горшковская площадь приобского месторождения

Приобское НМ расположено в Ханты-Мансийском автономном округе

Приобское (Priobskoye) НМ — это крупнейшее нефтяное месторождение, расположенное в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, в 65 км от г Ханты-Мансийска и в 200 км от г Нефтеюганска..

НМ открыто в 1982 г.

Месторождение удаленное, труднодоступное.

80% находится в пойме реки Обь, разделено рекой на 2 части и затопляется в паводковый период.

Освоение левого берега началось в 1988 г, правого — в 1999 г.

В 1985 г была заложена 1 я разведочная скважина. В 1988 г на его левом берегу началась эксплуатационная добыча фонтанным способом со скважины №181-Р с дебитом 37 т/сутки.

На начало 2006 г на месторождении было учтено 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин.

Геологические запасы оцениваются в 5 млрд т нефти.

Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд т.

Месторождение относится к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Месторождение отличается сложным геологическим строением, многопластовое и низкопродуктивное.

Для коллекторов продуктивных пластов характерны низкая проницаемость; низкая песчанистость; повышенная глинистость; высокая расчлененность, что , естественно , предполагает использование технологий ГРП.

Основные геолого-физическими характеристиками:

Залежи расположены на глубине 2,3-2,6 км.

Плотность нефти 863-868 кг/м³, умеренное содержание парафинов (2,4-2,5 %), содержание серы 1,2-1,3 % (относится к классу сернистых, 2 класс нефти для НПЗ по ГОСТ 9965-76).

Залежи литологически экранированные, естественный режим — упругий, замкнутый.

Толщина пластов 20 — 40 м.

Начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа. Пластовая температура- 88-90°С.

Вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с.

Давление насыщения нефти 9-11 МПа.

Нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

Начальный дебит действующих нефтяных скважин составляет от 35 т/сут. до 180 т/сут. Расположение скважин кустовое. Коэффициент извлечения нефти — 0,35.

Сырая приобская нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов, что требует ее стабилизации (выделение ПНГ).

В настоящее время разработку северной части месторождения (СЛТ) ведёт РН-Юганскнефтегаз, дочка Роснефти, а южной (ЮЛТ) — Газпромнефть — Хантос.

На юге Приобского месторождения выделены сравнительно небольшие Верхне-Шапшинский и Средне-Шапшинский лицензионные участки недр, разработку которых с 2008 г ведет компания АКИ ОТЫР, дочка Русснефти.

Месторождение расположено на территории компактного проживания малочисленных народов севера, в тч ханты -более 50%, манси -33%, ненцы -6%, селькупы — 1%.

И еще в реках здесь расположена места нерестилищ рыбы.

Эти факторы повышают требования к экологической безопасности при разработке месторождения.

86:02:0404002:2425

Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Ханты-Мансийский район, Горшковская площадь Приобского месторождения

Объект капитального строительства

Сведения о площади сооружения имеют статус «Актуальные незасвидетельствованные». Право зарегистрировано на объект с площадью [3420.0 кв.м.)].

Объект капитального строительства (ОКС) с кадастровым номером 86:02:0404002:2425 находится в 86 — Ханты-Мансийский (округ), 86:02 — Ханты-Мансийский (район), 86:02:0404002 (квартал) и имеет статус Учтенный на дату обновления — 18 апреля 2020 (суббота).

Зарегистрированный тип ОКС – Сооружение (1.1. Cооружения электроэнергетики, ПС 35/6 кВ в районе куста скважин 95).

Адрес — Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Ханты-Мансийский район, Горшковская площадь Приобского месторождения.

Объект 86:02:0404002:2425 был поставлен на кадастровый учёт 23 января 2019 (среда).

Форма собственности для объекта 86:02:0404002:2425 – Частная.

Кадастровая стоимость была определена 23 января 2019 (среда) и составляет 671 236,66 руб.

У объекта с кадастровым номером 86:02:0404002:2425 и адресом Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Ханты-Мансийский район, Горшковская площадь Приобского месторождения имеются записи в разделе прав и/или ограничениях.

Приобское нефтяное месторождение

Приобское нефтяное месторождение

§1. Приобское нефтяное месторождение. ………………………………

1.1. Свойства и состав нефти

1.2. Начальный дебит скважины

1.3. Типы и расположение скважин

1.4. Способ подъема нефти

§2.Подготовка нефти к переработке…………………………………….

§3.Первичная переработка нефти Приобского месторождения……….

§4. Каталитический крекинг……………………………………………

§1.Приобское нефтяное месторождение.

