В рациональном комплексе геологоразведочных работ на нефть и газ разведочный этап, как видно из таблицы рациональной последовательности этих работ, является естественным продолжением поискового. Разведочные работы имеют целью промышленную оценку открытых на поисковом этапе залежей и месторождений и подготовку их к разработке. При этом полученные в результате поискового бурения запасы углеводородов промышленной категории С1 и предварительно оцененные запасы категории С2 должны быть переведены в промышленные по всей площади открытого месторождения или залежи.

Основными видами разведочных работ являются: бурение и испытание разведочных скважин, анализ всей необходимой геолого-геохимической информации для уточнения параметров залежи (месторождения) и подготовки его к пробной эксплуатации. При необходимости могут предусматриваться скважинная сейсморазведка методом ОГТ и в небольшом объеме полевые геофизические методы.

Основным методологическим принципом разведки, сформулированным Г.А. Габриэлянцем и В.И. Пороскуном еще в 1974 году, является принцип равномерности бурения, который реализуется путем равномерного размещения разведочных скважин по объему залежи. Согласно этому принципу предусматривается детальное изучение прежде всего тех частей залежи (месторождений), которые содержат основные запасы углеводородов. При этом повышается точность оценки запасов, а следовательно, и качество подготовки месторождения к пробной эксплуатации и последующей разработке. Одновременно предусматривается дифференцированное размещение разведочного бурения, учитывающее морфогенетические особенности строения залежи или месторождения.

Современная разведка нефтяных и газовых месторождений учитывает принципы оптимизации и универсальности процесса разведочного бурения, впервые предложенные В.М. Крейтером и В.И. Бирюковым (1976). Эти принципы формулируются следующим образом:

1. Принцип рациональной системы и полноты исследований отдельной залежи или месторождения.
2. Принцип последовательных приближений в изучении месторождения или отдельной залежи.
3. Принцип относительной равномерности изучения объекта разведки.
4. Принцип наименьших трудовых, научно-прикладных и материально-технических затрат.
5. Принцип наименьших затрат времени и достижения наибольшей экономии при соблюдении энергосберегающих технологий.

Рациональная система разведки нефтяных и газовых месторождений предполагает бурение некоторого, как правило минимального, количества разведочных скважин, закладываемых в определенной последовательности для получения информации, необходимой и достаточной для промышленной оценки открытого месторождения и подготовки его к разработке. При этом система размещения разведочных скважин должна соответствовать особенностям геологического строения изучаемого объекта.

Разрез открытой залежи (месторождения) разбивается на этажи разведки. Под этажом разведки понимается часть разреза осадочного чехла, включающая один или несколько продуктивных пластов, расположенных на близких гипсометрических уровнях и характеризующихся сходством по геологическому строению вмещающих пород и физическим свойствам углеводородных флюидов. Их разведку можно проводить одной сеткой скважин.

Выделяются три системы и соответствующие методики разведочного бурения: треугольная, кольцевая и профильная с системой параллельных поперечных и продольных профилей разведочных скважин.

Треугольная система размещения разведочного бурения. Эта методика является наиболее старой и использовалась на заре развития нефтяной промышленности. При этом, как видно из рис. 65, первая поисковая скважина расположена в наиболее оптимальных структурно-гипсометрических условиях, остальные закладываются как разведочные в виде равносторонних треугольников со стороной, длина которой не должна превышать 500 метров при углах наклона крыльев локального поднятия до 10 градусов. При 20 градусах наклона она уменьшается до 400 метров, далее сокращаясь примерно на 50 метров с ростом угла наклона крыльев на каждые 5-6 градусов.

Нерациональность принятой треугольной системы размещения разведочных скважин даже при принятых максимальных расстояниях между ними 500 метров состоит в бурении для соблюдения указанного принципа равномерности излишне большого их числа. Это приводит к существенному удорожанию буровых работ. Процесс в известной мере оправдан с достижением весьма скромной геологической эффективности (до 80-100 усл. тонн на 1 метр поисково-разведочного бурения) лишь при площади ловушки и прогнозируемой залежи не более 2-2,5 км2. Опыт разведки выявленных литологических и стратиграфических углеводородных скоплений размерами до 1-1,5 км2 также свидетельствует о рентабельности реализации треугольной системы разведочного бурения.

