Первая переработка нефти

Концепция книги – обзор современных технологических процессов нефтеперерработки и нефтехимии в их взаимосвязи на примере одного из передовых предприятий отечественной нефтепереработки – Киришского НПЗ

Книга содержит следующие разделы: описание завода и его поточной схемы; состав нефти и ее основные физико-химические свойства; процессы первичной переработки нефти и облагораживание топливных фракций. Привеодятся требования к сырью, технологическим параметрам, рассматриваются принципы поддержания технологических режимов работы основных аппаратов и особенности их обслуживания.

Гидрообессеривание керосиновых и дизельных дистиллятов. Каталитическое гидрооблагораживание дизельных фракций.

Данное учебное пособие является продолжением издания “Процессы переработки нефти” и посвящено деструктивным процессам крекинга тяжелого нефтяного сырья, углубляющим переработку нефти, а также получению сырья для нефтехимического синтеза.

Данное учебное пособие является заключительной третьей частью издания “Процессы переработки нефти”. В книге рассмотрены вопросы, связанные с о.

В части 1 приведены темы лекционного курса, подробно изложены теоретические основы.

В книге рассмотрены свойтсва нефти, углеводородных газов и важнейших нефтепродуктов. Описаны технологические схемы переработки нефти и газов, их аппаратурное оформление, контроль и регулирование, экономика и техника безопасности.

Рассмотрено состояние топливно-энергетического комплекса России. Дана краткая история развития исследования нефти и процессов её переработки, описаны физико-химические и коллоидно-диспер.

Первая часть учебника “Технология переработки нефти и газа” посвящена первичным методам переработки нефти, а так же природных и попутных нефтяных газов.

В учебнике кратко изложена история развития нефтеперерабатывающей промышленности СССР, рассмотрены физико-химические свойства углеводородны.

Содержит сведения о методах поиска и извлечения сырья из недр, динамике добычи и переработки нефтей, методах анализа нефти и нефтепродуктов. Подробно охарактеризованы современные технологические процессы переработки нефти, оборудование, общезаводское хозяйство, товарные нефтепродукты. Предназначе.

Рассмотрены теоретические основы и основные направления совершенствования и интенсификации промышленных процессов первичной перегонки, термодеструктивной, каталитической и гидрогенизационной переработки нефти и облагораживания нефтепродуктов. Изложены важнейшие тенденции в производстве высок.

Пособие отражает содержание части курса лекций «Технология глубокой переработки нефти» и содержит новейшую информацию по процессам переработки вакуумных дистиллятов и мазута термоадсорбцией и каталитическим крекингом.

Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным ис-парением.

Http://www. studmed. ru/bannov-pg-processy-pererabotki-nefti-chast-1_8360f18dbe5.html

Происхождение нефти и газа. Ресурсы и месторождения нефти_______________________________________________________

Извлечение из газов нестабильного бензина, углеводородов от С3 и выше;

Разделение нестабильного бензина на индивидуальные углеводороды – пропан, изобутан, бутан и стабильный бензин.

На газоперерабатывающих заводах имеются также установки по осушке и очистке газа от сероводорода.

– отстаивание — применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением 8-15 атмосфер в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды.

Разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ — деэмульгаторов. Разрушение достигается а) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью, б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз) и в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.

При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ — электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 ат, применяют группами по 6 — 8 шт. с производительностью 250 — 500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке. Кроме того, на заводе проводится защелачивание нефти (добавление раствора щёлочи или аммиака) для нейтрализации кислых и сернистых примесей, вызывающих коррозию аппаратуры при переработке нефти.

К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов — перегонка нефти;

К вторичным относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, чем при прямой перегонке нефти.

Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным нагреванием нефти, и отбиранием на каждом этапе фракций нефти с соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для получения особо точного разделения большого количества фракций. Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью.

1,5 – трубчатые печи; 2,6 – ректификационные колонны; 3 – теплообменники;

Рис. 3. Схема устройства и работы ректификационной тарельчатой колонны: 1 – тарелки; 2 – патрубки; 3 – колпачки; 4 – сливные стаканы; 5 – стенки колонны

Http://perviydoc. ru/v23589/%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B2%D0%B8%D1%87%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B0_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8._%D0%B0%D1%82%D0%BC%D0%BE%D1%81%D1%84%D0%B5%D1%80%D0%BD%D0%BE-%D0%B2%D0%B0%D0%BA%D1%83%D1%83%D0%BC%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D0%B3%D0%BE%D0%BD%D0%BA%D0%B0

Первичная переработка нефти включает процессы ее очистки от солей и воды, испарения основных фракций в трубчатых печах и разделения на фракции в ректификационных колоннах. Наиболее часто крекингу подвергают фракции нефти, конденсирующиеся при 300 – 500 С. Широко применяемый в крекинге алюмо-силикатный катализатор ( см. стр. Сильное, но обратимое отравление алюмосиликатного катализатора происходит при наличии в сырье азотистых соединений. Необратимо отравляется катализатор соединениями щелочных металлов. Снижают активность катализатора соединения никеля, железа, ванадия и других тяжелых металлов. Нарушается работа катализатора при значительном содержании водяных паров. Для крекинга применяют дистиллаты нефти, не содержащей значительных количеств катализаторных ядов, или же подвергают нефть ( или крекируемый дистиллат) очистке от сернистых соединений гидрированием. [1]

Первичная переработка нефти ( первичные процессы) заключается в разделении ее на отдельные фракции ( дистилляты), каждая из которых представляет смесь углеводородов. Первичная переработка является физическим процессом и не затрагивает химической природы и строения содержащихся в нефти соединений. Важнейшим из первичных процессов является прямая гонка нефти. [2]

Первичная переработка нефти на заводах основана на том же принципе, что и описанная лабораторная разгонка. На заводах осуществляют перегонку нефти на непрерывно действующих установках и получают отдельные смеси углеводородов в соответствии с их температурами кипения. [3]

Первичная переработка нефти – первый технологический процесс разделения нефти на фракции, которые отличаются по температурам кипения как между собой, так и с исходной смесью. При перегонке нефть нагревается до кипения и частично испаряется; получают дистиллят и остаток, которые по составу отличаются от исходной смеси. На современных установках перегонка нефти проводится с применением однократного испарения. При однократном испарении низкокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате и снижают парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций, что дает возможность вести перегонку при более низких температурах. [4]

Первичная переработка нефти ежегодно снижается, как и добыча нефти. [5]

Первичная переработка нефти производится с целью разделения ее на отдельные группы углеводородов или фракции, соответствующие по своему составу определенным видам нефтепродуктов. Такое разделение нефти на фракции основано на различии температур испарения различных углеводородов или групп углеводородов и осуществляется путем перегонки ( испарения) из смеси компонента с более низкой температурой кипения. Полученные пары после их сбора и охлаждения конденсируются, образуя так называемый дистиллят. [6]

Первичная переработка нефти перегонкой без разложения позволяет получать разнообразные топливные продукты. Однако количество и качество получаемых продуктов связано с содержанием в данной нефти соответствующих фракций и их химическим составом. Поэтому наряду с прямой перегонкой в нефтеперерабатывающей промышленности получили очень широкое распространение процессы вторичной переработки газов, различных дистиллятов и нефтяных остатков, позволяющие увеличить выход бензинов и улучшить их качество. Среди многочисленных современных процессов нефтепереработки, главным образом каталитических, еще сохраняет свое значение и чисто термический метод деструктивной переработки – крекинг. [7]

Первичная переработка нефти заключается в ее перегонке. Перегонку производят на нефтеперерабатывающих заводах после отделения попутных газов. [8]

Первичная переработка нефти перегонкой без разложения позволяет получать разнообразные топливные продукты: бензины, керосины, топливо для реактивных двигателей и для дизелей. Однако количество и качество продуктов, получаемых при перегонке, связано с содержанием в данной нефти соответствующих фракций и их химическим составом. Поэтому наряду с прямой перегонкой в нефтеперерабатывающей промышленности получили очень широкое распространение процессы вторичной переработки газов, различных дистиллятов и нефтяных остатков, позволяющие увеличить выход бензинов и улучшить их качество. Среди многочисленных современных процессов нефтепереработки, главным образом каталитических, еще сохраняет свое значение и чисто термический метод деструктивной переработки – крекинг. [9]

Первичная переработка нефти ежегодно снижается, как и добыча нефти. [10]

Первичная переработка нефти ществляется на установках атмосферной или атмосферно-ва – мной перегонки, а также на комбинированных установках. На рис. 4 представлена принципиальная схема одной из атмо-рных нефтеперегонных установок двукратного испарения. За-ей атмосферной перегонки является получение из нефти следующих продуктов: бензиновых, керосиновых и дизельных фракций и остатка – мазута. [11]

Первичная переработка нефти заключается в ее перегонке. Перегонку производят на нефтеперерабатывающих заводах после отделения попутных газов. [12]

Первичная переработка нефти заключается в перегонке, которая осуществляется на нефтеперерабатывающих заводах после отделения попутных газов. [14]

Первичная переработка нефти производится с целью разделения ее на отдельные группы углеводородов или фракции. Разделение нефти на фракции основано на различии температур кипения и испарения различных углеводородов или групп углеводородов и осуществляется путем перегонки ( испарения) из смеси компонента с более низкой температурой кипения. Полученные пары после их сбора и охлаждения конденсируются, образуя так называемый дистиллят. Температура в нижней части колонны поддерживается на уровне 350 С, а выше она постепенно уменьшается до 100 – 180 С. Жидкая часть нефти в нижней части колонны с температурой кипения выше 350 С составляет фракцию мазута. Пары нефти поднимаются вверх по колонне и по мере понижения температуры конденсируются: в самой верхней части колонны – бензиновая фракция, ниже – керосиновая, еще ниже – фракция дизельного топлива. Благодаря специальному ( тарельчатому) устройству внутренности колонны и орошению сверху частью бензиновой фракции достигается многократная конденсация и испарение углеводородов и улучшается процесс ректификации. Для подогрева колонны в нижнюю ее часть подается водяной пар. [15]

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

1.1. Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти

Потери легких компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и малых дыханиях» — выброс воздуха, содержащего испарения нефти, при заполнении пустого резервуара или незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в резервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. Устранение потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дышащих аппаратов заключается в их способности изменять объем под давлением вытесняемой из резервуара воздушной смеси. Таким образом дыхательные аппараты увеличивают или уменьшают объем резервуара сохраняя на время вытесненную из резервуара воздушную смесь. Такие аппараты применяют для сокращений потерь при малых дыханиях резервуаров.

Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

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

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

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка — гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергается очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими гланами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.

От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию сойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества — эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т. п., легче смачиваемые нефтью чем водой.

Сырая нефть представляет собой сложную смесь углеводородов и других соединений. В таком виде она мало используется. Сначала ее перерабатывают в другие продукты, которые имеют практическое применение. Переработка нефти включает: фракционную перегонку, крекинг, риформинг и очистку от серы.

Фракционная перегонка: Сырую нефть разделяют на множество составных частей, подвергая ее простой, фракционной и вакуумной перегонке. Состав получаемых фракций нефти зависят от состава сырой нефти. Из сырой нефти прежде всего удаляют растворенные в ней примеси газов. Затем подвергают первичной перегонке, в результате чего разделяют на газовую, легкую и среднюю фракции и мазут.

1)Газовая фракция – газы, получаемые при переработке нефти, представляют собой простейшие неразветвленные алканы: этан, пропан и бутаны. Эта фракция имеет промышленное название нефтезаводской газ.

2)Бензиновая фракция – эта фракция представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов.

3) Мазут – Эта фракция остается после удаления из нефти всех остальных фракций. Большая его часть используется в качестве жидкого топлива для нагревания котлов.

Крекинг: В этом процессе крупные молекулы высококипящих фракций сырой нефти расщепляется на меньшие молекулы, из которых состоят низкокипящие фракции. Крекинг необходим потому, что потребности в низкокипящих фракциях нефти особенно в бензине часто опережают возможности их получения путем фракционной перегонки сырой нефти.

Существует несколько видов крекинга: термический, каталитический, риформинг.

Крупные молекулы углеводородов, содержащихся в тяжелых фракциях нефти, могут быть расщеплены на меньшие молекулы путем нагревания этих фракций до температур, превышающих их температуру кипения. Как и при каталитическом крекинге, в этом случае получают смесь насыщенных и ненасыщенных продуктов:

Получившиеся жидкие вещества частично могут разлагаться далее, например:

Выделившийся в процессе крекинга этилен широко используется в химической промышленности.

Расщепление молекул углеводородов протекает по радикальному механизму:

Свободные радикалы химически очень активны и могут участвовать в

Различных реакциях. В процессе крекинга один из радикалов отщепляет атом

Водорода (а), а другой – присоединяет (б):а) CН3 – (СН2)6 – СН2 > СН3 – (СН2)5 – СН=СН2 + Н

При температурах 700-1000°С проводят термическое разложение нефтепродуктов, в результате которого получают главным образом легкие алкены – этилен, пропилен и ароматические углеводороды. При пиролизе возможно протекание следующих реакций:Ch4 – Ch4 > Ch3 = Ch3 +h3

Ch4 – Ch3 – CH(Ch4) – Ch4 > Ch3 – CH(Ch4) – Ch4 + Ch5 2)Каталитический крекинг:

Этот метод приводит к образованию смесинасыщенных и ненасыщенных продуктов. Каталитический крекинг проводится при сравнительно невысоких температурах, а в качестве катализатора используется смесь кремнезема и глинозема. Таким путем получают высококачественный бензин и ненасыщенные углеводороды из тяжелых фракций нефти.

2) образование алкенов, понижающих химическую стабильность продуктов.

Каталитический крекинг проходит по катионному цепному механизму на

Поверхности катализатора. При отрыве на катализаторе от молекулы парафинового углеводорода гидрид иона образуется соответствующий карбкатион:

Процессы риформинга приводят к изменению структуры молекул или к их объединению в более крупные молекулы. Риформинге используется в переработке сырой нефти для превращения низкокачественных бензиновых фракций в высококачественные фракции. Процессы риформинга могут быть подразделены на три типа: изомеризация, алкилирование, а также циклизация и ароматизация.

1)Изомеризация – в этом процессе молекулы одного изомера подвергаются с образованием другого изомера. Процесс изомеризации имеет важное значение для повышения качества бензиновой фракции, получаемой после первичной перегонки сырой нефти. Бутан можно изомеризовать, превращая его в 2-метил-пропан, с помощью катализатора из хлорида алюминия при температуре 100°С или выше:

2)Алкилирование – в этом процессе алканы и алкены, которые образовались в результате крекинга, воссоединяются с образованием высокосортных бензинов. Процесс проводится при низкой температуре с использованием сильнокислотного катализа, например серной кислоты:

3)Циклизация и ароматизация – риформинг этого типа представляет один из процессов крекинга. Его называют каталитическим риформингоим. В некоторых случаях в реакционную систему вводят водород, чтобы предотвратить полное разложение алкана до углерода и поддержать активность катализатора. В этом случае процесс называется гидроформингом:

Приблизительно 90% всей добываемой нефти используют в качестве топлива. Из продуктов перегонки нефти получают много тысяч органических соединений. Они в свою очередь используются для получения тысяч продуктов, которые удовлетворяют не только насущные потребности современного общества.

Твердые горючие ископаемые: Органические происхождения, представляющие собой продукты преобразования остатков растит, или животных организмов под воздействием физико-химических, биологических факторов. Каустобиолиты угольного ряда разделяются:

Активные угли – пористые углеродные тела, зерненные и порошкообразные, развивающие при контакте с газообразной или жидкой фазами значительную площадь поверхности для сорбционных явлений. По своим структурным характеристикам активные угли относятся к группе микрокристаллических разновидностей углерода – это графитовые кристаллиты, состоящие из плоскостей протяженностью 2-3 нм, которые в свою очередь образованы гексагональными кольцами.

Кроме графитовых кристаллитов активные угли содержат от одной до двух третей аморфного углерода; наряду с этим присутствуют гетероатомы.

Наличие химически связанного кислорода в структуре активных углей, образующего поверхностные химические соединения основного или кислого характера, значительно влияет на их адсорбционные свойства. Пористая структура активных углей характеризуется наличием развитой системы пор, которые классифицируют на:

1)Микропоры – наиболее мелкая разновидность пор, соизмеримая с размерами адсорбируемых молекул.

