Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности.

В нефтеперерабатывающей промышленности постоянно повышается эффективность использования нефти и газа путем более широкого внедрения вторичных процессов, совершенствования технологии и оборудования. Повышение качества выпускаемой продукции и рост технического уровня дают народному хозяйству большой экономический эффект.

Ни один завод не может вырабатывать всю номенклатуру нефтепродуктов, в которых нуждаются близлежащие потребители. Это связано с тем, что современные установки и производства проектируются на большую производительность, т.к. в этом случае они более экономичны. Недостающие нефтепродукты завозятся с НПЗ, расположенные в других регионах.

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) бывают пяти основных типов:

1) топливный с неглубокой переработкой нефти;

2) топливный с глубокой переработкой нефти;

3) топливно-нефтехимический с глубокой переработкой нефти и производством нефтехимической продукции;

4) топливно-масляный;

5) энергонефтехимический.

На заводах первых двух типов вырабатывают в основном различные виды топлива. При неглубокой переработке нефти получают не более 35% светлых нефтепродуктов, остальное-топочный мазут. При глубокой переработке соотношение обратное. Это достигается применением вторичных методов переработки нефти каталитического крекинга, коксования, гидрокрекинга и др.

На заводах топливно-нефтехимического типа вырабатывают не только топливо, но и нефтехимические продукты. В качестве сырья используют либо газы, получаемые при глубокой переработке нефти, либо бензиновые и керосино-дизельные фракции первичной перегонки нефти.

На заводах топливно-масляного типа наряду с топливами вырабатывают широкий ассортимент масел, парафины, битум и другие продукты.

Заводы энергонефтехимического типа строят при ТЭЦ большой мощности или вблизи нее. На таких заводах в процессе перегонки нефти отбирают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут направляют на ТЭЦ в качестве топлива. Полученные фракции светлых нефтепродуктов используют в качестве сырья для нефтехимического производства.

На газонефтеперерабатывающих заводах (ГПЗ) с полным (законченным) технологическим циклом применяют пять основных технологических процессов:

1) прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т.д.) газа к переработке;

2) компримирование газа до давления, необходимого для переработки;

3) отбензинование газа, т.е. извлечение из него нестабильного бензина;

4) разделение нестабильного бензина на газовый бензин и индивидуальные технические чистые углеводороды (пропан, бутаны, пентаны, н-гексан);

5) хранение и отгрузка жидкой продукции завода.

Газоперерабатывающее производство может быть организовано не только как ГПЗ, но и как газоотбензинивающая установка в составе нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтеперерерабатывающего завода (НПЗ). Это делается когда количество исходного сырья невелико.

ЛЕКЦИЯ 2

Тема лекции: " Промысловая подготовка нефтей к переработке. "

Нефть, выходящая из промысловых скважин, несет с собой попутный газ, песок, ил, кристаллы солей и воду в виде насыщенного раствора хлоридов. Попутные и растворенные в нефти газы отделяются на промысле в системе трапов-газосепараторов за счет последовательного снижения давления от давления в скважине до атмосферного. Газ, выходящий из сепараторов сверху, частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газобензиновые заводы или закачивается в скважины для поддержания в них пластового давления. После трапов-газосепараторов в нефтях остаются еще растворенные газы, количество которых иногда достигает 4% (масс).

В трапах-газосепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппараты на промыслах часто называют отстойниками. Нефть из трапов-газосепараторов направляется в отстойные резервуары емкостью до 30-50тыс.м³, из которых она поступает на промысловые электрообессоливающие установки (именуемые в дальнейшем ЭЛОУ).

На нефтеперерабатывающие заводы подается нефть, в которой содержание хлоридов, воды и механических примесей согласно ГОСТ 9965-62 должно быть не более:

Хлориды, мг/л ……………………….. 40

Вода, % (масс.) ………………………. 0, 1

Механические примеси, % (масс.) ….. 0, 05

Однако эти требования, особенно для нефтей новых месторождений, не всегда выполнялись, поэтому в дальнейшем была разрешена поставка нефтей на заводы в соответствии с нормативами следующих четырех групп:

Как видно из этих данных, только нефти I группы удовлетворяют требованиям ГОСТ 9965-62, хотя требования к качеству нефтей, поступающих на перегонку, еще более жесткие.

С промысловых электрообессоливающих установок нефть направляется на стабилизацию.

Установка стабилизации нефтей на промысле

Процесс физической стабилизации нефтей предназначен для удаления газовых компонентов. Вследствие высокого давления насыщенных паров газы выделяются из нефти при температуре окружающей среды, унося с собой ценные легкие компоненты бензиновых фракций.

Ниже приведены температуры и соответствующие им давления насыщенных паров для легких углеводородов:

Такое испарение наблюдается в резервуарах, при сливе и наливе нефтей и нефтепродуктов. Присутствие в нефтях газов, кроме этого, способствует образованию в трубопроводах паровых пробок, которые затрудняют перекачивание.

