Тақырыбы: Мұнайгаз ісінің негіздері

 

Мазмұны

 

КІРІСПЕ	6
1 ТАРАУ. «МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ ҰҢҒЫМАЛАРЫН ИГЕРУ ЖӘНЕ БҰРҒЫЛАУ»	7
1. Пәннің мәні, мазмұны және басқа пәндермен байланысы. ҚР мұнай және газ саласының дамуы. Ұңғыма туралы түсінік және оның негізгі элементтері.	7
2. Ұңғыма түрлері. Ұңғыманы бұрғылаудың негізгі тәсілдері. Бұрғылау қондырғылары және оның негізгі жабдықтары.	10
3. Мұнай және газ ұңғымаларын игеру. Мұнай және газ шөгінділердің жұмыс режимі. Шөгінділерді игеру кезеңдері.	20
4 .. Ұңғыманың фонтанды пайдалану тәсілі. Саға жабдықтары. Ұңғыманы пайдаланудың газлифті тәсілі.	22
5 .. Ұңғыманы сорапты пайдалану. Тереңдікті штангалы сораптар. Штангасыз ұңғыманы пайдалану. Жүктемелі ортадан тепкіш сораптар.	29
2 ТАРАУ. «ГАЗКОНДЕНСАТТЫ, ГАЗДЫ ЖӘНЕ МҰНАЙДЫ ӨНДЕУ ЖӘНЕ ДАЙЫНДАУ»	33
6 .. УКПГ-ге өндеуге және әрі қарай тасымалдауға дайындау. УКГП өндеуге және тасымалдауға газды конденсатпен газды дайындау.	33
7 .. Өнеркәсіптік құбырлар және оларға қойылатын талаптар. Магистральді құбырөткізгіштер құру және негізгі объектер.	38
8 .. Мұнайөнімдерін сақтауға арналған резервуарлар. Конденсат және газын, мұнайөнімдерін сақтауға арналған жерасты қоймалары.	43
9 .. Мұнайдың біріншілік өнделуі. АВТ сұлбасы. Мұнайдың екіншілік өнделуі, өнделуідің өнімдері.	51
10 .. Мұнайөнімдерінің каталитикалық крекингі. Катализаторға қойылатын талаптар. Көмірсутектердің каталитикалық крекингі кезіндегі өтетін химиялық реакциялар.	57
11 .. Мұнайөнімдерінің гидрокрекингі. Гидрокрекинг процесінің негізгі параметрлері, шикізат және катализаторлар.	61
12 .. Мұнайөнімдерінің каталитикалық риформингі. Процестің физика-химиялық негіздері.	66
13 .. Мұнайөнімдерінің тазалау тәсілдері. Депарафинизация.	71
14 .. Кокстеу процесін тағайындалуы. Қондырғылардың типтері. Шикізат және кокстеу өнімдерінің құрылымы.	76
15 .. Қоршаған ортаны мұнаймен, мұнайөнімдермен, химиялық реагенттермен ластануы. Ластануды ескерту	79
ӘДЕБИЕТТЕР	82

 

 

КІРІСПЕ

 

Мұнай жану және майлау материалы, сонымен қатар бірқатар ауруларға қарсы ембік зат ретінде адамзатқа бұрынғы уақыттан бері  белгілі.

Мұнайды алу техникасы бастапқыда жеңілірек болған, Мұнай жер бетінен шығу жерлерінде, яғни шұңқырлардан алынады. Кейінгі уақытта ағаш және тас арқылы құдықтарды шегендеген. Жиналған мұнайды ожау арқылы қолмен немесе аттың тарту күшімен қазып алған.

Бұрғылаудың жетелдерелген соққылық әдісін, демек, соққылық – арқандық және соққылық–штангалық механизацияланған әдістерін ендіру, мұнай ұңғымаларының орташа тереңдігін өсіруге және өнімділік мұнай жиектерін эксплуатациялауға қатыстыруға көмектесті.

Бұрғылаудың механикалық әдісін пайдалану мұнайды алудың өсуіне оң әсерін тигізеді.

Дамып келе жатқан өндіріс және тасымалдау жүйелері күннен күнге көп мұнай мен мұнай өнімдерін ажет етеді. Сондықтан XIX-ғасырдың аяғында мемлекеттік мұнай өндірісінің дамуы бақыланады.

Мұнай ісінің пайдасын өсіру үшін имициативті және үлкен капиталы бар мұнайөндірушілері салаға, мұнай алу зауыттарына мұнайды тасымалдау кезінде бірқатар жетістіктерді ендіруде.

Шетелде XIX-ғасырда бірқатар кәсіпорындарда наулар көмегімен эксплуатациялау кезінде электроқозғалтқыштарды пайдалана бастады, ең алдымен бақылаусыз ашық фонтандауды жою мақсатында фонтанды арматурамен жабдықтау, болат мұнайөткізгіштерді тұрғызу тәжірибелері жүргізілді.

Мұнай мен газды өңдеу және алу арасында маңызды түйін ТЭК –магистралды құбырөткізгіштер болады. Қантамырлар жүйесіне ұқсас олар елдер мен континенттерге енеді. Ерекшелігі оларда қан емес, энергиятасымалдағыш циркуляцияланады. Кітаптарда мұнай және мұнайөткізгіштер қалай пайда болғандығы, қандай объекттер оладың құрамына кіретіндігі және олар қалай жұмыс істейтіндігі жайында айтылған.

Құбырөткізгіштер басқа да мақсатта пайдаланылады – олардың көмегімен қатты және сусымалы материалдарды тасымалдауға болады. Көп жағдайларда бұл , дәстүрлі түрдегі тасымалдау жолдарын пайдалануға қарағанда тиімдірек,

Мұнайды өңдеу өнімдері және табиғи газды тұтынушыға дейін жеткізу қажет. Осы мақсатпен оларды бөлу жүйесі қызмет етеді. Оның құрамына газ қоймалары, мұнай базалары, мұнай өнімін өткізгіштер, газды бөлу жүйелері, жанармай құю  бекеттері, газтолтырушылар және газды бөлу станциялары кіреді.

 

1 ТАРАУ. «МҰНАЙ ЖӘНЕ ГАЗ ҰҢҒЫМАЛАРЫН ИГЕРУ ЖӘНЕ БҰРҒЫЛАУ»

 

1. ҚР мұнай және газ саласының дамуы. Ұңғыма туралы түсінік және оның негізгі элементтері.

2. ҚР мұнай және газ саласының дамуы.

Мұнай өндірісі Қазақстан Республикасының халықтық шаруашылығының тез дамитын және негізгі саласының бірі болып табылады.

Мұнай қорлары ҚР территориясы бойынша әртекті орналасқан. Төрт батыс аймақтарда Республиканың мұнай қорының 90%-нан көп мөлшері орналасқан. Бұл Тенгиз, Қарашығанақ, Жаңажол және Кенбай сияқты кенорындар.

Негізгі газ қоры Республиканың екі ауданында жиналған: Батыс Қазақстан (Қарашығанақ) және Ақтөбе (Жаңажол).

Конденсаттың қоры бойынша негізгі орынды (барлық қордың 90%-нан көбі) Батыс-Қазақстан (Қарашығанақ) ауданы алады.

Қазақстан Республикасында ресурстардың бірқатар болжамы бар. Республиканың мұнайының болжамдық алынатын ресурсы 7,8 млрд. тоннаға бағаланады, бұл кезде олардың 2/3-і батыс Қазақстанда орналасқан, ал табиғи газдың болжамдық ресурстары 7,1 трил. м³-ге бағаланады, олардың 70% -нан көбі Батыс Қазақстанда орналасқан.

Қазіргі заманда мұнай және газ дүниежүзінде және Қазақстанда – энергетикалық ресурстардың негізгі түрлері, олардың бір бөлігіне қолданылатын барлық ресурстардың 70 %-ы келеді. Маңызды  және актуалдық проблема болып – барлық технологиялық тізбекпен – кенорынды барлаудан мұнай мен газды пайдалануға дейінгі байланысты барлық сұрақтар табылады.

Дүниежүзінде мұнай және газды пайдалану барлау, алу, тасымалдау, өңдеу және оларды пайдалану бойынша барлық сұрақтардың маңыздылығының алдын алды. Ең бірінші кезекте кенорнында тұрақты түрде жетілдіру жүреді, пайдалануға теңіз шельфінің кенорындары түседі, үлкен тереңдіктегі мұнайды бұрғылауды меңгеру жүреді.

Мұнайгаздылықтың үлкен перспективаларын Каспий теңізінің Қазақстан секторымен қойнауына байланыстырады. Соңғы бағалауларға сүйенсек, Каспий шельфінің Қазақстан секторының болжамдық ресурстары шартты отынның  шамамен 13 млрд. тоннасын құрайы.

Қазақстанның мұнайгаз комплексі бүгінгі күні тауарлық өнімділіктің көлемі бойынша басқа салалардың ішінде алдыңғы орындардың бірін алады. Қазіргі мұнай мен газды алу деңгейі Қазақстанның сұраныс қанағаттандырарлықтай. Онымен бірге, елдің ішкі нарығының географиясы, атап айтқанда мұнай және газды өндірудің негізгі аудандарының негізгі тұтыну ауданынан қаашықтығы экономиканы мұнай және газ ресурстарымен өздігінен қамтамасыз етуде айтарлықтай проблемаларды қалыптастырады. Одан бөлек, мұнай мен газды дербес экспорттаудың техникалық мүмкіндіктерінің болмауы дүниежүзілік нарыққа шығуды созады. Осыған қарамастан ресейлік мұнайгаз компаниялармен тығыз қатынас жасағанда экспорт көлемін 5-6 млн. т/жылына сақтауға мүмкіндік болады. Бұл саланың экономикаға тұрақты валюталық ендірулерді қамтамасыз етуге мүмкіндік береді.

Мұндай перспективалар Қазақстанмен қарым-қатынас орнатқанда шетелдік компаниялар үшін стимул бола алады. Себебі әңгіме басталу жайында емес, бұл қарым-қатынастың жалғасуы жайында болып отыр. Өйткені, 1991 жылдан бастап елде шетелдік серіктестердің қатысымен 22 жоба іске асырылуда.

Республикада мұнай мен газды алудың деңгейі бүгінгі күні қордың шамамен 2%-ын құрайды. Жеке қажеттіліктерді қанағаттандыру үшін мұнайды алудың осы темпі жеткілікті. Бірақ, Қазақстан дүниежүзілік мұнайгаз нарығында лайықты орында алуға ұмтылуда, сондықтан мұнайды алу бойынша іс-әрекеттердің бірқатар комплексі жүргізілуде, ең алдымен батыс елдердің инвестицияларын тарту салдарынан.

Қазақстан саланың жоспарлық дамуы үшін жеткілікті кадрлар потенциалымен қамтамасыз етілген. Бірінші бірлесіп жұмыс істеу тәжірибесі қазақстандық мамандардың батыс елінің техникасы мен технологиясын тез меңгеруінің және өздерінің шетелдік әріптестерінен қалыспайды.

Осындай әдіспен, Қазақстан дүниежүзілік серіктестік болып саналуы қажет және керек, ең алдымен мұнай және газдың ең ірі өндірісі ретінде европалық серіктестік болып саналуы қажет, демек, инвестициялардың салынуының перспективалық нарығы.

2. Ұңғыма туралы түсінік және оның негізгі элементтері.

Ұңғыма-тереңдігі бірнеше метрден бірнеше киллометрге дейінгі және диаметрі 75 мм-ден жоғары болатын, қалыңдығы бойынша тау жынысымен қоршалған дөңгелек қималы тау жынысының өңделуі (иілмелі немесе тік) (1 сурет).

Ұңғыма элементтері: саға – бетке шығу; түп; қабырға немесе оқпан – жақтық бет. Оқпан өсі бойынша  сағадан түпке дейінгі қашықтық – ұңғыма ұзындығы, ал остің проекциясы бойынша тікке – оның тереңдігі.

Ұңғымаларды, шарт бойынша, интервалдан интервалға дейін диаметрді кемітумен бұрғылайды. Бастапқы диаметрі әдетте 900мм-ден аспайды, ал  соңғысы 75мм-ден көбіне көп болады.

Ұңғымаларды тереңдету сағаның барлық ауданы бойынша жынысты бұзу (жазық бұрғылау) жолымен іске асырылады немесе перифериялық бөлік бойынша іске асырылады (колонкалы бұрғылау). Соңғы жағдайда ұңғыманың ортасында керн қалады (жыныстың цилиндрлік бағанашығы), оны жыныстың өтілген қимасын меңгеру үшін бетке үнемі көтереді.

 

а, б — тік; в — иілмелі; а, в — жазық бұрғылау; б — колонкалы бұрғылау; 1 — саға; 2 — қабырға (оқпан); 3 — өс; 4 — түп; 5 — керн

 

Сурет 1 - Ұңғыма

Ұңғымаларды жерде және теңізде арнайы бұрғылау құрылғыларымен бұрғылайды.

Мұнай және газдың алынуының үздіксіз өсуі ондаған жаңа мұнай және газ кенорындарын пайдалануға ендіру және барлауды қамтамасыз еттін мыңдаған ұңғымаларды бұрғылау кезінде ғана мүмкін. 

 

2. Ұңғыма түрлері. Ұңғыманы бұрғылаудың негізгі тәсілдері. Бұрғылау қондырғылары және оның негізгі жабдықтары.

 

1. Ұңғыма түрлері.

Регионалдық зерттеу, іздеу, мұнай кенорындарын өңдеу және барлау  ұңғымалары келесі категорияларға бөлінеді: а) тіректік; б) параметрлік; в) іздестіру; г) барлау; д) пайдалану.

Тіректік ұңғымалар зерттелген ірі региондардың тереңдікті құрылысының негізгі  пішінін меңгеру, шөгінділердің территориалдық және стратиграфиялық бөліну заңдылығын анықтау үшін жобаланады. Ұңғымаларды бұрғылау аяқталғаннан кейін және осы процессте арнайы конструкциямен қарастырылған зерттеулер комплексі жүргізіледі. Тіректік бұрғылаудың қорытындысында мұнай және газдың болжамдық қорына баға беріледі.

Параметрлік ұңғымалар тереңдікті ескіруді меңгеру және мұнайгазжиналудың мүмкін аймағындағы мұнайгаздылықтың перспективаларын салыстырмалы бағалау үшін тұрғызылады. Тіректік ұңғымаларға қарағанда іздестіру жұмыстарыны тездету және негізгі геологиялық тапсырмалары шешуге зақым тигізбей олардың құнын төмендету мақсатымен бұл ұңғымалар керннің қысқартылған таңдалуымен бұрғыланады. Параметриялық ұңғымаларды бұрғылаудың қорытындысында жорамалдық қорлар дәлденуі және С₂ категориялы газ бен мұнай қоры анықталуы мүмкін.

Іздестіру ұңғымалары параметрлік бұрғылаудың және жаңа аудандарда мұнай және газ шөгінділерінің болу немесе болмауын анықтау үшін геофизикалық жұмыстардың берілгендері бойынша жобаланады. Ұңғымаларды өткізу кезінде мүмкін өнімділік жиегінің шөгінде және стратиграфиялық бөлімнің шекарасында  керннің толық жиналуы, сонымен қатар салалық-геофизикалық зерттеулер жиынтығын жүргізу мен мүмкін өнімділік жиекті байқау қарастырылады. Іздеу ұңғымаларын бұрғылау кезінде С₁ және С₂ категориялардың қорлары анықталуы мүмкін.

Барлау ұңғымалары іздеу бұрғылауы кезінде олардың мұнайгаздылығын анықталғаннан кейін аймақтарда бұрғыланады. Бірінші деңгейде (алдынала барлау) мұндай ұңғымаларды бұрғылау мақсаты - олардың барлауының экономикалық мақсаты жайында технико-экономикалық баяндамаларын  (ТЭБ) құрастыру. ТЭБ-ті бекіткеннен кейін екінші деңгейдің мақсаты (бөлшектік барлау) - (А + В + С) өндірістік категорияларының  қорын дайындау және кенорынның (шөгіндінің) өндірілуінің жобасын тұрғызу үшін берілгендерді жинау.

Барлау ұңғымаларын бұрғылау кезінде өнімділік шөгінде кернді жинау, салалық-геофизикалық жиынтығын жүргізу, сонымен қатар жақтық грунтпен кернді жинау мен алдын-ала пайдаланудан тұратын жиекетерді байқау қарастырылған.

Өндіріске ендірілетін кенорындарда өнімділік барлау ұңғымалары пайдалану қорына беріледі.

Пайдалану ұңғымалар мұнай және газ кенорындарының өңделу жобасына сәйкес бұрғыланады. Бұл категорияға сонымен қатар айдау, бағалау, бақылау және пьезометриялық ұңғымалар кіреді. Пайдалану ұңғымалар өңделетін шөгіндіден мұнай мен газды алу үшін арналған; айдау – өнімділік қабатқа суды, газды және ауаны айдау үшін арналған; бағалау – өнімділік жиектердің коллекторларын бағалау үшін; бақылау және пьезометриялық – ұңғыманы пайдалану процесінде мұнайгаз жанасуының, қысымның өзгеруін жүйелі түрде бақылау үшін арналған.

Арнайы ұңғымалар. Мұнай және газ өндірісінде сонымен қатар кәсіптік суларды лақтыруға, мұнай мен газдардың ашық фонтандарын жоюға, жерасты суқойнауларына арналған құрылымды дайындауға және оларға газды айдауға, техникалық суларды барлау мен алуға арналған арнайы ұңғымалар бұрғыланады.   

2. Ұңғыманы бұрғылаудың негізгі тәсілдері.

Ұңғымаларды бұрғылау әдістері тау жынысына әсер ету сипатына қарай топтастырылады: механикалық, термиялық, физико-химиялық, электрлік, т.с.с. Бірақ кәсіптік қолданыста тек тау жынысының механикалық бұзылуын қамтамасыз ететін бұрғылау әдістері пайдаланылады. Басқа бұрғылау әдістері зерттемелік өңдеудің деңгейінен шыққан жоқ.

Тау жынысына механикалық әсер етумен байланысты ұңғымаларды бұрғылау әдісі адамның күшін (қолмен бұрғылау) пайдаланумен, немесе қозғалтқыштарды (механикалық бұрғылау) пайдаланумен іске асырылады.

Қолмен бұрғылауды негізінде инженерлі-геологиялық зерттеулерде және аз ғана тереңдікте (20-30м-ге дейін) үлкен емес диаметрде (100-200мм) ұңғымаларды бұрғылаған кезде сомен қамтамасыз ету мәселесін шешкен кезде пайдаланады.

Қозғалтқыштардың энергиясын пайдаланумен механикалық бұрғылаудың екі түрі кең тараған – соққылық және айналмалы.

Соққылық бұрғылау. Соққылық бұрғылаудың әртүрлі түрлерінен тек қана соққылық-арқанды пайдаланылады (2-ші сурет).

Бұрғылау құрылғысы қашаудан 1, соққлық шлангадан 2 және арқандық құлыптан 3 тұрады. Ол мачтаның 12 блогы арқылы лақтырылатын арқанға 4 ілінеді, реттегіштің 6 керу ролигі 7, қосымша ролик 8. Арқан бұрғылау қондырғысының  барабанына 11 толтырады. Шестернялар 10 айналған кезде шатун 9 қайтымды-түсу әрекетін жасап көтеріліп, реттеу рамасын 6 түсіреді. Раманы түсірген кезде керу ролигі 10 арқанды кереді және оқпан үстіндегі бұрғылау құрылғысын көтереді. Раманы көтерген кезде арқан түсіріледі, қашау түпке беріледі және жынысты бұзады. Ұңғыманы тереңдету мөлшеріне қарай арқын созылады (барабаннан 11 бұралады).

Ұңғымалардың цилиндірлігі түптің үстінде оның көтерілуі кезінде қашаудық бұрылуымен қамтамасыз етіледі. Жұмыс кезінде қашау өздігінен бұрылады, өйткені арқан жүктелумен (көтеру кезінде) бұралады және жүктелуді шешкен кезде айналады (қашаудың жынысқа соққылау кезінде).

Түптегі бұзылған жыныстың (шламның) толу мөлшеріне қарай оны тазалау қажеттігі туады. Қоспаға қабаттық сұйықтан және жыныстың бұрғыланған бөлшектерінен науаның түсірілуі кезінде клапан ашылады және науа осы қоспамен толтырылады. Науа көтерілген уақытта клапан жабылады. Түптің бұрғыланған жыныстан тазалануы үшін қанша рет түсірілуі қажет болса сонша рет науа ұңғымаға түсіріледі. Түп тазаланғаннан кейін ұңғымаға бұрғылау құрылғысын түсіреді және бұрғылау процесі жалғасады.

Сурет 2 - Соққылық-арқанды бұрғылау сұлбасы

 

Ұңғыманың соққылық бұрғылануы кезінде, шарт бойынша, сұйықпен толтырылмайды. Сондықтан жыныстың бұзылуының алдын алу үшін оның қабырғасынан ұңғымаға металл шегендеу құбырларынан тұратын резьбаның немесе пісірудің көмегімен біріктірілген шегендеу бағанасын түсіреді. Ұңғыманың тереңдетілу мөлшеріне қарай шегендеу бағанасын түпке қарай жылжытады және периодты түрде бір құбырға ұзартады.

Шегендеу бағанасының ұзындығының өсуімен оның түпке жылжуы қиындайды. Шегендеу бағанасын арнайы тығу құралымен де түсіруге болмайтындай момент болады. Бұл жағдайда түсірілген шегендеу бағанасын ұңғымада қалдырады және оның ішіне екінші шегендеу бағанасын түсіреді, ұңғыманы аз өлшемді қашаумен тереңдетеді, ал бағананы өсіреді. Қайтадан екінші шегендеу бағанасы түсірілмейтін момент пайда болады, бұл үшінші одан да кіші диаметрлі бағананы түсіру қажеттігін тудырады, осылай жобалық т ереңдікке жеткенше қайталана береді. Осындай әдіспен, ұңғымаға бірнеше шегендеу бағаналары түсірілуі мүмкін.

Мұнай және газ ұңғымаларын бұрғылау кезінде ТМД-да соққылық әдіс пайдаланылмайды. Бірақ оны суды алу үшін ұңғыманың өтуі кезінде пайдаланады, сонымен қатар көмір және таурудалы өндірісте (желдету сағалары және т.б.).

Айналмалы бұрғылау. Айналмалы бұрғылау кезінде жынысты бұзу бір уақытта бірлескен түрде қашауға жүктелу мен айналдыру моментінің әсер етуімен жүреді. Қашаудың жүктелуінің әсер етуінің әсерінен қашау жынысқа енеді, ал айналдыру моментінің әсерімен оны майдалап жонады.

Бұрғылаудың екі әдісі бар - роторлық және түптік қозғалтқыштарды пайдаланумен (турбобур және электробур).

Роторлық бұрғылау кезінде (3 сурет) қуат қозғалтқыштардан 11 шығыр арқылы мұнара ортасында 19 ұңғыма сағасының үстіне орнатылған роторға 4 — айналдыру механизміне беріледі. Ротор қашауы 1 бар бұрғылау бағанын айналдырады. Бұрғылау бағанасы жетектік құбырдан 5 және ауыстырғыш 3 арқылы оған бекітілген бұрғылау құбырларынан 2 тұрады.

Түптік қозғалтқышпен бұрғылау кезінде қашау 1 білікке бекітілген, ал бұрғылау бағанасы қозғалтқыштың 18 қаңқасына. Қозғалтқыштың жұмысы кезінде оның білігі және қашау айналады, ал бұрғылау бағанасы, шарт бойынша, ротормен айналмайды.

Сәйкесінше, роторлық бұрғылау кезінде қашаудың жынысқа енуі айналмалы бұрғылау бағанасының ұңғымасының осінің айналасында жүруі кезінде жүреді, ал түптік қозғалтқышпен бұрғылау кезінде - айналмайтын бұрғылау бағанасы.

Айналмалы бұрғылаудың сипаттық ерекшелігі - ұңғыманы сумен немесе қашаудың түпте жұмыс істеу уақытында арнайы дайындалған сұйықпен шаю. Ол үшін қозғалтқыштардан жұмысқа келтірілетін екі бұрғылау сорабының 12 көмегімен (бір немесе үштен жиі) шаю сұйығы мұнараның 19 оң бұрышында орнатылған құбырөткізгішке 16 тұрақ құбырға айдалады, кейіннен иілмелі бұрғылау шлангына 17, ұршыққа 6 және бұрғылау бағанасына барады. Қашауға жетіп, шаю сұйығы онда бар саңылау арқылы өтіп, сақиналық кеңістік арқылы ұңғыма қыбырғасы мен бұрғылау бағанасы арқылы бетке көтеріледі. Бұл жерде науаларда 15 және тазалау механизмдерінде (суретте көрсетілмеген)  шаю сұйығы бұрғыланған жыныстан тазаланады, кейіннен бұрғылау сораптарының қабылдау ыдыстарына 14 түседі де, қайтадан ұңғымаға айдалады.

Кронблоктан, тәлдік жүйеден 8, ілмектен 9 тұратын полиспасталық жүйеге ілінген бұрғылау бағанасының ұңғымасының тереңдетілу мөлшеріне қарай ұңғымаға беріледі.

Жетектік құбыр 5 роторға 4 кіргеннен кейін барлық ұзындық бойынша шығырды қосады, бұрғылау бағанасын жетектік құбырдың ұзындығына көтереді және бұрғылау бағанасын элеватордың немесе ротордың үстеліндегі сынаның көмегімен іледі. Кейіннен жетектік құбырды 5 ұршықпен 6 бірге бұрап алып, ұзындығы жетектік құбырдың ұзындығымен бірдей болатын аз ғана иілген ұңғымаға алдын ала орнатылған шегендеу бағанасына түсіреді. Бұл ұңғыма ортадан оның аяғына дейінгі қашықтықта мұнараның оң жақ бұрышында бұрғыланады.

