Технология переработки нефти и газа. Часть 1. Первичная переработка не

группы: теория неорганического и теория органического происхож- дения нефти.

Автор первой из них Д.И. Менделеев и многие другие ученые (в том числе известный ученый А.С. Эйгенсон) рассматривали обра- зование нефти как результат геохимической реакции воды или диок- сида углерода с такими неорганическими соединениями, как карбиды тяжелых металлов. Менделеев в 1877 г. высказал мнение о возможно- сти неорганического синтеза нефти в глубинах Земли. Он доказывал это на примере обработки карбида железа соляной кислотой, получая «бурую жидкость, по всем внешним признакам до того напоминав- шую нефть, что практические нефтедобыватели прямо говорили, что это нефть». В 1927 г. В.И. Вернадский писал: «Теории неорганиче- ского генезиса нефтей еще существуют и имеют последователей сре- ди ученых, но неуклонно становится ясным, что к большим скопле- ниям и нефтяным областям они не приложимы». Если сравнить хро- матограммы нефти («дактилоскопия» нефтей) и нефтеподобного продукта, то ясно, что нефти имеют совершенно иные спектры с чет- ко выраженными пиками.

Параллельно с неорганической теорией возникла и концепция органического происхождения нефти. Первая попытка эксперимен- тального подтверждения такой концепции была сделана крупным не- мецким химиком К. Энглером, имя которого хорошо известно нефтя- никам-технологам. Из рыбьего жира он получил смесь углеводородов при температуре 420 °С и давлении 11 МПа. Позднее К. Энглер вы- сказал предположение о каталитической роли природных глин (алю- мосиликатов) в образовании нефти из жиров органического происхо- ждения.

За последние десятилетия сформировалась органическая оса- дочно-миграционная теория происхождения нефти в толще земной коры. В становлении и развитии этой теории большую роль сыграли отечественные ученые И.М. Губкин, А.Д. Архангельский, В. Соколов, Н.Б. Вассоевич и др.

31

Исходным материалом в генезисе нефти являются органические осадки крупных водоемов (планктон, водоросли, микроорганизмы, мелкие животные), которые, погибая, образуют слой донного ила – сапропель. По мере его уплотнения биохимические процессы уско- ряются и начинают протекать химические реакции органических ве- ществ под действием повышающихся температур и давления. При температурах выше 60 °С (но не более 200 °С) в осадочных отложе- ниях, пронизанных органическим веществом, начинает «созревать» нефть. Благоприятная температура (60–120 °С) характерна для глуби- ны 3–7 км. Это и есть главная область нефтегазообразования, в кото- рой вне зоны окисления в течение миллионов лет «созревает» нефть.

Продуктами этих процессов являются газообразные и жидкие углеводороды. Горные породы, которые могут содержать месторож- дения нефти и газа, называют коллекторами. Наилучшими коллек- торными свойствами обладают осадочные породы (песчаники, глины, известняки и т.д.). Наиболее важными свойствами коллекторных по- род являются пористость и проницаемость. Крупные скопления го- рючих углеводородных ископаемых называют месторождениями. Месторождения можно разделить на:

–газовые, если в них содержится только газ, состоящий на 90 % и более из метана;

–газоконденсатные, из газа которых при снижении давления до атмосферного выделяется конденсат углеводородов, выки- пающих до 350 °С и выше;

–нефтяные, содержащие главным образом нефть;

–нефтегазовые, если над нефтяным пластом имеется газовая шапка.

Основные методы нефтеразведки: геологические, геофизические и геохимические – базируются на изучении различных параметров: структуры горных пород, магнитных аномалий, особенностей сейсми- ческих колебаний, возникающих при искусственных взрывах, и т.п. После установления нефтегазоносности проводится разведочное буре-

32

ние, позволяющее установить размеры месторождения, его запасы и состав. После этого приступают к эксплуатации месторождения.

Найденную нефть из глубин земли извлекают при помощи скважин. Скважины бурят также при поиске и разведке нефти. Диа- метр скважин обычно лежит в пределах 0,15–0,4 м, глубина – на уровне 3–6 км, но доходит и до 8–10 км и более (самая глубокая в мире Кольская скважина имеет глубину более 12 км).