Приобское — крупнейшее месторождение Западной Сибири административно располагается в Ханты-Мансийском районе на расстоянии 65 км от Ханты-Мансийска и в 200 км от Нефтеюганска. Разделено рекой Обь на две части — лево — и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого — в 1999 г. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. тонн. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3—2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3(тип нефти средний, т. к. попадает в диапазон 851-885 кг/м3) , умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %(относится к классу сернистых, 2 класс нефти, поступающей на НПЗ по ГОСТ 9965-76). По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. — составила 40,2 млн. тонн, из них «Роснефть» — 32,77, а «Газпром нефть» — 7,43 млн тонн. Микроэлементный состав нефти – важная характеристика этого вида сырья и несет в себе различную геохимическую информацию о возрасте нефти, условиях формирования, происхождении и путях миграции и находит самое широкое применение для идентификации месторождений нефти, оптимизации стратегии поиска месторождений, разделению продукции совместно эксплуатируемых скважин.

Таблица 1. Диапазон и среднее значение содержания микроэлементов приобской нефти (мг/кг)

Начальный дебит действующих нефтяных скважин составляет от 35 т/сут. до 180 т/сут. Расположение скважин кустовое. Коэффициент извлечения нефти 0,35.

Кустом скважин называется такое их расположение, когда устья находятся вблизи друг друга на одной технологической площадке, а забои скважин – в узлах сетки разработки залежи.

В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это объясняется тем, что кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сократить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скважинами, дорогами, линиями электропередач, трубопроводами.

Особое значение это преимущество приобретает при строительстве и эксплуатации скважин на плодородных землях, в заповедниках, в тундре, где нарушенный поверхностный слой земли восстанавливается через несколько десятилетий, на болотистых территориях, усложняющих и сильно удорожающих строительно-монтажные работы буровых и эксплуатационных объектов. Кустовое бурение также необходимо, когда требуется вскрыть залежи нефти под промышленными и гражданскими сооружениями, под дном рек и озёр, под шельфовой зоной с берега и эстакад. Особое место занимает кустовое строительство скважин на территории Тюменской, Томской и других областей Западной Сибири, позволившее в труднодоступном, заболоченном и заселённом регионе успешно осуществлять на засыпных островах строительство нефтяных и газовых скважин.

Расположение скважин в кусте зависит от условий местности и предполагаемых средств связи куста с базой. Кусты, не связанные постоянными дорогами с базой, считаются локальными. В ряде случаев кусты могут быть базовыми, когда они расположены на транспортных магистралях. На локальных кустах скважины, как правило, располагают в форме веера во все стороны, что позволяет иметь на кусте максимальное количество скважин.

Буровое и вспомогательное оборудование монтируется таким образом, чтобы при передвижении БУ от одной скважины к другой буровые насосы, приёмные амбары и часть оборудования для очистки, химобработки и приготовления промывочной жидкости оставались стационарными до момента окончания строительства всех (или части) скважин на данном кусте.

Число скважин в кусте может колебаться от 2 до 20-30 и более. Причём, чем больше скважин в кусте, тем больше отклонения забоев от устьев, увеличивается длина стволов, увеличивается длина стволов, что приводит к росту затрат на проводку скважин. Кроме того, возникает опасность встречи стволов. Поэтому возникает необходимость расчёта необходимого числа скважин в кусте.

Глубиннонасосным способом добычи нефти называют такой способ, при котором подъем жидкости из скважины на поверхность осуществляется с помощью штанговых и бесштанговых насосных установок различных типов.
На Приобском месторождении используются электроцентробежные насосы — бесштанговый глубинный насос, состоящий из расположенных вертикально на общем валу многоступенчатого (50-600 ступеней) центробежного насоса, электромотора (асинхронный электродвигатель, заполненный диэлектрическим маслом) и протектора, служащего для защиты электромотора от попадания в него жидкости. Питание мотора происходит по бронированному кабелю, спускаемому вместе с насосными трубами. Частота вращения вала электродвигателя около 3000 об/мин. Насос управляется в поверхности посредством станции управления. Производительность электроцентробежного насоса изменяется от 01.01.01 мЗ жидкости в сутки при КПД 30-50%.

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование.
Установка скважинного электроцентробежного насоса (УЭЦН) имеет на поверхности скважины только станцию управления с силовым трансформатором и характеризуется наличием высокого напряжения в силовом кабеле, опускаемом в скважину вместе с насосно-компрессорными трубами. Установками электроцентробежных насосов эксплуатируются высокопродуктивные скважины с высоким пластовым давлением.

Месторождение удаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в паводковый период. Месторождение отличается сложным геологическим строением — сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластов характерны:

Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 — к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части.

Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются :

1)глубина продуктивных пластов — 2400-2600 м,

2)залежи литологически экранированные, естественный режим – упругий, замкнутый,

3)толщина пластовАС10, АС11 и АС12соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м.

4)начальное пластовое давление — 23,5-25 МПа,

5)пластовая температура — 88-90°С,

6)низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам

7)высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов,

8)вязкость пластовой нефти — 1,4-1,6 мПа*с,

9)давление насыщения нефти 9-11 МПа,

10)нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая.

Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры).

Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при строгом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления. В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются:

-ухудшение фильтрационных свойств породы за счет:

-набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой,

-засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде,

-выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды,

-уменьшение охвата пласта заводнением вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин — разрыва и распространения их в глубь

-значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижение проницаемости коллектора за счет выпадения парафинов.

Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах.

Для устранения влияния на процесс заводнения указанных факторов используются соответствующие технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов.

Для Приобского месторождения заводнение следует рассматривать в качестве основного метода воздействия.

Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Для Приобского месторождения и щелочное заводнение не может быть рекомендовано по следующим причинам:

— основной из них является преимущественная структурная и слоистая глинистость коллекторов. Глинистые агрегаты представлены каолинитом, хлоритом и гидрослюдой. Взаимодействие щелочи с глинистым материалом может привести не только к набуханию глин, но и к разрушению породы. Щелочной раствор низкой концентрации увеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижает проницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой, что является критичным для низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации (снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы.

Излюбленной технологией российских нефтяников остается гидроразрыв пласта: в скважину закачивается жидкость под давлением до 650 атм. для образования трещин в породе. Трещины закрепляются искусственным песком (проппантом): он не позволяет им сомкнуться. Через них нефть просачивается в скважину. По данным , гидроразрыв приводит к увеличению притока нефти на месторождениях Западной Сибири от 1,8 до 19 раз.

В настоящее время нефтедобывающие компании, проводя геолого-технические мероприятия, в основном ограничиваются использованием стандартных технологий гидроразрыва пласта (ГРП) с применением гелированного водного раствора на полимерной основе. Данные растворы, как и жидкости глушения, а также буровые растворы вызывают значительное повреждение пласта и самой трещины, что существенно снижает остаточную проводимость трещин, и, как следствие, добычу нефти. Особое значение кольматация пласта и трещин имеет на месторождениях с текущим пластовым давлением менее 80 % первоначального.

Из технологий, применяемых для решения данной проблемы, выделяют технологии с использованием смеси жидкости и газа:

— вспененные (например, азотированные) жидкости с содержанием газа менее 52 % общего объема смеси;

— пенные ГРП – более 52 % газа.

Рассмотрев имеющиеся на российском рынке технологии и результаты их внедрения, специалисты -Хантос» выбрали пенный ГРП и предложили компании Schlumberger провести опытно-промышленные работы (ОПР). По их результатам была дана оценка эффективности пенного ГРП на Приобском месторождении. Пенный ГРП, как и обычный, направлен на создание трещины в пласте, высокая проводимость которой обеспечивает приток углеводородов к скважине. Однако при пенном ГРП за счет замены (в среднем 60 % объема) части гелированного водного раствора на сжатый газ (азот или углекислый газ) значительно возрастают проницаемость и проводимость трещин, и, как следствие, степень повреждения пласта минимальна. В мировой практике уже была отмечена наибольшая эффективность использования пенных жидкостей для ГРП в скважинах, где пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной жидкости ГРП в ствол скважины во время ее освоения. Это относится как к новому, так и к действующему фонду скважин. Например, по выбранным скважинам Приобского месторождения пластовое давление снизилось до 50 % первоначального. При проведении пенного ГРП сжатый газ, который был закачан в составе пены, помогает выдавливать отработанный раствор из пласта, что увеличивает объемы отработанной жидкости и снижает время

отработки скважины. Для проведения работ на Приобском месторождении был выбран азот как наиболее универсальный газ:

— повсеместно используется при освоении скважин с гибкими НКТ;

— совместим с жидкостями ГРП.

Отработка скважин после выполнения работ, представляющая собой часть «пенного» сервиса, осуществлялась силами компании Schlumberger. Особенностью проекта явилось выполнение ОПР не только в новом, но и в действующем фонде скважин, в пластах с уже существующими трещинами ГРП от первых работ, так называемый повторный ГРП. В качестве жидкой фазы пенной смеси была выбрана сшитая полимерная система. Полученная пенная смесь успешно помогает решать проблемы сохранения свойств приза-

бойной зоны. Концентрация полимера в системе составляет всего 7 кг/т проппанта, для сравнения, в скважинах ближайшего окружения – 11,8 кг/т.

