СӨЖ бойынша тапсырмаларды орындаудың мерзімі және тақырыптық жоспары

1.6.1 СӨЖ бойынша тапсырмаларды орындаудың мерзімі және тақырыптық жоспары

Білім алушының барлық білім жетістіктері 100 балл бойынша бағаланады. ШБ орташа бағасы мына формула бойынша есептеледі:

Кафедра «Химия және химиялық технология»

Мамандық 5В072100 – Органикалық заттардың химиялық технологиясы

Оқыту формасы:

Күндізгі: 3 курс 5,6 семестр

Пән бойынша жалпы сағат саны 225 сағат, соның ішінде дәріс 45 сағат,

Практикалық сабақтар 15 сағат, зертханалық жұмыстар 15 сағат,

СӨЖ 112,5 сағат, СМӨЖ 37,5 сағат.

1. Мұнай өңдеу және мұнайхимия өндірісінің даму тарихы, негізгі бағыттары мен келешегі.

2. Мұнай өңдеу және мұнайхимия өндірісінің жаңа өнімділігі жоғары, үнемді технологиялық процестерін жасау мен меңгеру.
Мұнай өңдеу және мұнайхимия өндірісінің даму тарихы, негізгі бағыттары мен келешегі. Бүгінгі күнде жалпы, қандай жағдайда да, бірінші онжылдық аяғына дейін Қазақстанда мұнай-газ салалары жалғыз қозғалыс күші болады, яғни республика елдерінің өмірінде барлық салалар бойынша түбегейлі өзгерістерді қамтамасыз ету және әлемдік қоғамда Қазақстан экономикасын алып шығуда негізгі күштің бірі. Қазақстан Республикасы ғасыр кезеңінде әлем елдерінің ірі мұнай өндіруші елінің біріне айналды: өндіру деңгейі бойынша - 26 орын. Барланған мұнай қорлары көлемі бойынша - 13 орын, газ және конденсат - 15 орын (2,2 млрд.т. мұнай, 0,7 млрд.т. конденсат және 1,8 трлн. м³ газ).

Мұнай-газ кешені мұнай және газ өңдеу салаларын қамтиды. Қазіргі уақытта Қазақстанда Атырау, Павлодар және Шымкент үш мұнай өңдеу зауыты бар. Олардың жалпы қуаты жылына 18,5 млн. тонна. Мұнайды орташа өңдеу тереңдігі 65,3% құрайды.

Атырау мұнай өңдеу зауыты Қазақстандағы ең көне салалық кәсіпорын. Ол 1945 жылы салынған. Атырау мұнай өңдеу зауыты қазақстандық мұнаймен жұмыс істейді.

ЖШС «Павлодар мұнайхимиясы зауыты» Қазақстан Республикасындағы технологиясы бойынша қазіргі заман талаптарына сәйкес келетін зауыттардың бірі. Зауыт отын нұсқасы бойынша мұнай өңдейді және өңдеу тереңдігі 85%, мұнай өнімдерін өндірушілердің өте жақсы деңгейлеріне сәйкес келеді. 1971 ж. зауыт құрылысы басталып, 1978 ж. зауыттың бірінші кезегі – ЛК-6У кешені біріншілік мұнай өңдеу бойынша қуаты 6 млн. т/жыл пайдалануға берілді. ЛК-6У кешені Батыс Сібір мұнайларының қоспасын өңдеуге арналған. 1979-1989 жылдары зауыттың екінші кезегі: күкірт өндірісі, битум өндірісі қондырғылары, мазутты терең өңдеу бойынша кешен КТ-1, баяу кокстеу және коксты шынықтыру қондырғылары пайдалануға берілді. Мұнайды екіншілік өңдеу бойынша барлық технологиялық кешендердің қосылуымен зауыттағы өңдеу тереңдігі 85% құрады. Зауыттың технологиялық сызбасы мұнайды терең өңдеуді қарастырады және ауыр мұнай фракцияларын рационалды өңдеу жолымен мұнайды пайдалану тиімділігін жоғарлатуға бағытталған. 1983 ж. зауытта алғаш рет бұрынғы Кеңес одағының мұнайөңдеу саласында Одақтағы алғашқы КТ-1 мазутты терең өңдеу жүйесі енгізілді, одан кейін басқа зауыттарда кеңінен қолдау тапты.

1985 жылы салынған Шымкент мұнай өңдеу зауыты республикадағы ең жаңа болып табылады. Зауыт Қазақстандағы үш МӨЗ өндіретін мұнай өнімдерінің жалпы көлемінің 30% -ын өндіреді.

Мұнай өңдеу және мұнайхимия өндірісінің жаңа өнімділігі жоғары, үнемді технологиялық процестерін жасау мен меңгеру. ҚР президенті Н.Ә.Назарбаевтың тапсырмасы бойынша республикадағы отандық мұнайөңдеу зауыттары соның ішінде ПМХЗ модернизациялау бойынша мемлекеттік бағдарлама жүзеге асуда. АҚ «НК «КазМунайГаз» және итальяндық Eni S.p.A. компаниялары арасындағы 2009 ж. қарашада қол қойған ынтымақтастық туралы келісім негізінде, Eni S.p.A. ПМХЗ модернизациялау жобасының техника-экономикалық негіздемесін жасақтады. Жұмыс құжаттарын жасақтауға келісім-шарт 2013 ж. жасалып, жабдықтар мен материалдар, құрылыс-монтаж жұмыстары жүргізілді.

Қазіргі өзекті мәселелердің бірі заман талаптарына сай К4 және К5 экологиялық талаптарына сәйкес келетін отын түрлерін шығару мен өңдеу тереңдігін жоғарлату болып отыр. Сондықтан каталитикалық крекинг қондырғысының жобасы бүгінгі таңдағы өзекті мәселе.

