Дәріс. Мұнайдың әр түрлі қасиеттері бойынша жіктелуі

Дәріс. Мұнайдың рөлі мен маңызы. Мұнайдың шығу теориясы. Мұнай өңдеу өндірісінің дамы және қалыптасу тарихы.

Мұнай-газ тектес және қатты заттар еріген, сұйық көмірсутектердің табиғи дисперсті жүйесі. Мұнайдың құрамына көміртек және сутектен басқа, азот, күкірт, оттек және басқа элементтер кіретін, гетероатомды қосылыстар бар. Басқа сөзбен айтқанда, мұнай - бұл газ тектес, сұйық және қатты көмірсутекті қосылыстардың кең жиынтығы болып табылады.

«Табиғи мұнайдың» пайда болуы - зерттеушілердің алдында тұрған ең басты мәселе. Мұнайдың табиғатта пайда болу процестері -1,5 ғасырдан астам уақыт болжамы - ғалымдардың алдында тұрған сұрақ болып табылды. Геолог ғалымдардың басым бөлігі мұнайдың тірі материядан түзілу гипотезасын қолдайды.

Қазіргі заманғы ғылым әлемінде мұнайдың пайда болуының екі негізгі гипотезасы бар. Екі гипотезаның жеке әрқайсысын төменгі тұжырымдамада баяндаймыз.

Биогенді (органикалық) теория. Барлық жанғыш қазбалар (мұнай, газ, көмір) генетикалық туыс түзілгіштер болып табылады. Олардың барлығы Жер бетінде әртүрлі геологиялық кезеңде өмір сүрген, олар тірі ағзаның қалдығынан пайда болды. Судың қабатында және судың түбінде өмір сүрген өсімдіктердің (планктон, балдыр және т.б.) және жануарлар ағзаларының қалдықтары болып табылады. Су қоймаларында қоршаған ортаның әсерінен өлген ағзалардың ыдырау процесі жүреді. Нәтижесінде, мұнайдың құрамына бұл ағзалардың айналуларының бастапқы өсімдік материалы мен қосылыстардың кұрамы кіреді.

Ең алғаш рет мұнайдың пайда болу гипотезасын 1763 жылы орыс ғалымы М.В. Ломоносов ұсынды. Оның пікірі бойынша, мұнай «жер асты отынның тасталған көмірге» әсері арқылы түзілді.

Кейінгі уақытта бұл гипотезаны дәлелдеу үшін көптеген тәжірибелік жұмыстар жүргізілді. 1932 жылы И.М. Губкин мұнайдың биогенді пайда болуының соңғы пікірін ұсынды. Ол мұнайдың түзілунің бастапқы заты - сапропель деп қарастырды. Сапропель - ыдыраған төменгі балдырлар мен су қоймаларының микроағзаларынан тұратын органикалық тұнбалар. Органикалық қалдықтармен байытылған сапропельді қабаттар жердің терең қабатына түскен сайын, оның температурасы мен қысымы өседі. Нәтижесінде, органикалық зат мұнайға айналады.

Губкиннің пікірі бойынша, мұнайдың түзілу процесі ұзақ, үздіксіз және деңгейлі болып табылады. Ол мұнай мен газдың түзілуінің органикалық материалдардың қалдықтарда жиналуы, таралған мұнайдың түзілуі, бұл мұнайдың аналық шөгінділерінен кеуек тектерге өтуі (топыракқ, әк тасы) сияқты деңгейлерін ажыратты.

Аналық шөгінділер деп, алғашқыда органикалық заттармен байытылған, кейінірек, мұнай мен газдың қайнар көзі болған заттарды атайды. Бұл заттарға және әк тасты қабаттар жатқызылады. Аталған гипотезаның нақтылығы мұнайдың табиғи орналасуымен дәлелденеді. Барлық мұнай кен орындар құм, топырақ, саз, шөл далада орналасқан.

Қазіргі заманға сай органикалық теория, сапропелитті заттарды ғана емес, сапропелитті-гумусты заттарды да қарастырады. Гумусты заттар жоғары өсімдіктердің органикалық қалдықтарының ыдырауы нәтижесінде түзіледі.