В настоящее время можно отметить успешное проведение пенного ГРП с использованием азота в скважинах пластов АС10 и АС12 Приобского месторождения. Работам в действующем фонде скважин уделялось пристальное внимание, так как повторные ГРП позволяют вовлечь в разработку новые пласты и прослои, не затронутые разработкой ранее. Для анализа эффективности пенных ГРП их результаты сравнили с результатами, полученными по соседним скважинам, в которых проведены обычные ГРП. Пласты имели одинаковую нефтенасыщенную толщину. Фактический дебит жидкости и нефти по скважинам после пенного ГРП при среднем давлении на приеме насоса 5 МПа превысил дебит соседних скважин соответственно на 20 и 50 %.Из сравнения средних показателей работы скважин нового фонда после обыкновенного ГРП и пенного следует, что дебиты жидкости и нефти равны, однако рабочее забойное давление до насоса в скважинах после пенных ГРП составляет в среднем 8,9 МПа, в окружающих скважинах – 5,9 МПа. Перерасчет потенциала скважин на равнозначное давление позволяет оценить эффект от пенного ГРП.

ОПР с пенным ГРП в пяти скважинах Приобского месторождения показали эффективность метода как в действующем, так и в новом фонде скважин. Более высокое давление на приеме насоса в скважинах после применения пенных смесей свидетельствует об образовании трещин высокой проводимости в результате пенных ГРП, что обеспечивает дополнительную добычу нефти по скважинам.

В настоящее время разработку северной части месторождения ведёт -Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южную — ООО «Газпромнефть — Хантос», принадлежащее компании «Газпром нефть».

По решению Губернатора ХМАО месторождению был присвоен статус «Территория особого порядка недропользования», что определило особое отношение нефтяников к освоению Приобского месторождения. Труднодоступность запасов, хрупкость экосистемы месторождения, обусловили применение новейших природоохранных технологий. 60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически-безопасные технологии.

Площадочные объекты, находящиеся на территории месторождения:

Дожимные насосные станции — 3 Мультифазная насосная станция Sulzer — 1 Кустовые насосные станции для закачки рабочего агента в пласт — 10 Плавучие насосные станции — 4 Цеха подготовки и перекачки нефти — 2 Узел сепарации нефти (УСН) — 1

В мае 2001 года на 201-м кусту правого берега Приобского месторождения произведен монтаж уникальной мультифазной перекачивающей насосной станция Sulzer. Каждый насос установки способен перекачивать 3,5 тысячи кубометров жидкости в час. Комплекс обслуживает один оператор, все данные и параметры выводятся на монитор компьютера. Станция является единственной в России.

Голландская насосная станция «Росскор» оборудована на Приобском месторождении в 2000 году. Она предназначена для внутрипромысловой перекачки многофазной жидкости без применения факелов (во избежание сжигания попутного газа в пойменной части реки Обь).

Завод по переработке буровых шламов на правом берегу Приобского месторождения выпускает силикатный кирпич, который используется в качестве строительного материала для строительства дорог, кустовых оснований и т. д. Для решения проблемы с утилизацией попутного газа, добываемого на Приобском месторождении, на Приразломном месторождении построена первая в ХМАО Газотурбинная электростанция, обеспечивающая электроэнергией Приобское и Приразломное месторождения.

Не имеет аналогов построенная через Обь линия электропередачи, пролет которой составляет 1020 м, а диаметр провода, специально изготовленного в Великобритании, — 50 мм.

§2.Подготовка нефти к переработке

Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50—100 м3/т), пластовую воду (200—300 кг/т) и раство­ренные в воде минеральные соли (10—15 кг/т), которые отри­цательно сказываются на транспортировке, хранении и после­дующей переработке ее. Поэтому, подготовка нефти к перера­ботке обязательно включает следующие операции:

— удаление попутных (растворенных в нефти) газов или ста­билизация нефти;

— обезвоживание (дегидратация) нефти.

Стабилизация нефти – сырая приобская нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов. При транспортировке и хранении нефти они могут выделять­ся, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избе­жать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. Стабилизацию нефти на приобском месторождении осуществляют методом сепарации непос­редственно в районе ее добычи на замерных установках.