В США широким распространением, наряду с крупными заливообразными литолого-стратиграфическими залежами, пользуются небольшие литологически ограниченные, или »шнурковые», или линзообразные, скопления нефти и газа с извлекаемыми запасами до 1,5 млн. усл. т размерами до 1,5-2 км2. Для разведки подобных месторождений также применяется треугольная сетка скважин с количеством их от 12 до 15, что находится в пределах рентабельности с получением средней эффективности до 120 усл. т/м. В России подобная система размещения разведочного бурения в качестве рациональной успешно использовалась в 1912 году на начальном этапе разведки открытой впервые в мировой практике И.М. Губкиным »рукавообразной» залежи нефти с переходом с 1916 года на профильное бурение. В настоящее время данная методика разведочных работ применяется при разведке небольших нефтяных залежей, связанных с эрозионными “врезами” довизийского и дотурнейского возраста в пределах Волго-Уральской и соседних с юга нефтегазоносных областей.

Кольцевая система размещения разведочного бурения. Рациональный характер кольцевой системы разведки открытых залежей и месторождений, успешно сочетающейся с освоением отдельных разведываемых этажей, подтвержден на примере уникального Заполярного газоконденсатного месторождения общей площадью свыше 2000 км2 и величиной извлекаемых запасов газа 1,5 трлн. м3. Поиски в целом осуществлены по системе “крест поискового бурения” 12 поисковыми скважинами, а разведка – 27 разведочными скважинами, размещенными по кольцевой методике, показанной на рис. 66.

Специфика кольцевой системы определяется на Заполярном месторождении следующим положением скважин на структурных межизогипсовых полях. В пределах первого поля первооткрывательницы от скважины 1 закладываются 4 буровых. После оконтуривания внутренней площади месторождения в следующем более внешнем поле по отношению к уже оконтуренной центральной зоне проектируются 5 буровых, помеченных квадратами. Завершив оконтуривание и этой части залежи, предусматривается освоение внешней зоны газоконденсатного месторождения с заложением сначала 7 разведочных скважин в предпоследнем поле, а затем 9 – в последнем межизогипсовом контуре, обрамляющем месторождение.

Рациональный характер кольцевой системы разведочного бурения в освоении уникального Заполярного ГКМ подтверждается достигнутой величины геологической эффективности, превышающей здесь 1000 усл. т на 1 м поисково-разведочного бурения.

Следовательно, высокая эффективность применения кольцевой системы достигается наличием крупных (до гигантских и более) запасов углеводородного сырья и относительно простым строением месторождения с залежью пластового или массивного строения сводового типа. На это следует, прежде всего, ориентироваться при выборе рациональной методики разведочных работ, что, как видно на примере уникального Заполярного месторождения, вполне оправдано полученными результатами. Кольцевая система была применена при разведке ряда крупных газоконденсатных месторождений Ейско-Березанской газоносной области, в частности Каневского и Ленинградского. В США на этой методике была разведана основная сводовая залежь в известняках свиты арбокл на крупнейшем нефтяном месторождении Оклахома-Сити Западной внутренней провинции.

Профильная система размещения разведочных скважин

В современ-
ных условиях для разведки нефтегазовых залежей и месторождений антиклинального и неантиклинального типов любой сложности строения, кроме случаев, отмеченных выше в первых методиках, наиболее эффективной и повсеместно рациональной является профильная система разведочного бурения. Сущность ее состоит в проектировании определенного числа разведочных скважин, закладываемых каждой в точках пересечения поперечных и продольных профилей. Причем в зависимости от величины разведуемого месторождения строго регламентируются расстояние между поперечными и продольными профилями и площадь, приходящаяся на одну проектируемую бурением скважину. По сравнению с предыдущими методиками, профильная методика является наиболее “гибкой”, допуская текущие изменения рациональной сетки скважин и, тем самым, площади охвата разведуемой части месторождения.

Рассмотрим типичные примеры размещения разведочных скважин по профильной системе. На рис. 67 дано расположение скважин на газоконденсатном месторождении. В разведку по профильной методике введен более крупный восточный блок, причем рациональная площадь на каждую скважину достигает 26 км2. Положение скважин на профиле показано на примере центральной части разведуемого блока. Общее количество скважин для восточного блока месторождения составляет 38. При тех же выбранных параметрах рациональное число разведочных скважин для меньшей по величине западной газоконденсатной залежи с той же отметкой ГВК составит 26. Однако, учитывая газоконденсатный тип углеводородного флюида и возможность полуторного увеличения расстояний между профилями и площади, приходящейся на одну скважину, общее число скважин в восточном блоке без нарушения принципа рациональности может составить 25, а для западной залежи – 18.