Установки стабилизации нефтей строятся и эксплуатируются на промыслах. Для стабилизации только нефтей применяют одноколонные установки, а двухколонные установки используют для стабилизации нефти – в одной колонне и стабилизации газового бензина – в другой. Последние применяют для нефтей с высоким содержанием растворенных газов – более 1, 5% (масс.).

1 – трубчатая печь; 2, 13 – колонны; 3, 4, 5, 11, 20 – насосы; 6, 17 – теплообменники; 7 – подогреватель; 8, 14 – холодильники-конденсаторы; 9 – газоводоотделитель; 10, 16 – редукционные клапаны; 12 – кипятильник; 15 – газосепаратор; 18 – холодильник; 19 – аппарат воздушного охлаждения.

Рисунок 1.1 - Технологическая схема установки стабилизации нефтей

Технологическая схема двухколонной установки стабилизации нефти приведена на рисунке 1.1. Сырая нефть из резервуаров промысловых ЭЛОУ забирается сырьевым насосом 5, прокачивается через теплообменник 6, паровой подогреватель 7 и при температуре около 60^оС подается под верхнюю тарелку первой стабилизационной колонны 2. Эта колонна оборудована тарелками желобчатого типа (число тарелок может быть от 16 до 26), верхняя из которых является отбойной, три нижних – смесительными. Избыточное давление в колонне от 0, 2 до 0, 4 МПа, что создает лучшие условия для конденсации паров бензина водой в водяном холодильнике-конденсаторе 8. Нефть, переливаясь с тарелки на тарелку, встречает более нагретые поднимающиеся пары и освобождается от легких фракций. Температура низа колонны поддерживается в пределах 130-150^оС за счет тепла стабильной нефти, циркулирующей через змеевик трубчатой печи 1 с помощью насоса 3. Стабильная нефть, уходящая с низа колонны, насосом 4 прокачивается через теплообменники 6, где отдает свое тепло сырой нефти. Далее нефть проходит аппарат воздушного охлаждения 19 и поступает в резервуары стабильной нефти, откуда она и транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы.

Смесь газов и паров, выходящая с верха колонны 2, охлаждается в холодильнике-конденсаторе 8. Газы вместе с образовавшимся конденсатом поступают в газоводоотделитель 9. Несконденсированные газы – сухой газ (в основном метан и этан) с верха газоводоотделителя выводятся с установки. На газоотводном трубопроводе ставится редукционный клапан 10, поддерживающий стабильное давление в аппарате 9 и колонне 2.

Газоводоотделитель разделен вертикальной перегородкой. Из одной половины аппарата снизу с помощью регулятора уровня, который соединен с клапаном на дренажной линии, выводится вода. Из другой половины конденсат – смесь углеводородов забирается насосом 11 и прокачивается через теплообменник 17 стабильного бензина. Здесь смесь нагревается примерно до 70^оС и с такой температурой поступает в испарительную часть стабилизационной колонны 13. Колонна имеет 30-32 желобчатые тарелки; давление в колонне поддерживается в пределах 1, 3-1, 5 МПа.

С верха колонны 13 уходит газ; тяжелая часть газа (пропан, бутаны) конденсируется в водяном холодильнике-конденсаторе 14 и отделяется в газо-сепараторе 15 от несконденсировавшейся части. Этот несконденсировавшийся газ выходит из газосепаратора сверху, проходит редукционный клапан 16 и объединяется с газом, выходящим из газоводоотделителя 9. С помощью клапана 16 давление в колонне 13 поддерживается в пределах 1, 2-1, 5МПа. Сжиженный газ, отводимый с низа газосепаратора 15, направляется насосом 20 в приемник (на схеме не показан). Часть газа возвращается на верхнюю тарелку колонны 13 в виде холодного орошения, с помощью которого температура верха колонны поддерживается в пределах 40-50^оС. Для достаточно полного выделения растворенных газов температура низа колонны должно быть выше: 120-130^оС. Такая температура обеспечивается рециркуляцией стабильного бензина через кипятильник 12 с паровым пространством. В кипятильнике бензин нагревается до 160-180^оС водяным паром (давлением 0, 3-0, 5МПа). Пары, образующиеся в кипятильнике, поступают в колонну 13, а жидкость – стабильный бензин – перетекает через перегородку внутри аппарата 12 и под давлением системы проходит теплообменник 17, холодильник 18 и далее направляется в резервуар стабильного бензина (на схеме не показан).

В результате стабилизации легкой нефти из нее полностью удаляются метан, этан и на 95% пропан, при этом давление насыщенных паров нефти при 40^оС снижается с 0, 85 до 0, 03 МПа, что гарантирует постоянство фракционного состава нефти при ее транспортировании и хранении.