Campo di Yuzhno-priobskoye. Priobskoye nm - un giacimento petrolifero complesso ma promettente nel campo autonomo di Khanty-Mansi Okrug Priobskoye sulla mappa

Giacimento petrolifero di Priobskoye

§uno. Giacimento petrolifero di Priobskoye. ……………………………………
1.1. Proprietà e composizione dell'olio
1.2. Portata iniziale del pozzo
1.3. Tipi e ubicazione dei pozzi
1.4. Metodo di sollevamento dell'olio
1.5 Caratteristiche del collettore
1.6.LUNA, KIN
§ 2. Preparazione dell'olio per la lavorazione……………………………………….
§ 3. Raffinazione primaria del giacimento di Priobskoye……….
§quattro. Cracking catalitico…………………………………………………
§5.Reforming catalitico…………………………………………….
Elenco bibliografico…………………………………………………...

§1. Giacimento petrolifero di Priobskoye.

Priobskoe- il giacimento più grande della Siberia occidentale si trova amministrativamente nella regione di Khanty-Mansiysk a una distanza di 65 km da Khanty-Mansiysk e 200 km da Nefteyugansk. È diviso dal fiume Ob in due parti: riva sinistra e destra. Lo sviluppo della riva sinistra è iniziato nel 1988, la riva destra - nel 1999. Le riserve geologiche sono stimate in 5 miliardi di tonnellate. Le riserve accertate e recuperabili sono stimate in 2,4 miliardi di tonnellate. Inaugurato nel 1982. Depositi a una profondità di 2,3-2,6 km. La densità dell'olio è di 863-868 kg/m3 (il tipo di olio è medio, perché rientra nell'intervallo 851-885 kg/m3), il contenuto di paraffine è moderato (2,4-2,5%) e il il contenuto di zolfo è dell'1,2-1,3% (appartiene alla classe del petrolio sulfureo di classe 2 fornito alla raffineria secondo GOST 9965-76). Alla fine del 2005 c'erano 954 pozzi di produzione e 376 di iniezione nel campo. La produzione di petrolio nel giacimento di Priobskoye nel 2007 è stata di 40,2 milioni di tonnellate, di cui Rosneft - 32,77 e Gazprom Neft - 7,43 milioni di tonnellate. La composizione in microelementi del petrolio è una caratteristica importante di questo tipo di materia prima e trasporta varie informazioni geochimiche sull'età del petrolio, le condizioni di formazione, l'origine e le rotte migratorie ed è ampiamente utilizzata per identificare i giacimenti petroliferi, ottimizzare la strategia di ricerca dei giacimenti, separare la produzione di pozzi gestiti congiuntamente.

Tabella 1. Intervallo e valore medio del contenuto di microelementi dell'olio di Priobskaya (mg/kg)

Portata iniziale di funzionamento pozzi di petrolioè da 35 t/giorno. fino a 180 t/giorno. La posizione dei pozzi è raggruppata. Fattore di recupero dell'olio 0,35.

Un cluster di pozzi è una tale disposizione quando le bocche sono vicine l'una all'altra sulla stessa piattaforma tecnologica e il fondo dei pozzi si trova nei nodi della griglia di sviluppo del giacimento.

Attualmente, la maggior parte dei pozzi di produzione sono perforati in cluster. Ciò è spiegato dal fatto che la perforazione a grappolo di giacimenti può ridurre significativamente le dimensioni delle aree occupate dalla perforazione e quindi da pozzi di produzione, strade, linee elettriche e gasdotti.

Questo vantaggio è di particolare importanza nella costruzione e gestione di pozzi su terreni fertili, nelle riserve naturali, nella tundra, dove lo strato superficiale disturbato della terra viene ripristinato dopo diversi decenni, in zone paludose, che complicano e aumentano notevolmente i costi dei lavori di costruzione e installazione di strutture di perforazione e operative. La perforazione a tampone è necessaria anche quando è necessario aprire giacimenti petroliferi sotto strutture industriali e civili, sotto il fondo di fiumi e laghi, sotto la zona della piattaforma dalla riva e dai cavalcavia. Un posto speciale è occupato dalla costruzione di pozzi a grappolo sul territorio di Tyumen, Tomsk e altre regioni della Siberia occidentale, che ha permesso di realizzare con successo la costruzione di pozzi di petrolio e gas su isole di riempimento in una remota, paludosa e popolata regione.