Бурение скважин осуществляют с помощью специальных буро- вых установок, предназначенных для проходки ствола скважин путем разрушения и выноса на поверхность породы.

Разрушение горных пород при бурении можно проводить меха- ническим, термическим, физико-химическим и другими методами. В настоящее время используется только механическое бурение. Су- ществует три метода механического бурения: ударное, вращательное и ударно-вращательное.

Первоначально для бурения скважин (взамен колодцев) приме- нялось ударное бурение. Сейчас данный метод применяют для буре- ния неглубоких скважин с целью проведения инженерно-геологичес- ких изысканий и взрывных работ. Его проводят при помощи бурового снаряда путем разрушения породы ударами специального долота. Очистку скважин в данном случае проводят при помощи желонки (узкое ведро с клапаном, при опускании в скважину клапан открыва- ется, ведро заполняется породой и водой и после закрытия клапана извлекается из скважины).

При вращательном бурении углубление в породу происходит за счет одновременного воздействия на долото нагрузки сверху и крутящего момента. Существует два метода вращательного буре- ния: роторный и с забойными двигателями. Породу высверливают вращающимся долотом, после чего она выносится на поверхность циркулирующим промывочным раствором (глинистым раствором на основе бентонитовидных глин, смешанных с водой или углеводо- родными фракциями), который имеет повышенную плотность. Про- мывочные растворы – это высокодисперсные коллоидные системы,

33

которые должны обладать высокой устойчивостью к расслоению и хорошей способностью транспортировать частички разбуриваемой горной породы. Кроме того, глинистые растворы служат для про- мывки забоя скважины, охлаждения бурового инструмента, защиты стенок скважины от разрушения, закупорки пористых пород, а также для уравновешивания больших пластовых давлений, которые воз- растают по мере углубления скважины (на 10 МПа с каждым кило- метром). В глинистые растворы для снижения водоотдачи добавляют специальные присадки и утяжелители для предотвращения насыще- ния их газом и нефтью. Промывочный раствор подается с помощью насоса через бурильные трубы к забою в скважине, где он подхваты- вает кусочки породы и по кольцевому зазору между стенками сква- жины и бурильной колонной поднимается на поверхность, там очи- щается от породы и вновь закачивается в скважину.

Для бурения скважин морских месторождений нефти применя- ются сварные стационарные, а также нестационарные платформы различных типов.

При роторном бурении специальный аппарат – ротор – устанав- ливается в центре скважины и передает вращение от двигателя всей колонне труб и через нее – долоту. Применяется при бурении неглу- боких скважин.

При бурении с забойными двигателями вращающий момент до- лоту передается или с турбобура, или с электродвигателя, которые опущены в скважину. При использовании турбобура долото приводит- ся во вращение турбиной, действующей за счет глинистого раствора, закачиваемого под давлением в колонну бурильных труб. Этот метод позволяет бурить очень глубокие, а также наклонные скважины.

При электробурении долото получает вращательный момент не- посредственно от электродвигателя, опущенного в скважину (подво- дящий электроэнергию кабель расположен внутри колонны труб).

При ударно-вращательном бурении наряду с вращением долото совершает возвратно-поступательные колебания с определенной час- тотой и амплитудой, которые передаются от специального вибратора.

34

Эксплуатацию пробуренных нефтяных скважин осуществляют одним из трех методов: фонтанным, компрессионным и глубинно- насосным.

Фонтанный метод добычи нефти применяется в случае высокого пластового давления. В этом случае нефть поступает на поверхность самотеком. Как правило, этот метод характерен для первичного пе- риода эксплуатации скважины.

При падении нефтепластового давления переходят на компрес- сионный метод добычи, сущность которого заключается в следую- щем: в скважину, дополнительно к обсадной трубе, опускают колон- ну труб. По кольцевому пространству между трубами в скважину на- гнетают газ (обычно применяют нефтяной попутный газ, т.к. при использовании воздуха будет происходить окисление) под давлением, который аэрирует нефть в подъемных трубах, создавая при этом газо- нефтяной столб с меньшей плотностью. Тем самым за счет разности плотности создается дополнительная подъемная сила, которая и по- зволяет поднять нефть на поверхность земли.

