5 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Качество нефти

Сравнительный анализ качества российской нефти

Стратегия развития России в области энергетики предусматривает увеличение объемов переработки нефти до 220-225 млн т в год. Значительную часть полученных нефтепродуктов планируется экспортировать, в том числе и в Западную Европу. Однако постоянное ужесточение экологических и качественных требований Европейского Союза к потребляемым нефтепродуктам может привести к сокращению экспортных возможностей нефтеперерабатывающей отрасли России. В силу этого задача обеспечения мирового уровня качества выпускаемой продукции становится для отечественных НПЗ все более актуальной. Сложность ее решения в значительной степени определяется качеством поступающего на переработку сырья. Следовательно, определение качества нефти, добываемой из различных месторождений на территории страны, приобретает важное значение как для производителей, так и для потребителей нефти [1].

Для сырой нефти основными качественными характеристиками являются плотность, содержание серы и фракционный состав. В ТУ 39-1623-93 «Нефть российская, поставляемая для экспорта» по перечисленным физико-химическим свойствам нефть разделена на четыре типа [2] (см. табл. 1).

Таблица 1. Классификация нефти, поставляемой для экспорта

1. Плотность при 20°С, кг/м 3 , не более

2. Выход фракций, % объемных, не менее

при температуре до 200°С

при температуре до 300°С

при температуре до 350°С

3. Массовая доля серы, %, не более

Анализ качества нефтей по их физико-химическим характеристикам проводится с использованием методов статистического анализа информации, накопленной в базе данных (БД) по химии нефти [3, 4]. По состоянию на начало мая 2003 г. БД включала около 11 000 записей по всем основным нефтеносным бассейнам мира, в том числе 5282 записи по месторождениям России.

Определение качества нефти

Дистилляционная модель качество нефти и ее стоимость связывает с потенциалом светлых фракций нефти. Попытка привести качество отечественной нефти к мировым стандартам привела к тому, что в 1989 г. в нашей стране впервые в дополнениях к ГОСТ 9965 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия» основными показателями, характеризующими потребительские свойства нефти, были предложены плотность и массовое содержание серы. Позже в [2] в качестве наиболее значительно влияющих на потребительские свойства нефти указаны следующие физико-химические свойства нефти:

  • плотность нефти p;
  • выход фракций при температурах до 200, 300 и 350 градусов;
  • массовая доля серы S;
  • концентрация хлористых солей С.

Плотность нефти в значительной степени зависит от количества содержащихся в ней асфальтосмолистых веществ, способствующих образованию стойких водонефтяных эмульсий, увеличивающих стоимость ее переработки. Выявляются и другие негативные последствия при переработке тяжелых смолистых нефтей. В частности, увеличение затрат при транспортировке и переработке такой нефти. Повышенное содержание серы в нефти приводит к интенсивной коррозии аппаратуры, необходимости защелачивания продуктов переработки, гидроочистке бензиновых фракций, «отравлению» катализаторов. А вот увеличение содержания светлых фракций, приводящее к снижению затрат при производстве топлив, повышает качество нефти. Концентрация хлористых солей отражает загрязнение нефти при разработке залежи, в процессе добычи.

В [6] определен комплексный показатель качества К для оценки товарной нефти. Поскольку нет аналогичного комплексного критерия для определения качества нефтей в залежах разных месторождений и нефтегазоносных провинций (НГП), в работе предпринята попытка использовать показатель К. При этом технологический показатель С принимается равным 100 мг/л. Рассматриваемая в [6] методика определения комплексного показателя качества нефти K предполагает расчет по формуле:

К = 0,04S + 0,00054C + 1,74p — 0,0087Ф200 — 0,0056Ф300 — 0,0049Ф350, (1)

где:
S — содержание общей серы в нефти (%),
С — концентрация хлористых солей (мг/л),
p — плотность нефти (г/см 3 ),
Ф200, Ф300, Ф350 — содержание фракций при температуре до 200, 300 и 350°С соответственно (% объемный).