La posizione dei pozzi nel pozzo dipende dalle condizioni del terreno e dai mezzi di comunicazione proposti tra il pozzo e la base. I cespugli che non sono collegati da strade permanenti alla base sono considerati locali. In alcuni casi, i cespugli possono essere basilari quando si trovano sulle autostrade. Sui pozzi locali, di norma, sono disposti a forma di ventaglio in tutte le direzioni, il che consente di avere il numero massimo di pozzetti su un pozzo.

Foratura e equipaggiamento ausiliarioè montato in modo tale che quando l'impianto viene spostato da un pozzo all'altro, le pompe di perforazione, i pozzi di ricezione e parte delle attrezzature per la pulizia, il trattamento chimico e la preparazione del liquido di lavaggio rimangano fermi fino al completamento della costruzione di tutti ( o parte) dei pozzi su questo pad.

Il numero di pozzi in un cluster può variare da 2 a 20-30 o più. Inoltre, maggiore è il numero di pozzi nel pad, maggiore è la deviazione dei fondi dalle teste pozzo, la lunghezza del pozzo aumenta, la lunghezza del pozzo aumenta, il che porta ad un aumento del costo della perforazione del pozzo. Inoltre, c'è il pericolo di incontrare tronchi. Pertanto, diventa necessario calcolare il numero richiesto di pozzi in un cluster.

Un metodo di pompaggio profondo per la produzione di petrolio è un metodo in cui il liquido viene sollevato da un pozzo alla superficie utilizzando vari tipi di unità di pompaggio a stelo e senza stelo.
Nel campo di Priobskoye vengono utilizzate pompe centrifughe elettriche: una pompa per pozzi profondi senza stelo, costituita da una pompa centrifuga multistadio (50-600 stadi) situata verticalmente su un albero comune, un motore elettrico (un motore elettrico asincrono riempito di olio) e un protettore che serve a proteggere il motore elettrico dall'ingresso di liquidi al suo interno. Il motore è alimentato da un cavo armato, che viene abbassato insieme ai tubi della pompa. La frequenza di rotazione dell'albero motore è di circa 3000 giri/min. La pompa è controllata in superficie per mezzo di una stazione di controllo. Le prestazioni dell'elettropompa centrifuga variano da 10 a 1000 m3 di liquido al giorno con un rendimento del 30-50%.

L'installazione di una pompa centrifuga elettrica comprende apparecchiature sotterranee e di superficie.
L'installazione di un'elettropompa centrifuga downhole (ESP) prevede solo una stazione di controllo con trasformatore di potenza sulla superficie del pozzo ed è caratterizzata dalla presenza di alta tensione nel cavo di alimentazione calato nel pozzo insieme alla tubazione. I pozzi ad alta produttività con un'elevata pressione di giacimento sono azionati da unità di pompe centrifughe elettriche.

Il campo è remoto, di difficile accesso, l'80% del territorio si trova nella pianura alluvionale del fiume Ob ed è allagato durante il periodo dell'alluvione. Il campo è caratterizzato da una struttura geologica complessa - una struttura complessa di corpi sabbiosi in termini di area e sezione, gli strati sono debolmente collegati idrodinamicamente. I bacini delle formazioni produttive sono caratterizzati da:

Bassa permeabilità;

grana bassa;

Aumento del contenuto di argilla;

Alta dissezione.

Il campo di Priobskoye è caratterizzato da una complessa struttura di orizzonti produttivi sia in termini di area che di sezione. I serbatoi degli orizzonti AC10 e AC11 sono di media e bassa produttività, e AC12 sono anormalmente scarsamente produttivi. Le caratteristiche geologiche e fisiche degli strati produttivi del campo indicano l'impossibilità di sviluppare il campo senza influenzarne attivamente gli strati produttivi e senza ricorrere a metodi di intensificazione della produzione. Ciò conferma l'esperienza di sviluppo del comparto operativo della parte di sponda sinistra.

Le principali caratteristiche geologiche e fisiche del campo di Priobskoye per valutare l'applicabilità di vari metodi di impatto sono:

1) profondità degli strati produttivi - 2400-2600 m,

2) i depositi sono protetti litologicamente, il regime naturale è elastico, chiuso,

3) lo spessore degli strati AC 10, AC 11 e AC 12, rispettivamente fino a 20,6, 42,6 e 40,6 m.