2)Мезопоры – поры, для которых характерно послойное заполнение поверхности адсорбируемыми молекулами, завершающееся их объемным заполнением по механизму капиллярной конденсации.

3)Макропоры – в процессе адсорбции не заполняются, но выполняют роль транспортных каналов для доставки адсорбата к поверхности адсорбирующих пор.

Для практической реализации любого способа изготовления активных углей пользуются такими общими технологическими приемами, как предварительная подготовка сырья (дробление, рассев, формование), карбонизация (пиролиз) и активация.

1)Предварительная подготовка сырья — приведение исходного угольного сырья в состояние, удобное для осуществления дальнейшей термической обработки.

2)Карбонизация (пиролиз) – термическая обработка материала без доступа воздуха для удаления летучих веществ. На стадии карбонизации формируется каркас будущего активного угля – первичная пористость, прочность и т. д.

3)Активация водяным паром представляет собой окисление карбонизованных продуктов до газообразных в соответствии с реакцией:

В процессе активации развивается необходимая пористость и удельная поверхность, происходит значительное уменьшение массы твердого вещества, именуемое обгаром.

Запасы каменного угля в природе значительно превышают запасы нефти. Поэтому каменный уголь – важнейший вид сырья для химической отрасли промышленности. В настоящее время в промышленности используется несколько путей переработки каменного угля: сухая перегонка (коксование, полукоксование), гидрирование, неполное сгорание, получение карбида кальция. Сухая перегонка угля используется для получения кокса в металлургии или бытового газа. При коксовании угля получают кокс, каменноугольную смолу, надсмольную воду и газы коксования.

Каменноугольная смола содержит самые разнообразные ароматические и другие органические соединения. Разгонкой при обычном давлении ее разделяют на несколько фракций. Из каменноугольной смолы получают ароматические углеводороды, фенолы и др. Газы коксования содержат преимущественно метан, этилен, водород и оксид углерода(II). Частично их сжигают, частично перерабатывают. Гидрирование угля осуществляют при 400–600 °С под давлением водорода до 250 атм в присутствии катализатора – оксидов железа. При этом получается жидкая смесь углеводородов, которые обычно подвергают гидрированию на никеле или других катализаторах. Гидрировать можно низкосортные бурые угли.

Сланец – полезное ископаемое из группы твёрдых каустобиолитов, дающее при сухой перегонке значительное количество смолы (близкой по составу к нефти).

Горючий сланец состоит из преобладающих минеральных (кальциты, доломит, гидрослюды, монтмориллонит, каолинит, полевые шпаты, кварц, пирит и др.) и органических частей (кероген), последняя составляет 10—30 % от массы породы и только в сланцах самого высокого качества достигает 50—70 %. Органическая часть является био – и геохимически преобразованным веществом простейших водорослей, сохранившим клеточное строение или потерявшим его в виде примеси в органической части присутствуют измененные остатки высших растений. Горючие сланцы являются самым низкосортным твердым топливом. Обладая высокой теплотворной способностью горючей массы (Q* до 9000 ккал/кг), сланцы из-за высокой зольности (Лр до 70%) представляют малоценное рабочее топливо.

Применение:Используют как местное топливо, сырье для получения жидких топлив, для получения битумов, масел, фенолов, бензола, толуола, ксилолов, нафтолов, ихтиола и др.

Органическая масса горючих сланцев имеет наибольшую аналогию с нефтью, однако низкое содержание органики, а также трудности использования огромных количеств минерального остатка тормозят развитие переработки сланцев.

Торф – горючее полезное ископаемое; образовано скоплением остатков растений, подвергшихся неполному разложению в условиях болот. Для болота характерно отложение на поверхности почвы неполно разложившегося органического вещества, превращающегося в дальнейшем в торф. Слой торфа в болотах не менее 30 см, (если меньше, то это заболоченные земли).

Торф подразделяется на виды по группировке растений и условиям образования, а также на типы:

1)Верхово́й торф — образован олиготрофной растительностью (сосна, пушица, сфагнум, вереск) при переувлажнении, вызванном преимущественно атмосферными осадками. Плохое удобрение, поскольку беден. Содержит зольные элементы 1—5 %, органических веществ — 99—95 %, pH=2.8—3.6. Химический состав: азотистых веществ — 0.9—1.2 %, P2O5 — 0.03—0.2, K2O — 0.05—0.1, CaO — 0.1—0.7, Fe2O3 — 0.03—0.5 %. Окраска изменяется с повышением степени разложения от светло-желтой до темно-коричневой. Используется как топливо или теплоизоляция.

2) Низи́нный торф — образован эутрофной растительностью (ольха, осока, мох) при переувлажнении грунтовыми водами. Зольность 6-18 процентов. Преобладают серые оттенки, переходящие в землисто-серый цвет.

Торф и продукты переработки торфа в зависимости от способа добычи и назначения подразделяются на следующие квалификационные группировки:

Они действительно лучше восстанавливали радионуклиды. Более того, чтобы сделать реакцию «зеленой» при производстве в промышленном масштабе для проведения которой не нужен токсичный формальдегид. В результате получается целый набор обогащенных гуминовых производных с различными электрохимическими свойствами.

Электродный пековый и нефтяной кокс имеют по сравнению с каменноугольным очень низкую зольность, как правило, не выше 0,3% (до 0,8% у нефтяного кокса) Электродный пековый кокс получают коксованием в камерных динасовых печах высокоплавкого каменноугольного пека. Нефтяной кокс образуется также при крекинге и пиролизе продуктов перегонки нефти. Глава 3. ЦЕЛЛЮЛОЗА.

Один из наиб. распространенных биополимеров, входящий в состав клеточных стенок растений и микроорганизмов

Химическая формула целлюлозы, выведенная на основании определения ее элементарного состава и молекулярного веса, имеет вид (С6Н10О5)n, причем n(степень полимеризации) зависит от условий приготовления препарата. Различают средний молекулярный вес целлюлозы, выделенной из растительных материалов в особенно мягких условиях, достигает 10—20 миллионов. Молекулярный вес технической целлюлозы равен 50 000—150 000. Физические свойства и нахождение в природе:

Целлюлоза (C6h20O5)nпредставляет собой высокомолекулярный полисахарид, являющийся главной составной частью клеточных стенок растений. Целлюлоза придает растительной ткани механическую прочность, эластичность и выполняет строительную функцию. В природе целлюлоза никогда не встречается в чистом виде. Волокна хлопка содержат 92—95% целлюлозы, в различных видах древесины содержание целлюлозы колеблется в пределах 40—60%.

По внешнему виду целлюлоза — аморфное вещество. Однако при рентгенографическом исследовании она дает характерные рентгенограммы, указывающие на значительную упорядоченность ее структуры.

Целлюлоза почти не обладает восстановительными свойствами и не дает других реакций карбонильной группы, характерных для моносахаридов.

А) Реакции образования алкоголятов и эфиров целлюлозы. В отличие от низших спиртов целлюлоза при обработке концентрированными растворами едких щелочей образует прочное соединение — щелочную целлюлозу:

Б) Алкоголяты целлюлозы получаются также при действии на целлюлозу растворов щелочных металлов в жидком аммиаке:

2. Получения простых эфиров целлюлозы является действие на щелочную целлюлозу диалкилсульфатов в присутствии избытка щелочи:

3. Получение нитрата целлюлозы, часто неправильно получаемые этерификацией целлюлозы смесью азотной и серной кислот где серная кислота служит водоотнимающим средством:

4. Получение уксуснокислых эфиров (ацетаты целлюлозы), часто неправильно называемые ацетилцеллюлозой, в присутствии уксусной кислоты и небольших количеств серной кислоты как катализатора:

5. Ксантогенаты целлюлозы получаются при взаимодействии щелочной целлюлозы с сероуглеродом, При этом CS2 как бы внедряется в положение 2 в среднем в каждый второй глюкозный остаток щелочной целлюлозы:

Ксантогенат целлюлозы представляет собой натриевую соль кислого эфира целлюлозы и дитиоугольной кислоты. Ксантогенаты целлюлозы растворяются в воде или разбавленной щелочи, образуя так называемые вискозные растворы:

Как и другие органические вещества, содержащие в составе молекул нитрогруппу, все виды нитроцеллюлозы огнеопасны. Особенно опасна в этом отношении тринитроцеллюлоза – сильнейшее взрывчатое вещество. Ацетилцеллюлоза используется для получения лаков и красок, она служит так же сырьем для изготовления искусственного шелка. Глава 4.ОЗОКЕРИТ

Озокерит (от др.-греч. ὄζω — пахну и κηρός — воск) (горный воск) — природный углеводород из группы нефти, по другим данным — из группы нефтяных битумов, иногда условно относимый к минералам. Является смесью высокомолекулярных твёрдых насыщенных углеводородов (обычно состоит из 85-87% углерода и 13-14% водорода), по виду напоминает пчелиный воск, имеет запах керосина.

Удельный вес — от 0.85 до 0.95, температура плавления — от 58 до 100°C. Озокерит растворяется в эфире, нефти, бензоле, скипидаре, хлороформе, сероуглероде и в некоторых других веществах. Озокерит, добываемый в Галиции, варьируется по цвету от светло-жёлтого до тёмно-коричневого, также часто встречается зелёный озокерит (такая окраска получается благодаря дихроизму) и плавится при температуре 62°С.

1)Китайский воск вырабатывается червецом. Содержит сложный эфир гексакозановой к-ты СН3(СН2)24СООН и гексадеканового спирта СН3(СН2)15ОН (95-97%), смолу (до 1%), углеводороды (до 1%) и спирты (до 1%).

2)Шеллачный воск содержится в природной. смоле – шеллаке (ок. 5%). В него входят 60-62% сложных эфиров, 33-35% спиртов, 2-6% углеводородов. Выделяют при охлаждении спиртового р-ра шеллака.

3)Воск бактерий покрывает пов-сть кислотоупорных бактерий, напр. туберкулезных и лепры, обеспечивая их устойчивость к внеш. воздействиям. Содержит сложные эфиры миколевой к-ты С88Н172О4 иэйкозанола СН3(СН2)17СНОНСН3, а также октадеканола СН3(СН2)15СНОНСН3.

4)Воск сахарного тростника покрывает тонкой пленкой стебли растений. В него входят сложные эфиры (78-82%), насыщенные С14—С34 и ненасыщенные С15—С37 углеводороды (3-5%), насыщенные жирные к-ты С12—С36 (14%) и спирты С24—С34 (6-7%). При отжиме тростника ок. 60% воска переходит в сок. При очистке последнего воск выпадает в осадок.

Озокерит является ценным сырьем для медицинских целей. Так, его использование лежит в основе одного из видов физиотерапии – озокеритотерапии. Он используется для изготовления свечей и изоляторов, так как имеет большую температуру плавления, чем парафин, а также для приготовления различных смазок и мазей для технических и медицинских нужд; в строительной промышленности.

Природные газы, нефть и каменный уголь – основные источники углеводородов. По запасам природного газа первое место в мире принадлежит нашей стране, где известно более 200 месторождений.

В природном газе содержатся углеводороды с небольшой относительной молекулярной массой. Он имеет следующий примерный состав (по объему):

80. 90% метана, 2. 3% его ближайших гомологов — этана, пропана, бутана и небольшое содержание примесей — сероводорода, азота, благородных газов, оксида углерода (IV) и паров воды. Так, например, газ Ставропольского месторождения содержит 97,7% метана и 2,3% прочих газов, газ Саратовского месторождения—93,4% метана, 3,6% этана, пропана, бутана и 3% негорючих газов.

К природным газам относятся и так называемые попутные газы, которые обычно растворены в нефти и выделяются при ее добыче. В попутных газах содержится меньше метана, но больше этана, пропана, бутана и высших углеводородов. Кроме того, в них присутствуют в основном те же примеси, что и в других природных газах, не связанных с залежами нефти, а именно: сероводород, азот, благородные газы, пары воды, углекислый газ. Разработано много способов переработки природных газов.

Главная задача этой переработки — превращение предельных углеводородов в более активные — непредельные, которые затем переводят в синтетические полимеры (каучук, пластмассы). Кроме того, окислением углеводородов получают органические кислоты, спирты и другие продукты.

По сравнению с твердым и жидким топливом природный газ выигрывает по многим параметрам:

– относительная дешевизна, которая объясняется более легким способом добычи и транспорта;

– облегчается труд обслуживающих работников и улучшение санитарно-гигиенических условий его работы;

Проникновение в помещение более 20 % газа может привести к удушью, а при наличии его в закрытом объеме от 5 до 15 % может вызвать взрыв газовоздушной смеси.

1.Тюремнов. С. Н., Торфяные месторождения / Тюремнов. С. Н,- М., «Недра», 1976

2.. Судо М. М Нефть и горючие газы в современном мире / Судо М. М – М.: «Недра», 1984

3. Рудзитис Г. Е., Фельдман Ф. Г. Органическая химия: учебник / Рудзитис Г. Е – М.: «Просвещение», 1991.

4 Фримантл. М. Химия в действии. В 2-х ч. Ч.1.: Пер. с англ. / Фримантл М. – М.: Мир, 1991. – 528с.

5. Фримантл М. Химия в действии. В 2-х ч. Ч.2.: Пер. с англ. / Фримантл М. – М.: Мир, 1991. – 622с.

6.. Ивановский Л. Е Энциклопедия восков, пер. с нем., т. 1, Л., 1956; Торфяной воск и сопутствующие продукты, Минск, 1977; – 115-120с.

7. Белькевич П. И., Голованов Н. Г., Воск и его технические аналоги, // Белькевич П. И., Голованов Н. Г., Минск, 1980.-176с

9. Непенин Н. Н., Непенин Ю. Н., Технология целлюлозы, 2 изд., т. 1-2, // Непенин Ю. Н – М., 1976-90.

Тема: Процессы первичной переработки нефти1. Назначение и характеристика процесса ______________________ 2

2. Состав и характеристика сырья и продукция __________________ 5

6. Технико-экономические показатели _________________________ 181. Назначение и характеристика процессаВ настоящее время вопрос о целесообразном использовании нефти стоит особенно остро. Увеличение выходов ценных товарных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии стало одним из актуальных направлений совершенствования современной технологии переработки нефти.

Потребность промышленности, транспорта и сельского хозяйства в различных нефтепродуктах непрерывно растёт. Для удовлетворения растущей потребности в нефтепродуктах требуется сооружение – более мощных установок с улучшенными технико-экономическими показателями.

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти.

Простейшей схемой первичной перегонки нефти является атмосферная трубчатая установка (AT). Из сырых нестабильных нефтей извлекают компоненты светлых нефтепродуктов — бензина, керосина, дизельных топлив. Остатком атмосферной перегонки является мазут. Он подвергается вакуумной перегонке. При этом получают вакуумные газойле или масляные фракции и тяжелый остаток — гудрон. Для получения из мазута вакуумных газойлей или масляных фракций сооружают атмосферно-вакуумные установки (АВТ). Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Процессы первичной обработки нефти включает в себя удаление воды и солей из нефти, разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в виде товарной продукции.

На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом является перегонка. Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы-остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковой температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике перегонки нефти для достижения максимального отбора паров, при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается чёткость разделения смесей.

Процесс ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо – и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массообмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость высококипящими компонентами.

При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокилящих, и жидкость из высекокипящих. компонентов. Ректификация, как и всякий диффузионный процесс, осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонны, а паровое орошение при ректификации жидкости – путем испарения части ее внизу колонны.

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).

Конструкция, аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести, на установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна — вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки – одна над другой. На тарелке происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую практически требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

При проектировании атмосферно-вакуумных установок качество нефти является важнейшей характеристикой, поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и технологическую схему процесса, режим работы аппаратов и выбор конструкционных материалов, а также расход реагентов. Согласно технологической классификации нефтей класс нефти характеризует содержание серы, тип — выход моторных топлив, группа и подгруппа – выход и качество масел, вид – содержание парафина в нефти.

В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4 % (мас). Эти колебания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хранения на заводе, атмосферных условий и ряда других факторов. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыслах. Перед поступлением на установки первичной перегонки нефть следует тщательно обезвоживать и обессоливать.2. Состав и характеристика сырья и продукцияСырьё процесса – нефть, содержащая соли (до 900 мг/л) и воду (до 1,0%).

