Обладнання свердловин

Набір обладнання стовбура залежить від способу експлуатації свердловин.

У стовбурі фонтанних свердловин розміщують колону насосно-компресорних труб.

У стовбурі газліфтних свердловин розміщують повітряну і підйомну труби.

У стовбурі штангових насосних свердловин розміщуються насосно-компресорні труби, насосні штанги, власне насос і допоміжне обладнання.

Насосно-компресорні труби (НКТ) бувають з гладкими і висадженими (равнопрочность) кінцями. По довжині НКТ поділяються на три групи: 1 – 5,5...8 м; II – 8...8,5 м; III – 8,5...10 м. Виготовляють НКТ із сталей п'яти груп міцності (у порядку зростання): Д, К, Е, Л, М. Все НКТ і муфти до них, крім гладких групи міцності Д, піддаються термообробці.

Насосні штанги випускаються чотирьох номінальних розмірів по діаметру тіла штанги: 16, 19, 22 і 25 мм. Кінці штанг мають потовщені головки квадратного перерізу, чим забезпечується зручність їх захоплення спеціальними ключами при згвинчення і розгвинчування колони штанг. Штанги з'єднуються штанговими муфтами.

Обладнання устя свердловин всіх типів призначене для герметизації затрубного простору, відведення продукції свердловини, а також для проведення технологічних операцій, ремонтних та дослідницьких робіт. Воно комплектується в залежності від способу експлуатації свердловин.

При фонтанному, компресорному і бескомпрессорном способах видобутку нафти обладнання гирла складається з однакових деталей і вузлів, рис. 11.5.

Рис. 11.5. Схема обладнання устя свердловин фонтанною ялинкою

Фонтанна ялинка призначена для управління потоком продукції свердловини і регулювання його параметрів, а також для встановлення манометрів, термометрів і пристосувань, службовців для спуску і підйому глибинних приладів.

11.4 Промислова підготовка нафти і газу

Із нафтових і газових свердловин видобвається суміш, яка складається із нафти, попутного нафтового газу, води і механічних домішок (піску, окалин і ін.). Так транспортувати продукцію нафтових свердловин по магістральних нафтопроводах не допускається. По-перших, вода — це баласт, перекування якого не приносить прибутки. По-друге, при сумісній течії нафти, газу и води відмічаються значні втрати тиску на подолання сил трения. Крім того, великий опір, який створюється газовими шапками, защемленими у вершинах профилю і скупчень води в понижених точках траси. По-третє, мінералізована пластова вода викликає швидку корозію трубопроводів і резервуарів, а частинки механічних домішок – абразивний знос обладнання.

Тому, метою промислової підготовки нафти є її дегазація, зневоднення, знесолення стабілізація.

Дегазація нафти здійснюється з метою відокремлення газу від нафти. Апарат, в якому це відбувається, називається сепаратором, а сам процес поділу – сепарацією.

Зневоднення. При вилученні з пласта, русі по насосно-компресорних труб в стовбурі свердловини, а також по промисловим трубопроводами суміші нафти і води, утворюється водонафтова емульсія – механічна суміш нерозчинних одна в одній і знаходяться в дрібнодисперсному стані рідин.

Знесолення нафти здійснюється змішуванням збезводненої нафти з прісною водою, після чого отриману штучну емульсію знову зневоднюють. Така послідовність технологічних операцій пояснюється тим, що навіть у збезводненої нафти залишається деяка кількість води, в якій і розчинені солі. При змішуванні з прісною водою солі розподіляються по всьому її об'єму і, отже, їх середня концентрація у воді зменшується.

Під процесом стабілізації нафти розуміється відокремлення від неї легких (пропан-бутанових і частково бензинових) фракцій з метою зменшення втрат нафти при її подальшому транспортуванні.

Стабілізація нафти здійснюється методом гарячої сепарації або методом ректифікації.

При горячій сепарації нафту спочатку нагрівають до температуры 40...80 °С, а потім подають її в сепаратор. Легкі вуглеводи, які виділяються при цьому, відсмоктуються компресором і направляються в холодильну установку. Тут важкі вуглеводи конденсуються, а легкі збираються і закачуються в газопровід.