Используемая информация из БД не имеет данных по содержанию фракции Ф350, но эта величина, как показано в [6], может быть определена по формуле:

С учетом (2) упрощенный аналог выражения (1) может быть представлен в виде [5]:

Ку = 0,0029S + 0,00039C + 2,696с — 1,003 , (3)

Отклонение комплексного показателя качества, полученного по уравнению (1), от единицы в сторону увеличения означает ухудшение качества нефти (удорожание ее переработки), в сторону уменьшения — улучшения качества нефти (удешевление ее переработки).
Следовательно, критерий классификации нефти по комплексному показателю качества заключается в следующем:

Таблица 2.Распределение НГП по показателю качества

Марки и сорта нефти

Создание системы сортировки по маркам нефти позволило создать условия, при которых покупатели могут заранее узнавать физические характеристики покупаемого сырья и его рыночную цену. Организации и поставщики, осуществляющие торговлю, определяют сорта нефти для того чтобы иметь возможность более точно и быстро определять средневзвешенную стоимость товара. Введение сортировки позволило сопоставить качественные характеристики черного золота, добытого на различных мировых месторождениях.

Принятые показатели качества

Определение качественных показателей товарной нефти определяется в зависимости от процентного содержания серы и ее плотности. Чем меньше серы и ниже плотность сырья, тем оно более качественное. Принято разделять три категории нефти по содержанию серы:

  • до 0,5% — низкосернистая;
  • от 0,5 до 2,0% — среднесернистая;
  • более 2,0% — высокосернистая;

Высокое содержание серы в нефтяном сырье приводит к необходимости дополнительной очистки, вызывающей повышенные затраты при получении продуктов нефтепереработки.

Измерение плотности производится в градусах API или по удельному весу в кг/м3 (г/дм3). По этому показателю различают следующие сорта нефти:

  • сверхлегкие до 50 градусов или 820 г/дм3;
  • легкие до 40 градусов или 870 г/дм3;
  • средние до 30 градусов или 920 г/дм3;
  • тяжелые до 20 градусов или 1000 г/дм3;
  • сверхтяжелые меньше 10 градусов или больше 1000 г/дм3.

При перегонке легких сортов остается меньше тяжелых фракций и производство готовой продукции становится более выгодным экономически.

Эталонные или маркерные сорта

Разрабатывается большое количество месторождений черного золота с различными характеристиками добываемого сырья. Но цены на рынке в основном определяются по трем типам нефти. Это марка WTI, Brent и Dubai Crude.

Вместе с этим Организация OPEC имеет на рынке торговую корзину, в которую входят 12 сортов сырья. Эта система определения цены так же оказывает важное влияние при формировании средневзвешенной стоимости.

  • Марка нефти WTI west Texas intermediate добываются на западе штата Техас в США. Плотность этого сырья не превышает 82,5 г/дм3, а количество серы не превышает 0,5%. Сорта TWI составляет меньше 1% в мировом объеме. Но высокое качество делает эту нефть одним из эталонов влияющим на уровень цен нефтяного рынка.
  • Сорт Brent получают в результате смешивания трех видов нефти, добываемых с шельфа Северного моря. Полученное сырье поставляется на переработку в страны Европы.
  • Как можно понять из названия Dubai Crude, добыча происходит на территории аравийского полуострова в Арабских Эмиратах. Это сырье так же отличается высоким качеством и, кроме того, довольно большими объемами поставок.

Сорта, добываемые в России

К главным территориальным районам добычи в РФ относят:

Самая известная марка российской нефти имеет брендовое название Urals. Ее получают в результате смешения трех видов сырья, добываемого на Урале, в Поволжье и Западной Сибири. Кроме этого Россия поставляет покупателям торговые нефтяные бренды Sokol, Vityaz, Arctic Oil, ESPO, Rebco и SiberianLight. Эти российские сорта нефти достаточно востребованы на рынке у покупателей, но решающего влияния на формирование цен не оказывают.

Нефть марки Urals получается при перемешивании в нефтепроводе высокосернистой, тяжелой нефти, добываемой в Поволжье и Урале (сера до 3%, плотность до 26-28 гр. API), с лёгкой нефтью из западносибирских месторождений Siberian Light (серы до 0,57%, плотность 36,5 в гр. API). В итоге получается нефть со следующими показателями: сера до 1,2-1,4%, плотность 31 — 32 гр. API или 860-871 кг/м.куб.