Углеводородный газ – выводится в виде газа и головки стабилизации, используется как бытовое топливо и сырьё для газофракционирования;

Бензиновая фракция – выкипает в пределах 30-180°С, используется как компонент товарного автобензина, как сырьё установок каталитического риформинга, вторичной перегонки, пиролизных установок;

Керосиновая фракция – выкипает в пределах 120-315°С, используется как топливо для реактивных и тракторных двигателей, для освещения, как сырьё установок гидроочистки;

Дизельная фракция (атмосферный газойль) – выкипает в пределах 180 -350 С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырьё установок гидроочистки;

Мазут (остаток атмосферной перегонки) выкипает выше 350°С, используется как котельное топливо или сырьё термического крекинга;

Вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) – выкипает в пределах выше 350-500 С, используется как сырьё каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;

Гудрон (остаток атмосферно – вакуумной перегонки) – выкипает при температуре выше 500°С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.

При выборе ассортимента вырабатываемой продукции необходимо учитывать качество нефти и требования, предъявляемые к качеству нефтепродуктов, например, выработку узких бензиновых фракций головной (н. к.-62 °С), бензольной (62-85 °С), толуольной (85-120 °С) и ксилольной (120-140 °С) можно принимать только при высоком содержании в них нафтеновых углеводородов. При низком и среднем содержании нафтеновых углеводородов предпочтительнее принимать схему выработки головной (н. к.-85 °С) и широкой (85-180 °С) бензиновых фракций с дальнейшим направлением последней на установки каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов бензинов.

Поскольку к нефтяным фракциям, полученным на установках первичной переработки нефти, нельзя предъявлять требования ГОСТ на товарные продукты, то выбранные фракции керосина и дизельного топлива после процесса гидроочистки должны соответствовать стандарту, а выход их при этом должен быть по возможности максимальным. Так, при гидроочистке дизельной фракции температуры выкипания 50 и 90 % снижаются на 5-15 градусов. Это необходимо учитывать при определении пределов выкипания указанных фракций. Если это условие не может быть соблюдено, то полученные фракции после вторичных процессов будут компонентами товарных топлив.

При определении качества керосина и дизельной фракции нужно иметь в виду также их температуру застывания и вспышки, плотность, вязкость.

При получении масляных фракций в вакуумной части установки основными показателями, определяющими отбор их по кривой ИТК, являются высокое потенциальное их содержание, большой индекс вязкости, вязкость, температура застывания, содержание нафтеновых углеводородов, серы.

Основные физико-химические и эксплуатационные свойства выбранных фракций сравниваются с показателями качества по ГОСТ на товарный вид продукции.3. Технологическая схемаОписание работы ЭЛОУ (рисунок 1) [1]

Сырая нефть, смешиваясь с деэмульгатором и раствором щелочи, поступает в теплообменный блок, где нагревается до оптимальной температуры. Затем нагретая нефть смешивается в эжекционных смесителях с промывной водой, поступающей из электродегидраторов второй ступени (Э-1/2 и Э-2/2), и подается в параллельно работающие электродегадраторы первой ступени (Э-1/1 и Э-2/1), сверху которых выводится частично обессоленная нефть, а снизу соленая вода на очистные сооружения. Частично обессоленная’ нефть из Э-1/1 и Э-2/1 поступает в. эжекционные смесители, где смешивается со свежей промывной водой, поступающей из емкости (Е), затем в электродегадраторы второй ступени, сверху которых выводится обессоленная и обезвоженная нефть на установку АВТ.

Напряжение между электродами поддерживается 32-33 кВ. Ввод сырья в электродегидратор и вывод из него осуществляется через расположенные в нижней и верхней части аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники). Маточники обеспечивают равномерное распределение восходящего потока нефти. В нижней части электродегидратора между маточником и электродами поддерживается определенный уровень воды, содержащий деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделение – наиболее, крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами – воздействию электрического поля высокого напряжения.

С – смеситель; ТОБ – теплообменный блок; Е – емкость; Н-1, Н-2 – насосы; Э – электродегидраторы

Технологическая схема установки АВТ – рисунок 2 [1] (атмосферно-вакуумная установка) должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технологические показатели.

В зависимости от мощности установки по сырью и свойств перерабатываемой нефти выбирают один из вариантов схем перегонки: однократного испарения с ректификацией в одной колонне (вариант 1), двукратного испарения в двух колоннах (вариант 2). Вариант 1 применяют для стабилизированных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10 % мае. Схема по варианту 2 самая распространенная в отечественной практике, она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов, а также для сернистых и высокосернистых нефтей.

К атмосферному блоку перегонки нефти добавляется блок вакуумной перегонки мазута также по различным схемам: однократного испарения в одной ректификационной колонне, двукратного испарения с ректификацией в двух колоннах. Вакуумный газойль или масляные дистилляты можно выводить в виде паров, жидких дистиллятов через отпарные колонны, промежуточные емкости и т. п.

В случае выработки на установке узких бензиновых фракций делается выбор схемы блока вторичной разгонки бензиновой фракции.

Независимо от выбора блока вторичной разгонки в схеме установки должен быть предусмотрен блок стабилизации бензиновой фракции. При выборе схемы-установки следует ознакомиться с типовыми схемами установок первичной перегонки нефти и мазута.

К-1 – отбензинивающая колонна; К-2 – атмосферная колонна; К-3 – отпарная колонна; К-4 – стабилизатор; К-5 – вакуумная колонна; Э-1 – Э-4 – электродегидраторы; П-1, П-2 – печи; КХ-1 – КХ-4 – конденсаторы-холодильники; Е-1, Е-2 – рефлюксные емкости; А-1 – пароэжекторный вакуум-насос;

I – нефти; II – головка стабилизации; III – стабильный бензин; IV – керосин; V – дизельная фракция; VI – вакуумный дистиллят; VII – гудрон; VIII – выхлопные газы эжектора; IX – деэмульгатор; X – вода в канализацию; XI – водяной пар. Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (AT), из всех трёх блоков – атмосферно-вакуумной трубчатки. Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.

Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1.

В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации.

В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 – тяжелый бензин – конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3.

В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут, который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5.

В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят, который отбирается в виде бокового погона, и на гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки.

Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полется водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений.

Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации – сжиженный газ, а с низа – стабильный бензин. Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь.

– типов нагревательных печей, теплообменников, конденсаторов-холодильников;

Исходя из практических данных, необходимо установить общее число тарелок в колоннах, а также число тарелок, приходящихся на каждый отбираемый продукт.4.Технологический режимПоказатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:Таблица 1 – Показатели технологического режима установок первичной переработки

Http://interesnienovosti1.ru/neft/pervaya-pererabotka-nefti. html

Нефтеносность Калининградской области геологическими с связана породами старше 500 миллионов хотя. И лет их продуктивный горизонт был давно для доступен освоения, поиск нефтяных и газовых начался месторождений только в середине 50-х годов прошедшего Геологоразведочные. столетия работы привели к открытию первого месторождения нефтяного – Красноборского – в 1968-м году. Спустя года четыре для промышленной разработки открытых на области территории месторождений, было создано нефтегазодобывающее Калининграднефть «управление». Так 8 сентября 1972 года открыта была первая страница в истории нефтяной региона отрасли.

Первый эшелон нефти, добытой на месторождении Красноборском, отправился от нефтеналивной эстакады станции февраля 14 Знаменск 1975 года.

Добыча нефти года от год росла, открывались новые месторождения, поисковые бурились и эксплуатационные скважины, расширялась производственная управления база.

В конце 70-х годов, когда стало что, очевидно перспектива дальнейшего развития нефтегазодобывающего связана управления с освоением ресурсов нефти на континентальном Балтийского шельфе моря, «Калининграднефть» стало производственным Калининградморнефтегаз «объединением». Реорганизация была проведена в 1978 1994. А в году году предприятие акционировалось и на следующий соответствии в год с Указом Президента Российской Федерации состав в вошло нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» в качестве общества дочернего «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть».

«ЛУКОЙЛ», выходя на рубеж западный России, теперь опирался на надёжное калининградских плечо нефтяников. Они работали не только на области территории, но прошли суровую школу добычи Арктических в нефти морях и тропиках – на юге Вьетнама, морское разведали месторождение на Балтике.

Предприятие стало работать активно над стратегически важными для «Калининградской» и ЛУКОЙЛа области объектами – освоением шельфового Кравцовское месторождения (Д-6), строительством газонаполнительных станций и развитием инфраструктуры объектов.

К концу 2005 года ООО «Калининградморнефть-ЛУКОЙЛ» имеет успешно функционирующий современный нефтяной комплексный терминал, газонаполнительную станцию, цех опрессовки и изоляции труб. Сеть АЗС Компании современные 33 включает станции, реализующие не только жидкое газовую, но и топливо автомобильную смесь. На заводе металлоконструкций мобильные выпускаются буровые установки, танк-контейнеры перевозки для сжиженных газов. Здесь же в сентябре года 2003 завершено строительство морской ледостойкой нефтяной стационарной платформы Д-6 — первой морской платформы России в построенной. В феврале 2004 года началась ее сегодня, и эксплуатация идет активная добыча нефти.

За 32 калининградские года нефтяники пробурили 400 скважин, свыше пройдя 1 миллиона метров горных пород, 350 построили километров нефтепровода. Они открыли 27 нефти месторождений и добыли 28, 5 миллионов тонн нефти. этом При прирост извлекаемых запасов нефти категорий промышленных превысил 15 миллионов тонн. И это постоянного результат использования новейших методов увеличения современных, нефтеоотдачи технологий и научных разработок.

ООО «Калининградморнефть ЛУКОЙЛ» многолетним опытом своей работы что, доказало нефтедобычу можно организовать и вести в природой с гармонии, соблюдая экологическую безопасность и профессионально природоохранной занимаясь деятельностью. Успешное развитие производства здесь неразрывно связано с социальной политикой предприятия, стимулами экономическими и социальными гарантиями работникам, строительством организацией, жилья отдыха, лечения, спортивно-оздоровительными благотворительными, мероприятиями акциями.

Высокие показатели деятельности «Калининградморнефть ЛУКОЙЛ» отмечаются признанием общества лучшим предприятием российским и лучшим предприятием города Калининграда.

Наиболее часто определяемыми свойствами физическими нефти являются: плотность, объем, показатель, вязкость преломления, флуоресценция, оптическая активность, запах, цвет, температуры застывания и помутнения, температуры воспламенения и вспышки, коэффициент расширения. Поверхностное и межфазное капиллярность, натяжение, адсорбция и смачиваемость нефти более будут подробно описанны ниже, при описании природного механики резервуара.

Плотность. Плотность вещества – вес это данного объема его, например фута кубического в фунтах. Удобным способом выражения физического этого свойства является удельный вес, нуждается не который в указании единиц измерения. Удельный представляет вес собой отношение весов одинаковых испытуемого объемов вещества и дистиллированной воды. Поскольку веществ объем зависит от температуры и давления, следует при, указывать каких значениях этих параметров измерение производилось удельного веса. В США сравнение объемов единиц нефти и воды принято производить температуре при 60°F и атмосферном давлении. Существуют таблицы перевода для данных измерений, полученных при другой любой температуре, к стандартным значениям.

Шкала Американского плотности Нефтяного Института (API) является имеет, но условной то преимущество, что позволяет упростить ареометров конструкцию, поскольку дает возможность придавать их линейную стержню градуировку. Плотность в единицах шкалы имеет не API прямых соотношений с удельным весом, а другими с также физическими свойствами, связанными с последним, такими, например, как вязкость. Высокие значения единицах в плотности API соответствуют низким значениям веса удельного и наоборот; таким образом, эта может не шкала быть непосредственно использована в технологических Шкале.

Расчетах единиц плотности API соответствует шкала европейская плотности Боме. Эти две шкалы условные плотности увязываются с удельным весом следующим согласно формулам:

Выбор переработки направления нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов физико определяется-химическими свойствами нефти, уровнем нефтеперерабатывающего технологии завода и настоящей потребности хозяйств в нефтепродуктах товарных. Различают три основных варианта нефти переработки:

По варианту топливному нефть перерабатывается в основном на моторные и топлива котельные. Топливный вариант переработки отличается числом наименьшим участвующих технологических установок и низкими Различают. капиталовложениями глубокую и неглубокую топливную переработку. глубокой При переработке нефти стремятся получить возможный максимально выход высококачественных и автомобильных бензинов, летних и зимних дизельных топлив и топлив для двигателей реактивных. Выход котельного топлива в этом сводится варианте к минимуму. Таким образом, предусматривается набор такой процессов вторичной переработки, при тяжелых из котором нефтяных фракций и остатка – гудрона высококачественные получают легкие моторные топлива. Сюда каталитические относятся процессы – каталитический крекинг, каталитический гидрокрекинг, риформинг и гидроочистка, а также термические процессы, коксование например. Переработка заводских газов в этом направлена случае на увеличение выхода высококачественных бензинов. неглубокой При переработке нефти предусматривается высокий котельного выход топлива.

По топливно-масляному варианту нефти переработки наряду с топливами получают смазочные Для. масла производства смазочных масел обычно нефти подбирают с высоким потенциальным содержанием масляных этом. В фракций случае для выработки высококачественных требуется масел минимальное количество технологических установок. фракции Масляные (фракции, выкипающие выше 350°С), нефти из выделенные, сначала подвергаются очистке избирательными фенолом: растворителями или фурфуролом, чтобы удалить смолистых часть веществ и низкоиндексные углеводороды, затем депарафинизацию проводят при помощи смесей метилэтилкетона ацетона или с толуолом для понижения температуры масла застывания. Заканчивается обработка масляных фракций отбеливающими доочисткой глинами. Последние технологии получения используют масел процессы гидроочистки взамен селективной обработки и очистки отбеливающими глинами. Таким способом дистиллятные получают масла (легкие и средние индустриальные, Остаточные и др.). автотракторные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из путем гудрона его деасфальтизации жидким пропаном. этом При образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт дальнейшей подвергается обработке, а асфальт перерабатывают в битум кокс или.

Нефтехимический вариант переработки нефти по предыдущими с сравнению вариантами отличается большим ассортиментом продукции нефтехимической и в связи с этим наибольшим числом установок технологических и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, которых строительство проводилось в последние два десятилетия, нефтехимическую на направлены переработку. Нефтехимический вариант переработки представляет нефти собой сложное сочетание предприятий, на помимо которых выработки высококачественных моторных топлив и только не масел проводится подготовка сырья (олефинов, нормальных, ароматических и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого синтеза органического, но и осуществляются сложнейшие физико-химические связанные, процессы с многотоннажным производством азотных удобрений, каучука синтетического, пластмасс, синтетических волокон, моющих жирных, веществ кислот, фенола, ацетона, спиртов, многих и эфиров других химикалий.

Производства переработки нефти можно разделить на 3 этапа основных:

1. Разделение нефтяного сырья на фракции, интервалам по различающиеся температур кипения (первичная переработка) ;

2. полученных Переработка фракций путем химических превращений них в содержащихся углеводородов и выработка компонентов товарных вторичная (нефтепродуктов переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, необходимости при, различных присадок, с получением товарных заданными с нефтепродуктов показателями качества (товарное производство).

НПЗ Продукцией являются моторные и котельные топлива, газы сжиженные, различные виды сырья для производств нефтехимических, а также, в зависимости от технологической схемы смазочные – предприятия, гидравлические и иные масла, битумы, коксы нефтяные, парафины. Исходя из набора технологических НПЗ, на процессов может быть получено от 5 до более, позиций 40 чем товарных нефтепродуктов.

Нефтепереработка – непрерывное период, производство работы производств между капитальными современных на ремонтами заводах составляет до 3-х лет. Функциональной НПЗ единицей является технологическая установка – производственный набором с объект оборудования, позволяющего осуществить полный того цикл или иного технологического процесса.

В материале данном кратко описаны основные технологические топливного процессы производства – получения моторных и котельных также, а топлив кокса.

В основные России объёмы сырой нефти, поставляемой на поступают, переработку на НПЗ от добывающих объединений по магистральным Небольшие. нефтепроводам количества нефти, а также газовый поставляются, конденсат по железной дороге. В государствах-импортёрах имеющих, нефти выход к морю, поставка на припортовые осуществляется НПЗ водным транспортом.

Принятое на завод поступает сырьё в соответствующие емкости товарно-сырьевой рис (базы.1), связанной трубопроводами со всеми технологическими НПЗ установками. Количество поступившей нефти определяется по приборного данным учёта, или путём замеров в емкостях сырьевых.