2. Мұнай өңдеу және мұнайхимия өндірісінің жаңа өнімділігі жоғары, үнемді технологиялық процестерін жасау мен меңгеру туралы баяндаңыз.

НӘ 1-2

1 БӨЛІМ. КӨМІРСУТЕКТІ ШИКІЗАТТАРДЫ АЛҒАШҚЫ ӨҢДЕУ ТЕХНОЛОГИЯСЫ
1.1. Модуль. Мұнайды өңдеудің негізгі бағыттары және ғылыми негіздері
1 Дәріс. Отын өндірісінің даму тарихы

1. Отын өндірісінің даму тарихы.

2. ҚР және шет елдерде мұнай мен газды өндіретін және өңдейтін негізгі аймақтар
Отын өндірісінің даму тарихы.Әлемде жыл сайын мұнай өнімдерін тұтынудың артуы байқалады, бұл экологиялық жағдайдың нашарлауына әкеледі. Осыған байланысты қоршаған ортаға зиянды әсерді азайту бойынша шаралар қабылдануда. Қазақстан Республикасының Энергетика және минералдық ресурстар министрлігі «Автомобиль бензині, дизельдік отын және мазут қауіпсіздігіне қойылатын талаптар» техникалық регламентін әзірледі. Республикада 2010 жылғы 1 қаңтардан бастап автокөлік және басқа да техника үшін автокөлік бензині мен дизель отыны өндірісі Еуро-2 экологиялық кезеңіне сәйкес жүргізіледі; Еуро-3 экологиялық кезеңі 2014 жылғы 1 қаңтардан бастап, ал Еуро-4 - 2016 жылдың 1 қаңтарынан бастап күшіне енді. Қазақстанда бензин маркаларын тұтыну жағдайы күрт өзгерді. АИ-76 және АИ-80 сұранысы жыл сайын төмендуде, өйткені заманауи автомобильдер бензиннің төмен октанды маркаларын қолдануға технологиялық тұрғыдан бағытталмайды. Еуропада бүгінде жоғары октанды бензин ғана өндіріледі, ал Қазақстанда жоғары октанды бензиннің 100%-нан тек 25-30% ғана өндіріледі. Бүгінде республикада үш қолданыстағы МӨЗ-ді техникалық жаңғырту бағдарламасының іске асырылуы басты міндет болып табылады.

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2009 жылғы 14 мамырдағы қаулысымен Қазақстан Республикасының мұнай өңдеу зауыттарын дамытудың 2009-2015 жылдарға арналған кешенді жоспары бекітілді. Оның басты мақсаты мұнай өнімдерінің негізгі түрлеріне - бензин, авиа- және дизель отынына ішкі сұранысты қанағаттандыру үшін елдің энергетикалық қауіпсіздігін қамтамасыз ету болып табылады. Сонымен бірге, жаңа технологияларды енгізу және тиімділік пен экономикалық тиімділікті арттыру арқылы кәсіпорындардың бәсекеге қабілеттілігін динамикалық дамытуға қол жеткізу қажет. Бұл 2018 жылы Қазақстанның Еуро-4 талаптарына сәйкес келетін жанар-жағармаймен толығымен қамтамасыз етуге мүмкіндік береді. Қазақстанда ең көне 1945 жылы пайдалануға берілген Атырау зауытында, 2009 жылдан 2018 жылға дейін, төрт жобаны жүзеге асыру жоспарланған.

Біріншісі - зауытта мазут өндірісін қысқарту, өйткені зауыттың проблемасы өңдеу тереңдігі төмен (53%). Зауыт жылына 600 мың тонна мазут өндіретін болады деп күтілуде, алайда вакуумдық газойлдің өндірісі 500 мың тоннаға артады, бұл қосымша қосылған құны жоғары өнім шығару деген сөз. Бұл келесі жобалар үшін, атап айтқанда, каталитикалық крекинг қондырғысы үшін қажетті шикізат.

Екінші жоба - ароматты көмірсутектерді өндіру бойынша кешен. Ол екі жобаны біріктіреді - риформинг пен бензол өндіру қондырғысын және тікелей ароматты көмірсутектер кешенін салу. Бұл зауытта өндірілетін барлық бензиндер Еуро-4 стандартының талаптарына сәйкес келетін жоғары октанды өнімдер. Алынған ароматты көмірсутектер жоғары қосылған құны бар мұнай-химия өнімдерін өндіруге арналған шикізат болады. Жоба 2017 жылдың екінші тоқсанының басында аяқталды.

Үшінші жоба мұнайды терең өңдеу кешенінің құрылысы. Шамамен 2011 жылдың ортасынан бастап техникалық-экономикалық негіздеме аяқталды, жобалық құжаттаманы әзірлеу басталды. Жобаны жүзеге асыру 2017 жылдың соңында - 2018 жылдың басында аяқталады.

Жоғары октанды бензин өндіру үшін мұнайды терең өңдеу үшін жоғары октанды бензиндер, мұнайхимия және алкилдеу үшін шикізат, түрлі құнды ауыр шикізаттардан көміртегі қара және коксты өндіруге мүмкіндік беретін каталитикалық крекинг аса маңызды болып табылады.