Марка Sokol добывается на острове Сахалин. Ее относят к легким сортам, и содержание серы не превышает 0,25%. Однако, относительно небольшие объемы добычи не позволяют обеспечить крупные поставки за рубеж.

Сорт ESPO добывают в Восточной Сибири и продают в основном в страны Азии и для переработки на российских предприятиях. По своему качеству очень близка к показателям сырья, добываемого в районе Персидского залива. Поэтому этот сорт постоянно ориентирован по своей стоимости к продукции, добываемой в Арабских Эмиратах. Главным фактором, сдерживающим увеличение объемов реализации, являются трудности в транспортировке сырья покупателю.

Нефтяная корзина стран ОПЕК

В марки нефти, продаваемые на мировом рынке странами ОПЕК, входят:

  • Алжирский Saharan Blend, плотностью 45 градусов и содержанием серы до 0,1 %;
  • Ливийское сырье Es Sider с низким содержанием серы, плотностью до 40 градусов привязано по цене к текущим котировкам сорта Brent;
  • Марка Arab Light, добываемая в Саудовской Аравии, с плотностью до 33 градусов и содержанием серы не более 2%;
  • Basra Light добывают в Ираке, он имеет плотность около 30 градусов и количество серы 2,9%;
  • Bonny Light качают в Нигерии и влияет на цены, устанавливаемые в районе Персидского залива;
  • Иранская Iran Heavy имеет плотность не превышающую 30 градусов и количество серы до 1,75%;
  • Нефть Kuwait Export с плотностью до 30 градусов API и содержанием серы до 2,7% продается на экспорт и оказывает большое влияние на формирование цен в районе Персидского залива;
  • Murban плотностью 39 градусов добывают в ОАЭ для наполнения экспортной корзины стран ОПЕК;
  • В Катаре добывают сорт Qatar Marine с содержанием серы до 1,5% и плотностью 35,8 градусов;
  • Girassol поступает из Анголы, а Merey из Венесуэлы.

Как видим марки нефтяного сырья, продаваемого на рынке странами ОПЕК, очень близки по своим характеристикам и поэтому весьма схожи по цене.

Качество нефти

О качестве нефти в системе магистрального транспорта ОАО «АК «Транснефть»

Слайд 1. При поставках нефти по системе магистрального транспорта, Компания формирует качественный состав смеси нефти согласно двум нормативным документам это: нефтяной ГОСТ Р 51858 и Схема нормальных (технологических) грузопотоков. Руководствуясь этими документами, Компания поставляет около 15 сортов нефти на внутренний рынок (НПЗ РФ) и 6 сортов на экспорт.

Исторически такая концепция формирования качества нефти по Схеме грузопотоков сложилась в 70-е годы, т.е. еще в Советское время. Именно тогда был заложен (выделен) малосернистой грузопоток на Омский НПЗ, на Волгоградский НПЗ, НПЗ Краснодарского края и на экспорт через порт Туапсе. Группа Уфимских НПЗ технологически строилась под переработку местной высокосернистой нефти, центральная группа НПЗ настроена под среднесернистые сорта нефти и т.д.

Слайд 2. Современная Схема грузопотоков эволюционно развивается, основываясь на старых принципах поставки нефти, и в тоже время, периодически пересматривается в Минэнерго, отражая изменения ресурсной базы нефтяного сырья, ввод новых объектов экспорта и нефтепереработки и расширение транспортной инфраструктуры Компании.

Руководствуясь нормами Схемы грузопотоков, в настоящее время, компания производит поставку нефти:

— сернистого класса качества на группу НПЗ Центрального и Северо-Западного регионов;

— сернистого и высокосернистого класса качества на группу Уфимских и Самарских НПЗ Приволжского федерального округа;

— малосернистого класса качества на группу НПЗ Южного, Дальневосточного и Сибирского федерального округа- это Волгоградский НПЗ , НПЗ Краснодарского края, Омский НПЗ и группа Восточных НПЗ (хотя норматив составляет до 0,75%, а фактически поставляется малосернистая нефть).