Осыдан кейін бұрғылау бағанасын екіқұбырды біріктірумен (екі біріктірілген құбырлар немесе ұзындығы 12м болатын бір құбырмен) ұзартады (өсіреді), оны элеватор мен сынадан шешіп, екіқұбырдың ұзындығына ұңғымаға түсіреді, элеватор немесе сынаның көмегімен ротордың үстеліне іледі, ұршықпен бірге шурфтан жетектік құбырды көтереді, оны бұрғылау бағанасына біріктіреді, бұрғылау бағанасын сынадан немесе элеватордан босатады, қашауды түпке дейін жеткізеді де, бұрғылауды жалғастырады.

1 — қашау; 2 — бұрғылау құбырлары; 3 — өткізгіш; 4 — ротор; 5 —жетектік құбыр; 6 — ұршық; 7 — ілгек; 8 — тәлдік блок; 9 — тәлдік арқан; 10 — шығыр; 11 — шығыр мен ротор қозғалтқышы; 12 — бұрғылау сорабы; 13 — сорап қозғалтқышы; 14 — қабылдау ыдысы; 15 — науа; 16 — айдау құбырөткізгіші; 17 — бұрғылау шлангы; 18 — түптік қозғалтқыш (роторлық бұрғылауда пайдаланылмайды); 19 —мұнара; 20 — шегендеу құбырлары; 21 — шегендеу құбырларының айналасындағы цемент қабуы; 22 — шахталық бағыт

 

Сурет 3 - Электробұрғының көмегімен, турбиналық және роторлық әдіспен ұңғыманы бұрғылау үшін орнату

 

Тозған қашауды алмастыру үшін барлық бұрғыланған жынысты ұңғымадан  көтереді, кейін оны қайтадан түсіреді. Көтеру-түсіру жұмыстарын да сонымен қатар полиспасталық жүйенің көмегімен жүргізеді.  Шығыр барабанының айналуы кезінде тәлдік арқан реттеліп оралады немесе одан түсіріледі, бұл тәлдік жүйе мен ілмектің көтерілуі мен түсірілуін қамтамасыз етеді. Соңғысына штроптар мен элеваторлардың көмегімен көтерілетін және түсірілетін бұрғылау бағанасын іледі.

Көтеру кезінде бұрғылау бағанасын ұзындығы мұнара ұзындығымен (мұнара ұзындығы 41м болғанда шамамен 25м) анықталатын секцияларға бекітеді. Шешіліп алынған, шамдар деп аталатын, секцияларды мұнара шырағында шамықта орнатылады.

Бұрғылау бағанасын ұңғымаға қайтымды тізбекте түсіреді.

Сәйкесінше, ұңғыма түбінде қашаудың жұмыс процесі бұрғылау бағанасының өсірілуімен және тозған қашауды ауыстыру үшін көтеру-түсіру жұмыстарымен тоқтатылады.

Ұңғымалардың конструкциясы. Шегендеу бағаналарын олардың диаметрін, құрылғы тереңдігін, айдалған цемент ерітіндісінің көтеру биіктігін, қашау диаметрін көрсетумен әр бағана астында бұрғылау жүреді, ал кейде басқа да берілгендердің құрылымы ұңғыма конструкциясы деп аталады (4 сурет). 

Ұңғыма конструкциясы бұрғылауға материалдық-техникалық құрылғыларды және уақыттың шығынын төмендету үшін және шарттарды қалыптастыру үшін және бұрғылау процесінде қиындықтардың, апаттың алдын-алу үшін күрделі мұнайөндірістік объекті ұзақ уақыт пайдаланушы ұңғыманың құрылысының жоғары сапасын қамтамасыз етуі қажет.

Сонымен қатар ұңғыма конструкциясы келесілерді қамтамасыз теуі қажет:

- ұңғыманы жобалық тереңдікке жеткізу;

- өнімділік жиекті (қабат) ашу үшін берілген әдістерді және оларды пайдалану әдістерін іске асыру. Негізгі көңіл түптің құрылымына түсірілуі қажет (түп конструкциясы түсінігі жөндеу-изоляциялық жұмыстарды, қабатқа технико-технологиялық әсер етулерді жүргізуді, саға тұрақтылығын қамтамасыз ететін қарқындылық жиектерді жүргізуді қамтамасыз ететін өнімділік объекттің интервалында ұңғыма конструкциясының элементтерінің қатынасын білдіреді);

- бұрғылау процесінде қиындықтардың және техника және технологиялық процесстердің потенциалдық мүмкіндіктерін толық пайдалануға мүмкін беретін шарттардың алдын алу;

- ұңғыманы тұрғызуға минимум шығын.

Аталған талаптарды қамтамасыз ету үшін қажетті шегендеу бағаналарының саны ұңғымалардың бөлек интервалдарын бұрғылау шартарының сәйкес келместігінен анықталады. Бұрғылау шарттарының сәйкес келмеу түсінігі ретінде ұңғыманың төменде жатқан интервалындағы технологиялық процестердің берілген параметрлері бұрғыланған төменде жатқан интервалда қиындықтар тудырғандағы қатынасы жатыр, егер соңғысы шегендеу бағанасымен бекітілмесе, бұл қиындықтардың алдын алудың қосымша арнайы технологиялық шараларын жүргізу мүмкін емес.

 

а — профиль; б— сағадағы бағананың консцентрлік орналасуы; в — ұңғыма құрылымының графикалық суреті; г — ұңғыма конструкциясының жұмысшы сұлбасы .

 

Сурет 4 - Ұңғыма конструкциясы

 

Ұңғыма конструкциясында келесі типті шегендеу бағаналары пайдаланылады:

- бағыт – тұрақты емес шөгінділерден тұратын жоғарғы интервалды бекіту үшін. Ұңғыма сағасын шаюдың алдын алу үшін арналған;

- кондуктор – лақтырымға қарсы қондырғының сағасында ластанулардан су жиектерін изоляциялау үшін қиманың жоғарғы тұрақсыз интервалдарын бекіту, сонымен қатар келесі шегендеу бағаналарын ілу үшін;

- аралық шегендеу бағанасы – төменде жатқандармен бұрғылау шарты бойынша сәйкес келмейтін геологиялық қиманың жоғарғы аймағын изоляциялау және бекіту үшін. Келесі интервалды бұрғылау үшін ұңғымада апаттар мен қиындықтардың алдын алу үшін қолданылады. Жағымды шарттарда аралық бағана пайдалану бағана ретніде падаланыла алады;

- пайдалану бағана – өнімділік жиекті бекіту және ұңғыманың басқа геологиялық қималарының жиектерінен изоляциялау үшін қолданылады. Кез-келген белгілі әдіспен мұнай мен газды бетке шығаруға арналған.

Аралық шегендеу бағаналары келесідей бола алады: жазық, демек, алдыңғы интервалдың бекітілуіне байланыссыз ұңғыманың түбінен сағасына дейін барлық оқпанды бекітетін; хвостовиктер — 100м-ден кем емес алдыңғы шегендеу бағанасының ұңғымасының тек қана отырғызылмаған интервалын бекіту үшін; летучкалар — алдыңғы немесе келесі шегендеу бағаналарымен байланысы бар қиындықтарды жою үшін қызмет ететін арнайы аралық шегендеу бағаналары. Летучкалар ұңғыма сағасына дейін өсірілмейді.

Аралық бағана хвостовик ұңғыма сағасына дейін өсіріледі немесе жағымды жағдайларда пайдалану бағана ретінде қызмет етеді. Соңғы аралық бағананың тозуы айтарлықтай болмағанда, эксплуатациялық бағана хвостовик түрінде түсіріле алады.

Ұңғыма конструкциясына кіретін бағана санын есептегенде бағыты және кондуктор ескерілмейді. Пайдалану және бір аралық бағанадан тұратын ұңғыма конструкциясын екібағаналы деп атайды, ал пайдалану және екі аралықтан тұрса үшбағаналы деп аталады.

 

3. Бұрғылау қондырғылары және оның негізгі жабдықтары.

 

Алдында біз ұңғыманы бұрғылау ұңғыманың жер бетімен пайда болу мақсатындағы жынысты бұзу процесі екенін атап өттік.

Бірақ бұл нәтижеге процеске бір тапсырмамен біріктірілген және технологиялық түрде жалпы комплекс құрастыратын – бұрғылау қондырғысын ендірумен жете аламыз.

Қазіргі заманғы бұрғылау қондырғысын келесі құрылғылар құрайды.

Мұнара жүккөтеру құрылғысы болып табылады, ол үшін арнайы полиспасталық жүйемен (тәлдіқ) жабдықталады. Оған келесілер кіреді: кронблок, тәлдік жүйе, ілгек және металл арқан. Кронблок және тәлдік жүйе – ауыстырылатын және ауыстырылмайтын шкивтер жүйесі, ол арқылы арқан лақтырылған.

Арқанның бір ұшы жылжымайтын етіп, ал екінші ұшы шығырдың барабанына бекітіледі.

Тәлдік жүйенің жұмысы блоктың көмегімен жүкті көтеру кезінде механиканың белгілі бір шартта негізделген, күште ұту арақашықтықтағы ұштылуға тең. Біздің жағдайымызда күштегі ұту қызықтырады, өйткені аз ғана салмақты көтеру қуаттың көп жұмсалуын қажет етеді. Тәлдік жүйеге ілмек ілінеді, оған ұңғымаға түсірілетін немесе көтерілетін жүк ілінеді. Көп жағдайда – түбіне қашау бекітілетін бұрғылау құбырларының тізбегі.

Шығыр – тәлдік арқанның бос ұшын орауға және осының әсерінен көтеру-түсіру операцияларын орындауға арналған механизм. Шығырдың негізгі түйіні болып айналуды арнайы жетек беретін барабан табылады. Барабанның айналу жылдамдығы пневматикалық немесе қолмен тежегішпен реттеледі.

Ротор – ұңғымаларды бұрғылау кезінде құбырлардың айналуын және олардың бұралуын іске асыратын механизм. Ол подшипниктерінде айналатын білік орнатылған қаңқадан тұрады. Үстелде төртбұрышты саңылау бар, оған бұрғылау бағанасының бірінші құбыры отырғызылады. Құбырдың және үстелдің мұндай конструкциясы олардың жақсы жанасуын қамтамасыз етеді. Үстелдің айналуы шестернялардың конустық жұбымен іске асырылады, олардың бірі жетектің карданбілігімен, ал екіншісі үстелмен біріктірілген.

Сорап – бұрғылау процессінде ұңғымаға сұйықты (оны шаю деп атайды) беруді қамтамасыз ететін гидравликалық машина. Бұл кезде келесі мақсаттарға жетеміз: сұйықтың жиегінің қарқыны қашау ауданындағы жынысқа әсер етеді, бұл оның қирауына алып келеді; бұрғыланған жыныс сұйық жиегімін ұсталады да, бетке шығарылады. Шаю сұйығы ретінде әртүрлі отырғызулары бар су мен балшықты ерітінді пайдаланылады.

Сорап екі түіннен тұрады – гидравликалық және механикалық. Гидравликалық түйін поршендері қайтымды әрекет жасайтын екі цилиндрден тұрады. Цилиндрлерде орнатылған клапандар сұйықтың көлденең түсуін және шығарылуын қамтамасыз етеді, ал әуе қақпағы сұйықтың берілуінің пульсациялау сипатын тегістейді.

Поршендердің ауысуын кривошипті-шатунды механизмі бар редуктордан тұратын механиклық түйін қамтамасыз етеді. Соңғысы айналмалы жүрісті поршендердің қайтымды жүрісіне айналдырады. Механикалық түйін шкивтен, кривошиптен (коленвал), шатуннан, крейцкопфтан тұрады. Крейцкопф поршеннің осі бойынша поршеннің штогына шатуннан жүктеледі беру үшін пайдаланылады.

Сорап қауіпсіздікті қамтамасыз ету мақсатымен айдау құбырөткізгішінде орнатылатын сақтандыру клапанымен жабдықталған болуы қажет және қысым құбырөткізгіштегі қысым критикалықтан жоғары.

Ұршық – оның айналу процессінде бұрғылау құбырларының тізбегі арқылы бұрғылауға шаю сұйығын беруді қамтамасыз етеді. Бұл мақсат үшін ұршық екі бөліктен жасалған – жылжымалы және жылжымайтын. Жылжымайтын бөлік тірекпен бұрғылау шлангысының көмегімен жалғастырылған, ол арқылы шаю сұйығы беріледі, ал жылжымалы- квадрат арқылы айналмалы бұрғылау тізбегімен.

Шаю сұйғының тазалау жүйесі бұрғыланған жыныстың және басқа да қоспалардың бөлшектерін алып жүретін ұңғымадан шығатын шаю сұйығын тазалауға және сұйықты қайта пайдалануға дайындауға арналған. Жүйе тазартылған сұйықты жинауға арналған арнайы електермен, газды бөлуге арналған мөлшерлегіштермен, тазартылған сұйықты жинауға арналған ыдыспен жабдықталған.

Механикалық кілт бұрғылау тізбегін құрастыратын құбырларды бұрауға және шешуге арналған.

5-суретте тереңдігі 2500 м болатын пайдалану және барлау ұңғымаларын бұрғылауда кең қолданылатын бұрғылау қондырғысының жалпы көрінісі көрсетілген. Бұл қондырғы келесідей негізгі түйіндерден тұрады: ротор 12, тәлдік жүйесі бар шығыр 6, сораптар 9 мен мұнара 1. Шығырдың және сораптың жетегі ретінде іштен жану қозғалтқыштары пайдаланылған. Бұрғылау қондырғысының жинағына қатпарланған дірілдегіш елек, қабат, шаю сұйығыны арналған қабылдау ыдысы 10, тірегі бар айдау құбырөткізгіштері кіреді.

1 — мұнара; 2 — кронблок; 3 — тәлдік жүйе; 4 — ілмек; 5 — ұршық; 6 —шығыр; 7 — отын; 8 — редуктор; 9 — бұрғылау сорабы; 10 — сораптардың қабылдау ыдыстары; 11 — пневмобасқару; 12 — ротор.

 

Сурет 5 - Бұрғылау қондырғысы

 

Бұрғылау тізбегін түсіру және көтеру, шегендеу бағанасын түсіру, қашау мен бірқатар қосымша жұмыстарды беру үшін бұрғылау шегендеу құбырларын бұрау және шешу үшін шығырдан 6, кронблоктан 2, тәлдік блоктан 3, ілмектен 4 және тәлдік арқаннан тұратын полиспасталық жүйе пайдаланылады.

Бұрғылау қондырғысының шамдарын және көтеру механизмдерін орналастыру А-тәрізді конструкциялы мұнарады іске асырылады.

Бұрғылау тізбегін айналдыру үшін (роторлық бұрғылау), бұрғылау бағанасын периодты түрде айналдыру үшін (турбиналық бұрғылау және электробұрғысы бар бұрғылау), ұңғымаға түсірген кезде шегендеу тізбегін ілу үшін және көтеру-түсіру жұмыстары кезінде бұрғылау тізбегін ілу үшін ротор 12 пайдаланылады. Ұңғыманы шаю екі бұрғылау сораптарымен 9 жасалады. Шығырдың, ротордың және сораптың  жетегі қондырғыда екі пісірілген дизельдерден 7 жасалады асырылады.

Екі қозғалтқыштың қуаты роторлық әдіс кезінде көтеру-түсіру жұмыстары жүріп жатқында ұңғыманы бұрғылау уақытында жұмыс істейтін екі сораптардың жетегі үшін және шығырдың жетегі үшін жеткілікті.

Бұрғылау қондырғысы энергетикалық және монтаждалған бұрғылау құрылғымен және көтерілген мұнарамен бірге жиналған түрде бір нүктеден екінші нүктеге қондырғыны аустыруға мүмкіндік беретін металл түпке негізгі бөлігі бекітілген механизмдер комплексінен тұрады. Атмосфералық тұңбалар мен желден бұрғылау бригадасының қызметкерлері мен механизмдерді сақтау үшін қондырғы тақтадан немесе басқа материалдан жасалған щиттер мен металл каркаспен жабдықталады.

 

3. Мұнай және газ ұңғымаларын игеру. Мұнай және газ шөгінділердің жұмыс режимі. Шөгінділерді игеру кезеңдері.

 

1. Мұнай және газ ұңғымаларын игеру.

Мұнайды ұңғымалық алу мұнай кенорынын өңдеудің алдың қатарлы әдісі болып табылады. Мұнайды алудың шахталы түрі аз қолданылады. Табиғи газ кенорындары тек ұңғымалармен өңделеді. Үлкен керулігі және аз ғана диаметрлі иілмелі немесе тік  тау өндірісінен тұратын мұнай және газ шөгінділерімен жер бетін байланыстыратын ұңғымалар кең таралған және мұнай мен газ өндірісінің қымбат объекттері болып табылады. Мұнай және газ ұңғымаларын пайдалану қиын және жауапты процесс болып табылады, өйткені ұңғыма ішілік қондырғының жұмыстары және ұңғымалардағы сұйықтың жүру ерекшеліктері көрінбейтін сипатта болады.

2. Мұнай және газ шөгінділердің жұмыс режимі.

Көптеген кенорныдарда табиғи жағдайдар келесідей, орнатылған мұнайды жинауда қажетті деңгейде қабаттық қысымды ұстау үшін шөгінділерге суды табиғи түрде алып келу жеткіліксіз. Сондықтан мұнайдан газдың шығып кетуінің және онымен өнімділік қабаттың толып қалуының алдын алу үшін АҚШ-тың көптеген кенорындарында қабатты жасанды жолмен толтыру арқылы ең тиімді суқарқынды режим ұсталынады. Тек шөгіндінің оларды қоршайтын суқарқынды жүйелермен өте жақсы байланысы бар аз ғана бөлігі  табиғи суқарқынды режимде өңделеді.

Табиғи жағдайлар әсер ететін шөгінділердің өңделу режимін қабат сұйығы мен тау жынысының талдауының берілгендері бойынша қабат қысымының өзгеруі мен ұңғыманың пайдалану сипатын бақылау қорытындысының салдарындағы ауданның немесе шөгіндінің геологиялық құрылымының берілгендері бойынша орнатуға болады. Мысалы, егер режим суқарқында болса, онда ұңғыманың газ факторы уақыт бойынша аз өзгереді, қабат қысымы әдетте газбен қаныққан мұнайдың қысымынан асады. Берліген түптік қысымда ұңғыманың «дебиті» ұзақ уақыт бойы шамамен бірдей бола алады (егер қабаттың сүзу қасиеттерінің төмендеуіне себеп болмаса – тұздардың шығуы, парафин мен шайыр шөгінділері, кеуектердің балшықты бөлшектермен толуы және т.б.). Газдың еру режимінде уақыт өте газ факторы тез өседі. Көмірсутекті қарқынды режимде қабат қысымы үздіксіз төмендейді, егер шөгіндіден сұйықты бөлу тұрақты болса.

Кеңею газының режимінде газ шөгінділерінде сулар қабаттың өнімділік бөлігінің шегінен шықпайды және шөгіндінің газды бөлігінің ауданы тұрақты деп есептеуге болады. Сондықтан газды алу қабат қысымың үнемі төмендеуімен бірге жүреді (газдың жалпы алынуына пропорционалды). Алынған газдың қысымының төмендеуіне байланысты оның шөгінділердегі қоры жайында айтуға болады. Газ және суқарқынды режимдердің аралас болу жағдайында қабатқа түсетін су газдан алу кезінде бөлшектей немесе толық қабат қысымының құлауының орнын толтырады. Соңғы газберу коэффициенті (қабаттан алынған газдың қосынды көлемінің оның бастапқы қорына қатынасы ) газ режимінде 95%, ал суқарқынды режимде 50-85% аралығында жатады, өйткені газдың бір бөлігі судың келу аймағында қысылған болып қалады.

3. Шөгінділерді игеру кезеңдері.

Эксплуатациялау уақыты бойынша алынатын мұнайдың қисығына байланысты өңдеудің төрт периодын бөлуге болады, олар саты деп аталады.

Бірінші саты (кенорынды пайдалану еңгізу сатысы), коллектордың  линзалар ұңғымаларын бұрғылау қарқынды түрде жүргенде және қабатқа әсер ету жүйесінің тиімділігін жоғарылату үшін ұңғымаларды бұрғылау қарқынды жүргенде. Бұл қордың ұңғымалар саны қабаттың құрылымының біржақты болмауына, оның үзінділігіне, жер қойнауынан мұнайды алудың пайдаланылатын технологияның ерекшеліктеріне байланысты.

Екінші саты (мұнайды алудың алынған максималды деңгейін ұстау сатысы) аз немесе көп мөлшерде тұрақты мұнайдың алынуымен сипатталады. Бұл сатының негізгі мақсаты – резервті қордың ұңғымаларын бұрғылау жолымен іске асырылады, ұңғымалар режимдерін реттеу және сумен толу жүйесін толық меңгеру немесе қабатқа әсер етідің басқа әдісі. Кейбір ұңғымалар сатының саңында фонтандауын тоқтатады, және оларды пайдаланудың механизацияланған әдісіне өткізеді (сораптардың көмегімен).

Үшінші саты (мұнайды алуды беретін саты) суқарқынды режимде ұңғыманың өнімінің прогрестеуші сулануының үстінде өңдеу темпінің интенсивті төмендеуімен және газқарқынды режимде газ факторының жылдам өсуімен сипатталады. Барлық ұңғымалар механизацияланған әдіспен эксплуатацияланады. Ұңғымалардың көп бөлігі бұл сатының соңына қарай пайдаланудан шығады.

Төртінші саты (өңдеудің соңғы сатысы) өңдеудің төмен темпімен сипатталады. Өнімнің жоғарғы сулануымен және мұнайдың алынуының жайлап төмендеуі бақыланады.

Мұнайдың алынатын қорының 70-тен 95%-ға дейін алынатын алдыңғы үш саты  өңдеудің негізгі периодын құрайды. Төртінші сатыда мұнайдың қалған қорын алады. Бірақ өңдеудің дәл осы периодында алынатын мұнайдың санының соңғы мөлшері, кенорынның жалпы мерзімі анықталып, судың негізгі көлемін алады.

Кейбір кенорындар үшін бірінші сатымен мұнайдың алынуының құлау сатысы басталады. Кейде бұл кенорынды өңдеуге енгізуде жүреді. Мұндай құбылыс тұтқыр мұнайы бар кенорындар үшін тән немесе бірінші сатының соңында жылыны 12-20%-ға дейін өңдеудің жоғары темптары алынғанда жетеді. Өңдеу тәжірибесінен өңдеудің максималды темпі 8-10%-дан жоғары болуы қажет, ал өңдеудің барлық мерзімінде оның мөлшері жылына 3-5 %-дың көлемінде болуы қажет.

 

4. Ұңғыманың фонтанды пайдалану тәсілі. Саға жабдықтары. Ұңғыманы пайдаланудың газлифті тәсілі.

 

1. Ұңғыманың фонтанды пайдалану тәсілі. Саға жабдығы.

Бұл процесті жүзеге асыру үшін екі тәсілге фонтанды және механикаланған болып  бөлінеді. Фонтанды тәсілде қабаттың ішкі энергиясы есебінен мұнай жоғары көтеріледі, ал механикалық тәсілде ұңғымаға түсірілетін әр түрлі қондырғылар комегімен көтерудін мәжбүрлі түріне жүгінеді.

Өндірудін фонтанды тәсілі экономды және қабат энергиясының қоры жоғары болғанша кенорынды игерудің бастапқы периодты болады. Содан соң механикалық тәсілмен алмасады. Қолданылған тәсілге байланысты механикалық тәсілді компрессорлы және сорапты етіп бөледі. Соңғысы штангалы және штангасыз сораптар көмегінен  мұнайды өндіру болып табылады.

Қазіргі кезде қолданыс тапқан мұнайды өндіру тәсілдерін қарастырайық.

Қабат қысымының мәніне мұнайдың физикалық қасиетіне, ондағы сумен газдың құрамына, жынысының жеткізгіштігіне және т.б. факторларға байланысты.

Ұңғыманы пайдалануды барлық белгілі тәсілдерді  келесі топтарға бөлуге болады;

1. фонтанды - мұнай ұңғымадан өзі төгіледі.

2. ұңғымаға жіберілетін сығылған газ энергиясының көмегімен мұнайды алу.

3. сорапты - әртүрлі типті сораптар көмегімен мұнайды алу.

Пайдаланудың екі соңғы тәсілдері шарты механикаланған деп айтуға болады, бірақ бұл термин жеке жағдайларда процестін шындығын айқындамайды.

Барлық  газды ұңғымалар тек фонтанды тәсілмен пайдаланылады, яғни кез-келген қабат қысымында қабаттан газды алу үшін механизм колданылады.

Пайдаланудың барлық тәсілдеріндн сонымен фонтанды тәсілде, пайдалану алдында ұңғымаға тусірілетін бетке сұйық пен газды көтеру үшін үлкен емес диаметрлі құбыр бойынша жүргізіледі. Бұл құбырлар сорапты компроссорлы құбырлар (СКҚ) деп аталады.

Пайдалану тәсіліне байланысты оның фонтанды, компрессорлық, сорапты, сонымен котеру деп атайды.

Пакерлер - ұңғыманың жеке бөліктерінде бөлуге арналған құрылғы, мысалы түптік аймақты қалған бөліктерден бөлуге арналған. Сонымен олар келесі функцияны орындайды:

- Қабат қысымына әсер ететін шегендеу бағанасынан қорғайды.

- Онымен газбен белсенді қабат сұйықтарының әсерлесуін кедергі келтіреді.

- СКҚ газдың қысымына әсер етеді, оның П.Ә.К. жоғарлата отырып бөлек қабаттарын жеке угерлерулеріне мумкіндік береді.

Технологиялық операция кезінде жеке қабаттарға бағытталған сағалық әсерді жүргізеді.

Айырылу процесі резиналы пакерлеуші элементке механикалық, гидравликалық және гидромеханикалық әсер етеді. Әсер түріне байланысты (М) механикалық және (ГМ) гидромеханикалық әсерлер қолданыс тапты.

Пакерлер былай жұмыс істейді. Берілген тереңдікте сорап-компрессорлы құбырды түсірген соң седлоға орнатылған доңгелекті лақтырады. СКҚ пакеріне сұықтықты айдау қысымды тудырады, олар А каналы арқылы поршень астында оның ауысуына болдырады. Поршень күшпен плашкоұстағышты қысады да ұсталынған винт 10 кесілуін қамтамасыз етеді. Жоғары қарай жылжуын жүргізе отырып, ол плашканы жаңға жылжытады да оларды пайдалану бағанасына жақындатады.