На рис. 68 показана рациональная методика для антиклинального блока
размерами 30х70 км, осложненного сбросами и включающего нефтяную залежь
с отметкой ВНК минус 1590 м. Здесь наиболее рационально размещение разве-
дочных скважин по системе параллельных взаимоперпендикулярных профилей
с площадью каждого квадрата 18 км2.

Положение профилей и скважин показано на примере центральной части западного купола антиклинали.

На примере центральной части залежи дано рациональное размещение разведочных скважин для западного более крупного блока антиклинальной ловушки с прогнозируемой нефтяной залежью при отметке ВНК минус 3200 метров. В качестве наиболее рациональной принята методика, аналогичная отмеченной выше, с площадью отдельных квадратов сетки скважин 10 км2 и количеством скважин 12, начиная с поисковой скважины-первооткрывательницы месторождения. Для разведки показанных на рис. 69 и 70 соответственно прогнозируемых газоконденсатного и нефтяного месторождений рациональная система размещения скважин рассматривается для продуктивных блоков.

От поисковой скважины 1, давшей промышленные притоки газоконденсата и нефти, предусматривается развитие рациональной сетки проектируемых буровых с сохранением “квадратичного” принципа размещения. Для разведуемого газоконденсатного месторождения площадь, приходящаяся на одну скважину, составляет с учетом газоконденсатного типа УВ флюида 12 км2 вместо 8 км2 для нефти, а рациональный комплекс разведки включает 24 скважины.

Освоение разведкой других блоков месторождения не должно предусматривать увеличение числа буровых. В качестве рациональной для более крупной прогнозируемой нефтяной залежи (рис. 70) с отметкой ВНК минус 2400 м также предусматривается в центральной части структуры от поисковой скважины 1 по схеме, показанной на рисунках выше; в качестве более эффективной принята площадь 28 км2 на одну буровую, а общее количество разведочных скважин – 32. Далее по той же схеме выполняется разведка 16 скважинами меньшего, центрального структурного блока.

На рис. 71 приведена газоконденсатная залежь сводового типа с отметкой ГВК минус 1050 м, осложненная в центральной части горстом, ограниченным поверхностями сместителей в виде двух лучей.

Наиболее рациональным для разведки данного месторождения будет последовательное разбуривание по профильно-квадратной схеме сначала центральной части залежи при площади 8 км2 на одну скважину, начиная с горста. За пределами горста расстояние между скважинами может быть увеличено до 3 км, а площадь на одну буровую – до 10 км2. Рациональное число скважин для разведки месторождения не должно превышать 20. Для западного меньшего блока – 12 скважин.

Для разведки нефтяной залежи сводового типа в антиклинальной ловушке, осложненной с юга сбросом (рис. 72), с отметкой ВНК минус 2810 метров площадью 18х6 км используется та же квадратная рациональная сетка скважин площадью 5 км2. Исходной для начала разведки является поисковая скважина 1. Минимальное количество скважин для полного охвата залежи с переводом ресурсов в категорию С1 составит 20.

Разведка сводовых нефтяных залежей, изображенных на рис. 73 и 74, осуществляется по аналогичной профильной системе с площадью 4 км2 на одну разведочную скважину. Общая площадь месторождения, как и морфоструктурные условия в целом, тождественны залежам (рис. 70 и 71) с использованием также в качестве основы для размещения рациональной схемы буровых в центральной части залежи с поисковой скважиной 1.

На рис. 75 изображена газоконденсатная залежь сложного строения сводового тектонически-экранированного типа с отметкой ГВК минус 775 метров. Рациональное размещение разведочного бурения предусматривает заложение разведочных скважин в центральном блоке от скважины 1 по сетке площадью 8 км2 (до ГВК) десяти скважин, что позволяет рассчитывать на наиболее эффективную разведку месторождения с показателем не менее 500 усл. т на метр разведочного бурения.

Пример рациональной разведки нефтяной залежи приконтактного типа, приуроченной к диапировой брахиантиклинали показан на рис. 76.

