Легко ли перегонять нефть?

Рассмотрение немецких технологий переработки угля: процесса Бергиуса-Пира, Фишера-Тропша-Рёлена и Потта-Брохе почему-то неизменно встречало комментарии такого рода, что это всё дорого, а вот переработка нефти дешевле. Это часто высказываемое суждение, и среди его сторонников, как мне заметилось, нет ни одного нефтяника или нефтепереработчика. Дьявол всегда кроется в деталях, и эти люди хорошо знают, сколь много возни с этой самой «дешёвой» нефтепереработкой. Поэтому я решил сделать краткий обзор технологии первичной переработки нефти, включающей только перегонку, без более сложных технологий. В основном изложение следует учебнику И. Л. Гуревича «Технология нефти. Часть первая. Общие свойства и первичная перегонка нефтей», выпущенному в 1952 году. В нём отражены технологии первичной перегонки нефти, использовавшиеся в межвоенное и военное время.

Иосиф Львович Гуревич в 1930 году, после работы на Бакинском нефтеперерабатывающем заводе, основал кафедру технологии переработки нефти и газа в Московском нефтяном институте (ныне Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина, также известный как «керосинка»), которой, с перерывом на войну, руководил до 1968 года. Удалить из нефти воду и соль
Итак, нефть на устье скважины. Что делать? Сразу в перегонку? Не спешите, потому что подвох подстерегает прямо здесь. Нефть чаще всего добывают в виде эмульсии, в которой вместе с нефтью есть ещё попутный газ и вода. В нефти в пласте всегда растворено некоторое, иногда довольно большое количество попутного газа, например, в бакинской нефти от 10 до 30 %. Для отделения газа от нефти используется газосепаратор, представляющий собой большую ёмкость, внутри которой сделаны перегородки. Нефтяная эмульсия закачивается в неё, происходит высвобождение попутного газа, который собирается и выводится в газопровод. В силу того, что далеко не всегда газ легко выходит из нефти, бывают газосепараторы вакуумные, низкого давления, среднего и высокого давления, гравитационные и центробежные. Например, уже в 1930-е годы нефтеперерабатывающие заводы использовали сепараторы или водогрязеотделители с подогревом нефти до 120-160 градусов и давлением от 8 до 15 атмосфер. Мы ещё далеко не дошли до перегонки, а уже начались сложные технические устройства. Газосепаратор помогает также и другой задаче — очистке нефти от воды, которой бывает много, до 90 % от веса добытой из скважины жидкости. Из многих старых скважин добывается вода, в которой есть немного нефти. В газосепараторе вода отстаивается или отжимается от нефти. Раньше она просто сливалась в канализацию, а теперь её обычно очищают и повторно используют. Нефть аккуратно переливается в приёмную часть газосепаратора, откуда поступает в накопительную ёмкость. Вода в нефти — это проблема, поскольку она содержит в себе некоторое количество минеральных солей, из которых хлористый кальций и хлористый магний гидролизуются с образованием соляной кислоты. Если не провести очистку нефти от воды и солей, то соляная кислота будет разъедать большие и дорогостоящие перегонные установки. В 1930-х годах допускалась до переработки нефть, содержащая не более 0,3 % воды и не более 50 мг солей на 1 литр нефти. Остатки воды из нефти извлекались самыми разными способами. Фильтрация через кварцевый песок или мелкую стружку лиственных деревьев. Центрифугирование от 15 до 45 тысяч оборотов в минуту. Химические методы разрушения эмульсии, например, введение едкого натра или извести, или пропускание подогретой нефти через слой поваренной соли. Использовался также электродегидратор — ёмкость диаметром 3 метра, высотой 3,7 метров, рассчитанная на давление в 3,5 атмосферы, внутри которой смонтированы электроды — диски из полосовой стали. Эмульсия вводится снизу через трубу, срез которой прикрыт конусом, установленным острой стороной в трубу, чтобы происходило распыление подогретой до 80 градусов жидкости на электроды. Установка могла обработать 250 тонн в сутки, добиваясь чистоты по воде 0,1 % и по соли 23 мг на литр. Но при содержании воды более 10 % установка не работала из-за замыкания. Уже первая по И. Л. Гуревичу стадия очистки нефти сталкивается с серьёзными трудностями и требует весьма сложных по конструкции аппаратов. «Дыхание» резервуара