Соңғы жылдары Ресей мұнай өңдеу саласында елеулі өзгерістер болған жоқ. Мәселен, мұнай өңдеуді дамытуға бағытталған көптеген мұнай компанияларының мақсатты саясатының арқасында өңдеу тереңдігі артып келеді: ресейлік зауыттардағы өңдеудің орташа тереңдігі 2007 жылы 71,4% -ды құрады (2006 жылы 71,7%, 2005 жылы - 71 , 2003 жылы - 70%, 2002 жылы - 69%, 2001 жылы - 70,5%, 1996 жылы - 62,7%, 1991 жылы - 64,7%), яғни алдыңғы кезеңмен салыстырғанда арта түсті, бірақ дамыған елдерге қарағанда бұрынғыдан төмен болып отыр. Орта есеппен алғанда бұл көрсеткіш ресейлік МӨЗ үшін АҚШ пен Батыс Еуропаға қарағанда 1,3 есе төмен. Ресейде жеңіл мұнай өнімдерінің кірістілігін арттыратын тереңдету процестерінің үлесі 20,3% ғана, АҚШ-та 73,3%, Батыс Еуропада 42,9% және Жапонияда 32,6%. Нәтижесінде шикі мұнайдың тоннасынан Ресей зауыттары 140 литр, АҚШ-та 450 литрден астам бензин алады. Осылайша, төмен қосылған құны бар өнімдер ресейлік мұнайды өңдеудің тауарлық құрылымында басым болып табылады, оның негізгі себебі - кәсіпорындардың техникалық артта қалуы және қорлардың нашарлауы.

2. ҚР және шет елдерде мұнай мен газды өндіретін және өңдейтін негізгі аймақтар туралы баяндаңыз.

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

Үлкен планеталардың (Сатурн, Юпитер) атмосферасында көп мөлшерде метан бар. Бұл органикалық тіршілік пайда болмаған жағдайда да метанның табиғи жағдайда пайда болуы мүмкін екендігін көрсетеді.

Тіршіліктің пайда болуы туралы бір теорияда, тіршілік Жерді қоршаған атмосфера құрамында СН₄, NH₃. H₂O және Н₂ бар кезде пайда болған деп болжайды. Күн энергиясы және электр ұшқындары бұл молекулаларды бос радикалдарға дейін ыдыратуға себепші болды, олардан күрделі органикалық қосылыстар, амин қышқылдары пайда болды деп есептейді.

Жер қойнауында жанғыш газдардың үлкен қорлары бар. Олар бос жағдайда табиғи газ түрінде (жер қабығының қабатында жинақталған) немесе мұнайға және жерасты суларына еріген күйінде – ілеспе мұнай газдары күйінде болады. Табиғи газ құрамында 98% дейін метан, ал аздаған мөлшерде этан, пропан, бутан және т.б. болады. Олардың молекулалық массаларының артуымен табиғи газ құрамындағы мөлшері кемиді. Ілеспе мұнай газында метан аз (30 – 80%), бірақ едәуір мөлшерде оның гомологтары: этан 4 – 20%, пропан 5 – 22%, бутандар – 5 – 20%, сондай – ақ пентандар және т.б. кездеседі. Жоғарғы алкандар мұнай құрамына кіреді. Соңғы уақытта Теңіз және Қарашығанақ газ конденсатты кен орындарының ілеспе газдарын өңдеп, «табиғи газ» ретінде пайдалануда.

Мұнайдың шығу тегінің биогендік теориясы бойынша, мұнайдың флора мен фаунаның алуан түрлерінің органикалық қалдықтарынан қалыптасқаны және бұл процесс миллиондаған жылдар бойы жалғасқанын айтады. миллиондаған жылдар бойы жануарлар мен өсімдіктер. Біріншіден, бұл гипотезаны белгілі ресейлік ғалым Михаил Васильевич Ломоносов айтқан. Егер бұл теорияны негіз ретінде қабылдайтын болсақ, онда адамзаттың осы энергия көзі тұрғысынан перспективасы мүлде қызықты болып көрінбейді. Өйткені, біздің өркениет табиғатта мұнайды қалыптастырудан әлдеқайда жылдам дамып келеді. Басқаша айтқанда, адамзат оны жаратуға қарағанда әлдеқайда көбірек шығарады, нәтижесінде осы минерал жаңартылмайтын ресурстар деп аталады. Осы теорияны қолдайтындар жақын болашақта қара алтын қорларының жойылатынын және адамзат балама энергия көздерін қажет ететініне сенімді.

Бұл тұрғыда екінші теория, әсіресе мұнай өнеркәсібі үшін оңтайлы болып көрінеді. Бұл абиогендік деп аталады. Осы гипотезаны ұсынған алғашқы адам орыс ғалымы Дмитрий Иванович Менделеев болды. Бірде, Бакуде болғанда, Герман Абич деп аталған сол кездерде ол өте танымал геологпен кездесті. Бұл геолог, оның ғылыми геологиялық деректеріне негізделген, барлық ірі мұнай кен орындары, әдетте, жер қыртысының жарықтарға жақын орналасқандығын ол Менделеевке айтқан. Осы ақпаратты ескере отырып, Дмитрий Иванович осы минералдың табиғи шығу тегі туралы өз теориясын әзірледі. Ол мұндай сызаттар мен жарықтар арқылы жер үсті сулары жер қыртысының терең қабаттарына еніп, содан кейін олардағы металдармен және олардың карбиді қосылыстарымен әрекеттеседі деп ұсынды. Ғалымның айтуынша, бұл процесс нәтижесінде көмірсутектер пайда болады. Содан кейін бірдей ақаулар мен жарықшақтар бойымен олар мұнайдың немесе газдың пайда болуына әкеліп соғады. Менделеевтің айтуынша, бұл процестің ұзақтығы ондаған жылдардан аспайды. Егер бұл гипотезаға сенсек, біздің өркениетіміздің көмірсутек қорлары бірнеше ғасырлар бойы жалғасады, өйткені қазір дамып жатқан кен орындар біраз уақытқа тоқтаса, бірте-бірте қалпына келтіріледі.