Попутный газ отделяют от нефти многосту­пенчатой сепарацией в сепараторах-газоотделителях, в которых последовательно снижаются давление и скорость по­тока нефти. В результате происходит десорбция газов, совмест­но с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жид­кие углеводороды, образуя «газовый конденсат». При сепарационном методе стабилизации в нефти остается до 2% углево­дородов.

Обессоливание и обезвоживание нефти — удаление из нефти солей и воды происходит на промысловых установках подготов­ки нефти и непосредственно на нефтеперерабатывающих заво­дах (НПЗ).

Рассмотрим устройство электрообессоливающих установок.

Нефть из сырьевого резервуара 1 с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теп­лообменник 2, подогревается в подогревателе 3 и поступает в смеситель 4, в котором к нефти добавляется вода. Образовав­шаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрататоры 5 и 6, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их сни­жается в 8—10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообмен­ник 2 и после охлаждения в холодильнике 7 поступает в сбор­нике 8. Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаива­ется в нефтеотделителе 9 и направляется на очистку, а отделив­шаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ.

Процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, кото­рые образует с нефтью вода. При этом, на промыслах разруша­ются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хло­ридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5— 1,0% и 100—1800 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05—0,1% и 3—5 мг/л.

Для ускорения процесса разрушения эмульсий необходимо подвергать нефть другим мерам воздействия, направленным на укрупнение капель воды, повышение разности плотности, снижение вязкости нефти.

В приобской нефти используют введение в нефть вещества (деэмульгатора) благодаря которому расслоение эмульсии облегчается.

А для обессоливания нефти используют промывку нефти свежей пресной водой, которая не только вымывает соли, но и оказывает гидромеханическое воздействие на эмульсию.

§3.Первичная переработка нефти Приобского месторождения

Нефть представляет собой смесь тысяч различных веществ. Полный состав нефтей даже сегодня, когда имеются в наличии самые изощренные средства анализа и контроля: хроматография, ядерно-магнитного резонанса, электронных микроскопов — далеко не все эти вещества полностью определены. Но, несмотря на то, что в состав нефти входят практически все химические элементы таблицы , её основа всё-таки органическая и состоит из смеси углеводородов различных групп, отличающихся друг от друга своими химическими и физическими свойствами. Независимо от сложности и состава, переработка нефти начинается с первичной перегонки. Обычно перегонку проводят в два этапа — с небольшим избыточным давлением, близким к атмосферному и под вакуумом, при этом используя для подогрева сырья трубчатые печи. Поэтому, установки первичной переработки нефти носят названия АВТ — атмосферно-вакуумные трубчатки.

Нефти приобского месторождения обладают потенциально высоким содержанием масляных фракций, следовательно первичная переработка нефти осуществляется по топливно-масляному балансу и осуществляется в три ступени:

-Атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута

-Вакуумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона

-Вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона с получением широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства битума.

Перегонка приобской нефти осуществляется на установках атмосферной трубчатки по схеме с однократным испарением, т. е. с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями – это энергетически наиболее выгодно, т. к. приобская нефть полностью удовлетворяет требованиям при использовании такой установки: относительно невысокое содержание бензина(12-15%) и выход фракций до 350 0 С не более 45%.

Сырая нефть, нагретая горячими потоками в теплообменнике 2, направляется в электродегидратор 3. Оттуда обессоленная нефть насосом через теплообменник 4 подается в печь 5 и затем в ректификационную колонну 6, где происходит ее однократное испарение и разделение на требуемые фракции. В случае обессоленной нефти электродегидратор в схемах установок отсутствует.

При большом содержании в нефти растворенного газа и низкокипящих фракций переработка ее по такой схеме однократного испарения без предварительного испарения затруднена, поскольку в питательном насосе и во всех аппаратах, расположенных в схеме до печи, создается повышенное давление. Кроме того, при этом повышается нагрузка печи и ректификационной колонны.

Основное назначение вакуумной перегонки мазутов: получение широкой фракции (350 – 550 0С и выше) – сырья для каталитических процессов и дистиллятов для производства масел и парафинов.

Насосом мазут накачивается через систему теплообменников в трубчатую печь, где нагревается до 350°—375°, и поступает в ректификационную вакуумную колонну. Разрежение в колонне создаётся пароструйными эжекторами (остаточное давление 40—50 мм). В нижнюю часть колонны подаётся водяной пар. Масляные дистилляты отбираются с разных тарелок колонны, проходят теплообменники в и холодильники. Из низа колонны отводится остаток — гудрон.

Масляные фракции, выделенные из нефти, подвергаются очистке избирательными растворами – фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ, затем проводят депарафинизацию при помощи смеси метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен глин.

Материальный баланс атмосферной перегонки приобской нефти: