ПоәК 042- 18-10 20/03-2015 11. 09. 2015ж №1 басылым

Оларды таза түрінде генерациялайтын күш ретінде қарастыруға болмайды, ойткені олар іс жүзінде қанша энергияны береді шамамен сонша энергия алады, бірақ бұл станциялар өте тиімді шыңы уақытында желісін түсіруін жеңілдетеді. Жақында зерттеулер, барлық әлемдегі өзендердің қуаты теңіз ағымдардың қуатына қарағанда шамамен көп рет жоғары екенін көрсетті. Осыған байланысты тажірибелік теңіз гидроэлектростанция құрастырылуы жүргізіліп жатыр.

Альтернативты энергия көздерінің негізгі түрлері мыналар болып табылады:

Сутекті энергетика  — энергетикалық отын ретінде сутегі пайдалану үлкен әлеуеті: сутегі өте жоғары жану тиімділігін бар, оның ресурсы іс жүзінде шексіз, сутегіні жағу мүлдем экологиялық таза болып табылады (оттегі атмосферасында жанудың өнім дистилденген су болып табылады).

Судың көтерілу энергетика теңіз суларыныңкөтерілу энергиясын пайдаланады. Электр энергиясының осы түрін таратуына электр станциясының жобалау кезінде қажетті сәйкес келетін тым көп факторлар кедергі береді: тек теңіз су жағасы ғана жеткілікті емес, сонымен бірге жағалауда көтерілу күшті және тұрақты болуы қажет. Мысалы, Қара теңіздің жағалауы жарамайды, ойткені судың көтерілуімен төмендеу деңгейі айырмашылығ өте аз.

Толқынды энергетика жақын қарасырған кезде ол неғұрлым перспективты болуы мүмкін. Толқындар күн радиациясының мен жел шоғырланған энергиясы болып табылады.

Қазіргі уақытта Қазақстанда үш МӨЗ жұмыс істейді (Атырау, Павлодар, Шымкент).

Қазақстан мемлекеті болашақ улкен сенімін Солтүстік- Каспий жобасымен байланыстарды, атап айтқанда, Қашаған. Қашаған өндіру басталғаннан бері Қазақстан коммерциялық әлемдегі ең ірі мұнай өндірушілердің жоғарғы 5 енеді.

Қазақстанның Қашағаннан кейін перспективті мұнай саласы болып Курмангазы табылады. Көрші Қашаған табу орнынан Құрманғазының айырмашылығы, тұзүсті болып табылады. Құрманғазы дамытуға жәрдемдесетін болады, өйткені айтарлықтай ол тұз қабаты арқылы жолын жоспарлауын талап етпейді. Орта Каспий де кейбір перспективалары бар, ол H - блок болып табылады. Блок Н орта Каспий мұнай-газ құрылымдарын тобы - Нурсултан, Сары-Арка, Акмола, Аль-Фараби, Улытау, Самал, Акбота и Кетик. Перспектива Арал регионында да бар. Ол Батыс Куланды және Шығыс Куланды

Бүгін әлемдегі дәлелденген мұнай қоры 1208,2 млрд баррельді құрайды. Соңғы 25 жылда бұл көрсеткіш тез өсіп кетті, 500-ге жуық баррельге өсіпті. Әлеуетті мұнай қоры соңғы мәліметке сәйкес 2614 млрд баррельге бағаланады. Дәлелденген мұнай қоры бойынша абсолюттік көшбасшы, Таяу Шығыс - бұл жалпы шамамен 61,5 % құрайды. Алайда, әлемдік қордың шамамен 22% Сауд Арабиясы болып табылады. Еуразия әлемдік қоры, 12 % бар оның ішінде 6,6% Ресейден келді.

Әдетте, негізгі мұнай қоры мемлекеттік мұнай компанияларының басқармасында болады. Бұл, былай ұғындырылады, мұнай өнеркәсібі – мұнай экспортының негізгі табыс алу елдері үшін экономиканың ең маңызды секторы. Алып жатқан ақшаның бюджетке және экономиканың басқа да салаларын дамыту ммүмкіндігін толтыруы байланысты.

Ірі елдер - әлемдегі ең ірі мұнай өндіруші Сауд Арабиясы өндірудің жалпы көлемі 11,1 млн. барелл тәулігіне.

Жалпы алғанда, Сауд Арабиясы айналасында 77 мұнай және газ кен орындарын бар. Ең үлкен кен орны болып Гавар – құрғақ жерде мұнай кен орны табылады, оның қоры 9,6 млрд. тонн мұнай, және Сафания – әлемде ең үлкен шельфты кен орны, оның қоры 2,6 млрд. тонн

Сонымен қатар, елде мұнай Нажд, Берри, Манифа, Зулуф және Шайбах сияқты ірі салаларда өндірілген.

Әлемдегі мұнай екінші ірі өндіруші Ресей 9,5 млн. баррель күніне. Ресейде, мұнай, 2000 мұнай және газ кен үшін өндіріледі, оның ішінде ірі болып келетін Сахалин аралында, Баренц теңізі, Қара теңіз және Каспий теңізінің қайраңында орналасқан. Елдің барланған мұнай қоры көпшілігі Батыс Сібір және Орал федералдық округінде шоғырланған. Шығыс Сібір және Қиыр Шығыс мұнай өндіру шамамен болмаған. Ресейдің ең ескі және таусылып жатқан мұнай өндіруші аймақтар Орал-Еділ облысы, Солтүстік Кавказ және Сахалин аралы болып табылады. Батыс Сібір және Тим-Печора облысының салымдары салыстырмалы жақында ашылған және оның даму шыңында тұр. (Сахалин аралының қоспағанда) Шығыс Сібір және Қиыр Шығыста өрістер, сондай-ақ ресей жарамдылық теңіздері дамуының бастапқы сатысында тұр.

Ұзақ мерзімді перспективада, сарапшылар Ресейдегі алдағы жылдары мұнай өндіру күрт төмендеуі болуы мүмкін, дейді. Совет үкіметі заманында іздеп табылған және өріс үлкен санын жабдықталған, және әлі олардың көпшілігі сақталынып қойылды, ал ең рентабельді лігі пайдаланыланып жатыр. Бұл ірі дәлелденген қоры бар елесін жасайды.

