора готовится в емкости 4 при температуре не зише 40 С.

Тяжелая нефть содержит малое количество легколетучих фракций и, выделяя малое количество паров, создает взрывоопасные смеси с воздухом. Сырая нефть ( а также бензин, бензол) создает высокую концентрацию горючих паров в газовом пространстве и часто выше верхнего предела взрываемости. Температура хранения нефтепродуктов оказывает большое влияние на процентное содержание паров в газовом пространстве резервуаров и на степень их опасности.

Тяжелые нефти в лампах не горели, легкие светлые нефти вызывали взрывы и пожары, а парафинистые давали густую копоть и вспышки.

Тяжелые нефти, относящиеся ко второй группе, имеют удельный вес около 0 9 и выше; в них наблюдается уже заметное содержащие асфальтенов, содержание же смол поднимается в них до 10 – 15 % и выше. Примерами этого рода являются тяжелые бакинские, майкопские тт калужская нефти. Между легкими и тяжелыми нефтями намечается еще промежуточный тип, не укладывающийся в очерченные выше границы; сюда относятся, например, биби-эйбатская нефть и легкая майкопская.

Тяжелая нефть характеризуется высокой плотностью ( g20 – 0 970 – 4 – 0 980) и относится к высок осмол истым ( смол сернокислотных 25 – 72 %; коксуемость 5 5 – 9 0 %), беспарафиновым неф-тям. Нефть практически не содержит бензиновых фракций.

Тяжелая нефть, залегающая в нижнесарматских отложениях XI-XIII горизонтов, имеет плотность Q4 0 986 и является высокосмолистой ( смол сернокислотных до 70 %), малосернистой ( серы 0 46 %), беспарафиновой. По групповому углеводородному составу нефть принадлежит к нафтено-ароматическим.

Тяжелые нефти могут быть встречены только на ограниченных участках восточного борта впадины.

Бибиэйбатская тяжелая нефть представляет собой смесь пластовых нефтей, начиная примерно от XIV свиты, включая КС, с содержанием смол до 27 % и низкой температурой застывания мазута.

Малгобекская тяжелая нефть и нефть участка Бековичи по основным свойствам аналогичны нефти северной и южной антиклиналей Вознесенского месторождения.

Тяжелые нефти разных горизонтов аналогичны по свойствам. Это высокосмолистые ( коксуемость до 7 3 %; смол сернокислотных до 62 %), беспарафиновые, малосернистые нефти.

Более смолистые и тяжелые нефти нагревают на водяной бане в круглодонной колбе с обратным холодильником. Для повышения эффективности обезвоживания в колбу добавляют хлористый кальций. Выделяющаяся вода конденсируется в верхней части колбы, и ее удаляют фильтровальной бумагой после охлаждения колбы. Эту операцию повторяют до тех пор, пока вода не перестанет выделяться на стенках колбы. Необходимо следить за температурой бани, чтобы не допустить кипения легких фракций нефти. По окончании высушивания нефть фильтруют через стеклоткань.

Наиболее высокосмолистая, тяжелая нефть в Урало-Эмбенском районе Казахстана залегает на крайнем юге – месторождение Кара-Арна. В начале открытия этой нефти ею заинтересовались научные сотрудники Института нефти и природных солей АН КазССР, полагая, что в ней имеются ценные химические продукты. Позднее институт ограничился заявлением, что в.

Тяжелая нефть отдельных площадей месторождения Зыбза-Глубо – кий Яр смешивается и под наименованием ильской тяжелой нефти поступает на переработку.

Хотя тяжелая нефть относится к нетрадиционным видам углеводородного сырья, фактически в экономическом и технологическом смысле она является переходным звеном от обычных легких и средних нефтей к природным битумам.

Понятие тяжелая нефть (heavy oil) не имеет однозначного определения. В разных странах в эту группу включаются нефти, характеризующиеся различными величинами плотности и вязкости.

Такие высокопарафинистые и тяжелые нефти являются аномально вязкими.

Движение тяжелых нефтей некоторых месторождений описывается законом фильтрации с начальным градиентом давления. В соответствии с этим законом движение жидкости прекращается при малых ( меньше предельного) градиентах давления. Поэтому при движении с начальным градиентом возможно образование внутри пласта зон неподвижной нефти – застойных зон и целиков, что и сказывается на полноте извлечения нефти.