Манжетті сызу тірекке әсер ететін құбыр салмағы есебімен жүргізіледі. Әрі қарай қысымның жоғарлауынан винт кесіледі, ол қаңқадан шығып пакердің өту қимасын босатады.

Пакерді көтеру өстік жүктемені түсірген соң және тірек, қаңқа, оқпанды жоғары жылжытқан соң жүргізіледі.

Якорь берілген интервалда пакерді сенімді ұстап тұру үшін қосымша күшті қамтамасыз етуге арналған. Ол үшін якорь пакермен бір блокқа байланысады және ұңғымаға бір мезгілде түсіріледі. Якорьдағы ұстау элементі болып СКҚ бағанасында болатын қысымнан жұмыс істейтін планкалар болып табылады және поршень асты канал арқылы жүргізіледі. Оның жұмыс принципі пакер жұмысына аналогты. Қысымды түсіргенде және СКҚ көтергенде якорьды босатып плашкалар өстік орнына келеді.

Якорь пакермен берге  конструктивті орналасуы керек, сонда пакер цифрына Я әрпі енгізіледі (мысалы, ПД-ЯГМ).

Фонтанды арматура келесі функцияларды орындайтын ұңғыма жабдығына жатады:

А) Көтеру құбырлары мен шегендеу бағанасы арасында сақиналы кеңістікті  герметизациялайды.

Б) Газсұйықтықты қоспаның қозғалысының бағытын.

В) Тереңдік жабдығының ілінуін.

Г) Сағада қатты қысымды пайда болдырады

Д) Зерттеулер жүргізу, игеру және т.б. операцияларды жүргізеді.

Арматура конструктивті элементтер қатарынан тұрады. Құбырдың басы фонтанды  құбырларды ілуге, сағаны герметизациялауға, әртүрлі технологиялық операцияларды жүргізуге арналған. Өзі бағалы фланецтен, құбыр басының тройнигінен, ауыспалы катушкадан тұрады. Фонтанды елка ұңғыманы өнімдерін реттеумен бағыттауға арналған. Орталық ысырмадан, елка крестовигінен, буферлі ысырмадан, буферлі құбыршадан, штуцерден тұрады.

Фонтанды арматура

Фонтанды пайдалануда көтеру құбырларын қолданумен сипатталады:

1. Ұңғыманы игеру бойынша жұмысы жеңілдетеді. Екі өзіндік канал жеңіл сұйықтықпен окпанда сазды ерітіндіні ауыстыра алады. Содан соң көтеру құбырлары компрессор көмегімен ұңғыманы игереді.

2. Кеңейетін газдың энергиясы рационалды қолданылады. Көлденең қималы аз ауданы бойынша қоспа көтерілгенде құбыр қабырғалары бойынша оның томен ағуынан мұнайдың жоғалуы тез қысқарады. Содан соң пайдалану бағанасы арқылы фонтандануда аз мөлшерлі газ бөлінеді.

3. Аз дебитті ұңғыманың фонтанды тәсілінің ұзартудың бірден-бір тәсілі аз диаметрі көтеру құбырларын қолдану болып табылады.

4. Ұңғы түбінде құмды тығындардың пайда болуын алдын алу үшін.

5. Меншікті салмағы төмендейді. Сондықтан фонтандану үлкен қабат қысымда жүргізіледі.

Фонтанды арматураны конструктивті және беріктің көріністері бойынша бөлінеді:

1) Жұмысшы қысым бойынша – отандық зауыттар фонтанды арматураны 7 ден 105МПа-ға дейін шығарады. 105МПа есептелген арматураны аса терең ұңғымалар және жоғарғы қабат қысымды ұңғымалар үшін қолданылады.

Фонтанды мұнайлы ұңғымалар үшін негізі 7 ден 35МПа дейін есептелген арматураларды қолданады.

2) Оқпанның көлденең қимасының өту өлшемі бойынша 50-ден 150мм болады. Оқпан диаметрі 100 және 150мм-ге  тең фонтанды арматура жоғарғы дебитті мұнай және газ ұңғымаларына арналған. 

3) Фонтанды елканың конструкциясына байланысты крестті және тройнигті болады. 6 суретте арматураның схемасы көрсетілген. Бұл түрдегі арматураның  шеткі өткізгіштері шығу сызықтарымен жинау және өлшеу қондырғыларымен байланысады.

4) Ұңғымаға түсірілетін құбырлар саны бойынша бір қатарлы және екі қатарлы болып бөлінеді. 6 суретте бір қатарлы көтергіштер үшін фонтанды арматура көрсетілген.

5) Бекітілетін құрылғылар бойынша – ысырмамен және крандармен болып бөлінеді. Ысырмаларды мұнай ұңғымаларында, ал крандарды газ ұңғымаларында қолданады.

Фонтанды ұңғыманы пайдалануға қосу мен игеру келесі тәсілдерде фонтанды арматура сағасына орнатурдан жүзеге асады:

– шаю –бұрғылаудан соң ұңғыма оқпанына толған сұйықтықты жеңіл түріне ауыстыру, мысалы сазды ерітіндіні – суға, суды – мұнайға ауыстыру болып табылады.

- сығылған газбен сығу – беттен айдалатын газ сұйықтықпен, ауамен ұңғыманы қанықтыру.

- аэрация – ұңғымадағы сұйықтықты газсұйықтықты қоспамен алмастыру.

Ұңғыманы жуу негізінде фонтанды тудыру үшін құбыралық кеңістікте сорап арқылы сұйықты айдайды, сонымен ұңғыманы толтыратын ауыр сұйықтық фонтанды құбыр бойынша бетке шығарылады. Аз қабат қысымы кезіңде сазды ерітіндіні мұнай мен суға ауыстырған соң да фонтандауға болады.

 

а — кресті; б — тройникті; 1 — манометр; 2 — үшжүрісті кран; 3,11 — жоғарғы және төменгі буферлер; 4 — тройник; 5 — штуцер; 6 — тығындау құрылғысы (жақтық тығын, кран); 7 — тығындау құрылғысы (сағалық тығын, кран); 8 — өткізгіш; 9 — крестовик; 10 — тізбектік фланец; 12 — шырша крестовигі

 

Сурет 6 - Фонтанды арматуралар түрлері

 

Сығылған ауамен ұңғыманы үрлеу артықшылығы фонтанды құбырлармен пайдалану бағанасы арасындағы сақиналы кеңістіктегі соңғысын айдау болып табылады.

Ұңғыманы басу үшін арнаулы компрессорлар 8 -20 МПа қысымға арналған. Ұңғымадағы сұйықтықтың тығыздығының су ғана төмендеуі оған бір мезгілде су мен газдың айдауынан болады. Бұл жағдайда ұңғыма сораптан келетін желіден су, ал компрессордан газ желісін жүргізеді. Сұйықтық пен газ араластырғыш (эжекторда) араласады, содан газсұйықты қоспа ұңғыманың құбырлы кеңістікте айдалады. Бұл қоспамен ұңғымадағы сұйықтықты ауыстыру кезіңде түптегі қысым төмендейді, және мұнай ұңғымаға келе бастайды. Ұңғыма тұрақты фонтанды атқылаған сәттен бастап қоспаны айдау тоқтатылады.

2. Ұңғыманы пайдаланудың газлифті тәсілі. Газлифтер жүйесі.

Клапан немесе башмак арқылы көтеру құбырлар бағанасына айналатын сұйықтықты бетке көтеру газлифтілі деп атайды.

Ұңғымадағы сұйықтықты көтеру үшін екі канал қажет:

1) газды беру үшін

2) сұйықтықты бетке көтеру үшін

Ұңғымаға түсірілетін құбырлар қатарының санына байланысты олардың өзара орналасуын және газдың қозғалысының бағытын және газ мұнайлы сұйықтықтарды әртүрлі және жүйелі газ көтегіштерде қолданады.

Егер жұмысшы агент ретінде ауа болатын болса онда оны көтергіш және эрлифті деп атайды. Кейде жұмысшы агент ретінде газды көтергіш үшін жоғарғы қысымды газ қабатының газын қолданады. Бұл жағдайда жүйелі компрессорлы газлифтілі деп атайды.

Ұңғымаға газды көтергіш құру үшін сораптыкомпрессорлы құбырларды түсіреді, ал фонтанды пайдалану кезіңде қолданылады. Түсірілетін құбырлар санына байланысты көтергіштер бір қатарлы және екіқатарлы, жұмысшы агенттің бағыты бойынша сақиналы және орталық жүйе деп бөлінеді.

Газ көтергіштердің жүйесі 7 суретте көрсетілген. Сақиналы бірқатарлы көтергіште, көтеру құбырлары мен пайдалану бағанасының арасындағы кеңістікке сығылған газ айналады, ал газ мұнайлы қоспа көтеру бағанасы бойынша қоспа бетке бағытталады.

Сақиналы жүйенің екі қатарлы көтергіштері 7 суретте көрсетілген.

Сығылған газ ұңғымаға ішкі және сыртқы құбырлар арасындағы сақиналы кеңістік арасына айдалады, ал газсұйықты қоспасы ішкі құбырлар бойынша көтеріледі. 7 суретте екі қатарлы көтергіштің сатылы нұсқасы салынған, онда оның сыртқы қатары құбырдың жалпы салмағын азайту мақсатында әртүрлі диаметрлі құбырлардан жасалған.

Газлифтілі ұңғыманың сағасында арматура орнатылған ол фонтанды ұңғымаға түсірілген құбырды ілу үшін құбыр арасындағы кеңістікті герметизациялау үшін ұңғыма өнімін шығу желісіне, ал сығылған газды ұңғымаға бағыттайды.

Ұңғыманы пайдалану мен қосу кезінде операцияны және пайдалану процесінде қиындықтарды жою мен байланыстыру операцияны орындау үшін ұңғыма сағасын шығу желісі мен ауа өткізгіштік байлайды. Сәйкес ысырманы жабудан сығылған газ көтеру құбырларына немесе көтеру құбырлары мен сыртқы қатарлы құбырлар арасындағы сақиналы кеңістігіне бағытталады. Газлифтілі ұңғыманың саға жабдығын ең қарапайым байлау 8 суретте көрсетілген.

Газлифтілі ұңғыманы пайдалануға қосу процесін сыртқы қатардағы құбырда ауамен (газбен) сұйықты ығыстырудан және айдалатын ауаны көтеру құбырының төменгі ұшта немесе ондағы сұйықтық бағанасын газдау үшін осы құбырлардағы жұмысшы саңылауға ығыстырудан тұрады. Газлифтілі ұңғыманы пайдалануға қосудағы максималды қысымға жетеді, егер сығылған газбен көтеру құбырларына ендіру орнына дейін ығыстырғанда болады.

Бұл қысым газлифт жүйесіне, ұңғыма тереңдігіне ондағы сұйықтықтың статикалық деңгейіне, сонымен сұйықтық тығыздығына және басқа шарттарға байланысты әртүрлі болады. Ең үлкен қосу қысымы башмак арқылы сақиналы жүйенің бірқатарлы лифтіне көтеру құбырларына газды беру кезінде қол  жеткізіледі.

                 

 

Сурет 7 - Газды көтергіштер жүйесі

Сурет 8 - Газлифтті ұңғыманың байланысу сұлбасы

 

Кейбір жағдайларда қосу қысымы көтеру құбырларына газды ендіру нүктесінде ұңғымадағы сұйықтықтың гидростатикалық қысымына жетеді.

 

                                                                                                                P_қосу =ρgL                                                         (1)

 

Мұнда:  P-қосу қысымы, Па

              ρ-сұйық тығыздығы, кг/м³

               g- еркін түсу үдеуі, м/с²

               L-сағадан көтеру құбырларына газды беруге дейінгі қашықтық.

 

Газлифтінің қазіргі таңдағы технологиясы сақиналы жүйенің бірқатарлы кеңістіктеріне, қосу және жұмысшы клапандармен және көтеру құбырының ұшындағы пакерге негізделеді. Пакердің тағайындалуы түптік аймақты құбырлы кеңістіктен бөлу болып табылады. Клапандар көтеру құбырларымен ұңғыманы құбыраралық кеңістігі арасындағы байланысты тоқтатады немесе орнатуға арналған құрылғы. Әртүрлі конструкциялы дифференциалды клапандар кеңінен қолданылады.

Олардың әсер ету принципі құбырлармен құбырлы кеңістіктегі қысымның төмендеуге негізделген көтеру құбырларының сыртқы жағында орнатылған қосу дифференциалды клапандар ұңғымаға есептемелі тереңдікке түсіріледі. Газды айдау кезіңде сұйықтық деңгейі құбырлы кеңістікте төмендейді де, көтеру құбырларында жоғарлайды.

Егер құбырлы кеңістіктегі газ клапан деңгейіне жеткен кезде көтеру құбырларындағы сұйықтық бағанасының гидростатикалық қысымынан жоғарлаған кезде, ол клапан арқылы құбырларға ағады да ондағы сұйықты газдайды. Клапаннан жоғарғы құбыр ішіндегі сұйықтықты бөлшектеп лақтыру жүреді, осыдан соң клапан деңгейіндегі құбырлардағы қысым төмендей бастайды, ал құбыр мен құбырлы кеңістіктегі қысымның төмендеуінің көбеюіне алып келеді. Қысымның белгілі төмендеуі кезіңде клапан жабылады. Осы кезде құбырлы кеңістіктегі сұйықтық деңгейі көтеру құбырларының башмагы мен төмен жатқан клапанға жетуі керек. Көтеру құбырларының сыртқы бетінде орналасқан клапандарды ауыстыру мен реттеу үшін барлық құбырлар бағанасын көтеру керек. Мұны егер көтеру құбырлар бағанасының ішінде орналасқан арнаулы камерада клапандарды орнату есебінен алдын алуға болады. Клапандарды орнату мен көтеру ұңғыманы пайдалану кезіңде жүзеге асады. Газлифтілі пайдалану үшін ұңғыманы бұрғылаудан соң жабдықтауға болады және пайдалану объектісіне сорап-компрессорлық құбырмен алу кезіңде жабдықтауға болады. Фонтандау аяқталған соң немесе буферлі қысым төмендегенде бұл клапандарды жұмысшылармен алмастырады.

Газауалы көтергіштегі клапандар санын азайту үшін бірінші клапанды үлкен тереңдікте орнату керек. Сұйық деңгейінде бірінші клапанды жүктеу құбырлы кеңістіктегі деңгейді максималды ығыстырумен, егер қысым толық қосу қысымына тең болғанда анықталады.

Жұмыс істеп тұрған газлифтілі ұңғымадағы жұмысшы қысым қосудан әр уақытта аз болады, кейде бірнеше есе. Бұл ұңғыманы пайдалану процесінде құбырлы кеңістіктегі сығылған газ қысымы өте үлкен орташа тығыздықпен газмұнайлы қоспаның көтеру құбырларындағы гидростатикалық бағананы теңестіреді.

Ұңғыманы компрессорлы пайдалану кезінде бір немесе бірнеше компрессорлы станцияны ондағы компрессорлы машиналарды, газ бен ауаның белгілі бір қысымға дейін сығады. Компрессорлар поршенді ені және үш сатылы 8ГК газоамоторлы типті, 13м³/мин өнімділігіндегі 5 МПа есептелген.

 

5. Ұңғыманы сорапты пайдалану. Тереңдікті штангалы сораптар. Штангасыз ұңғыманы пайдалану. Жүктемелі ортадан тепкіш сораптар.

 

1. Ұңғыманы сорапты пайдалану. Тереңдікті штангалы сораптар.

Мұнайлы ұңғыманы штангалы сораппен пайдалану. Кеңес дәуірінің мұнайды өндірудің негізгі механикалық тәсілі. Штангалы сорап арнаулы конструкциялы плунжерлі сорап, олардың беттен штангтар бағаналар арқылы жүзеге асады.

Сорапты қондырғы ұңғымадағы сорап 1 және саға бетінде  орналасқан тербеліс станогынан сорап цилиндірі 2 ұңғымаға түсірілген СКҚ 9 соңына бекітілген, ал плунжер 12 штанг бағанасы 12 ілінген. Жоғарғы штанга тербеліс станогының  6 балансир 5 ұшы 4 пен арқанды немесе шынжырлы ілгішпен байланысқан. Цилиндрдің жоғарғы бөлігінде айдау клапаны 10 орнатылған, ал төменгіде сору клапаны 13 орнатылған.

 

Сурет 9 - Штангалы сораптық құрылғы

СКҚ бағанасы сораптан сұйықтық бетке көтеріледі сағада тройник 3 аяқталады. Тройниктің СКҚ бағанасы жоғарғы жағындағы сальникті құрылғылар қозғалатын сальникті штоктың айналасынан сұйықтық ағуын алдын алу үшін арналған. Тройниктің ортанғы бөлігінде шеткі өткізгіші бойынша ұңғымадан сұйықтық шығу желісіне бағытталады.

Сорапты штанг бағанасының қайта келу қозғалысы тербеліс станогының қайта келу қозғалысы тербеліс станогының кривошипті-шатунды механизмі мен редуктор 7 арқылы электрлі қозғалтқыштан 8 беріледі.

Сораптың әсер ету принципі келесідей. Плунжер жоғары жылжыған кезде сұйықтық қысымын сору клапаны 13 ашылады. Нәтижесінде сұйықтық сорап цилиндріне түседі. Бұл кезде айдау клапаны 10 жабық оған сұйықтық бағанасының қысымы әсер етеді.

Плунжер 12 төмен қозғалған кезде сұйықтық қысымынан сору клапаны 13 жабылады, ал айдау клапыны ашылады және цилиндердегі сұйықтық плунжер үстіндегі кеңістікке өтеді.

Тербелу станогы (10-сурет) негізгі түйіндерден тұрады. Тірегі бар рамадан, ұшы бар балансирден кей станоктарда кері салмақтардан, екі кривошипі бар редуктордан, онда екі шатунь бар шатуньмен кері салмақ бекітіледі.

 

1 —тепе-тендіктің басы; 2 — тепе-тендікті басын ұстап тұрушы құрылғы; 3 — тепе-теңдіктің подшипниктің тірегі; 4 — тепе-тендік; 5 — қарама қарсы тепе-тендік; 6 — сфера тәріздә бұтакті ілуші подшипник; 7 — шатун; 8 —кривошипке қарсы салмақ; 9 — кривошип; 10 — редуктор; 11- электрожетек; 12 — тежегіштің қол ұстағышы; 13 — белдік; 14 — тірек.

 

Сурет 10 - Тербелу құрылғысы

2. Штангасыз ұңғыманы пайдалану. Жүктемелі ортадан тепкіш сораптар.

Жүктелген электрлі ортадан тепкіші сораптар. Штангасыз ұңғымалы сораптардың басқа айырмашылығы сорап пен жетек арасындағы механикалық байланыстың болмауы болып табылады.

Штанганың болмауы жақсы ма жаман ба? Штангасыз сораптардың техникалық және технологиялық ерекшелігі кандай? Бұны орнату алдында мұнай кәсіпшілігінде қолданылатын отандық өнеркәсіптің қазіргі кезде шығаратын штангасыз ұңғымалы сораптардың  негізгі түрлерін қарастырайық. БШНГ топтағы ең үлкен топ электрлі ортадан тепкіш сораптар (ЭОТС) болып табылады.

ЭОТС жетек ретінде жүктелген электрқозғалтқышты берілген тереңдікке сораппен бірге ұңғымаға түсіріледі.

Екінші топты электрлі винтті сораптар құрайды. Мұнайды өндіру балансында оның бөлігі өте аз. Винтті сорапты жетегі болып берілген тереңдікке сораппен бірге түсірілетін гидравликалық қозғалтқыш болып табылады.

БШНГ-ға (струйный) сораптар  жатады. Қазіргі кезде сыналып, игеріліп жатқан. Олар ұңғымаға берілетін сұйықтық ағынына болатын эжекционды тиімділік есебінен мұнайды көтеру принципіне негізделген.

Электродиафрагмалы сораптар қолданылады, онда сұйықтықты беру жылжымалы диафрагма көмегімен жүзеге асады.

Штангалы сораптың жоғары берілісті беру жеткіліксіздігі, үлкен жабдықты орнату қасиеттілігі, және штангтың үзілуі сияқты себептер штангалы сораптарды қолдану аймағын шектейді. Осыған байланысты мұнай ұңғымасын пайдаланудың штангасыз сораптар кең қолданыс тапты, солардың ішінде жүктелген ортадан тепкіш электрлі және винтті сораптар.

Жүктелген ортадан тепкіш электр сорапты орнату (11-сурет) сорапты агрегат, бронирленген кабель, саға арматурасы басқару станциясының кабельді барабаны 10 және автотрансформатор 9 тұрады. Жүктелген сорапты агрегат жинақталған түрде көтеру құбырлары 5 ұңғымаға түсіріледі ал ортадан тепкіш көп сатылы сораптан 4, жүктемелік электроқозғалтқыш 1 және протектор 2 тұрады. Барлық түйіндер бір-бірімен фланецпен байланысқан. Қозғалтқыш білігі, протектор және сорап ұшында шлицасы бар және шлицасы муфтамен байланысады. Өйткені электроқозғалтқыш қорап астында орналасқан соң, соңғысында шеткі сұйық қабылдағыш бар, оған фильтр-торы 3 арқылы электорқозғалтқыш пайдалану бағанасының арасындағы сақиналы кеңістіктен келеді.Ұңғыманың жер үсті жабдықтарына саға арматурасы 7, кабель үшін тірегі бар барабан, автоматты басқару станциясы 10 және автотрансформатор 9 тұрады. Автотрансформатор кабель 6 кернеудің төмендеуін компенсациялауға арналған, ал электроқозғалтқыш 1 тоқты береді. Басқару станциясы агрегатты автоматты немесе қолмен басқарылады және оның жұмысын бақылауға арналған. Қоршаған ортадан қорғау үшін автотрансформатор будкада орнатылады.

Сурет 11 – Тиуе ортадан тепкіш электросорабының құрылғысы

 

Сағаның арматура 7 ұңғыма өнімін шығу желісіне жіберуге, кабельді ендіруді ескере отырып құбырлық кеңістікті герметизациялауға және қысым өте үлкен болғанда бұл кеңістіктен газды шығаруға арналған қондырғының әсер ету принципі мынадай: электрлі ток кәсіптік желіден автотрансформатор 9 және басқару станциясы 10 арқылы кабель 6 бойы мен электрқозғалтқыш 1 береді, нәтижесінде электрқозғалтқыш сораптың білігін айналдырып оны жұмыс істеуге алып келеді.

Агрегаттың жұмыс уақытында сорап қабылдағышында орнатылған фильтр арқылы өтіп, сорапты құбыр арқылы айналдырып, бетке шығарады. Агрегат тоқтаған кезде сұйықтың құбырлар бағанасынан ұңғымаға төгілмеуі үшін, сорап үстіндегі құбырларға кері клапан орнатылған одан басқа сорап үстінде түсіру клапаны орнатылған, ол арқылы сұйықтық ұңғымадан агрегат көтерілу алдында бағанасынан төгіледі.

Жүктемелі электрсорап әсер ету принципі бойынша кәдімгі ортадан тепкіш сораптардан айырмашылығы жоқ. Ол өз кезегінде сатылар жиыннан сорап роторы мен статордан тұрады. Статорды құрайтын лопаткалар және элементтер шойыннан дайындалады. Сораптың жұмыс істеу кезінде сұйықтық сору саңылауы арқылы жұмысшы дөңгелектің орталық ашық бөлігіне келеді, оның лопаткаларына келіп, айналалы қозғалыс жасайды. Ортадан тепкіш күштің әсерінен және лопатканың әсерінен сұйықтың бөлшектері үлкен жылдамдықпен  айналатын дөңгелектің перифериясына лақтырылады содан соң сыртқа шығарылады.

Дөңгелектен шыққан сұйықтық үлкен жылдамдыққа ие және соған байланысты кинетикалық энергиясы - қозғалу энергисясы да жоғары. Бұл энергияны қысым энергиясына түрлендіру үшін арнаулы бағыттағыш құрылғыға, лопаткалы диффузорлар болады. Сұйықтық осы лопаткалар арқылы ағып, қозғалыс бағытын өзгертеді, жайлап жылдамдығын жоғалтып, келесі сатыға өтеді. Жүктелген сораптардың жұмысшы дөңгелектері үлкен емес диаметрлі, осының салдарынан бірінші сатыда болатын сұйықтық тегеуріні 3,5-5,5м жоғарылайды. Сол үшін тегеурінді 800-1000м қамтамасыз ету үшін, сорап қаңқасында 150-200 сатыны орнатады. Егер үлкен тегеурін керек болса екі немесе үшсекциялы сораптар қолданылады.

 

2 ТАРАУ. «ГАЗКОНДЕНСАТТЫ, ГАЗДЫ ЖӘНЕ МҰНАЙДЫ ӨНДЕУ ЖӘНЕ ДАЙЫНДАУ»

 

6. УКПГ-ге өндеуге және әрі қарай тасымалдауға дайындау. УКГП өндеуге және тасымалдауға газды конденсатпен газды дайындау.

 

1 УКПГ-ге өндеуге және әрі қарай тасымалдауға дайындау.

 

Мұнай және су ұқып сағасынан шығу желілері арқылы жинау және тасымалдау жүесіне бағытталады.

Мұнай ұнғымаларын игерудің бастапқы периоды, ерекше бойынша фонтандаушы ұнғымадан мұнайды сусыз өндірумен сипатталады. Бірақ әрбір кенорында қабаттан мұнаймен бірге су аз мөлшерде шыға бастайды, әртүрлі кенорындарында ұнғымадан шығатын қабат сулары құрамы мен ондағы минералды туздарының еру концентрациясы бойынша, микроорганизмер мен газ құрамы бойынша ерекшеленеді. Мұнайдың қоспасын қабаттан шығарғанда эмульсия пайда болады, оны екі ерімейтін сұйықтықта механикалық қоспа деп қарастырамыз, оның біреуі әртүрлі түрінде таралады. Мұнайда сұдың болуы тасымалданатын сұйықтықтың өсу көлемдерімен қымбаттауына алып келеді. Мұнайда 0,1 судың боуы мұнай газ өндіру зауытының ректификациялық бағанасының интенсивті көбіктелуіне алып келеіне өңдеудің технологиялық рижимін бұзады,содан басқа конденсациялық аппаратты ластайды.