При ректификації нафта піддається нагреванню в спеціальній стабілізаційній колоні під тиском і при температурах до 240 °С. Відділені в стабілізаційній колоні легкі фракції конденсуються і їх перекачують на газофракційні установки або на ГПЗ для подальшої переробки.

Природний газ, що надходить із свердловин, містить у вигляді домішок тверді частинки (пісок, окалину), конденсат важких вуглеводнів, пари води, сірководень і вуглекислий газ. Присутність в газі твердих частинок призводить до абразивного зносу труб, арматури і деталей компресорного устаткування, засмічення контрольно-вимірювальних приладів. Конденсат важких вуглеводнів осідає в знижених точках газопроводів, зменшуючи їх прохідний перетин. Наявність водяної пари в газі призводить до корозії трубопроводів та обладнання, а також до утворення в трубопроводах гідратів - снігоподібної речовини, здатної повністю перекрити січення труб.

Сірководень є шкідливою домішкою. При вмісті більшому, ніж 0,01 мг в 1 л повітря робочої зони, він є отруйний. А в присутності вологи сірководень здатний утворювати розчини сірчистої та сірчаної кислот, різко збільшують швидкість корозії труб, арматури і обладнання. Вуглекислий газ шкідливий тим, що знижує теплоту згоряння газу, а також призводить до корозії устаткування. Тому його доцільно відокремити на промислах. Завданнями промислової підготовки газу є його очищення від домішок, важких вуглеводнів, парів води, сірководню і вуглекислого газу.

11.5 Води, що використовуються для закачування в пласт

Для підтримки пластового тиску в поклад можна нагнітати як природні (прісні іліслабомінералізованние), так і стічні (дренажні) води, що складаються в основному, з пластових (-85%), прісних (-10%) і зливових (-5%) вод.

Води, закачується в пласт, повинні бути певним чином підготовлені. Підготовка включає в себе наступні операції:

1) освітлення каламутних вод коагуляцією;

2) декарбонізація;

3) знезалізнення;

4) інгібування.

Освітлення митних вод коагуляцією здійснюється з метою видалення дуже дрібних зважених часток, які практично не осідають під дією сили тяжіння.

Декарбонізація проводиться з метою видалення з води бікарбонатів кальцію і магнію. В іншому випадку осади солей кальцію і магнію в пласті можуть істотно ускладнити фільтрацію нафти і газу.

Знезалізненням називається видалення солей заліза з води з метою запобігання забруднення фільтруючих поверхонь свердловин залозистими опадами. Для цього застосовують аерацію, вапнування та інші методи.

У ході аерації – процесу збагачення води киснем повітря – з солей заліза утворюється нерозчинний гідрат окису заліза, що осідає у воді у вигляді пластівців.

При вапнуванні у воду додають вапняне молоко, що також призводить до утворення нерозчинного осаду гідрату окису заліза.

Інгібіруванням називається обробка води інгібіторами - речовинами, що сповільнюють процес корозії. По спрямованості дії розрізняють інгібітори сірководневої, кисневої та углекислотной корозії.

Реагенти-бактерициди використовують для придушення життєдіяльності сульфато-відновлювальних бактерій. Одним з найбільш ефективних реагентів є формалін.

Для попередження корозії та стабілізації хімічного складу води в неї за допомогою насосів дозувань додають реагент гексаметафосфат натрію в кількості 2...3 г/м³. З метою знищення бактерій та інших мікроорганізмів застосовують обробку води хлором - її хлорування.

На відміну від природних стічні води можуть містити нафту, вуглекислий газ, сірководень і мікроорганізми. Відповідно їх підготовка передбачає:

1) відстоювання від нафти і газу;

2) знищення мікроорганізмів.

Для підготовки стічних вод на промислах використовують схеми відкритого та закритого типу.

Для нагнітання води в пласт використовуються кущові насосні станції (КНС), водорозподільні пункти (ВРП), високо- напірні водоводи (ВВ) і нагнітальні свердловини.

Стадії розробки покладів

При розробці нафтового покладу розрізняють чотири стадії:

I - наростаюча видобуток нафти;

ІІ - стабілізація видобутку нафти;

III - падаюча видобуток нафти;

IV - пізня стадія експлуатації поклади.