Көмірдің қалыптасуын түсіндіру үшін екі теория ұсынылды. Көптеген бейорганикалық геологтардың ұстанған танымал теориясы мыңдаған жыл бойы көмірді жасайтын өсімдіктер үлкен тұщы батпақтарда немесе торфталарда жинақталады. Зерттеу алаңында өсімдік материалының өсімін қамтитын бұл алғашқы теория автохтондық теория деп аталады. Екінші теория көмір қабаттарының басқа жерлерден тез ауысып, су тасқынына ұшыраған өсімдіктерден жиналғанын болжайды. Өсімдік қалдықтарының қозғалысына байланысты бұл екінші теория «аллочтон теориясы» деп аталады.

Мұнайдың химиялық және технологиялық классификациясы мен мұнай өнімдерінің тауарлық сипаттамалары. Мұнай бірнеше мың химиялық қосылыстардың қоспасы болып табылады және олардың көбісінің өзінің қайнау температурасымен сипатталады да, бұл қасиетін мұнайды және мұнай өнімдерін жеке қоспаларға бөлу үшін кеңінен қолданылады. Қарапайым қайнату арқылы мұнайды құраушы қоспаларға бөлу айдау деп аталады. Бұл процестің мәні өте қарапайым. Мұнайдағы кез келген сұйық көмірсутектің өзіне тән қайнау температурасы болады, одан жоғары температурада буланып ектеді. Егер осы көмірсутектің буын қайнау температурасынан төмен суытса, ал қайтадан сұйық күйге ауысады. Айдау осы қасиетке негізделген. Мұнайдың қайнауының әрбір сатысында белгілі бір қосылыс буланады. Күрделі қосылыстарды неғұрлым қарапайым немесе жеке компоненттерге бөлу фракциялау деп аталады. Мұнайды фракциялауға қолданылатын әдістер бөлінетін компоненттердің физикалық және химиялық қасиеттерінің әртүрлілігіне негізделген.

Құрамына байланысты жеңіл және ауыр мұнай деп бөлінеді. Жеңіл мұнайдың құрамында аз мөлшерде май фракциясы болады, бірақ ол өте сирек кездеседі. Жеңіл мұнайда әдетте бензин, нафталар мен керосин, ал ауыр мұнайда газойль мен мазут көп болады. Бензин мөлшері шамамен 20-30% болатын мұнай көп кездеседі.

Мұнайдан ашық түсті өнімдерді бөліп алғаннан кейін қара түсті тұтқыр да қоймалжың сұйықтық – мазут қалады.

Әртүрлі кен орындарындағы мұнай құрамдарының бір-бірінен біршама айырмашылығы болады, сәйкесінше олардың фракциялық құрамы да әртүрлі, демек, бензин, керосин, дизель және май дистилляттарының да мөлшері әртүрлі. Жағар май алу үшін мазутты әрі қарай вакумда айдайды. Мазут фракциясы қайнау температурасы бойнша емес, тұтқырлығы бойынша ерекшеленеді. Тұтқырлығының арту реті бойынша мазуттың мынадый дистилляттарын алады: соляр, трансформатор, ұршық, машина, автол, цилиндр майлары. Айырған соң алынатын мазут қалдығын гудрон деп атайды. Шикі мұнайдың түрлі сұрыптарында болатын фракциялардың саны мен қатынасы әртүрлі. Ашық түсті фракциялар мөлшері 30-50 масс.℅ құрайды.

Мұнайға сипаттама беру мен оған кіретін компонеттерді жіктеу, сонымен қатар айдаудың процесінің болашағын болжау үшін мұнайдың фракциялық құрамын білу жеткіліксіз. Осы міндетті шешу үшін мұнайдың құрылымдық-топтық құрамын анықтайды. Құрылымдық-топтық талдау осы фракцияға жататын заттардың құрамы туралы түсінік береді, сондай-ақ мұнай көмірсутектері кластарының арендердің, циклоалкандардың және алкандардың құрамын анықтауға мүмкіндік береді.

Топтық құрамы мынадай көмірсутектерден тұрады: Парафинді (метанды) көмірсутектер (алкандар); Нафтен көмірсутектері (циклоалкандар); Ароматты көмірсутектер (арендер); Гибридті көмірсутектер (парафин-нафтен-ароматты);

Шикі мұнайда көмірсутектер әртүрлі қатынаста болады, сондықтан мұнайда әртүрлі және парафин көмірсутектерінен тұратын парафиндіден құрамында негізінен циклопара-финді көмірсутектер болатын нафтенді немесе асфальтендіге дейін өзгереді. Мұнайдың көптеген аралық немесе аралас типтері болады. Шикі мұнайда құрамы мен құрылысы бойынша табиғи газдарға сәйкес келетін еріген газдардың біршама мөлшері болады және жеңіл парафинді көмірсутектерден тұрады.

Парафинді мұнайда нафтенді немесе асфальтенді мұнайға қарағанда бензин мөлшері көп, күкірт аз болады ол жағар май мен парафиндер алуда басты шикізат болып табылады. Қазақстанда парафинді мұнайға Маңғыстау (Узень, Жетібай) мұнайы жатады. Шикі мұнайдың нафтенді түрінде бензин мөлшері аз, бірақ күкірт пен мазут, сондай-ақ асфальт көп болады.

180-275⁰С температурада мұнайды айдау кезінде одан құрамына С₉-нан С₁₆-дейін көмір-сутектер енетін керосин деп аталатын бөлігі алынады. Керосин трактор және ұшақтар моторларына қажетті жанармай ретінде және крекингі процесінде қолданылады. 240⁰-360⁰С температурада мұнайды айдау кезінде құрамына С₁₁-ден -С₂₆-дейін көмірсутектер енетін бөлігі газойль алынып, ол дизель отыны және жылу электр станцияларында жанармай ретінде қолданылады. Атмосфералық қысымда жай қыздырып айдау кезіндегі қалған қалдықты мазут деп атау келісілген. Мазутты төменгі қысымда (вакуумде) және 300⁰С температурада айдап, одан әр түрлі майлағыш майлар алынады (бұлардан парафин бөлініп алынады), ал қалған қалдық гудрон деп аталып, ол битум өндірісінің негізгі шикізаты ретінде жол құрылысында, оның бетін қаптауда пайдаланылады.

Пайдаланып жүрген технологиялық жіктеуге сәйкес мұнайларды былай жіктейді:

1. құрамындағы күкірттің үлес салмағына байланысты төрт класқа бөледі (I < II < III < IV),

2. 350°С-қа дейін айдалатын фракциялардың шығымына қарай үш түрге бөледі (Т₁>Т₂>Т₃),

3. базалық майлардың үлес салмақтарына қарай үш топқа бөледі (М₁>М₂>М₃),

4. тұтқырлық индексі бойынша төрт топшаға бөледі (И₁>И₂>И₃>И₄)

5. қатты парафиннің үлес салмағына байланысты үш түрге бөледі (П₁<П₂<П₃).

Күкірттің массалық үлесі бойынша азкүкіртті мүнай - І класқа, күкіртті - II класқа, жоғары күкіртті - III класқа, аса жоғары күкіртті - IV класқа жатады.

Құрамындағы парафиндердің үлесіне қарай азпарафинді мұнай - П₁ түрі, парафинді мұнай - П₂ түрі, жоғары парафинді - П₃ түрі болып бөлінеді.

Сонымен мұнай кластың, типтің, топтың, топшаның және түрлердің көрсеткіштерімен жүйелі құрастырылған шифрімен сипатталады.

Егер сипаттайтын көрсеткіші бойынша мұнай номірі төмен топқа жатса, ал екінші көрсеткіш арқылы номірі жоғары топқа сәйкес келетін болса, онда мұнайды номірі жоғары болатын топқа жатыстырады

Мұнайдан алынатын бензин, керосин бірден жанармай ретінде іштен жану двигательдерінде қолданылмайды, өйткені олардың сапасын көрсететін сипаттама октан саны (ОС) өте төмен – 30-45 аралығында болады. Іштен жану двигателі циллиндрінде бензиннің ауа бөлігімен детонацияға көп ұшырамай, бір қалыпты жануы үшін оның октан саны өте жоғары болу керек. Шартты түрде изооктанның ОС=100-ге тең, ал тізбекті гептанның ОС=0 ге тең болады.

Бұл тізбекті көмірсутектерінен ғана тұратын бензиннің іштен жану двигательдеріне жарамайтынын көрсетеді. Ал қазіргі кезде жеңіл автомобильдер үшін бензиннің октан саны 90-нан төмен болмау керек. Демек, мұнайдың бензинді және керосинді бөліктерінің ОС көбейту үшін олардың құрамына кіретін көмірсутектері тізбектерін барынша тармақты ету керек немесе оған октан саны көп болатын ароматты қосылыстарды қосу керек. Мәселен бензолдың ОС=108-ге тең.

Барлық мұнай өнімдерін келесі топтарға бөлуге болады:

1. Мотор отыны, оның ішінде: электрлі ұшқыннан от алатын поршенді қозғалтқыштар үшін карбюраторлық (автокөлік және трактор жанармайлары); қысу салдарынан тұтанатын поршенді қозғалтқыштар үшін дизельді для (дизель отыны).

2. Пеш отыны,бу жіберетін қазандарды жағу, генераторлық қондырғылар, металлургиялық пештер үшін (мазут, гудрон).

3. Реактивті отын, авиациялық реактивті және газ турбинді қоз,алтқыштар үшін (авиокеросиндер).

4. Жақпа майлар, қажалу мен жылудың бұрылып кетуін төмендету мақсатында машинаның қажалатын бөліктерін майлау үшін (моторлық, индустриальды, турбиндік, иректі, цилиндрлік майлар).

5. Консистенттік жақпа майлар, бөлшектер арасындағы қажалуды, төмендету үшін, коррозиядан қорғау, құрамында қойылтқыштары бар қоспалардың герметизациясы үшін (сабын, силикаттар).

6. Мұнайхимиялық синтез үшін қолданылатын өнімдер (мазут, кең фракция және т.б.).

_{Өзін-өзі тексеру сұрақтары}
1. Мұнай, газ, көмірдің пайда болуы туралы қандай заңдылықтарды білесіздер?

2. Айдау және фракциялау дегеніміз не?

3. Мұнайдың фракциялық құрамы қандай?

4. Мұнайдың топтық құрамында қандай көмірсутектер бар?

5. Мұнай құрамы бойынша қандай класстарға бөлінеді?

6. Мұнайдың көмірсутекті, көмірсутекті емес және минералды бөлігі неден тұрады?

7. Қандай заттар мұнай өнімдері болып табылады? Олардың ішіндегі негізгілерін атаңыз.

НӘ 1-4
3 Дәріс. Мұнай мен газды өңдеуге даярлау процестерінің технологиясы

2. Мұнайдағы қоспалар және олардың тасымалдау мен өңдеуге әсері.

3. Газдарды кептіру және күкіртсіздендіру.

4. Мұнайды газсыздандыру және тұрақтандыру.

5. Мұнай кенішінде мұнайды жинау, сусыздандыру және тұзсыздандыру.

6. Мұнайды сорттау. Жеңіл фракциялардың жоғалуымен күрес.

7. Мұнай эмульсиясының түрлері және оларды бұзу әдістері. Мұнайды сусыздандыру және тұрақтандыру процесінің теориялық негіздері.
Табиғи және ілеспе газдардың құрамы. Табиғи жанғыш газдар - метан қатары көмірсутектерінің қоспасы болып табылады. Кейбір кен орындарында газдарда күкіртті сульфид және көміртегі диоксиді сияқты қышқылдық құрамды бөліктер бар; азот, оттегі, сирек газдар - гелий және аргон; барлық табиғи газдардың міндетті серігі (құрамды бөлігі) су буы болып табылады. Табиғи газдардың құрамына кіретін көмірсутектерді шартты түрде үш топқа бөледі.

І топқа метан және этан кіреді, олар қалыпты жағдайда құрғақ газ болып табылады, олардың мөлшері 75-тен 98% -ға дейін.

Екінші топқа пропан, изобутан және қ-бутан кіреді. Бұл көмірсутектер қалыпты жағдайларда қалыпты түрде таза газ болып табылады, бірақ жоғары қысым кезінде олар сұйық күйге көшеді. Көмірсутектердің бұл тобы сұйытылған газдар деп аталды.

ІІІ топқа изопентан, қ-пентан, гексан және жоғары молекулалық көмірсутектер жатады. Қалыпты жағдайда олар сұйықтықтар болып табылады және бензин құрамына кіреді.

Табиғи газдарда құрамында әдетте күкіртті сутегі болмайды немесе ол аз мөлшерде - пайыздық үлестің деңгейінде болуы мүмкін. Бірақ ірі үш газконденсатты кен орындарының - Орынбор, Қарашығанақ және әсіресе Астрахань кен орындарында күкіртті сутегінің мөлшері едәуір мөлшерде 1,7-ден 25% (көлемдік) дейін. Бұл газдарды өңдеуді қиындатады, бірақ құнды өнім - күкіртті алуға мүмкіндік береді. Табиғи газдардың жекелеген құрамды бөліктерінің арақатынасы кең ауқымда өзгеруі мүмкін, бұл газ өңдеу зауытының ағын схемасын таңдауына әсер етеді.

Ілеспе газдардың құрамы күрделі - олардың көпшілігінде C₆ көмірсутектері бар және одан жоғары, метан мөлшері өте кең ауқымда өзгеруі мүмкін - 5-тен 83% -ға дейін. Мұнайдың ілеспе газдарының құрамына метан, этан, пропан, қ- және изобутан, қ- және изоптентан, гексан және т.б., сонымен қатар күкіртті сутегі, меркаптандар, көмірқышқыл газы, азот, гелий кіреді. Ілеспе мұнай газдары құрамында едәуір мөлшерде ауыр көмірсутектер болады. Бұл газдар газхимиясының құнды шикізаты болып табылатын айтарлықтай мөлшерде этан, пропан, бутандардан тұрады. Олардың қорлары өте жоғары, себебі мұнай кен орындарының орташа газ факторы 95-112 текше метрді құрайды м³/ т. Газ факторы - 1 тонна мұнайды өндіру кезіндегі бөлінген текше метрдегі ілеспе газдың мөлшерін айтады. Ілеспе мұнай газдарының көмірсутектерінен отындық құрғақ газын (негізінен метан және этан), этиленді өндіру үшін шикізатты (этан фракциясын), сұйытылған газдарды (пропан, изобутан және н-бутан), тұрақтанған газ бензинін (мейлінше ауыр көмірсутектер - конденсат) алынады. Ілеспе мұнай газдары ауыр көмірсутектердің (C₃ және одан жоғары) құрамында 50 г / м³ -ден аз «майсыз», «майлы» - 150 г / м³-ден көп және 50-150 г / м³ -ге дейін аралық болып бөлінеді. Газдардың жылу бергіштік қабілеті бойынша мынадай түрде жіктеледі: жылу бергіштігі 2500 ккал/м³-ден төмен болса төменгі калориялы, 2500-ден 5000 ккал / м³-ға дейінгі орташа калориялық және 5000 ккал / м³ жоғары калориялық болып есептеледі. Табиғи газдың тығыздығы оның құрамына, қысымына және температурасына тәуелді. Газ өнеркәсібінде қолданылатын стандартты шарттарда, яғни. 760 мм сын. бағ. қысымда және 20^оС температурада, табиғи газдың тығыздығы шамамен 0,7 кг/м³ құрайды. Егер бірдей шарттарда ауаның тығыздығы 1,204 кг / м³ деп есептесеңіз, табиғи газдың ауадан 1,5 есе жеңіл екендігі түсінікті болады. Практикалық тұрғыдан алғанда, бұл жағдай маңызды, өйткені газ құбыры тесілгенде, жер бетіне жайылмай, газ бағаны (мүмкін жанған газ бағаны) жоғары ұмтылады. Табиғи газ иіссіз, ал біз білетін әдеттегі жағымсыз иіс - бұл ауаға газ шығуын сезіну үшін газға енгізілген ерекше одоранттың (меркаптанттардың) иісі. Газдың ауамен қоспасы жарылуға қауіпті. Ол сығылу толқындарымен жанады, бұл жану процесінің тез жарылыс сипатына ие болуына себеп болады, ол детонация деп аталады. Жарылыс шегі (ауадағы CH₄ концентрациясы) көлем бойынша 5-15% құрайды.

Жеңіл құрауыштардың жоғалуынан және мұнай құбырлары мен өңдеу аппараттарының шектен тыс тозуынан болатын мұнай өңдеу шығындарын азайту мақсатында өндірілетін мұнай алдын-ала өңделеді. Жеңіл құрауыштардың жоғалуын қысқарту үшін мұнайды тұрақ-тандыруды жүзеге асырады, сонымен қатар, мұнай сақтайтын арнайы герметикалық резер-вуарлар қолданылады. Мұнай эмульсиясын бұзу механикалық, химиялық және электрлік жолдармен жүзеге асырылады.