Тут же, у устья скважины, возникает и другая проблема. Из добытой нефти испаряются газы: метан, этан, пропан, увлекая за собой бутан, пентан, гексан, гептан, октан и другие углеводороды ряда алканов. Эти углеводороды — ценный компонент авиационного бензина. В Баку это была проблема, поскольку климат жаркий, особенно летом, оборудование нагревалось, тепло передавалось газам и они охотно испарялись везде, где только можно. Если фракции с температурой кипения ниже 100 градусов на очистке нефти от воды и грязи составляли 9 %, в сырьевом резервуаре — 7,88 %, то в резервуаре на нефтеперерабатывающем заводе их оставалось 6,8 %. Потери 2,2 %. При годовой добыче в 31 млн тонн в том же Баку — это 682 тысячи тонн самых ценных и самых нужных для авиации нефтяных фракций. Эти газы обладали способностью испаряться прямо в ёмкостях, что даже получило у нефтяников особые названия. У нефтяных ёмкостей на крыше есть клапан для выпуска излишнего воздуха во избежание скачка давления. Воздух внутри ёмкости всегда насыщен парами легкокипящих углеводородов. Когда в ёмкость подавали нефть, то она сжимала воздух, и он, вместе с углеводородными парами, устремлялся наружу через клапан. Это нефтяники называли «большое дыхание» резервуара. Когда ёмкость заполнена до установленного уровня, днём она нагревается, давление увеличивается и стравливается через клапан. Ночью — обратный процесс, воздух охлаждается, создаёт некоторый вакуум в ёмкости и через клапан подсасывает атмосферный воздух. Это — «малое дыхание» резервуара. Для решения этой проблемы придумали, к примеру, дышащий баллон, то есть резервуар ёмкостью до 10 тысяч кубометров, сделанный из гибкой листовой стали 2 мм, соединённый с выпускными клапанами нефтяных резервуаров. Также резервуары оборудовали тонкой дышащей крышей из гибкой стали 3-5 мм, которая поднималась при увеличении давления внутри. Потом была разработана плавающая крыша, используемая на современных нефтехранилищах. Это, по сути дела, поплавок, который полностью закрывает площадь резервуара и герметизируется уплотняющими кольцами различной конструкции. Нефть закачивается под неё, без воздушной прослойки, и крыша поднимается на поверхности нефти до ограничительных упоров. Вот в таких хранилищах никакого «дыхания» уже нет. Но в 1930-е и 1940-е годы такие хранилища ещё не были совершенными и не считались надёжными. Это всё требовалось просто для того, чтобы сберечь ценные компоненты нефти. В 1920-х и в 1930-х годах газы и легкокипящие компоненты в значительной степени летели в воздух, поскольку широко практиковалось отстаивание нефти от воды и грязи в обычных резервуарах и даже в открытых прудах. Немецкие специалисты, оценивавшие в 1935 году состояние советской нефтеперерабатывающей промышленности, считали, что один Баку теряет в год порядка 100 тысяч авиабензина за счёт испарения легкокипящих фракций. Нефть должна быть стабильной!
Однако вопрос-то остаётся. Газы и легкокипящие фракции перед перегонкой надо из нефти убрать. Если этого не сделать, то полученный бензин будет нестабильным и при хранении может изменить свой фракционный состав и свои свойства. И. Л. Гуревич излагал процесс подготовки нефти в том порядке, в каком он сложился на заводах Нефтесиндиката в Баку — сначала очистка от воды и грязи, а потом от легкокипящих фракций. Но в середине 1930-х годов в технологию стали вносить изменения, и в первую очередь стали делать удаление легкокипящих фракций (также стабилизацию нефтей, отбензинирование). Стабилизационные установки, по сути небольшой нефтеперерабатывающий завод, могли устанавливаться на промыслах и на заводах. Промысловая стабилизационная установка прокачивала нефть через теплообменник для её подогрева, затем через отстойник для грубой очистки от воды и грязи, и оттуда в ректификационную колонну под давлением. Нефть внутри стекала по тарелкам, освобождаясь от газов и легкокипящих фракций. Эти газы и фракции проходили через газосепаратор, откуда сухой газ подавался в газопровод (он использовался в качестве технологического топлива), а жидкие фракции подавались во вторую ректификационную колонну с давлением 8-12 атмосфер. Там из бензина отгоняли излишек пропан-бутановой фракции, который сжижался и направлялся в газохранилище. Стабилизированный бензин либо отправляли в ёмкость авиабензина, либо подкачивали к нефти, направляемой на нефтеперерабатывающий завод. Надеюсь, у читателей ещё не стало рябить в глазах от обилия всевозможных устройств? Это самое сокращённое изложение, не упоминающее насосов, холодных и горячих, и других вспомогательных устройств. Если стабилизация нефти на промысле не проводилась или стабилизированный бензин и нефть смешивались, на заводе процедура повторялась. Нефть под давлением 12-18 атмосфер подавалась в 12 пар теплообменников, в которых теплоносителем были нефтепродукты только из ректификационной колонны: керосин (177 градусов) и мазут (145 градусов). Затем под давлением 5-6 атмосфер и температуре 120 градусов — в дегидраторы для очистки от воды и грязи. После этого нефть ещё раз нагревается в мазутных теплообменниках до 160 градусов и направляется в аппарат предварительного испарения, откуда пары бензина направляются в отдельную ректификационную колонну, а отбензиненная нефть — в специальную нагревательную печь.Типичный пример кубового нефтеперерабатывающего завода в БакуНПЗ в Куйбышеве. «Домик» на переднем плане — это и есть трубчатка, или печь для нагрева нефтиСхема нефтяной ректификационной колонны из учебника И. Л. ГуревичаПримерно так выглядят тарелки внутри ректификационной колонныСхема одноступенчатого процесса с основной и отпарными колоннами из учебника И. Л. ГуревичаНа этом фото 1943 года НПЗ в Плоешти с многоступенчатой схемой переработки