Для тяжелых нефтей она может быть значительно больше вследствие большей остаточной гидрофобности песчаников в залежах тяжелой смолистой нефти.

Залежи тяжелой нефти и небольшая газовая шапка установлены в отложениях верхнего отдела продуктивной толщи в пределах юго-восточной периклиналыгой части складки.

Для тяжелых нефтей древесные стружки не применяют. Из фильтра нефть, предварительно очищенная от основного количества воды, поступает в отстойную секцию, где происходит окончательная ее очистка от воды.

Залежь тяжелой нефти приурочена к карбонатам ископаемого рифового массива раннепермского ( Piar) возраста. Проницаемостная изменчивость коллектора определяется неравномерной подробленностью трещинами и кавернозностью.

В тяжелой нефти содержатся более тяжелые углеводороды, чем в легкой, а также больше акцизных смол и ПАВ, определяющих смазочную способность.

Из тяжелых нефтей дорожные битумы могут быть получены при атмосферной или неглубокой вакуумной перегонке. Для легких нефтей это не всегда возможно, так как на обычном оборудовании трудно достичь нужной глубины отбора дистиллятов.

Для тяжелых нефтей, которые характеризуются вязкоупругими свойствами, вязкость в пористой среде возрастает с увеличением скорости фильтрации.

Для тяжелой нефти ситуация иная, поскольку Ду мало и дн велико. Возможна ситуация, когда коэффициент а близок к единице и, соответственно, s существенно меньше максимального значения зодонасы-щенности. Такой случай соответствует частичному выносу воды из забоя.

Из тяжелых нефтей дорожные битумы могут быть получены при атмосферной или неглубокой вакуумной перегонке. Для легких нефтей это не всегда возможно, так как на обычном оборудовании трудно достичь нужной глубины отбора дистиллятов.

Для тяжелых нефтей эти кривые идут гораздо круче, чем для легких.

ТАД тяжелых нефтей и нефтяных остатков с высокими коксуемостью и содержанием металлов, разработан в США и пущен в 1983 г. в эксплуатацию, мощность около 2 5 млн т / год.

Для тяжелых нефтей и высоковязких водонефтяных эмульсий возможность использования сетчатых насадок и насадок других типов определяется в каждом конкретном случае опытным путем.

Добыча тяжелой нефти на Шафрановском месторождении Нефтепромысловое дело и транспорт нефти: Науч.

Запасы тяжелых нефтей Волго – Уральской НГП составляют 26 % от всех запасов по РФ. Тяжелые нефти сосредоточены на глубинах менее 1500 м в Татарском, Пермско-Башкирском, Жигулевском, Верхне-Камском, районах.

Для тяжелых нефтей характерно наличие корреляционной связи между отношением плотностей нефти и воды и индексом аномальности пластового давления, равным отношению пластового давления рпл в залежи к гидростатическому давлению / гид на глубине залегания залежи. На рис. 3.7 приведена такая зависимость по данным месторождений Урало-Поволжья.

Ресурсы тяжелой нефти уже в настоящее время являются объектом промышленного освоения в тех районах, где разработка месторождений может осуществляться с применением традиционной технологии. Однако реальный вклад этих ресурсов в общемировую добычу нефти пока остается очень небольшим, значительно меньшим, чем их доля в мировых ресурсах жидких углеводородов.

Использование тяжелой нефти для производства нефтепродуктов связано, как правило, с необходимостью предварительной ( первичной) обработки ( облагораживания) добываемого сырья в целях снижения плотности перерабатываемой нефти путем гидрогенизации ( гидрокрекинга), коксования или частичного окисления ее тяжелых фракций. Дополнительные расходы на первичную обработку высоковязкой нефти оцениваются в 9 5 – 22 5 долл.

Запасы тяжелых нефтей в США оцениваются в 19 млрд. т геологических и 0 7 млрд. т разведанных. Тяжелые нефти уже в настоящее время являются объектом промышленной добычи в Венесуэле, Мексике, США и ряде других стран.

Использование тяжелых нефтей в естественном виде решает задачу устройства покрытий и оснований для дорог низких технических категорий. Подтверждением этого является опыт ряда зарубежных стран. Так, в США более 30 % всего количества нефтяных битумов производится из специально отобранных тяжелых нефтей.

Выходы тяжелой нефти на северном борту Северо-каспийского бассейна, в районах, расположенных между Волгой и Уралом, были известны издавна, но им не придавалось значения.

