Принципиальные схемы обустройства нефтегазовых объектов

Рис. 8. Перегонка нефти по схеме двукратного испарения

Установки, работающие по схеме двукратного испарения, имеют мощность до 2 млн т/год.

На АТ-установках осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и мазута. ВТ-установки предназначены для углубления переработки нефти. На этих установках из мазута получают газойлевые, масляные фракции и гудрон, которые используют в качестве сырья в процессах вторичной переработки нефти.

Процесс перегонки происходит в ректификационной колонне, представляющей собой вертикальный цилиндрический аппарат высотой до 30 м и диаметром до 4 м. Внутреннее пространство колонны разделено на отсеки большим количеством горизонтальных дисков (тарелок), в которых имеются отверстия для прохождения через них паров нефти (рис. 9).

Рис. 10. Тарелки с колпачками внутри ректификационной колонны

Перед закачкой в колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры 396-390 С. При этом бензин, нафта (лигроин), керосин, легкий и тяжелый газойль переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с более высокой температурой кипения представляет собой мазут. После ввода горячей смеси в колонну мазут стекает вниз, а углеводороды в парообразном состоянии поднимаются вверх.

Смесь горячей жидкости и пара, поднимаясь по колонне и остывая, постепенно конденсируется. Вначале отделяются и опускаются на дно специальных тарелок тяжелые тугоплавкие фракции негрти, выше последовательно конденсируются и оседают на дно тарелок пары более легких фракций. Особенность процесса ректификации заключается в том, что горячие пары, поднимаясь, поочередно проходят через слои горячего конденсата. Количество тарелок в колонне должно быть таким, чтобы общий расход сливающихся с них готовых продуктов перегонки был равен расходу сырой нефти, подаваемой внутрь колонны. Несконденсировавшиеся пары углеводородов направляются на газофракционирование, где из них получают сухой газ, пропан, бутан и бензиновую фракцию.

При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по границам температур кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и другим свойствам.

В зависимости от технологии перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья на газофракционирующих установках с целью производства индивидуальных углеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина.

Фракцию именуют нефтепродуктом, если ее свойства отвечают нормам стандарта или техническим условиям на товарный продукт, не требующим дополнительного передела.

Бензиновая фракция с пределами выкипания преимущественно подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций (28-62, 62-85, 85-105 град. и др). Эти фракции служат сырьем для процессов изомеризации, каталитического риформингас целью получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов, а также в качестве сырья для пиролиза при получении этилена.

Керосиновая фракция с температурами выкипания 120-130 град. используется как топливо для реактивных двигателей; фракцию150-280 град. из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины: фракцию 140-200град - как растворитель для лакокрасочной промышленности.

Дизельная фракция с температурами выкипания140-320 используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция 180-360 -- в качестве летнего. Фракция 200-320 из высокопарафинистой нефти используется как сырье для получения жидких парафинов.

Мазут применяется как котельное топливо или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции с пределами выкипания 320-400, 350 -420, 450-500)) используют как сырье для производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов.

Гудрон - остаток вакуумной перегонки мазута - подвергают деасфальтизации, коксованию, используют в производстве битума.

Вторичная переработка нефти

Полученные при перегонке с помощью физических процессов нефтепродукты отправляются на другие переделы, в которых используются различные химические реакции. Химические процессы, составляющие основу вторичной переработки, позволяют максимально использовать энергетический и химический потенциал углеводородов. Классификация методов вторичной переработки нефти приведена на рис. 10.

Рис. 10. Классификация методов вторичной переработки нефти

Термический крекинг - это высокотемпературная переработка углеводородов нефти с целью получения высококачественного топлива. Различают несколько видов термического крекинга.

Неглубокий термический крекинг при температурах 480-490 град и давлении 1,5--2,0 МПа для получения котельного топлива из высоковязкого исходного сырья: мазута и гудрона.

Глубокий (жидкофазный) крекинг при температурах 500-540 и давлении выше 5,0 МПа применяется для получения бензина с антидетонационными характеристиками из лигроиновых. керосиновых и газойлевых фракций. Крекинг-бензины содержат в своем составе значительное количество непредельных и ароматических углеводородов.

Побочными продуктами термического крекинга являются газ, крекинг-остаток, обогащенный высокомолекулярными углеводородами, и тяжелая смола.

Пиролиз используется для разложения углеводородов при 700-900 и давлении 1,0--1,2 МПа. С его помощью получают газообразные непредельные углеводороды, в основном этилен и пропилен. Побочными продуктами пиролиза являются смолы пиролиза и предельные газы метан и этан.