Глубинно-насосный метод эксплуатации нефтяных скважин применяется при разработке очень глубоких скважин или на поздней стадии их эксплуатации, когда давление в пласте уже не обеспечивает подъем нефти на поверхность даже при закачке газа. При использова- нии данного метода нефть поднимают на поверхность при помощи плунжерных (поршневых, с малым диаметром поршня) или электриче- ских (центробежных) насосов, опущенных в скважину. Плунжерный насос соединяется колонной штанг со станком-качалкой, который и осуществляет возвратно-поступательное движение плунжера насоса.

Названными методами удается добыть из месторождения от 30 до 50 % потенциального запаса нефти. Для увеличения нефтеотдачи пласта широко применяют заводнение пластов, закачку в пласт газа, пара, поверхностно-активных веществ, тепловое воздействие на пласт и др.

Добытая нефть, как правило, содержит в своем составе углево- дородные газы, эмульгированную воду, соли, механические приме-

35

си, поэтому ее готовят на промысле на установках подготовки неф- ти, где от нее отделяют газ (подвергая сепарации в несколько ступе- ней), воду, соли, мехпримеси. Далее газ транспортируют на ГПЗ, а нефть – на НПЗ.

Месторождения нефти и газа в большинстве случаев располо- жены на значительном расстоянии от нефтегазодобывающих пред- приятий. Вследствие высокой пожаро- и взрывоопасности при транс- портировке нефти и особенно – природного газа предъявляются по- вышенные требования по обеспечению высокой герметичности, надежности, противопожарной безопасности транспортных средств.

Одним из наиболее экономичных и технически современных видов транспорта нефти и газа является морской и речной нефтена- ливной флот. В 70–80-е годы введены в эксплуатацию крупнотон- нажные танкеры грузоподъемностью 100–250 тыс. т и гигантские су- пертанкеры – до 750 тыс. т. Создан также флот танкеров-газовозов для океанских и морских перевозок.

На суше наиболее экономична транспортировка нефти и газа по трубопроводам. Доля перекачки нефти и газа по трубопроводам в нашей стране достигает 85 %. На доставку каждой тонны нефти по трубам требуется в 10 раз меньше трудовых затрат, чем для ее пе- ревозки по железным дорогам. Однако при укладке трубопроводов возникает целый ряд проблем: сложность ландшафта, необходимость промежуточных нефтеперекачивающих станций, обеспечение надеж- ности и безопасности транспортировки нефти и газа. Кроме того, больших усилий требует перекачка вязких и высокопарафинистых нефтей. Возникает необходимость борьбы с асфальто-смолисто- парафиновыми отложениями (АСПО), особенно в зимний период. В связи с этим трубопроводы сопровождают «спутники» – трубы, по которым подают горячую воду, или печи нагрева на перекачиваю- щих станциях. Используют также специальные присадки – ингибито- ры отложений. Большие проблемы связаны с коррозией трубопрово- дов, особенно при перекачке сернистых нефтей. Для борьбы с корро- зией также применяют специальные реагенты – ингибиторы коррозии.

36

Для доставки нефти в районы, удаленные от трубопроводных магистралей, используют железнодорожный транспорт со специаль- ными нефтеналивными цистернами.

При организации транспортировки нефтей необходимо учиты- вать физико-химические свойства, углеводородный и компонентный состав не только исходных индивидуальных нефтей, но и их смесей, так как рациональное смешение обеспечивает большую эффектив- ность транспортировки и снижение энергетических затрат за счет уменьшения вязкости смеси, повышения ее кинетической устойчиво- сти (т.е. уменьшения склонности к образованию АСПО). Такой под- ход к оценке состава смеси, а также оптимизация содержания в ней компонентов положительно отражается не только на показателях транспортировки и хранения нефтяного сырья, но и на результатах его переработки.

Транспортировку нефти в нашей стране осуществляют железно- дорожным, водным и трубопроводным транспортом. Основной вид транспорта, учитывая большую удаленность месторождений от НПЗ – трубопроводный. За рубежом основной вид транспорта – танкерный.