Мұнайың жеңіл фракциялары (этаннан пентанға дейінгі көмірқышқыл газдар) қымбат шікізат болып табылады, одан спирт, синтетикалық каучук, еріткіштер, сұйық моторлы жанармай және өнеркәсіпте кеңінен қолданылатын органикалық синтездін басқа өнімдерін алады .

Сондықтан мұнайдан жеңіл фракциялардың жоғалуына талпынады, бірақ оны әрі қарай өңдеу үшін мұнайлы горизонттан көмірсутектердің сақталуына алып келеді.

Өңделетін өнімнің көбінесе алғашқы шикізат, яғни мұнай сапасына байланысты. Егер көп жылдар бұрын МӨЗ технологиялық қондырғылары құрамы 100-500г/л минералды тұздар болатын мұнай болатын болса, қәзіргі кезде терең тузсыздандырулы мұнайлар қажет, жиі өңдеу алдында мұнайдан тұзды толық өсуіне алып келеді. Мұнайда механикалық қоспалардың болуы құбырөткізгіштердің мұнайдың өңдеуін қиындатады, мазуттар мен жоғарлатады, кеш жылумалмастырғыштарда жылуберу коэффициентін азаюына алып келеді де оның жұмыстан шығуына алып келеді.

Механикалық қоспалар қиын бөнінетін эмульсияларды пайда болдырады. Суда мұнай мен ерітіндінің кристал тәрізді минералды туздарды болуы құбырөткізгіш пен мұнай өңдеу жабдығыштың метал коррозиясының ұмырауына алып келеді, эмульсияның тұрақтылығын жоғарлатады, мұнайдың өңеуін қиындатады.

Сәйкес шарттарды қабат суындағы хлорлы магний мен хлорлы кальцийдің болігі тұзды қышқылдың пайда болуымен гидролизденеді. Мұнайды өңдеулерінде күкіртті қосылыстарды шөгуі нәтижесінде күкіртті сутек пайда болады. Каррозия егер суда күкірт қышқылмен тұз қышқылы болса тез жүреді.

Жоғарыда көрсетілген себептер, мұнайды тасымалдау қажеттілігін көрсетеді. Мұнайды дайындауға сусыздандыру тузсыздандыру толық және бөлшектей газсыздану жатады.

Мұнайдың тасымалдауға дайындау санын МЕСТ регламенттейді. МЕСТ-тың негзігі талаптары 1 кестеде келтірілген.

 

Кесте 1 - Мұнайдың сапасының көрсеткіштері

 

Көрсеткіш	Мұнай тобы
	I	II	III
Судың құрамы, %, көп емес	0,5	1	1
Хларлы тұздардың құрамы, мг/л, көп емес	100	300	1800
Механикалық қоспалардың құрамы, %, көп емес	0,05	0,05	0,05
Беру пунктындағы температурада қаныққан булар қысымы, Па, көп емес	66-650	66-650	66-650

 

Мұнайды тасымалдауға дайындау сапасы МЕСТ пен регламенттенеді МЕСТ негізгі талаптары 1 кестеде келтірілген. 12 суретте мұнайды кешенді дайындау қондырғысы келтірілген, онда сусыздандыру тузсыздандыру және мұнайды тұрақтандыру процесі жүреді. Схеманың сол бөлігі тундырғыш 3 қоса. сусыздандыру қондырғы орналасқан. Онда шикі мұнай желі I бойынша сорап 1 көмегімен жылуалмастырғышқа 2 бағытталады онда тұрақты мұнайға дейін қыздырылады. Қыздырылған мұнай тұрақтандырғыш 3 беріледі, ал тұндырғыштан сусыздандырылған мұнай желі бойынша келесі тұндырғышқа немесе электрдегидратор 4 бағытталады. Сусыздандырған мұнай ағынына тұздарды жуу үшін желісі бойынша су қосылады.

Кей жағдайда тузсыздандыру дәрежесіне жақсарту үшін бір тундырғыш пен электродегидратор орнына екі тізбектей қосылған аппаратты қолданады. Онда мұнайды сонғы тұзсыздандыру жүреді. VI желі бойынша электродегидратордан соң тұзсызданған мұнай жылуалмастырғыш 5 арқылы тұрақтандырғыш бағанасы  6 болу бөлігіш туседі. Жылуалмастырғышта мұнай 140-160°С дейін бағана 6 түбінен V желігінен тұрақты мұнай ысыуы есебінен қызады.

Тұзсызданумен сусыздану процесі жәй температурада (60-50°C) және 80°C дейін жоғарғы температурада жүргізіледі.

1, 9, 11 — сораптар; 2 — жылуалмастырғыш; 3 — тұндырғыш; 4 — электродегидратор; 5— жылуалмастырғыш; 6 — стабилизациалық бағана; 7 — конденсатор-суытқыш; 8 — емкость айдау ыдысы; 10 — пеш. Желілер: / — мұнай шикізаты; Я — ысытылған мұнай; 111 — сусыздандырылған мұнай; IV — тұзсыздандырылған мұнай; V, XI — тұрақты мұнай; VI — тізбактың жоғарғы өнімі; VII — кең фракция; VIII — дренажды су; IX — пресстелген суды беру; X — жеңіл көмірсутектер (газ)

 

12 –сурет. Мұнайдың кешенді дайындау құрылғысының сұлбасы (МКДҚ):

 

Мұнайды тұрақтандыру процесі яғни одан жеңіл (пропан, бутан, болшектеп бензин) фракцияларының бөлінуі жоғарғы температурада және қысым арқылы арнаулы тұрақтандыру бағағаналарында жүргізіледі. Мұнайдан темірсутектер бөлінген соң, соңғысы тұрақты болады және мұнай өңдеу зауытына тасымалданады. Тұрақтандыру бағанасына бөлінген жеңіл фракиялары конденсацияланады және газофракцияланады кондырғыға немесе газобензинді зауытқа әрі қарай өңдеу үшін айдалады.

Тұрақтандыру бағанасының жоғарғы және төменгі бөлігінде мұнайдан фракциялар жақсы бөлінуі үшін табақшалы құрылғылар орнатылған. Булы бағананың төменгі бөлігінде пеш 10 арқылы XI желі бойынша бағана түбінен тұрақты мұнай бөліктерінің циркуляциялануы есебінен мұнай бағанасына келетін температураға қарағанда жоғарғы температуралы болады (240°C дейін) осының нәтижесінде мұнайда жеңіл көмірсутектер бөлінеді, олар өзімен ауыр компоненттерді де алып кетеді.

Буның өнімдері тұрақтандыру бағанасын жоғарғы бөлігіне келеді және VI желісі арқылы конденсатор-тоңазытқыш 7 келеді. Конденсатор-тоңазытқыште булар 30°C cуытылады, сонымен оның үлкен бөлігі конденсацияланып, суландыру 8 сыйымдылығына жиналады. Конденсацияланған жеңіл көмір сутектер Х желісі арқылы жанар газ түрінде пешке 10 бағытталады. Конденсацияланған жеңіл көмірсүтектердің бөлігі. VII желісі бойынша сорап 9 ыдыс 8 түбінен сақтау, ал қалған бөлігі сулану турінде тұрақтандыру бағанасының жоғарғы бөлігіне бағытталады. МКДҚ басқа қарапайым қондырғылар қолданылады: термохимиялық ТХҚ және электртұзсыздандыру ЭЛТҚ кәсіпшілікте сонғы кезде стацианарлы жабдық базасында мұнайды дайындау бойынша блокты қондырғылар қолданыс тапты, онда негізгі жабдық болып қыздырғыш деэльгаторлар жатады.

2. УКГП өндеуге және тасымалдауға газды конденсатпен газды дайындау

Өңдіру жерімен өңдеу жеріне дейін мыңдаған киллометрге тасымалдау  жағдайында, ал газөткізгіш әртүрлі климаттық аймақтарды кесіп өтеді.газды әрі қарай тасымалдауға дайындау маңызды орынға ие. Газ конденсатты кенорындарын пайдалану кезінде тағы да қосымша талаптар - ұнғыма ішінен көмірсүтек конденсатын алу болып табылады.

Газды және газконденсатты кенорынның газын өңдеу үшін келесі технологиялық қондырғыларды қолданады:

а) Суыту барысында алынатын төменгі температуралы жоғарғы тиімді газ есебінен және газды дроссельдеу алдында рекуперативті жылуалмастырғанда алдын-ала суыту.

б) Арнаулы суытқыш машиналарында алынатын төменгі температуралы сепарация.

в) Газды абсорбциялау.

г) Кешенді тұзсыздану мен сусыздандыру үшін адсорбция және газды және газконденсатты кенорында төменгі температуралы сепарация.

Газдағы агресивті компонентердің болуынан меншікті шекке дейінгі құрамға жеткізуді жою бойынша технологиялық қондырғылар және коррозиядан кәсіптік жабдықтарын алдын-алу үшін шаралар қолданылады.

Газды тазалау мен кептіру, кенорында немесе бас магистральді газөткізгіштік құрылымдарда жүргізіледі. Газды кептіру суның булары конденсцияланбайтын және кристаллогидраторлар пайда болмағанша жүргізіледі. Кенорындағы кептірілген газдың шық нүктесі оңтүстік аудандарда орташа жалаң аудандарынға сәйкес қысымда магистральді мүмкін газ температурасынан 2-3°C төмен болуы керек.

Газды күкіртқышқылдан тазалау, оның газдағы құрамы 100м³–қа 2г көп болмауы керек. Егер газ ұнғыма өнімінде су, сулық көмірсутектер, кукіртсутек және көмірқышқылы болса, онда оны тасымалдау алдында өндірілетін газдың кешенді өңдеуі қажет болады. Газдың осындай өңдеу бойынша құрылымдар кешені және оның көп сатыда өте күрделі болады: ал үлкен газөңдеуші зауыт, тұрақсыз газ бензинді, элемент күкірт пен құрғақ газды алу болып табылады.

Егер күкірт қышқыл мен көмірқышқыл болмаса онда схема қысқарады.

Газды бөлудің төменгі температуралық тәсілі ылғал және көмірсутегілер бойынша қажетті шық нүктесіне дейін бір фазалық құрамды бөлікті тасымалдау кезінде газды құрғатуға және ауыр көмірсутегілерді бөліп алуға мүмкіншілік береді.

Іс жүзінде төменгі температуралық тәсілдің модификациясының біреуін қолданады - артық қабат қысымы энергиясын газды дроселдеу жолымен пайдалану есебінен және жасанды салқындатудан температураның салыстырмалы онша көп емес айырмашылығын алу кезіндегі төменгі температуралық сепарация (ТТС) сонымен бір уақытта газды дросельдеу тиімділігі ереже бойынша құлайды. Адиабаттық немесе политропикалық газ кеңеюі детандерлерде (поршенді немесе турбиналық) қосымша салқындату көзін алуды қамтамасыз етеді және сонымен ТТС құрылғысы қызмет істеу уақытын ұзартады, бірақта газда су және конденсаттың болуы кезінде олардың сенімді жұмыс істеуі қиындайды. Бұндай жағдайларда қосымша газды ауалы, газды сулы және газды конденсатты жылу алмастырғыштар орналастырылады.

Төменгі температуралық сепарацияның принципиалды технологиялық сұлбасы 13 суретінде келтірілген. Шикі газ ұңғыдан жинақталып дайындау қондырғысына (ГЖДҚ) келіп түседі. Онда алдын-ала дросселдеу (немесе онсыз) жүргізгеннен кейін тамшы сұйықты бөліп алу үшін бірінші сатыдағы сепараторға 3 бағытталады. Одан кейін газ төменгі температуралық сепаратордың 7 құбыр аралық кеңістігінен келіп түскен газбен салқындатылу 5 үшін жылу алмастырғышқа 5 бағыттталады.

Одан газ эжектор 6 немесе штуцер арқылы жылу алмастырғышта және штуцерде (эжекторда) температураның төмендеуі нәтижесінде одан сұйық бөлініп шығатын төменгі температуралық сепараторға 7 келіп түседі, ұңғы өнімін салқындатады және газ жинағыш кәсіпшілік коллекторына бағытталады.

I - шикі газ; II - құрғатылған газ; III - тұрақсыз конденсат; IV – тұрақты конденсат; V - отындық газ; VI – қаныққан гликоль; VII - регенерациаланған гликоль; VIII - реттегіш клапан; IХ – реттейтін штуцер; Х – өлшегіш диафрагма; ХI - есептегіш; ХII - желденетін газ.

 

Сурет 13 - Төменгі температуралық сепарацияның принципиалды сұлбасы

Тұрақсыз конденсат және гидраттың пайда болуын болдырмайтын ингибитордың сулы ерітіндісі (мысалы, диэтиленгликоль - ДЭГ), сепаратордың бірінші сатысына 3 конденсат жинағышқа 4 және одан кейін ыдысқа 10 келіп түседі. Мұнда конденсаттың және ДЭГ сулы ерітіндісінің бөлінуі өтеді.  Одан кейін конденсат өзінің қысымымен жылу алмастырғыш 9 арқылы төменгі температуралық сепаратор алдындағы газ ағымына беріледі, ол ДЭГ сулы ерітіндісі механикалық қоспалардан тазарту үшін ыдыс 11 және сүзгі 12 арқылы регенерациялық қондырғыға 13 бағытталады, одан кейін регенерацияланған диэтиленгликоль қондырғыдан сорап 19 көмегімен шлейфке беріліп онда гидраттың пайда болуын болдырмау үшін қызмет етеді.

Тұрақты емес көмірсутекті конденсат және ДЭГ сулы ерітіндісі ағыны бөлгіш ыдысқа 15 жылу алмастырғыштың құбыр аралық кеңістігімен бағытталады, мұнда газ ағынына бүрку үшін ыдыстан 10 келіп түсетін тұрақсыз конденсат салқындатылады. Гликольдің сулы ерітіндісі сүзгі арқылы регенерациялау 14 қыздырғысына келіп түседі, одан кейін сораппен 19 жылу алмастырғыш 5 алдындағы газ ағынына беріледі. Бөліндіргіш ыдысындағы 15 конденсат жылу алмастырғыштың құбыр аралық кеңістігі арқылы деэтанизаторға 16 бағытталады.

Деэтанизациялау қондырғысы тарелкалы бағанадан, пештен және жылу алмастырғыштан тұрады. Деэтанизатордың төменгі жағындағы берілген температура жылу алмастырғыш 18 көмегімен ұстап тұрылады. Ондағы тұрақты конденсат (деэтанизатордың төменгі өнімі), пеште 160°С-ге дейін қыздырылып, ол өзінің кезегінде өзінің жылуын ыдыстан 15 келіп түскен қаныққан конденсатқа береді. Салқындатылған тұрақты конденсат конденсаттасымалдағыш құралға беріледі. Сұлба бойынша тұрақтандырғыштың жоғарғы тарелкасына салқын тұрақсыз конденсаттың бөлігін енгізу қарастырылған. Бұл жағдайда деэтанизатор абсорбциялы – буды бөлгіш бағана тәртібінде жұмыс істейді.

Егерде конденсаты темір жол цистерналарында тасымалдау қарастырылса, онда оны тұрақтандару бутансыздандырудың толық немесе бөлшектенген тәртібінде жұмыс істейтін ректификациялық бағанада іске асырылады.

 

7. Өнеркәсіптік құбырлар және оларға қойылатын талаптар. Магистральді құбырөткізгіштер құру және негізгі объектер.

 

1. Өнеркәсіптік құбырлар және оларға қойылатын талаптар.

Мұнай және мұнай өнімдері үлкен қашықтыққа тасымалдаудың негізгі түрлеріне теміржол, су, құбырөткізгіш және автомобильді жолдар жатады. Кей жағдайда тұтынушыларға ұшақ пен вертолетпен жеткізіледі.

Мұнай мен мұнай өнімдерін темір жолда вагон –цистерналарда тасымалдайды. Бұл өнімнің тек аз ғана бөлігі (2% жуық) кіші тараларда тасымалданады (бөшке, контейнер, бидон және баллондар)

Су көлігінде (теңіз бен өзен) шикі мұнай және көптеген мұнай өнімдері (бензин, керосин, дизельді отын, мазут және т.б.) өзі жүретін (танкер) және өзі жүрмейтін (лихтерлар мен баржалар) типі кемелермен тасымалданады, ал автомобильді тасымалдау мұнай өнімдерін үлкен мұнайбазаларынан кіші мұнайбазаларына әрі қарай тұтынушыларға жеткізеді. Бұл жағдайларда мұнай өнімдерін автоцистерналарда, сонымен кіші тараларда тасымалданады.

Мұнай және мұнайөнімдерін құбырөткізгішті тасымалдау үлкен қашықтыққа көп мөлшерін тасымалдайды.

Мұнай мен мұнайөнімдерін тасымалдаудың ең экономды түрі –құбырөткізгішті

1. үлкен қашықтықтарға өнім көлігінің төмен өзіндік құны;
2. өнімді берудің үздіксіздігі;
3. автоматизациялау үшін үлкен мүмкіндік;
4. мұнай мен мұнай өнімдерін тасымалдағанда шығынның болуы;
5. егер экономикалық жағынан мақсатты болса, онда құбырөткізгіштерді өз қашықтықтарға төсеуге болады.

Өнімді үлкен қашықтықтарға айдау құбырөткізгішін магистральді деп атайды.

Айдалатын сұйықтыққа байланысты магистральді құбырөткізгіштер сәйкесінше мұнайөткізгіштер – мұнайды айдау кезінде, мұнай өнімдерін өткізгіштер –сұйық мұнай өнімдерін айдау кезінде, мысалы, бензин, керосин, дизельді отын, мазут. Бір сортты мұнай өнімін мұнайөнімдерін өткізгіштерді қолданған кезде бензинөткізгіштер, керосинөткізгіштер, мазутөткізгіштер және т.б. (айдалатын өнім аталуына байланысты).

Магистральді құбырөткізгіш келесі звенолардан тұрады:

1) құбырөткізгіштен;

2) бір немесе бірнеше сорапты станциялардан;

3) байланыс құрылғыларыдан.

Қазіргі магистральді құбырөткізгіштер 1000км көп болатын өзіндік тасымалдау өндірісі үлкен қуатты айдау станцияларынан, сонымен қажетті өндірістік және қосымша құрылғыны құю станцияларымен жабдықталған. Олардың өткізгіш қабілеттілігі 50млн. т мұнай жылына және одан да көп. Мұндай құбырөткізгіштерді диаметрі 500, 700, 800, 1000, 1200 және 1400мм болат құбырлардан құрайды. Үлкен қашықтыққа мұнай мен мұнайөнімдерін тасымалдау кезінде құбырөткізгіште үлкен гидравликалық кедергілерді жеңу керек. Сондықтан берілген қысымда айдаудың нормальді режимін қамтамасыз ете алмаса онда құбырөткізгіш ұзындығына бірнеше станцияны соғады.

Құбырөткізгішпен тасымалдау экономды жағынан бұл жыл бойы жұмыспен қамтамасыз етеді және табиғи жағдайларға байланысты емес, осымен басқа тасымалдау түрлерінен айырмашылығы бар. Сонымен жыл сайын магистральді құбырөткізгіштердің ұзаруы жоғарылауда.

2. Магистральді құбырөткізгіштер құру және негізгі объектер

Магистральді газөткізгіштер құрылысының құрамына:

1. сызықтық құрылымдар құбырөткізгіштен, коррозияға қарсы қорғаныс жүйесі, байланыс желісі т.б.
2. айдайтын және жылу станциялары.
3. мұнай өткізгіштер, мұнайөнімдерін өткізгіштер газ бөлгіш станциялардың соңғы пунктері, оған құбырөткізгішке келіп түсетін өнімдерді қабылдайды және тұтынушылар арасында бөледі, зауытқа өндеуге береді және әрі қарай көліктіқ басқа түрлеріне жібереді.

Кей жағдайда магистральді құбырөткізгіштер құрамына өткізгіш құбырөткізгіштер, онда мұнай мен газ құбырөткізгіштің бас құрлымына беріледі.

 

Магистральді құбырөткізгіштің сызықтық құрлымдары

Магистральді құбырөткізгіштердің негізгі элементі – құбырөткігіштердің үздіксіз жібіне пісірілген, жеке құбырөткізгіш болып табылады.

Ереже бойынша келесі тәсілдер арқылы құбырөткізгішті төсейді.

1. Жерасты.
2. Жасанды себінді жерүсті.
3. Тіректегі жерүсті.

Жерасты тәсілі кезінде магистральді құбырөткізгіштерді 0,8м тереңдікке көмеді, егер үкен және кіші тереңдік ерекше геологиялық шарттарымен сипатталмаса онда анықталатын дәрежеде айдалатын өнімнің температурасын ұстап тұруы қажет болатын болса.

 Магистральді құбырөткізгіштер үшін диаметрі 300-ден 1420мм дейін диаметрлі пісірілген және біркелкітаралған құбырлардың қабырғасының қалыңдығы 10МПа жететін құбырөткізгіштегі жобалы қысыммен  анықталады.

Үлкен өзендердің қиылысында газөткізгіштер құбырға бекітілген темірбетонды жүктермен немесе тиіс бетонды жабынмен бекітеді және өзен түбіне төмен көмеді. Негізгіден басқа сол диаметрлі резервті суасты өту жібін төсейді. Темір және ірі шоссейлі жолдардың қиылысын да құбырөткізгішті құбырдан жасалған патронға төсейді. Патрон диаметрі құбырөткізгіш диаметрінен 100-200мм үлкен.

Тұрғын пунктерді газ бен мұнай өнімдеріне қажеттілігін қамтамасыз етуі үшін одан аз диаметрлі бұтақтар төсейді, сол арқылы осы тұрғын пунктерге жеткізіледі. Құбыр өткізгіште рельеф трассасына байланысты 10-30км интервалда желі крандарын немесе апатпен жөндеу кезінде бөліктерін жабу үшін шырмалар орнатылады. Газөткізгіште желілі кранның екі шетінен апат кезінде атмосфераға газды шығару үшін свечалар орнатылады.

Трасса бойымен байланыс желісі (телефонды, радиорелейлі) диспетчерлік тағайындау бар желі өтеді. Трасса бойында орналасқан катодты және дренажды қорғаныс станциялары, сонымен протектор сыртқы коррозиядан қорғайды да, құбыр өткізгіштің изоляциялы жабынына қосымша болады.

 

а: 1 — ойлау; 2 — газжинау пункті; 3 — тазалау құрылғысы бар бас КС; 4 —ГРС-ге алып келу; 5, б — темір және шоссейлі жолмен өту; 7 — аралық КС; 8, 9 — өзен мен ойыстардан өтулер; 10 — жерасты газсақтағыштар; 11 — катодты сақтау станциясы; 12 — соңғы ГРС.

б: 1 — ойлау; 2 — мұнайжинау пункті; 3 — алыпкелу құбырөткізгіштері; 4 — бас құрылыстар (резервуарлар, сораптар, электростанциялар және т.б.); 5 — скрабоктың түсу түйіні; 6 — сызықтық құдық; 7 — темір жол астындағы өту; 8 — өзен арқылы суастымен өту; 9 — ойыс арқылы жер үстінен өту (ручей); 10 — соңғы бөлу  пункті.

 

Сурет 14 - Магистральды газөткізгіштің (а) және мұнайөткізгіштің (б) құрылыстарының сұлбасы

 

Айдау және жылу станциялары

Мұнай өткізгіштерде айдау станциялары 100-150км интервалда орналасады.  Мұнай және мұнай өнімдерін өткізгіштер айдау станциясында электроқозғалтқыштан жетегі бар ортадан тепкіш сораппен жабдықталған.

Қазіргі кезде қолданылатын сораптардың берілісі 12500м³/сағ. Мұнайөткізгіш басында бас сорап станциясы бар, ол мұнай кәсіпшілігінің жанында орналасады немесе соңында, егер магистралды мұнайөткізгіш бірнеше кәсіпті немесе бір кәсіпті қамтамасыз ететін болды. Бас сорап станциясы аралықтан айырмашылығы оның ауданында мұнайөткізгіштің өткізу қабілетінен екі және үш тәулікке тең көлемді резервуарды парк орнатылған.

Негізгі объектісінен басқа әрбір сорапты станциясында қосымша құрылымдар кешені бар: трансформаторлы подстанция, ПО-дан берілетін электроберіліс желісіне берілетін кернеуді төмендетеді немесе 35-тен 6 кВт дейін, сонымен сумен қамтамасыз ету жүйесінен, канализациядан, суыту және т.б. Егер мұнайөткізгіш ұзындығы 800км асса, онда оны 400-600км ұзындықты пайдалану учаскелеріне бөледі, оның шегінде сорапты жабдықтық тәуелсіз жұмысын жүргізеді. Учаске шекараларындағы аралық сорапты станцияларында құбырөткізгіштің өткізу қабілеттілігі 0,3-1,5 тәулікте тең резервуарлы паркі болуы қажет.

Бас және аралық сорапты станциялар резервуарлы парктармен бірге тегеурінді сораптармен жабдықталады. Магистральды мұнайөнім өткізгіштерінің  сорапты станциялары аналогты орналасқан. Кәсіпшілікте жоғары тұтқырлы, жоғары қататын мұнайлар бар. Мұндай мұнайларды тасымалдау үшін құбырөткізгіштерде жылулуық станциялар орнатылады. Кей жағдайларда сорапты станциялармен алмастырылады. Айдалатын өнімді қыздыру үшін булы және отынды қыздырғыштар (пештер) қолданылады. Жылулық шығынды төмендету үшін мұндай құбырөткізгіштер күшті жылу изоляциялы жабынмен қамтылады.

Газөткізгіштерді айдау станциялары 100-200км аралықта трасса бойында орналасады. Газөткізгіштердің компрессорлы станциялар поршенді және ортадан тепкіш компрессор мен жабдықталған. Қазіргі кезде жетек ретінде авиационды және кемелі турбиналар қолданылады. Қазіргі кезде агрегаттық қуаты 25 мВт құрайды.

