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 , 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.
Тяжелая нефть с плотностью, близкой к 1 0 г / см, может затонуть.
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.
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.
углеводородный сырье тяжелый нефть
Нефть разделяют на легкую, «среднюю» и тяжелую, исходя из её плотности. Легкой нефти в одном кубическом сантиметре содержится менее 0,87 грамма, тяжелой — более 0,98. Кубический сантиметр средней нефти может весить, соответственно, от 0,87 до 0,98 грамма.
Каждый из видов обладает своими характеристиками, отражающимися на переработке и количестве получаемых продуктов. По сути, эти сорта мало отличаются друг от друга. В их составе одни и те же углеводороды, на выходе получаются одинаковые продукты.
Тяжелая нефть
Тяжелая нефть требует дополнительной очистки, так как в ней содержатся нежелательные примеси, в частности, воск. К тому же, она дает на выходе большое количество «темных» нефтепродуктов (например, мазута, газойля или масла ВМ-6). Они дешевы, иногда цена на них даже ниже, чем на сырье. Поэтому выгоднее производить как можно больше светлых продуктов и меньше – темных. А значит, нефтеперерабатывающие компании ценят тяжелую нефть гораздо меньше.
Легкая нефть
Из легкой нефти, следовательно, можно получить больше светлых продуктов (бензин, смазка ВНИИ НП). Она содержит больше легких фракций, отличается больее высоким показателем вязкости и ценится выше тяжелой. Как правило, в легкой нефти ниже содержание серы, что также является плюсом.
Россия, как и ряд других стран, поставляет на мировой рынок оба сорта нефти. Тяжелый представлен маркой Urals, а легкий — Siberian Light. Некоторые марки представляют собой смеси нефти разной плотности, добытой на разных месторождениях.
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. Российские запасы тяжелой нефти и ее переработка
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 , 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.
Тяжелая нефть с плотностью, близкой к 1 0 г / см, может затонуть.
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.
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.
углеводородный сырье тяжелый нефть
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 . 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.
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.
Заключение
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.
Размещено на Allbest.ur
...Подобные документы
Залежи нефти в недрах Земли. Нефтеразведка с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ. Этапы и способы процесса добычи нефти. Химические элементы и соединения в нефти, ее физические свойства. Продукты из нефти и их применение.
реферат , добавлен 25.02.2010
Общие сведения о нефтяной промышленности, как в мире, так и в России. Мировые запасы нефти, ее добыча и потребление. Рассмотрение территориальной организации добычи и переработки нефти в Российской Федерации. Основные проблемы развития отрасли в стране.
курсовая работа , добавлен 21.08.2015
Характеристика Ельниковского месторождения, физико-химические параметры добываемой нефти. Механизм образования асфальто-смолистых и парафиновых отложений. Технология химического метода. Оценка безопасности и экологичности разрабатываемого проекта.
дипломная работа , добавлен 11.03.2012
Технология термического воздействия на пласт высоковязких нефтей и природных битумов. Сущность метода внутрипластового горения. Разработка нефтяных (битумных) месторождений открытым способом. Опыт шахтной добычи тяжелой нефти в России и ее недостатки.
реферат , добавлен 08.05.2015
Запасы, производство и потребление нефти по странам мира. Современные тенденции мирового рынка нефти. Организационно-экономические мероприятия, направленные на повышение эффективности разработки месторождений в условиях истощения нефтяных ресурсов.
курсовая работа , добавлен 25.12.2013
Физико-химические свойства нефти и газа. Принципы и показатели классификации видов нефти и применение тригонограмм. Макроскопическое описание осадочных горных пород. Особенности пород-коллекторов и покрышек. Аспекты построения геологического профиля.
методичка , добавлен 25.10.2012
Исследование геологической природы нефти и газа. Изучение плотности, вязкостных свойств, застывания и плавления, загустевания и размягчения, испарения, кипения и перегонки нефти. Групповой химический состав нефти. Физические свойства природного газа.
реферат , добавлен 02.12.2015
Сведения о Западно-Коммунарском месторождении. Коллекторские свойства пласта. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Подсчет запасов нефти и газа. Характеристика системы воздействия на пласт. Определение эффективности разработки нефтяных залежей.
курсовая работа , добавлен 23.10.2013
Состав, свойства и фракции нефти. Ее нахождение в природе, добыча посредством буровых скважин. Понятие ректификации, ее применение, принцип осуществления в ректификационных колоннах. Способы переработки нефтепродуктов: пиролиз, риформинг, крекинг.
презентация , добавлен 18.12.2013
Физико-химические свойства нефти. Свойства турбулентной диффузии. Промысловый сбор и транспорт продукции скважин. Особенности разработки и обустройства нефтяного месторождения, технологическое оборудование, автоматизация технологических процессов.
На территории России расположены сотни, а то и десятки сотен так называемых «нетрадиционных» нефтяных месторождений. Они имеют различия по уровню загрязнений, по тяжести добычи и последующей эксплуатации. Способ разработки каждого из этих запасов нефти зависит от самого месторождения – его географического положения и всех нюансов, связанных с той или и ной местностью.