Газ (пропан-бутан, пропан, бутан и другие углеводородные га- зы) в основном транспортируют по трубопроводам. Автомобильный, водный и железнодорожный виды транспорта используют при пере- возке узких газовых фракций и индивидуальных углеводородов.

37

Глава 2

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ,

ЕЕФРАКЦИЙ И УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ

Воснове переработки нефти и ее отдельных фракций, а также получения товарных нефтепродуктов лежат физико-химические про- цессы. Управление этими процессами требует знания физических, физико-химических, коллоидно-дисперсных свойств нефти, ее фрак- ций и остатков.

Эти свойства прямо или косвенно определяют химический со- став нефтей и нефтепродуктов, межмолекулярные взаимодействия

иструктурные особенности нефтяных систем; отражают эксплуата- ционные характеристики нефтепродуктов. Константы, характери- зующие эти свойства, входят в формулы, применяемые при расчетах нефтезаводской аппаратуры; используются для контроля параметров режима процессов и показателей качества продукции.

Иными словами, к физико-химическим свойствам нефти, ее фракций, углеводородных газов и товарных нефтепродуктов относит- ся комплекс показателей, характеризующих как их физические свой- ства, так и их связь с химическим составом, а также химмотологиче- ские свойства, определяющие поведение нефтепродуктов при их ис- пользовании потребителями.

Учитывая сложность состава как самих нефтей, так и получае- мых из них нефтепродуктов, как правило, используются средние зна- чения физико-химических характеристик нефтяного сырья, в связи с чем большое значение придается точности определения этих свойств (экспериментального или по эмпирическим формулам).

2.1. Плотность

Плотность любого вещества – это масса единицы его объема. Единицы измерения – кг/м3 (система СИ); г/см3 (система СГС).

Кроме абсолютной плотности в нефтепереработке используется понятие относительной плотности (ρ tt12 ) – безразмерной величины, по-

казывающей отношение плотности нефтепродукта при температуре t2

38

к плотности дистиллированной воды при температуре t1. За стандарт- ные температуры приняты: t1 = 4 °С и t2 = 20 °С (в России и ряде дру- гих стран) и t1 = t2 = 60 °F (в США и ряде других стран). 60 °F = 15,6 °С,

всвязи с чем используется относительная плотность ρ 204 и ρ 1515 .

ВСША и некоторых других странах используют также в каче- стве меры плотности нефтепродуктов величину, измеряемую в граду-

то численные значения относительной плотности ρ 204 и абсолютной плотности совпадают для системы СГС (и отличаются ровно в 1000 раз для системы СИ).

Для пересчета величины относительной плотности нефти и неф- тепродуктов с одной стандартной температуры на другую используют

где α – поправка к плотности нефтепродукта при изменении темпера-

где β и n – коэффициенты, зависящие от природы нефти; tср – средняя температура кипения фракции, °C.

39

где tз.н – температура застывания нефти, °С;

(ρ 204 ) – относительная плотность нефти, из которой получены нефте-

н

продукты.

Относительную плотность нефтяных фракций можно рассчитать по формуле БашНИИ НП:

где (nD20 )уз.фр – коэффициент преломления узкой фракции нефти;

или по формуле

где ρ н – плотность нефти; Хср – середина по кривой ИТК для данной фракции, мас. %.

Плотность нефтепродуктов зависит от температуры. Эта зави- симость – обратно пропорциональная и для большинства нефтепро- дуктов подчиняется закону Менделеева:

В интервале от 0 до 150 °С значения относительной плотно- сти ρ 204 находятся в пределах от 0,7 до 1,0. В более широком интерва-

ле температур (до 300 °С) плотность (в кг/м3) может быть найдена по уравнению

или по номограмме [1, рис. 3.2].

Зависимость плотности от температуры можно также опреде- лить по номограммам, приведенным в справочной литературе

[3, прил. 3 и 4; 4, рис. 2.3 и 2.4; 6, рис. 1; 7, рис. 2.1–2.8 и табл. 2.2].

40