И.М.Трофимук Губкиннің ұсынған теориясын нақтылап, толықтырды. Академик И.М. Трофимук мұнайдың пайда болуының бес негізгі деңгейшейлерін бөлуді ұсынды:

Бірінші деңгей - қалдықтың жиналуы; өсімдікті және тірі ағзалардың қалдықтарының жойылуынан кейін, олар өзенді немесе көлді су қоймаларының түбіне түсіп, минералды қалдықтардың орнында пайда болған тұнбаларда жиналады.

Екінші деңгей - биохимиялық; су қоймаларының түбінде жиналған органикалық қалдық тығыздалады, күрделенеді және биохимиялық процестердің өтуі арқылы оттектің органикалық қызметі арқылы сусызданады.

Үшінші деңгей - протокатагенез; органикалық қалдықтардың қабаты тереңдікке баяу түсе отырып, беті жас жаңа қалдықтардың қабатымен жабылады. Тереңдеген сайын, қабатта қысым мен температура ақырындап жоғарылайды. Микроорганизмдердің жойылуы нәтижесінде, биохимиялық процестер толығымен тоқтайды.

Төртінші деңгей - мезокатагенез: қалдық 3-4 км тереңдікке түседі, температура 150°С-қа дейін өседі. Органикалық зат белсенді термокаталитикалық деструкцияға ұшырайды. Термокаталитикалық деструкция процесі барысында мұнай қатарындағы көмірсутектердің барлық жиынына ие болатын, қозғалмалы битумды заттардың біраз мөлшері түзіледі.

Бесінші деңгей - апокатагенез: Бұл деңгей 4,5 км терендікте, 180-250°С температурада өтеді. Қалдық қабаттардың тереңдігінің өсуімен бірге, мұнай алкандардың үлесінің артуымен қатар, төменгі температурада қайнайтын көмірсутектермен байытылады.

Мұнай түзілу барысында өтпелі заттар жер қабатында тек тереңдікке ғана ауыспайды. Бетке карай өткенде мұнай жеңіл фракцияларын жоғалтып, тотықсызданады және ауырланады. Ол жоғары тығыздықпен, жанармай фракцияларыныңтөмен мөлшерімен сипатталады.

Дәріс. Мұнайдың көмірсутекті және гетероатомды компоненттері.Көмірсутектердің негізгі кластары жәнебасқа қосылыстары. Мұнайды фракцияларға бөлу.Мұнайды біріншілік айдау.Мұнай фракциясының жекелей құрамы. Жеке құрамын бөлу.

Мұнай өңдеудің процестерін 3 бөлімге бөлуге болады:

1. Қайнау температурасының интервалы бойынша бөлінетін мұнай шикізатын фракцияларға ажырату (біріншілік процестер);

2. Химиялық айналулар арқылы алынған фракциялардың кұрамына кіретін көмірсутектерді өңдеу және тауарлы мұнай өнімдерінің құраушыларын даярлау (екіншілік процестер);

3. Жаксы сапалық көрсеткіштері бар мұнай өнімдерін алу үшін, құраушыларды араластыру;

Моторлы және қазандық отындар, сұйытылған газдар, мұнай химия өндірістері үшін шикізаттың әр түрлері, сондай-ақ, кәсіпорынның технологиялық сызбанұсқасына тәуелді гидравликалық немесе жаққыш майлар, битумдар, мұнай кокстері, парафиндер МӨЗ-ның өнімдері болып табылады. Технологиялық процестердің жиынтығына байланысты, МӨЗ-да 40-тан астам мұнай өнімдері алынуы мүмкін.

Мұнай өңдеу - үздіксіз өндіріс, зауыттарда өндірістің жұмыс жиілігі толық жөндеудің арасында үш жылды құрайды. МӨЗ-ның функционалды бірлігі - белгілі технологиялық процесті жүзеге асыратын, қондырғының жиынтығы бар өнідрістік объект болатын технологиялық қондырғы болып табылады.

Мұнайды өңдеуге дайындау процестері (электртұзсыздандыру)

Шикі мұнай кұрамына технологиялық қондырғының тотығуына әкелетін тұздар кіреді. Оларды жою үшін, тұз еритін, шикізатты ыдыстардан түсетін мұнай ЭЛТҚ – электртұзсыздандыру қондырғысына түседі (1-сурет).