Асфальтен мен смоланың мұнайда көп болуы оған тұтқырлық беріп, мұнайды жер астынан өндіру ісін өте қиындатады. Мәселен, құрамында 17% смоласы және 6% асфальтені бар Қаражанбас мұнайы (Бозашы жарты аралы) жердің астынан оны бір жағынан жандыру арқылы оның тұтқырлығын азайту негізінде жердің бетіне шығарылады. Керісінше, кейбір мұнайларда асфальтен жоқ. Смола мен асфальтеннің мұнай құрамындағы мөлшері, мұнайдың тізбекті радикалдық реакцияларды тежейтін (ингибирлейтін) қасиетін немесе оның табиғи антитотықтырғыш қасиетін анықтайды.

Айта кетер жай: мұнай құрамында алкандардың қатты түрлері қоспасының (парафин) көп мөлшерде болуы да оны өндіру, тасымалдау және өңдеу ісін өте қиындатады. Парафин құрамына С₁₆-дан С₃₅-ке дейінгі көмірсутектер енеді, олардан майшамдар дайындалып, өндірісте үлкен молекулалы карбон қышқылдарын, жуғыш заттарды алатын шикізаттар ретінде қолданылады. Мұнай парафинінің көп мөлшері шырпы өндірісінде қолданылады, өйткені парафин сіңірілген ағаш шырпы біркелкі жанады. Парафинделген картон қағаз суға төзімді, сондықтан одан сүт, айран, қаймақ құятын қорапшалар жасалады.

Маңғыстау түбегінің Өзен және Жетібай мұнайларында парафин мөлшері 29,4 және 26,5% (салмақ бойынша). Ал батыс Сібірдің Самотлор және батыс Сургут мұнайларында 2,3 және 3,3% мөлшерінде парафиндер болады. Мұнайда парафин неғұрлым көп болса, оның құрамында смола және асфальтен де аз болады. Сонымен қатар парафинді мұнайларда күкірттің, ванадий және никель металдарының аз болатыны да дәлелденіп отыр . 2-суретте Каспий маңындағы өндірістік маңызы бар мұнай кеніштерінің орналасу сұлбасы көрсетілген. Бұл мұнайлар өздерінің химиялық құрамы жағынан бір-бірінен өте өзгеше. Жоғарыда айтылған Бозашы түбегі мұнайларында смола және асфальтен мөлшері өте көп болып, бензин шығымдылығы 14% шамасында ғана болса, Теңіз және Доссор мұнайларында асфальтен-смола мөлшері өте аз, ал бензин шығымы өте көп. Каспий маңындағы мұнайлардың химиялық құрамының түрлілігі, оларды өндіру, тасымалдау, өңдеу технологиясының да түрліше болуын қажет етеді. Міне, қорыта айтқанда, мұнай түрліше химиялық заттардың қоспасы болғандықтан, оның химиялық құрамын анықтау өте қиын іс. Мұнайды физикалық тұрғыдан өңдеу немесе оны қыздырып айдау кезінде оның бастапқы температурадан 200⁰С температураға дейінгі қайнайтын бензин деп аталатын бөлігі жақсы зерттелген. Мұнайдың бензинді бөлігі молекулаларының құрамында 5-тен 12 процентке дейін көміртегі атомы болатын көмірсутектер кіреді. Мұнайдың бензинді бөлігі түрлі шикі мұнайдың әр түрлі табиғи құрамына байланысты әр түрлі үлестік шамада парафиндерді (алкандар), нафтендерді (сақиналы алкандар) және арендерді (ароматты көмірсутектер) құрайды.

Газдарды кептіру және күкіртсіздендіру. Күкіртті газдарды өндіру кезінде бірқатар жағдайларда гликоль ерітінділерімен тазалау қажет болады, мысалы, өндірісте отын желісі немесе басқа технологиялық мақсаттар үшін күкіртсіз газ болмаған жағдайда. Басқа кен орындарынан осындай кен орындарына күкіртсіз газды жеткізу үлкен капиталдық салымдарды қажет ететін бөлек газ құбырының құрылысына байланысты.

Күкіртті сутегінен газды тазарту қажеттілігі, H₂S және CO₂ мөлшері жоғары деңгейдегі кен орындарын пайдалану кезінде қабат қысымын ұстап тұру үшін, салалық стандарттарға OСT 51.40- 83 талаптарына сәйкестігіне дейін күкірт қосылыстарынан газды тазалау қажеттігі болмаған жағдайда туындауы мүмкін.

Мұндай жағдайларда ди- немесе триэтиленгликолды пайдалану, қондырғының технологиялық сызбасын жеңілдетеді, өйткені бір реагент газды кептіру және тазарту үшін пайдаланылады. Сонымен қатар, сіңірілетін құрамды бөліктердің негізгі мөлшері гликольден газсыздандыру арқылы алынып, жылуды пайдаланбай, газды дайындауға жұмсалатын шығындардың төмендеуіне әкеледі.

1-Суреттегі технологиялық сызба үлкен практикалық қызығушылық туғызады, ол атмосфераға қышқыл газдар шығарындыларын болдырмайды. Бұл сызба бойынша жұмыс істейтін қондырғы Саман-Тепе газ конденсаты кен орнына жобаланған. Бұл сызба мен дәстүрлі газды кептіру қондырғыларының сызбасы арасындағы негізгі айырмашылық онда екі қосымша колоннаның болуы: газдың бір бөлігін H₂S-ден тазартуға және жоғары қысым кезінде ДЭА-нің ерітіндісінен бөлуге мүмкіндік береді.

Шикі газдың негізгі ағыны 20-40^оС температурамен және 7,5-8 МПа қысымымен К-1 абсорберіне кептіруге түседі. Шикі газдың бір бөлігі Н₂S-дан терең тазалау үшін К-2 колоннасына беріледі. Абсорбент ретінде колоннаның үстіне жоғары концентрацияланған ДЭГ ерітіндісі беріледі. K-2 колоннасындағы қысым К-1 абсорберінен гөрі 0,2-0,3 МПа жоғары болады.