Использование тяжелых нефтей в качестве сырьевой битумной базы значительно упростит проблему обеспечения дорожных и строительных организаций битумом и сократит дефицит дорожного битума, особенно в сельскохозяйственном автодорожном строительстве. Переработка тяжелых нефтей малодебитных скважин по битумному варианту на установках, расположенных в непосредственной близости от месторождений, экономически оправдана в сельскохозяйственных районах, так как специфика дорожного строительства позволяет использовать полученный битум в радиусе месторождения с небольшими транспортными расходами.

2. Особенности и механизм извлечения тяжелых нефтей с помощью растворителя

Проанализированы особенности и механизм извлечения тяжелой нефти пропаном применительно к участку Цзянь 37 месторождения Дацинь (Китай), характеризующемуся небольшой глубиной залегания, очень малой толщиной нефтеносного горизонта, низкой проницаемостью и высокой вязкостью нефти. В экспериментах в бомбе PVT получены зависимости плотности, вязкости нефти и растворимости в ней пропана от давления. Методами газовой хроматографии и ИК-спектроскопии показано, что в процессе извлечения пропаном состав нефти изменяется: возрастает содержание легких компонентов и снижается содержание тяжелых вследствие частичной деасфальтизации.

3. Технологии получения синтетической нефти из тяжелого нефтяного сырья и твердых горючих ископаемых

Рассмотрены физико-химические свойства тяжелых и сверхтяжелых нефтей, проблемы и пути переработки нефтяных остатков и нетрадиционных видов углеводородного сырья с высоким содержанием серы, металлов, асфальтенов и смол. Приведена сравнительная характеристика каталитических и некаталитических технологий переработки нефтяных остатков, а также показаны пути переработки нетрадиционных нефтей в синтетическую нефть. Проанализированы преимущества процесса газификации наиболее тяжелых остатков, в том числе в смеси с твердыми горючими ископаемыми, с получением синтез – газа — сырья для нефтехимии, производства синтетической нефти и водорода.

В качестве продуктивных технологий производства синтетической нефти, которые уже прошли частичную или полную промышленную апробацию, можно выделить следующие: производство синтетической нефти из экстра-тяжелого нефтяного сырья, технологии, основанные на химическом процессе Фишера-Тропша — «газ в жидкость» (GTL, gas-to-liquid), «уголь в жидкость» (CTL, coal-to-liquid), «биомасса в жидкость»(BTL, biomass-toliquid).

Безусловно, что использование различного сырья для производства синтетической нефти будет подразумевать неоднородный состав готового продукта, различное применение и рыночную стоимость. Разный химический состав добываемой нефти также характерен для естественных месторождений. Содержание примесей и химических соединений в нефти различных нефтяных бассейнах варьируется в широких пределах.

Под понятием синтетической нефти (СН), применяемой в канадской терминологии перегонки нефтяного песка в товарный сорт нефти, подразумевается облегченная, маловязкая, без недистиллируемых остатков нефть, полученная в результате облагораживания тяжелой нефти, из которой выделены тяжелые остатки. Также в канадской терминологии имеется понятие полусинтетической нефти (ПСН), ПСН — маловязкая, облегченная, с недистиллируемыми остатками, производство исключает фазу выделения тяжелых остатков. Позднее термин синтетической нефти стал применяться относительно продуктов переработки газа, угля и биомассы в технологиях GTL, CTL, BTL.

Компания Husky Inc. занимается разработкой участка Эдам на месторождении Ллойдминстер. Закачка смеси метана и пропана началась в июне 2006 г. Оба пласта неуплотненного песка поочередно подвергались процедурам нагнетания и извлечения нефти. Мощность одного из пластов составляет 7 м, в нем содержится нефть, обладающая плотностью 12 °АНИ и вязкостью 15 000 мПа-с. Мощность второго пласта меньше и составляет всего 3,5 м. В нем содержится более вязкая нефть (27000 мПа-с) плотностью 11 °API. При использовании технологии холодной добычи у более мощного пласта наблюдается средняя нефтеотдача при малом объеме извлекаемой пластовой воды, тогда как показатели нефтеотдачи другого пласта и объемов извлекаемой из него пластовой воды превышают средние значения. Исходя из собранной информации, можно считать результаты испытаний обнадеживающими, поэтому компания – оператор будет продолжать исследования на предмет перспективности применения технологии циклической закачки растворителя на данном месторождении.

4. Повышение нефтеотдачи коллекторов с тяжелой нефтью с помощью вытесняющего агента

Для коллекторов с тяжелой нефтью разработан нефтевытесняющий агент, состоящий из неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ и стабилизаторов эмульсии. Как показывают результаты экспериментов, предложенный вытесняющий агент увеличивает нефтеотдачу более чем на 20% по сравнению с заводнением водой, при этом добываемую эмульсию легко разделить.

Запасы тяжелых нефтей составляют порядка 70% суммарных мировых запасов нефти [1]. В Китае запасы тяжелых нефтей на суше составляют около 20% всех запасов нефти. Высокое содержание смол и асфальтенов в тяжелых нефтях обусловливает их высокие вязкость и плотность, поэтому добыча и транспортировка таких нефтей сопряжены со значительными трудностями. Для добычи тяжелых нефтей при – меняют нагнетание пара и легких нефтепродуктов в скважины Однако эти методы неэкономичны ввиду большого расхода топлива и легких нефтепродуктов, огромных тепловых потерь. В этой связи разрабатывать неглубоко залегающие месторождения тяжелых нефтей термическими методами экономически неоправданно. Разработка неглубоко залегающих месторождений тяжелых нефтей с помощью заводнения водой обеспечивает дополни – тельную добычу лишь 5-10% нефти от ее начальных запасов Основными причинами низ – кой нефтеотдачи при заводнении водой являются:

* высокая вязкость нефти, т. е. низкая подвижность, в результате чего происходит образование язы – ков обводнения; тяжелая нефть оказывается захваченной в порах породы

* значительная гетерогенность коллектора: проницаемость верхних и нижних слоев, а также в пределах одного слоя заметно различается. Совместное влияние перечисленных факторов приводит к выраженному образованию языков обводнения и снижению эффективности заводнения водой. Снижение вязкости имеет важное значение для добычи и транспортировки тяжелых нефтей Однако эффективность реагента, снижающего вязкость, в большой степени зависит от физических свойств тяжелой нефти, пластовых условий и солености воды. Таким образом, создание технологий разработки неглубоко залегающих месторождений тяжелых нефтей является актуальной задачей. Новые технологии будут играть большую роль в повышении нефтеотдачи и уменьшении себестоимости добычи тяжелых нефтей.

5. Термодинамические параметры реакций превращения некоторых компонентов тяжелых нефтей при паротепловом воздействии

Рассмотрен механизм реакций превращения компонентов тяжелых нефтей — гетероатомных соединений и полициклических ароматических углеводородов в условиях паротеплового воздействия на пласт. На основе расчета термодинамических параметров реакций сделан вывод об их осуществимости и преимущественных направлениях превращения компонентов тяжелых нефтей при температуре паротеплового воздействия. Доказана принципиальная возможность протекания реакций гидрогенолиза, гидрирования и гидрокрекинга при наличии в системе доноров водорода — полициклических нафтеноароматических углеводородов и муравьиной кислоты.

Россия обладает значительными прогнозными ресурсами природных битумов — по различным данным от 30 до 75 млрд т причем извлекаемые запасы даже при очень низких коэффициентах извлечения превышают 1 млрд т. Более 500 месторождений тяжелых нефтей сосредоточено в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Суммарные извлекаемые запасы тяжелых нефтей в этой провинции составляют свыше 660 млн т. Необходимо отметить, что большая часть (97%) этих нефтей являются высокосернистыми. Невозможность разработки указанных месторождений традиционными методами обусловливает актуальность поиска новых экономически эффективных методов извлечения тяжелых нефтей и природных битумов. Широко изучено и применяется паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт: циклическое, площадное, парогравитационный дренаж. Закачиваемый в пласт водяной пар является не только эффективным теплоносителем и вытесняющим агентом, но также приводит к химическим превращениям нефтяного сырья. Это подтверждается сравнительными исследованиями физико-химических характеристик нативной нефти и добытой с применением ПТВ данные образцы различаются плотностью, фракционным и групповым составом, ИКС – характеристиками, содержанием гетероатомов. При моделировании ПТВ в проточном реакторе было по – казано, в частности, преобразование смолисто-асфальтеновых компонентов с увеличением содержания масел в преобразованном сырье. Моделирование гидротермальных превращений асфальтенов природного битума в среде водорода и водяного пара позволило обнаружить значительное увеличение радикального парамагнетизма.