4) pressione iniziale del giacimento - 23,5-25 MPa,

5) temperatura di formazione - 88-90°С,

6) bassa permeabilità dei giacimenti, valori medi secondo i risultati

7) elevata eterogeneità laterale e verticale delle formazioni,

8) viscosità dell'olio di giacimento - 1,4-1,6 mPa*s,

9) pressione di saturazione dell'olio 9-11 MPa,

10) olio della serie naftenica, paraffinico e basso resinoso.

Confrontando i dati presentati con i criteri noti per l'uso efficace dei metodi di stimolazione del giacimento, si può notare che, anche senza un'analisi dettagliata, i metodi di cui sopra per il campo di Priobskoye possono essere esclusi da quanto sopra: metodi termici e allagamento polimerico (come un metodo di spostamento dell'olio dai giacimenti). I metodi termici sono utilizzati per serbatoi con oli ad alta viscosità e a profondità fino a 1500-1700 m. alte temperature vengono utilizzati costosi polimeri speciali).

L'esperienza nello sviluppo di campi nazionali ed esteri mostra che l'allagamento è un metodo abbastanza efficace per influenzare i serbatoi a bassa permeabilità con il rigoroso rispetto dei requisiti necessari per la tecnologia della sua implementazione. Tra i principali motivi che causano una diminuzione dell'efficienza dell'allagamento delle formazioni a bassa permeabilità ci sono:

Deterioramento delle proprietà di filtrazione delle rocce dovuto a:

Rigonfiamento delle componenti argillose della roccia a contatto con l'acqua iniettata,

Intasamento del collettore con impurità meccaniche fini nell'acqua iniettata,

Precipitazione dei depositi di sale nel mezzo poroso del collettore durante l'interazione chimica dell'acqua iniettata e di formazione,

Riduzione della copertura del giacimento per allagamento dovuto alla formazione di fessure attorno ai pozzi di iniezione - rottura e loro propagazione in profondità

Significativa sensibilità alla natura della bagnabilità delle rocce da parte dell'agente iniettato Significativa riduzione della permeabilità del giacimento dovuta alla precipitazione della paraffina.

La manifestazione di tutti questi fenomeni nei serbatoi a bassa permeabilità provoca conseguenze più significative rispetto alle rocce ad alta permeabilità.

Per eliminare l'influenza di questi fattori sul processo di allagamento, è opportuno soluzioni tecnologiche: griglie ottimali di pozzi e modalità tecnologiche di funzionamento dei pozzi, iniezione di acqua del tipo e della composizione richiesti nei serbatoi, il suo appropriato trattamento meccanico, chimico e biologico, nonché l'aggiunta di componenti speciali all'acqua.

Per il campo di Priobskoye, le inondazioni dovrebbero essere considerate il principale metodo di trattamento.

L'uso di soluzioni tensioattive sul campo è stato rifiutato, principalmente a causa della bassa efficienza di questi reagenti nei serbatoi a bassa permeabilità.

Per il campo di Priobskoye, le inondazioni alcaline non possono essere raccomandate per i seguenti motivi:

Il principale è il contenuto di argilla strutturale e stratificata predominante dei serbatoi. Gli aggregati argillosi sono rappresentati da caolinite, clorite e idromica. L'interazione degli alcali con il materiale argilloso può portare non solo al rigonfiamento dell'argilla, ma anche alla distruzione della roccia. Una soluzione alcalina a bassa concentrazione aumenta il coefficiente di rigonfiamento delle argille di 1,1-1,3 volte e riduce la permeabilità della roccia di 1,5-2 volte rispetto all'acqua dolce, che è fondamentale per i serbatoi a bassa permeabilità del campo di Priobskoye. L'uso di soluzioni ad alta concentrazione (riducendo il rigonfiamento delle argille) attiva il processo di distruzione della roccia.

La tecnologia preferita dai petrolieri russi è la fratturazione idraulica: il fluido viene pompato nel pozzo sotto pressione fino a 650 atm. a formare crepe nella roccia. Le crepe vengono riparate con sabbia artificiale (proppant): non consente loro di chiudersi. Attraverso di loro, l'olio filtra nel pozzo. Secondo LLC SibNIINP, la fratturazione idraulica porta ad un aumento dell'afflusso di petrolio nei giacimenti della Siberia occidentale da 1,8 a 19 volte.