На першій стадії наростання обсягів видобутку нафти забезпечується в основному введенням в розробку нових експлуатаційних свердловин в умовах високих пластових тисків. Зазвичай у цей період видобувається безводна нафту, а також дещо знижується пластовий тиск.

Друга стадія – стабілізація нафтовидобутку, якп починається після розбурювання основного фонду свердловин. У цей період видобуток нафти спочатку кілька наростає, а потім починає повільно знижуватися. Збільшення видобутку нафти досягається:

1) згущенням сітки свердловин;

2) збільшенням нагнітання води чи газу в пласт для підтримання пластового тиску;

3) проведенням робіт по впливу на привибійні зони свердловин і щодо підвищення проникності пласта та ін.

Завданням розробників є максимально можливе продовження другої стадії. У цей період розробки нафтової поклади в продукції свердловин з'являється вода.

Третя стадія – падаюча видобуток нафти, яка характеризується зниженням нафтовидобутку, збільшенням обводненості продукції свердловин і великим падінням пластового тиску. На цій стадії вирішується завдання уповільнення темпу падіння видобутку нафти методами, що застосовувалися на другій стадії, а також загущення закачуваної в пласт води. Протягом перших трьох стадій повинен бути здійснений отборт 80 - 90% промислових запасів нафти.

Четверта стадія – пізня стадія експлуатації поклади – характеризується порівняно низькими обсягами відбору нафти і великими відборами води. Вона може тривати досить довго – до тих пір, поки видобуток нафти залишатиметься рентабельною. У цей період широко застосовуються вторинні методи видобутку нафти з вилучення залишилася плівковою нафти з пласта.

При розробці газового покладу четверту стадію називають завершальним періодом. Він закінчується, коли тиск на гирлі свердловин складає менше 0,3 МПа.

Проектування розробки родовищ

Проект розробки – це комплексний документ, який є програмою дій з розробки родовища.

Вихідним матеріалом для складання проекту є інформація про структуру родовища, зокрема пластів і пропластков, розмірах і конфігурації покладів, властивості колекторів і насичують їх нафти, газу і води.

Використовуючи ці дані, визначають запаси нафти, газу і конденсату. Наприклад, загальні геологічні запаси нафти окремих покладів підраховують, помножуючи площа нафтоносності на ефективну нафтонасищенних товщину пласта, ефективну пористість, коефіцієнт нафтонасиченості, густину нафти в поверхневих умовах і величину, зворотну об'ємному коефіцієнту нафти в пластових умовах. Після цього знаходять промислові (або витягають) запаси нафти, множачи величину загальних геологічних запасів на коефіцієнт нафтовіддачі.

Після затвердження запасів проводиться комплексне проектування розробки родовища. При цьому використовуються результати пробної експлуатації розвідувальних свердловин, в ході якої визначають їх продуктивність, пластовий тиск, вивчають режими роботи покладів, положення водонафтових (газоводяних) і газонафтових контактів та ін.

12. ПЕРЕРОБКА НАФТИ І ГАЗУ

12.1 Продукти переробки нафти

При переробці нафти в даний час отримують наступні нафтопродукти:

• палива;

• нафтові олії;

• парафіни; церезини; вазеліни;

• нафтові бітуми;

• освітлювальні гас;

• розчинники;

• інші (нафтовий кокс, сажу, консистентні мастила і ін.).

Палива

До числа одержуваних з нафти палив належать автомобільні та авіаційні бензини, а також реактивні, дизельні, газотурбінні і котельні палива. Розглянемо основні з них.

Автомобільні бензини застосовуються в карбюраторних двигунах. Всі автомобільні бензини поділяються на такі види:

• літні, призначені для застосування у всіх районах, крім північних і північно-східних, в період з 1 квітня по 1 жовтня,

в південних районах - протягом всіх сезонів;

• зимові, призначені для застосування протягом всіх сезонів в північних і північно-східних районах, і з 1 жовтня по 1 квітня - в інших районах.

Однією з найважливіших експлуатаційних характеристик бензинів є їх детонаційна стійкість. Чим вона більша, тим вище може бути ступінь стиснення двигуна і відповідно будуть більше його питома потужність і нижче витрата палива.

Детонаційна стійкість бензинів виражається в октанових числах, що визначаються на спеціальних установках моторним (ГОСТ 511-82) або дослідницьким (ГОСТ 8226-82) методами. Октанове число дорівнює кількості изооктана в суміші з н-гептаном, еквівалентному по детонаційної стійкості випробують, бензину. Для підвищення детонаційної стійкості бензинів і відповідного підвищення октанового числа в них вводять тетраетилсвинець в кількості до 3,3 г на 1 кг бензину. Тетраетилсвинець є отруйною речовиною. Тому при роботі з етилованого бензину необхідно дотримуватися запобіжних заходів. В даний час від нього поступово відмовляються.

Промисловістю випускаються автомобільні бензини марок А-72, А-76, А-80, А-92, АІ-91, АІ-93, АІ-95 (А - автомобільний; цифри - октанове число; буква І вказує, що октанове число визначено по дослідницькому методу).

Авіаційні бензини призначені для застосування в поршневих авіаційних двигунах. Їх марки - Б-91/115, Б-95/130, Б-92 і Б-70 (Б - бензин; цифра в чисельнику - октанове число; цифра в знаменнику - сортність на багатій суміші).

В даний час виробництво і споживання авіаційних бензинів різко знизилося у зв'язку з переходом авіації від поршневих двигунів до реактивних. Частка авіаційних бензинів складає близько 2% від загального виробництва бензинів.

Дизельні палива використовуються в двигунах із запалюванням від стиснення і в деяких типах газотурбінних двигунів. Для різних умов застосування вітчизняна промисловість виробляє паливо трьох марок:

Л (літнє) – для застосування при позитивній температурі навколишнього повітря;

3 (зимове) – для застосування при температурі навколишнього повітря до -20 ° С (температура застигання не вище -35 ° С) і до -30 ° С (температура застигання не вище -45 ° С);

А (арктичне) – для застосування при температурі навколишнього повітря до -50 ° С.

Основними характеристиками дизельних палив є температура спалаху, температура застигання і вміст сірки.

Реактивні палива використовуються в газотурбінних двигунах літаків і вертольотів. Щоб отримувати від бортового запасу палива, обмеженого ємністю баків і початковим польотною вагою літака, можливо більше енергії, необхідно, щоб це паливо мало високу теплоту згоряння. З масових і дешевих видів нафтових палив цим вимогам найкраще задовольняють гас.

На зорі розвитку реактивної авіації її потреба в паливі повністю задовольнялася паливом Т-1, одержуваних з малосірчистих нафт. Проте вже в 50-ті роки виникла необхідність розширення виробництва реактивних палив, що було зроблено за рахунок переробки східних сірчистих нафт. В результаті було розроблено паливо ТС-1, що стало найбільш масовим типом реактивних палив. Крім того, виробляються реактивні палива марок Т-2, Т-6, Т-8.

В якості тракторного палива використовуються гас і лігроїни.

Для газових турбін, що використовуються в промисловості, енергетиці, водному і наземному транспорті, паливом служать мазут і газойль. В якості котельних палив застосовуються флотський мазут марок Ф5 і Ф12 (цифра - умовна в'язкість при 40 ° С), а також топковий мазут марок М40, Ml00, М200.

Нафтові олії

Асортимент нафтових масел дуже різноманітний: моторні, індустріальні, циліндрові, турбінні, компресорні, трансмісійні, осьові, електроізоляційні та ін.

Моторні масла застосовуються для змащення авіаційних, автомобільних і дизельних двигунів; індустріальні – для змащення промислового устаткування (машин і механізмів); циліндрові – для змащення золотників і циліндрів поршневих парових машин; турбінні – для змащення й охолодження підшипників різних турбоагрегатів та генераторів електричного струму; компресорні – для змащення циліндрів, штоків і клапанів компресорів, повітродувок і холодильних машин; трансмісійні – для змащення зубчастих передач в більшості машин і механізмів; осьові – для змащення шийок осей залізничних вагонів, колісних пар тепловозів, паровозів та інших вузлів тертя рухомого складу залізничного транспорту; електроізоляційні (трансформаторні, конденсаторні і кабельні) – для використання в якості діелектрика і охолоджуючої рідини в електроустановках.

Інші нафтопродукти

Товарні парафіни використовують в якості сировини для виробництва синтетичних кислот і спиртів, які є основою для виробництва миючих речовин. Парафін застосовують у медицині, харчовій промисловості (тара і обгортки з парафінованого паперу та картону), виробництві сірників, свічок, деревоволокнистих плит та інших виробів.

Церезин застосовують при виробництві мастил, вазелін, кремів і в якості електроізоляційного матеріалу.

Вазеліни бувають природні, штучні, технічні та медичні. Природний вазелін отримують з парафінистих мазутів. Штучний вазелін – це суміш мінерального масла і парафіну, технічний – суміш парафіну з індустріальним маслом, а медичний – суміш білого церезину і парафіну з парфумерним маслом.

Нафтові бітуми застосовують при виготовленні гідроізоляційних і покрівельних матеріалів, в дорожньому будівництві.

Освітлювальні гас застосовують для побутових потреб.

До розчинників, вироблюваним з нафти, відносяться:

1) бензин-розчинник БР-1, застосовуваний у гумової промисловості;

2) уайт-спірит, застосовуваний у лакофарбовій промисловості;

3) екстракційний бензин, застосовуваний у процесах екстракції.

Нафтовий кокс застосовують для виготовлення електродів, в електрометалургійної промисловості, сажу – в гумової промисловості, а також для виготовлення олівців, ізоляційних матеріалів, копіювального паперу, фарб і т. д. До консистентних мастил відносяться солідоли, технічні вазеліни та ін.

12.2. Основні етапи нафтопереробки

З моменту надходження на нафтопереробний завод нафту і одержувані з неї нафтопродукти проходять наступні основні етапи:

1) підготовка нафти до переробки;

2) первинна переробка нафти;

3) вторинна переробка нафти;

4) очистка нафтопродуктів.

Для забезпечення високих показників роботи установок з переробки нафти в них необхідно подавати нафту з вмістом солей не більше 6 г/л і води 0,2%. Тому нафту, що надходить на нафтопереробний завод (НПЗ), піддають додатковому обезводнення і знесолення.

Первинна переробка нафти

Переробка нафти починається з її перегонки. Нафта являє собою складну суміш великої кількості взаємно розчинних вуглеводнів, що мають різні температури початку кипіння. У ході перегонки, підвищуючи температуру, з нафти виділяють вуглеводні, википають в різних інтервалах температур.

Для отримання даних фракцій застосовують процес, званий ректифікацією і здійснюваний в ректифікаційної колоні. Колона ректифікації являє собою вертикальний циліндричний апарат висотою 20 ... 30 м і діаметром 2 ... 4 м. Середина колони розділена на окремі відсіки великою кількістю горизонтальних дисків, в яких є отвори для проходження через них парів нафти. Рідина переміщається по зливним патрубкам. Перед закачуванням в колону ректифікації нафту нагрівають в трубчастої печі до температури 350 ... 360 ° С. При цьому легкі вуглеводні, бензинова, гасова і дизельна фракції переходять в пароподібний стан, а рідка фаза з температурою кипіння вище 350 ° С являє собою мазут. Після введення даної суміші в колону ректифікації мазут стікає вниз, а вуглеводні, що знаходяться в пароподібному стані, піднімаються вгору. Крім того, вгору піднімаються пари вуглеводнів, що випаровуються з мазуту, що нагрівається в нижній частині колони до 350 ° С.

Піднімаючись вгору, пари вуглеводнів за рахунок контакту з рідиною (зрошенням), що подається зверху, поступово охолоджуються. Тому їх температура у верхній частині колони стає рівною 100...180 °С.

У міру остигання парів нафти конденсуються відповідні вуглеводні. Технологічний процес розрахований таким чином, що в самій верхній частині колони конденсується бензинова фракція, нижче – гасова, ще нижче – фракція дизельного палива. Несконденсовані пари направляються на газофракціювання, де з них отримують сухий газ (метан, етан), пропан, бутан і бензинову фракцію.

Перегонка нафти з метою отримання зазначених фракцій (по паливному варіанту) проводиться на атмосферних трубчастих установках (АТ). Для більш глибокої переробки нафти використовуються атмосферно-вакуумні трубчасті установки (АВТ), мають крім атмосферного вакуумний блок, де з мазуту виділяють масляні фракції (дистиляти), вакуумний газойль, залишаючи в залишку гудрон.

Вторинна переробка нафти

Методи вторинної переробки нафти діляться на дві групи – термічні та каталітичні. До термічним методам ставляться термічний крекінг, коксування і піроліз.

Термічний крекінг – це процес розкладання високомолекулярних вуглеводнів на більш легкі при температурі 470...540 °С і тиску 4...6 МПа. Сировиною для термічного крекінгу є мазут та інші важкі нафтові залишки. При високій температурі і тиску довголанцюгової молекули сировини розщеплюються. Продукти реакції поділяються з отриманням паливних компонентів, газу та крекінг-залишку.

Коксування – це форма термічного крекінгу, здійснюваного при температурі 450…550 °С і тиску 0,1...0,6 МПа. При цьому виходять газ, бензин, керосино-газойлеві фракції, а також кокс.

Піроліз – це термічний крекінг, що проводиться при температурі 750-900 °С і тиску, близькому до атмосферного, з метою отримання сировини для нафтохімічної промисловості. Сировиною для піролізу є легкі вуглеводні, які у газах, бензини первинної перегонки, гас термічного крекінгу, керосино-газойлевая фракція. Продукти реакції поділяються з отриманням індивідуальних ненасичених вуглеводнів (етилен, пропилен та ін.). З рідкого залишку, званого смолою піролізу, можуть бути вилучені ароматичні вуглеводні.

До каталітичним методів належать каталітичний крекінг і риформинг.

Каталітичний крекінг – це процес розкладання високомолекулярних вуглеводнів при температурах 450 ... 500 °С і тиску 0,2 МПа в присутності каталізаторів-речовин, що прискорюють реакцію крекінгу і дозволяють здійснювати її при більш низьких, ніж при термічному крекінгу, тисках. В якості каталізаторів використовуються, в основному, алюмосилікати і цеоліти.

Сировиною для каталітичного крекінгу є вакуумний газойль, а також продукти термічного крекінгу і коксування мазутів і гудронів. Одержувані продукти – газ, бензин, кокс, легкий і важкий газойлі.

Риформінг – це каталітичний процес перереботкі низькооктанових бензинових фракцій, здійснюваний при температурі близько 500 °С і тиску 2...4 МПа. В результаті структурних перетворень октанове число вуглеводнів у складі каталізата різко підвищується. Даний каталізата є основним високооктанових компонентом товарного автомобільного бензину Крім того, з каталізата можуть бути виділені ароматичні вуглеводні (бензол, толуол, етилбензол, ксилоли).

Гідрогенізаційними називаються процеси переробки нафтових фракцій у присутності водню, що вводиться в систему ззовні, які протікають в присутності каталізаторів при температурі 260...430 °С і тиску 2...32 МПа. Їх застосування дозволяє поглибити переробку нафти, забезпечивши збільшення виходу світлих нафтопродуктів, а також видалити небажані домішки сірки, кисню, азоту (гідроочистка).

Очищення світлих нафтопродуктів

В дистилятах світлих нафтопродуктів небажаними домішками є сірчисті з'єднання, нафтенові кислоти, ненасичені сполуки, смоли, тверді парафіни. Присутність в моторних паливах сірчистих сполук і нафтенових кислот викликає корозію деталей двигунів. Ненасичені сполуки в паливах при зберіганні та експлуатації утворюють опади, забруднюючі систему топливопроводов і перешкоджають нормальній експлуатації двигунів. Підвищений вміст смол в паливі призводить до нагароутворення, осадження смол на деталях камер згоряння. Присутність в нафтопродуктах твердих вуглеводнів призводить до збільшення температури їх застигання, в результаті чого парафін осідає на фільтрах, погіршується подача палива в циліндри, двигун глохне.

Для видалення шкідливих домішок зі світлих нафтопродуктів застосовуються такі процеси:

1) лужне очищення (вилуговування);

2) кислотно-лужне очищення;

3) депарафінізації;

4) гидроочистка;

5) інгібування.

Лужне очищення полягає в обробці бензинових, гасових і дизельних фракцій водними розчинами каустичної або кальцинованої соди. При цьому з бензинів видаляють сірководень і частково меркаптани, з гасу і дизельних палив – нафтенові кислоти.