Добыча «черного золота»: ситуация в России
Разработка новых нефтяных запасов влияет на ситуацию в России в частности и в мире в целом. Увы, сейчас добыча нефти в наиболее труднодоступных источниках и, как следствие, производство «грязных» видов топлива, субсидируются и поощряются гораздо больше, нежели все остальные способы добычи «черного золота». Такие меры могут привести страну в невероятный коллапс: окажется переполненным вредными для экологии нефтяными ресурсами, климат изменится под гнетом «углеродной гири». Этого можно избежать: достаточно пустить субсидии от государства на разработку менее углеродоемких типов топлива – это, к тому же, обеспечит энергоэффективность в крупном масштабе – в масштабе всей страны!
НЕФТЬ И ГАЗ, ИХ СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
НЕФТЬ
Нефть представляет собой горючую, маслянистую жидкость, по преимуществу темного цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть является в основном смесью различных углеводородов, содержащихся в ней в самых разнообразных сочетаниях и определяющих ее физические и химические свойства.
В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) метановые (парафиновые) с общей формулой С я Н 2я+2 ; 2) нафтеновые с общей формулой С„Н 2П; 3) ароматические с общей формулой
СпН 2л -в- /
Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда. Углеводороды этого ряда - метан СН 4 , этан С 2 Н в, пропан С 3 Н 8 и бутан С 4 Ню - при атмосферном давлении и нормальной температуре находятся в газообразном состоянии. Они входят в состав нефтяных газов. При повышении давления и температуры эти легкие углеводороды могут частично или полностью переходить в жидкое состояние.
Пентан С 8 Н 12 ,\гексан С в Н 14 и гептан С 7 Н 1в при тех же условиях находятся в неустойчивом состоянии: легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно.
Углеводороды от С 8 Н 18 до С 17 Н зв - жидкие вещества.
Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях.
Физические свойства нефтей и нефтяных газов, а также их качественная характеристика зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти
В, М-МУРАВЬЕ В
большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.
Кроме того, нефти подразделяют по основным качественным показателям - содержанию светлых бензиновых, керосиновых и масляных фракций.
Фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки их, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения.
Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (С Б Н1а) точка кипения равна 36° С, у гексана (С 6 Н1 4) - 69° С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие и доходят до 300° С и выше. Поэтому при подогревании нефти выкипают и испаряются сначала ее более легкие фракции, при повышении температуры начинают кипеть и испаряться более тяжелые углеводороды.
Если пары нефти, подогретой до определенной температуры, собрать и охладить, то эти пары снова превратятся в жидкость, представляющую собой группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, в зависимости от температуры подогрева нефти из нее сначала испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосиновые, затем соляровые и т. д.
Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.
Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти производят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350° С.
Простейшая переработка нефти основана на том же принципе, что и описанная лабораторная разгонка. Это прямая перегонка нефти с выделением из нее в условиях атмосферного давления и нагрева до 300-350° С бензиновых, керосиновых и соляровых фракций.
В СССР встречаются нефти разнообразного химического состава и свойств. Даже нефти одного и того же месторождения могут сильно различаться между собой. Однако нефти каждого района СССР имеют и свои специфические особенности. Например, нефти Урало-Волжского района обычно содержат значительное количество смол, парафина и сернистых соединений. Нефти Эмбенского района отличаются относительно небольшим содержанием серы.
Наибольшим разнообразием состава и физических свойств обладают нефти Бакинского района. Здесь наряду с бесцветными неф-тями в верхних горизонтах Сураханского месторождения, состоящими практически из одних только бензиновых и керосиновых фракций, встречаются нефти, не содержащие бензиновых фракций. В этом районе имеются нефти, не содержащие смолистых веществ, а также высокосмолистые. Во многих нефтях Азербайджана содержатся нафтеновые кислоты. В большинстве нефтей отсутствуют парафины. По содержанию серы все бакинские нефти относятся к мало-сернистым.
Одним из основных показателей товарного качества нефти/является ее плотность. Плотность нефти при стандартной температуре 20° С и атмосферном давлении колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м 3 .
В промысловой практике по величине плотности сырой нефти ориентировочно судят о ее качестве. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м 3 являются наиболее ценными; они, как правило, содержат больше бензиновых и масляных фракций.
Плотность, нефтей обычно измеряют специальными ареометрами. Ареометр представляет собой стеклянную трубку с расширенной нижней частью, в которой помещается ртутный термометр. Вследствие значительного веса ртути ареометр при погружении в нефть принимает вертикальное положение. В верхней узкой части ареометр имеет шкалу для замера плотности, а в нижней части - шкалу температур.
Для определения плотности нефти ареометр опускают в сосуд с этой нефтью и по верхнему краю образовавшегося мениска отсчитывают величину ее плотности.
Чтобы полученный замер плотности нефти при данной температуре привести к стандартным условиям, т. е. к температуре 20° С, необходимо ввести температурную поправку, которая учитывается следующей формулой:
р2о = Р* + в(<-20), (1)
где р 20 - искомая плотность при 20° С; р/ - плотность при температуре измерения I; а - коэффициент объемного расширения нефти, величина которого берется из специальных таблиц; она