Содержание в водной фазе продуктов реакции углеводородов и кислородсодержащих соединений, а также перераспределение групповых составляющих природного битума при гидротермальных превращениях позволяет предположить, что деструкция асфальтенов протекает по алкильным заместителям, содержащим связи углерод-гетероатом.

6. Исследование каталитического акватермолиза тяжелой нефти в присутствии донора водорода

Исследовано влияние каталитического акватермолиза в присутствии донора водорода — муравьиной кислоты — на вязкость сверхтяжелой нефти месторождения Ляохе. Содержание в нефти парафинонафтеновых и ароматических углеводородов, а также отношение Н:С после акватермолиза в присутствии донора водорода увеличивается, а содержание серы, смол и асфальтенов — существенно снижается. Методом термогравиметрии показано, что при акватермолизе в присутствии муравьиной кислоты значительная часть асфальтенов тяжелой нефти превращается в парафины. Синергетический эффект катализатора и донора водорода обеспечивает повышение скорости реакции акватермолиза.

Эксплуатация месторождений тяжелых нефтей имеет важное значение для экономики Китая. Исследование эффективных способов извлечения подобных нефтей привлекает внимание ученых всего мира. Необходим поиск энергетически эффективных малозатратных методов добычи тяжелых нефтей, которая осложняется их высокой вязкостью и низкой подвижностью. Известны следующие методы извлечения тяжелых нефтей пароцикловая обработка скважин, нагнетание в пласт пара, бурение горизонтальных скважин, разработка одновременно нескольких горизонтов, парогравитационный дренаж, методы «холодной» добычи, электромагнитный прогрев пласта, микробиологические способы повышения нефтеотдачи, внутрипластовое каталитическое облагораживание, экстракция парами растворителя, заводнение диоксидом углерода и др. В настоящее время наиболее широко используются методы пароцикловой обработки скважин и нагнетания в пласт пара. Оба метода эффективны для добычи обычных тяжелых нефтей, но почти неприменимы для извлечения сверхтяжелых нефтей. Каталитический акватермолиз в присутствии донора водорода является новым методом извлечения тяжелых нефтей и заключается в химическом превращении нефти под действием воды и тепла при нагнетании пара. Проведение процесса в среде до – нора водорода позволяет не толь – ко снизить вязкость тяжелой нефти, но и блокировать свободные радикалы высокомолекулярных углеводородов и, соответственно, уменьшить долю реакций уплотнения. Донор водорода ингибирует реакции полимеризации и образования кокса, способствует разрыву связей С-S в молекулах гетероатомных соединений, т. е. способствует протеканию реакций гидрообессеривания. В результате снижаются вязкость нефти и содержание в ней асфальтенов.

7. Применение гидрогенизационных процессов для получения белых масел из тяжелой нефти Ашальчинского месторождения

Показана возможность получения высококачественных технических белых масел из тяжелой высокосернистой нефти Ашальчинского месторождения гидрогенизационными процессами с использованием промышленных алюмокобальтмолибденового и алюмоплатинового катализаторов. Выявлено, что наиболее устойчивые к гидрогенолизу сераорганические соединения содержатся в масляной фракции 354-376°С, что необходимо учитывать при производстве белых масел. Установлено, что концентраты парафино-нафтеновых углеводородов по ряду характеристик соответствуют белым маслам, пригодным для парфюмерной и медицинской промышленности.