В пределах залежи проектируется рациональная сетка буровых по указанной профильной схеме с величиной площади, приходящейся на скважину, 6 км2. Проектом предусматривается, как видно из рисунка, бурение 30 разведочных скважин вплоть до ВНК на отметке минус 3300 м, начиная от поисковой скважины 1 – первооткрывательницы месторождения.

Для рассмотренных выше залежей структурно-литологического и структурно-стратиграфического типов рациональной сохраняется та же профильная система размещения разведочных скважин с указанной квадратной сеткой. При этом площадь на одну скважину изменяется от 5 км2 для средних по размеру залежей до 18 км2 – у крупных.

Буду благодарен, если Вы поделитесь этой статьей в социальных сетях:

Поиск по сайту.

Цель нефтеразведки – выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к разработке залежей нефти. Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ в рациональном сочетании и последовательности.

На первой стадии поискового этапа в бассейнах с не установленной нефтегазоносностью либо для изучения слабо исследованных тектонических зон или нижних структурных этажей в бассейнах с установленной нефтегазоносностью проводятся региональные работы. Для этого осуществляются аэромагнитная, геологическая и гравиметрическая съемки, геохимические исследования вод и пород, профильное пересечение территории электро- и сейсморазведкой, бурение опорных и параметрических скважин. В результате устанавливаются районы для дальнейших поисковых работ.

На второй стадии производится более детальное изучение нефтегазоносных зон путем детальной гравиразведки, структурно-геологической съемки, электро- и сейсморазведки, структурного бурения.

Производится сравнение снимков масштабов 1:100.000 – 1:25.000. уточняется оценка прогнозов нефтегазоносности, а для структур с доказанной нефтегазоносностью, подсчитываются перспективные запасы.

На третьей стадии производится бурение поисковых скважин с целью открытий месторождений. Первые поисковые скважины бурятся на максимальную глубину. Обычно первым разведуется верхний этаж, а затем более глубокие. В результате дается предварительная оценка запасов.

Разведывательный этап – завершающий в геологоразведочном процессе. Основная цель – подготовка к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литологический состав, мощность, нефтегазонасыщенность. По завершению разведочных работ подсчитываются запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку. Эффективность поиска зависит от коэффициента открытий месторождений – отношением числа продуктивных площадей к общему числу разбуренных поисковым бурением площадей.

Добыча нефти

Почти вся добываемая в мире нефть, извлекается посредством буровых скважин, закрепленных стальными трубами высокого давления. Для подъема нефти и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъемных труб, механизмов и арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми. Добыче нефти при помощи буровых скважин предшествовали примитивные способы: сбор ее на поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, посредством колодцев.

Сбор нефти с поверхности водоемов – это, очевидно, первый по времени появления способ добычи, который до нашей эры применялся в Мидии, Вавилонии и Сирии. Сбор нефти в России, с поверхности реки Ухты начатФ.С. Прядуновым в 1745 г. В 1858 на полуострове Челекен нефть собирали в канавах, по которым вода стекала из озера. В канаве делали запруду из досок с проходом воды в нижней части: нефть накапливалась на поверхности.

Разработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью , и извлечение из него нефти, впервые описаны итальянским ученым

Ф. Ариосто в 15 веке. Недалеко от Модены в Италии такие нефтесодержащие грунты измельчались и подогревались в котлах. Затем нефть выжимали в мешках при помощи пресса. В 1833 –1845 г.г. нефть добывали из песка на берегу Азовского моря. Песок помещали в ямы с покатым дном и поливали водой. Вымытую из песка нефть собирали с поверхности воды пучками травы.

Добыча нефти из колодцев производилась в Киссии, древней области между Ассирией и Мидией в 5 веке до нашей эры при помощи коромысла, к которому привязывалось кожаное ведро. Подробное описание колодезной добычи нефти в Баку дал немецкий натуралистЭ. Кемпфер . Глубина колодцев достигала 27 м, их стенки обкладывались камнем или укреплялись деревом.

Добыча нефти посредством скважин начала широко применяться с 60-х г. 19 века. Вначале наряду с открытыми фонтанами и сбором нефти в вырытые рядом со скважинами земляные амбары добыча нефти осуществлялась также с помощью цилиндрических ведер с клапаном в днище. Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедренаглубоконасосная эксплуатация , которую в 1874 г применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку. В 1886 гВ.Г. Шухов предложилкомпрессорную добычу нефти , которая была испытана в Баку в 1897г. Более совершенный способ подъема нефти из скважины –газлифт – предложил в 1914 гМ.М. Тихвинский .