Allo stato attuale, le società produttrici di petrolio, che svolgono attività geologiche e tecniche, si limitano principalmente all'utilizzo di tecnologie standard di fratturazione idraulica (HF) utilizzando una soluzione acquosa gelificata a base di polimeri. Queste soluzioni, oltre ai fluidi uccisioni, nonché ai fluidi di perforazione, provocano danni significativi alla formazione e alla frattura stessa, che riduce notevolmente la conduttività residua delle fratture e, di conseguenza, la produzione di petrolio. L'intasamento della formazione e della frattura è di particolare importanza nei campi con una pressione di formazione di corrente inferiore all'80% di quella iniziale.

Dalle tecnologie utilizzate per risolvere questo problema si distinguono le tecnologie che utilizzano una miscela di liquido e gas:

Liquidi schiumati (ad esempio nitrurati) con un contenuto di gas inferiore al 52% del volume totale della miscela;

Fratturazione idraulica della schiuma - oltre il 52% del gas.

Dopo aver esaminato le tecnologie disponibili sul mercato russo e i risultati della loro implementazione, gli specialisti di Gazpromneft-Khantos LLC hanno scelto la fratturazione della schiuma e hanno offerto a Schlumberger di condurre un lavoro pilota (PW). Sulla base dei loro risultati, è stata effettuata una valutazione dell'efficacia della fratturazione idraulica della schiuma nel campo di Priobskoye. La fratturazione della schiuma, come la fratturazione convenzionale, ha lo scopo di creare una frattura nel giacimento, la cui elevata conduttività garantisce il flusso di idrocarburi verso il pozzo. Tuttavia, durante la fratturazione della schiuma, a causa della sostituzione (in media del 60% del volume) di una parte della soluzione acquosa gelificata con gas compresso (azoto o anidride carbonica), la permeabilità e la conducibilità delle fratture aumentano notevolmente e, come risultato, il grado di danno alla formazione è minimo. Nella pratica mondiale, la massima efficienza nell'utilizzo di fluidi schiumosi per la fratturazione idraulica è già stata notata nei pozzi in cui l'energia del giacimento non è sufficiente per spingere il fluido di fratturazione idraulica esaurito nel pozzo durante il suo sviluppo. Questo vale sia per i pozzi nuovi che per quelli esistenti. Ad esempio, in pozzi selezionati del campo di Priobskoye, la pressione del giacimento è scesa al 50% dell'originale. Durante la fratturazione della schiuma, il gas compresso che è stato iniettato come parte della schiuma aiuta a spremere il fluido esaurito fuori dalla formazione, aumentando il volume del fluido esaurito e riducendo il tempo

bene lo sviluppo. Per il lavoro nel campo di Priobskoye, l'azoto è stato scelto come gas più versatile:

Ampiamente usato nello sviluppo di pozzi con tubi a spirale;

Inerte;

Compatibile con fluidi di fratturazione idraulica.

Dopo il completamento dei lavori, il completamento del pozzo, che fa parte del servizio "schiuma", è stato eseguito da Schlumberger. Una caratteristica del progetto è stata l'attuazione di un lavoro pilota non solo nel nuovo, ma anche nel pozzo esistente, in serbatoi con fratture idrauliche esistenti dai primi lavori, la cosiddetta rifratturazione. Come fase liquida della miscela di schiuma è stato scelto un sistema polimerico reticolato. La miscela di schiuma risultante aiuta con successo a risolvere i problemi di conservazione delle proprietà del premio

zona di combattimento. La concentrazione di polimero nel sistema è di soli 7 kg/t di proppante, per confronto, nei pozzetti dell'ambiente più vicino - 11,8 kg/t.