1-сурет. Электртұзсыздандыру қондырғысының сызбанұсқасы: 1- насос дозатор; 2, 6: 3-жылуалмастырғыш; 4-инжекторлы ауыстырғыш; 5, 11-электрдегидраторлар; 7-тұндырғыштар;8-автоматты клапан; 9-диафрагмалы ауыстырғыш; 10-электрод; 11-деэмульгатор; І-шикі мұнай; ІІ-деэмульгатор; ІІ І - тұзсыздалған мұнай; ІV-таза су; V-сілті ерітіндісі; VІ-бөлшекті түрде тұзсыздалған мұнай;V І І-айнымалы су; VIII-судағы мұнай эмульсиясы; ІХ-зауыттың қалдықтарына арналған су

Тұзсыздандыру процесі ішінде жасалынған электродтары бар цилиндрлі қондырғылар - электрдегидраторларда жүзеге асады. Жоғары кернеулі токтың (25 кВ және жоғары) әсерінен мұнай мен судың қоспасы (эмульсия) ыдырайды, су қондырғының астында жиналады және бөлек ыдысқа ағызылады. Эмульсияның жақсы ыдырауы үшін, шикізатқа арнайы заттар-деэмульгаторлар енгізіледі. Процестің температурасы - 100-120°С. МӨЗ мұнайды дайындау нәтижесінде оның құрамында су мөлшері 0,1 % масс, ал тұз мөлшері 3-5 мг/л дейін кемиді. Судың мөлшері 0,1% масс. және одан да төмен болғанда, мұнайда мөлшері 4,3 мкм болатын тек ұсақ тамшылар ғана қалады.

Егер зауытқа құрамында 100 мг/л тұз, 0,5 % мас. су болатын мұнай түссе, онда тек 0,1 % мас, сусыздану ғана тұзды бес есеге дейін төмендете алады.

ЭЛТҚ кейін, мұнайда никельдің және ваннадийдің мөлшерін 1,5-3 есеге дейін кемітеді. Алайда, хлоридтерді және ауыр металдарды жоюдың арасындағы дәрежесінің тәуелділігіне тура пропорцианалдық байқалмаған.

МӨЗ қолданылатын ЭЛТҚ жалпы сызбанұсқасы 12-суретте көрсетілген.

ЭЛТҚ блогында тұзсызданудың төрт аймағын бөлуге болады. Бірінші аймақта мұнай таза шайюға арналған сумен және деэмульгатормен араласады. ЭЛТҚ қондырғыларында: инжектор және араластырғыш клапан сияқты екі түрлі араластырғыштар қолданысқа ие болады. Шаюшы су ретінде өзен суы немесе технологиялық конденсаттар қолданылады: шаюға арналған суда тұздың мөлшері мг/л артық болмауы керек. Екінші аймақта қайта түзілген эмульсиялардың ірі тамшыларының тұну процесі жүреді, ал үшінші аймақта электр өрісінің әсерінен ұсақ тамшылардың соқтығысуы және бірігуі интенсификацияланады. Төртінші аймақта мұнай ағынымен көтерілетін екінші аймақтан шығарылған тамшылардың қосымша тұнуы жүреді.

I мұнайдың ағынына сорғыш-мөлшерлегіш 1 көмегімен деэмульгатор жіберіледі. Сорғыш 2 көмегіменмұнай 3 жылу алмастырғыштары арқылы айдалады, бұл жерде ол мұнай айдаудың атмосферлі-вакуумды қондырғысынан дистилляттар арқылы 80-120°С дейін қыздырылады. Жылу алмастырғыштардан кейін, судың рН-ын 7,0-7,5 дейін жеткізу үшін, мұнайға V сілті ерітіндісі қосылады. Сілті ерітіндісінің қосылуы, күкіртсутекті тотығуды басу үшін және үңғымаларды қышқылдық ерітінділерімен өндегенде мұнайға түсетін бейорганикалық қосылыстарды бейтараптандыру үшін қолданылады. рН арттыру үшін сілтінің шығыны бірлікке 10 г/т құрайды.