Во всем мире наблюдается тенденция развития собственных технологий производства высококачественных смазочных масел. Бурное развитие в 1990-х гг. производства смазочных масел в стремящихся к независимости странах Восточной Азии позволило им выйти на мировой рынок в качестве значимых производителей нефтепродуктов. Так, например, правительство Южной Кореи поощряло и финансировало развитие собственного производства, в то время как половина внутреннего спроса на базовые масла удовлетворялась за счет импорта. Дефицит высококачественных масел наблюдается и в России и тем более в Татарстане, где отсутствуют производственные мощности по переработке нефтяного сырья. Эта проблема усугубляется еще и тем, что по мере истощения запасов нефти в песчаных пластах девона и нижнего карбона все больше будут вовлекаться в разработку высоковязкие нефти карбонатных коллекторов и пермских нефтебитумных комплексов, рассматриваемые как альтернативные источники углеводородного сырья. В республике Татарстан сосредоточены более 6 млрд т ресурсов и запасов высоковязких нефтей и природных битумов, разработка которых может существенно увеличить объем производства нефтепродуктов и расширить их ассортимент. Анализ технико-экономической деятельности битумодобывающих комплексов, проведенный в региональных научно-технологических центрах ВНИИнефть и РНТЦ (г. Бугульма), показал, что для рационального использования природных битумов необходимо поэтапное освоение и ввод в опытно-промышленную эксплуатацию отдельных комплексов первичной переработки сырья на месте добычи с получением деасфальтизата и асфальто-смолистых концентратов (АСК). В дальнейшем эти продукты должны перерабатываться по комплексной схеме с получением дизельного топлива, дорожного, строительного и специального битумов, лаков и мастик, высокоиндексных смазочных масел, сульфонов и сульфоксидов, полярных компонентов. В работе приведены некоторые свойства деасфальтизата после выделения АСК легким бензином и петролейным эфиром в зависимости от объемного отношения растворитель: природный битум Ашальчинского месторождения. Технологические характеристики природных битумов, как сырья для нефтехимической промышленности, определяются их составом, свойствами и химической природой. Данный вид сырья является некондиционным, так как оно крайне неоднородное по физическим и химическим характеристикам. Поэтому, в зависимости от химической природы и особенностей состава битумов конкретных месторождений, необходимо выбирать соответствующий комплекс технологических процессов, обеспечивающий максимальное использование ценных качеств сырья и высокий выход товарных продуктов. Переработка тяжелого углеводородного сырья усложняется, главным образом, из-за высокой концентрации в нем смолисто-асфальтеновых веществ, гетероатомных соединений, в том числе соединений никеля и ванадия, а также отсутствия легких фракций. Некоторые фирмы, в частности, Shevron, перерабатывают тяжелые нефти путем компаундирования их с легкими нефтями, тем самым повышая содержание светлых фракций и снижая содержание серы в перерабатываемом сырье. Этот вариант не всегда приемлем, так как, например, в Татарстане добываются, главным образом, сернистые (до 1,8% мас. серы) и высокосернистые (свыше 1,8% мас. серы) нефти.

Глубина переработки большинства российских НПЗ существенно ниже, чем в остальном мире.

Этот факт усугубляется тем, что в ближайшей перспективе на переработку будет поступать только тяжелая нефть.

Развитие и внедрение в нефтеперерабатывающую промышленность недорогих и эффективных процессов углубленной и глубокой переработки нефти и нефтяных остатков очень актуально для нашей страны, да и для мировой нефтяной промышленности тоже.

При внедрении таких процессов происходит существенное снижение стоимости готовой продукции переработки, экономия сырья при выработке необходимого количества целевых товарных продуктов, другими словами оптимальное и рациональное использование сырьевых ресурсов при их дальнейшей переработке, что позволит получать огромную дополнительную ежегодную прибыль и экономить миллионы тонн сырья ежегодно при полном удовлетворении рынка качественными горюче – смазочными материалами в полном объеме.

Использование нефтяных газов позволит свести затраты на проведение процесса глубокой переработки к минимуму.

Решение экологических проблем для нашей страны тоже немаловажно – различные остатки и отходы, накапливающиеся в процессе добычи и переработки нефти, приводят к ухудшению экологической обстановки, и их переработка с помощью предлагаемых технологий с получением высоколиквидной продукции позволяет решать не только экологические проблемы, но и получать существенную дополнительную прибыль.

Минимальная производительность, при которой процесс становиться высокорентабельным, в несколько раз меньше, чем при использовании известных каталитических технологий.

Появляется возможность строительства небольших перерабатывающих производств, непосредственно приближенных к потребителю и оптимально удовлетворяющих его требованиям, т. к. проблема оптимального размещения НПЗ на территории страны решается довольно хаотически и далека от логического завершения.

Для реализации предлагаемых технологий необходимо построить демонстрационную промышленную установку по технологии «ИТМК» и пилотную по технологии с водородом (научно – испытательный центр), которые будут работать на принципах самоокупаемости, для чего необходимы государственные или частные инвестиции.