Allo stato attuale, possiamo notare la riuscita implementazione della fratturazione idraulica della schiuma utilizzando l'azoto nei pozzi delle formazioni AC10 e AC12 del campo di Priobskoye. Particolare attenzione è stata riservata all'intervento nel pozzo esistente, poiché ripetute fratture idrauliche consentono di coinvolgere nello sviluppo nuovi strati e interfalde che non sono stati interessati dallo sviluppo in precedenza. Per analizzare l'efficacia della fratturazione idraulica con schiuma, i loro risultati sono stati confrontati con i risultati ottenuti dai pozzi vicini in cui è stata eseguita la fratturazione idraulica convenzionale. I serbatoi avevano lo stesso spessore saturo di olio. La portata effettiva di liquido e olio nei pozzi dopo la fratturazione idraulica della schiuma a una pressione media di aspirazione della pompa di 5 MPa ha superato la portata dei pozzi vicini rispettivamente del 20 e del 50%. Tuttavia, la pressione di esercizio del fondo pozzo prima della pompa nei pozzi dopo la fratturazione idraulica della schiuma è in media 8,9 MPa, nei pozzi circostanti - 5,9 MPa. Il ricalcolo del potenziale del pozzo per pressione equivalente consente di valutare l'effetto della fratturazione idraulica della schiuma.

Il lavoro pilota con fratturazione idraulica con schiuma in cinque pozzi del campo di Priobskoye ha mostrato l'efficacia del metodo sia nel pozzo esistente che nel nuovo pozzo. Una maggiore pressione di aspirazione della pompa nei pozzi dopo l'uso di miscele di schiuma indica la formazione di fratture ad alta conduttività a causa della fratturazione idraulica della schiuma, che fornisce ulteriore produzione di petrolio dai pozzi.

Attualmente, lo sviluppo della parte settentrionale del campo è svolto da LLC RN-Yuganskneftegaz, di proprietà di Rosneft, e la parte meridionale da LLC Gazpromneft-Khantos, di proprietà di Gazprom Neft.

Per decisione del governatore del KhMAO, al campo è stato conferito lo status di "Territorio di una procedura speciale per l'uso del sottosuolo", che ha determinato l'atteggiamento speciale dei petrolieri nei confronti dello sviluppo del campo di Priobskoye. L'inaccessibilità delle riserve, la fragilità dell'ecosistema del giacimento, ha portato all'utilizzo delle più recenti tecnologie ambientali. Il 60% del territorio del campo di Priobskoye si trova nella parte allagata della pianura alluvionale del fiume Ob; le tecnologie ecocompatibili sono utilizzate nella costruzione di pozzi, oleodotti a pressione e attraversamenti sottomarini.

Oggetti del sito situati sul territorio del deposito:

Stazioni di pompaggio booster - 3

Stazione di pompaggio multifase Sulzer - 1

· Stazioni di pompaggio a grappolo per pompare l'agente di lavoro nella formazione - 10

Stazioni di pompaggio galleggianti - 4

Officine di preparazione e pompaggio dell'olio - 2

Unità di separazione dell'olio (USN) - 1

Nel maggio 2001, l'esclusiva stazione di pompaggio multifase di Sulzer è stata installata presso il pad 201 sulla riva destra del campo di Priobskoye. Ciascuna pompa dell'impianto è in grado di pompare 3,5 mila metri cubi di liquido all'ora. Il complesso è servito da un operatore, tutti i dati ei parametri sono visualizzati sul monitor di un computer. La stazione è l'unica in Russia.

La stazione di pompaggio olandese "Rosskor" è stata attrezzata nel campo di Priobskoye nel 2000. È progettato per il pompaggio intrafield di fluido multifase senza l'uso di torce (per evitare il gas flaring associato nella pianura alluvionale del fiume Ob).

L'impianto di lavorazione dei detriti di perforazione sulla riva destra del campo di Priobskoye produce mattoni di silicato, che viene utilizzato come materiale da costruzione per la costruzione di strade, fondazioni di pad, ecc. Per risolvere il problema dell'utilizzo del gas associato prodotto nel giacimento di Priobskoye, Campo di Prirazlomnoye la prima centrale a turbina a gas a Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug è stata costruita per fornire elettricità ai campi di Priobskoye e Prirazlomnoye.

La linea di trasmissione di potenza costruita attraverso l'Ob non ha analoghi, la cui campata è di 1020 m e il diametro del filo appositamente realizzato nel Regno Unito è di 50 mm.