Процесс добычи нефти, начиная от притока ее по пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной нефти с промысла, можно разделить условно на 3 этапа.

ü Движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин.

ü Движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности – эксплуатация нефтяных скважин.

ü Сбор нефти и сопровождающих ее газа и воды на поверхности, их разделение, удаление минеральных солей из нефти, обработка пластовой воды, сбор попутного нефтяного газа.

Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели. Перед забуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. На основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация: ее геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей в пласте (вязкость, плотность), насыщенность пород нефти водой и газом, пластовые давления. Базируясь на этих данных, производят экономическую оценку системы, и выбирают оптимальную.

При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа с высоким давлением.

Извлечение нефти из скважин производится либо за счет естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путем использования одного из нескольких механизированных способов подъема жидкости. Обычно в начальной стадии разработки действует фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ: газлифтный или эрлифтный, глубинонасосный (с помощью штанговых, гидропоршневых и винтовых насосов).

Газлифтный способ вносит существенные дополнения в обычную технологическую схему промысла, так как при нем необходима газлифтная компрессорная станция с газораспределителем и газосборными трубопроводами.

Нефтяным промыслом называется технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов, и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляют извлечение нефти из недр Земли.

На месторождениях, разрабатываемых с помощью искусственного заводнения, сооружают систему водоснабжения с насосными станциями. Воду берут из естественных водоемов с помощью водозаборных сооружений.

В процессе добычи нефти важное место занимает внутрипромысловый транспорт продукции скважин, осуществляемый по трубопроводам. Применяются 2 системы внутрипромыслового транспорта: напорные и самотечные. При напорных системах достаточно собственного давления на устье скважин. При самотечных движение происходит за счет превышения отметки устья скважины над пометкой группового сборного пункта.

При разработке нефтяных месторождений, приуроченных к континентальным шельфам, создаются морские нефтепромыслы.

Очистка нефти

Первый завод по очистке нефти был построен в России в 1745 г., в период правления Елизаветы Петровны, на Ухтинском нефтяном промысле. В Петербурге и в Москве тогда пользовались свечами, а в малых городах – лучинами. Но уже тогда во многих церквях горели неугасаемые лампады. В них наливалось гарное масло, которое было не чем иным, как смесью очищенной нефти с растительным маслом. Купец Набатов был единственным поставщиком очищенной нефти для соборов и монастырей.

В конце XVIII столетия была изобретена лампа. С появлением ламп возрос спрос на керосин.

Очистка нефти – удаление из нефтепродуктов нежелательных компонентов, отрицательно влияющих на эксплуатационные свойства топлив и масел.

Химическая очистка производится путем воздействия различных реагентов на удаляемые компоненты очищаемых продуктов. Наиболее простым способом является очистка 92-92% серной кислотой и олеумом, применяемая для удаления непредельных и ароматических углеводородов.

Физико-химическая очистка производится с помощью растворителей, избирательно удаляющих нежелательные компоненты из очищаемого продукта. Неполярные растворители (пропан и бутан) используются для удаления из остатков переработки нефти (гудронов), ароматических углеводородов (процесс деасфальтации). Полярные растворители (фенол и др.) применяются для удаления полициклических ароматических углеродов с короткими боковыми цепями, сернистых и азотистых соединений из масляных дистиллятов.

При адсорбционной очистке из нефтепродуктов удаляются непредельные углеводороды, смолы, кислоты и др. адсорбционную очистку осуществляют при контактировании нагретого воздуха с адсорбентами или фильтрацией продукта через зерна адсорбента.

Каталитическая очистка – гидрогенизация в мягких условиях, применяемая для удаления сернистых и азотистых соединений.

Перегонка нефти

Братья Дубинины впервые создали устройство для перегонки нефти. С 1823 г. Дубинины стали вывозить фотоген (керосин) многими тысячами пудов из Моздока внутрь России. Завод Дубининых был очень прост: котел в печке, из котла идет труба через бочку с водой в пустую бочку. Бочка с водой – холодильник, пустая – приемник для керосина.

В Америке впервые опыты по перегонке нефти осуществил в 1833 г. Силлиман.