Http://revolution. allbest. ru/geology/00639758_0.html

Изобретение относится к способу переработки тяжелого нефтяного сырья и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности. Изобретение касается способа переработки мазута, включающего компаундирование мазута с газовым конденсатом, выкипающим не выше 350°С, и последующую атмосферную перегонку образованной агрегативно устойчивой смеси с получением светлых нефтепродуктов и тяжелого остатка, причем компаундирование вышеуказанных компонентов осуществляют в соотношении, обеспечивающем получение смеси с максимальными отрицательными значениями энтропии и свободной поверхностной энергии в диапазоне изменения компонентов в составе смеси. Технический результат – повышение выхода светлых углеводородов. 1 з. п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к способу переработки тяжелого нефтяного сырья путем перегонки с получением светлых нефтепродуктов и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности с целью увеличения глубины переработки нефти и получения наибольшего количества светлых нефтепродуктов (фракций, выкипающих в пределах н. к. – 350°С).

Известны различные способы переработки, с целью повышения выхода светлых углеводородов, углеводородного сырья, содержащего в качестве одного из компонентов тяжелые нефтяные остатки или тяжелую нефть, такие как, например, вакуумная перегонка смеси мазутов, полученных при перегонке высоковязкой и маловязкой нефтей (RU №2171271, 2001), переработка мазута или гудрона с использованием активного молибденсодержащего комплекса, полученного в процессе атмосферной или вакуумной перегонки нефти (RU №2208625, 2003), способ переработки тяжелого углеводородного сырья, включающий подачу нагретого сырья в реакционный объем, пропускание нагретого активирующего неокислительного газа через объем сырья, с получением более легких углеводородных фракций на верхнем выходе из реактора и более тяжелых углеводородных остатков на нижнем выходе из реактора, при котором сырье нагревают до температуры не ниже температуры начала его кипения, активирующий газ нагревают до температуры не ниже 300°С, а исходное сырье подают в реакционную зону ниже верхнего уровня жидкости (RU 2217472, 2003), способ переработки тяжелого нефтяного сырья путем атмосферной перегонки с получением светлых атмосферных продуктов и атмосферного остатка с последующей вакуумной перегонкой остатка, термокрекингом фракций вакуумной перегонки и деафальтизированного вакуумного остатка и направления фракций, полученных термокрекингом, на смешение с сырьем атмосферной перегонки (US 2006032789, 2006).

Указанные способы позволяют повысить, в определенной степени, выход светлых углеводородов, однако используемым процессам свойственна сложная технология.

Известен процесс гидрокрекинга, который заключается в получении дополнительного количества светлых нефтепродуктов каталитическим разложением нефтяных дистиллятов и остатков под высоким давлением водорода (Горючие, смазочные материалы: Энциклопедический толковый словарь-справочник / Под ред. В. М.Школьникова. – М.: ООО Издательский центр «Техинформ» МАИ, 2007, с.94). Недостатки способа заключаются в том, что сырьем для переработки являются полученные после атмосферно-вакуумной перегонки тяжелые остатки – широкая фракция 350-550°С, то есть наряду с атмосферной необходима и вакуумная перегонка; в использовании в процессе гидрокрекинга дорогостоящих катализаторов, а также в необходимости наличия источника большого количества водорода.

Более близким к изобретению является способ переработки углеводородного сырья, содержащего в качестве одного из компонентов тяжелые нефтяные остатки или тяжелую нефть, с использованием разбавителя, в качестве которого используют нафту. При этом тяжелую нефть с разбавителем подвергают атмосферной перегонке с получением нафты, атмосферного газойля и мазута, направляемого на вакуумную перегонку. Мазут подвергают вакуумной перегонке. Полученный при этом гудрон подвергают вторичной переработке, такой как висбрекинг, деасфальтизация, коксование. Полученные при переработке на различных стадиях газойли, деасфальтизат и нафту смешивают с получением «синтетической» и «полусинтетической» нефтей и кокса (А. К.Курочкин, С. Л.Топтыгин. Синтетическая нефть. Безостановочная технология переработки тяжелых российских нефтей на промыслах, «Сфера Нефтегаз», 2010, №1, с.92).

Таким образом, максимальное использование углеводородного потенциала обеспечивается, по сути, применением процессов вторичной переработки.

Задача описываемого изобретения заключается в повышении глубины переработки тяжелого нефтяного сырья с получением наибольшего количества светлых углеводородов (фракций, выкипающих в пределах н. к. – 350°С) на стадии атмосферной перегонки при исключении затрат на дополнительные вторичные процессы переработки, в уменьшении затрат на создание и поддержание вакуума, снижении влияния деструктивных процессов при вакуумной перегонке на состав конечных продуктов при переработке тяжелых нефтяных остатков.