Коксование - высокотемпературный (490-520 и 0,2--0,6 МПа) процесс получения электродного или топливного кокса из нефтяных остатков. Это пек, полученный из смолы пиролиза, мазут, и гудрон.

Полностью использовать потенциал нефти удается с помощью катализаторов. Катализаторы характеризуются активностью, стабильностью и селективностью.

Активность катализатора - это его производительность. Селективность определяется количеством целевого продукта, образовавшегося из исходного сырья.

Катализаторы термокаталитических процессов состоят из трех компонентов: носителя, основного компонента и добавок. В качестве носителя используются алюмосиликаты, основного компонента - цеолиты. В качестве добавок используются платина, рений, металлоорганические комплексы сурьмы, висмута, фосфора, оксиды кальция и магния.

Среди катализаторов риформинга наибольшее значение приобрели платиновый и платино-рениевый катализатор.

Каталитический крекинг - это процесс разложения высокомолекулярных углеводородов при 470-540 и давлении 0,13-0,15 МПа в присутствии катализаторов. Разработан процесс для производства высокооктанового бензина с октановым числом до 92 и сжиженных газов. В качестве катализаторов используются в основном алюмосиликаты и цеолиты.

Риформинг - это каталитический процесс переработки низкооктановых бензиновых фракций при температурах 480-540 и давлении 2,0--4 МПа. Продуктом является высокооктановая компонента товарного автомобильного бензина с октановым числом до 100 и ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы).

Сырьем являются бензиновые фракции, содержащие все типы углеводородов.

Гидрогенизационные процессы переработки нефтяных фракций проводятся в присутствии водорода и катализаторов при 260-430 и давлении 2--32 МПа. Эти процессы увеличивают выход светлых нефтепродуктов и обеспечивают удаление примесей серы, кислорода и азота.

Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси. В светлых нефтепродуктах нежелательными примесями являются сернистые соединения, нафтеновые кислоты, непредельные соединения, смолы и твердые парафины.

Присутствие в моторных топливах серы и нафтеновых кислот вызывает коррозию деталей двигателей. Непредельные соединения в топливах образуют осадки, загрязняющие систему топливопроводов.

Повышенное содержание смол в топливе приводит к нагарообразованию.

Присутствие твердых углеводородов в нефтепродуктах повышает температуру их застывания и ухудшает подачу топлива в цилиндры.

Присутствие ароматики в осветительных керосинах образует коптящее пламя.

Для удаления вредных примесей из светлых нефтепродуктов применяются различные способы очистки.

Типы нефтеперерабатывающих заводов

В 2001 г. в мире работало 742 нефтеперерабатывающих завода общей мощностью более 4 млрд т нефти в год. Средняя мощность одного завода составляет 5,5 млн т в год.

На большинстве российских заводов отсутствуют необходимые вторичные процессы: изомеризация, алкилирование, гидрокрекинг и современные разновидности каталитического крекинга. До 70% материалов, включая катализаторы и присадки к топливам и маслам, отечественная нефтеперерабатывающая отрасль импортирует. Задача ближайших лет заключается в том, чтобы поднять глубину переработки нефти с 55 до 90% и выше, обеспечив при этом содержание серы в бензине 0,001%.

Основные аппараты, в которых осуществляется превращение исходных реагентов в нефтепродукты, - это химические реакторы. Основные требования к реакторам следующие:

· создание наилучшего контакта между реагентами, а также между реагентами и катализаторами;

· обеспечение необходимого температурного режима;

· механическая прочность и стойкость к воздействию реакционной среды, удобство обслуживания и ремонта.

Наибольший интерес представляют реакторы для систем газ-твердое тело. К ним относятся каталитический крекинг, риформинг, гидроочистка, каталитическая полимеризация олефинов, контактное коксование. Для осуществления этих процессов используются реакторы со стационарным, псевдоожиженным и движущимся слоями.

Наиболее простыми являются реакторы со стационарным слоем катализатора без теплообмена с внешней средой. Это полый или сферический аппарат с каталитической решеткой, на которую насыпан слой катализатора. Реагенты в виде газа поступают сверху, а продукты выводятся снизу.

Реакторы со стационарным слоем катализатора с теплообменом с внешней средой представляют собой многотрубчатые аппараты с размещением катализатора в трубках, а теплоносителя (хладоагента) в межтрубном пространстве. В зависимости от характера процесса применяют разнообразные теплоносители: воду, топочные газы, расплавы солей, органические теплоносители.

Химический реактор непосредственно связан с другими аппаратами: теплообменниками, конденсаторами, сепараторами, насосами, компрессорами и др. Такую систему называют реакционным узлом. Задача расчета реакционного узла сводится к выбору типа реактора и составлению материального и теплового баланса.