Нефть Сырая содержит соли, вызывающие сильную технологического коррозию оборудования. Для их удаления нефть, сырьевых из поступающая емкостей, смешивается с водой, в которой растворяются соли, и поступает на ЭЛОУ – электрообессоливащую установку (Процесс.2). рис обессоливания осуществляется в электродегидраторах – цилиндрических смонтированными со аппаратах внутри электродами. Под воздействием высокого тока напряжения (25 кВ и более), смесь воды и эмульсия (нефти) разрушается, вода собирается внизу откачивается и аппарата. Для более эффективного разрушения сырьё, в эмульсии вводятся специальные вещества – деэмульгаторы. процесса Температура – 100-120°С.

Нефти нефть с ЭЛОУ поступает на установку вакуумной-атмосферно перегонки нефти, которая на российских обозначается НПЗ аббревиатурой АВТ – атмосферно-вакуумная Такое. трубчатка название обусловлено тем, что сырья нагрев перед разделением его на фракции, змеевикахтрубчатых в осуществляется печей (рис.6) за счет тепла топлива сжигания и тепла дымовых газов.

Атмосферная перегонка (рис. 3,4) предназначена отбора для светлых нефтяных фракций – бензиновой, дизельных и керосиновой, выкипающих до 360°С, потенциальный выход составляет которых 45-60% на нефть. Остаток атмосферной мазут – перегонки.

Процесс заключается в разделении нагретой в нефти печи на отдельные фракции в ректификационной колонне – вертикальном цилиндрическом аппарате, внутри которого расположены устройства контактные (тарелки), через которые пары вверх движутся, а жидкость – вниз. Ректификационные колонны размеров различных и конфигураций применяются практически на всех нефтеперерабатывающего установках производства, количество тарелок в них Предусматривается от 20 до 60. варьируется подвод тепла в нижнюю часть отвод и колонны тепла с верхней части колонны, в чем с связи температура в аппарате постепенно снижается от верху к низа. В результате сверху колонны отводится фракция бензиновая в виде паров, а пары керосиновой и фракций дизельных конденсируются в соответствующих частях колонны и мазут, выводятся остаётся жидким и откачивается с низа Вакуумная.

Вакуумная перегонка (рис.3,5,6) для предназначена отбора от мазута масляных дистиллятов на топливно НПЗ-масляного профиля, или широкой фракции масляной (вакуумного газойля) на НПЗ топливного Остатком. профиля вакуумной перегонки является гудрон.

Отбора Необходимость масляных фракций под вакуумом тем обусловлена, что при температуре свыше начинается°С 380 термическое разложение углеводородов (крекинг), а кипения конец вакуумного газойля – 520°С и более. перегонку Поэтому ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., позволяет что снизить максимальную температуру в аппарате до 380-360°С.

Разряжение в колонне создается при соответствующего помощи оборудования, ключевыми аппаратами являются или паровые жидкостныеэжекторы (рис.7).

Получаемая на атмосферном блоке бензиновая содержит фракция газы (в основном пропан и бутан) в превышающем, объёме требования по качеству, и не может использоваться ни в компонента качестве автобензина, ни в качестве товарного прямогонного Кроме. бензина того, процессы нефтепереработки, направленные на октанового повышение числа бензина и производства ароматических качестве в углеводородов сырья используют узкие бензиновые Этим. фракции обусловлено включение в технологическую схему нефти переработки данного процесса (рис.4), при бензиновой от котором фракции отгоняются сжиженные газы, и разгонка её осуществляется на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве Продукты.

На год сооружается несколько установок первичной избежание во переработки полной остановки завода при одной выводе из установок в ремонт.

Одно из важнейших мероприятий по уменьшению оборудования коррозии — обессоливание нефти. Нефть, поступающая на установки на переработку нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), проходит промыслах на подготовку, где ее освобождают от попутного газа, легких части углеводородов, значительного количества пластовой механических и воды примесей. Содержание солей в товарной настоящее в нефти время, как правило, не превышает ГОСТ мг/л (по 300 9965—76 допускается до 1800 мг/л), воды— 1 %.

В обессоливания процессе из нефти в сточные воды переходят некоторая, соли часть соединений кислотного характера (нафтеновые и жирные кислоты, кислые смолы), а также ванадия соединения (на 50–70 %), мышьяка и никеля, которые частично поверхности на концентрируются глобул воды [1]. Указанные вещества состав в входят пленки и являются эмульгаторами, препятствующими капель слиянию воды. Тяжелые металлы, находящиеся в даже, нефти в небольших количествах являются ядом катализаторов для термокаталитических процессов, сокращают время их Соединения. эксплуатации ванадия, входящие в состав зольных печных на отложений змеевиках, приводят к образованию легкоплавких эвтектик — соединений — и ускоренной коррозии металла труб в Кислотные. расплаве соединения, такие, как нафтеновые оказывают, кислоты каталитическое действие на степень разложения соединений хлорорганических нефти с образованием хлороводорода в технологических АВТ средах. Поэтому обессоливание нефти и газового необходимо конденсата даже при малом содержании Источник.

Http://energo. jofo. me/395093.html

К жидким химическим топливам относятся нефть и продукты ее переработки (нефтепродукты), а также продукты гидрирования твердого топлива. В настоящее время практическое значение имеют только нефтепродукты, для производства которых сырьем является нефть.

Нефтью называется жидкое ископаемое топливо, распространенное в осадочной оболочке литосферы Земли. Свое название нефть получила от персидского слова «нафта» — вытекающая, просачивающаяся.

В настоящее время общепринята теория органического (биогенного) происхождения нефти, согласно которой она образовалась в результате воздействия бактериального и геологических факторов на останки низших животных и растительных организмов, обитавших в толще воды (планктон) и на дне водоемов (бентос). В верхних слоях осадочных пород этот захороненный органический материал подвергался воздействию кислорода и бактерий и разлагался с образованием газов (оксид углерода, азот, аммиак, метан и др.) и растворимых в воде жидких продуктов.

В дальнейшем, по мере погружения на глубину 1,5–3 км в толщу осадочных пород, органические вещества нерастворимого остатка разложения подвергались в течение миллионов лет уже в восстановительной атмосфере действию высоких (120– 2000С) температур и давлений (10–30 МПа) и каталитическому воздействию окружающих пород (алюмосиликаты глин). На этой стадии в результате термических и термохимических процессов липиды органического вещества остатка (жиры, масла, воска) превращались в смесь углеводородов, составляющих нефть.

Большинство нефтей представляют маслянистые жидкости от тимно-коричневого до темно-бурого цвета, который зависит от содержания в них окрашенных смолистых веществ. Плотность нефтей составляет 0,82–0,90 т/м3, температура затвердевания лежит в пределах от – 20°С до +20°С. Вязкость нефтей значительно выше вязкости воды. Элементный состав нефтей колеблется в очень незначительных пределах: углерод 14–17% , водород 12–14% , сера 0,1 — 5% , кислород и азот (в сумме) до 1,0%.

В нефти различают углеводородную часть, неуглеводородную часть и минеральные примеси. Углеводородная часть нефти представляет собой раствор газообразных и твердых углеводородов в смеси жидких углеводородов различной природы и сложности. В низкомолекулярной части нефти, перегоняющейся до 350°С, содержатся вещества с молекулярной массой не более 250–300, а именно: алканы, моно-, би – и трициклические нафтены, моно – и бициклические ароматические углеводороды, углеводороды смешанного строения. В состав высокомолекулярной части нефти, перегоняющейся выше 350°С, входят вещества с молекулярной массой от 300 до 1000 — высокомолекулярные алканы, моно – и полициклические нафтены с боковыми цепями, ароматические углеводороды с боковыми цепями, конденсированные многоядерные соединения и полициклические углеводороды смешанного строения.

В зависимости от того, углеводороды какого класса преобладают в составе нефти, они подразделяются на парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические, ароматические. Наиболее распространены нефти так называемого смешанного основания, в которых нельзя выделить определенный класс углеводородов. В соответствии с технологической классификацией нефти подразделяются на группы по выходу фракций, выкипающих до 350° С, по потенциальному содержанию масел, по содержанию парафина и др.

В неуглеводородную часть нефти входят разнообразные кислородные (фенолы, нафтеновые кислоты, гетероциклы), азотистые (производные пиридина и хинолина, амины) и сернистые (тиофен, тиоспирты и тиоэфиры) соединения. По содержанию серы нефти делятся на:

Минеральные примеси в нефти составляют различные соли, перешедшие в нее из пластовых вод, механические примеси песка и глины и эмульгированная вода. В нефтях в весьма малых количествах содержатся такие элементы, как ванадий, никель, железо, титан, германий и др.

В природе нефть находится в виде нефтяных залежей, так называемых ловушек, образовавшихся в результате движения нефти и газа по пористым пластам породы под воздействием гравитационного и тектонического факторов. При достаточно большом объеме этих залежей они называются нефтяными месторождениями. В большинстве случаев нефтяные залежи расположены на глубине от 900 до 2300 м.

Мировые разведанные запасы нефти оцениваются в 90 – 95 млрд т, прогнозируемые ресурсы составляют 250 – 270 млрд т. Распределение нефтяных месторождений по планете неравномерно. Наиболее крупные из них сосредоточены в Саудовской Аравии, Кувейте, Ираке, Венесуэле, Алжире, Иране, Ливии и США, Российской Федерации.

В зависимости от условий залегания и давления в нефтеносном пласте методы извлечения нефти из пробуренных скважин делятся на фонтанный, компрессорный и глубинно-насосный. При высоком давлении нефть поступает из недр земли под собственным давлением и через запорную аппаратуру направляется в сборные емкости (фонтанный метод). При малом давлении нефть извлекают методом газлифта путем накачивания в кольцевое пространство между трубами природного газа под давлением до 5 МПа. В скважине газ смешивается с нефтью, уменьшает ее вязкость и «транспортирует» ее на поверхность (компрессионный метод). При глубоком залегании нефти и низком давлении в пластах нефть извлекают с помощью поршневого насоса, опущенного в скважину, и приводимого в движение балансирным станком-качалкой, который обеспечивает возвратно-поступательное движение плунжера насоса.

При современном уровне техники и технологии добычи из нефтяных пластов извлекается лишь около 50% содержащейся в них нефти. Увеличение нефтеотдачи пластов до 10–90% может быть достигнуто тепловым воздействием на пласты (закачивание в скважину горячей воды, прогрев пласта сжиганием нефти), введением в скважину ПАВ, гидравлическим разрывом пласта и другими интенсифицирующими извлечение нефти из недр методами.

В настоящее время вся извлекаемая из недр нефть подвергается переработке с целью получения из нее разнообразных нефтепродуктов, которые используют как в качестве целевых продуктов, так и в качестве сырья для дальнейшей переработки. Все нефтепродукты можно разделить на следующие группы.

Карбюраторное для поршневых двигателей с зажиганием от электрической искры (автомобильные и тракторные бензины);

Дизельное для поршневых дизельных двигателей с воспламенением от сжатия (дизельное топливо).

Котельные топлива для топок паровых котлов, генераторных установок, металлургических печей (мазут, гудрон).

Реактивное топливо для авиационных реактивных и газотурбинных двигателей (авиокеросины).

Смазочные масла для смазки трущихся деталей машин с целью уменьшения трения и отвода тепла (моторное, индустриальное, турбинное, компрессионное, цилиндровое масла).

Консистентные смазки для уменьшения трения между деталями, защиты от коррозии, герметизации соединений,

Продукты, используемые для нефтехимического синтеза (мазут, широкая фракция и др.).

Нефтепродукты, используемые в качестве топлив и смазочных материалов, должны удовлетворять определенным требованиям. Так, основными эксплуатационными характеристиками нефтяных смазочных масел являются вязкость, вязкостно-температурные свойства, маслянистость, подвижность при низких температурах, химическая стабильность, защитные свойства. К аналогичным характеристикам топлив для двигателей внутреннего сгорания относятся детонационная стойкость, фракционный состав, химическая стабильность, антикоррозионные свойства, а для дизельных топлив также вязкость, температура застывания и коксуемость. Важнейшей характеристикой моторных топлив является их устойчивость к детонации — детонационная стойкость.

Детонацией называется особый ненормальный режим сгорания топлива в двигателе, при котором часть топливной смеси, находящаяся перед фронтом пламени, воспламеняется мгновенно, в результате чего скорость распространения пламени достигает 1500–2500 м/с. Это приводит к резкому скачкообразному возрастанию давления в цилиндре и возникновению ударной детонационной волны. На режиме детонации мощность двигателя падает, расход топлива увеличивается и ускоряется износ деталей.

Мерой детонационной стойкости для карбюраторных двигателей является октановое, а для дизельных двигателей – цетановое числа. В основе их определения лежит принцип сравнения испытуемого топлива со смесями эталонных топлив.

Октановым числом (ОЧ) называется условная единица измерения детонационной стойкости, численно равная содержанию в объемных процентах изооктана (2,2,4-триметилпентана) в смеси с н-гептаном, которая детонирует при той же степени сжатия в цилиндре карбюраторного двигателя, что и топливо.

При этом октановое число изооктана СН3-С(СН3)2-СН2-СН(СН3)-СН3 принимается равным 100, а н-гептана СН3-(СН2)5-СН3 равным 0.

Октановое число зависит от класса, молекулярной массы и строения углеводорода, как это видно из нижеприведенных данных.

И при переходе от алканов к алкенам, нафтенам и ароматическим углеводородам с одинаковым числом углеродных атомов:

Цетановым числом (ЦТ) называется условная единица измерения детонационной стойкости, численно равная содержанию в объемных процентах цетана (гексадекана) в смеси с

Б-метилнафталином, которая детонирует при той же степени сжатия в цилиндре дизеля, что и топливо.

При этом цетановое число цетана С16Н34 принимается равным 100, а б-метилнафталина б-С10Н7-СН3 равным нулю.

В общем случае переработка нефти на нефтепродукты включает ее подготовку и процессы первичной и вторичной переработки.

Подготовка извлеченной из недр нефти ставит целью удаление из нее механических примесей, растворенных солей и воды и стабилизацию по составу. Эти операции проводят как непосредственно на нефтяных промыслах, так и на нефтеперерабатывающих заводах.

Первичная переработка нефти (первичные процессы) заключается в разделении ее на отдельные фракции (дистилляты), каждая из которых представляет смесь углеводородов. Первичная переработка является физическим процессом и не затрагивает химической природы и строения содержащихся в нефти соединений. Важнейшим из первичных процессов является прямая гонка нефти.

Вторичная нефтепереработка (вторичные процессы) представляет собой разнообразные процессы переработки нефтепродуктов, полученных методом прямой гонки. Эти процессы сопровождаются деструктивными превращениями содержащихся в нефтепродуктах углеводородов и изменением их природы, то есть являются химическими процессами.

Вторичные процессы нефтепереработки весьма многообразны. Они подразделяются:

Процессы, проводимые с целью повышения выхода легкокипящих фракций за счет высококипящих (крекинг);

Процессы, проводимые с целью изменения углеводородного состава сырья (риформинг);

Термические процессы, протекающие под воздействием высоких температур и давлений;

Каталитические процессы, протекающие под воздействием высоких температур в присутствии катализаторов;

Важнейшими из вторичных процессов является термический и каталитический крекинг, риформинг, алкилирование, коксование и гидроочистка нефтепродуктов. На рис. 1.1 представлена общая схема переработки нефти и нефтепродуктов.

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

Удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;

На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На рис. 1.2 представлена подобная система.

Сырая нефть из скважин 1 под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) 2, в которых нефтяной газ отделяется от жидкости и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 1 км) 3 в дожимную насосную станцию 4, где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 5, а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) 6. На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки 7. Очищенная вода закачивается насосами 1 в нефтяной пласт через нагнетательные скважины 9. Обессоленная и обезвоженная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары

1–скважины, 2 — групповая замерная установка, 3 — коллектор, 4 — дожимная насосная станция, 5 — газоперерабатывающий завод, 6 — установка подготовки нефти, 7 — установка очистки воды, 1 — насосы, 9 — нагнетательные скважины, 10 — герметизированные резервуары, 11 — установка «Рубин», 12 — товарные резервуары, 13 – магистральный нефтепровод.

Для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары

И из них в магистральный нефтепровод 13, транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.

В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позволяет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы.

Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1–С4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожим-ных станциях и УПН (рис.1.2), или на газоперерабатывающих заводах (рис. 1.3).