Америка Құрама Штаттары әлемдегі мұнай өндіру үшін үшінші орында тұр - 8,2 млн. барелл күніне.

Соңғы 20 жыл ішінде, елімізде мұнай өндіру деңгейі төмендеді: 1972 жылы ол 528 млн тонна, 1995 жылы - 368 млн тонна, 2000 жылы, ал - тек 350 миллион арттыру салдары болып табылады тонна АҚШ өндірушілер және арзан шетелдік мұнай импорттаушылар арасындағы конкурс. Тұтынылған 23 млн. АҚШ-та барр/күн ғана 8 миллион өндіреді барр/күн, ал қалғандары импортталады. Елдің өңделген көп кен орындары Мексика шығанағы мен Тынық мұхит жағалауында (Калифорния) және Солтүстік Мұзды мұхит жағалауында (Аляска) қайраңындағы барланған. Негізгі өндіретін бағыттары Аляска, Техас, Калифорния, Луизиана және Оклахома болып табылады. Соңғы жылдары, мұнай үлесі, ең алдымен теңіз жағалауында, Мексика шығанағындағы өндірілген.

Қазіргі уақытта, мұнайды Иран шамамен 4,2 миллион баррель тәулігіне өндіреді., ол мұнай өндіру бойынша әлемде төртінші ел болады, шамамен 1,1 млн күнделікті тұтыну. Баррелді құрайды. Иран мұнай негізгі импорттаушылар болып Жапония, Оңтүстік Корея, Ұлыбритания және Қытай болып табылады.

Иран мұнай тасымалдау маршруттарын төсеу үшін әлемдік нарықтағы шикізат жөнелту құнын төмендетуге мүмкіндік беретін айтарлықтай геосаяси және стратегиялық тұрғысынан өте тиімді позиция алады. Елде мұнай өңдеуге күші шамамен тәулігіне 200 мың. тонна мұнай. Негізгі МӨЗ болып Абадан (65 тыс. т/т), Исфаган (34 тыс. т/т), Бандар Аббас (30 тыс. т/т) және Тегеран (29 тыс. т/т) табылады.

Иранның мұнай және газ өнеркәсібі мемлекеттің толық бақылауында. Мемлекеттік мұнай компаниясы - Иран ұлттық мұнай компаниясы - мұнай және газ кен орындарын барлау және игерумен (NIOC Иранның ұлттық мұнай компаниясы), шикізат пен мұнай өнімдерін қайта өңдеу және тасымалдаумен айналысатын. (NPC - National Petrochemical Company) мұнай-химия өндірістерінің сұрақтар шешімін Ұлттық мұнай-химия компаниясына сеніп тапсырылған. Әлемдік мұнай өндіру көлемі бойынша бесінші орында Мексика болып табылады, өндірістік қуаты 3,8 млн. баралл тәулігіне. Мексика Венесуэланы қуып жетті, және шын мәнісінде Латын Америкасында жетекші орынға ие болды. Елімізде өндірілген мұнайдың жартысына жуығы бірінші кезекте АҚШ-қа, экспортталады. Жартысынан астамы мұнай Кампече шығанағында өндіріледі. Мұнай өнеркәсібінің маңызды жетістіг мұнай өнеркәсіптің мұнай өңдеу және мұнай-химия өндірістерін қарқынды дамуы болды, олар бүгін Мексика Өңдеуші өнеркәсібінің негізгі салалары болып табылады. Негізгі МӨЗ Мексика шығанағы жағалауында орналасқан. Соңғы жылдары, ескі орталықтарымен бірге - Рейноса, Сьюдад-Мадеро, Поса-Рика, Минатитлан,- жаңа енгізілді - Монтеррей, Салина-Крус, Тула, Кадерейта.

Алтыншы орында Қытай болып табылады, өндіру көлемі 3,8 млн. баралл тәулігіне елінде мұнай.

Канада тәулігіне баррель 3.1млн. барелл өндіреді және әлемде 7 орында болады.

Норвегия: елдегі мұнай өндіру 3,0 млн. барелл тәулігіне құрайды. Олардың ішінде, шамамен 3 млн. б/т экспортталады. Норвегия Мұнайының көп бөлігі Солтүстік теңіз кенінен өндіріледі. Норвегияның ірі мұнай кен орындары Статфьорд, Озеберг, Галфакс и Экофиск болып табылады.
Біріккен Араб Эмираты, күнделікті өндіруі 2,8 млрд барелл құрайды. Елдің қорларының басым бөлігі Әбу-Дабиде шоғырланған. Негізгі мұнай кен Араб Эмираты болып табылады: Абу Дабида - Асаб, Беб, Бу Хаса; Дубайда - Фаллах, Фатех, Юго-западный Фатех; Рашидте Шарджа - Мубарак.
ОАЭ өңдеу қуаты шамамен 39,3 мың. тонна тәулігіне. Негізгі мұнай өңдеу зауыттары Араб Эмираты Рувейз иУм-аль-Нар-2 болып табылады. Мұнай өнеркәсібі ОАЭ үкімет арқылы басқарылады. Абу Даби Ұлттық мұнай компаниясының Мемлекеттік мұнай компаниясы (ADNOC) мұнай өндіруді, қызмет көрсету және тасымалдау компаниялар кіреді.
Өндірістік көлемі 2,8 млн.барелл күніне Венесуэла әлемдік мұнай өндіру оныншы ең ірі болып табылады, одан кейін Кувейт (2,7 млн. б/күн), Нигерия (2,6 млн. б/күн), Алжир (2,1 млн. б/күн), Бразилия (2,0 млн. б/күн).
Қазақстанда мұнай 50 миллион тонна көлемінде өндіріледі негізінен құрғақ жерде: Теңіз және Қарашығанақ кен орындары, Каспий теңізіндегі Қашаған кенін игеру жоспарланып отыр. Каспий аймағы мұнай қоры ең ірі, Қазақстан тәулігіне 1,2 млн баррель өндіреді. Осылайша Қазақстан осы соманың 1 миллион баррель экспортталады, сойтіп аса маңызды жеткізуші айналады. Елімізге ағынымен инвестициялар келеді, тәулігіне 3,5 млн. баррельге дейін Қазақстанда мұнай өндіруді ұлғайту үшін 2015 жылға үміттенеді, және Иран мемлекетінің деңгейге көтеріліп.