Негізгі ортадан тепкіш айдағыштар бір немесе үш тізбектеле топпен жұмыс істейді және бірнеше топтар параллельді жұмысқа қосылады. Бірагрегаттың берілісі 50млн. м³/тәу, ал станцияның шығысындағы қысым - 10МПа. Жоғарғы қабат қысымы кезінде кен орынды пайдаланудың бірінші периодында газ өткізгіш бас компрессорлы станциясыз жұмыс істей алады.

Кенорын өндіруді беру станциясында болса, кәсіпшілікте компрессорлы станцияларын орнатылады.

Барлық компрессорлық станцияларда газ механикалық қоспалардан шаңұстағыштарда тазаланады. Содан басқа бас станцияларда газды кептіру, күкіртсутек көмірқышқыл газынан тазалау және газды одоризациялау болуы мүмкін. Компрессорлы станциялар сораптылар сияқты қосымша құрылымдары бар, қоғамдықтар, сумен қамту жүйесі, суыту, энергиямен қамту жүйесі, канализация және т.б.

Магистральді құбырөткізгіштердің соңғы пункттері

Мұнайөткізгіштің соңғы пункті – мұнайөндеу зауытындағы шикізат паркі, мұнай базасы, негізі теңіз, одан мұнай танкерлермен мұнай өндеу зауытына жеткізіледі немесе шетелге экспортталады. Мұнай өнімі өткізгішінің соңғы пункті –резервуарлы парк немесе ірі бөлгіш мұнай базасы.

Магистральді газөткізгіш газды газбөлгіш станциялар (ГБС) немесе бақылау –бөлгіш пунктеріне (ББП) береді. ГБС пен ББП газ механикалық қоспалардан конденсат пен ылғалдан тазалайды, қысымын төмендетіп иодтайды, содан соң газ тұтынушыға беріледі.

 

8. Мұнайөнімдерін сақтауға арналған резервуарлар. Конденсат және газын, мұнайөнімдерін сақтауға арналған жерасты қоймалары.

 

1. Мұнайөнімдерін сақтауға арналған резервуарлар.

Кәсіпкерлікте мұнай және мұнай өнімдерін есепке алу, сақтау және жинау үшін, мұнай өңдеу зауыттарында, мұнайбазаларында  және мұнайөткізгіштер мен мұнайөнімдерөткізгіштері станцияларында әртүрлі өлшемді ыдыстар бар.

Тағайындалуы бойынша бұл ыдыстар мұнайды сақтауға, қара және ақшыл мұнай өнімдерін сақтауға деп бөлінеді. Материалы бойынша металл және металл емес. Металл резервуарларды болаттан жасайды, ал металл еместерді темірбетоннан жасайды.

Әр түрлі топтағы резервуарларды формасы бойынша цилиндрлі, көлденең-цилиндрлі, тамшы тәріздес және т.б болып бөлінеді.

Резервуарды орнатудың схемасы бойынша: жер үсті, олардың түбі алаңның ең төменгі белгісінен жоғары немесе сол деңгейде болады, жерасты, сұйықтықтың ең үлкен деңгейлі, ең төмен белгісінен 0,2 м болады.

 

Сурет 15 - Бөлгіштерді жіберу және қабылдауға арналған құрылғылардың сұлбасы

 

Резервуарларды әртүрлі көлемді 100 м³-ден 120000м³ дейін болады.

Ақшыл мұнайларды сақтау үшін болат резервуар, сонымен ішкі жабыны бар темірбетоннан, болат беттен немесе металл емес изоляциядан, мұнай өнімдерінің әсеріне тұрақты резервуарды қолданады.

Көп мөлшерді мұнай мен қара мұнайөнімдерін сақтай үшін негізгі темірбетонды резервуар қолданылады. Майлау майларын, ереже бойынша болат резервуарларда сақтайды.

Құбырөткізгішті коммуникациялармен байланысқан біртипті резервуарлар тобын резервуарлы парк деп атайды. Жер үсті резервуарлардың әр тобы жерлі валмен және қабырғамен қоршаларды, олардың биікті төгілетін сұйықтықтың есептемелі деңгейінен 0,2м жоғары.

Тік цилиндрлі резервуарды төменгі қысымды, понтонды және қалқымалы қақпақты болып бөлінеді. Әрбір резервуар жабдықты қарау мен сынама алу және мұнай өнімінің деңгейін бақылау үшін сатымен қамтылған. Сатының қақпақпен байланысқан жерінде өлшеу алаңы құрылады. Онда өлшеу құрылымдары мен аппаратураны орнатады.

Төменгі қысымды конусты және сфералық жабыны бар резервуарлардың айырмашылығы дайын щиттерге жабын орнатылады. Қанқа белбеуінің қалындығы 4-10мм болады.

Конусты жабыны бар резервуарлар (16 сурет) 1000-5000м³, оның ортасында орталық тіректі орнатады, оған жабын щиттары тіреледі. Сфералық жабыны бар резервуарлардың көлемін 10000, 15000 және 20000м³ етіп құрады. Контур бойынша жабын щитты резервуарлардың қанқасында орналасқан сақинаға тіреледі. Резервуардың қабырғаларының бетінің қалындығы 6-14мм. Жабын бетінің қалындығы 3мм .

1 — жарық люгі; 2 — гидравликалық сақтау клапаны; 3 — өрт сақтағышы; 4 — демалу клапаны; 5 – өлшеу люгі; б—деңгей көрсеткіші; 7 — люк-лаз; 8 — сифонды кран; 9 — жарылғыш; 10 — қабылдау-тарату подпункттері; 11 — жіберу құрылғысы; 12—жарылғышпен басқару; 13 — шығыр; 14 — көрету құбыры; 15 — көтеру құбырының шарнирі; 16 — блок

 

Сурет 16 - Тік циллиндірлік резервуар

Резервуарлар дем алу арматурасы мен өлшеу құрылғыларымен жабдықталған. Оларға жататындар:

- резервуарды тазалау мен жөндеу, ішін көру үшін люк –лаз.

- резервуарды жарықтандыру мен желдету үшін жарық люгы.

- резервуардағы сұйық деңгейін бақылаулы өлшеу, сынама алу үшін өлшегіш люгпен жабдықталған.

- құбырөткізгіш.

- жарғышрезервуарлы ысырма немесе құбыр өткізгіштер үзілген кезде мұнайөнімдерінің жоғалуын алдын алуға арналған.

- демалу клапаны – мұнайөнімдерін айдау процесінде резервуардан мұнайөнімдерінің буының қысымын реттеуге арналған сонымен температураның тербелісін, қолдану шартына байланысты және резервуар конструкциясына әртүрлі диаметрлі және модификациялы демалу клапандарын орнатады. Отты алдын алу – ол резервуардың газды кеңістігіне демалу аппараты арқылы оттың енуінен қорғауға арналған.

Жеңілбуланатын және мұнайөнімдерінің шығынын төмендеуі мақсаты қалқымалы понтонды резервуарлар қолданылады. Сұйықтың бетіндегі понтон булану аланын азайтады, соған байланысты буланудан шығын тез төмендейді (4-5 есе ). Понтон дегеніміз – оның қалқымалығын қамтамасыз ететін поплавогы бар диск сияқты. Резервуардың понтоны мен қабырғасы арасында ені 100-300м зазор қалдырылған және нығыздағыш герметизацияланған затворлармен жабылған. Бірақ затворлардың бірнеше конструкциясы белгілі, негізі резиналанған маталардан жасалады, ал олардың профилі петля тәрізді болады.

Қалқымалы понтондардың екі типіне бөлінеді: металл және қабықшалы материалдардан. 17 суретте диск 3 ашық 1 және 4 коробамен түріндегі металл понтоны бар резервуар көрсетілген. Қатандықтың перифериялық сақинасына, бір мезгілде ол понтон борты болып табылады және оған герметикаланған затвор бекітіледі. Понтон тірек  2 қамтылған ол арқылы төменгі жағдайда тіреледі. Соған байланысты понтонды стационарлы жабыны резервуарларға құрайды, ол атмосфералық тұнбаларды понтон бетіне түсуінің алдын алады, ол синтетикалық қабықшалы материалдан понтонның жеңілдетілген конструкциясын қолданады.

Қалқымалы қақпағы бар резервуарлардың стационарлы жабыны жоқ, ал шатыр рөлін оларда сұйықтық бетінде қалқитын болат беттен жасалған диск ойнайды.

Булардың жоғарғы серпімділігімен оңай буланатын мұнай өнімдерін сақтауға тамшы тәрізді резервуарлар қолданылады. Резервуар қабығы жазықтықта жатқан сұйық тамшысы сияқты түрге келтірілген. Осы формаға сәйкес сұйықтық қысымы әсерінен қаңқа бетінің барлық элементтері бірдей күшпен созылады да бірдей кернеуде сыналады, ол резервуарды дайындауда болаттың аз шығынын қамтамасыз етеді.

Сонымен, тамшы тәріздес резервуарлар газ кеңістігінде ішкі қысымға 0,04-0,2МПа және вакумда 0,005 МПа есептеуді оңай буланатын мұнай өнімдерін аз дем алудан шығынсыз сақталады, ал буын резервуарлар толғанда үлкен демалумен атмосфераға шығарады.

 

Сурет 17 - Металл понтоны бар резервуар

       

Қабықты дайындау сипатына байланысты бұл резервуарларды екі негізгі типке бөлінеді: тегіс (а) және көпторлы (б) етіп.

Тамшы тәріздеге тиіс қаңқалы резервуарлар жатады. Мұндай резервуарлардың көлемін 5000-6000м³ етіп жасайды және 0,075МПа қысымға дейін есептелген. Қаңқаларында екі қисықты бірнеше қабық қиылысатын резервуарларды көпкупалды деп айтады. Бұндай резервуарларды көлемі 5000-20000м³ етіп жасайды және олар 0,37 МПа дейін есептелген.

Металл емес резервуарлар – олардың ауыстырылатын конструкциясы металл емес материалдардан жасалады. Металл емес резервуарларды темірбетон резиналы металы немесе синтетикалық матадан жасайды.

Сурет 18 - Тамшылы резервуарлар

 

Темірбетонды резервуарлар сақталатын мұнай өнімінің түріне байланысты мазутқа, мұнайға, майларға және ашық мұнай өнімдерін сақтауға деп бөлінеді. Мұнай мен мазут бетонға химиялық әсер етпейтіндігінен және өзінің ауыр фракциялары мен смолалар есебінен аз кезекті материалдарды тампондау қабілеттілігі бар.

Майлау майларын сақтау кезінде олардың ластануының алдын-алу үшін резервуарлардың ішкі беттерін әртүрлі жабындармен қорғайды. Ашық түсті жеңіл буланатын мұнай өнімдерін сақтайтын резервуарларда жатады.

Содан басқа жабын бұл жағдайда буланудан шығынның азаюы мақсатында жоғарғы герметикалыққа ие.

Темірбетонды резервуарлар, металды экономдаудан басқа технологиялық артықшылықтарына ие. Онда қызыдырылған тұтқыр мұнай мен мұнайөнімдерін сақтау кезінде аз жылушығыны есебінен қату жайлап жүреді, ал аз буланатын ашық мұнай өнімдерін сақтау кезінде буланудан шығындар азаяды, өйткені жерасты резервуарлары күн сәулесін аз көрінеді.

Бұл типті резервуарларды жоспарда дөңгелек немесе тікбұрышты етіп құрайды. Дөңгелек формалы резервуарлар экономикалық жағынан тиімді, бірақ тікбұрышты формалы резервуарлар дайындауы өте қарапайым болып келеді.  

2. Конденсат және газын, мұнайөнімдерін сақтауға арналған жерасты қоймалары

Мұнай мен мұнайөнімдерін жерасты сақтағыштарда табиғи және жасанды сиымдылықтарды құрады. Жерасты сақтау тау жыныстарымен тікелей байланысу кезінде мұнаймен мұнайөнімдерінің химиялық құрамының өзгеруіне негізделген.

Жерасты сақтағыштар мұнай мен  мұнайөнімдерінің үлкен қорын максималды тұтынудың кезеңін қамтамасыз ету мақсатында сақтауға арналған. Бұл типті сақтағыштар тиімді және жерүсті резервуарлы паркпен салыстырғанда оның салу алауы аз болады.

Сақтағыштың типін таңдау қабаттың геологиялық сипаттамасына, географиялық орналасуына және пайдалану көрсеткіштерінің шешіміне байланысты болады.

Құру мен қондырудың сұлбасына байланысты мұнайөнімдерін жерасты сақтағыштарының бірнеше түрі бар. Оның негізгі типтеріне:

1. Тасты тұзды шөгінділерді сақтағыштар.
2. Шахталы сақтағыштар.
3. Мұздытопырақты сақтағыштар.
4. Табиғи және жасанды пайда болатын сақтағыштар.
5. Арнаулы тәсілдермен құралатын сақтағыштар.

Сақтағыштардың кең қолданысын тасты тұзды шөгінділерді сақтағыштар тапты. Өйткені олар көп жағдайда экономды болып табылады.

Тасты тұздарды жерасты сақтағыштар бұрғылау ұңғымалары арқылы тұз қабатында қуысты жуу арқылы алады. Тасты тұзды жуу екі негізгі тәсілдермен –циркуляциялы және ағынды болып бөлінеді. Циркуляциялық тәсіл 19 суретте көрсетілген, ол бір бағана бойынша тұщы суды айдау арқылы жуу. Сол мақсатта ұңғыма үш бағанамен жабдықталған.

1— тасты тұздың қабаты; 2 — көтерутұздығы  (жұмысшы) құбырлар тізбегі; 3 — құбырлардың суөткізгіш тізбегі; 4 — ұңғымалар тақырыбы; 5 — цемент тас; 6 — шегендеу құбырларының тізбегі; 7 — сақтандыру экраны; 8 — шайылатын камера; 9 — ыдыстың жобалық шеті.

 

Сурет 19 - Циркуляциялық әдіспен  шайылатын тасты тұздың қабатындағы жерасты ыдысы

 

Құбырдың су беретін бағанасына су келеді, ол тас тұзды ерітіп рассолға айналады соңғысы жоғары тұтқырлығынан төменге түседі. Жаңа порциялы судың түсу шегіне байланысты камерадағы қысым жоғарлайды да рассол көтерілетін құбыр бойынша рассол жоғары көтеріледі. Жерасты камерасының жоғарғы бөлігінің жобалы өлшемге дейін жуады. Еріткіш емес дегеніміз – судан немесе газдан жеңіл, сумен, рассолмен және тас тұзымен байланысқа түспейді. Еріткіш емес ретінде әдетте мұнай өнімдерін алады, олар сыйымдылықты жуады.

Тас тұзы тұзы суда оңай ериді. 1м³  суда 20^оС 368 кг тұз ерийді, ал 1м³ пайда болу үшін  6-7м³ су қажет.

Пайдалану процесінде мұнай мен мұнайөнімдері оның рассолдан ауыстырады, ол мұнайөнімі астындағы камераның төменгі жағына беріледі, ал толтыру кезіңде керісінде рассолды мұнайөнімдерімен алмастырады. Рассол сақтағыш көлемі сақтағыш көлеміне тең деп қабылдайды.

Жерасты сыйымдылықтарының көмілуінің минималды тереңдігін геологиялық шарттардан, мұнай және мұнайөнімдерінің физикалық қасиеттеріне байланысты.

Сыйымдылықты жуу схемасы төменнен жоғары қарай сілтісіздендіру деп аталады. Сонымен жоғарыдан төмен қарай тәсілі бар, онда сыйымдылықты жуу жоғарыдан  басталады. Егер жуу екі тәсілмен жүргізілсе онда оны аралас тәсіл дейді.

Жуудың суағысты тәсілі кеңінен таралған. (20 сурет). Оның мәні жуу судың ағысымен жүргізіледі. Сонымен рассол жуылатын камерадан жүктелген сораптан зумпфадан айдалады немесе сығылған ауамен ығыстырылады. Су беретін құбырға орналасқан саптамасы бар суландырғыш судың тегеуріні мен жайлап айналады, сонымен сыйымдылығының биіктігі бойынша ығысады.

Кей жағдайларда жуылатын саптама жүйесін суберетін құбыр биіктігі бойынша қолданылады. Ағынды тәсілді 300-400м тереңдікте тасты тұзды шөгінділерде сыйымдылықтарды құру үшін қолданылады да үлкен өнімділігімен ерекшеленеді.

 

1 – саптамалары бар араластырғыш; 2 – ыдыстың жобалық шетігн; 3 – тұздықты айдауға арналған тиеу электросорабы

Сурет 20 - Жиектік әдіспен шайылатын тасты тұздың қабатындағы жерасты ыдысы

 

Шөгілу терендігін және тұзды қабат қуатын, тасты тұз сапасын анықтау геофизикалық тәсілмен және барлау бұрғылаумен анықталады. Сілтісіздендіру процесінде сыйымдылық өлшемдері концентрация мәнін анықтау жолын реттеумен және ығыстырылатын рассол мөлшерімен жүргізіледі. Дайын жерасты камералары гидролоктар көмегімен ультродыбысты локация тәсілімен өлшейді. Рассолдағы дыбыстық толқындарының уақыты мен жылдамдығын біліп арақашықтығын анықтайды. Мұнай, мұнайөнімдерін және рассол бағанасының қысымымен, ол сапалы сақтауды қамтамасыз етеді.

1 — темірбетонды эстакада; 2 — компрессор; 3 — мұнайөнімдерін айдауға арналған сораптар; 4 — газды кептіруге арналған құрылғылар; 5 — конденсатор; 6 —конденсатты жинағыш; 7 — тұздықты айдауға арналған сораптар; 8 — тұздықты сақтағыш; 9 — жерасты сорабы; / —сұйық фазаның құбырөткізгіші; II —булы фазаның құбырөкізгіші; III — тұздықты төгуге арналған құбырөткызгыш; IV — тығын, вентиль, кран

 

Сурет 21 - Тұздықты қабаттың жерасты қоймасының сұлбасы

 

Сығылған газ үшін жер асты сақтағыштарының пайдалану сұлбасы көрсетілген. Эстакада 1 теміржол цистерналарынан сығылған газ (пропан) сорап 3 арқылы сақтағыш 9 айдалады да одан рассолды рассол сақтағыш 8 ығыстырады. Сұйық фазаны төккен соң теміржол цистерналары компрессор 2 көмегімен будан басталады. Жиналған 6 конденсат алғанға дейін сығылады.

Кері процесс сақтағыштан газды шығару рассолсақтағыш 8 сорап 7 көмегімен рассолмен сығу арқылы шығарылады. Сораптан соң сығылған газтеміржол цистерналарына беріледі де қажетті жағдайда алдын ала кептіру қондырғысы  4 түсіріледі.

Шахталы сақтағыштар жоғарғы жағы тік оқпанмен байланысқан таулы ойық сияқты. (22 сурет ) Мұндай сақтағыштарды таулы ойықтар арқылы жасайды және оларды ұзақ байланыс кезінде беріктігі өзгермейтін тау жынысынан жасайды. Мұндай жыныстарға гипс, доломит, актас, ангидрит, тас, тұз болып мергель, сазды сланец, гранит және т.б жатады.

а, б — сәйкесінше бір немесе бірнеше өнімге арналған ыдыс; 1 — саға; 2 — ыдыс; 3 — өткізбейтін тау жынысы; 4 — сораптық камера; 5 — зумпф; б — мұнайөнімі; 7 — герметикалық қосылу; 8 — коллекторлық өңдеулер.

 

Сурет 22 - Шахталы типті жерасты ыдыстарының сұлбасы

 

Сақтағыштарды герметизациялау үшін арнаулы перемычкалар қолданылады. Сақтағыштардың орналасуының оптималды тереңдігі 20-40м мұнай және мұнайөнімдері үшін, ал сығылған газ үшін  80 -100м .

Жоғарыда аталған типтерден басқа тұзды қабаттарда қалындығы 10-20м галереялы типті сақтағыштар жасайды

 

9. Мұнайдың біріншілік өнделуі. АВТ сұлбасы. Мұнайдың екіншілік өнделуі, өнделуідің өнімдері.

 

1 Мұнайдың біріншілік өнделуі.

Бізге белгілі болғандай өзара еритін көмірсутектің үлкен мөлшерлі күрделі қоспа болып табылады және қайнау басындағы температура әртүрлі. Осымен мұнайдың қасиеті өндеуге және жеке фракцияға конденсациялауға арналған.

Мұндай қыздырған кезде оған ең жеңіл, ұшқыш көмірсутектер буланады.

Төмен қайнайтын көмірсутектердің өңдеу шегі бойынша салыстырғанда мұнай құрамындағы ауыр, жоғарықайнайтын өнімдер жоғары болады. Өйткені соңғысының буының серпімділігі аз және осы температурада өңдеу кезінде ол атмосфералық қысымнан төмен болады, ал мұнай қайнайды. Сондықтан өңдеу жалғасуы үшін қалған мұнайдың температурасын жоғарлату керек. Қыздыру кезінде будың серпімділігі жоғарылай бастайды және ол сыртқы қысым мәніне жеткен кезде мұнай қайтадан қайнай бастайды. Сондықтан мұнайды өңдеу үздіксіз жоғары температурада жүргізіледі.

Мұндай өңдеу процесінде одан жаңа, өте ауыр және өте жоғарықайнайтын көмірсутектер буланады. Әрбір өңдеу кезіңде мұнайдан бөлінетін булар бір көмірсутектен емес, қайнау температурасы жақын көмірсутектер қоспасынан тұрады.

Конденсаторланған булардың бірінші тамшысының төмендеу температурасы фракциялардың қайнауының басы болып есептеледі. Фракциялардың булануы тоқталған температура фракциялардың қайнау соңы болып есептелінеді.

Кең температуралық шектерде өңдеуіш фракцияларды дистилляттар деп атайды. Дистиллияттарды әрі қарай өңдеу арқылы мұнай өнімдері алынады. Мұнайды өндеуден бензинді, керосинді,  газойлды және т.б. дистилляттар алады. Бензинді дестилляттар 35-205⁰С, керосинді 150-300⁰С шегінде, газойлды 180-350⁰С қайнайды.

Бір буланудан фазаның фракцияларға бөлінуі анық болмайды. Қоспа қыздырылу кезінде бу фазасына жеңіл компоненттер емес сонымен ауыр компоненттерде өтеді.

Жеңіл компоненттің молекуласының бөлігі қалдық күйде еруі мүмкін. Сондықтан біртексіз сұйық қоспаларды франкцияларға бөлуі үшін мұнайды өңдеу процесінде қайнау температурасы бойынша бөлінеді де ректификация қолданылады.

Ректификацияның маңызы будың кіру ағысы мен төмен ағатын сұйықтық (флегма) арасында жылу және масса алмасу жүреді. Соның нәтижесінде бу төменқайнау мен, ал сұйықтық жоғарықайнау компоненттері мен байытылады. Егер сұйықтық пен бу арасында байланыс жеткілікті болса, онда бу тек төменқайнау, ал сұйықтық жоғары қайнау компоненттерінен тұрады. Ректификация ректификациялық бағанада жүреді. Ректификациялық бағанаға қасиетті температураға дейін қыздырылған шикізат беріледі. Бұлар бағана боынша жоғары көтеріледі, ал сұйықтық төмен ағады. Ректификациялық бағананың жоғарғы бөлігіне суландырылады, ол көтеріліп жатқан ыстық сумен кездесіп, бағананы суландыратын сұйықтық қыздырылып жайлап буланады. Сонымен ол будан жылуды алады, соның нәтижесінде оның кей мөлшері конденсацияланады да флегма түрінде бағананың төменгі бөлігіне ағады. Булану мен конденсацияның бұл процесі бағананың барлық биіктігі бойынша әрбір тарелкада қайталанады.

Бағана бойында флегма мен будың фракциялы құрамы үздіксіз өзгереді: төмен қарай аққан флегма ауыр фракциялармен байытылады және көтерілген бұлар тез қайнайтын болады. Жоғарғы көтерілетін бу ағысы бағанаға берілетін буланудан және бағананың төменгі бөлігінің қалдығының булануынан болады. Төмен жақа сұйықтың ағысы сулану есебіне бағананың жоғарғы бөлігінде пайда болады. Бағананың ішіндегі температура бөлінетін компоненттердің қайнау температурасына сай биіктік бойынша өзгереді: бағананың жоғарғы бөлігінде ол жеңіл қайнайтын компоненттердің қайнау температурасына жақын.

Мұнайды тікелей өңдеудің қондырғы сұлбасы 23 суретте көрсетілген. Мұнай ішінде змеевигі бар құбырлы пеш 3 қыздырылады, құбырдың беті форсунка немесе горелка көмегімен қыздырылады.

1 - жылуаламстырғыш; 2 — субалшықтыбөлгіш; 3 — құбырлы пеш; 4 — сорап; 5 — рекьтификациялық тізбек

 

Сурет 23 - Мұнайды айдауға арналған құрылғының сұлбасы  

 

Осы құбырлар арқылы айдалған мұнай қасиетті температураға дейін қыздырылып бөлшектеп буға айналады. Мұнай буы буланбаған қалдықтармен бірге ректифициалық бағана 5 төменгі бөлігіне беріледі, ол жаққа сулы бу да беріледі. Бағанада мұнайдан алынатын барлық фракцияларды бу түрінде бөледі.

Бағананың жоғарғы бөлігінде ең жеңіл фракция – бензинді бөлінеді, ал конденсаторда конденсацияланып, тоңазытқыш арқылы резервуарға бағытталады. Суытылған соң бензинді фракцияның бөлігі булану үшін қайтадан бағанаға келеді.

Бағананың шеткі жағынан бағананың жоғарысынан керосинді және дизельді фракция бөлінеді. Берілген ассортиментке байланысты басқа да фракциялар бөлінуі мүмкін. Тауарлы өнім алу үшін дистилляттаррды әрі қарай өңдейді.

Бағананың төменгі бөлігінен мұнайдың қалдық өңделуі шығады – мазут. Берілген мұнайдың сапасына байланысты соңғысы битум, майлау майлары, автомобиль бензинін алу мақсатында темиялық крекинг үшін шикізат ретінде қолданады. Өңдеусіз мазутты қазандық жанар майы ретінде қолдануға болады.

 

АВТ сұлбасы.

Мұнайды өңдеу үшін келесі типті қондырғылар қолданылады:

1. Атмосфералық (АТ) – процесс ректификациялық бағанада атмосфералық қысым әсерінен пайда болады. Бұл жағдайда шикі мұнайдан мұнайөнімдерін алады – бензин, керосин, дизельді отын алады.
2. Вакуумды (ВТ) – жоғары қайнайтын мұнай фракциясын алу мақсатында вакууммен жүргізілетін процесс.
3. Атмосфералық-вакуумды (АВТ) – атмосфералық және вакуумды қондырғылар жалпы технологиялық сұлбаға байланысқан.
4. Аралас атмосфералық (ААТ) және аралас атмосфералық вакуумды (ААВТ), егер қондырғылар электртұзсыздандырылған және электрсусыздандырылған АТ және АВТ технологиялық сұлбаға байланысқан.

Аралас атмосфералы – вакуумды қондырғылар аз территорияны алады. Сондықтан қазіргі зауыттарда атмосфералық вакуумды қондырғыларды құрады. Көп жағдайда электртұзсыздандыру қондырғыларымен араласа отырып.

АВТ принципиальды сұлбасы келесідей (24 сурет). Мұнай сорап 2 жылу алмастырғыш 3 арқылы электродегидратор 5 айналады және тоңазытқыш конденсатор 10 арқылы жылуалмастырғыш 12 түседі. Осы жерде қыздырылады да атмосфераның бөлігінің пеш 1 арқылы ректификациялы бағанаға беріледі. Бағанада бензин, керосин, дизельді жанармай бөлінеді. Ректификациялы бағананың 4 жоғарғы өнімі тоңазытқыш-конденсатор 6 конденсиялады, ал содан соң сыйымдылық 7 түседі.

Оның бөлігі сорап 8 сыйымдылық 7 суландыруға беріледі. Бағананың 4 төменгі бөлігінде вакуумды бөлігінің пеш 9 арқылы сорап 14 қалдықтары вакуумды бағана 11 түседі.

Ректификация нәтижесінде вакуумды бағанада мазуттан майлау майларының дистилляторын алады. Бағананың жоғарғы табақшаларында жеңіл майлардың дистилляттары жиналады (фракция 350-400^оС ), олардың астынан ауыр (350-400^оС фракция) және одан төмен ауыр майлар бөлінеді. Вакуумды бағананаың ІІ төменгі бөлігінен сораппен 13 гудрон айдалады.

Сурет 23 - АВТ-ның принципиалды сұлбасы

 

Гудрон жоғары тұтқырлы қалдық майларды алу үшін күрделі тазалауға беріледі. Оны битумға битум қондырғысында қышқылдану жолымен алынады. Мұнайды тікелей өңдеу нәтижесінде алынған дистиллят әрі қарай өңдеуді қажет етеді.

Мұнайдың екіншілік өнделуі, өнделуідің өнімдері.

Мұнай өнімдерін екіншілік өңдеу 25 суретте мұнайды екіншілік өңдеудің классификациясы келтірілген. Олардың барлығы екі топқа бөлінеді: термиялық және каталитиналық.  

Сурет 25 - Мұнайдың екіншілік өндеудің тәсілдердің классификациясы

 

Термиялық тәсілге: термиялық крекинг, кокстеу және пиролиз жатады.

Гидрогенизационды процесс деп сутегі болған кезде мұнай фракциясын өңдеу процесі. Гидрогенизационды процесс 260-430⁰С және 2-32 МПа католизаторлардың қатысуымен жүреді.

Сонымен гидрогенизационды процесті қолдану мұнайды тереңірек өңдеуге мүмкіндік береді, яғни ақшыл мұнайлардың шығуына, сонымен күкірттің қасиет емес қоспасын білуге арналған. Гидрогенизациондыға келесі процестер жатады:

1. деструктивті гидрогенизация;
2. гидрокренинг;
3. деструктивті емес гидрогенизация. Бұл процесс үлкен капитал салымды қасиет етеді және пайдалану шығынын жоғарылатады, ал зауыттардың технико-экономикалық көрсеткіштерін нашарлатады. Шығын қысымынан жоғары.

Мұнайдан алынатын өнімді келесі топтарға бөлінеді:

1. жанар май;
2. мұнайлы май
3. парафиндер, церезиндер, вазалиндер;
4. мұнайлы битумдар;
5. ақшыл керосиндер;
6. еріткіштер;
7. басқа да мұнай өнімдері (кокс, күйе, консистентті майлар, мұнай қышқылдары).

Жанар май:

а) авиациялық бензиндер Б-100/130; Б-95\130; Б-91 115 және Б-70; Б-санында октан саны бар бензин; Б-70- этилденбеген бензин:

б) автомобиль бензиндері А-66; А-72; А-76; АИ-93; АИ-98:

А-автомобильді – саны октан санын сипаттайды.

И-зерттеу тәсәлі бойынша октан саны.

в) тракторлы жанар май (лигроиндер және керосиндер).

г) реактитівті жанар май Т-1, ТС-1, Т-5, Т-6, Т-7; Т-жанар май.

С- күкіртті мұнай, саны жанармай маркасын сипаттайды.

д) дизельді жанар май; А ДА, Д3, ДЛ, ДС, ДТ, ДМ:

Д-дизельді; А-арктикалық, 3- қысқы; Л- жазғы, С-арнаулы, ДТ және ДМ- жай жүретін қозғалтқыштар үшін;

е) газ трубиналы жанармай; мазуттар және газойлдар.

ж) қазандық жанармай 5, 12, 40, 100, 200, МП:

Ф- флоты мазут; 5-12-50⁰С; 40, 100-200 температура кезіндегі – жанармай мазуты; МП- мартенді пештер үшін жанармай.

Мұнайлы майлар:

а) моторлы-дизельді, автомобиль, авиациялық майлауда қолданылады.

б) индустриальды – кәсіптік жабдықтарды майлау үшін;

в) цилиндрлі поршенді – булы машиналардың цилиндрлі және бітеулерін майлау үшін;

г) турбиналы - электрлі токтың генераторларын және әртүрлі турбоагрегаттардың подшибниктерін суыту және майлауға арналған;

д) компрессорлы-тоңазытқыш машиналар, және көп ауаүрлейтін машиналарда, компрессор клапандарында, шток, цилиндрлерді майлау үшін;

е) трансмиссионды – көп машина мен механизмдерді тісті берілістерді майлау үшін;

ж) өстік - теміржол көлігінің жылжымалы құрамының үйкелу торларының, паровоз, тепловоздардың дөңгелек буларын, теміржол вагондарының өстің мойнын майлауға арналған.

з) электрліизоляциялық – диэлектриктер мен суыту сұйықтықтарының функцияларын орындайтын трансформаторлы, конденсаторлар, кабельді;

и) гидравликалық жүйеге арналған майлар- әртүрлі стационарлық механизмдер, тепловоздар, самолеттар, автомобильді гидроперадачалар үшін;

к) ақ - вазелинді, медициналақ және парфомериялық ем үшін кремдер, мазьдар, ерін помадалары және т.б.

Парафиндер, церезиндер, вазелиндер. Қатты тауарлы парафиндерде спиртпен синтетикалық майлы қышқылдарды өндіруге арналған шикізат ретінде қолданылады. Парафин медицинада, тамақ өндірісінде, сіріңке, свеча, т.б. заттар үшін қоданылады.

Петролатум - церезин, май және парафин қоспасынан тұратын қатты көмірсутектері, олардың майларды депорафизациялаудан алады. Петролатумдар мен парафиндерден, мұнайдан бөлінетін және өндіру мен тасымалдау кезінде церезиндер алады.

Церезин - әртүрлі құймаларда, кремдерде, вазелиндерде, майлау өндірсінде, электрорадиотехникада изоляциялық материалдар ретінде қолданылады.

Вазелин-парафинді мазуттан алады. Жасанды вазелин-парафин мен минералды май қоспасы, ал техникалық индустриальды май мен парафин қоспасы.

Мұнайлы битумдарды майды тазалауда, крекинг және мұнайды өңдеуден соң ауыр қалдықтардан алады. Оларды гидроизоляциялық және кровельді материалдарды дайындауда қолданылады. Олар рубраксты ашудың негізі болып табылады, оны резинаны дайындау кезінде суға тұрақты материал ретінде қолданылады. Бірақ негізгі қолданыс жол құрылысында.

Басқада мұнай өнімдері.

Мұнайлы коксті электродтарды өндірісінде, сонымен алюминий өнеркәсібінде анодты массаны дайындауда қолданылады.

Консистентті майлау - мұнайды өңдеуге арналған қою өнімдер: антифрикционды, алдын алу және нығыздағыштар. Оларға салидол, техникалық вазелин, консталин жатады.

Нафтенді қышқыл, мылонафт асидол тұздарын лакбөлу өнеркәсібінде лакты тез кептіргіштер ретінде, сабын шығаруда майды ауыстырғыш ретінде қолданылады.

Пиролиз өнімдер- ароматикалық көмірсутектер (бензол, толуал және ксилол) бензиннің сапасын жақсарту мақсатында қолданылады.

Бензол - нейлон, синтетикалық каучук, капрон типті полиалидты талшықтарды алу үшін алғашқы өнім болып табылады. Сонымен, бензол бояғыштар, фармацевті және фотографиялық препараттарда еріткіштер және экстракцияланатын заттар ретінде қолданылады.

Толуол – капролактамды қолданылатын шикізат ретінде, кейбір пластмасса, смала, лак, типографиялық бояғыштарда еріткіштер ретінде қолданылады.

Ксилол - лак, бояғыш, мастик, фармацевтикалық препараттарда еріткіштер ретінде қолданылады.

 

10. Мұнайөнімдерінің каталитикалық крекингі. Катализаторға қойылатын талаптар. Көмірсутектердің каталитикалық крекингі кезіндегі өтетін химиялық реакциялар.

 

1. Мұнайөнімдерінің каталитикалық крекингі.

Қазіргі кезде мұнайөндіруші өнеркәсіпте алдына қойылған негізгі тапсырма –мұнайөнімдерінің көлемін жоғарылату, сапасын жақсарту және ассортиментін кеңейту болып табылады. Бұл мәселені шешу, күкіртті және жоғарғы күкіртті, ал соңғы кезде жоғары парафинді мұнайдың өңдеу үлесі үздіксіз өсіп келеді. Үлкен мәнге екіншілік және каталитикалық процестер орын алады. Қазіргі талаптарға жауап беретін жанармай өндірісін өндіру каталитикалық крекинг, каталитикалық риформинг, гидротазалау, алкилерлеу, изомеризация, кей жағдайда – гидрокрекинг процестерін қолданусыз болмайды.

Жоғарғы температурада (440-500⁰C) және жоғарғы емес қысымда (0,5 МПа дейін) алюмосиликаттың қатысуымен мұнай фракцияларын бөлу процесін каталитикалық крекинг процесі деп аталады.

Каталитикалық крекинг шикізаты газойлды фракциялар, кейде термиялық крекинг өнімдері және мазут және гудрондарды кокстеу жатады. Каталитикалық крекинг процесінде газ, бензин, жеңіл газойль және коксты алады.

Бұл өнімдердің сапасы алғашқы шикізат сапасына байланысты.

Каталитикалық крекингтың технологиялық процесі келесідей:

Алдын ала қыздырылған катализатор реакциялық камераға беріледі, оған шикізат буы түседі. Осы жерде крекинг процесі жүреді. Бұл кезде катализатор кокстеледі және реакция аймағынан регенераторға шығарылады. Регенераторда кокс жағылады, катализатор өзінің бастапқы қасиетін алдын-алады және бір мезгілде қыздырылады. Содан соң оны қайта реакциялы камераға береді.

Термиялық крекингтен айырмашылығы каталитикалық крекинг спецификалық жабдықтың қолдануымен катализатордың қатысуымен арнаулы аппаратта жүргізіледі.

Термиялықтың алдында каталитикалық крекингтың басты артықшылығы алынатын өнімдерінің үлкен бағалығы; С₃ және C₄ көмірсутектерінің жоғарғы шығысында этан, диен, метан аз шығуы, сонымен ароматикалық көмірсутектер, алефин және изопарафиндердің. Каталитикалық крекингтың бензиннің антидетонационды қасиеттері термиялық кренинг бензиніне жоғарғы. Крекинг өнімдерінің құрамы күрделі. Өйткені цетан С₁₆Н₃₄ каталитикалық кренинг пайда болады:

Сутек, метан, этан және этилен . . . . . . . . . . .5

Пропан және пропилен . . . . . . . . . . . . . . . . .23

Бутан, изобутан және бутилендер . . . . . . . . .33

Бензин құрамына кіретін көмірсутектер . . . . .36

Кокс . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3

Керосинді, солярлы және вакуумды дистиляттардың крекинг өнімдерінің құрамы, әртүрлі көмірсутектерінің үлкен санының қоспасы өте күрделі. Көмірсутекті қоспаның каталитикалық крекинг қорытындысы қолданылатын катализатор процесін жүргізуге байланысты.

Каталитикалық крекинг негізгі автомобильді және авиационды бензинді жоғарғы октанды құрамының өндіруі үшін қолданылады.

Автомобиль бензинді алу кезінде шикізат ретінде мұнайды біріншілік өңдеудің вакуумды дистилляттар қолданылады, ал автобензинді – керосинді – солярлы фракцияны өндіруде қолданылады.

Каталитикалық крекингтың әртүрлі аппараттары бар:

1. Стационарлы катализатормен қондырғылар. Бұндай қондырғыларды шикізат катализатормен жұмыс өлшемі бойынша катализатор кокстеледі, оның белсенділігі азаяды және шикізатты басқа реакторға береді, ал бірінші реакторде катализаторды дегенерациялау жүреді. Сонымен, реакторлар периодты жұмыс істейді. Бұл қондырғылар кеңінен қолданыс таппады.

2. Жылжымалы шарик тәріздес катализаторлы қондырғы. Мұндай қондырғыларда шикізат ағыны шарик тәріздес катализатормен бірге реакторға түседі. Кокстелген катализатор реактордан шығарылып және регенератор аппаратына регенерациялауға бағытталады. Қозғалмалы катализаторлы қондырғылар кеңінен таралған.

3. Қайнау қабаты бар майда дисперсті катализатордың каталитикалық кренинг қондырғысы.

Бұл процесте шаңды катализатор қайнау сұйықтығы сияқты. Шикізат шаңдытүрде катализатормен айналысып, оның бетінде реакция жүреді, содан соң кокстелген катализатор регенераторға беріледі.

Бұл жағдайда шикізаттың катализатормен байланысы қамтамасыз етіледі.

Каталитикалық крекингтың шешімінің сапасы мен саны, катализаторлар және өңделетін шикізат сипаттамасына, сонымен процесс режиміне байланысты.

Каталитикалық крекинг қондырғысында майлы газ, тұрақсыз бензин, жеңіл және ауыр каталитикалық газойлдер кейде легроинді таңдау қарастырылған.

Мұнайлы газ. Каталитикалық крекинг қондырғыларында алынатын майлы газ изоқұрылысты көмірсутектердің үлкен мәнімен, изобутан мәнімен сипатталады. Бұл бағасын көтеруді, әрі қарай өңдеу үшін шикізат болып табылады.

Тұрақсыз бензин. Каталитикалық крекингте жоғарғы октанды автомобиль бензинін және каталитикалық тазалаудан базалық авиационды бензин алады.

Жеңіл газойль. Жеңіл каталитикалық газойль тауарлы дизельді фракциямен салыстырғанда төмен цетан санына және күкірттің жоғарғы құрамы бар. Жеңіл каталитикалық газойльдің цетанды саны 45-56 құрайды, нафтенді ароматикалық дистиляттарда 25-35.

Ауыр газойль. Ауыр газойль каталитикалық крекингтың қалдық өнімі. Оның сапасы шикізат сипаттамасы мен технологиялық факторларға байланысты. Ауыр газойль катализаторлы шаңмен ластанады; ондағы күкірт құрамы каталитикалық крекингтен жоғары. Ауыр газойльді мазутты дайындауда немесе кокстеу мен термиялық крекингте шикізат ретінде қолданылады. Соңғы кезде оны күйе өндірісінде шикізат ретінде қолданылады.

2. Катализаторға қойылатын талаптар.

Катализаторлар – химиялық реакцияны тездететін зат. Каталитикалық крекинг реакциясы катализатор бетінде жүреді. Реакция бағыты шикізат, катализатор қасиетіне және крекинг шартына байланысты. Крекинг қорытындысына катализатор бетінде кокс қалады, сондықтан каталитикалық крекинг маңызды ерекшелігі катализатордың жиі регенерация қажеттілігі.

Крекинг катализаторларының негізгі құрамы жоғарғы кезекті заттар (глинозем және кремнезем). Олардың өзара әсерлесуінен алюмосиликаттар пайда болады, олар көмірсутектердің бөліну реакциясына әсер етеді. Мұндай катализаторларды алюмосименатты деп атайды.

Зауытты іс-тәжірибеде алюмосиликатты белсендірілген табиғи майлар және синтетикалық алюмосиликатты катализаторлар, диаметрі 0,04-0,06мм микросфералық бөлшектер немесе таблеткалар және өлшемі 3-6 шариктер қолданылады.

Крекинг қондырғысында келесі алюмосиликатты катализаторлар қолданылады:

1. Өлшемі 1-150мк бөлшекті синтетикалық шаңтүрлі катализаторлар қолданылады.

2. Қышқылды және термиялық өңделген табиғи майдан дайындалатын шаңтүрлі катализаторлар қолданылады.

3. Микросфералық формалы синтетикалық катализатор шаңтүрлімен салыстырғанда циркуляция кезінде өзі майдаланады және катализаторөткізгіштер және аппаратураның абразивті тозуына алып келеді, оның меншікті шығыны төмен.

4. Диаметрі 3-6мм диаметрлі шынытүрлі шарик түріндегі синтетикалық катализатор.

5. Цилиндрлі формалы, өлшемі 3-4мм өлшемді бөлікті табиғи және жасанды катализаторлар. Оны көп кезде таблеткаланған, аз беріктілігімен сипатталады.

Жоғарыдағы катализаторлардың 5 типі аморфты.

6. Синтетикалық кристалды цеолит құрамды катализаторлар, құрамында хром қышқылы, аз жерлі металл қышқылдары бар.

3. Көмірсутектердің каталитикалық крекингі кезіндегі өтетін химиялық реакциялар.

Мұнай шикізат каталитикалық крекингте жүретін реакциялар термиялық крекингте жүретін реакцияларға аналогты. Бірақ катализаторларды қолдану процесс сипаттамасын өзгертеді.

Олефиндер крекинг, парафинді, нафтенді және ароматикалық көмірсутектер нәтижесінде пайда болады, сонымен олефиндердің пайда болуы екінші реакция деп аталады. Крекингтың иницирленген реакциясы, олефиндердің басқа реакциялары сияқты карбоний–ион пайда болу нәтижесінде болады, ал қайта пайда болған ион, егер мүмкін болса екінші немесе үшінші ионға изомерленеді. Егер карбоний-ион үлкен емес болса, (С₃-С₅), ал олефинге немесе парафинге айналады.

Олефиндердің изомеризациясы кезінде екі байланыс миграцияланады, қаңқалы және геометриялық V изомеризациясы.

Изомеризация мүмкіндігі термиялықтың  алдында каталитикалық крекингтың маңызды артықшылығы: изомеризация нәтижесінде бензинді фракцияның онтан саны шоғырлайды және алкимерлеу үшін бағалы шикізат болып табылатын изобутон шығыны көбееді.

Полимеризация және деполимеризация. Олефиндерді полимеризация маңызды реакция. Әрі қарай крекингпен бірге полимеризация олефиндер мен парофиндердің пайда болуына алып келеді. Бірақ терең полимеризация ауыр өнімдердің пайда болуына алып келеді, олар катализаторларда адсорбцияланған кокс пен газға бөлінеді. Жоғарғы температура мен төменгі қысымда деполимеризация жүруі мүмкін.

Циклизация мен ароматизация. Олефиндердің екінші реакциясы, процестің соңғы стадияларында жүреді. Нәтижесінде диендер мен олефиндер түзіледі де, олар диен мен парафиндерге бөлінеді. Олефинмен диен арасындағы екіншілік реакция циклопарафиндердің түзілуіне алып келеді. Ароматикалық көмірсутектер процестің бастапқы стадиясында пайда болып нафтенді көмірсутектер немесе циклоолефиндердің дегидроциклизация нәтижесінде алынады.

Басқа да реакциялар. Каталитикалық крекинг шартындағы мүмкін реакциялар араматты көмірсутектерді алкилирлеу болып табылады.

Күрделі көмірсутектер крекингі молекуланың қандай да бір бөлігін қозғайды, мысалы: ұзын парафинді цептер нафтен және ароматикалық көмірсутектерде егер олар парафинді көмірсутектерде сол атом санымен болады.

Кері реакциялардың интенсивті критериінің бірі бензин мен кокс шығымының қатынасы. Жоғары қатынас октан саны бензиннен жоғары болса, төменгі қатынас кері реакциялардың интенсивті өсуін білдіреді. Қасиетті реакцияға: изомеризация, гидрирлеу, циклизация, олефиндерді ароматизация. Қасиетсіз реакцияларға: крекинг, дегидрогенизация, олефиндерді полимеризация және алкилирлеу жатады.

 

11. Мұнайөнімдерінің гидрокрекингі. Гидрокрекинг процесінің негізгі параметрлері, шикізат және катализаторлар.

 

1. Мұнайөнімдерінің гидрокрекингі.

Гидрокрекинг – мұнай дистиляттарының өздеудің каталитикалық процесі және белгілі температурада қалдықтарды және жартылай функциональды катализаторларда сутектің жоғарғы қысымында, гидрирлейтін және қышқылдық қасиеттерге ие болады (селективті гидрокрекинг процесінде және ситалы тиімділікте).

Гидрокрекинг жоғарғы сапалы мұнайөнімдерінің жоғарғы шығысын алуға мүмкіндік береді (С₃-С₄ сығылған газ, бензин, реактивті және дизельді жанармай, май компоненттері).

Жаңашыл мұнайөңдеуде гидрокрекинг процесінің келесі типтерін қолдануға болады:

1) бензинді фракцияның гидрокрекингі – жеңіл изопарафинді көмірсутектерді алу мақсатында, синтетикалық каучукте, автомобиль бензиніне жоғарғы октанды қосымшаларды алу үшін бағалы шикізат.

2) бензиндердің селективті гидрокрекингі октан санын жоғарлату мақсатында, қату үшін температураның төмендеуі мақсатында реактивті және дизельді отын.

3) түзу айдалған керосинді фракцияларды гидродеароматизациясы және ароматты көмірсутектің құрамының төмендеуі мақсатында каталитикалық крекинг газойлі.

4) вакуумды газойлдерді жеңіл гидрокрекинг бірмезгілде дизельді алу мен каталитикалық крекинг шикізатын қорғау мақсатында.

5) жоғарғыиндексті майлар негіздері мен мотор майларын алу мақсатында вакуумды дистиляттардың гидрокрекингі.

6) каталитикалық кренинг үшін шикізат және қазандық майларын, майлау және мотор майларын алу мақсатында мұнай қалдықтардың гидрокрекингі.

Гидрокрекинг реакциясының механизмі мен химизм ерекшеліктері.

Процесс катализаторлары

Гидрокрекингті аралас процесс деп қарастыруға болады. Онда бірмезгілде  гидрогенолиз сияқты реакция жүреді (яғни С-S, C-N және С-O байланысының үзілуі, бірақ кокс пайдаболусыз, алғашқы шикі затпен салыстырғанда төменгі молекулярлы өнімдерді алу, олефиндер тұрмайды, гетероатомдардан тазартылған.

Гидрокрекинг нәтижесі (материалдық баланс және өнім сапасы) көп жағдайды катилизатор қасиеттерімен анықталады: оның гидрирлеуші және қышқылдық белсенділіктері және олардың қатынасы.

Мұнай шикізатының гидрокрекинг каталитикалық процесінің негізінде мына реакциялар жатыр:

- күкірт, азот, оттек қосылыстарының гетероорганикалық гидрогенолизі және ароматты көмірсутектерді гидрирлеу.

- нафтенді көмірсутектерді және парафиндер крекингі, циклдік құрылымды деалкирлерлеу және пайда болған төменгі молекулары парафиндердің изомеризациясы күкірт, азот және оттек құрамды қосылыстар гидрогенолизі гидротазалау процесіндегі сияқты механизм мен жүреді және сәйкес көмірсутектің және су мен аммиак, күкіртсутек пайда болуымен аяқталады.

Жоғарғы молекулярлы парафиндер гидрокрекингі – жоғарғы қышқыл активті механизмдерде карбенийионды механизм бойынша жүргізіледі. Каталитикалық крекинг негізіндегі сияқты катализаторларды металл орталықтарында алкендер пайда болумен парафиндердің дегидрирленуі жүреді. Содан соң қышқыл ортада алкендер карбкатиондарға оңай айналады және шынжырлы карбений-ионды процесті иницирлейді. Мұнда гидрокрекинг жылдамдығы алкандардың молекулалық салмағы жоғарлаумен өседі. Үштік көміртекті атомды изопарафиндер нормальді алкандарға қарағанда үлкен жылдамдықпен жүреді. Фрагменттердің айырылуы кезінде карбений-иондарының ыдырауы, қатты эндотермиялық, гидрокрекингтеуде метан мен этанның пайда болмайды және изопентан мен изобутанның шығыны жоғары. Жоғарғы гидрирлеуші және белгілі бір мөлшерде қышқылды белсенділігімен карбений-ионының интенсивті қанығуы жүреді, нәтижесінде молекулада көміртектің атом саны мен парафиндер пайда болады, жоғарғы қышқылды катализаторларға қарағанда аз изомеризерленген. Ұзын алкилді шынжырмен нафтендер гидрокрекинг жоғарғы қышқылдық активтілігінде катализаторында изомеризацияға беріледі және парафинді көмірсутектер сияқты шынжырлардың ыдырауына беріледі. Сақинаның ыдырауы үлкен емес дәрежеде жүреді. Изомеризация реакциясы интенсивті алтымүшелі және бесмүшелі нафтендерде өтеді. Бициклді нафтендер өндірістің циклопентандардың жоғарғы шығынымен моноциклге айналды. Төмен қышқылды активті катализаторларда гидрогенолиз жүреді.