§ 2. Preparazione dell'olio per la lavorazione

Il petrolio greggio estratto dai pozzi contiene gas associati (50-100 m 3 /t), acqua di formazione (200-300 kg/t) e sali minerali disciolti in acqua (10-15 kg/t), che influiscono negativamente su trasporto, stoccaggio e successiva elaborazione. Pertanto, la preparazione dell'olio per la lavorazione comprende necessariamente le seguenti operazioni:

Rimozione dei gas associati (disciolti in olio) o stabilizzazione dell'olio;

dissalazione dell'olio;

Disidratazione (disidratazione) dell'olio.

Stabilizzazione dell'olio - crudo olio di priobskaja contiene una quantità significativa di idrocarburi leggeri disciolti in esso. Durante il trasporto e lo stoccaggio dell'olio, possono essere rilasciati, a seguito dei quali la composizione dell'olio cambierà. Per evitare la perdita di gas e con esso frazioni di benzina leggera e per prevenire l'inquinamento atmosferico, questi prodotti devono essere estratti dal petrolio prima di essere lavorati. Viene chiamato un processo simile di separazione degli idrocarburi leggeri dal petrolio sotto forma di gas associato stabilizzazione olio. La stabilizzazione dell'olio nel giacimento di Priobskoye viene effettuata con il metodo di separazione direttamente nell'area della sua produzione presso le unità di dosaggio.

Il gas associato viene separato dall'olio mediante separazione a più stadi in separatori di gas, in cui la pressione e la portata dell'olio vengono successivamente ridotte. Di conseguenza, si verifica il desorbimento dei gas, insieme al quale gli idrocarburi liquidi volatili vengono rimossi e quindi condensati, formando "condensato di gas". Con il metodo di stabilizzazione della separazione, nell'olio rimane fino al 2% di idrocarburi.

Dissalazione e disidratazione olio- la rimozione dei sali e dell'acqua dal petrolio avviene negli impianti di trattamento del petrolio in giacimento e direttamente nelle raffinerie di petrolio (raffinerie).

Consideriamo il dispositivo degli impianti di elettrosallatura.

L'olio dal serbatoio di alimentazione 1 con l'aggiunta di un demulsionante e una debole soluzione alcalina o soda passa attraverso lo scambiatore di calore 2, viene riscaldato nel riscaldatore 3 ed entra nel miscelatore 4, in cui viene aggiunta acqua all'olio. L'emulsione risultante passa successivamente attraverso disidratatori elettrici 5 e 6, in cui la maggior parte dell'acqua e dei sali in essa disciolti vengono separati dall'olio, per cui il loro contenuto viene ridotto di 8-10 volte. L'olio dissalato passa attraverso lo scambiatore di calore 2 e, dopo il raffreddamento nel frigorifero 7, entra nel collettore 8. L'acqua separata nei disidratatori elettrici si deposita nel disoleatore 9 e viene inviata alla depurazione, e l'olio separato viene aggiunto alla olio fornito alla CDU.

I processi di desalinizzazione e disidratazione dell'olio sono associati alla necessità di rompere le emulsioni che l'acqua forma con l'olio. Allo stesso tempo, le emulsioni di origine naturale, formatesi durante il processo di produzione dell'olio, vengono distrutte nei campi e le emulsioni artificiali ottenute da ripetuti lavaggi dell'olio con acqua per rimuoverne i sali vengono distrutte nell'impianto. Dopo il trattamento, il contenuto di acqua e cloruri metallici nell'olio viene ridotto al primo stadio rispettivamente a 0,5-1,0% e 100-1800 mg/l e al secondo stadio a 0,05-0,1% e 3-5 mg/l , rispettivamente. l.

Per accelerare il processo di rottura delle emulsioni, è necessario sottoporre l'olio ad altre misure di influenza volte a ingrossare le goccioline d'acqua, aumentare la differenza di densità e ridurre la viscosità dell'olio.

Nell'olio Ob viene utilizzata l'introduzione di una sostanza (demulsionante) nell'olio, grazie alla quale viene facilitata la separazione dell'emulsione.

E per la dissalazione dell'olio, l'olio viene lavato con acqua dolce fresca, che non solo lava via i sali, ma ha anche un effetto idromeccanico sull'emulsione.