Ұсынылған әдебиеттер тізімі

1 Негізгі әдебиет

1. Омарәлиев Т.Мұнай мен газды өңдеудің химиясы және технологиясы: - Астана: Фолиант. – 2011. I бөлім: Құрылымды өзгертпей өңдеу процестері. -504 б.

2. Омарәлиев Т.Мұнай мен газды өңдеудің химиясы және технологиясы: - Астана: Фолиант. – 2011. II бөлім: Құрылымды өзгертіп өңдеу процестері. -344 б.

3. Бишімбаева Г.Қ. Мұнай және газ химиясы мен технологиясы. – Алматы: Бастау, 2007.-242 с

4. Серіков Т.П., Ахметов С.А. Мұнай мен газды терең өңдеу технологиясы: оқұлық: 3-томдық – Атырау мұнайй және газ институты. – 2005

5. Надиров Н.К. Высоковызкие нефти и природные битумы. Т. 1-5. – Алматы.: Гылым, 2001.

6. Туманян Б.П. Практические работы по технологии нефти. – М.: «Техника» ТУМА ГРУПП, 2006. – 106с.

7. Умергалин Т.Г. Методы расчетов основного оборудования нефтепереработки и нефтехимии. – Уфа.: Нефтегазовое дело. 2007-236 .

8. Дауренбек Н.М., Еркебаева Г.Ш., Калдыгозов Е.К. Мұнай мен газ технологиясы және мұнай химиясы бойынша мысалдар мен есептер Оқу құралы Шымкент: М. Әуезов атындағы ӨҚМУ, 2009. – 142б.

9. Капустин В.М. Технология переработки нефти. – М.: КолосС. – 2008.-334с.

10. Савельянов В.П. Общая химическая технология полимер. М.: Академкнига, 2007 – 336с.

11. Крыжановский В.К., Кербер М.М., Бурлов В.В., Паниматченко Н.Д.: Производство изделий из полимерных материалов. Санкт-Петербург.: Профессия.2004.-460с.

12. Тасанбаева Н.Е., Абдулхаликова И.Р., Сақыбаева С.А., Бимбетова Г.Ж. «Органикалық заттардың химиялық технологиясы» пәнінен лабораториялық жұмыстардды ұйымдастыру мен өткізуге арналған әдістемелік нұсқаулар.-Шымкент.: М.Әуезов атындағы ОҚМУ, 2010 ж.-88б.

7.1.13 Тасанбаева Н.Е., Абдулхаликова И.Р., Сақыбаева С.А., Бимбетова Г.Ж. «Органикалық заттардың химиялық технологиясы» пәнінен студенттердің өзіндік жұмысын ұйымдастыру бойынша әдістемелік нұсқау ( 050721-«Органикалық заттардың химиялық технологиясы» мамандығы үшін) - Шымкент.: М.Әуезов атындағы ОҚМУ, 2010 ж.-56б.

2 Қосымша әдебиет

1. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник нефтепереработчика.-Л.: Химия, 1980. -327с.

2. Вержичинская С.В. , Дигуров Н.Г., Синицие С.А. Химия и технология нефти и газа. М.: ФОРУМ-ИНФРА-М, 2009.-400с.

3. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа.- Уфа.: Гилем, 2002. -672с.

4. Рябов В.Д. Химия нефти и газа. – М.: ТГУ НиГ им. И.М. Губкина, 2004. -288с.

5. Сериков Т.П. Перспективные технологии переработки нефтей Казахстана. – Алматы.: Гылым, 2001. -276с.
1 бөлім. Көмірсутекті шикізаттарды алғашқы өңдеу технологиясы
1.1 Мұнай өңдеудің негізгі бағыттары және ғылыми негізі


ЛК №3. Көмірсутекті шикізатты шығу тегі туралы қазіргі заманғы идеялар
Дәріс жоспары

1. Көмірсутекті заттардың пайда боуының заманауй түсініктері, олардың құрамы мен қасиеттері; мұнай, газ, көмірдің пайда болу заңдылықтары

2. Мұнайдың химиялық және технологиялық классификациясы мен мұнай өнімдерінің тауарлық сипаттамалары
1.

Көмірсутегі шикізат - мұнай, табиғи газ (қоса алғанда мұнай (ілеспе) газ), газ конденсаты тауар өнімі болып табылады.

Көмірсутек шикізат - өндірістік органикалық химияның негізгі компоненттері көмірсутектер болып табылады. Олар көмірсутек шикiзаты болып табылады, олар көмірсутектер құрамдас дайындау үшін негіз болып келеді. Сондай-ақ, шикізат көмірсутектер деп шығу тегі табиғи мен қайта өңдеу процесінен өткен өнімдер көмірсутегі болып саналады. Көмірсутек шикізатын теру кезінде мынадай заттарды жатқызады:

1. Мұнай түрлі пропорцияда көмірсутектер тіркесімі болып табылады, және пайдалы минералдар болып есептелінеді. Физикалық белгілер сұйық, майлы, ерекше иісі, тұтанғыштық болып табылады. Бұл шөгінді жыныстардың қамтылған ресурстарға жатады. Ал мұнай түсі, лайлы-қоңырдан таза қараға дейін болуы мүмкін, соның өзінде де түссіз немесе жарық-жасыл сұйықтық кен орындары бар. Иісі жағымды бастап қаныққан-ауыр болуы мүмкін. Мұнайдың физикалық сипаттамалары май мен мұнай қалдықтарындағы азот, күкірт немесе оттегі қоспалардың болуымен анықталады. ХХ ғасырдың соңынан бүгінгі күнге дейін экономика және өндірсісте нақты рөл атқаратын, мұнай табиғи ресурстарды негізгісі болып саналады. бастап,

2. Табиғи газ газ планетаның қойнауында пайда болған газдар комбинациясы, ол минералдар болып саналады. Газ, мұнай немесе суға ерітілген кезде сұйық күйде резервуарлық немесе мұнай және газ кен орындарында дамытқан кезде газ тәріздес күйде болады. Қалыпты жағдайда (температура Цельсий шкаласы бойынша 20 градус және 101.325 кПа қысым) газ тәріздес күйінде болады, бұл кристалды түзіліс түрінде сирек кездесуы мүмкін. Табиғи газ бірінші 1813 жылы химиктер боліп алған болатын, жыл, өндірілген газ химиялық формуласымен CH4 батпақты газ құрамымен бірдей болды.