Слайд 3. На экспортные направления согласно Схеме грузопотоков мы формируем смеси нефти сернистого и малосернистого класса качества:

Дружба и Усть-Луга -1,7%;

Новороссийск (2) -0,6%;

Козьмино (ВСТО) -0,65%.

Слайд 4. Анализ качественных показателей нефти (ресурсной базы), за предшествующий период и прогнозные данные нефтяных компаний показывают устойчивую динамику по ухудшению качества нефти, принимаемой от грузоотправителей, так:

— прирост высокосернистой нефти в 2013 году по регионам добычи (Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, Оренбургская область) составил 4,9 млн.тонн. Хочу обратить Ваше внимание, что за 10 лет (начиная с 2003 года) прием высокосернистой нефти увеличился на 28,2 млн.тонн и достиг 77,5 млн.тонн. Прогнозируется дальнейшее увеличение приема высокосернистой нефти в 2014 году на 3,5-4,0 млн.тонн. Впервые разработка месторождений высокосернистой нефти начата в Тимано-Печорской провинции и Западной Сибири;

— увеличилась доля нефти с осложненными реологическими характеристиками и аномальными качественными параметрами. Это нефти Ванкорского месторождения (Западная Сибирь), объем добычи которых достиг 21 млн. тонн (с содержанием серы 0,15% при аномально высоком значении плотности — 876 кг/м3.). Выданы технические условия на подключение объектов добычи Русского месторождения (Западная Сибирь), которое имеет аналогичные показатели. Начат прием нефти Ярегского месторождения (Тимано-Печорская провинция), обладающие осложненной реологией и при стандартных условиях не транспортируется («не текут»);

— увеличился прием нефти от грузоотправителей с высоким содержанием тяжелых металлов, с повышенным содержанием смол и асфальтенов, пониженным количеством нафтеновых углеводородов, которые помимо ухудшения товарных показателей, осложняют эксплуатационные характеристики транспортируемой нефти;

— прогрессирует фактор «старения», выработанности месторождений. Увеличилась общая (средняя) «сернистость» и плотность, принимаемой от грузоотправителей нефти.

Слайд 5. В анализе качества нефти, помимо природных и физических факторов, также следует учитывать коммерческие (экономические) интересы нефтяных компаний, связанные с увеличением переработки малосернистой нефти (либо ее отводом в экспортных направлениях) и снижением переработки высокосернистой нефти (или полным отказом от ее приема):

— так, в 2012 году в результате отвода легкой нефти Харьягинского месторождения на экспорт (через порт Варандей) минуя систему ОАО «АК «Транснефть», содержание серы в грузопотоке Уса-Ярославль увеличилось с 0,8 до 1,1% , плотность с 859 до 865 кг/м3;

— отвлечение малосернистой нефти для обеспечения дополнительной поставки нефти на экспорт ВСТО и Китай, на Восточную группу НПЗ, Антипинский НПЗ, Омский НПЗ и НПЗ Кемеровской области -Анжерский НПЗ, Яйский НПЗ и другие НПЗ, привело к снижению количества малосернистой нефти, вовлекаемой в грузопотоки западного направления.

Слайд 6. Уменьшился общий объем транспортировки сернистой нефти в западном направлении (Сургут-Полоцк, Нижневартовск-Курган-Куйбышев, Усть-Балык – Курган – Уфа — Альметьевск) суммарно с 217,5 млн.тонн в 2009 году до 196,4 млн.тонн в 2013 году;

Увеличилось количество высокосернистой нефти, «подмешиваемой» в сернистые грузопотоки экспортного направления и НПЗ Центра и Поволжья: 2010 год – 53,2 млн.тонн, 2013 год – 60,0 млн.тонн.

Нефтяные компании, добывающие малосернистые нефти, заинтересованы в их получении с сохранением качества на экспорте и НПЗ. Из общего приема малосернистой нефти только около 10% идет на смешение в экспортные грузопотоки, остальная часть поставляется «в чистом виде» на НПЗ и экспорт.