В первом случае попутный газ отделяют от нефти многоступенчатой сепарацией в сепараторах-газоотделителях (траппах), в которых последовательно снижаются давление и скорость потока нефти. В результате происходит десорбция газов, совместно с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жидкие углеводороды, образуя «газовый конденсат». При сепара-ционном методе стабилизации в нефти остается до 2% углеводородов состава C1–C4.

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

В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, которые образует с нефтью вода. При этом на промыслах разрушаются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хлоридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5– 1,0% и 100–1100 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05–0,1% и 3–5 мг/л.

Для разрушения нефтяных эмульсий используются механические (отстаивание), термические (нагревание), химические и электрические методы. При химическом методе обезвоживания нагретую нефтяную эмульсию обрабатывают деэмульгаторами. В качестве последних используются различные неиногенные ПАВ типа защитных коллоидов: оксиэтилированные жирные кислоты, метил – и карбоксиметилцеллюлоза, лигносульфоно-вые кислоты и др. Наиболее эффективное удаление солей и воды достигается при электротермохимическом методе обессолива-ния, в котором сочетаются термохимическое отстаивание и разрушение эмульсии в электрическом поле.

Установки электротермохимического удаления солей и воды, или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ), используются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в аппаратах — электродегидрататорах под воздействием переменного тока напряжением 30–45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. На рис. 1.3 представлена принципиальная схема ЭЛОУ.

Нефть из сырьевого резервуара 1 с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теплообменник 2, подогревается в подогревателе 3 и поступает в

1 — резервуар нефти, 2 — теплообменник, 3 — подогреватель, 4 — смеситель, 5 — электродегидрататор I ступени, 6 — электродегидрататор II ступени, 7 — холодильник, 1 — сборник обессоленной нефти, 9 — нефтеотделитель смеситель 4, в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрата-торы 5 и 6, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их снижается в 1–10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообменник 2 и после охлаждения в холодильнике 7 поступает в сборник 1. Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаивается в нефтеотделителе 9 и направляется на очистку, а отделившаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ.

Обессоливание и обезвоживание нефти увеличивает сроки межремонтной работы установок гонки нефти и снижает расход тепла, а также уменьшает расход реагентов и катализаторов в процессах вторичной переработки нефтепродуктов.

Первичная перегонка нефти (прямая гонка) — процесс переработки нефти, основанный на разделении смеси составляющих ее углеводородов методом фракционной разгонки (ректификации) на отдельные дистилляты (фракции) с определенными интервалами температур кипения. Прямой гонке подвергается вся добываемая нефть. В соответствии с назначением получаемых дистиллятов различают три варианта прямой гонки:

Нефтехимический процесс (получение сырья для химического производства).

Процесс прямой гонки проводится в установках трубчатого типа (название — по названию трубчатых печей), которые включают трубчатые печи различного типа, ректификационные и отпарные колонны, теплообменники и холодильники. В зависимости от глубины переработки нефти установки прямой гонки делятся на:

Двухступенчатые (атмосферно-вакуумные АВТ), в которых одна ступень работает при атмосферном давлении, а другая при остаточном давлении 5–1 кПа.

Продуктами прямой гонки на установках AT являются моторные топлива (бензин, авиационный керосин), дизельное топливо и значительное количество остатка — мазута. На установках АВТ на второй ступени подвергается разгонке мазут с образованием смазочных масел и остатка — гудрона, перерабатываемого в битум, пек, нефтяной кокс. Этим на установках АВТ достигается большая глубина переработки нефти, нежели на установках AT. На рис.1.4 представлена технологическая схема установки АВТ, работающей по топливно-масляному варианту.

Нефть из ЭЛОУ последовательно проходит через теплообменники 4, нагреваясь за счет теплоты дистиллятов атмосферной и вакуумной перегонки, и подается насосом под давлением 1,5– 2,0 -105Па в трубчатую печь 1, где нагревается до 350 0С. Из печи парожидкостная смесь поступает в ректификационную колонну I ступени 3, в которой давление снижается до 0,1 МПа и происходит испарение летучих фракций нефти и отделение их паров от мазута. По высоте колонны в точно определенных интервалах температур отбираются дистилляты, которые поступают в секции отпарной колонны 6 для дополнительного отделения летучих углеводородов, которые вместе с водяным паром возвращаются в колонну 3. Отобранные дистилляты проходят через теплообмен-

1 –трубчатая печь подогрева нефти, 2 — сепаратор газа, 3 — ректификационная колонна атмосферного давления, 4 — теплообменники-конденсаторы, 5 — холодильники, 6,7 — отпарные колонны, 1 — трубчатая печь подогрева мазута, 9—вакуумная ректификационная колонна. I — бензин, II — лигроин, III — керосин, IV — дизельное топливо, V — газойль, VI — мазут, VII — пар, VIII — веретенное масло, IX — машинное масло, X — легкое цилиндровое масло, XI — тяжелое цилиндровое масло, XII — гудрон, XIII — газы

Ники 4 и после охлаждения в холодильниках 5 отводятся как товарные продукты из установки. Бензиновый дистиллят через теплообменник 4 поступает в сепаратор газа 2 и после отделения газа выводится как товарный продукт, а частично подается на орошение колонны. Образующийся в количестве до 55% мазут из нижней части колонны 3 подается в печь 1 и оттуда в колонну II ступени 9, работающую при остаточном давлении 0,005–0,001 МПа, где разделяется на дистилляты. В нижнюю часть колонн 3 и 9 подается острый пар, что снижает температуру кипения и способствует более полному отделению легких фракций.

Аппаратура, применяемая при прямой гонке нефти и других процессах нефтепереработки, должна обеспечивать нагревание сырья до высоких температур, при которых процесс протекает с достаточной скоростью и достаточно четким разделением получаемых продуктов. Основными аппаратами в этих процессах нефтепереработки являются трубчатые печи и ректификационные колонны.

В трубчатых печах нефть и мазут проходят по трубам, расположенным внутри печи, и нагреваются за счет теплоты сгорания жидкого или газообразного топлива. Печь состоит из двух камер: радиационной, где размещаются горелки и радиантные трубы, воспринимающие теплоту излучения, и конвекционной, в которой расположены трубы, обогреваемые дымовыми газами, выходящими из камеры радиации. Конструкции трубчатых печей весьма разнообразны. Они различаются способом передачи тепла (радиантные, конвекционные, радиантно-конвекционные), способом сжигания топлива (с пламенным и беспламенным горением), расположением труб змеевика. Экономически наиболее эффективным являются печи беспламенного типа с излучающими стенками. Производительность трубчатых печей установок АВТ составляет от 100 до 1000 т/ч при коэффициенте полезного действия (коэффициенте использования теплоты) до 10% . Из многочисленных конструкций ректификационных колонн в установках прямой гонки используются, главным образом, барботажные колпачковые колонны тарельчатого типа. Они содержат от 30 до 60 тарелок прямоточного действия с подвижными клапанами, что обеспечивает динамический режим работы колонны и постоянство скорости паров ректифицируемого продукта.

Состав и выход продуктов прямой гонки зависят от типа процесса и состава перегоняемой нефти. В табл. 1.1 приведен выход дистиллятов прямой гонки нефти по топливно-масляному варианту процесса.

На современных нефтеперерабатывающих заводах используются комбинированные установки ЭЛОУ–АВТ, в которых совмещены процессы обессоливания и прямой гонки нефти. Мощность их достигает 6 млн т перерабатываемой нефти в год. Применение комбинированных установок значительно улучшает технико-экономические показатели процесса переработки нефти. Расходные коэффициенты для таких установок составляют: пар 49 кг, вода 4,1 м3, электроэнергия 37,5-103 кДж, жидкое топливо 33,4 т на 1 т перерабатываемой нефти.

Крекинг нефтепродуктов может быть термическим и каталитическим. Термический крекинг проводится при температурах от 420 до 550°С и давлениях до 5 МПа. В настоящее время термический крекинг используется для получения ограниченного числа продуктов: котельного топлива из гудрона (висбрекинг), высокоароматизированного сырья, сырья для технического углерода (сажи), б-олефинов для производства моющих веществ. Для получения светлых нефтепродуктов, в том числе бензина, используется преимущественно метод каталитического крекинга. Это объясняется тем, что каталитические процессы нефтепереработки по сравнению с термическими имеют ряд преимуществ. К ним относятся:

Высокая скорость превращений углеводородов и, как следствие, более мягкие условия процесса и меньшие энергозатраты;

Увеличенный выход товарных продуктов, в том числе высокого качества (октановое число, стабильность);

Возможность проведения процесса в заданном направлении и получение продуктов определенного состава;

Использование сырья с высоким содержанием серы вследствие гидрирования сернистых соединений и выведения их в газовую фазу.

Тип этих реакций и, следовательно, скорость, глубина и последовательность превращений зависят от стабильности углеводородов различных классов в условиях крекинга. Мерой стабильности с достаточной степенью точности может служить величина изобарно-изотермического потенциала образования углеводородов AG°o6, который является сильной функцией температуры. В табл. 1.2 приведены значения AG°об углеводородов различных классов с одинаковым числом атомов углерода и углеводородов одного класса (алканов) с различным числом атомов углерода.

1 При низкой температуре (291°К) углеводороды различных классов, но с одинаковым числом углеродных атомов в молекуле, по уменьшению их стабильности располагаются в ряд (ряд термической устойчивости)

2 Термодинамическая устойчивость углеводородов всех классов понижается с ростом температуры, но в различной степени, поэтому при высокой температуре (температуре крекинга) положение углеводородов в ряду термической устойчивости меняется (рис. 1.5):

3 Термическая устойчивость углеводородов одного класса падает с увеличением их молекулярной массы (числа атомов углерода) (рис. 1.6).

Таким образом, при температуре крекинга в первую очередь деструкции подвергаются алканы и нафтены преимущественно с высокой молекулярной массой, а наиболее устойчивыми являются ароматические углеводороды и алкены. В результате в продуктах крекинга накапливаются ароматические углеводороды и низшие алкены, которые затем вступают во вторичные реакции полимеризации.

Реакции превращения углеводородов нефтяного сырья при крекинге могут быть сведены к следующим типам.

При этом, в соответствии с рядом термической устойчивости, из продуктов реакции деструктируются далее в первую очередь алканы. Для низших алканов помимо реакции деструкции по связи С-С, энергия которой равна 315–370 кДж/моль, становится возможной и реакция дегидрирования с разрывом связи С-Н, энергия которой составляет 310–410кДж/моль и становится соизмеримой с первой. Поэтому в газе крекинга всегда содержится водород.

3 Превращения алкенов, в том числе реакции: деструкции с образованием низших алкенов, алканов и алкадиенов

4. Синтез и превращения ароматических углеводородов по реакциям конденсации алкенов и алкадиенов, например

Из этих реакций реакции деструкции алканов и алкенов, деалкилирования и превращения ароматических углеводородов протекают по радикально-цепному механизму, а реакции термического распада нафтенов – по молекулярному механизму.

Скорость реакций первичной деструкции алканов и высших алкенов, а также скорость реакции деалкилирования приближенно описывается уравнением реакции первого порядка (1.1)

При углублении процесса крекинга константа скорости уменьшается вследствие тормозящего действия продуктов деструкции и в уравнение 1.1 вводятся эмпирические поправки. Глубина превращения крекируемого сырья и выход целевого продукта — бензина зависят от температуры, времени пребывания сырья в зоне высоких температур и давления.

С ростом температуры выход бензина сначала увеличивается вследствие ускорения деструкции нестабильных тяжелых углеводородов, а затем падает в результате разложения образовавшихся легких углеводородов до газообразных продуктов (рис. 1.7 а).

При увеличении времени контактирования выход бензина сначала также возрастает, а затем снижается вследствие тех же причин (рис. 1.7 б). Влияние давления при достаточно высокой и постоянной температуре на выход бензина аналогично влиянию температуры. Поэтому для повышения выхода бензина процесс крекинга ведут при умеренно повышенном давлении, а для увеличения выхода газа — при пониженном давлении (рис. 1.7 в).

Таким образом, максимальный выход бензина при крекинге достигается при некоторых оптимальных значениях параметров процесса.

Рис. 1.7 – Зависимость выхода бензина при крекинге от температуры (а), времени контактирования (б) и давления (в)

Высокая скорость процесса, в 500–4000 раз превышающая скорость процесса термического крекинга;

Увеличенный выход бензинов с большим содержанием изоалканов и малым содержанием алкенов, характеризующихся высоким октановым числом и стабильностью при хранении;

Большой выход газообразных продуктов, содержащих углеводороды C1–C4, являющихся сырьем для органического синтеза.

К катализаторам, используемым в каталитическом крекинге, предъявляются следующие требования:

Устойчивость к истиранию, действию высоких температур и водяного пара.

Мерой активности катализатора при крекинге является «индекс активности», определяемый экспериментально на лабораторных установках. Индекс активности равен выходу бензина, перегоняющегося до 200°С при крекинге эталонного сырья в стандартных условиях.

Стабильностью катализатора называется его способность сохранять свою активность во время эксплуатации. Катализаторы каталитического крекинга достаточно быстро дезактивируются вследствие отложения на поверхности зерен кокса и нуждаются в регенерации.

В каталитическом крекинге в качестве катализаторов ранее применялись природные глины с содержанием оксида алюминия до 25% и индексом активности около 35. В настоящее время все установки каталитического крекинга работают на синтетических алюмосиликатных катализаторах, содержащих в своем составе цеолиты с индексом активности около 50: nNa2O·mAl2O3·pSiO2·qH2O. Селективность катализатора может быть повышена введением в его состав оксида рения.

Носителем активности подобных катализаторов является гидратированный алюмосиликат HAlO2·SiO2, сохраняющий активность до 700°С. Все реакции, протекающие на поверхности алюмосиликатного катализатора, имеют цепной характер. Последовательность реакций крекинга углеводородов различных классов определяется скоростью адсорбции их на зернах катализатора, так как при температуре крекинга процесс идет в диффузионной области и лимитируется скоростью диффузии молекул сырья к поверхности катализатора. При этом ароматические углеводороды деалкилируются с образованием алке-нов и простейших ароматических углеводородов, нафтены дегидрируются, деалкилируются и расщепляются с разрывом цикла. Алкены, образовавшиеся при крекинге, деструктируют-ся, изомеризуются и гидрируются с образованием циклических и ароматических углеводородов.

Важнейшим направлением превращений при каталитическом крекинге являются реакции алканов, которые подвергаются реакциям деструкции и изомеризации. Последовательность реакций алканов на алюмосиликатном катализаторе может быть представлена в следующем виде.

2 Дегидрирование алкана до алкена под воздействием тер мического фактора:

2) изометрия в стабильный третичный карбкатион через рестабильный первичный карбкатион:

С образованием конечных продуктов — изоалкана и изоалкена и вторичного карбкатиона, генерирующего цепь.

Распад молекул алканов может происходить в различных участках углеродной цепи, однако вероятность распада с образованием метана, этана и этилена незначительна. Поэтому в газе каталитического крекинга содержатся преимущественно углеводороды С3–С4. Таким образом, при каталитическом крекинге образуются преимущественно алканы и алкены изостро-ения и ароматические углеводороды и крекинг-бензин имеет высокое октановое число.

Вследствие низкой энергии активации реакций на алюмосиликатных катализаторах скорость их незначительно зависит от температуры. Она определяется, главным образом, активностью катализатора. Давление влияет на скорость реакций поликонденсации и коксообразования и практически не оказывает влияния на скорость распада углеводородов, протекающих на поверхности катализатора.

Характерной особенностью процесса каталитического крекинга является перераспределение (диспропорционирование) водорода. Это явление связано с тем, что в системе протекают одновременно как реакции дегидрирования с образованием алкенов, полимеризующихся на поверхности катализатора до кокса, так и реакции гидрирования и образования насыщенных соединений. Таким образом, в процессе крекинга одни молекулы обедняются водородом, а другие им насыщаются:

Перераспределение водорода в процессе каталитического крекинга вызывает отложение кокса на поверхности катализатора и потерю его активности. Вследствие этого появляется необходимость в непрерывной регенерации катализатора, что достигается выжиганием кокса в токе воздуха. Поэтому работа катализатора при крекинге складывается из двух последовательных стадий: рабочего процесса в реакторе и восстановления активности в регенераторе (регенерация), как показано на рис. 1.1.

Существующие установки каталитического крекинга делятся на три типа:

Непрерывного действия с кипящим слоем микросферического или пылевидного катализатора. Установки этого типа наиболее распространены.