3. Газды конденсат - кен орындарын жобалау кезінде табиғи газдан алынған көмірсутегінің сұйық қоспасы. Мұнай кен орындарын игеру кезінде қысым 4 МПа дейі төмендейді, газдан С₅ көмірсутектер мен метан-бутан фракциясына жататын газдар бөлінеді. Газдың бір текше метр пайыздық құрамында 700 текше см болуы мүмкін. кейінгі қысымды төмендету кезінде газды конденсаттың азаяды, және өңдеу үшін қол жетімді болмайады. C₃ және жоғары көмірсутектер одан әрі пайдалану үшін өндіріледі, одан қарапайым элементтер кері айдалады. Мұнай және газ (көмірсутекті шикізатты) құрамы әр түрлі болып табылады: газдың негізгі компоненті метан (97%), мұнайдың - құрылымдардыәр түрлі көмірсутектер. Көмірсутектердің топтарының арасындағы қатынас мұнайға түрлі қасиеттерін береді және және, нәтижесінде өнімдер мен адамдарға және қоршаған ортаға олардың әсер беретін қасиеттеріне үлкен әсер етеді.

Мұнай - фракциялық құрамы бойынша - жеңіл, орта және ауыр дистилляттар бойынша әртүрлі болатын сұйық табиғи ерітінді. Көптеген мұнайлар құрамында 180 °С-ға дейін астам қайнатылатын бензин фракциясын 15-25%, 300-350 ° С тазартылған 45-55% фракциялары бар. Ауыр мұнайлар негізінде 200 °С жоғары қайнаған фракциялардың тұрады (мысалы, тау-кен әдісімен алынатын Коми Республикасындағы Ярег кені, 180 °C дейін қайнайтын фракциясы жоқ, және фракциясының 180-350 °С алынатыны бар жоғы құрайтыны 18,8%). Мұнай құрамына кіретін негізгі химиялық элементтер - көміртек (C) - 83-87%, сутегі (H) - 12-14%, күкірт (S) - 0.1-7.0%, азот (N) - 0.001-1.8%, оттегі(O) - 0,05-1,0% . Мұнай құрамына кіретін минералды компоненттер сілтілік және сілтілік жер металдармен (Li, Na, K, Ba, Ca, Cr, Mg), мыс тобының (Cu, Ag, Au), мырыш тобының (Zn, Cd, Hg), бор тобының (B, Al, Ga, In, Tl), ванадий тобының (V, Nb, Ta) және типтік металдар емес тобының (Si, P, Ci, Br, ретінде, мен және т.б.) металдарымен көрсетілген. Бұл элементтер мұнай құрамында тұздардың ұсақдисперсты сулы ерітінділері, минералды кендердің жұқадисперсты жүзгіндері, комплексты қосылыстар түрінде болады. Мұнайлар үшін типтік металдар - ванадий мен никельдің, олар барлық мұнайларда байқалады.

Мұнайдың негізгі компоненттері көмірсутектер (HC) болып табылады. Мұнайдың негізгі құрылымын экологиялық және геохимиялық сипаттамалары ретінде метан көмірсутектер (алкандар, қатты парафиндер), циклдік көмірсутектер (циклоалкандар, нафтендер), ароматты көмірсутектер (арендер) және көмірсутекті емес мұнай өнімдері (гудрон, асфальт және күкірт қосылыстары) болып табылады.

Мұнай және газдың негізгі компоненттері:
Метанды көмірсутектер
Циклдық көмірсутектер
Ароматты көмірсутектер
Полициклдық ароматты көмірсутектер
Жоғарымолекулалы көмірсутегі емес мұнайөнімдері
Гетероатомды қосылыстар және мұнайдың минералды компоненттері
Көмірсутекті шикізаттардың шығуы
Тас көмір тегі

Көмір (қара және қоңыр), жанғыш немесе отын ретінде пайдаланылады, көп жағдайда жер қыртысында (жүздеген метр тереңдікте) жатады.

Шымтезек, содан кейін басқа шөгінділермен (құм, саз) жабылып және нәтижесінде геологиялық қозғалыстан жерге батырылады, онда қысым және жоғары температурадан шымтезек түзілу процесі көмір қалыптастыру (көміртекті үлесі артылып) процесіне ауысады. Осымен байланысты элементтердің миграция процесі барысында сутегі мен оттегі мөлшері азаюын жалғастыруда болады, ал көміртек құрамы - өседі; нәтижесінде қоңыр көмір, тас көмір, және, ақырында, антрацит пайда болады. Қоңыр көмір 40-60 миллион жыл ішінде түзіледі.

Мұнай мен табиғи газдың шығу тегі.

Мұнай және табиғи газ, негізінен көмірсутегіден (көміртегі мен сутегі қосылыстары) тұрады, және басқа да элементтері (күкірт, азот, оттегі және т.б.) аз мөлшерде болады. Мұнай құрамында 82-87% көміртегі және 11-14% сутегі бар. Мұнай шыққан тегі жайында сұраққа әр түрлі көзқарастар бар. Ең танылған теориясы, оған сәйкес мұнай және газ органикалық заттардан тұрады, негізінен жануар текті (кейбір ғалымдар көптеген жағдайларда бұл мұнай мен газ металлдар карбидіне су әсерінен жер қойнауында түзілген) болып табылады есептейді. Тірі ағзалар өліп және теңіз түбіне батып, олар тотығу нәтижесінде ыдырай алмайтын немесе микроағзалар әсерінен жоғалуы мүмкін емес жағдайға түседі, ауамен байланыс болмағандықтан лай шөгінділер түзеді. Геологиялық қозғалыстардың нәтижесінде, бұл шөгінділер үлкен тереңдікке енеді. Онда, жылу және қысым әсерінен, және миллиондаған жыл микроорганизмдердің әсерінен, және мүмкін, миллиондаған жылдар бойы құрғақ айдау процесі әсерінен онда шөгінді құрамындағы көміртегіні ең көп бөлігі көмірсутектер қосылыстарына ауысады, бұл мезгілде ең көп оттегі және басқа да элементтер мөлшері көшіп-қонады. Негізінен түрлі молекулалық массасы көмірсутектер қоспасынан тұратын сұйық зат өз бетінше жердің ішкі істер тесігінен және жарықтар арқылы еніп көшуі мүмкін. Табиғи газдың негізгі компоненті төмен молекулалық көмірсутектер (негізінен метан және этан) болып табылады, мұнай жоғары молекулалық көмірсутектер болып табылады. Тас көмір, мұнай, атаулары тек ішінара олардың шығу тегі жансыз материалдар (геологиялық, биологиялық емес) екенін көрсететіні тек жартылай ғана расталған. Шын мәнінде, бұл өнімдер жануарлар және өсімдіктер өмір сұру нәтижесінде, қалдықтарынан түзілген, сондықтан биологиялық шығу бар. Алайда, жануарлар мен өсімдіктердің қалыптасуынан көмір, мұнай және газ түзілуіне әкелген айналымдар, олардың көпшілігі биологиялық табиғаты болып табылмайды, ал геологиялық және геохимиялық (қысым, температура жәнет.б.) жағдайлары нәтижесінде жансыз қоршаған орта құрылған болып табылады. Биологиялық заттардың реакция өнімдері (мысалы бор) болып табылатын өзге де пайдалы қазбалар бар.

Парафин-цикланды мұнайда және олардың фракцияларында алқандар және циклоалкандар құрамында басым кобірек болады, ал арендер және CAB жеткіліксіз. Оларға Еділ-Жайық пен Батыс Сібір мұнайлары жатады. Циклоалканды мұнайлар үшін барлық фракциялар құрамында циклоалкандар жоғары (60% немесе одан да көп) болуымен сипатталады. Олардың құрамында қатты парафиндер, шайыр және асфальтенді болады. Цикландыға Баку (Балаханы және Сураханского) және Ембі (Доссор мен Мақат) өндірілетін мұнайлар және т.б. жатады.

Парафин-нафтеновых-ароматты мұнайлар құрамында көмірсулардың барлық үш сынып көмірсулары шамамен бірдей мөлшерде бар, қатты парафиндер 1,5% артық емес. Шайыр мен асфальтенді саны 10% -ға дейін жетеді. Нафтенды-ароматты мұнайлар құрамында, әсіресе ауыр фракцияларында, басым көпшілігі цикландар және арендер болуымен сипатталады. Ароматты мұнайлар құрамында барлық фракцияларда арендер болуымен және жоғары тығыздығымен сипатталады. Оларға Қазақстанда Прорва мен Татарстанның Бугуслан жатады.
Технологиялық жіктелуі

Мұнайды былай бөледі:

• 3 сынып (I–III) мұнайда күкірт құрамы бойынша (күкірті аз, күкіртті және жоғары күкірті), сонымен бірге бензинде (қайнау бастауы – 180 °С), реакторлар отында (120-240 °С) и дизель отынды (240-350 °С);

• 350 °С (T1-T3) дейін айдалатын фракцияларының потенциалды құрамы бойынша 3 түрі;

•  потенциалды құрамы бойынша базалық майы бар (М1-М4) 4 тобы;

• базалық майылардың сапасы бойынша тұтқыр индексымен (И1-И4) бағаланатын 4 тобы;

• (П1–П3) құрамында парафиндер құрамы бйынша 3 түрі.

1 Негізгі әдебиет

1. Омарәлиев Т.Мұнай мен газды өңдеудің химиясы және технологиясы: - Астана: Фолиант. – 2011. I бөлім: Құрылымды өзгертпей өңдеу процестері. -504 б.

2. Омарәлиев Т.Мұнай мен газды өңдеудің химиясы және технологиясы: - Астана: Фолиант. – 2011. II бөлім: Құрылымды өзгертіп өңдеу процестері. -344 б.

3. Бишімбаева Г.Қ. Мұнай және газ химиясы мен технологиясы. – Алматы: Бастау, 2007.-242 с

4. Серіков Т.П., Ахметов С.А. Мұнай мен газды терең өңдеу технологиясы: оқұлық: 3-томдық – Атырау мұнайй және газ институты. – 2005

5. Надиров Н.К. Высоковызкие нефти и природные битумы. Т. 1-5. – Алматы.: Гылым, 2001.

6. Туманян Б.П. Практические работы по технологии нефти. – М.: «Техника» ТУМА ГРУПП, 2006. – 106с.

7. Умергалин Т.Г. Методы расчетов основного оборудования нефтепереработки и нефтехимии. – Уфа.: Нефтегазовое дело. 2007-236 .

8. Дауренбек Н.М., Еркебаева Г.Ш., Калдыгозов Е.К. Мұнай мен газ технологиясы және мұнай химиясы бойынша мысалдар мен есептер Оқу құралы Шымкент: М. Әуезов атындағы ӨҚМУ, 2009. – 142б.

9. Капустин В.М. Технология переработки нефти. – М.: КолосС. – 2008.-334с.

10. Савельянов В.П. Общая химическая технология полимер. М.: Академкнига, 2007 – 336с.

11. Крыжановский В.К., Кербер М.М., Бурлов В.В., Паниматченко Н.Д.: Производство изделий из полимерных материалов. Санкт-Петербург.: Профессия.2004.-460с.

12. Тасанбаева Н.Е., Абдулхаликова И.Р., Сақыбаева С.А., Бимбетова Г.Ж. «Органикалық заттардың химиялық технологиясы» пәнінен лабораториялық жұмыстардды ұйымдастыру мен өткізуге арналған әдістемелік нұсқаулар.-Шымкент.: М.Әуезов атындағы ОҚМУ, 2010 ж.-88б.

7.1.13 Тасанбаева Н.Е., Абдулхаликова И.Р., Сақыбаева С.А., Бимбетова Г.Ж. «Органикалық заттардың химиялық технологиясы» пәнінен студенттердің өзіндік жұмысын ұйымдастыру бойынша әдістемелік нұсқау ( 050721-«Органикалық заттардың химиялық технологиясы» мамандығы үшін) - Шымкент.: М.Әуезов атындағы ОҚМУ, 2010 ж.-56б.

2 Қосымша әдебиет

1. Рудин М.Г., Драбкин А.Е. Краткий справочник нефтепереработчика.-Л.: Химия, 1980. -327с.

2. Вержичинская С.В. , Дигуров Н.Г., Синицие С.А. Химия и технология нефти и газа. М.: ФОРУМ-ИНФРА-М, 2009.-400с.

3. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа.- Уфа.: Гилем, 2002. -672с.

4. Рябов В.Д. Химия нефти и газа. – М.: ТГУ НиГ им. И.М. Губкина, 2004. -288с.

5. Сериков Т.П. Перспективные технологии переработки нефтей Казахстана. – Алматы.: Гылым, 2001. -276с.
1 бөлім. Көмірсутекті шикізаттарды алғашқы өңдеу технологиясы
1.1 Мұнайды өңдеудің негізгі бағыттары және ғылыми негіздері
ЛК №4. Мұнай және газды өңдеуге дайындау процесінің технологиясы
Дәріс жоспары

1. Табиғи және ілеспе газдардың құрамы

2. Мұнай құрамындағы қоспалар және олардың мұнай тасымалдауда және өңдеуде беретін әсері

3. Газдың құрамындағы күкіртті жою және кептіру

4. Мұнайды дегазациялау

5. Мұнайды тұрақтандыру

6. Мұнайды сұрыптау

7. Мұнайды сусыздандыру және тұзсыздандыру

8. Сусыздандыру процесінің теориялық негізі
1. Табиғи және ілеспе газдардың құрамы

Ілеспе мұнай газдары - бұл мұнайды алған кезде ілесп жүретін және оны өндіру кезінде бөлінетін табиғи газдар. Тегін газ ілеспе мұнай газдардың тән ерекшелігі олардың құрамында сонымен бірге метаннан басқа, этан, пропан, бутан және ауыр көмірсутектерінің булары болуы табылады. Көптеген ілеспе мұнай газдар құрамында күкіртті сутегі және жанғыш емес компоненттері бар: ол, азот, көмірқышқыл газы және сирек газдар – Не, Ar. Соңғысы өнеркәсптерге аса пайдасы жоқ мөлшерде болады.

Мұнай және газ жер қыртысының бөлігінде («тұзақтары») жинақталады, ол жерде физикалық және геологиялық жағдайлар ұзақ мерзімді сақтау үшін қолайлы болып табылады. Мұнай қабаттарында мұнайға ілесп шығатын газ ерітілген түрінде (ауыр көмірсутектер) немесе газ «қақпағын» түзіп мұнай үстінде орналастырылуы мүмкін. Мұнай үстіндегі немесе жоғарыда орналастырылған қоймаларда тасымалданып жүрген бос газдардың құрамы мұнай ерітілген газдардың құрамынан қатты ерекше болуы мүмкін. Оның өндіру кезінде мұнайдан босатылған ілеспе мұнай газдарының құрамы сол жерде өндірілетін газ топтарының құрамы бос газдардың құрамынан ерекше болады. Ауыр көмірсутектердің ерігіштігінің әсері бірдей мұнай ұңғымасынан алынған сынамалардың газ құрамындағы жиі байқалатын айырмашылықтармен ұғындыруға болады.

Газдар құрамы сынама алу жағдайларына, газ ұңғымасында орналасқан қысымына, ұңғымадан алынған бос газдың, және ұңғымадан көтерген кездегі мұнайдан бөлінген сынамадағы қатынасына қатты тәуелді болады. Осыған байланысты, сол ауданда алынған газдардағы ауыр көмірсутектердің мөлшері мен құрамы, айтарлықтай ауытқуы бар екенін көрсетеді. Бұл сондай-ақ, жақсы еритін HS және CO газдарға да қатысты. Скважина арқылы пластыны ашқан кезде алдымен газ газ қақпағын ретінде фонтан сияқты шығады, кейін қысымның төмендеуіне қарай мұнайда еріген газ бөліне бастайды. Кейбір жағдайларда газ мұнда толығымен ерітілген кезде, ол мұнаймен бірге өндіріледі.

Табиғи газдар - жер қойнауында қамтылған газдар, және жер атмосферасындағы газдар. Табиғи газдар жер асты және жер үсті суларында және мұнайда ішінара ерітілген, көмір және кейбір сазды жыныстармен сіңірілген. Табиғи газдар жер қойнауынан газ жүретін пластылармен байланысты жанартаулық қызмет әсерінен тектоникалық сынықтар арқылы бөлінеді, және минералды көздерімен шығарылады. Табиғи газдарды биохимиялық, вулканикалық, метаморфтық, әуе және химиялық деп тегіне байланысты, және радиоактивті газдар мен термоядролық процестер газдар деп бөлуге болады.

Жер қойнаундағы ауалы газдар, құрамында N және инертті газдарболады, ал оның құрамында бос оттегі жоқ.

Қалыпты жағдайында немесе жоғары температурада және қысымда жер қыртысының әр түрлі тереңдігінде болатын химиялық тегі газдары, газ тектес заттардың, сулы ерітінділер және тау жыныстар арасындағы өзара химиялық әрекеттесу нәтижесінде түзіледі. Бұл кезде H, CO, CO₂, H₂S, N, сонымен бірге CH және басқа да көмірсутектер түзіле алады. Радиоактивті процестер мен термоядролық реакциялар нәтижесінде гелий, аргон, ксенон және басқа да газдар түзіледі.

Табиғи газдарға өздігінен тәуелсіз газ қабатының таужыныстарының жинақталған түрінде немесе мұнай ілеспе газдар, сонымен бірге көмір қабаттарындағы жанғыш газдар жатады. Геохимиялық факторлар әсерінен органикалық заттардың биохимиялық ыдыраумен және соңғысының әры қарай метаморфизм нәтижесінде болуымен туындаған. Сонымен қатар, жанғыш газдар металлдар карбидімен, сондай-ақ CO және H-пен су буының реакцияласу кезінде түзіледі. Газ қоймалары мен көмір қабаттарының негізгі тәуелсіз газы метан болып табылады. Метан қоспағанда Мұнай мен берге еріп шығатын газдар құрамында оның гомологтары болады.

Мұнай құрамындағы зиянды ластаушылар: күкірт-қосылыстары, механикалық қоспалар, тұздар кристалдары, және су құрамында еріген тұзы бар. Мұнайдағы күкірт қосылыстары, әдетте, ластаушы заттар болып табылады. Олар, улы, жағымсыз иісі бар, шайыр тұндыруға ықпал етеді, су қосылыстарында металл интенсивті коррозияға ұшырайды. Осыған байланысты, күкіртті сутек және меркаптандар әсіресе қауіпті. Олар жоғары коррозиялық қабілеті, түсті металды мен темірді бұзады. Сондықтан, мұнай өнімдерінде олардың болуы мүмкін емес.

С повышением температуры скорость гидролиза хлоридов значительно увеличивается. Из содержащихся в нефти хлоридов наиболее легко гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористый кальций и труднее всех гидролизируется хлористый натрий.

При перегонке сернистых нефтей сероводород реагирует с железом и образует не растворяемый в воде сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и, таким образов, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии. Но выделившийся хлористый водород разлагает эту защитную пленку, при этом выделяются новые порции сероводорода и образуется нерастворимое в воде хлористое железо. В результате обнажается поверхность металла и протекает интенсивная сопряженная коррозия сероводородом и хлористым водородом.

Наличие значительного количества минеральных солей в мазутах, которые представляют собой остаток при перегонке нефтей и используются в качестве котельного топлива приводит к отложению солей в топках, на наружных стенках нагревательных труб. Это приводит к снижению теплоотдачи и, следовательно, к снижению коэффициента полезного действия печи.

Таким образом, переработка таких нефтей может осуществляться только после обязательного обессоливания и обезвоживания.
Обессеривание и осушка газа.

Рациональное применение попутного нефтяного газа — это один из наиболее актуальных вопросов для топливно-энергетического комплекса России. Еще до недавнего времени этот попутный газ было принято пускать на факел, сжигая таким образом существенные его объемы. Это делалось ввиду нерентабельности и сложности его транспортировки на установки переработки. На месте утилизировать эти потоки также проблематично из-за нестабильности состава нефтяного газа, а также его относительно небольших объемов.

Превращение попутного нефтяного газа в товарный продукт — это длительный этап, состоящий из ряда последовательных технологических процессов. Одним из важнейших этапов подготовки газа для его дальнейшего использования является процесс обессеривания. В ходе его выполнения необходимо удалить из потока разнообразные химические соединения серы. Это могут быть:

диоксид серы,

сероводород,

сероуглерод,

иные органические соединения, включающие в себя серу.

Их допустимое содержание в потоке газа строго регламентировано действующими стандартами. Именно поэтому обессеривание газов является важным технологическим процессом.

Осушка газа в промышленности основывается на абсорбции либо адсорбции влаги, что не исключает конденсации влаги, когда газ охлаждается. При первом методе газ направляют в абсорбер, где он контактирует со специальным осушителем (поглотителем) – три или диэтиленгликолем. Процесс основывается на значительной разнице парциальных давлений водяного пара в жидкой фазе и газовой. Осушитель насыщается паром, поступает далее в сепаратор, где и выделяется поглощённый ранее газ. Абсорбционная технология осушки позволяет избавлять от влаги газ, в составе которого присутствуют вещества отравляющие поглотители в автоматическом режиме, достигая при этом точки росы в -70 °С. В свою очередь адсорбционный метод осушки газа основывается на использовании адсорбентов в виде твёрдых грануцеолитов, силикагелей или активированного А12О3, которые поглощают излишки влаги.

К преимуществам жидких сорбентов можно отнести низкую себестоимость процесса осушки, незначительные перепады давления в системах, непрерывность технологии и возможность автоматизации осушки газа, имеющего в составе соединения, способные отравить твёрдые поглотители. К недостаткам жидких сорбентов специалисты относят меньшие по сравнению с твёрдыми поглотителями показатели снижения точки росы и их вспенивание, если газ содержит лёгкие углеводороды. В свою очередь поглотители влаги в твёрдом виде, в качестве которых в газовой промышленности используют чаще других боксит и активированную окись алюминия, отличаются такими преимуществами, как:

- низкие значения точки росы, которые достигают -65°С;

- простота последующей регенерации поглотителя;

- компактность оборудования;

- низкая стоимость установок.

Окончательную дегазацию нефти осуществляют в отпарной ректификационной колонне-стабилизаторе. Здесь выделяются в паровую фазу оставшиеся в нефти растворённые низкомолекулярные углеводороды и компоненты газового бензина. Газопаровая смесь выводится с верха колонны, частично конденсируется в дефлегматоре и поступает в сепаратор, в котором разделяется на жидкую фазу — газовый бензин и газ низкого давления. Последний сжимается компрессором и вместе с газами высокого и среднего давления по газопроводу направляется на газоперерабатывающий завод. Освобождённая от растворённых газов стабильная нефть выводится с низа колонны и по нефтепроводу поступает на нефтеперерабатывающий завод.