Ни один завод не может вырабатывать всю номенклатуру необходимых нефтепродуктов. Современные производства ориентируются на максимальную производительность, т. к. в этом случае они более экономичны. Одна из классификаций нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) включает пять типов:

· топливный с неглубокой переработкой нефти;

· топливный с глубокой переработкой нефти;

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

· топливно-масляный;

· энергонефтехимический.

На заводах первых двух типов вырабатывают различные виды топлива. При неглубокой переработке из нефти получают до 35% светлых нефтепродуктов. При глубокой переработке соотношение обратное. Это достигается применением вторичных методов переработки: каталитического крекинга; гидрокрекинга; коксования и др.

На заводах третьего типа помимо топлив вырабатываются нефтехимические продукты. В качестве сырья используют либо газы, либо бензиновые и керосино-дизельные фракции первичной переработки нефти.

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

Заводы энергонефтехимического типа строят возле ТЭЦ большой мощности. На таких заводах получают фракции светлых нефтепродуктов для нефтехимического производства, а образующийся мазут направляют на ТЭЦ в качестве топлива.

В словаре нефтепереработчиков существуют также другие термины: простая, сложная и очень сложная нереработка. В основу этой классификации положен объем капиталовложений, необходимый для строительства крупных единиц оборудования.

Нефтеперерабатывающий завод, работающий по простой схеме, включает перегонку сырой нефти, гидроочистку дистиллятов и каталитический риформинг нафты. НПЗ, работающий по сложной схеме, кроме вышеперечисленного, включает каталитическую крекинг-установку и установки алкилирования. НПЗ, работающий по очень сложной схеме, включает то же самое, что при сложной схеме, плюс установки по производству олефинов.

Средние выходы продуктов переработки нефти следующие (%):

· бензин - 46;

· нефтяное топливо - 27;

· реактивное топливо - 10;

· нефтяной кокс - 5;

· сжиженные газы - 4:

· сырье для нефтехимии - 3:

· битум - 3;

· смазочные материалы - 1;

· керосин - 1.

При переработке любой нефти по сложной схеме получается больший объем светлых нефтепродуктов, чем при переработке по простой схеме. Порядок цифр такой: при простой схеме переработки объемный выход светлых нефтепродуктов (бензин плюс реактивное топливо) составляет около 40%: при сложной схеме - около 70%; при очень сложной - до 90%.

Переработка газов и газофракционирующие установки

Природные горючие газы перерабатывают на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ), которые строят вблизи крупных нефтяных и газовых месторождений. Эти газы состоят из смеси предельных парафиновых углеводородов, в которые могут входить азот, углекислый газ, сероводород, гелий и пары воды. Сырьем для ГПЗ также являются газы, получаемые при первичной и вторичной переработке нефти, которые в отличие от природных газов содержат еще и непредельные углеводороды - олефины.

На ГПЗ с полным (законченным) технологическим циклом осуществляют пять основных процессов:

· прием, замер, очистка и осушка газа;

· компримирование газа до давления, необходимого для переработки;

· отбензинивание газа - извлечение нестабильного газового бензина;

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

· хранение и отгрузка жидкой продукции завода.

В случае, когда количество исходного сырья невелико, газоперерабатывающее производство может быть организовано как газоотбензинивающая установка в составе нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или в составе НПЗ.

Рис. 11. Принципиальная технологичесая схема ГПЗ

Газ поступает в пункт приема под давлением 0,15-0,35 МПа. Здесь производят замер его количества и направляют в приемные сепараторы, где отделяют от газа механические примеси и капелыгую влагу. Здесь же газ проходит через установку его очистки 2 от сероводорода и углекислого газа.

Компрессорная станция первой ступени 3 предназначена для перекачки сырьевого газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными компрессорами типа 10 ГКН или центробежными нагнетателями типа К-980.

На отбензинивающих установках 4 сырьевой газ разделяют на нестабильный газовый бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Отбензиненный газ компрессорной станцией второй ступени 5 закачивается в магистральный газопровод. Нестабильный бензин направляется на газофракционирующие установки 6.

Газофракционирующие установки предназначены для разделения нестабильного бензина на стабильный бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутан, пентан и н-гексан. Продукты разделения газов откачивают в товарный парк 7, откуда производится их отгрузка потребителям.

Отбензинивание газов осуществляется различными методами: компрессионным; абсорбционным; адсорбционным; конденсационным.