В отношении высокосернистой нефти ситуация противоположная. Около 22% высокосернистой нефти поставляется на переработку, остальная часть вовлекается в сернистые грузопотоки, увеличивая в них содержание серы и плотность.

С 2009 по 2013 годы увеличилось содержание серы в магистральных нефтепроводах Сургут – Полоцк с 1,15 до 1,25%, в Самара-Лисичанск с 1,6 до 1,73%, в Альметьевск-Горький с 1,75 до 1,9% и т.д.

Слайд 7. Все указанные тенденции изменения качественного состава, принимаемой от грузоотправителей нефти, соответственно отражаются на качестве нефти в конечных пунктах поставок (НПЗ, экспортные терминалы).

С 2007 года увеличилось содержание серы в нефти, поставляемой на НПЗ РФ:

— московском НПЗ с 1,49 до 1,6%;

— рязанском с 1,66 до 1,72%

— Ярославском с 1,41 до 1,53% (здесь ухудшение связано с отводом харьгенской нефти);

— НОРСИ с 1,66 до 1,74%

— Сызранский с 1,73 до 2,0%;

— Куйбышевский с 1,63 до 1,7% и т.д.

Слайд 8. С 2007 года ухудшилось качество нефти, поставляемой на экспорт:

Приморск с 1,32% до 1,44%

Новороссийск с 1,25% до 1,36%

Дружба с 1,41 до 1,60%.

Слайд 9. Учитывая динамику увеличения приема высокосернистой нефти и прогнозируя дальнейшее ухудшение качественных показателей, считаем, что в настоящее время требуется выработка конкретных мер по снижению доли высокосернистой нефти, поставляемой в грузопотоках западного направления, увеличение переработки высокосернистой нефти на внутреннем рынке и стабилизация показателей качества нефти на экспорте и НПЗ РФ.

Слайд 10. В качестве первоочередных мер, ОАО «АК «Транснефть» разработало и начало реализацию целевой программы по стабилизации и улучшению качества нефти, В плане Компании разработаны и реализуются проекты по:

— частичному перенаправлению высокосернистой нефти из региона Башкирии в направлении восточных грузопотоков с поставкой нефти по системе ВСТО;

— строительству и реконструкции систем компаундирования и смешения нефти;

— строительству и переоснащению химических лабораторий, блоков измерения качества и других технических объектов системы контроля и управления качеством нефти.

В настоящее время Компания реализует в рамках инвестиционной программы пять крупных проектов по строительству станций смешения и компаундирования нефти на НПС: Самара, Кротовка, Калейкино, Пермь и Горький.

Слайд 11. Начата реализация проекта по перенаправлению высокосернистой нефти из Башкирии на восточное направление с поставкой нефти по системе ВСТО. Здесь поясню подробнее. Частичное (в количестве около 4,0 млн.тонн) перенаправление высокосернистой нефти на ВСТО совершенно не означает, что по ВСТО будет транспортироваться высокосернистая нефть. Смесь ВСТО не пострадает. На сегодняшний день содержание серы в потоке составляет 0,50%, норматив по Схеме грузопоток -0,65%. Резерв по качеству есть. В смесь ВСТО будет производиться дозированную подкачку высокосернистой нефти до содержания серы в грузопоток ВСТО не более 0,65%. Подкачка будет строго контролироваться специальными автоматизированными системами контроля и смешения нефти с гарантированным содержанием серы в системе ВСТО и порту Козьмино – не более 0,65%.

Качество нефти:примеси нефтепродуктов,качество переработки нефти

Нефтепереработка — это многоступенчатый процесс физической и химической обработки сырой нефти, результатом которого является получение комплекса нефтепродуктов. Крекинг нефти (от англ. cracking, расщепление) — высокотемпературная переработка нефти (прим.)

Очиcтка и удаление коксоотложений, солей жесткости и продуктов распада в нефтепереработке

Инновационные аппараты «ШТОРМ УКМ НП» применяемые в нефтепереработке обеспечивают своим воздействием решение проблемы с удалением кокса, коксоотложений, шлаков, солей жесткости, парафинов, АСПО и мехпримесей на нефтеперерабатывающем оборудовании.