Стабилизация нефти - удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации. С. н. осуществляется на нефтяных промыслах или на головных перекачивающих станциях. В стабильной нефти содержание растворённых газов не превышает 1—2%. Углеводородные газы направляются на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а стабильная нефть — на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). В установке С. н. (см. рис.) исходная нефть нагревается в теплообменниках до 200—250 °С и поступает в ректификационную колонну (давление 0,2—0,5 Мн/м³), из которой отводятся углеводородные газы и пары лёгкого бензина (газовый бензин) в конденсатор-холодильник, а затем поступают в газосепаратор, откуда несконденсированные газы направляются на ГПЗ, а жидкая фаза частично возвращается в ректификационную колонну для орошения. Остальная часть жидкой фазы проходит теплообменник, где нагревается, а затем поступает в ректификационную колонну (давление 0,8—1,2 Мн/м³). Из колонны углеводородные газы отводятся в конденсатор-холодильник и далее поступают в газосепаратор. Из газосепаратора сверху отводится сухой газ, снизу — сжиженная пропан-бутановая фракция, часть которой возвращается в колонну для орошения, остальное направляется в ёмкость. Из колонн и через теплообменники и холодильники отбираются соответственно стабильная нефть и бензин. Для более полного отбора лёгких фракций колонны снизу нагревают.          Лит.: Гуревич И. Л., Технология переработки нефти и газа, 3 изд., ч. 1, М., 1972.

Сортировка нефти.

Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественных характеристик нефтей в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти.

Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефтей в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

Наличие в нефти указанных веществ и механических примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ): 1) при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии; 2) отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэф. теплопередачи, вызывает сильную коррозию (хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием НСl); кроме того, соли и мех. примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах, мазуте и гудроне, ухудшают их качество.

О б е з в о ж и в а н и е нефти проводят путем разрушения (расслоения) водно-нефтяной эмульсии с применением деэмульгаторов-различных ПАВ, которые, адсорбируясь на границе раздела фаз, способствуют разрушению капель (глобул) диспергированной в нефти воды. Однако даже при глубоком обезвоживании нефти до содержания пластовой воды 0,1-0,3% (что технологически затруднительно) из-за ее высокой минерализации остаточное содержание хлоридов довольно велико: 100-300 мг/л (в пересчете на NaCl), а при наличии в нефти кристаллических солей-еще выше. Поэтому одного только обезвоживания для подготовки к переработке нефтей большинства месторождений недостаточно. Оставшиеся в нефти соли и воду удаляют с помощью принципиально мало отличающейся от обезвоживания операции, называемой о б е с с о л и в а н и е м. Последнее заключается в смешении нефти со свежей пресной водой, разрушении образовавшейся эмульсии и последующем отделении от нефти промывной воды с перешедшими в нее солями и механическими примесями.

Первичную подготовку нефти осуществляют на нефтепромыслах обычно термохимическим обезвоживанием в присутствии деэмульгатора при 50-80° С и атм. давлении или при 120-160 °С и давлении до 1,5 МПа. После такой обработки нефть содержит, как правило, до 1800 мг/л хлоридов, до 0,5-1,0 и 0,05% по массе соответственно воды и механических примесей.

В соответствии с требованиями нефтеперерабатывающей промышленности нефть, направляемая на первичную перегонку, должна содержать не более 3 мг/л солей, 0,2 и 0,005% по массе воды и механических примесей (в связи с тенденцией углубления переработки нефти эти показатели м. б. ужесточены). Дополнительную очистку на НПЗ нефти, поступающей с нефтепромыслов, проводят электротермохимическим методом, сочетающим термохимическое отстаивание с электрической обработкой водно-нефтяной эмульсии. Разрушение ее основано на том, что при попадании в переменное электрическое поле капли воды поляризуются и взаимодействуют между собой как крупные диполи. При достаточно близком расстоянии между каплями силы взаимодействия настолько велики, что происходит сближение капель и их коалесценция. Кроме того, вероятность столкновения и слияния капель значительно возрастает из-за броуновского движения и синхронной вибрации их с электрическим полем. Установки для удаления из нефти примесей этим методом называются электрообессоливающими (ЭЛОУ) и, наряду с НПЗ, сооружаются иногда на нефтепромыслах; в последнем случае нефть кроме обезвоживания подвергается также обессоливанию.
Теоретические основы процесса обезвоживания

На большинстве месторождений применяется водонапорный режим добычи нефти, поэтому, поднимаемая на поверхность пластовая жидкость содержит определенное количество воды (от безводной нефти на начальном этапе экплуатации месторождения до 97-98% на конечном).

Извлеченная вместе с нефтью на поверхность пластовая вода является вредной примесью, которую необходимо удалять из нефти по 3 причинам:

Первое - пластовая вода образует с нефтью эмульсии различной степени стойкости.

Со временем стойкость эмульсий повышается. Это является одной из причин того, что добываемую нефть необходимо обезвоживать как можно раньше с момента образования эмульсии, не допуская ее старения. Наиболее целесообразно проводить обезвоживание нефти на месторождениях. В последнее время начинает получать широкое распространение закачка реагентов-деэмульгаторов в скважину с целью предотвращения образования эмульсии по пути движения нефти и воды к месту обезвоживания. Хотя подачей реагента не удается полностью исключить эмульгирование воды в нефти, эмульсия в этом случае образуется нестойкая и легко разрушается.

Второе - дополнительные затраты на транспортировку.

Транспорт обводненной нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объемов содержащейся в нефти пластовой воды, но и вследствие того, что вязкость эмульсии типа вода в нефти в несколько раз выше, чем чистой нефти.

Третье - растворенные в воде соли и механические примеси являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов.

Обезвоживание нефти на месторождениях - лишь первый этап ее подготовки к переработке, так как присутствие в нефти воды, солей и механических примесей в тех количествах, которые остаются в нефти после обезвоживания на месторождении, отрицательно сказывается на процессах переработки нефти и на качестве получаемых нефтепродуктов.

Так, например, согласоно требованиям ГОСТ для 1 группы качества содержание хлористых солей номируется до 100мг/л, а в нефти, поступающей на переработку на НПЗ, содержание солей не должно превышать 5-10 мг/л.

Более глубокая очистка нефти от пластовой воды, солей и механических примесей осуществляется в процессе обессоливания. С этой целью обезвоженную нефть интенсивно перемешивают с пресной водой, а образовавшуюся эмульсию разрушают. Как правило, процесс обессоливания реализуется на заводах, и поэтому не затронут в рамках данного справочника.

Для того чтобы разрушить эмульсии, в промышленной практике применяются следующие методы:

-механические - фильтрование;

-термические - подогрев и отстаивание нефти от воды, промывка горячей водой;

-электрические - обработка в электрическом поле переменного и постоянного тока;

-химические - обработка различными деэмульгаторами.