На современном заводе вместо котла устраивается ложная трубчатая печь. Вместо трубки для конденсации и разделения паров сооружаются огромные ректификационные колонны. А для приёма продуктов перегонки выстраиваются целые городки резервуаров.

Нефть состоит из смеси различных веществ (главным образом углеводородов) и потому не имеет определённой точки кипения. На трубчатках нефть подогревают до 300-325 о. При такой температуре более летучие вещества нефти превращаются в пар.

Печи на нефтеперегонных заводах особые. С виду они похожи на дома без окон. Выкладываются печи из лучшего огнеупорного кирпича. Внутри, вдоль и поперёк, тянутся трубы. Длина труб в печах достигает километра.

Когда завод работает, по этим трубам с большой скоростью – до двух метров в секунду – движется нефть. В это время из мощной форсунки в печь устремляется пламя. Длина языков пламени достигает нескольких метров.

При температуре 300-325 о нефть перегоняется не полностью. Если температуру перегонки увеличить, углеводороды начинают разлагаться.

Нефтяники нашли способ перегонки нефти без разложения углеводородов.

Вода кипит при 100 о тогда, когда давление равно атмосфере, или 760 мм. рт. ст. Но она может кипеть, например, и при 60 о. Для этого надо лишь понизить давление. При давлении в 150 мм термометр покажет всего 60 о.

Чем меньше давление, тем скорее закипает вода. То же самое происходит с нефтью. Многие углеводороды в условиях атмосферного давления кипят только при 500 о. Следовательно, при 325 о эти углеводороды не кипят.

А если снизить давление, то они закипят и при более низкой температуре.

На этом законе основана перегонка в вакууме, т. е. при пониженном давлении. На современных заводах нефть перегоняется или под атмосферным давлением, или под вакуумом, чаще всего заводы состоят из двух частей – атмосферной и вакуумной. Такие заводы так и называются атмосферно-вакуумные. На этих заводах получаются одновременно все продукты: бензин, лигроин, керосин, газойль, смазочные масла и нефтяной битум. Неиспарившихся частей при такой перегонки остаётся гораздо меньше, чем при атмосферной.

Дружнее происходит испарение нефти, когда в установку вводится пар.

Сложна и интересна работа ректификационной колонны. В этой колонне происходит не только разделение веществ по их температурам кипения, но одновременно производится дополнительное многократное кипячение конденсирующейся жидкости.

Колонны делаются очень высокими – до 40 м. Внутри они разделяются горизонтальными перегородками – тарелками – с отверстиями. Над отверстиями устанавливаются колпачки.

Смесь углеводородных паров из печи поступает в нижнюю часть колонны.

Навстречу неиспарившемуся остатку нефти снизу колонны подаётся перегретый пар. Этот пар прогревает неиспарившийся остаток и увлекает с собой все лёгкие углеводороды вверх колонны. В нижнюю часть колонны стекает освобождённый от лёгких углеводородов тяжёлый остаток – мазут, а пары одолевают тарелку за тарелкой, стремясь к верху колонны.

Сначала превращаются в жидкость пары с высокими температурами кипения. Это будет соляровая фракция, которая кипит при температуре выше 300 о. Жидкий соляр заливает тарелку до отверстий. Парам, идущим из печи, теперь приходится пробулькивать через слой соляра.

Температура паров выше температуры соляра, и соляр снова кипит.

Углеводороды, кипящие при температуре ниже 300 о, отрываются от него и летят вверх колонны, на секцию керосиновых тарелок.

В соляре, выходящем из колонны, поэтому нет бензина или керосина.

В колоннах бывает 30-40 тарелок, разделённых на секции. Через все тарелки проходят пары, на каждой они пробулькивают через слой сконденсировавшихся паров и в промежутках между ними встречают падающие с верхней тарелки капли лишнего, не убравшегося на верхнюю тарелку конденсата.

Принципиальная технологическая схема установки для атмосферно-вакуумной перегонки нефти. Аппараты 1, 3 – атмосферные ректификационные колонны; 2 - печи для нагрева нефти и мазута; 4 - вакуумная ректификационная колонна; 5 – конденсаторы – холодильники; 6 – теплообменники.

Линии: I – нефть; II – легкий бензин; III – отбензиненая нефть; IV – тяжелый бензин; V – керосин и газойль; VI – водяной пар; VII – мазут; VIII – газы разложения;

IX – масляные фракции; Х – гудрон.

В колонне непрерывно идёт сложная, кропотливая работа. Углеводороды собираются в секциях по температурам кипения. Для каждой группы углеводородов в колонне имеются свои секции и свой выход.

Углеводороды сгруппируются в своей секции только тогда, когда в них не будет углеводородов других температур кипения.

Когда они соберутся вместе, они из колонны выходят в холодильник, а из холодильника – в приёмник.

Из самых верхних секций колонны идёт не бензин, а пары бензина, так как температура вверху колонны выше температуры легко кипящих частей бензина. Пары бензина идут сначала в конденсатор.

Здесь они превращаются в бензин, который направляется также в холодильник, а затем в приёмник.

Крекинг нефтепродуктов

Выход бензина из нефти можно значительно увеличить (до 65-70 %) путем расщепления углеводородов с длинной цепью, содержащихся, например, в мазуте, на углеводороды с меньшей относительной молекулярной массой. Такой процесс называется крекингом (от англ. Crack- расщеплять).

Крекингом называется процесс расщепления углеводородов, содержащихся в нефти, в результате которого образуются углеводороды с меньшим числом атомов углерода в молекуле.

Крекинг изобрел русский инженер В.Г. Шухов в 1891 г. В 1913 г изобретениеШухова начали применять в Америке. В настоящее время в США 65% всех бензинов получается на крекинг - заводах.

Историческая справка . Владимир Григорьевич Шухов (1853-1939). Строитель и механик, нефтяник и теплотехник, гидротехник и судостроитель, ученый и изобретатель. По проектам Шухова было построено более 500 стальных мостов. Шухов впервые предложил использовать вместо сложных шарниров простые соединения на заклепках. Чрезвычайно интересны работы Шухова по сооружению металлических сетчатых оболочек. Изобрел крекинг нефти. Нефтепроводы, по которым нефть перекачивается, также сделаны по его формулам. Резервуары для хранения нефти также его заслуга.

Наши нефтяники часто рассказывают о судебной тяжбе двух американских фирм. Около 25 лет назад американская фирма «Кросса» обратилась в суд с жалобой на то, что фирма «Даббса» присвоила себе ее изобретение – крекинг. Фирма «Кросса» требовала с другой большую сумму денег за «незаконное» использование изобретения. Суд встал на сторону «Кросса». Но на суде адвокат фирмы «Даббса» заявил, что крекинг изобретен не той и не другой фирмой, а русским инженером Шуховым .Шухов тогда был жив. Приехали к нему в Москву американцы и спросили, чем он может доказать, что крекинг изобретен им.Шухов вынул из стола документы, из которых было ясно, что свой крекингШухов запатентовал еще 35 лет назад до тяжбы этих двух фирм.

Аппаратура крекинг – заводов в основном та же, что и для перегонки нефти. Это – печи, колонны. Но режим переработки другой. Сырье тоже другое. Процесс расщепления ведется при более высоких температурах (до 600 0 С), часто при повышенном давлении. При таких температурах крупные молекулы углеводородов раздробляются на более мелкие.

Мазут густ и тяжел, его удельный вес близок к единице. Это потому, что он состоит из сложных и крупных молекул углеводородов. Когда мазут подвергается крекингу, часть составляющих его углеводородов распадаются на более мелкие, а из мелких углеводородов как раз и составляются легкие нефтяные продукты – бензин, керосин.

При крекинге нефть подвергается химическим изменениям. Меняется строение углеводородов. В аппаратах крекинг – заводов происходят сложные химические реакции. Эти реакции усиливаются, когда в аппаратуру вводят катализаторы.

Одним из таких катализаторов является специально обработанная глина. Эта глина в мелком раздробленном состоянии – в виде пыли – вводится в аппаратуру завода. Углеводороды, находящиеся в парообразном состоянии, соединяются с пылинками глины и раздробляются на их поверхности. Такой крекинг называется крекингом с пылевидным катализатором. Этот вид крекинга широко распространен.

Катализатор потом отделяется от углеводородов. Углеводороды идут своим путем на ректификацию и в холодильники, а катализатор – в свои резервуары, где его свойства восстанавливаются.

Процесс крекинга происходит с разрывом углеводородных цепей и образованием более простых предельных и непредельных углеводородов, например:

С 16 Н 34 С 8 Н 18 + С 8 Н 16

гексадекан октан октен

образовавшиеся вещества могут разлагаться далее:

С 8 Н 18 С 4 Н 10 + С 4 Н 8

октан бутан бутен

С 4 Н 10 С 2 Н 6 + С 2 Н 4

бутан этан этилен (этен)

Выделившийся в процессе крекинга этилен широко используется для производства полиэтилена и этилового спирта.

Расщепление молекул углеводородов протекает по радикальному механизму. Вначале образуются свободные радикалы:

СН 3 – (СН 2) 6 – СН 2:СН 2 – (СН 2) 6 – СН 3 t

T CН 3 – (СН 2) 6 – СН 2 . + . СН 2 – (СН 2) 6 – СН 3

Свободные радикалы химически очень активны и могут участвовать в различных реакциях. В процессе крекинга один из радикалов отщепляет атом водорода (а), а другой – присоединяет (б):

а) CН 3 – (СН 2) 6 – СН 2 . СН 3 – (СН 2) 5 – СН=СН 2 + Н О

б)CН 3 – (СН 2) 6 – СН 2 . + СН 3 – (СН 2) 6 – СН 3

Различают 2 вида крекинга: термический и каталитический.

Термический крекинг

Расщепление молекул углеводородов протекает при более высокой температуре (470-550 0 С). Процесс протекает медленно, образуются углеводороды с неразветвленной цепью атомов углерода.

В бензине, полученном в результате термического крекинга, наряду с предельными углеводородами, содержится много непредельных углеводородов. Поэтому этот бензин обладает большей детонационной стойкостью, чем бензин прямой перегонки.

В бензине термического крекинга содержится много непредельных углеводородов, которые легко окисляются и полимеризуются. Поэтому этот бензин менее устойчив при хранении. При его сгорании могут засориться различные части двигателя. Для устранения этого вредного действия к такому бензину добавляют окислители.

Каталитический крекинг

Расщепление молекул углеводородов протекает в присутствии катализаторов и при более низкой температуре (450-500 0 С).

Главное внимание уделяют бензину. Его стараются получить больше и обязательно лучшего качества. Каталитический крекинг появился именно в результате долголетней, упорной борьбы нефтяников за повышение качества бензина. По сравнению с термическим крекингом процесс протекает значительно быстрее, при этом происходит не только расщепление молекул углеводородов, но и их изомеризация, т.е. образуются углеводороды с разветвленной цепью атомов углеродов.

Бензин каталитического крекинга по сравнению с бензином термического крекинга обладает еще большей детонационной стойкостью , ибо в нем содержатся углеводороды с разветвленной цепью углеродных атомов.

В бензине каталитического крекинга непредельных углеводородов содержится меньше, и поэтому процессы окисления и полимеризации в нем не протекают. Такой бензин более устойчив при хранении.

Риформинг

Риформинг – (от англ. Reforming – переделывать, улучшать) промышленный процесс переработки бензиновых и лигроиновых фракций нефти с целью получения высококачественных бензинов и ароматических углеводородов. При этом молекулы углеводородов в основном не расщепляются, а преобразуются. Сырьем служит бензинолигроиновая фракция нефти.

До 30-х годов 20 века риформинг представлял собой разновидность термического крекинга и проводился при 540 0 С для получения бензина с октановым числом 70-72.

С 40-х годов риформинг – каталитический процесс, научные основы которого разработаны Н.Д. Зелинским, а также В.И. Каржевым, Б.Л.

Молдавским. Впервые этот процесс был осуществлен в 1940 г в США.

Его проводят в промышленной установке, имеющей нагревательную печь и не менее 3-4 реакторов при t 350-520 0 С, в присутствии различных катализаторов: платиновых и полиметаллических, содержащих платину, рений, иридий, германий и др. во избежание дезактивации катализатора продуктом уплотнения коксом, риформинг осуществляется под высоким давлением водорода, который циркулирует через нагревательную печь и реакторы. В результате риформинга бензиновых фракций нефти получают 80-85 % бензин с октановым числом 90-95, 1-2% водорода и остальное количество газообразных углеводородов. Из трубчатой печи под давлением нефть подается в реакционную камеру, где и находится катализатор, отсюда она идет в ректификационную колонну, где разделяется на продукты.

Большое значение имеет риформинг для производства ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола и др.). Ранее основным источником получения этих углеводородов была коксовая промышленность.

Похожие статьи