Кислотно-лужне очищення застосовується з метою видалення з дистилятів ненасичених і ароматичних вуглеводнів, а також смол. Полягає вона в обробці продукту спочатку сірчаною кислотою, а потім - в її нейтралізації водним розчином лугу.

Депарафінізація використовується для зниження температури застигання дизельних палив і полягає в обробці дистиляту розчином карбаміду. В ході реакції парафінові вуглеводні утворюють з карбамідом з'єднання, яке спочатку відділяється від продукту, а потім при нагріванні розкладається на парафін і карбамід.

Гідроочистка застосовується для видалення сірчистих сполук з бензинових, гасових і дизельних фракцій. Для цього в систему при температурі 350...430 °С і тиску 3...7 МПа у присутності каталізатора вводять водень. Він витісняє сірку у вигляді сірководню. Гидроочистку застосовують також для очищення продуктів вторинного походження від неграничних з'єднань.

Інгібування застосовується для придушення реакцій окиснення і полімеризації ненасичених вуглеводнів в бензинах термічного крекінгу шляхом введення спеціальних добавок.

Для очищення мастил застосовують такі процеси:

• селективну очистку розчинниками;

• депарафінізацію;

• гидроочистку;

• деасфальтизації;

• лужну очистку.

Селективними розчинниками називають речовини, які мають здатність витягувати при певній температурі з нафтопродукту тільки якісь певні компоненти, не розчиняючи інших компонентів і не розчиняючись в них. Для очищення масел застосовують такі розчинники: фурфурол, фенол, пропан, ацетон, бензол, толуол та інші. З їх допомогою з масел видаляють смоли, асфальтени, ароматичні вуглеводні і тверді парафінові вуглеводні.

Депарафінізації піддають рафінати селективного очищення, отримані з парафінистих нафт і містять тверді вуглеводні. Якщо цього не зробити, то при зниженні температури масла втрачають рухливість і стають непридатними для експлуатації. Депарафінізація здійснюється фільтрацією після попереднього охолодження продукту, розведеного розчинником.

Метою гідроочищення є поліпшення кольору і стабільності масел, підвищення їх в'язкісно-температурних властивостей, зниження коксованості і вмісту сірки.

Деасфальтизації проводиться з метою його очищення від асфальто-смолистих речовин.

Лужне очищення застосовується для видалення з олій нафтенових кислот, меркаптанів, а також для нейтралізації сірчаної кислоти і продуктів її взаємодії з вуглеводнями, які залишаються після деас- фальтізаціі.

12.3 Типи нафтопереробних заводів

Жоден завод не може виробляти всю номенклатуру нафтопродуктів, яких потребують довколишні споживачі. Це пов'язано з тим, що сучасні установки і виробництва проектуються на велику продуктивність. В цьому випадку вони більш економічні. Відсутні нафтопродукти завозяться з нафтопереробних заводів (НПЗ), розташованих в інших регіонах.

Існують п'ять основних типів НПЗ:

1) паливний з неглибокою переробкою нафти;

2) паливний з глибокою переробкою нафти;

3) паливно-нафтохімічний з глибокою переробкою нафти і виробництвом нафтохімічної продукції;

4) паливно-масляний;

5) енергонафтохіміческій.

На заводах перших двох типів виробляють в основному різні види палива. При неглибокій переробці нафти отримують не більше 35% світлих нафтопродуктів, решта – топковий мазут. При глибокій переробці співвідношення зворотне. Це досягається застосуванням вторинних методів переробки нафти: каталітичного крекінгу, коксування, гідрокрекінгу та ін.

На заводах паливно-нафтохімічного типу виробляють не тільки палива, але і нафтохімічні продукти. В якості сировини використовують або гази, одержувані при глибокій переробці нафти, або бензинові та керосино-дизельні фракції первинної перегонки нафти.

На заводах паливно-масляного типу поряд з паливами виробляють широкий асортимент масел, парафіни, бітум та інші продукти.

Заводи енергонафтохіміческого типу будують при ТЕЦ великої потужності або поблизу неї. На таких заводах в процесі перегонки нафти відбирають бензинові, гасові і дизельні фракції, а мазут направляють на ТЕЦ в якості палива. Отримані фракції світлих нафтопродуктів використовують як сировину для нафтохімічного виробництва.