В процессе нефтепереработки и крекинга нефти на установках (печах) нагрева нефти аппараты «ШТОРМ УКМ НП» предотвращают и разрушают коксообразования, АСПО, асфальтены, а так же отложения солей жесткости в трубах печей и теплообменниках и на стенках самих змеевиков.

Приостанавливают развитие коррозионных процессов на металлической поверхности оборудования и технологических трубопроводах/нефтепроводах.

  • Эффективность воздействия аппаратов «ШТОРМ УКМ НП» обусловлена выработкой четко рассчитанного мощного магнитогидродинамического резонанса, который распространяется по металлической трубе, как вдоль оси самой трубы, так и перпендикулярно ей и при этом концентрируясь в самой жидкой среде, проходящей по трубе, являющейся продолжением как бы самой конструкции аппарата (сердечником). В нефтепереработке (таких процессах как нагрев, подогрев сырой нефти и нефтепродуктов и при крекинге нефти – препятствуют продуктам распада, которые представляют собой смесь углеводородной сажи и неорганических отложений, выпадать в твердые образования на стенках труб, технологических трубопроводов, участках теплообмена и змеевиках в печах и установках нагрева нефтепродуктов
  • Присутствие в нефти асфальтенов, парафинов, солей и мехпримесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов при нефтепереработке или крекингу нефти:
  • 1) при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии;
  • 2) отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэффициент теплопередачи, вызывает сильную коррозию;
  • 3) при эксплуатации нагревательных печей и установок одной из серьезных и главных проблем, является проблема коксообразования и зашлакованности в трубопроводах теплообменников;

4) накапливаясь в остаточных нефтепродуктах (мазуте, гудроне) ухудшают их качество. Присутствие пластовой воды в нефти удорожает её транспортировку. Повышает энергозатраты на испарение воды и конденсацию паров. Кроме того, присутствие балластной воды повышает вязкость нефтяной системы, вызывает опасность образования кристаллогидратов при пониженной температуре.

Пластовые воды, добываемые с нефтью, содержат, как правило, значительное количество растворимых минеральных солей, растворимые газы, химические соединения, образующие неустойчивые коллоидные растворы (золи), твёрдые неорганические вещества, нерастворимые в воде и находящиеся во взвешенном состоянии.

Механические примеси нефти, состоящие из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и других пород, адсорбируясь на поверхности глобул воды, способствуют стабилизации нефтяных эмульсий.

При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в технологическом оборудовании, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности установок.

Ещё более вредное воздействие, чем вода и механические примеси, на переработку нефти оказывают соли — хлориды, которые попадают в нефть вместе с эмульгированной водой. Особенно Са и Mg.

Аппараты «ШТОРМ УКМ НП» установлены на входных участках технологическгих трубопроводаов перед печами нагрева нефти для предотвращения и удаления коксообразований на змеевиках

Основные продукты нефтепереработки

Нефтепереработку нефти осуществляют методом перегонки, то есть физическим разделение нефти на фракции. Различают первичную и вторичную переработку нефти. При первичной переработке из нефти удаляют соли и воду.

Эффективное обессоливание позволяет уменьшить коррозию оборудования, предотвратить разрушение катализаторов, улучшить качество нефтепродуктов. При первичной переработке, та же происходит и запарафинивание оборудования.

Далее в атмосферных или вакуумно-атмосферных ректификационных колоннах нефть разделяется на фракции. Их используют как готовую продукцию, например низкооктановые бензины, дизельное топливо, керосин, или направляют на последующую переработку.

Вторичная переработка нефти обеспечивает химическое превращение, вплоть до деструкции молекул, полученных при первичной переработке фракций (дистиллятов) в целях увеличения содержания в них углеводородов определенного типа. Основным методом вторичной переработки нефти является крекинг — термический, каталитический и гидрокрекинг.

Крекинг — это процесс переработки нефти и ее фракций, вызывающий распад тяжелых углеводородов, изомеризацию и синтез новых молекул. Он применяется главным образом для получения моторных топлив.