ГФУ эксплуатируются в составе нефте- и газоперерабатывающих заводов, на нефтехимических предприятиях и самостоятельно как сырьевые блоки для получения мономеров в промышленности синтетического каучука.

Процесс разделения нестабильного бензина на стабильный газовый бензин и технически чистые индивидуальные углеводороды называется фракционированием. В основе фракционирования лежит метод ректификации. Газофракционирующие установки бывают одноколонными и многоколонными. На одноколонных установках выделяют стабильный бензин и сжиженный газ. на многоколонных - стабильный бензин и фракции индивидуальных углеводородов.

Сооружения для морской добычи углеводородов

В настоящее время разведка и добыча нефти ведутся на морских акваториях и внутренних водоемах всех континентов. Добыча нефти с морских акваторий непрерывно растет. Наиболее интенсивно ведутся работы в Мексиканском и Персидском заливах, в Каспийском и Северном, Охотском и Балтийском морях.

Бурение скважин на море в основном осуществляется с использованием такого же основного оборудования, как и на суше. Однако проекты освоения морских нефтяных и газовых месторождений существенно отличаются от проектов разработки наземных месторождений. Главное различие состоит в наличии верхнего привода и основания, на котором монтируется буровая установка.

Значительная сложность и специфика проведения буровых работ в море обусловливается окружающей средой, высокой стоимостью и уникальностью технических средств, необходимостью проведения работ под водой, организацией строительства и эксплуатации объектов в море. Главная особенность шельфовых разработок - высокие затраты и стесненность пространства для размещения оборудования. Стоимость выполнения буровых работ на море примерно на порядок превышает стоимость бурения на суше (табл. 1).

Табл. 1. Технико-экономические показатели бурения на море и на суше

Геологическими особенностями морского бурения являются:

· относительно меньшая величина горного давления в породах за счет того, что часть пород более высокой плотности заменяет морская вода плотностью 1,03 г/см.куб. Это обстоятельство учитывают при ликвидации нефтепроявлений во избежание гидравлического разрыва пород:

· меньшая, чем на суше глубина залегания газоносных пластов.

Особенностью континентального шельфа является то. что 75% акваторий расположено в районах, которые продолжительное время покрыты льдами. Основными факторами, определяющими возможность строительства и эксплуатации нефтепромысловых объектов в море, являются глубина моря, температурные условия, ветер, волнение, течения, ледовый покров, химический состав воды.

Строительство морских нефтепромысловых сооружений требует проведения инженерно-геологических изысканий морского дна. Достоверность и полнота данных определяют безопасность эксплуатации сооружения и экономичность проекта.

Конструкции стационарных и плавучих платформ (рис. 12), а также суда для проведения поисковых работ и добычи нефти и газа при всех своих различиях имеют необходимый комплект оборудования и помещения для работы и жилья. В районах с мягким климатом и неглубокими водами для различных типов работ могут устанавливаться отдельные специализированные платформы. В районах с суровыми условиями и глубокими водами количество и размер платформ ограничивается до минимума. Так в мелководных районах Юго-Восточной Азии отдельно установлены буровые, добывающие, жилые и факельные платформы, тогда как в Северном море каждая платформа охватывает все упомянутые функции.

Рис. 12. Варианты систем бурения и разработки глубоководных скважин

Объединенная добывающая, буровая и жилая платформа с возможным нефтехранилищем и подачей нефти на погрузочные шельфовые сооружения требует тщательного планирования размещения оборудования и точного анализа безопасности функционирования комплекса.

Работа на шельфе связана с необходимостью длительного пребывания персонала на колеблющейся платформе, осложнена суровыми природными условиями, что ведет к дополнительным эмоциональным нагрузкам. В некоторых районах мира в случае ураганов или тайфунов обслуживающий персонал эвакуируется с платформы. Любой разлив нефти на шельфе значительно труднее нейтрализовать, чем на суше.

Разработка морских месторождений, добыча, подготовка и транспорт углеводородов отличаются непрерывным производственным циклом и должны вестись круглый год, даже тогда, когда море покрыто льдом. В последние годы проводятся испытания комплексов оборудования подводной эксплуатации морских месторождений в ледовых условиях.

В процессе разработки морских месторождений требуется надежное сообщение между отдельными объектами. Доставка грузов на судах при волнении свыше 4 баллов затруднена. Малая глубина акватории в местах разработки (например, район Нефтяные камни в Азербайджане) вынуждает создавать эстакады как средство сообщения между объектами промыслов.

В последнее время при разработке малодебитных месторождений, а также на первом этапе освоения месторождений с большими извлекаемыми запасами используются плавучие установки. Как показал опыт, на Каспийском море плавучие буровые установки способны проходить в год до 15 тыс. м скважин со скоростью 1200-1600 м в месяц.