К-1-ден кейін H₂S-тен тазартылған және кептірілген газ екі ағымға бөлінеді: газдың бір бөлігі қазандыққа отын ретінде жеткізіледі, қалған бөлігі К-3 колоннасында газды үрлеу газы ретінде қолданылады.

ДЭГ (НДЭГ) қаныққан ерітіндісі абсорбердің төменгі бөлігінен B-1 дегазаторы, ДГЭ-конденсатын бөлгіш B-2 және Т-1 рекупиративтік жылу алмастырғышы арқылы үрлеу колоннасына беріледі, мұнда абсорбердегі қысымнан 0,1 -0.2 МПа артық қысыммен, күкіртті сутегі ерітіндіден босатылады. Осы мақсат үшін колоннаның төменгі жағынан 120°С дейін қыздырылған күкіртсіз үрлеу газы беріледі. Колоннаның шығыуында үрлеу газдағы H₂S мөлшері 6-7% жетеді. Бұл газ абсорберге кірместен бұрын берілетін газ ағынына қосылады.

Күкіртті сутегінен тазартылған ДЭГ одан әрі регенерациялау үшін десорберге түседі.

1-Сурет. ДЭГ ерітіндісімен газды кептіру және тазарту қондырғысының принциптік технологиялық сызбасы

2-Сурет. Газсыздандыру газын бірмезгілде тазартумен кептіру қондырғысының принциптік технологиялық сызбасы

К-1 - абсорбер; С-1, С-2 - дегазаторлар; Е-1 - бөлгіш ыдыстар; Э-1 - эжектор; Х-1- салқындатқыш; Т-1, Т-2 - рекуперативті жылу алмастырғыштар; Н-1, Н-2 - сораптар; БР - регенерация блогы; I - шикі газ; II - кептірілген газ; III, IV- дегазация газдары; V - ДЭГ газсыздандырылған ерітіндісі; VI - регенерацияланған ДЭГ ерітіндісі

Күкіртті газдарды гликольмен кептіру кезінде, ерітілген газдардың көп мөлшері күкіртсіз газдарды кептіруге қарағанда, бірінші кезекте күкіртті сутегі десорберге түседі. Бұл фактордың десорбер жұмысына әсері екіжақты. Бір жағынан, бұл газдар десорберде бөлінеді және үрлеу газының рөлін атқарады. Екінші жағынан, жоғары температурадағы бу фазасында H₂S болуы жабдықтарының коррозия жылдамдығын күрт арттырады.

Коррозия жылдамдығын төмендету үшін бірқатар техникалық шешімдер ұсынылады, олардың біреуі гликол ерітіндісінен күкіртті сутегін десорберге түскенге дейін бөлу болып табылады.

2-Суретте көрсетілген кептіру қондырғысының принциптік технологиялық сызбасы десорбердің кірісінде регенерацияланған ерітіндідегі қышқылдық құрамды бөліктердің мөлшерін минимум мөлшеріне дейін азайтуға мүмкіндік береді.

Күкіртті сутегі бар ылғал газ К-1 абсорберіне 7-8 МПа қысыммен беріледі, мұнда ол ди- немесе триэтиленгликол ерітіндісімен кептіріледі. Кептірілген газ әрі қарай өңдеуге беріледі.
Сумен, көмірсутектермен және қышқылдық құрамды бөліктермен қаныққан гликоль, Т-1 рекуперативті жылу алмастырғыш арқылы гликоль 2-4,5 МПа және 20-70^оС температурада жұмыс істейтін дегазатордың І сатысы С-1 беріледі.

Қысымды төмендету және температураны көтеру арқылы сіңірілген газдардың бір бөлігі абсорбенттен шығарылады. Сонымен қатар, көмірсутектер негізінен қаныққан абсорбенттен босатылады, сондықтан сирек дегазатор таңдалады. С-1 жоғарғы жағынан дегазизация газы отын желісіне жіберіледі.

Дегазатордың түбінен ішінара газсыздандырылған қаныққан абсорбент шығарылады, ол Т-2 рекуперативті жылу алмастырғышында қызады, содан кейін 0,15-0,50 МПа-ға дейін дросселдейді және дегазатордың II кезеңіне С-2-ге беріледі, онда абсорбенттен сіңірілген газдар (күкіртті сутегі, көміртегі диоксиді және көмірсутектер) толық дерлік бөлініп шығады. Дегазизацияның ІІ кезеңінің температурасы 110-140^оС.

Газсызданудың екінші сатысынан кейін абсорбент регенерация блогына РБ жіберіледі. Регенерацияланған абсорбент Н-1 сорабымен Т-1 және Т-2 рекуперативті жылу алмастырғыштары, су салқындатқышы Х-1 арқылы Е-1 буферлік ыдысына беріледі.

С-2 аппаратындағы газсыздандыру газы E-1 эжекторында қалпына келтірілген гликоль ерітіндісімен араласады. Сонымен қатар, H₂S үлкен молярлық концентрациясы оны газсыздандыру газынан жеткілікті терең алуды қамтамасыз етеді.

Газ ағынындағы күкіртті сутегін селективті бөліп алуды қамтамасыз ету үшін газдың құрамына және көлеміне байланысты араластырғыштың алдында регенерацияланған ерітіндінің толық көлемін немесе оның бір бөлігін ғана беруге болады.

E-1 буферлік цистернасынан шығарылған көмірсутек газының құрамында өте аз мөлшерде күкіртті сутегі болады және оны отын желісінде немесе басқа мақсатта пайдалануға болады.

Газсыздандырудан алынған күкіртті сутегі гликоль ерітіндісімен абсорберге қайтадан қайтарылады, яғни жүйеде айналдырады.