§ 3. Raffinazione primaria del giacimento di Priobskoye

L'olio è una miscela di migliaia di sostanze diverse. La composizione completa degli oli anche oggi, quando sono disponibili i più sofisticati mezzi di analisi e controllo: cromatografia, risonanza magnetica nucleare, microscopi elettronici - lontano da tutte queste sostanze sono completamente determinate. Ma, nonostante il fatto che la composizione dell'olio includa quasi tutti gli elementi chimici della tabella D.I. Mendeleev, la sua base è ancora organica e consiste in una miscela di idrocarburi di vari gruppi che differiscono l'uno dall'altro nelle loro proprietà chimiche e fisiche. Indipendentemente dalla complessità e dalla composizione, la raffinazione dell'olio inizia con la distillazione primaria. Solitamente, la distillazione viene eseguita in due fasi - con una leggera sovrappressione prossima a quella atmosferica e sotto vuoto, mentre si utilizzano forni tubolari per riscaldare le materie prime. Pertanto, gli impianti per la raffinazione del petrolio primario sono chiamati AVT - tubolari a vuoto atmosferico.

Gli oli del giacimento di Priobskoye hanno un contenuto potenzialmente elevato di frazioni petrolifere, pertanto la raffinazione primaria del petrolio viene effettuata in base al bilancio olio combustibile e viene effettuata in tre fasi:

Distillazione atmosferica per ottenere frazioni combustibili e olio combustibile

Distillazione sottovuoto di olio combustibile per ottenere frazioni di olio ristrette e catrame

Distillazione sottovuoto di una miscela di olio combustibile e catrame per ottenere un'ampia frazione di olio e un residuo pesante utilizzato per la produzione di bitume.

La distillazione dell'olio di Priobskaya viene effettuata in unità tubolari atmosferiche secondo lo schema con evaporazione singola, ad es. con una colonna di distillazione complessa con sezioni di stripping laterali - questo è il più vantaggioso dal punto di vista energetico, perché L'olio di Priobskaya soddisfa pienamente i requisiti quando si utilizza tale installazione: un contenuto di benzina relativamente basso (12-15%) e la resa delle frazioni fino a 350 0 С non supera il 45%.

Il petrolio greggio, riscaldato da flussi caldi nello scambiatore di calore 2, viene inviato al disidratatore elettrico 3. Da lì, l'olio dissalato viene pompato attraverso lo scambiatore di calore 4 al forno 5 e quindi alla colonna di distillazione 6, dove viene evaporato una volta e separato nella necessaria frazioni. Nel caso dell'olio dissalato, negli schemi degli impianti non è presente un disidratatore elettrico.

Con un alto contenuto di gas disciolto e frazioni bassobollenti nell'olio, la sua lavorazione secondo un tale schema di evaporazione singola senza evaporazione preliminare è difficile, poiché si crea una maggiore pressione nella pompa di alimentazione e in tutti i dispositivi situati nel circuito a monte di la fornace. Inoltre, ciò aumenta il carico del forno e della colonna di distillazione.

Lo scopo principale della distillazione sotto vuoto dell'olio combustibile è ottenere un'ampia frazione (350 - 550 0С e oltre) - materie prime per processi catalitici e distillati per la produzione di oli e paraffine.

L'olio combustibile viene pompato da una pompa attraverso un sistema di scambiatori di calore in un forno tubolare, dove viene riscaldato a 350°-375°, ed entra in una colonna di distillazione sotto vuoto. Il vuoto nella colonna è creato da eiettori a getto di vapore (pressione residua 40-50 mm). Il vapore acqueo viene immesso nella parte inferiore della colonna. I distillati d'olio vengono prelevati da diverse piastre della colonna, passano attraverso scambiatori di calore e refrigeratori. Dal fondo della colonna viene scaricato il resto: catrame.

Le frazioni di olio isolate dall'olio vengono purificate con soluzioni selettive - fenolo o furfurolo per rimuovere alcune delle sostanze resinose, quindi decerate utilizzando una miscela di metiletilchetone o acetone con toluene per abbassare il punto di scorrimento dell'olio. La lavorazione delle frazioni oleose è completata dal post-trattamento con argille decoloranti. L'ultima tecnologia gli oli sono prodotti utilizzando processi di idrotrattamento al posto delle argille.