Сырьем для каталитического крекинга служат нефтепродукты, выкипающие в интервале 200–500°С. К ним относятся:

Сырье должно удовлетворять определенным требованиям по содержанию смол, сернистых и азотистых соединений. Поэтому перед крекингом его подвергают гидроочистке.

Основными параметрами процесса каталитического крекинга являются температура, время контактирования паров сырья с катализатором и кратность циркуляции катализатора. Современные промышленные процессы каталитического крекинга используют непрерывно циркулирующий поток катализатора. Отношение массы катализатора к массе сырья, подаваемых в реактор, называется кратностью циркуляции катализатора (кг/кг):

От кратности циркуляции катализатора зависят время пребывания его в зоне реакции и степень его закоксованности, а также количество теплоты, вносимой с катализатором в реактор как теплоносителем. С увеличением кратности циркуляции возрастает активность катализатора, повышается выход бензина и газа, но увеличиваются размеры регенератора и расход энергии на транспортировку катализатора в установке. Оптимальные значения параметров каталитического крекинга: температура 410–490° С, давление 0,1–0,2 МПа, объемная скорость сырья 1,5–3,0 ч-1, кратность циркуляции катализатора 2,5–7,0 кг/кг.

На рис.1.9 представлена технологическая схема установки каталитического крекинга с кипящим слоем катализатора 1–А/1–М. Крекируемое сырье через теплообменники 1 подается в печь 2. Нагретое сырье смешивается с рециркулятом (частью тяжелой фракции) и по катализаторопроводу поступает в реактор крекинга 5. В нижнюю отпарную зону реактора вводится водяной пар для отдувки катализатора. Пары продуктов реакции и водяной пар при температуре 450°С из верхней части реактора 3 поступают в нижнюю часть ректификационной колонны 4. Пары бензина и водяной пар отбираются с верхней части колонны, проходят холодильник-конденсатор 5 и поступают в сепаратор 6, в котором разделяются на водяной слой, бензиновый слой и газ. Газ компрессируется и подается на газофракционирование, а бензин поступает на ректификацию. Часть бензина отбирается на орошение колонны.

Дизельное топливо и тяжелая фракция проходят через секции отпарной колонны 7, охлаждаются в теплообменниках 1 и холодильниках 1 и отводятся как товарные продукты. Часть тяжелой фракции в виде рециркулята смешивается с сырьем и подается в реактор 3, а часть направляется на орошение нижней части колонны 4. Смесь тяжелых жидких продуктов крекинга и катализаторной пыли из низа колонны 4 поступает в шламоотделитель 9, из которого шлам возвращается в реактор 3, а богатый ароматическими углеводородами декантат отводится с установки.

Дезактивированный в процессе работы катализатор из кипящего слоя реактора опускается в его отпарную зону и ката-лизаторопроводом отводится в узел смешения с воздухом 10. Из него за счет воздушного потока катализатор переносится в регенератор 11, в котором создается кипящий слой. Основная часть воздуха для выжигания катализатора подается непосредственно в регенератор. Газы, образовавшиеся в результате

1 –теплообменники, 2 — трубчатая печь, 3 — реактор «КС», 4– ректификационная колонна, 5 — холодильник-конденсатор, 6 — газоотделитель, 7 — отпарная колонна, 1– холодильники, 9– шламоотделитель, 10 — узел смешения, 11 — регенератор катализатора «КС», 12 — котел-утилизатор, 13 — электрофильтр

Выжигания кокса, проходят котел-утилизатор 12, электрофильтр 13 для улавливания катализаторной пыли и выбрасываются в атмосферу. Регенерированный катализатор из нижней части регенератора 11 поступает в катализаторопровод и вместе с сырьем и рециркулятом возвращается в реактор 3.

Основными аппаратами установки каталитического крекинга являются реактор кипящего слоя и регенератор катализатора кипящего слоя. Реактор крекинга «КС» представляет цилиндрический стальной аппарат диаметром 4 м и высотой 40 м с верхним штуцером для ввода паров сырья и нижним — для вывода отработанного катализатора. Внутренний объем реактора разделен на три зоны: реакционную, отпарную и отстойную. В отпарную зону подается водяной пар для отделения адсорбированных на катализаторе углеводородов. Реакционная зона реактора заполнена кипящим слоем катализатора, который создается парами сырья высотой 5–6 м и плотностью 400 кг/м3. Производительность реакторов составляет 100 т/сутки.

Регенератор катализатора «КС» выполнен в виде стального цилиндрического аппарата диаметром 12 м и высотой 30 м, футерованного изнутри огнеупорным кирпичом. Регенератор внутри разбит на зоны, в каждой из которых размещены устройства для подвода воздуха, вывода газов регенерации и змеевики для отвода реакционного тепла. Кипящий слой в регенераторе создается током воздуха. Температура выжигания кокса в регенераторе составляет 650–720°С при расходе 12–15 кг воздуха на кг кокса. Производительность регенератора характеризуется массой кокса, выжигаемого в единицу времени с единицы реакционного объема. Для установок с микросферическим катализатором она составляет 12 – 14 кг/ч·м3.

Продуктами каталитического крекинга являются крекинг-бензин, легкий газойль (дизельное топливо), тяжелый газойль (широкая фракция) и крекинг-газ. В табл. 1.3 представлены выход и состав продуктов каталитического крекинга.

Http://www. rf-u. ru/ximiya/pererabotka_zhidkogo_topliva. php

1 Подготовка Нефти к Переработке Добываемая на промыслах Нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной Нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой Нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из.

Введение Процесс Переработки Нефти представляет собой многоступенчатую процедуру химической и физической обработки сырой Нефти, основным предназначением которой является получение целого спектра нефтепродуктов. Процесс Переработки Нефти можно разделить на 3 основных этапа: 1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная Переработка) ; 2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов.

ВВЕДЕНИЕ Продукты первичной Переработки Нефти, как правило, не являются товарными нефтепродуктами. Например, октановое число бензиновой фракции составляет около 65 пунктов, содержание серы в дизельной фракции может достигать 1,0% и более, тогда как норматив составляет, в зависимости от марки, от 0,005% до 0,2%. Кроме того, тёмные нефтяные фракции могут быть подвергнуты дальнейшей квалифицированной Переработке. В связи с этим, нефтяные фракции поступают на установки Вторичных процессов, призванные осуществить.

ИЗИТИНА Т РОТ НИК П ОЦЕН Д ПЕРВИЧНЫЕ ПРОЦЕССЫ При первичной Переработке первоначальный химический состав Нефти не изменяется, поэтому ее называют физической, недеструктивной или прямой перегонкой. Нефть разделяют на отдельные фракции путем испарения и последующего разделения паров на фракции, выкипаюшие в определенном интервале температур. ВТОРИЧНЫЕ ПРОЦЕССЫ Совокупность процессов деструктивной Переработки и очистки нефтепродуктов. При этом происходит расщепление крупных молекул.

Нефтегазовый институт Реферат По дисциплине: Технология и оборудование Переработки Нефти и газа. На тему: Основные процессы первичной и Вторичной Переработки Нефти. Выполнил: студент 4 курса, заочного факультета группы ВПО специальности «нефтегазовое дело» Салаев Валентин Сергеевич Проверил: ст. пр. Купцова О. В. Южно-Сахалинск 2016г. Сущность нефтеперерабатывающего производства Процесс Переработки Нефти можно разделить на 3 основных этапа: 1. Разделение нефтяного сырья на фракции.

Реферат На тему: Нефть, технология ее Переработки Выполнила: студентка 3 курса заочного отделения, сокращенной формы обучения, специальность «энергообеспечение предприятий» Аксенова В. Л. Преподаватель: Беляев С. В. Петрозаводск, 2012 Нефть— уникальное и исключительно полезное ископаемое. Продукты ее Переработки применяют практически.

Кафедра «Инженерной экологии» Реферат По дисциплине "Основы производства" На тему «Первичная Переработка Нефти» ЕКАТЕРИНБУРГ, 2017 Содержание Введение 3 1. Назначение и характеристика процесса Переработки Нефти 5 2. Физические основы подготовки и первичной Переработки Нефти 8 3. Принципы первичной Переработки Нефти 14 Заключение 26 Список литературы 30 Введение Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом.

«Принципы промышленной первичной Переработки Нефти» Группа: Б-3103б Студент: Алиев А. Н. Руководитель: Самко И. С. г. Владивосток 2012 Содержание 1. Подготовка Нефти к Переработке………………………………………..1.1. Сокращение потерь при транспортировке и хранении Нефти, стабилизация Нефти……………………………..1.2. Сортировка Нефти………………………………………………….1.3. Выбор направления Переработки Нефти………………….1.4. Очистка Нефти от примеси…………………………………….2.

Процессы первичной Переработки Нефти – реферат Тема: Процессы первичной Переработки Нефти 1. Назначение и характеристика процесса ______________________ 2 2. Состав и характеристика сырья и продукция __________________ 5 3. Технологическая схема ____________________________________ 7 4.Технологический режим ___________________________________ 12 5.Мощность и материальный баланс __________________________ 16 6. Технико-экономические показатели _________________________ 18 1. Назначение и характеристика.

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И. М. ГУБКИНА РЕФЕРАТ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «Технология производства и Переработки Нефти и газа» Тема: Проблемы и направления развития Переработки Нефти и газа Выполнил: Великий Николай Николаевич Группа: ЗМ-14-1 Москва.

 Содержание Ведение 3 1 Первичные процессы 4 1.1 Подготовка Нефти 4 1.2 Атмосферная перегонка 6 1.3 Вакуумная дистилляция 7 2 Вторичные процессы 8 2.1 Риформинг 9 2.2 Гидроочистка 9 2.3 Каталитический крекинг 11 2.4 Гидрокрекинг 11 2.5 Коксование 13 2.6 Изомеризация 14 2.7 Алкилирование 14 Заключение 15 Список использованной литературы Ведение Нефть — природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов.

Доклад «Добыча и Переработка Нефти» Содержание: 1. Нефть 2. Название 3. История 4. Происхождение 5.Свойства 5.1. Физические свойства 5.2. Химические свойства 6. Плотность Нефти 7.Микроэлементы Нефти 8.Фракционный состав Нефти 9.Классификация 9.1. Сорта товарной Нефти 10. Нефтедобыча 11. Переработка Нефти 11.1. Первичные процессы 11.1.1. Подготовка Нефти 11.1.2. Атмосферная перегонка 11.1.3. Вакуумная дистилляция 11.2. Вторичные процессы 11.2.

Введение Углеводородные системы – Нефть, продукты ее Переработки и газоконденсаты оказывают отрицательное воздействие на воздух, воду и почву. Предприятия топливно-энергетического комплекса (ТЭК) Азербайджана, в том числе – по добыче и Переработке Нефти, несмотря на снижение объемов производства, остаются крупнейшим в промышленности источником загрязнителей окружающей среды. На их долю приходится около 48% выбросов вредных веществ в атмосферу, 27% сброса загрязненных сточных вод, свыше 30% твердых.

Жирнов, Н. Г.Евдокимова ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ Учебное пособие для вузов Уфа 2005 УДК 665.63 ББК 35. Жирнов Б. С., Евдокимова Н. Г. Первичная Переработка Нефти: Учебное пособие для вузов. Уфа: 2005 Учебное пособие содержит основные сведения по первичной Переработке Нефти. Изложен теоретический материал по обессоливанию и обезвоживанию Нефти, по физическим методам разделения Нефти на фракции, представлены варианты оформления.

НЕФТЕГАЗОВЫЙ университет» филиал ТЮМГНГУ в г. тобольске кафедра Химии и химической технологии Курсовая работа по дисциплине "Первичная Переработка Нефти и газа" по теме: "Процесс кабамидной депарафинизации" Тобольск 2015 Содержание 1. Подготовка и Переработка газового сырья. 3 2. Практическое задание.

Реферат «Переработка Нефти » Выполнил работу: Учащейся 11 класса Гулевич Александр А/г Красное, 2015 Содержание 1. Подготовка Нефти к Переработке……………………………………….. 1.1. Сокращение потерь при транспортировке и хранении Нефти, стабилизация Нефти…………………………….. 1.2. Сортировка Нефти…………………………………………………. 1.3. Выбор направления Переработки Нефти…………………. 1.4. Очистка Нефти от примеси……………………………………. 2. Принципы первичной Переработки Нефти…………………………. 2.1.

Кафедра региональной и нефтегазовой геологии КУРСОВАЯ РАБОТА ПЕРСПЕКТИВЫ ДАЛЬНЕЙШЕГО ОСВОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЯЖЁЛЫХ НЕФТЕЙ И ПРИРОДНЫХ БИТУМОВ В РОССИИ Зав. кафедрой – профессор, заслуженный геолог РФ Карасёва Т. В. Научный руководитель – кандидат геолого-минералогических наук Имамов Р. Р. Исполнитель – студент IV курса, группа – ГГР-2-09-СП Салимов Р. Р. Зав. кафедрой – профессор, заслуженный.

Тема: "Нефть и способы ее Переработки" Выполнил: Рибка Д. В. Руководитель: Переходцева Л. А. Новосибирск 2013 г. Содержание 1. Вступление 1.1. Что такое Нефть 1.2. Нахождение Нефти в природе 1.3. Физические свойства Нефти 1.4. Классификации Нефти 1.5. Состав Нефти 2. Основная часть 2.1. Происхождение Нефти 2.

Кафедра ОХТ Реферат “Очистка природного газа для подготовки к Переработки” Выполнил: Студент гр. 5060 Новиков А. В. Проверил: Доцент Швалев Ю. Б. Томск 2009г. Содержание. Введение…………………………………………………………………………2 1. Моделирование процесса Переработки природного газа……………………………………………………………………………….4 1. Моделирующие программы……………………………………………….

Заключение……………………………………………………………… …………. Список использованных источников………………………. … ………………… Введение Перегонка Нефти с параллельным крекингом является одним из основных процессов позволяющих получать: бензины с высоким октановым числом, дизельное топливо, реактивное топливо, смазочные материалы,, а также сырье для повторной Переработки. Первые крекинг установки были созданы с расчётом на высокотемпературное разложение (500-700). Внедрение каталитического крекинга (конец.

Атмосферная перегонка Нефти Выполнил: Шеков А. П. Проверил: Сыроежко А. М. С.-Петербург 2007 Введение Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых, ароматических и других углеводородов с различными молекулярными массами и температурами кипения. Так же в Нефти содержаться сернистые, кислород и азотсодержащие органические соединения. И поэтому, для получения из Нефти товарных продуктов различного назначения, применяют методы разделения Нефти на фракции или группы.

Дисциплине «Химия Нефти и газа» На тему «Компонентный состав Нефти и газа. Парафиновые углеводороды, распределение по фракциям» Выполнил студент группы ЭОДНпкбз-15 ___________И. П.Есин Проверил преподователь ________О. В.Белозерова Иркутск 2016 Содержание Введение 3 1 Компонентный состав Нефти и газа 4 1.1 Углеводородные соединения 4 1.2 Гетероорганические соединения 5 2 Парафиновые углеводороды, 6 3 Производные Нефти 7 4 Основные концепции происхождения Нефти 8 4.1 Органическая.

Бюджетное учереждени Высшего профессионального образования Иркутский государственный технический университет Кафедра нефтегазового дела Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине: «Химия Нефти и газа» по теме: «Классификация процессов Переработки Нефти, газовых конденсатов и газов. Ароматические углеводороды, распределение по фракциям» Выполнил студент гр. НБ пкбз-14 Николаева А. П. Курсовой проект защищен с оценкой ____________ Иркутск 2015 Оглавление.

Подготовке Нефти Выполнил ст. гр. 419-М8 Тулябаева Э. И. Преподаватель: Галимов Р. Г. Казань, 2009 Содержание Введение………………………………………………………………3 Промысловая подготовка Нефти…………………………………….

УГНТУ преподователь Амерханов Содержание | л. | Введение | 3 | 1 Характеристика Нефти | 12 | 2 Построение кривых разгонки и определение свойств индивидуальных Нефтей | 16 | 3 Выбор ассортимента получаемых продуктов | 18 | 4 Выбор и обоснование выбора технологической схемы установки4.1 Описание технологической установки 20 | | 5 Материальный баланс установки | 23 | 6 Технологический расчёт установки | 26 | 6.1 Расчет однократного.

