X Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2018

Снижение запасов и объемов добычи маловязких, так называемых «легких» нефтей во многих нефтедобывающих регионах мира, в том числе и российских, вызывает необходимость вовлечения в хозяйственный оборот нетрадиционных, сравнительно новых для нефтепереработки источников углеводородного сырья, в первую очередь – тяжелых нефтей и природных битумов.

Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по запасам тяжелых углеводородных ресурсов, которые, по различным оценкам, составляют 6,3-13,4 млрд. тонн.

Возрастающая доля тяжелых нефтей в общем объеме мировой нефтедобычи, а также необходимость увеличения объемов производства нефтепродуктов обусловливают создание новых способов переработки такого сырья. Эти процессы должны быть направлены на увеличение выхода дистиллятных фракций для последующего производства моторных топлив и масел.

Одной из причин трудности переработки тяжелого нефтяного сырья, является высокое содержание в них высокомолекулярных соединений – смол, асфальтенов и карбоидов, в молекулах которых концентрируется большая часть гетероатомов, присутствующих в исходном сырье.

Тяжелую нефть в ее природном состоянии невозможно выкачивать обычными методами. В большинстве случаев для того, чтобы обеспечить течение горючей жидкости подобного типа по трубопроводу или поступление ее в скважину, необходимо провести ее предварительное растворение или нагревание [1].

Количество смол и асфальтенов в тяжелых нефтях и нефтяных остатках определяет свойства и их дисперсионной среды, и диспергированной фазы, а также агрегативную устойчивость сырья в условиях термолиза. Эти соединения имеют высокую молекулярную массу, склонны к конденсации и образованию кокса при переработке, дезактивируют катализаторы. С помощью каталитических технологий сложно увеличить глубину переработки, потому что высокомолекулярные компоненты тяжелых нефтей и нефтяных остатков закоксовывают поверхность любого катализатора. В связи с этим, получение из тяжелых нефтей и нефтяных остатков более легкой «синтетической» нефти с уменьшенным содержанием смол и асфальтенов, гетеросоединений является одной из важнейших задач нефтепереработки. Для углубления переработки тяжелого нефтяного сырья предлагаются различные подходы с использованием термических, каталитических процессов, и нетрадиционных методов [2].

Российская классификация нефтей, подготовленных к транспортированию по магистральным нефтепроводам и наливным транспортом, разделяет нефть по плотности на пять типов:

1) особо легкая;

2) легкая;

3) средняя;

4) тяжелая;

5) битуминозная.

К тяжелым нефтям (ТН) относят нефти с плотностью более 870 кг/м3, к битуминозным нефтям (БН) – с плотность более 895 кг/м3. Квалификация сверхтяжелых нефтей не определена. Американский нефтяной институт классифицирует тяжелые нефти по плотностям с более высокими показателями:

1) тяжелые нефти (ТН): плотностью 20–14 °API (934–972 кг/м3);

2) сверхтяжелые нефти (СТН): плотностью 14–10 °API (972–1000 кг/м3);

3) природные битумы (ПБ): плотностью 1000 кг/м3).

В отечественной научно-исследовательской нефтяной практике до настоящего момента еще не сложилась терминология относительно квалификации и технологических манипуляций с тяжелыми нефтями.

Рассмотрим терминологию более определенно:

«Облагораживание» – термин, относящийся в целом к химическим реакциям, технологическим процессам и способам понижения удельной плотности обрабатываемой нефти, путем перевода тяжелых углеводородов в облегченные дистиллятные фракции. Термин не является ограничительным конкретным значением плотности или диапазоном значений плотностей облагораживаемой нефти.

«Синтетическая нефть» (СН) – облегченная (ОСН), маловязкая, не содержащая недистиллируемых остатков, технологически полученная в процессе(ах) облагораживая тяжелой нефти, с выделением тяжелых остатков в виде отдельной фазы. Свойства СН зависят от технологического способа их производства. Плотность синтетической нефти, как правило, должна классифицироваться как легкие или средние нефти, т.е. должна быть менее 850 кг/м3 или менее 870 кг/м3. Недистиллируемый остаток от тяжелой нефти выводится в виде полупродукта или подвергается дальнейшей технологической переработке.

«Полусинтетическая нефть» (ПСН) – облегченная, маловязкая, содержащая недистиллирумые остатки, технологически полученная в процессе(ах) облагораживания тяжелой нефти, без отдельного выделения тяжелых остатков, т.е. по безостаточной технологии. Чаще всего смесь дистиллятных и остаточных фракций называют ПСН. «БСН» – битумный завод синтетической нефти, – технологический комплекс процессов облагораживания природных битумов (тяжелых нефтей) в синтетическую или полусинтетическую нефть.

«УПТН» – установка переработки тяжелой нефти, – технологический комплекс процессов облагораживания тяжелых нефтей на получение облегченной синтетической или полусинтетической нефти. В классификации тяжелых нефтей, СН и ПСН помимо плотности целесообразно выделять и содержание в них дистиллируемых фракций, поскольку именно их потенциал определяет коммерческую ценность нефти [1].

В России тяжелые нефти относят к альтернативным источникам углеводородного сырья, поскольку они отличаются от обычных нефтей не только повышенной плотностью, но и компонентным составом. Кроме углеводородов тяжелые нефти содержат нафтеновые кислоты, сульфокислоты, простые и сложные эфиры, а также редкие цветные металлы в кондиционных концентрациях.

Ванадий и никель, извлекаемые из тяжелой высоковязкой нефти, качественно превосходят аналоги, получаемые из руды. Поэтому развитые страны предпочитают использовать именно «нефтяной» металл в инновационных технологиях, где требуется более высокая чистота, чем в литейном производстве.

В тяжелых высоковязких нефтях содержатся и такие уникальные компоненты, как нафтеновые кислоты, сульфокислоты, простые и сложные эфиры, которые можно извлечь при переработке по специальной схеме. Стоимость этих компонентов в объеме товарной продукции, получаемой в результате переработки, может превосходить стоимость нефтепродуктов.

Создание новых эффективных технологий подготовки и переработки тяжелого нетрадиционного углеводородного сырья является актуальной задачей, решение которой позволит значительно улучшить воспроизводство сырьевой базы России за счет экономически рентабельного вовлечения в разработку месторождений высоковязких нефтей и природных битумов [2].

Бассейны с высоковязкой нефтью распространены повсеместно на территории Евразии и на севере Африки – всего 25 нефтегазоносных бассейнов (НГБ), что составляет около 1/6 части от общего числа бассейнов мира. На рисунке 1 представлено распределение высоковязкой нефти по странам, расположенным в Африке и Евразии.

Рисунок 1 - Мировые запасы тяжелой нефти

Россия обладает значительными запасами высоковязких тяжелых нефтей и их объем составляет около 55 % в общем объеме запасов российской нефти.

В самой «старой» нефтегазовой провинции Волго–Уральской самая высокая доля тяжелых нефтей. Наиболее легкие нефти сосредоточены в Восточной Сибири и Дальнем Востоке, степень разработки, которых, самая низкая. Бассейны с высоковязкой нефтью распространены в основном на европейской территории России: Волго-Уральский, Днепровско-Припятский, Прикаспийский и Тимано-Печорский. [1].

В настоящее время разработанные в мире технологии по переработке тяжелых высоковязких нефтей в основном базируются на комбинировании классических методов переработки нефтяных остатков, таких как: коксование, крекинг, гидроочистка, удаление серы. Типовые схемы переработки тяжелого углеводородного сырья на начальной стадии, как правило, включают блок атмосферной и вакуумной перегонки, откуда гудрон направляется в зависимости от технологических целей на какой-либо из вторичных процессов: деасфальтизация, коксование, висбрекинг, или их комбинацию, с последующей гидроочисткой полученных газойлей и газификацией кубового остатка.

В последние годы появились и более новые варианты схем переработки природных битумов, основу которых стали составлять гидрогенизационные процессы, в том числе гидрокрекинг. Использование легкого гидрокрекинга тяжелого нефтяного сырья исключает необходимость в дорогостоящей последующей гидроочистке дистиллятов, образующих «синтетическую» нефть.

Наиболее простым в техническом отношении способом конверсии тяжелых нефтей и нефтяных остатков в легкие углеводороды является каталитическое крекирование. В то же время многие учёные сходятся во мнении, что специфические свойства и сложный состав тяжёлого углеводородного сырья указывают на то, что классические способы вторичной переработки лёгких нефтей малоэффективны.

Российскими и зарубежными исследователями предлагаются различные способы и технологии позволяющие увеличить выход светлых нефтепродуктов. Основными технологиями переработки нефти и нефтепродуктов являются перегонка и крекинг. Воздействовать на кинетику этих процессов можно химическими веществами (катализаторами, поверхностно-активными веществами - ПАВ, присадками и т.д.) и физическими полями (тепловыми, кавитационными, электромагнитными и т.д.). В результате такого вмешательства изменяется радиус ядра и толщина адсорбционно-сольватной оболочки сложной структурной единицы, которая является элементом нефтяной дисперсной системы [2].

Среди отечественных разработок заслуживает внимание процесс «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®», обеспечивающий максимальную конверсию мазута в бензино-дизельные фракции. В таблице 1 приведено сравнение «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» с традиционным висбрекингом.

Таблица 1 – Сравнение «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» с традиционным процессом

В технологии «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» разработчики вышли на управление процессом термополиконденсации, что позволяет получать в остатке высококачественные дорожные битумы заданных свойств. В зависимости от исходного содержания асфальтенов в нефти выход битумов может колебаться от 15 до 40%, при этом выход бензино-дизельных фракций, квалифицируемых как синтетическая нефть (СН) плотностью менее 860 кг/м3, составляет 55–80%. При отсутствии потребности в битумах производится котельное топливо и СН, а при их смешении полусинтетическая нефть (ПСН) с плотностью

Код для цитирования: Скопировать