Инжекторлы араластырғышта (4) мұнай сілті ерітіндісі және айнымалы су VII араласады да, қоспа электрлі дегидратордың (5) төменгі бөлігіне перфорлинген горизонталь бөлгіштері бар кұбырлы таратушы арқылы жіберіледі. Тұзсыздалған мұнай төбеден коллектор арқылы VI электрлі дегидратордан шығарылады. Тұнбаға түскен су коллектор немесе тұндырғыш (7) арқылы шығарылады. Тұндырғыштан судың бір бөлігі зауыттың кәрізіне түседі, бұл тұздардың концентрациясының төмендеуі үшін қажет.

Электрлі дегидратор (5) төбеде толық сусыздалмаған мұнай қысымының әсерінен екінші деңгейлі электрлі дегидраторға (10) түседі. Бұл электрлі дегидратордың алдында мұнай таза сумен диафрагмалы араластырғыш 9 -да араласады. Тазарту үшін су 65-70°С дейін қыздырылады. Тұзсыздалған және сусыздалған мұнай IIIекінші деңгейлі (11) электрлі дегидратордың жоғары бөлігі арқылы қондырғыдан шығарылады.

Деэмульгаторлар (көп жағдайда, ионсыз, мысалы, пропилен-гликолі бар пропилен және этиленоксидтерінің блоксополимерлері, оксиэтиленделген алкиламиндер және фенолдар, оксиэтиленген май қышқылдары) құрылымды-механикалық беріктілігі жоқ гидрофильді абсорбциялы қабатты түзе отырып, мұнайды судың беттік қабатынан ығыстырады. Электртұзсыздану қондырғысында суда еритін және мұнайда еритін деэмулыаторлар қолданады.

Суда еритін деэмульгаторларды 1-2% сулы ерітінділер түрінде қолданады. Суда ерімейтін деэмульгаторларды тауарлы түрде қолданады және мұнайға араластырусыз жібереді.

ЭЛТҚ құрғанда төменде көрсетілген параметрлер:

- температура;

- қысым;

- деэмульгатордың түрі және шығыны;

- электртұзсызданудың деңгейінің қабаты;

- электрдегидратордың құрылысы және мөлшері негізгіболып табылады.

Температура артқан сайын, мұнайдың тұтқырлығы кемиді, бұл қарсыласуды және қосылуды, су тамшыларының тұнуын жылдамдатады.

Екі деңгейлі электртұзсыздану процесінде шаюшы суды жіберудің екі: паралелльді және дәйекті түрдегі сызбанұсқасын қолданады.

Параллельді сызбанұсқада судың бір бөлігі электртұзсызданудың бірінші деңгейінің алдында, ал қалған мөлшері-екінші деңгейдің алдында жіберіледі. Дәйекті сызбанұсқа барысында шаюшы су тек екінші деңгейдің алдында жіберіледі, ал екінші деңгейдің суы бірінші деңгейге жіберіледі.

2-сурет. 1ЭГ160 көлденең электрлі дегидратордыңкөлденең қимасы:

1-шикізатты енгізуге арналған штуцер; 2 - төменгі коллектор; 3,4 -электрод; 5-жоғарғы коллектор; 6- тұзсыздалған мұнайдың шығарылуы; 7-өтпелі изолятор; 8- ілмелі изолятор

Бағыттау барысында келесі параметрлер сақталу керек:

- мұнай бойынша т/сағ. ЭЛТҚ -ның өндірістілігі;

-ЭЛТҚ алдында шикізаттың сапасы: мұнайда % мас. бойынша судың мөлшері және г/м³ бойынша тұздың мөлшері;

-шаюшы суда тұздың мөлшері 300 г/м³.

Электрдегидратор ЭЛТҚ - ның негізгі қондырғысы болыптабылады. ЭЛТҚқондырғысында горизонталь электрлі дегидраторлар кең қолданысқа ие болады.

Олар:

- жоғары меншікті өнімділік;

- электрқондырғысының аз мөлшері және жеңіл электрсызбанұсқасы;

- тұнудың жеңіл шарттары сияқты жетістіктерді иеленеді.