При термическом крекинге тяжелые углеводороды, входящие в состав остаточных продуктов перегонки нефти, расщепляются на легкие углеводороды. Наиболее распространенным является глубокий крекинг керосиногазойлевых фракций для получения бензина. Он проводится при температуре 500 —520 °С и давлении до 5 МПа. Выход бензина при этом достигает 60 — 70 %.

Тяжелые нефтепродукты (мазут, гудрон и др.) подвергаются термическому крекингу низкого давления, осуществляемому при температуре 500 —600 °С, или коксованию. Его проводят в целях получения газойля, используемого для производства моторных топлив, и кокса (выход до 20%), применяемого, например, для изготовления электродов.

Может проводиться высокотемпературный крекинг, или пиролиз, осуществляемый при температуре 650 — 750 °С и давлении, близком к атмосферному. Этот процесс дает возможность перерабатывать тяжелое остаточное нефтесырье в газ, используемый в химической промышленности, а также получать ароматические углеводороды — бензол, толуол, нафталин и др.

Каталитический крекинг служит для получения дополнительного количества высокооктанового бензина и дизельного топлива разложением тяжелых нефтяных фракций с применением катализаторов. Этот процесс позволяет увеличить выход и повысить качество бензина по сравнению с термическим крекингом.

Для переработки средних и тяжелых нефтяных фракций с большим содержанием сернистых и смолистых соединений большое распространение получил каталитический крекинг с использованием водорода — гидрокрекинг. При этом процессе выход светлых нефтепродуктов возрастает до 70%, содержание серы в них снижается.

  1. Процесс получения высокооктанового компонента автомобильных бензинов путем каталитического превращения низкооктановых бензиновых фракций, вырабатываемых при прямой перегонке и крекинге, называется каталитическим риформингом.
  2. Инновационный высокотехнологичный способ защиты теплообменников нагревательных печей от коксообразования.
  3. При эксплуатации нагревательных печей в различных областях промышленности одной из серьезных и главных проблем, является проблема коксообразования в трубопроводах теплообменников. Особенно остро это ощущается в нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях, технологические процессы в которых связаны с нагревом углеводородов до высоких температур:
  4. – это печи подогрева нефти, нефтяной эмульсии, газа и газового конденсата в системах сбора, транспортировки и подготовки продукции скважин,
  5. — печи нагрева нефти или газовых смесей в нагревательных печах перед подачей в ректификационные колонки,
  6. — печи рекуперации,
  7. — печи пиролиза.

В результате процесса оседания на стенках змеевиков теплообменников шлама, который представляет собой смесь углеводородной сажи и неорганических отложений, уменьшается КПД печи из-за снижения пропускной способности и ухудшения процесса теплообмена. Одна из главных проблем, это проблема коксообразования в печах крекинга и пиролиза, в которых присутствует высокое тепловое напряжение в связи с необходимостью нагрева углеводородов до высоких температур.

  • Следствием процесса коксообразования является непродолжительный срок службы трубопроводов, необходимость проведения регламентных работ по очистке и замене змеевиков теплообменников, применение в качестве материалов трубопроводов дорогих жаропрочных специальных марок стали для уменьшения их коррозии (прежде всего от контакта с продуктами отложений), применение различных способов уменьшения коксообразования (системы впрыска различных ингибиторов), а так же необходимость установки дорогих узлов подготовки нефтепродуктов по очистке от воды и соли (эксплуатация данных установок создает серьезные проблемы с утилизацией сточных вод и влечет за собой большие затраты электроэнергии).
  • С задачей предотвращения и очистки от кокса и шлама на технологических элементах печей нагрева нефти успешно справляются устройства «ШТОРМ УКМ НП», показывающие высокий ощутимый видимый результат. Отзыв о работе прибора
  • К методам вторичной переработки нефти также относятся: алкилирование — для получения изооктана и другого высокооктанового топлива, деструктивная гидрогенизация — для увеличения выхода легких и светлых нефтепродуктов, синтез углеводородов из газов — для превращения в жидкое состояние углеводородов, находящихся в газах крекинга, и др.

Нефть как товар

Категория: Химический состав непродовольственных товаров

Нефть (тур. neft, от перс, нефт; восходит к аккадскому напатум — вспыхивать, воспламенять) — жидкое горючее полезное ископаемое.

Залегает обычно в пористых или трещиноватых горных породах (песках, песчаниках, известняках) на глубине 1,2—2 км и более. Маслянистая жидкость от светло-коричневого до темно-бурого цвета со специфическим запахом.

Добывают нефть скважинным, редко шахтным способами. Используется нефть с 6-го тысячелетия до н.э.

Качество сырой нефти и получаемых нефтепродуктов зависит от ее состава. По химическому составу нефть представляет собой сложную смесь органических соединений, преимущественно углеводородов, а также кислорода, азота, серы и других элементов.

Менее всего колеблется элементный состав: 82,5 — 87 % С; 11,5 — 14,5% Н; 0,05-0,35, редко до 0,7% О; 0,001-5,3% S; 0,001-1,8 % N. В незначительных количествах в нефти содержатся хлор, йод, металлы — вольфрам, никель, железо, натрий, калий, медь, всего свыше 20 элементов.

Углерод и водород присутствуют в виде углеводородов, кислород и азот — в виде разнообразных соединений, сера — как в свободном, так и в связанном состоянии.

Важный этап добычи нефти — отделение попутного газа, осуществляемое в газонефтяном сепараторе.

Далее от нефти отделяют пластовую воду с минеральными солями (в сырой нефти до 10 % воды и до 4 г/л солей; остаточное содержание солей после отделения пластовой воды — не более 50 мг/л).

На нефтеперерабатывающих заводах из сырой нефти после дополнительного обессоливания путем перегонки получают бензин, дизельное топливо, мазут, нефтяные масла и другие продукты.

Качество нефтепродуктов в значительной степени зависит от наличия в них примесей нафтеновых кислот, смол, фенолов, аминов. Именно они определяют соответствие продуктов переработки нефти современным экологическим требованиям.

Для сырой нефти основными качественными характеристиками являются плотность, содержание серы и фракционный состав.

Плотность нефти зависит от содержания парафиновых углеводородов и смол. Для ее характеристики используются показатели относительной плотности (г/см3) и плотности Американского института нефти (API), измеряемой в градусах. Относительная плотность равна отношению массы нефти к массе воды одинакового объема.

Плотность API = (141,5/относительная плотность — 131,5).

Чем меньше плотность нефти, тем легче процесс ее переработки и выше качество нефтепродуктов.

По содержанию серы нефть в России и Европе подразделяют на малосернистую (до 0,5 %), сернистую (0,51 — 2%) и высокосернистую (более 2 % ).

В США по содержанию серы нефть классифицируют как сладкую (до 0,5 %), среднесладкую, или среднекислую (0,51 — 2%), и кислую (более 2%).

Происхождение термина «сладкая нефть» носит исторический характер: раньше в Америке использовали ламповый керосин, сладковатый на вкус.

Соединения серы в товарной нефти не допускаются, так как они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол и вызывают коррозию металлов.

Важным показателем химического состава нефти является ее фракционный состав. Он определяется по температуре кипения ее составных частей. Фракция нефти — это доля (группа) углеводородов, выкипающая (испаряющаяся) в определенном интервале температур. Температуры начала и конца кипения называются границами кипения фракций, или пределами выкипания.

Фракции, выкипающие при температуре до 350 °С, называют светлыми дистиллятами. Фракция, выкипающая после отбора светлых дистиллятов, называется мазутом. Мазут и полученные из него фракции — темные. Как правило, сырая нефть содержит:

  • • мазут — температура кипения выше 430 °С;
  • • газойль — 230-430 °С;
  • • керосин — 160 — 230 °С;
  • • нафта — 105—160 °С;
  • • бензин — 32—105 °С;
  • • углеводородные газы — ниже 32 °С.

Различные типы нефти сильно различаются по составу. В легкой нефти обычно больше бензина, нафты и керосина, в тяжелой — газойля и мазута. Наиболее распространена нефть с содержанием бензина 20 —30 %.

0 0 vote
Article Rating
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
×
×
Adblock
detector