Bilancio materiale della distillazione atmosferica dell'olio Ob:

§4. Cracking catalitico

Il cracking catalitico è il processo di raffinazione del petrolio più importante, che influisce in modo significativo sull'efficienza della raffineria nel suo insieme. L'essenza del processo sta nella decomposizione degli idrocarburi che fanno parte della materia prima (gasolio sotto vuoto) sotto l'influenza della temperatura in presenza di un catalizzatore di alluminosilicato contenente zeolite. Il prodotto target dell'unità KK è un componente ad alto numero di ottano della benzina con un numero di ottano di 90 punti o più, la sua resa va dal 50 al 65%, a seconda delle materie prime utilizzate, della tecnologia e del regime utilizzato. L'alto numero di ottano è dovuto al fatto che l'isomerizzazione si verifica anche durante il cracking catalitico. Il processo produce gas contenenti propilene e butileni, che vengono utilizzati come materie prime per i prodotti petrolchimici e la produzione di componenti di benzina ad alto numero di ottano, gasolio leggero - un componente del diesel e combustibili per riscaldamento, e gasolio pesante - una materia prima per la produzione di fuliggine o un componente degli oli combustibili.
La capacità media degli impianti moderni va da 1,5 a 2,5 milioni di tonnellate, tuttavia sono presenti impianti con una capacità di 4,0 milioni di tonnellate negli stabilimenti delle principali aziende mondiali.
La sezione chiave dell'impianto è l'unità reattore-rigeneratore. L'unità comprende un forno per il riscaldamento delle materie prime, un reattore in cui avvengono direttamente le reazioni di cracking e un rigeneratore di catalizzatore. Lo scopo del rigeneratore è bruciare il coke formatosi durante il cracking e depositato sulla superficie del catalizzatore. Il reattore, il rigeneratore e l'unità di ingresso della carica sono collegati da tubazioni attraverso le quali circola il catalizzatore.
La capacità di cracking catalitico nelle raffinerie russe è attualmente chiaramente insufficiente ed è attraverso l'introduzione di nuove unità che si risolve il problema della prevista carenza di benzina.

§ 4. Reforming catalitico

Lo sviluppo della produzione di benzina è associato al desiderio di migliorare la principale proprietà operativa del carburante: la resistenza alla detonazione della benzina, stimata dal numero di ottani.

Il reforming viene utilizzato per ottenere contemporaneamente un componente base ad alto numero di ottani di benzine per motori, idrocarburi aromatici e gas contenenti idrogeno.

Per l'olio di Priobskoy, il reforming viene eseguito sulla frazione che evapora nell'intervallo 85-180 0 C e un aumento della fine del punto di ebollizione favorisce la formazione di coke ed è quindi indesiderabile.

Preparazione della materia prima di reforming - rettifica per separare le frazioni, idrotrattamento per rimuovere le impurità (azoto, zolfo, ecc.) che avvelenano i catalizzatori di processo.

Il processo di reforming utilizza catalizzatori al platino. L'alto costo del platino predeterminava il suo basso contenuto nei catalizzatori da reforming industriale e, di conseguenza, la necessità di un suo uso efficiente. Ciò è facilitato dall'uso dell'allumina come supporto, da tempo noto come il miglior supporto per i catalizzatori di aromatizzazione.

Era importante trasformare il catalizzatore allumina-platino in un catalizzatore di reforming bifunzionale, sul quale sarebbe proceduto l'intero complesso delle reazioni. Per fare ciò, è stato necessario conferire al supporto le necessarie proprietà acide, ottenute trattando l'allumina con cloro.

Il vantaggio di un catalizzatore clorurato è la capacità di controllare il contenuto di cloro nei catalizzatori, e quindi la loro acidità, direttamente in condizioni operative.

Con il passaggio dei riformatori esistenti ai catalizzatori polimetallici, gli indicatori di prestazione sono aumentati, perché. il loro costo è inferiore, la loro elevata stabilità consente di eseguire il processo a una pressione inferiore senza timore di coke. Durante il reforming su catalizzatori polimetallici, il contenuto dei seguenti elementi nella materia prima non deve superare 1 mg/kg di zolfo, 1,5 mg/kg di nichel e 3 mg/kg di acqua. In termini di nichel, l'olio di Priobskaya non è adatto per catalizzatori polimetallici, pertanto nel reforming vengono utilizzati catalizzatori alluminio-platino.

Il bilancio materiale tipico della frazione di reforming è 85-180 °C a una pressione di 3 MPa.

Elenco bibliografico

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Deposito passaporto Anno di compilazione - 2013