Шикі мұнай бойынша өнімділігі 240-480 м³/сағ. ІЭГ160 электрдегидратордыңкөлденең қимасы 2-суретте көрсетілген. Қондырғының көлемі 160 м³, диаметрі 3,4 м, ұзындығы 18,6 м (14-сурет). Кернеу электрдегидраторлардың электродтарына өтпелі айырғыш көмегімен жіберіледі. Қондырғының ішінде электродтар ілмелі айырғышпен ұсталады.

Өтпелі айырғыштарды жасау үшін эбонитті тығындарды және фторпластларды қолданады. Электродтарды эбонитті тартқыштарда шыны тізбекке іледі. Кернеуге (22-44 кВ) байланысты трансформатордың қуаттылығы 40-50 кВт құрайды. Бұл қондырғыларда электрэнергиясының шығыны өңделген мұнайдың 1000 м³ -на 2,5-5,0 кВт^.сағ. кұрайды.

ыға қарай,ал сұйықтық төменге қарай өтетін, ішінде қатынас қондырғы орнаған цилидрлі тік жабдықта - ректификациялы колоннада пеште қыздырылған мұнайды жеке фракцияларға бөлуде түйінделеді. Әр түрлі өлшемді және пішінді ректификациялы колонналар мұнай өңдеу зауыттарының барлық қондырғыларында қолданады, оларда тәрелке сандары 20-60 арасында болады.

дәріс. Мұнайдың әр түрлі қасиеттері бойынша жіктелуі

Мұнайдың химиялық құрамы бойынша классификациясы.Мұнай ең алғаш рет 1880 ж өндірілген. Мұнай – құрамында жүздеген компоненттер бар химиялық заттардың қоспасы. Ол судан жеңіл, ашық сары түстен қара қоңыр түске дейін болатын май тәріздес сұйықтық. Мұнай негізінен 82-87% көміртектен, 11-15% сутектен және өзара байланысқан әртүрлі көмірсутектерден (алкандардан, циклоалкандардан, арендерден) тұрады. Сонымен қатар аз мөлшерде азот 0,5-0.6%, оттек 1-2%, кұкірт 0.1-7% болады. Мұнай классификациясы мұнайды өңдеудің жағдайын таңдауға алдын ала өнім сапасы мен ассортиментін білуге мүмкіндік беретін база б.т. мұнайды шығару мен өңдеу өнеркәсіптік деңгейге көтерілгеннен бері, оның классификациясы бірнеше рет өзгеріп, толықтырылды. Химиялық классификация мұнайдың топтық құрамына негізделген ол бойынша: парафинді (Ембі, Қаражамбас, Жаңажол мұнайы), парафинді -нафтенді (Грозный), нафтенді – ароматты (Майкоп), парафинді-нафтенді-ароматты деп бөлінеді. Мұнайдың көмірсутекті бөлігінің құрамы: алкандар (50-70%), циклоалкандар (30-60%), оның ішінде моноциклді (циклопентан, циклогексан) көп, алкендер жоқ, алкандар мен циклоалкандармен салыстарғанда арендердің үлесі (15-20%) төмен. Мұнайдың органикалық бөлігінде көмірсутектермен қатар С,Н, О тің жоғ. молек. қосылыстары б.т. шайырлар мен асфальтендер, күкірт қосылыстары, нафтенді қышқылдар, фенолдар, азотты қосылыстар т.б. болады. Мұнай құрамындағы күкірттің мөлшеріне байланысты:

- Аз күкіртті (0.5%-ға дейін)

- Күкіртті (0.5-2.0%)

- Көп күкіртті (2.0%-дан жоғары).

Сонымен бірге мұнай құрамындағы парафиндерге байланысты:

- Аз парафинді (1.5%-ға дейін);

- Парафинді (1.5-6.0%)

- Жоғары парафинді (6.0%-дан жоғары) деп бөлінеді.

Өнеркәсіптік классификациясы мұнай тығыздығына негізделген. Ол бойынша мұнай 3 ке бөлінеді:

- Жеңіл (0.878 г/см3-тен төмен болса)

- Ауырлау(0.878-0.884 г/см3)

- Ауыр мұнай (0.884 г/см3-тен жоғары болса).