Поставленная задача достигается описываемым способом переработки мазута, включающим компаундирование мазута с газовым конденсатом, выкипающим не выше 350°С, и последующую атмосферную перегонку образованной агрегативно устойчивой смеси с получением светлых нефтепродуктов и тяжелого остатка, причем компаундирование вышеуказанных компонентов осуществляют в соотношении, обеспечивающем получение смеси с максимальными отрицательными значениями энтропии и свободной поверхностной энергии в диапазоне изменения компонентов в составе смеси.

Желательно перед атмосферной перегонкой образованную смесь подвергать бездеструктивному физическому воздействию.

Агрегативная устойчивость углеводородного сырья связана не только с его компонентным составом, но и со структурой полученной нефтяной системы. При неоптимальном соотношении дисперсной фазы и дисперсионной среды происходит агрегирование надмолекулярных частиц, система теряет однородность и расслаивается.

При компаундировании тяжелого нефтяного сырья, представляющего собой коллоидную систему, с углеводородным сырьем, по свойствам приближающимся к истинному раствору, образуется принципиально новая коллоидная система, в которой структурные единицы тяжелого нефтяного сырья начинают растворяться в дисперсионной среде (углеводородном сырье). При этом происходит процесс диспергирования тяжелого нефтяного сырья до более мелких частиц, изменение термодинамических параметров системы и повышение ее агрегативной устойчивости, обусловленное переходом системы в энергетически более выгодное для перегонки состояние, что в свою очередь приводит к увеличению выхода светлых нефтепродуктов.

Для переработки тяжелого нефтяного сырья перед проведением компаундирования его с углеводородным сырьем, которое выкипает в пределах температур от начала кипения до 350°С, устанавливают оптимальное соотношение компонентов – тяжелого нефтяного сырья и углеводородного сырья, при котором агрегативная устойчивость смеси является достаточной для достижения задачи изобретения – получения наибольшего количества светлых углеводородов (фракций, выкипающих в пределах н. к. – 350°С) на стадии атмосферной перегонки.

Выбор оптимального соотношения компонентов в смеси проводят газохроматографическим методом расчета термодинамических свойств – энтропии и свободной поверхностной энергии смеси в диапазоне изменения компонентов в составе смеси от 0 до 100%. Оптимальные соотношения характеризуются агрегативной устойчивостью смеси, имеющей максимальные отрицательные значения энтропии и свободной поверхностной энергии. Для определения энтропии и свободной поверхностной энергии системы используется метод обращенной газовой хроматографии (Леонтьева С. А. и др. в сб. «Прикладная хроматография», стр.167-175, Москва, «Наука», 1984).

Далее в лабораторных условиях проводят испытания методом атмосферной перегонки по ГОСТам 11011 или 2177 или методом имитированной дистилляции по АСТМ Д 5307 подготовленного образца полученной смеси и предварительную оценку выхода светлых фракций и остатка из приготовленной смеси.

Затем проводят компаундирование в установленном оптимальном соотношении тяжелого нефтяного сырья и углеводородного сырья любым известным способом, например физическим смешением в одном резервуаре и перемешиванием полученной смеси для достижения однородности (визуально) структуры. При этом для достижения максимального эффекта полученную смесь возможно подвергнуть бездеструктивному физическому воздействию, например использовать такие физические методы, как, например, электромагнитная обработка, магнитный резонанс, ультразвуковая обработка, СВЧ-облучение, кавитационное воздействие или другие методы, не связанные с повышением температуры смеси.

Далее полученную смесь направляют на установку атмосферной перегонки и определяют выход светлых углеводородов (фракций начала кипения – 350°С) и выход тяжелых остатков (фракций 350°С – конец кипения). Результаты сравнивают с данными, полученными методом атмосферной перегонки по ГОСТам 11011 или 2177 или методом имитированной дистилляции по АСТМ Д 5307, и при расхождении более чем на 5% проводят усовершенствование установки атмосферной перегонки, например размещают инжектор на выходе установки или вводят пар внутрь установки.

Ниже представлен пример проведения способа, иллюстрирующий, но не ограничивающий его использование.

Используют смесь, состоящую из мазута М-100 и газового конденсата месторождения Пурпэ, компании «Роснефть» со следующими характеристиками компонентов.

Http://bankpatentov. ru/node/545120

Добавить комментарий