Гидрокрекинг процесінің негізгі параметрлері, катализаторлар, шикізат. Гидрогенизационды процестің катализаторлары және олардың механизмі.

Гидрокрекинг катализаторының ассортименті кең, процестің әртүрлі тағайындалуымен түсіндіреді. Олар үш компоненттерден тұрады: қышқылды, дегидрогидрирлейтін кеуекті құрылым мен механикалық беріктілікті қамтамасыз ететін.

Қышқылдық компонент ретінде изомеризациялайтын және крекирлеуші функцияны орындайтын крекинг катализаторының құрамына кіретін қатты қышқылдарды қолданады: цеолиттер, алюмосиликаттар және алюминий оксиді. Катализатордағы қышқылдықты күшейту үшін кейде галогендер негізеді.

Кәсіптік гидрогенизационды процестерде қолданылатын катализаторлар күрделі композиция болып табылады және олардың құрамына ереже бойынша келесі компоненттер кіреді:

1) VIII топ металдары: Ni, Co, Pt, Pd кейде Fe;

2) VI топ сульфиды немесе қышқылы: Mo, W кейде Cr;

3) дамыған меншікті бетті және жоғарғы механикалық берік, инертті және қышқылдық қасиеттері бар термо-тұрақты тасымалдағыштар.

Никель, кобальт, платина немесе палладий катализаторларға дегидрогидрирлеуші қасиет береді, бірақ ол «у»-дың әсерінен уландыру әсерінің қатынасына қарағанда тұрақсыз болып табылады.

Молибден, вольфрам және олардың оксидтері п-жартылай өткізгіш болып табылады. (Ni, Co, Pt және Pd) қышқылдық реакция қатынасы бойынша каталитикалық активтілігі оның бетіндегі еркін электрондардың болуы, олардың адсорбциялануы, хемосорбциялану, органикалық молекуларды гомолитикалық ыдырауымен негізделеді.

Бірақ Mo және W, Pt және Pd; Co, Ni дегидрогидрирленуші активтілігі бойынша төмен.

Mo және W сульфидтары p-жартылай өткізгішті. Оның саңылаулы өткізгіштігі гетеролитикалық реакцияларды, C-S, C-N, C-O ыдырау гетероорганикалық байланыстардың жүру мен негізделуі.

Процестің негізгі параметрлері. Гидрогенизациялауды параметрлеріне басқа каталитикалық процестер сияқты, алдында сипатталған: температура, қысым, шикізатты беру жылдамдығы сұқарамды газдың мөлшері және ондағы сутек мөлшері жатады.

Температура – температурасы өскен сайын процестің қатаңдығы өседі, ал күкірт, азот, оттектің және гидрогенизация өнімдеріндегі металдардың құрамының төмендеуіне алып келеді. Температураның жоғарлауы бойынша сутек шығыны жоғарлайды, содан соң бірнеше төмендеуі мүмкін, өйткені дегидрирлеу реакциясы басталуы мүмкін. Бірақ бұл уақытқа дейін сутек шығыны температураның жоғарлауы кезінде тез өсуі мүмкін. Сондықтан процесс температурасын төмен ұстап тұру ұсынылады, егер ол алынатын өнім сапасына кедергі келтірмесе. Сонымен катализаторды уландыру жылдамдығын минимумға жеткізу керек. Гидротазалау кезінде температураны 260-415⁰С шегінде ұстап тұру керек. Егер температура жоғары болса, мысалы 400-455⁰C гидрокрекингі реакциясына ие болады.

Қысым. Гидрогенизационды процесте қысым жүйедегі жалпы қысымды және циркуляцияланатын газда сутектің парциалды қысымын кешенді ескеру қажет. Сутектің парциальді қысымы жоғарылауымен гидрирлеу жылдамдығы өседі және металдар және қышқылдар азот пен көміртектің толық жойылуы жүреді, сонымен катализаторлардағы деструкция тудыратын шексіз көмірсутектердің қанығуы ароматикалық көмірсутектедің және асфальтендердің төмендеу және катализатордың кокстелуі азаяды, ол олардың ұзақ мерзімділігін жоғарлатады. Циркуляциялық газда сутек құрамын мүмкін максималды деңгейде ұстап тұруы мақсатты.

Сутектің парциальды қысымының гидротазалау процесіне әсері 26 суретте көрсетілген.

Гидротазалау процесін – сутектің жоғарғы парциальды қысымда жүргізу керек, циркулирнетін газда Н₂  көлемінің 75-90% болуы керек.

Егер сутек ресурстары бұл режимды ұстап тұру үшін жеткіліксіз болса сутектің парциальды қысымын төмендетуге тура келеді, сутектің шығынын азайту үшін температураны жоғарлату керек.

                                    

1 – күкіртсіздендіру дәрежесі; 2 – сутек шығыны; 3 – кокссиымдылықты төмендету.

 

Сурет 26 - Ауыр циркуляциялаушы крекинг-газойльдегі күкіртті қосылыстардың гидрирлеу дәрежесіне сутектің пропорцианалдық қысымының әсері.  

 

Соңғысы нафтенді көмірсутектерді дегидрогенизациясының күшейтілуін қамтамасыз етеді. Бірақ температураның көп жоғарлау гидрокрекинг реакциясын күшейтеді, ол қажетсіз, өйткені мақсатты өнімдердің шығуын азайтады және катализатордың ұзақ мерзімділігін қысқартады. Гидротазалаудағы реакторлардың қысымының төмендеуі 40-50-ден 28-30ат тазалаудың сапасын нашарлатусыз қондырғыдағы сутек шығынын 30% қысқартады. Катализатордың регенерация арасының жұмыс периоды 8 айды құрайды. Әрі қарай сутегіні аз тұтынумен процесс шарты дайындалады. Ол нафтенді көмірсутекткрдің жақсы дегидрирленуіне қолайлы, смалалы қосылыстың және күкіртті қосылыстың бөлшектеп гидрогенизациялауына алып келеді.

Шикізатты берудің көлемдік жылдамдығы. Гидрогенизация нәтижесіне қатты әсер етуі мүмкін. Жылдамдықтың төмендеу реакциялық интенсивті төмендеуіне, соның нәтижесінде кокс пайда болу мен сутек шығыны төмендейді.

Өнім жеңіл болған сайын процестегі жоғарғы көлемді жылдамдығын ұстап тұруы мүмкін. Әдетте көлемді жылдамдықты 0,5-7сағ^-1 деңгейде ұстау мүмкін.

Екіншілік процестен алынған өнімді өңдеу кезінде, біріншілік өңдеуге қарағанда сондай фракционды құрамды өнімді өңдеу жылдамдығымен салыстырғанда төмендетуге тура келеді.

Сонымен 240-350⁰С фракцияны өңдеу күкірті мұнайды біріншілік мұнайды өңдеу Ромашкин көлемді жылдамдығы сияқты 4сағ^-1 деңгейде, сол мұнайдан сондай фракцияны өңдеу кезінде көлемді жылдамдықты 2-1,5сағ^-1 төмендетуге тура келеді.

Өңделетін шикізаттағы күкірттің құрамы мен үлкен мәнге ие: ол үлкен болған соң, көлемдік жылдамдығы төмен, өйткені органикалық күкіртті қосылыстарды гидрирлеу басқа қосылыстардан жоғары (оттек құрамдыдан басқа).

Көлемді жылдамдықты таңдау көп жағдайда табиғаттан шикізаттың фракционды құрамына және оны алу технологиясына байланысты. Сол немесе басқа шикізатты өңдеу кезінде сол шикізатқа сай көлемді жылдамдықты ұстап тұру қажет. Егер қондырғыға шикізаттың жаңа түрі берілсе, онда көлемдік жылдамдығын өзгеру керек, сонымен қондырғының өнімділігі мен технолгиялық режимінің басқа параметрлері де өзгереді. Алдыңғы өңделген шикізатпен салыстырғанда жаңа шикізат көлемді жылдамдығы жоғарлатады және қондырғы өнімділігі өседі.

Температура өзгеріссіз жағдайда циркуляцияланатын сутек құрамды газ бен шикізат қатынасы буланатын бөлігіне әсер етеді.

Реакция жылдамдығы. Әртүрлі мұнайөнімдерінің гидрогенизация жылдамдығы жеткіліксіз зерттелмесе де кейбір заңдылықтар анықталған. Ереже бойынша қышқыл құрамды қосылыстар сондай көмірсутекті радикалдары бар күкірттілерге қарағанда оңай гидрирленеді, ал мыналар өз кезінде азот құрамдыға қарағанда оңай жүреді. Активті катализаторларда егер шикізат катализаторында у болмаса шексіз көмірсутектердің гидрирленуін қамтамасыз етеді. Гидрирлеу жылдамдығы режимге емес катализатордың құрылымы мен активтілігіне, фазалық жағдайына байланысты.

Температура катализатор бетінде жүретін реакция жылдамдығына емес, катализатор ішіндегі активті ортаның диффузиясына да әсер етеді.

Жоғарғы температурада көмірсутектердің ұшуының жоғарылауы нәтижесінде сұйық фаза мөлшері азаяды, ал диффузия жылдамдығының жоғарлауына алып келеді. Реакция жылдамдығын жоғарлату мақсатында температураны жоғарлату қажетсіз реакцияларға алып келуі мүмкін, ол газ бен кокстың үлкен мөлшері пайда болған жағдайда мақсатты өнімнің шығынын көп әсерін тигізеді.

 

12. Мұнайөнімдерінің каталитикалық риформингі. Процестің физика-химиялық негіздері.

 

1. Мұнайөнімдерінің каталитикалық риформингі.

Қазіргі кезде каталитикалық риформинг мұнайхимиялық және мұнайөңдеу өндірісінің жетекші процестерінің бірі болады. Оның көмегімен бензинді фракциясының сапасын жақсартады және күкіртті және жоғарғыкүкіртті мұнайдан ароматикалық көмірсутектерді алады. Соңғы кезде теңіз көмірсутектерден алу үшін каталитикалық  риформинг процесі дайындалады. Әртүрлі өнімдерді дайындау мүмкіндігі шикізат ретінде бензинді фракцияны емес, сонымен басқа да мұнай өнімдерін қолданады.

Каталитикалық риформингті массалы еңдіруге дейін тікелей айдалған бензиннің термиялық риформинг пен ауыр шикізатты (мазут, жартылай гудрон және гудрон) жеңіл болады крекингтің аралас процесі пен термиялық риформинг қолданылған. Әрі қарай термиялық риформинг каталитикалық  пен салыстырғанда аз технико-экономикалық көрсеткіштеріне байланысты өзінің қолданысын тоқтатты. Термиялық риформинг кезінде бензин шығысы 20-27% аз және оның октан саны каталитикалық риформингке қарағанда 6-7 пункке төмен сонымен термиялық риформинг бензині тұрақсыз.

Каталитикалық риформинг - бензиндердің октан санын жоғарлату және арнаулы катализатор және сутек қысымы, жоғарғы температура әсерінен  жеке аналитикалық көмірсутектерді алу процесі. Бұл процесте бензин молекуласының құрылымы өзгереді  және оның қайнау температурасы төмендейді.

Кәсіптік жағдайда каталитикалық риформингтің екі жүйесі қолданылады.

1) 2-4 МПа қысымда және 500^оС температура кезінде сутек циркуляциясымен бірге алюмоплатинді  катализатордың жылжымайтын қабатындағы платформинг.

2) 1,5-2,5МПа қысымда және 480-550^оС температурада алюмомолибденді катализатордың қайнау қабатындағы гидроформинг.

Каталитикалық риформинг шикізаты термиялық крекинг және кокстеу тікелей айдалған төмен октанды бензинді фракциялары. Риформинг нәтижесінде келесі өнімдерді алады: жоғарғыоктанды бензин, газ, полимерлер, кокс.

Жеке ароматикалық көмірсутектерді алу үшін жіңішке бензинді фракциялар қолданылады:

Каталитикалық риформинг шикізаты ретінде қолданылатын бензинді фроекциялар қайнау шегі әртүрлі болады. Егер 85-190^оС және 105-180^оС фракцияны  қолданса, жоғарғыоктанды  бензин алады, егер 60-85^оС фракцияны алса бензол азаяды, 85-105^оС – толуол, 105-140^оС ксилол алады.

Каталитикалық риформинг процесінің риформингі, сонымен мақсатты өнімдерге қойылатын талаптар, қондырғыны иілгіш пайдалану да қажет етеді. Өнімнің қажетті сапасы технологиялық режим және катализатор, шикізатты жинау жолымен алынады.

Каталитикалық риформинг процесінде алынған сутек құрамды газ арнаулы алынатын сутектен арзан болады, оны мұнайөңдеу процесінде қолданады, мысалы: гидротазалау және гидрокрекинг. Шикізатты каталитикалық риформингтеу кезінде құрамында күкірт және бензинді екіншілік жүруі, үздіксіз көмірсутектер болса онда катализатор уланады. Сондықтан мұндай шикізат каталитикалық риформинг алдында гидротазалауға беріледі. Бұл регенерациясыз катализатор жұмысының ұзақ мерзімділігіне және қондырғының жұмысының технико-экономикалық көрсеткіштерін жақсартады.

2. Процестің физика-химиялық негіздері.

20 ғасырдың басында Н.Д.Белинский платинді және палладилі катализаторларда кері әсерсіз алтымүшелі нафтенді көмірсутектердің каталитикалық дегидрогенизациясы жүреді. Нафтенді көмірсутектерді дегидрогенизациялау металл тотығының әсерінен 1911 жылы В.Н. Ипатьев және Н.Довлевич және 1932 жылы В.Лозье және Дж. Воген байқады.

1936 жылы Кеңес одағының лабораториясында бір мезгілде ароматтыға парафинді көмірсутектердің дегидроциклизация реакциясы ашылды. Б.Л.Молдавский және Г.Д. Камушер хром тотығында 450-470⁰С кезінде, В.И.Каржев, М.Г.Северьянов және А.Н.Снова мыс-хромды катализаторда 500-550⁰С, Б.А.Казанский және А.Ф.Платэ 304-310⁰С кезінде белсендірілген көмірде платинаны қолданумен парафинді көмірсутектердің дегидроциклизацияны жүргізеді. Әрі қарай Б.А.Казанский жұмыстарын – гексанның дегидроциклизациялау мүмкіндігі көрсетіледі.

Төменде каталитикалық риформинг кезінде жүретін негізгі реакциялар қарастырылады.

Ароматты көмірсутектердің пайда болуымен нафтендердің дегидрирлеу келесі мысалда келтірілген.

Нафтендердің дегидрилеу реакциясы ароматты көмірсутектердің пайда болу есебінен бензиннің октан санын жоғарлатуда үлкен роль атқарады. Нафтенді көмірсутектерден алтымүшелі циклдердің дегидрлеуі толық және тез болады.

Бензиндегі алдыңғы нафтенді көмірсутектердің зерттеу тәсілі бойынша 65-80 пунктерінде октан саны бар. Шикізаттағы нафтенді көмірсутектердің жоғарғы құрамында ароматикалық көмірсутектердің шығымы тез жоғарылайды, мысал бензол шығымы - 30-40%. Бензиннің октан санының көбеюі ондағы парафинді көмірсутектің құрамына байланысты. Сондықтан нафтенді көмірсутектердің дегидрлеуі, басқа реакциялардың бір мезгілде жүргізілуімен байланысты – тек осы жағдайда каталитикалық риформингтің жоғарғы тиімділігіне қол жеткізуге болады.

Каталитикалық риформинг процесінде олефиндерге дейін парафинді көмірсутектердің дегидрлеу реакциясы жүреді, бірақ ол бензин санының октан санын аз жоғарлатуда және ақтау кезінде оның тұрақтылығын төмендетеді.

Реакция қосымша көміртек – көміртек байланысының көміртек – сутекке қарағанда езілуі күрделенеді. Парафиндердің дегидрлеу жүру үшін қажетті температурасында бір мезгілде осы көмірсутектердің циклизациясы жүреді. Сондықтан парафинді көмірсутектердің дигидирлеуі кезінде баста нафтенді көмірсутектер пайда болады, олар содан соң ароматтыққа айналады. 

 

Кейде, екі осы стадиялар бірге байланысады және реакция дегидроцеклизация деген атауға ие болады. Парафиндердің дегидрлеу дегидроциклизацияға қарағанда жоғарғы температурада жүреді.

Жоғарымолекулярлы парафиндердің гидрокрекинг нәтижесінде төмен молекулярлы салмақты екі немесе бірнеше көмірсутектер пайда болады.

С₉ Н₂₀ +Н₂                С₄ Н₁₀ +С₅ Н₁₂

Сондықтан кейде реакциялы деструктивті гидрирлеу деп атайды. Жоғарғы молекулярлы көмірсутектерді гидрокренинг реакциясы аз молекулярлы салмақты көмірсутектердің пайда болуы риформинг бензинінің октан санының жоғарлауында маңызды рөлі бар. Гидрокренинг реакциясы карбоний-ионын пайда болуымен катализаторға гидридті ионға беру есебінен жүреді және жаңа карбоний –ион және олефинді көмірсутекті береді. Гидрокрекингтің ол мәні алғашқы шикізаттан және аз тығыздықты және жоғарғы октан саны бар төменқайнайтын сұйық көмірсутектердің пайда болуымен қорытындылайды.

Катализатор гидрокрекинг реакциясына үлкен әсер етеді. Реакция сипаты катализатордың сәйкес таңдауы мен өзгертумен болады. Мысал ретінде парафинді көмірсутектерді гидрирлеу кезінде алюмосиликатты никельдің қатысуымен гидрокрекингтен басқа, изомеризация болады. Егер сутекті азотпен ауыстырсақ, онда изомеризазия жүрмейді.

Н-парафиндердің изомеризациясы, риформингте жүретін бұтақталған көмірсутектердің пайда болып келеді.

Тікелей айдалған бензиннің пентанды және гександы фракциялары және риформингсіз салыстырмалы жоғары октан саны бар. Нормальді парафиндердің С₇-С₁₀ изомеризациясы теориялық октан санын жоғарлатады, ал практикада каталитикалық риформинг жағдайында бұл реакция жүрмейді. Оның орнына аталған көмірсутектер гидрокрекинг және гидирлеу реакциясына түседі. Сондықтан изомеризация реакциясы каталитикалық риформинг процесінде қосымша роль атқарады. Мысалы: бесмүшелі нафтендердің ароматизациясы жоғарыда айтылғандай, катализатор қабілеттілігіне бұл нафтендерді алтымүшелерге изомеризациялау, олар ароматикалық көмірсутектерге оңай дегидрирлейді.

Парафиндердің дегидролизациясын келесі мысалда да көрсетуге болады:

демек, н-гексанның бір молекуласынан бензолдың және сутектің төрт молекуласы пайда болады, және пайда болған өнімдердің жалпы көлемі айналмаған н-гексанның көлемінен 5 есе асады. Иістендірілген көмірсутектердің пайда болумен парафиндердің дегидролизациясы каталитикалық риформингтің негізгі реакциясы болып табылады.

Парафиндердің каталитикалық дегидролизациясы ядродағы метилдық араластырғыштардың ең үлкен санымен бензолдың гомологтарының қалыптасуымен жүреді, ол көмірсутектің тұрғызылуымен мүмкін болады. Көмірсутектірдің парафиндік көмірсутектерінің молекулырлық салмағын өсіру үшін дегидрализация реакциясы жеңілдітіледі.

Парафиндік көмірсутектерден иістендірілгенге өтудің мүмкін жолдарын келесі сұлбамен көрсетуге болады:

Парафиндік көмірсутектердің каталитикалық дегидролозациясы тиімді катализатордың араласуымен жүреді. Қазіргі уақытта катализаторлардың үлкен саны меңгерілген. Хромның және молибденнің қышқылдары қоспалармен (платина, палладий, церий және кобальт) бірге алып жүрушілерде пайдаланылады.

Алюмохромдық катализаторда дегидролизация қысымның әсер етуіне ұшырайды: қысым төмен болған кезде шикізаттың айналу дәрежесі жоғарылайды. Осыған қарама-қарсы, алюмомолибдендік катализаторларда жоғарғы және төменгі қысымдарда айналу деңгейі бірдей.

Платиналық катализатор болғанда дегидролизацияның екі механизмі мүмкін: 1) парафиндерден иістендірілген көмірсутектердің пайда болуы және 2) кейін дегидролизацияланумен алтыбөлшекті нафтендердің пайда болуы. Қышқылдық катализатордың болуымен парафиндік көмірсітектері иістендірілген көмірсутектерге айнала алады және олефиндер арқылы. Соңғы уақытта Б.А. Казанский және оның қызметкерлері әртүрлі көмірсутектерді дегидролизациялау және дегидрирлеу реакциясы үшін алюмохромокалийлік катализаторды жасап, ұсынды. Бұл катализаторды зертханалық және пилоттық қондырғыларда зерттеулері оның жоғарғы сапасын көрсетті.

н-парафиндердің дегидролизациясының бірқатар артықшылықтары бар және риформинг процесімен қосылып өндірісте қолданыла алады. Бұл процестегі бензолдың шығарылуы риформинг кезінде оның шығуынан 2-3 есе асады.

Иістендірілген көмірсутектердің реакциялары. Каталитикалық риформингта иістендірілген көмірсутектердің бір бөлігі (шикізатта бар және риформинг процесінде пайда болатын) бөлінеді. Процестің қатал шарттарында парафиндер иістендірілген көмірсутектерге айналады, бірақ дегидролизациялаудың салдарынан пайда болған иістендірілген көмірсутектің орташа молекулырлық салмағы жұмсақ шарттарда алынатын иістендірілген көмірсутектерге қарағанда аз болады. C₉-С₁₀ иістендірілген көмірсутектің құрамын төмендету жақтық шынжырлардың айырумен және бензолдық ядроның үзілуімен түсіндіріледі. Каталитикалық риформингте жүретін процесстердің сұлбасы, келесідей (н-гептанның мысалында):

Процесстің шарттарын таңдап алып, жоғарыда аталған реакциялардың жүруін реттеуге болады. Каталитикалық риформингте алынатын бензин иістендірілген көмірсутектердің изопарафинділермен қоспасы болып табылады және осының әсерінен жоғары антидетонациондық қасиеттерге ие болады. Ол өте тұрақты және құрымында күкірт жоққа жақын болады.

 

13. Мұнайөнімдерінің тазалау тәсілдері. Депарафинизация.

 

1. Мұнайөнімдерінің тазалау тәсілдері.

Ақшыл мұнайөнімдерін тазалау.

Мазут пен мұнайды айдау кезінде алынатын мұнайөнімінің негізгі массасы, сонымен деструктивті процесс кезінде өзінің құрамында мұнай өнімдерінің қасиетін нашарлататын қоспалардан тұрады. 

Дистиляттағы қоспалардың концентрация мен құрамы өңделетін шикізаттың химиялық қасиетпен, өңдеу процесінің, технологиялық режиміне байланысты.

Зиянды қоспаларды жою үшін дистиляттар өнімдерін тазалауға беріледі. Тазалау тәсілін таңдау дистиллятты тазалау сапасынан, мақсатты өнім тағайындалуы және оған қойылатын талаптарға байланысты.

Ақшыл мұнайөнімдерінің дистилляттарындағы қажетсіз қоспалар болып:  күкіртті қосылыстар, шексіз қосылыстар, шайрлар, нафтенді қышқылдар мен қатты парафиндер. Моторлы майларда күкіртті қосылыстардың болуы қозғалтқыш коррозиясының ұшырауы, металдар қатарымен (темір, мыс, цинк, қола) агрессивті.

Жанармайларда шексіз қосылыстардың болуы оны пайдалану мен сақтау кезінде тұрақсыз болады: мұндай майлар тұңба бөледі, қозғалтқыштардың қалыпты жұмыс істеуіне кедергі келтіреді және жанармай өткізгішінің жүйесін ластайды.

Дизельді жанармайда қатты парафинді көмірсутектердің болуы соңғысында қату температурасы жоғары болады.

Қыста мұндай майды қолдану  қозғалтқыштардың қосылуын қиындатады да тез істен шығарады.

Қышқыл мұнайөнімдерінің кейбір бөліктері моторлы май түрінде шығындалады, ал басқа мақсаттар үшін мысалы: ақшыл керосин ретінде, арнаулы бензинді – еріткіштер ретінде. Мұндай жағдайда дайын өнімдерге оны қолданудың спецификалық ерекшеліктерімен байланысты.

Мысалы: ақшыл керосин үшін ароматикалық көмірсутектер қажет емес.

Ароматикалық көмірсутектердің құрамы шектеледі өйткені олар көмірсутектер улы болып табылады. Сонымен, ароматикалық көмірсутектер карбюраторлы қозғалтқыштар үшін бағалы компонент болып табылады.

Ақшыл өнімдерден зиянды қоспаларды жою үшін әр түрлі процестер қолданылады.

1. Сілтілі тазалау немесе сілтілендіру. Каустикалық немесе кальцинирленген соданың сулы ертінділерінің дизельді, керосинді, бензинді фракцияларды өндеу болып табылады.

Сілтімен өңдеген кезде бензиндерден күкірт сутек және бөлшектеп меркоптандар, керосиндер және дизельді отындардан – нафтенді қышқылдарды жояды.

2. Қышқылды-сілтілі тазалау – өнімді күкірт қышқылымен өңдеу және сілтінің сулы ертіндісімен нейтролизациялайды. Мұндай тазалауды тек шексіз және араматикалық көмірсутектерді және шойырды жою кезінде ғана қолданады.

3. Депарафинизация – дизельді отындардың қату температурасының төмендеуі үшін қолданылады және карбамид ерітіндісін өңдеу үшін, парафинді көмірсутектер кешен пайда болады. Содан соң кешен қыздыру жолымен карбамид және парафинге бөлінеді, ол қайтадан өндірістік циклге өтеді.