Мұнайдың технологиялық классификациясы.Мұнай ең алғаш рет 1880 ж өндірілген. Мұнай – құрамында жүздеген компоненттер бар химиялық заттардың қоспасы. Ол судан жеңіл, ашық сары түстен қара қоңыр түске дейін болатын май тәріздес сұйықтық. Мұнай негізінен 82-87% көміртектен, 11-15% сутектен және өзара байланысқан әртүрлі көмірсутектерден (алкандардан, циклоалкандардан, арендерден) тұрады. Сонымен қатар аз мөлшерде азот 0,5-0.6%, оттек 1-2%, кұкірт 0.1-7% болады.

Мұнай классификациясы мұнайды өңдеудің жағдайын таңдауға алдын ала өнім сапасы мен ассортиментін білуге мүмкіндік беретін база б.т. мұнайды шығару мен өңдеу өнеркәсіптік деңгейге көтерілгеннен бері, оның классификациясы бірнеше рет өзгеріп, толықтырылды.

Мұнайдың технологиялық классификациясы:

Күкірт мөлшері бойынша 3 класқа :

- Аз күкіртті (0.5%-ға дейін) І

- Күкіртті (0.51-2.0%) ІІ

- Көп күкіртті (2.0%-дан жоғары). ІІІ

Жеңіл май өнім шығымы бойынша типке:

- 45%-дан жоғары (Т1);

- 30-44.9% (Т2);

- 30%-дан кіші (Т3).

Базалық майлардың мөлшері бойынша топқа:

- 25%-тен жоғары М1

- 15-25% М2

- 15%-тен кіші М3

Тұтқырлық индексі бойынша:

- 85%-тен жоғары (И1)

- 40-85% (И2)

- 40%- тен кіші (И3)

Қатты парафиндердің мөлшері бойынша 3 түрге:

- Аз парафинді (1.5%-ға дейін)П1

- Парафинді (1.51-6.0%) П2

- Жоғары парафинді (6.0%-дан жоғары) П3 деп бөлінеді.

Қазіргі кезде мұнайды ГОСТ-51 858-2002 бойынша классификация бар. Бұл стандарт бойынша физ.хим.қасиеті, дайындық дәрежесі, құрамындағы күкірт сутек және жеңіл меркаптандардың мөлшеріне байланысты: класс, тип, топ, түрге бөлінеді. Мұнайдағы күкірт мөлшеріне байланысты: аз күкіртті (0.6%-ға дейін), күкіртті (0.61-1.8%), жоғары күкіртті (1.81-3.5%), ерекше жоғары күкіртті (3.5-тен жоғары) болып 4 класқа жіктеледі. Тығыздығына қарай әр фракция үшін әртүрлі типке бөлінеді. Мәселен 15C-тағы фракция үшін: Ерекше жеңіл (834.5кг/м3), жеңіл (834.6-854.4), орташа (854.5-874.4), ауыр (874.5-899.3), битумды (899.3-тен жоғары) болады.

Мұнай дайындалу дәрежесі бойынша үш топқа бөлінеді:

- 1-топ: судың массалық үлесі 0,5%-тен көп емес, хлорлы тұздардың концентрациясы 100мг/дм3.

- 2-топ: судың массалық үлесі 0,5%-тен көп емес, хлорлы тұздардың концентрациясы 300мг/дм3.

- 3-топ: судың массалық үлесі 1,0%-тен көп емес, хлорлы тұздардың концентрациясы 900мг/дм3.

Механикалық қоспалардың массалық үлестері үш топта да бірдей 0.05%- тен көп емес.

Мұнайдағы күкірт сутек пен жеңіл меркаптандардың массалық үлесі бойынша 3 түрге бөлінеді:

- 1-түр: күкіртсутектің массалық үлесі 20% ; метил мен этил меркаптандарының қосындысы 40%;

- 2-түр: күкіртсутектің массалық үлесі 50% ; метил мен этил меркаптандарының қосындысы 60%;

- 3-түр: күкіртсутектің массалық үлесі 100% ; метил мен этил меркаптандарының қосындысы 100%;