Для выполнения разведочного и эксплуатационного бурения при глубине моря до 100 м используют самоподъемные плавучие буровые установки (ПБУ). При большей глубине - полупогружные буровые установки и буровые суда. В настоящее время в эксплуатации находятся более 100 самоподъемных ПБУ и примерно по 50 полупогружных ПБУ и буровых судов. Для обеспечения этими установками нефтедобывающих компаний создана целая отрасль кораблестроения.

Инженерное обеспечение буровых работ на море

Ускоренное развитие конструкций морских стационарных платформ произошло при освоении месторождений Северного моря. Там широко применяются массивные железобетонные платформы гравитационного типа и стационарные металлические платформы, закрепляемые на морском дне сваями. Разработан ряд конструкций платформ для работы в ледовых условиях. Для глубоководных акваторий имеются платформы с натяжными опорами. Для бурения с искусственных островов используются наземные буровые установки.

Буровые установки на морских стационарных платформах используются для бурения эксплуатационных скважин и проведения специальных работ в добывающих скважинах. Общее число скважин, которое может быть пробурено с одной платформы, зависит от фильтрационно-емкостных свойств пласта и размеров залежи и обычно не превышает 50 скважин. В большинстве случаев буровая вышка находится постоянно на платформе.

Полупогружная ПБУ представляет собой плавучую конструкцию, используемую для бурения скважин при глубинах моря от 60 до 2500 м. Она буксируется или переправляется с одного места бурения на другое самостоятельно за счет имеющейся системы гребных винтов. Большинство полупогружных ПБУ закрепляется на месте бурения тросами для обеспечения стабильного положения. Некоторые современные установки для поддержания точного положения при бурении на больших глубинах снабжены системой динамического позиционирования, основанной на системе движителей и точной навигации.

Самоподъемная ПБУ представляет собой опирающуюся на дно конструкцию, используемую для бурения при глубинах моря от 20 до 120 м. Самоподъемная установка буксируется к месту бурения, после чего ноги платформы спускаются и плотно прижимаются к морскому дну, обеспечивая стабильное положение платформы при бурении.

Затраты на обустройство морских нефтегазовых месторождений составляют свыше 50% всех капиталовложений. Стоимость больших нефтегазопромысловых платформ (например, платформа Тролль в Северном море) может достигать 1 млрд долл. Удельные затраты на прокладку глубоководного магистрального трубопровода достигают 3 млн долл. за километр.

На современных буровых установках используется система верхнего привода (СВП), исключающая использование ротора и ведущей бурильной трубы. СВП - это силовой вертлюг, который подвешивается на талевом блоке и перемещается по направляющим рельсам, принимающим на себя реактивный вращающий момент. СВП имеет электрический или гидравлический двигатель, редуктор и ввинчивается непосредственно в бурильную свечу. При использовании СВП бурильная колонна наращивается трехтрубными свечами.

Система контроля давления в скважине, препятствующая выбросу углеводородов, имеет следующую особенность: при проведении буровых работ на стационарной платформе, самоподъемной ПБУ и при наземном бурении превенторы располагаются непосредственно под буровой площадкой; в случае применения полупогружных ПБУ и буровых судов превенторы располагаются на морском дне. Система циркуляции промывочной жидкости является закрытой напорной.

Для северных и арктических условий влияние окружающей среды является определяющим фактором стоимости работ по добыче нефти и газа.

Особенность разработки морских и газовых месторождений состоит в том, что в проектах с целью снижения затрат предусматривают разработку месторождения, включая бурение скважин, добычу и подготовку нефти с кустовых стационарных платформ. При этом часть эксплуатационного оборудования размещают на буровой стационарной платформе, а вторую часть размещают на отдельной стационарной платформе.

На рис. 13 изображена сетка разработки морского месторождения Фортиз в Северном море при глубине воды 73 м. Месторождение имеет четыре куста скважин, каждый из которых пробурен со стационарной металлической платформы. Каждый куст содержит 27 скважин при сетке разработки 48 га на каждую скважину. Максимальный зенитный угол стволов скважин 55 град.

Скважины, пробуренные на шельфе и подготовленные к эксплуатации, можно разделить на скважины с подводным заканчиванием. которые оснащаются устьевым оборудованием, расположенным на морском дне, и скважины с расположением устьевого оборудования на платформе. Подводные скважины эффективны в тех случаях, когда небольшие залежи углеводородов расположены поблизости от существующей инфраструктуры или все отверстия платформы уже задействованы для других скважин.

Размещено на Allbest.ru