4. Гидротазалау – күкіртті немесе жоғарыкүкіртті айдау үшін дизельді, керосинді, бензинді фракциялардан күкіртті қосылыстарды жою үшін қолданылады. Гидротазалау процесі катализатор астынан жоғары қысымда (5МПа) сутекті енгізумен жүргізіледі.

Сонымен сутек күкіртті сутекті ығыстырады. Гидротазалау сутекпен қосылысқа түскенде шектіге айналатын шексіз қосылыстың екінші жүруден өнімді тазалау үшін қолданылады. Алюмосиликатты катализатормен каталитикалық тазалау үшін каталитикалық крекинг процесінде алынған бензиндердің ылғалсыздандыру үшін қолданылады. Процесс авиациялы маркалы бензиндерді өндіру үшін қолданылады.

5. Ингибирлеу – полимеризация мен қышқылдану реакциясына тежеу әсер ететін, антиқышқылдық қасиеті бар, заттың өнімдеріне қосу процесі. Аталған процестен басқа ақшыл мұнай өнімдерін тазалау тәсілдері кеңінен қолданылады. Оларға ағартқыш реагенттермен ақшыл мұнай өнімдерін тазалауға жатады.

Майлау майларын тазалау.

Майлау майлары вакуумды және атмосфералы – вакуумды қондырғыларда мазутты айдау жолымен алады.

Майды өндіру үшін, мазутты айдау үшін дистиллятты фракциялар (300-400^оС, 350-420^оС, 420-450^оС аралықта бөлінеді) және қалдық гудрон (500^оС жоғары) қолданылады.

Дистиллятты фракциялардан алынған майларды дистилляттар деп аталады, ал гудроннан – қалдық деп аталады.

Майлау майларын тазалау кезінде келесі негізгі процестер қолданылады.

1. Селективті ерітінділермен тазалау.
2. Деасфальтизация.
3. Депарафинизация.
4. Гидротазалау.
5. Күкірттіқышқылды және сілтілі тазалау.

Селективті ерткіштермен мұнай өнімдерінен белгілі температура кезінде алу қабілеттілігіне ие зат.

Майларды тазалау үшін келесі еріткіштер қолданылады: фенол, фурфурол, пропан, крезол, метилэтилкетонмен, ацетон, дихлорэтан, бензол, толуол. Оларды майларданшайыр, асфальтен, ароматикалық көмірсутектерден, қатты парафинді көмірсутектерді жою үшін қолданылады.

Қалдық майлы фракциялар 50 % шайырдан және асфальтендерден тұрады және жойылуы керек. Олар үшін селективті еріткіштерді тандау өте қиын. Сондықтан майдың бағалы көмірсутектер үшін еріткіштерді тандау, ал асфальтошайырлы заттар тұнбаға түседі. Мұнда деасфальтизация процесі болады. Бұл жағдайда еріткіш ретінде сұйытылған пропан жатады.

Кейде екі ығыспайтын еріткіштер қолданылады, яғни майды тазалау булы ерткіштермен жүргізіледі. Мысалы: сұйытылған пропан және крезол мен фенол қоспасын ашады. Пропан шайырлар, асфальтендердің тұнуына, ал екінші еріткіш оны жақсы ерітеді.

Екі еріткіште әртүрлі қасиеттерге ие олар бір-бірінде аз ериді.

Селективті тазалау нәтижесінде екі фаза қолданылады: майдың пайдалы компоненттері рафинатты фазаны, ал қажетсіз қоспалар – экстрактілі пайда болдырады. Майдан еріткішті айдаған соң рафинатты, экстрактілі фаза одан еріткішті айдаған соң – экстрактілі деп аталады.

Парафинді мұнайдан алынған селективті тазалау рафинаттарында қатты көмірсутектерден тұрады. Майдың температуралық төмендеуі кезінде қозғалыссыздығын жоғалтады да қолдануға жарамсыз болып қалады, төменгі температураға жарамсыз болып қалады.

Төменгі температурада пайдалануға жарамды болатын болса, сол қатты көмірсутектер бөледі, яғни селективті тазалаудың рафинаттардың депарафинизациясы жүргізіледі.

Дистиллятты майлардан бөлінген қатты өнім гач, ал қалған  майлардан петролатум деп аталады.

Селективті тазалаған соң майлар гидротазалауға беріледі. Майларды гидротазалау мақсаты – тұрақтылық пен түсті жақсарту, тұтқырлы-температуралық қасиеттерді жоғарлату, тұтқырлы –температуралық қасиеттерді жоғарлату, кокстылық пен күкірт құрамын төмендетеді. Гидротазалауға дистилляттар мен қалдық майлар беріледі (депарафинизация және деасфальтизациядан бұрын және соң). Гидротазалаудың кері өнімдері болып көмірсутекті газдар (қондырғыдағы отын ретінде), күкірт сутек (күкіртті алу үшін қолданылады) және айдау (қазандық отындарына қосымша ретінде қолданылады).

Майлардың күкіртті қышқылды тазалау асфальтошайырлы қосылыстың майлы фракцияларынан жою үшін қолданылады, шексіз көмірсутектердің, нафтенді қышқылдарды және азотты-күкіртті және ароматты қосылыстарды жою үшін қолданылады. Реакция нәтижесінде екі қабат пайда болады: жоғарғы – майдың көмірсутектері реакцияның өнім мөлшерін және күкірт қышқылды, төменгі –реакция өнімдері, артық қышқыл, қосылыстар. Жоғарғы қабатта күкірт қышқылының ізі бар. Сілтілі өңдеу нәтижесінде тұздар пайда болады, олар сілтілі ерітіндіге өтеді. Сілтілі қалдықты бөледі, ал майды булы конденсатпен  жуады.

2. Депарафинизация.

Тағайындалуы – жоғары қату температурасының төмендеу мақсатында майлы фракциядан жоғарғы құймалы компоненттерді жою.

Ароматикалық көмірсутектермен кетон қоспаларының таңдау еріткіштерін қолданумен және метиленхлоридпен дихлорэтан қоспасын қолданумен майлардың депарафилизация процесі кеңінен қолданады. Метилизобутилкетонмен метиэтилкетон қоспасы бар кетонды еріткіш кең қолданыс тапқан.

Шикізат пен өнім. Шикізат ретінде майдың селективті тазалау рафинаттары жатады.

Өнім. Депарафинирленген майлар, олар кейін тазалауға беріледі.

Техникалық режим: Майлардың терең және қарапайым депарафинизация режимнде технологиялық режим көрсеткіштері төменде келтірілген:

Сүзу температурасы, ^оС                     І                        ІІ

І –саты                                            27 ден 35         55 тен 60дейін 

ІІ –саты                                          10 нан 15         35 тен 40 дейін

Вакуум фильтр

қаңқасындағы қысым, МПа                              0,01-0,015

Шикізатты ерткішпен еріту            2,8:1 ден 4,0:1              3,0 ден 4,2:1

ұзақтығы 

-Дистиллятты шикізат үшін

-Қалдық шикізат үшін                     4,0:1 ден                    4,5:1 дейін

Еріткіш құрамы,  %

-Метилэтилкетон                                   60-75

-Толуол                                                 25-40

 

Тазаланбаған гач (дистиллятты майлы депарафинизация өнімі) немесе петролатумда (қалдық майлардың парафинизация кезінде пайда болады), гач –парафиндерді өндіру үшін шикізат ретінде, ал петролатум – церезиндерді алу үшін қолданылады.

Материалды баланс төменде депарафинизация кезінде (І), қолданылады және төменқататын (ІІІ) алған кезде қондырғының материалда баланс  келтірілген.

                                          І                           ІІ                          ІІІ

Келіп түсті

Селективті тазалау      100,0                      100,0                 100,0

рафинаты

Алынды                           

депарафинді май         76,0                       70,0                       62,0

Гач                               24,0                       30,0                       38,0

Барлығы                     100,0                     100,0                      100,0

Шағын көрсеткіштер (1т шикізатқа) қарапайым (1) және төмен қататын майды (ІІ) алу кезінде төменде келтірілген:

                                                                 І                                            ІІ

 

Сулы бу, Гкал                                          0,7-1,3                                      1,0-1,5

Электрлі энергия кВт. Сағ                     120-165                                    200-400

Кері су, м³                                                 40-80                                       100-200

Метилэтилкетон (ацетон) , кг                 1,4-3,5                                     2,5-3,5

Толуол, кг                                                  1,1-4,0                                     2,0-2,7

Аммиак, кг                                                 0,4-1,4                                     0,2-1,0

Этан, кг                                                          -                                            0,15-0,5

Дизельді отын депарафинизациясы және гидротазалау қондырғысы

Қондырғы күкірт, азот, оттек, мышьяк, галоген, металл, шексіз қосылыстар және парафиндердің гетероорганикалық құрамының төмендеуі үшін  арналған қондырғы. Гидротазалау отынның коррозиялық агрессивтілігін азайтады және тұнбалардың пайда болуына бейім, қоршаған ортаға улы газды қалдықтардың мөлшерін азайтады. Депарафинизация қату температурасын төмендетеді және қыстық және дизельді отынның артикалық сортын алуға мүмкіндік береді.

Алынған дизельді отының сапасы және алынатын дизельді отынның көрсеткіштерінің сәйкестенуі рәсімделу аппаратурасының ерекшеліктері және процесті жүргізудің технологиялық параметрлеріне байланысты.

Қондырғының гидротазалау процесі гетероорганикалық қосылыстардың гидрогенализдің каталитикалық реакцияларға негізделген (сурет 27). Реакция гетерогенді алюмокобальт, молибден немесе алюмоникельмолибден катализаторда жоғарғы температура және қысымда сутектің қатысуымен жүреді.

Сурет 27 - Депарафинизация мен гидротазалау қондырғысы

Депарафинизация процесі – селективті гидрокрекинг процестерінде негізделген. Депарафинизация реакциясы гетерогенді катализаторда, сонымен сутектің қатысуымен жүреді.

Депарафинизация және гидротазалау қондырғысының технологиялық схемалары негізгі блоктардан тұрады:

- Реакторлы.

- Тұрақтандырғыш (өнімнің қайнау температураның басында жану температура бойынша өнімнің санасының көрсеткіштерін сақтай үшін жеңіл қосылыстар және еріген газдардың айдауымен дизельді отынның тұрақтануы жүреді).

- Газдан тазалау көмірсутектен (көмірсутекті газдан улы күкіртсутекті жою үшін).

- Компрессорлы (сутек құрамды газда реакцияны жүргізу үшін қажетті сутек концентрация мен сутек құрамды газдың қажетті қысымын ұстап тұру үшін).

Депарафинизация және гидротазалау қондырғыларын жобалау алдында жобаға ғылыми зерттеудіңі алғашқы мәліметтерін игеру керек.

 

14. Кокстеу процесін тағайындалуы. Қондырғылардың типтері. Шикізат және кокстеу өнімдерінің құрылымы.

 

1. Кокстеу процесін тағайындалуы.

Атмосфералық және вакуумды айдау кезінде мұнай өнімдері физикалық фракцияға бөлінген, олар қайнау температурасымен ерекшеленеді:

Мұнайды өңдеудің термиялық процесі – ол мұнайөнімдерін алудың химиялық процесі.

Мұнайды өңдеудің термиялық процесінің негізгі түрлерін келесідей бөледі:

1) Жоғарғы қысыммен мұнай шикізатын термиялық крекингтеу.

2) Төменгі қысымда мұнай қалдықтарының термиялық крекингтеу мен кокстеу.

3) Газтәрізді және сұйық мұнай шикізатын төменгі қысымда жоғары температуралы термиялық крекинг және пиролиз.

Термиялық процестің әртүрлілігін мұнайды деструктивті өңдеу деп аталады. Жоғарғы қысыммен термиялық крекинг қысым мен жоғарғы темперетураның әсерінен мұнайдың органикалық қосылысының ыдырауы (t=470-540^оС, p-4,0-6,0МПа). Бұл жағдайда шикізат ретінде біріншілік өңделген төменгі октанды бензин, керосинді және дизельді дистилятті фракциялар, біріншілік өңдеу мазуттары, майлы гудрондтар және т.б. Крекинг нәтижесінде алынған крекинг-бензин, крекинг-керосин, тауарлы жағар мазут және крекинг газ алады.

Кокстеудың жартылай үздіксіз тәсілін жай кокстеу деп аталады. Мұндай проце арнаулы конусты камера деп аталады аппараттарда журеді, олар улкен емес кысымга (0,4МПа дейін). Есептелген іші бос цилиндрлі. Тәсілдің маңызы: кокстеу шикізаттың пеште 500^оС дейін қыздырады және содан соң коксты камерага жібереді. Мұнда шикізат пеште алынған жылу есебінен ұзақ уақыт болып кокстелады.

Коксты камераның жоғарғы жағынан жеңіл дистиляттаркетеді, ал төменгі бөлігінде кокс пайда болады. Камера 30-90 кокспен толған соң, пештегі шикізатты баска камераға жібереді, ал біріншіден коксты шығарылады. Сондықан бұл жағдайда кокстеу да шикізатты үздіксіз беру жүреді, коксты шығару-периоды.

Кокстеудың үздіксіз тәсілі мынада: қыздырылған шикізат жылжымалы жылутасымалдағышпен байланыска түседі де оның бетінде кокстеледі. Пайда болған кокс жылутасымалдағышпен реакция аймағымен генераторға шығарылады, онда кокстың бөлігі жандырылады. Жану жылуы есебінен жылутасымалдағыш (кокс) қыздырылып реакция аймағына қайта келеді, кокс ірі гранулирленген немесе ұнтақ тәрізді болады.

2. Қондырғылардың типтері.

Мұнай коксын біздің елімізде екі әдіспен алады: жылытылмайтын реакторларда жайлап кокстеу және кубдық қондырғыларда көлденең жылытылатын қондырғыларда. Бүгінгі күні мұнайөңдеу өндірісі жайлап кокстаудың 20-дан астам қондырғыларын және 7-кубтық қондырғыларды пайдаланады, сонымен қатар біріншісінің бөлігі өндірістің  жалпы көлемінде шамамен 85%-ды құрайды.

Әр тұтынушы кокстың сапасына спецификалық талаптар қояды, бұл өндірістің дифференциялануына алып келеді. Осылау азкүлді кокс бір массаны дайындау үшін шикізат ретінде және алюминийді өндіруде күйдірілген анодтар ретінде пайдаланылады. Кубтық қондырғыларда электродтарды дайындау үшін және графиттік конструктивтік материалдарды алу үшін негізінен екі бағытта пайдаланылады. Қазіргі уақытта коксты пайдаланудың құрылымы 2 кестеде келтірілген.

 

Кесте 2 - Коксты пайдаланудың құрылысы  

 

Тұтынушылар	Салмағы, %
Электродтарды өндіру	15,6
Алюминийді еріту үшін анодтар мен анодтық массаны өндіру	50,2
Ферроқұймаларды және кремнийді алу	8,8
Абразивтерді алу	8,0
Химиялық өнімді алу	5,7
Басқа да (онымен бірге экспорт)	11,7
Барлығы	100

 

Мұнай коксын қақтаудың қазіргі заманғы және перспективалық процесстері.

Мұнайөңдеу зауытының алдында қақтатылған мұнай коксын өндіру бойынша күрделу комплекстерін құру мақсаты қойылған, бұл ондағы алюминиймен, электродтық және басқа да өндіріс салаларының қажеттілігін қамтамасыз етуге көмектеседі. Қаныққан кокстың өндірісін ұйымдастыру өндіргіш-зауыттарда тұтынушылар зауытына қарағанда тиімдірек. Камералық және реторттық пештері шектеулі қолданыс тапқан. Камералық пештерде барлық шикізаттарды қанықтыруға болады. Камералық пештер ұзақ уақыт қызмет етуімен ерекшеленеді. Бірақ жоғары капиталдық шығындар, төменгі өнімділік, автоматизациялау қиындығы бұл пештерді кең масштабта пайдалануға мүмкіндік бермейді.

Реторттық пештер камералық пештерден құрылымдың ерекшеліктерімен ерекшеленеді. БҰҰ-нда (СНГ) пайдаланылатын пештер тек кубтық және бөлшектік коксты өңдеуге арналған және шектеліп пайдаланылады.

Кокстеу - ақшыл мұнайөнімдерінің шығысын жоғарлату немесе мұнайлы коксты алу мақсатында өткен мұнай қалдықтарының термиялық крекингі.

Кокстеудың периодты тәсілі - кубтар деп аталатын арнаулы аппараттарда жүреді.

Кокстеу схемасы 28 суретте келтірілген. Шикізат кубка жүктеледі және бірмезгілде оралуына жатады. Интенсивті шуровкадан кубтан толган соң 380-400^оС дистиляттар бөле бастайды, олардың мөлшері белгілі температураға дейін жоғарылайды, содан соң температураның көтерілуі қиындайды. Содан соң кубтағы температура 450-500^оС көтеріледі, өйткені айдауды бөлген жылдамдық азаяды. Айдау бөлінген аяқталған соң куб түбінің температурасын 700-720^оС жоғарлата отырып пайда болған коксты теседі.

Содан соң куб буланып сулы бумен суытылады.

1 — куб; 2 — түсіру люк; 3 — шламдық құбыр; 4 — конденсатор-суытқыш; 5 — газбөлгіш; 6 — кокстеу дистиллятын қабылдағыш; 7 — хвостовикті погондардың ыдысы; 8 — апаттық ыдыс

 

Сурет 28 - Кубтарда кокстеу схемасы

 

Кубта кокстеу процесінің кемшілігіне: үлкен емес өнімділік, отын мен металдың шығыны үлкен 8% дейін және коксты тесу тәсілі ауыр және кыйын. Одан баска кубты батареялар үлкен және үлкен орын алады.

3. Шикізат және кокстеу өнімдерінің құрылымы.

Кокстеудың шикізаты болып ауыр мұнай қалдықтары табылады: мұнайдың біріншілік айдауының мазуты және гудрондары, қалдық-крекинг, майлау өндірісінің тазалау құрылғысының асфальты, пиролиз шайыры және т.б. Шикізаттың құрамына, оның сапасына және процесті жүргізу шарттарынан алынатын өнімнің сапасы мен шығуы байланысты болады. Кокстеудің негізінде тауарлық мұнай коксын, бензинді және керосиндігазойлдық фракцияларды алады (кокстеу дистиляттары). Кокстың ең жоғарғы шығуы шикізаттың құрамында асфольтосмолалық қосылыстардың болуы кезінде мүмкін болады.  

Кокстың пайда болы механизмі

Кокстың пайда болуы сұлба бойынша иістендірілгендік пен өсетін молекулярлық салмақтың өнімін беретін конденсацияның тізбектік реакциясының нәтижесінде жүреді:

Қөмірсутектер     -----           смола     -----               асфальтендер  -----           кокс                

Өңдеу өнімінен немесе мұнайдан шыққан асфальтендердің термиялық құрылысы инерттік газ нүктесінде атмосфералық қысымда аралық деңгейлерсіз кокстың тұрғызылуымен жүреді және келесі теңдікпен сипаттала алады:

Асфальтендер     -----             кокс + жеңіл өнімдер

 

15. Қоршаған ортаны мұнаймен, мұнайөнімдермен, химиялық реагенттермен ластануы. Ластануды ескерту.

 

1. Қоршаған ортаны мұнаймен, мұнайөнімдермен, химиялық реагенттермен ластануы.

Қоршаған табиғи ортаның және табиғи ресурстардың пайдаланылу рационы – оның дамуының қазіргі заманғы адамзаттың маңызды мәселелері. Олар адамның шаруашылық әрекеттерінің зиянды салдарын жою және алдын алуға қажеттікті көрсетеді.

Қоршаған ортаны қорғаудың және оны ластанудан қорғаудың экологиялық мәселелерін шешуде бұрғылау өндірісі белгілі бір орынды алады. Бұрғылау жұмыстарының ерекше айырмашылығы оның табиғатта өндірілетіндігінде және тек жерді ғана емес сонымен қатар: балшық, өзен, теңіздер мен көлдер акваториясын қамтитын үлкен аймаққа таратылады, ұңғымаларды бұрғылау процессінде табиғи және минерализацияланған судың жиналуымен қойнаулар ашылады.

Бұрғылау жұмыстары кезінде барлық ластау көздері келесі топтарға бөліне алады:

• пайдалану – суыту жүйесінен судың төгілуі, шламнан лақтырымдар, науларды, еденді  тазалау, қондырғыны жуудан ағын сулардың қалыптасуында пайда болады және т.б.;
• технологиялық – көтерілетін бұрғылау құбырларынан бұрғылау ерітіндісінің ағуы және олардың шайылуынан кейін судың лақтырылуы бұрғылау кезінде оның өңделуінің салдарынан және осы артықтардың лақтырылуы, көтеру-түсіру операцияларын орындау кезінде ерітіндінің лақтырылуы;
• апаттық – ашық фонтандау уақытында ұңғымадан қабаттық флюидтің төгілуі; булық құбырөткізгіштер немесе тығындық құбырдың сынуы кезіндегі техникалық сұйықтың шығыны және т.б.;
• табиғи – бұрғылаудан техникалық сұйықтардың, атмосфералық жауындарда жану-майлау материалдарының шығарылуы.

2. Ластануды ескерту.

Табиғатты қорғау бойынша комплексте өндірістік шығындардың санын төмендетуге және оларды өңдеуге максималды түрде утилизациялауға, тұйық цикл бойынша техникалық суды пайдалану жүйесін ендіруге, шығындардың токсикалығын төмендетуге арналған жүйелердің тазалау құрылғыларының сенімділігін және тиімділігін жоғарылатуға көмектесетін әректтер жинағында технологиялық процестерді өңдеуге және ендіруге үлкен орын беріледі.

Ұңғымаларды шаюда келесі әрекеттер жүргізіледі:

• жер амбарларын пайдаланудан толық бас тарту және оларды үлкен сиымдылықты металл резервуарлармен алмастыру;
• бұрғылау ерітіндісін өткізу үшін сенімді жабық құбырөткізгіштері бар  қарқындастырылған құрылымның циркуляциялық жүйесін пайдалану;
• бұрғылау ерітіндісін оның көпсалалық пайдаланылуы үшін ұңғымадан ұңғымаға тасымалдауды тәжірибеде меңгеру (бірінші кезекте бұл мұнай негіздегі ерітінділерге және эмульсиондықтарға жатады);
• бұрғылау ерітіндісінің қалдықтарын залалсыздандыру мен өңдеу және оларды арнайы дайындалған орындарда сақтау.

Осы талаптардың орындалуын қатаң бақылау меңгерілетін территорияда бұрғылау жұмыстарының зиянды салдарын төмендетуге көмектеседі.

Қабаттық суды бөлудің және мұнайды дайындау процесінде судың көмегімен мұнайдың минерализациялануын төмендетудің салдарында қабаттық қысымды ұстап тұру үшін айдау ұңғымасына тазалаудан кейін айдалатын өндірістік ағын суларды қалыптастырады.

Технологиялық аппараттарды шаю кезінде дренаждық желіге түсетін  ағын су пайда болады. Ұсталған мұнай дренаждық ыдыстан сораптармен УПН қондырғысына беріледі, ал су өндірістік циклда қайта қолданылады.

Табиғатты қорғау әректтеріне (ТҚӘ) қоршаған табиғи ортаға теріс антропогенді әсерлерді жою және минимизациялауға, төмендетуге, табиғи ресурстарды пайдалануды рационалдық және сақтау мен жақсартуға бағытталған шаруашылық әрекеттердің барлық түрлетін жатқызуға болады.

Жер бетіне мұнайдың төгілуі немесе оның су объектісіне мұнайгаздық лақтырымдардың салдарынан түсуі кезінде, ұңғыманың ашық фонтандануы немесе құбырөткізгіштің апаты кезінде оны анықталғаннан кейін үш сағаттың ішінде ішімдік суменқамтамасыз ету үшін заборды тоқтату және ластанудың әрі қарай таралмауы үшін әрекеттер жасау.  

Су объектінің бетіне құйылатын мұнай локализацияланған, техникалық құрылғылар мен әдістермен жиналған және санитарлық-тұрмыстық сумен қамтамасыз ету шарттарына зиянды әсер етпейтін болуы және мұнайды дайындау құрылғыларына жіберілген болуы қажет.

«Қоршаған ортаны қорғау бойынша» ҚР Заңымен, табиғатты пайдалану шарттырамен және «Өнімнің соңғы бөлінуі бойынша» Заңымен кенорынды өңдеумен қоршаған ортаға тигізетін зияндылықтың орнын толтыру қарастырылған.

 

ӘДЕБИЕТТЕР

 

1. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 - 544 с.: ил.

2. Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. Основы нефтегазового дела: Учеб. для вузов. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 307 с: ил.

3. Бобрицкий И.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности.- М.: Недра, 1988.- 200 с.

4. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов.- М.: Недра, 1987.- 471 с.

5. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ.- М.: Недра, 1998.- 440 с.

6. Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела.- М.: Недра, 1980.- 287с.

7. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа/ Ф.Ф. Абузова, Р.А. Алиев, В.Ф. Новоселов и др.- М.: Недра, 1992.- 320 с.

8. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев, В.Б. Белоусов, А.Г. Немудров и др.- М.: Недра, 1988.- 368 с.

9. Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружение насосных и компрессорных станций: Учеб. для вузов. — М.:   Недра, 1985. - 288 с.

10. Галеев В.Б., Карпачев М.З., Харламенко В.И. Магистральные нефтепродуктопроводы. - М.: Недра, 1988. - 296 с.

11. Галеев В.Б. Эксплуатация стальных вертикальных резервуаров в сложных условиях. - М.: Недра, 1981. - 149 с.

12. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепро­дуктов. - М.: Недра, 1982. - 296 с.

13. Промысловые трубопроводы/ В.Д. Куликов, А.В. Шибнев, А.Е. Яков­лев, В.Н. Антипьев. - М.: Недра, 1994. - 298 с.

14. Скугорова Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и газохранилищ: Учеб. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. - 343 с.

15. Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела. - М.: Недра, 1980.

16. Трубопроводный транспорт нефти и газа/ Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. - М., 1988.

17. Транспорт и хранение нефти и газа/ П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, Ф.Ф. Абузова и др. - М.: Недра, 1975. - 248 с.

18. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов/ Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудрое и др. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1998. - 368с.