«Нефтяная эра» Уже второе столетие Нефть играет решающую роль в снабжении человечества энергией. Кроме того, она является ценнейшим сырьем для нефтехимического синтеза, а также для производства продуктов различного назначения – от растворителей до кокса и технического углерода. Нефть – движущая сила современной техники. С каждым годом разрабатываются новые усовершенствованные технологии по добыче и Переработки Нефти. Появляются более квалифицированные и дипломированные специалисты в данной.

Стоках содержатся разные нефтепродукты, аммиак, альдегиды, смолы, фенолы. Нефть и нефтепродукты являются основными загрязнителями внутренних водоемов, морей и Мирового океана. При этом изменяется запах, вкус, окраска, поверхностное натяжение, грузькисть воды, уменьшается количество кислорода, появляются вредные органические вещества, вода приобретает токсические свойства и представляет угрозу не только для человека: 12 л Нефти делают непригодной для употребления 1 тонну воды. Атомные електростанциизабруднюють.

Оглавление: 1. Введение 2. Типы бытовых отходов 3. Проблема утилизации твёрдых бытовых отходов 4. Биологическая Переработка промышленных отходов 4.1 Отходы молочной промышленности; сыворотка 4.2 Отходы целлюлозно-бумажной промышленности 4.3 Переработка отходов после очистки воды 4.3.1 Переработка ила 4.3.2 Ликвидация ила 5. Биодеградация отходов 5.1 Биодеградация ксенобиотиков в окружающей среде 5.2 Биодеградация нефтяных загрязнений 5.3 Пестициды 6. Ликвидация токсичных и.

Курсовая работа по дисциплине «Основы автоматизации производственных процессов» на тему «Автоматизированные узлы контроля товарной Нефти» Содержание Введение…………………………………………………………………………. 3 1. Станция учета Нефти КОР-МАС………………………………………………4 2. Блочные установки учета Нефти……………………………………………. 6 3. Контроль за плотностью ………………………………………………………7 3.1. Плотномеры…………………………………………………………………..7 3.2. Датчик плотности ДП1 . …………………………………………………..13 4. Контроль за солесодержанием……………………………………………….

ЗаМинистерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования ————————————————- «Российский государственный университет Нефти и газа имени И. М. Губкина» КАФЕДРА ЭКОНОМИКИ НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Оценка_____________ (_____) .

Атмосферная перегонка Нефти Различают первичные и Вторичные методы Переработки Нефти. Первичными процессами называют процессы разделения Нефти на более или менее однородные фракции без химического преобразования входящих в неё веществ. Основным приёмом разделения является дистилляция (перегонка) – процесс разделения жидких веществ по температурам их кипения. Атмосферная перегонка относится к первичному процессу и отсюда можно выделить основное её назначение – разделить Нефть на фракции, и использовать.

Потребления различных полезных ископаемых, особое место средикоторых заняла Нефть. Нефть начали добывать на берегу Евфрата за 6 – 4 тыс. лет до нашей эры. Использовалась она и в качестве лекарства. Древние египтяне использовалиасфальт (окисленную Нефть) для бальзамирования. Нефтяные битумыиспользовались для приготовления строительных растворов. Нефть входила всостав «греческого огня». В средние века Нефть использовалась для освещенияв ряде городов на Ближнем Востоке, Южной Италии.

Свойства Нефти» Содержание: Введение Общие сведения Геологические особенности Минеральный состав, структуры и текстуры руд Физико-химические условия образования и генезис Классификация скарновых месторождений по формациям Заключение Список использованной литературы Содержание: Введение 1. Основные концепции происхождения Нефти 2. Химические соединения и элементы в Нефтях 3. Физические свойства Нефти 4. Переработка Нефти и использование продуктов Переработки Нефти Заключение.

В. Б.Арчегов ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования НАЦИОНАЛЬНЫЙ МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВОЙ УНИВЕРСИТЕТ «ГОРНЫЙ» В. Б.Арчегов ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА Учебное пособие Санкт-Петербург 2012 УДК 553.98:551.242(571.

Введение Основной задачей для нефтеперерабатывающей промышленности является получение из Нефти наибольшего количества светлых нефтепродуктов. Однако и темные фракции переработанной Нефти находят широкое применение на рынке. Процесс первичной Переработки Нефти разработан фирмой «МАГ» (Германия) на основании советского проекта всесоюзного научно-исследовательского и проектного института ВНИПК Нефть. Проект дооборудования процесса с увеличением мощности до 8.2млн. тонн в год и привязка установки.

Введение Одна из важнейших задач комплексной Переработки Нефти – выделение и квалифицированное использование ее гетероатомных компонентов. Сера является важнейшим из гетероэлементов, присутствующих в Нефтях, концентрация ее изменяется от сотых долей до 6-8%, в редких случаях достигая 9,6%, а иногда даже 14%. В малых количествах в Нефтях часто присутствуют свободная сера и сероводород. Основная часть серы в Нефти представлена в виде ее сераорганических соединений (меркаптанов (RSH)), сульфидов.

Пособие Топливо. Методы Переработки топлива 1. Топливо, его значение и классификация Топливом называют существующие в природе или искусственно полученные вещества, являющиеся источником тепловой энергии и сырьем для химической промышленности. Роль топлива в народном хозяйстве страны велико и все время возрастает, так как бурное развитие промышленности органического синтеза — производство пластических масс, химических волокон, синтетических каучуков, красителей, растворителей и т. д. — требует.

 Реферат Тема: «Топливо. Методы Переработки топлива» Содержание Введение……………………………..….3 I.1. Топливо, его значение и классификация ………………………. ………….4 II.1. Технологические методы Переработки твердого топлива…………………..4 III.1. Переработка Нефти.…………………………………….……………. 6 IV.1. Крекинг и пиролиз Нефти…………………………………………………….7 V. Газообразное топливо и его Переработка………………………………. 8 Заключение………………………………………………………………….9 .

Нефть  Бурный Бурный научно-технический научно-технический прогресс прогресс и и высокие высокие темпы темпы развития развития различных различных  отраслей отраслей науки науки и и мирового мирового хозяйства хозяйства в в XIX XIX – – XX XX вв. вв. привели привели к к резкому резкому  увеличению увеличению потребления потребления различных различных полезных полезных ископаемых, ископаемых, особое место среди особое место среди  которых которых заняла заняла Нефть. Нефть.  Нефть начали.

2 ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ Все углеводородные газы (УГ) можно разделить по их происхождению на две большие группы – первичные и Вторичные. Первичные УГ – это газы, добываемые непосредственно из земных недр. По условиям залегания они могут быть разделены на природные и попутные нефтяные УГ. К природным УГ относят легкие по составу газы (от метана до бутана) чисто газовых месторождений (ГМ), а также газы газоконденсатных месторождений (ГКМ), которые выносят на поверхность в сконденсированном.

Скрябина Реферат на тему: Переработка Нефти Работу выполнила Дзюба Дария 2 курс ВБФ 1 группа Москва, 2012 СОДЕРЖАНИЕ 1) Вступление; 2) Нахождение в природе; 3) Физические свойства; 4) Классификация Нефти; 5) Состав Нефти; 6) Нефть и способы ее Переработки; 7) Добыча Нефти; 8) Очистка Нефти; 9) Перегонка Нефти; 10) Крекинг нефтепродуктов; 11).

Древесной биомассы за рубежом 5 2 Способы получения энергии из древесных отходов 8 2.1 Сжигание 9 2.2 Быстрый пиролиз 11 2.3 Газификация 12 2.4 Электроэнергия из древесных отходов 13 3 Технологии Переработки древесных отходов 15 3.1 Использование древесных отходов в народном хозяйстве 15 3.2 Переработка древесных отходов с использованием метода взрывного автогидролиза 17 3.3 Использование древесных отходов в строительстве 20 3.3.1 Опилкобетон 21 3.3.2 Фибролит 23 3.3.3 Арболит 24 3.3.4 ДСП, ДВП 24.

Фракционный состав Нефти…………………………………………………..3 2. Основные нефтяные фракции…………………………………………………6 3. Состав газа……………………………………………………………………..7 4. Подготовка Нефти к Переработке……………………………………………9 Заключение………………………………………………………………………14 Список используемой литературы……………………………………………15 Введение. Нефть представляет собой сложную смесь жидких органических веществ, в которых растворены различные твердые углеводороды и смолистые вещества. Кроме того, часто в ней растворены и сопутствующие Нефти газообразные.

Профессионального образования Владимирского Государственного Университета Факультет: Естественно – Географический Курсовая работа на тему : «География Нефти и газа России» Выполнила: Студентка ЕГФ ГБЖ-111 Очной формы обучения Лосева Марина Владимировна Приняла: Сафронова Лариса Евгеньевна.

Технический Университет МРЦПК Кафедра Нефтегазового дела Контрольная работа По дисциплине Химия Нефти и Газа Вариант №7 Выполнил: ст-т гр. НБпкбзс 14-1 _________________Темиров Принял: _________________ д. к. Белоза В. Н. Иркутск 2015 г. ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ 3 1.КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ 4 1.1.Химическая классификация 4 1.2. Генетическая классификация 5 1.3. Техническая классификация 6 2.

Введение Сырая Нефть является сложной смесью углеводородов, молекулы которых содержат от 1 до 100 и более атомов углерода. В Нефть также входят в небольших количествах соединения серы, азота, кислорода и других элементов. Нефть поступает на НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………….2 ЭЛЕМЕНТАРНЫЙ СОСТАВ НЕФТИ….………………………………………….3 ФРАКЦИОННЫЙ СОСТАВ НЕФТИ…………………………………………..….4 ГРУППОВОЙ СОСТАВ НЕФТИ…………….…………………….……………….7 ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………. ……………………………….9 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ…………………..……………….10 ВВЕДЕНИЕ Нефть представляет собой вязкую, маслянистую жидкость с характерным запахом. Цвет ее зависит от растворенных в ней смол: темно-бурая, буро-зеленоватая, а иногда светлая, почти бесцветная. На свету Нефть слегка флуоресцирует. Она легче.

Автоматизация управления процессами первичной Переработки Нефти Обезвоженная и обессоленная Нефть (после блока ЭЛОУ) поступает в колонну отбензинивания 1 (рис.5.4), где происходит испарение легкокипящих фракций (бензина, воды), которые уходят из верхней части колонны, проходят воздушный 2 и водяной 3 конденсаторы-холодильники и поступают в емкость 4. Газ из нее поступает к фракционному абсорберу; отстоявшаяся вода отводится в канализацию; часть бензина подается насосом на орошение колонны 1, а остальной.

Разделение углеводородного сырья из Нефти Выделение и разделение углеводородного сырья из Нефти. Сырье для нефтехимической промышленности получают из Нефти двумя путями. Первый состоит в том, что необходимое вещество, уже присутствующее в сырой Нефти, выделяют из нее или концентрируют различными физическими или химическими методами (перегонка, экстрагирование и др.). Второй путь заключается в проведении определенных химико-технологичес­ких операций (в основном Переработка деструктивного характера ).

Министерство образования и науки Украины Одесский национально-экономический университет Кредитно-экономический факультет Кафедра экономики и управления туризмом Реферат Сущность обеспечения Украины Нефтью и источники её поставки Выполнила: Студентка 1 курса, 11 группы Кредитно-экономического факультета.

Введение Нефть была, есть и в обозримом будущем останется основным источником первичной энергии, потребление которой неуклонно расширяется в связи с дальнейшим развитием мировой экономики. Одновременно растет использование Нефти и нефтепродуктов в качестве сырья для химической промышленности, что, как известно, экономически более оправданно и эффективно по сравнению с прямым энергетическим использованием углеводородов. На долю Нефти в общем мировом энергобалансе 2001 г. пришлось — около.

Промышленности: от происхождения, разведки и добычи углеводородов до их транспортировки и Переработки. Пособие для самообразования «Английский в нефтегазовой промышленности» изложено доступным языком и предназначено для переводчиков, нетехнических специалистов, студентов, сотрудников вспомогательных служб нефтяных компаний и для всех, кто интересуется такой перспективной отраслью промышленности нашей страны как Нефть и газ. ББК 81.2 Англ-9 Рецензент: советник генерального директора «Карачаганак.

3 1.Общие сведения об ископаемых углях и методов их обработки. 4 2.Методы получения синтетических топлив из угля. 5 3.Современные технологии химической Переработки угля. 6 4.Газификация. 8 5.Газификация угля. .

Большинство продуктов органической химии производилось из каменных углей. По мере увеличения добычи Нефти химические вещества угольного происхождения начали вытесняться продуктами нефтехимического синтеза, производимыми более простыми и менее энергоемкими методами. Однако оценка разведанных мировых запасов различных видов ископаемого органического сырья приводит к выводу о том, что месторождения Нефти и газа будут в значительной степени исчерпаны уже в первые десятилетия XXI века. Запасов же угля должно.

Временное хранение Нефти и нефтесодержащих отходов при ликвидации разливов по технологии EX SITU 1. Введение 2. Ликвидация аварийных разливов 2.1. Локализация разлитой Нефти 2.2. Сбор Нефти 2.3. Рекультивация земель 3. Рекультивация грунта по технологии EX SITU 3.1. Вспомогательные средства 4. Заключение 5. Список литературы 1. Введение В России в настоящее время добывается более 500 млн. т Нефти в год. Из них, по данным Министерства природных ресурсов и экологии, ежегодно в результате разливов.

ПРОБЛЕМЫ УТИЛИЗАЦИИ. ПЕРЕРАБОТКА ОТХОДОВ. Новое – это не только хорошо забытое, но и хорошо переработанное старое. Одной из главных проблем современности является утилизация и Переработка ТБО – твёрдых бытовых отходов. До сих пор сложно говорить о кардинальных изменениях в этой области в нашей стране. Что же касается европейских стран и США, то там люди давно пришли к выводу, что ресурсный потенциал ТБО нужно не уничтожать, а использовать. Нельзя подходить к проблеме ТБО как к борьбе.

Введение 3 Глава 1. Нефть как самый важный источник энергии в мире 4 1.1. Нефть: происхождение, понятие 4 1.2. Свойства Нефти, способы добычи и обработки 5 1.3 «Роснефть» — лидер российской нефтяной отрасли 9 Глава 2. Статистический анализ влияния факторных признаков на добычу Нефти. 14 2.1. Формирование информационной базы анализа 14 2.2 Факторный анализ 18 Заключение 24 Список использованной литературы 25 Приложение 27 Введение Актуальность исследования: Вопрос происхождения Нефти – это не абстрактная.

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине «Аналитическая динамика» Технико-экономическое обоснование целесообразности выполнения разработки на тему «Автоматизированная система управления процессом атмосферной перегонки Нефти» Содержание 1. Введение………………………………………………………………. 3 2. Состав установки и описание основных технологических узлов. 4-9 3. Анализ конкурентных качеств разработки…………………….………9 4. Экономический расчет……………………………………..………10-22 .

Переработка пластика: сбор и Переработка пластиковых отходов На современном этапе развития производства пластик – один из самых популярных материалов. Низкая стоимость, возможность Переработки пластика, довольно-таки высокие эксплуатационные характеристики и универсальность делают его востребованным многими отраслями промышленности. Вместе с тем пластиковые отходы – один из самых опасных врагов экологии. Посудите сами – период распада пластика растягивается на десятилетия (зависит от технологии.

Http://www. skachatreferat. ru/poisk/%D0%B2%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%B8%D1%87%D0%BD%D0%B0%D1%8F-%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B0-%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8/1

Bredonosec> в иране 175 авто на 1000 человек. Или 13.5 млн авто на страну. Выходит по 15 литров в сутки на каждую. Точнее еще больше, поскольку

Bredonosec> Да, промышленность тратит тоже. Но всё равно цифры получаются умозрительными.

В одном барреле содержится 159 литров сырой нефти. В ходе переработки объем нефти в барреле увеличивается еще на 9 литров, так что на выходе получается 168 литров различных нефтепродуктов. Из одного барреля производится:

По Вашей же раскладке, с галлона нефти получают всего 5.4 литра сжиженного газа.

Meskiukas> Сжиженный газ и обычный, не только по моему разный объём имеют.

А какой процесс вы имеете в виду? Прямая перегонка? Крекинг термальный? крекинг каталитический?

Или по-вашему, существует только единственный процесс и единственный процент?

Кстати, от процесса не зависит процент выхода. Только глубина переработки.

Бяка> Кстати, от процесса не зависит процент выхода. Только глубина переработки.

А я вот помню, что при обычной возгонке можно получить от 5 до 20% бенза, а при крекинге – более 60.

Важно было сей предмет в институте учить. Что я и делал, в отличии от Вас.

Нефть – она, знаешь ли, разная. И заводы заточены на разные продукты.

Можно и больше. Всё зависит от состава нефти. И от технологического оборудования заводов.

Да мне не сложно. Не надо будет даже вспоминать процессы и аппараты.

А нефтепереработка – ещё более комплексный предмет. Процент выхода бензина – это один из важных, но не критических показателей.

Ага – вплоть до того, что переход с одного вида нефти на другой требует иногда даже не перенастройки, а замены оборудования НПЗ.

Бяка> Нефть – она, знаешь ли, разная. И заводы заточены на разные продукты.

Вы заявляете, что крекинг и возгонка дают одинаковый выход – ок, доказывайте.

То есть, то, что я и сказал, но бяка упорно делает вид, что он противоречит ))

Вместо бла-блла пустого можно было б попробовать доказать свой глупый тезис

Не делает, а делаЮт. Там команда по написанию хрени.

Bredonosec> Вы заявляете, что крекинг и возгонка дают одинаковый выход – ок, доказывайте.

Состав нефти и потребность в сортаменте нефтепродуктов определяет состав оборудования и КОНСТРУКЦИЮ этого оборудования.

Мне то зачем? Это Вы не знаете что такое ректификационная колонна. И чем она отличается от самогонного аппарата.

Bredonosec> вместо бла-блла пустого можно было б попробовать доказать свой глупый тезис

Я и подправил. Но ты даже не понимаешь о чём идёт речь. Просто из за отсутствия специальных знаний по теме. Нефтепереработка – это не банальная эрудиция, основанная на знакомстве с конструкцией самогонного аппарата.

Http://forums. balancer. ru/posts/tree/3455112

Отмеченные особенности явлений катализа, а именно то, что катализатор ускоряет химические превращения без расхода энергии и практически без расхода самого вещества катализатора, и делают катализ чрезвычайно ценным средством осуществления химических превращений в промышленности.

Остановимся кратко лишь на некоторых каталитических промышленных процессах. Хотя явления катализа очень широко распространены в природе и человеку пришлось уже давно с ними столкнуться, широкое использование катализа в промышленности началось только в текущем столетии.

Каталитические процессы используются для производства водорода, служащего сырьем для синтеза аммиака и ряда других производств химической технологии. Наиболее дешевым источником водорода является природный газ. Первая стадия получения водорода включает взаимодействие метана с водяным паром при частичном добавлении кислорода или воздуха при температуре 1130-1270 К. В качестве катализатора используется никель, нанесенный на термостойкие носители.

В результате этой реакции наряду с водородом образуется в значительном количестве оксид углерода. Путем взаимодействия оксида углерода с водяным паром при более низких температурах с использованием оксидных катализаторов удается окислить СО до СО2, при этом образуется водород. До последнего времени в качестве катализатора для осуществления этой реакции применялся Fe3O4 с добавками оксида хрома. Такой катализатор достаточно активен только при температурах выше 670 К. При этой температуре равновесие реакции

Даже при избытке водяного пара значительно смещено влево и конечная реакционная смесь содержит значительное количество оксида углерода, присутствие которого резко снижает активность катализаторов синтеза аммиака. Для удаления остатков СО необходимо было применять сложную промывку газовой смеси аммиачным раствором Сu2О под давлением.

За последние годы был и найдены новые катализаторы взаимодействия оксида углерода с водяным паром, содержащие медь в форме различных шпинелей или других оксидных соединений. Такие катализаторы обеспечивают высокую скорость превращения оксида углерода уже при температуре 450-560 К. Благодаря этому, конечное содержание оксида углерода может быть снижено до десятых долей процента, а сложная операция отмывки заменена более простым процессом превращения остатка оксида углерода в безвредный для катализаторов, в том числе и при синтезе аммиака, метан:

Этот процесс осуществляется также каталитически с помощью никелевых катализаторов. Таким образом, разработка более активного катализатора позволила существенно упростить технологическую схему.

В качестве еще одного примера можно привести каталитические процессы нефтепереработки. В 1920-е годы переработка нефти ограничивалась ректификацией и разложением при нагревании до высоких температур, так называемым термическим крекингом, без применения катализаторов. Только в конце 1930-х годов были сделаны первые попытки использовать для переработки нефти каталитические процессы.

Изобретатель каталитического крекинг а французский инженер Гудри в докладе на II Международном конгрессе по катализу обратил внимание на то, что в обзоре Американского института нефти о состоянии и перспективах промышленности нефтепереработки, опубликованном в 1935 г., ни разу не упоминается слово "катализ", а через несколько лет каталитические методы вызвали коренное преобразование этой отрасли промышленности. Эффективность применения катализа оказалась столь значительной, что за несколько лет в нефтеперерабатывающей промышленности произошла подлинная техническая революция, позволившая на основе применения катализаторов резко повысить как выход, так и качество получаемых моторных топлив,

В настоящее время свыше 80% нефти перерабатывается с использованием каталитического крекинга, риформинга, гидрогенолиза сернистых соединений, гидрокрекинга и других каталитических процессов. В табл. 2.1 приведены важнейшие современные каталитические процессы нефтепереработки.

Каталитический крекинг ранее осуществляли при температурах 670-770 К с использованием синтетических и природных алюмокремниевых, кремнемагниевых, алюмокремнециркониевых и других катализаторов кислотной природы. В последние годы широкое промышленное использование получили катализаторы на основе кристаллических синтетических цеолитов. Активность этих катализаторов, особенно содержащих оксиды редкоземельных элементов, значительно выше, чем аморфных алюмосиликатных катализаторов.

Применение катализаторов позволяет не только увеличить скорость образования углеводородов более низкой молекулярной массы, но и повысить выход ценных фракций по сравнению с термическим крекингом.

В результате образования коксоподобных отложений активность катализаторов в процессе крекинга быстро снижается, но может быть полностью восстановлена путем обжига в кислородсодержащей среде.

Особенно эффективным оказалось проведение крекинга в псевдоожиженном слое тонкодисперсного катализатора, позволяющее легко осуществлять циркуляцию катализатора через реактор и регенератор.

Каталитический крекинг является наиболее высокотоннажным промышленным каталитическим процессом. С его помощью в настоящее время перерабатывается свыше 300 млн т нефти в год, что требует ежегодного расхода около 300 тыс. т катализаторов.

Несколько позже, в 1950-х годах, в нефтеперерабатывающей промышленности начал широко использоваться каталитический риформинг. Ранее этот процесс осуществляли при температуре 740-790 К и давлении 1,5-4 МПа, применяя в качестве катализатора преимущественно платину, нанесенную на оксид алюминия, обработанный хлористым водородом для увеличения кислотных свойств. В настоящее время процесс проводится при 0,8-1,5 МПа благодаря использованию новых полиметаллических катализаторов.

В процессе риформинга протекают реакции дегидрирования нафтенов в ароматические углеводороды, циклизации парафинов и олефинов и изомеризации пятичленных циклических углеводородов в шестичленные.

В настоящее время каталитический риформинг используется для переработки более 200 млн т нефти в год. Его применение позволило не только повысить качество моторного топлива, но и вырабатывать значительные количества ароматических углеводородов для нужд химической промышленности.

Ценным побочным продуктом каталитического риформинга является водород. Появление дешевого водорода позволило широко использовать каталитическую гидроочистку нефтепродуктов, содержащих серу, с выделением ее в виде Н2S. Для этой цели могут применяться различные катализаторы гидрирования. Наибольшее распространение получили катализаторы, приготовляемые из оксидов кобальта и молибдена, нанесенных на оксид алюминия. Кроме того, перспективными катализаторами являются те же каталитические композиции, но с добавками цеолитов.

Условия проведения процесса зависят от свойств очищаемого сырья, но чаще всего лежат в пределах 600-680 К и 3-5 МПа. Гидроочистке подвергается ежегодно около 300 млн т нефтепродуктов. Этот процесс позволяет получать значительные количества серы, облегчает последующие каталитические процессы переработки нефти, а также уменьшает загрязнение атмосферы выхлопными газами при сжигании моторного топлива.

В последнее время значительное развитие получил процесс гидрокрекинга, при котором одновременно осуществляются реакции крекинга, изомеризации и гидроочистки. Применение катализаторов позволяет осуществлять этот процесс при 520-740 К, давлении около 5-15 МПа и получать значительный выход дизельного топлива с высоким цетановым числом. В качестве катализаторов используют сульфид вольфрама, смешанные вольфрам никелевые суль-фидные катализаторы на носителях, кобальт-молибденовые катализаторы на оксиде алюминия, с добавками Ni, Pt, Pd и других металлов на аморфных или кристаллических цеолитах.

Для улучшения качества бензинов служат процессы каталитической изомеризации с использованием платиновых и палладиевых катализаторов на различных носителях.

Из сказанного можно заключить, что каталитические методы занимают в настоящее время ведущее положение в нефтепереработке. Благодаря катализу ценность продуктов, получаемых из нефти, удалось повысить в несколько раз. Отметим, что эта тенденция продолжается и сейчас. В связи с ростом цен на нефть становится крайне важным наиболее полно использовать все ее компоненты. Надо полагать, что рост стоимости нефти будет продолжаться, так как постепенно придется переходить к таким ее источникам, которые представляют большие трудности для эксплуатации. Поэтому крайне важно повышать степень извлечения из нефти ценных продуктов, что может быть достигнуто более широким применением совершенных катализаторов.

Надо признать, что глубина переработки нефти пока невелика, это обусловлено не столько техническими трудностями, сколько балансом нефтепродуктов, основную долю которых составляет котельное топливо. Экономически, во всяком случае в перспективе, это невыгодно. Необходимо резко повысить долю вторичных каталитических процессов нефтепереработки. Потребность в жидком котельном топливе должна компенсироваться использованием угля.

Более перспективной возможностью каталитических методов в нефтепереработке является отказ от свойственного современным процессам глобального превращения всех сложных соединений, находящихся в нефтях. Так, все сернистые соединения подвергаются гидрогенолизу с выделением сероводорода. Между тем многие из них представляют значительную самостоятельную ценность. То же справедливо в отношении азотсодержащих, металлокомплексных и многих других соединений. Очень важно было бы выделять эти вещества или подвергать их индивидуальным каталитическим превращениям с получением ценных продуктов. Примером может служить получение серосодержащих экстрагентов типа сульфоксидов и сульфонов, образующихся при каталитическом окислении сернистых соединений, содержащихся в нефтях и котельном топливе. Несомненно, что этим путем катализ позволит значительно повысить эффективность нефтепереработки.

Область применения катализа продолжает быстро расширяться, и перед исследователями возникают новые важные задачи. В связи с резким повышением стоимости нефти ведутся широкие разработки получения жидкого топлива из угля. За основу взяты старые каталитические методы, использовавшиеся в Германии во время второй мировой войны (рис. 2.1). Новым в методе гидрирования является экстракция органического вещества угля с получением тяжелого масла, подвергаемого далее каталитическому гидрированию под давлением. Весьма перспективны и методы синтеза жидкого топлива из газа, состоящего из оксида углерода и водорода, получаемого путем газификации угля водяным паром. Метод ФишераТропша используется в настоящее время в Южно-Африканской республике. Недостатком его является то, что получаемый бензин состоит в основном из нормальных парафинов, обладает поэтому низким октановым числом и требует вторичной переработки. Дизельная же фракция при хороших топливных характеристиках обладает высокой температурой застывания, что исключает ее применение в условиях нашей страны.

Более интересен путь синтеза углеводородов, предложенный первоначально американской фирмой "Мобил", через образование метанола и последующее его разложение на катализаторе, содержащем сверхвысококремнеземистый цеолит. Синтез метанола осуществляется при давлении 5-10 МПа на оксидном медьсодержащем катализаторе. Дегидратация метанола не требует повышенного давления и протекает через диметиловый эфир с образованием олефинов. Олефины на этом же катализаторе в результате перераспределения водорода образуют смесь изопарафинов и ароматических углеводородов. Выход бензиновой фракции может быть доведен до 60-70% при октановом числе 90-95. Дизельная фракция в этих условиях составляет около 10% и имеет хорошие качества по цетановому числу и температуре застывания.

Возможен также вариант получения углеводородов из синтезгаза, минуя стадию выделения метанола. Степень превращения синтезгаза в метанол ограничивается обратимостью реакции и в современных установках не превышает 4% за цикл. Применение полифункциональных катализаторов, осуществляющих как синтез метанола, так и его превращение в углеводороды, позволяет значительно увеличить превращение за цикл и существенно упростить процесс. Этот метод положительно отличается от классического процесса ФишераТропша качеством получаемого бензина и очень малым образованием метана, но в отличие от процесса фирмы "Мобил" требует при его проведении повышенного давления – 3-5 МПа.

Изложенные методы получения углеводородов как через метанол, так и прямым путем с помощью полифункциональных катализаторов могут быть использованы для производства жидкого топлива из природного газа. Такие производства целесообразно создавать вблизи крупных газовых месторождений для облегчения транспорта горючего, так как трубопроводы для перемещения жидкого топлива много дешевле, чем для перемещения газа. Кроме того, они полезны для обеспечения жидким топливом многих отдаленных районов, располагающих газом, транспорт жидкого топлива к которым затруднен.

В ближайшие годы, несомненно, получит широкое распространение применение твердых катализаторов для сжигания топлива. В настоящее время топливо сжигается в основном в факельных печах при температуре 1470-1870 К с низким коэффициентом полезного использования тепла. Предложен способ сжигания топлива в каталитическом реакторе в псевдоожиженном слое катализатора с одновременным отводом тепла для требуемых целей. Благодаря присутствию катализатора, сжигание топлива осуществляется достаточно полно без избытка воздуха при достаточно низкой температуре – 670-970 К. Тепловая напряженность реакционного объема много больше, чем в факельных топках, что позволяет в несколько раз сократить размеры и массу установок. Пониженная температура горения исключает образование вредного оксида азота. На основе каталитических генераторов тепла могут быть созданы малогабаритные паровые котлы, аппараты для подогрева воды, испарения нефтяных фракций в процессах нефтепереработки, для термической обработки, диспергирования и активации твердых материалов, сушки порошковых материалов, для адсорбционно-контактной сушки зерна, сельскохозяйственных продуктов и материалов, чувствительных к перегревам, и для других целей.

Широкой областью применения катализа становится обезвреживание выбросов промышленности и транспорта. Уже в настоящее время надежно решена задача каталитического сжигания оксида углерода и большинства органических соединений в газовых выбросах промышленных предприятий. Принципиально решена проблема каталитического восстановления оксидов азота, в том числе и селективного восстановления аммиаком в смесях, содержащих кислород.

Существенно сложнее задача обезвреживания выхлопных газов автотранспорта вследствие различия условий, необходимых для восстановления оксидов азота и полного окисления органических соединений и оксида углерода. Значительные трудности создает изменчивость состава выхлопных газов, зависящая от условий работы автотранспорта. Тем не менее, разработаны каталитические очистители, позволяющие почти полностью очищать выхлопные газы от оксида углерода и органических соединений и в значительной степени снижать концентрацию оксидов азота.

Еще более трудной задачей является каталитическая очистка сточных вод. В последнее время удалось достигнуть определенных успехов в очистке сточных вод некоторых производств от фенолов, сернистых соединений и других вредных компонентов путем применения в качестве катализаторов комплексов некоторых переходных металлов, а также комплексных катализаторов, закрепленных на носителях.

Значительное развитие каталитические методы получат и в решении продовольственной проблемы. Кроме производства удобрений, катализ будет играть существенную роль в производстве незаменимых аминокислот для улучшения кормов в животноводстве, гербицидов, инсектофунгицидов и других препаратов, необходимых для растениеводства. Катализ является важнейшим методом осуществления в промышленности химических превращений. В настоящее время около 80% всей химической продукции изготовляется каталитическим путем. Эта доля быстро возрастает по мере усложнения химических превращений, осваиваемых промышленностью. Среди новых производств доля каталитических процессов превышает 90%. От развития катализа в значительной степени зависит прогресс химической и других отраслей промышленности. Реализация многих термодинамически возможных и экономически выгодных процессов, получение новых продуктов, осуществление более совершенных технологических схем, использование доступных сырьевых ресурсов все это перспективные задачи для поиска новых и совершенствования уже используемых катализаторов.

Упомянутые примеры охватывают очень малую долю применяемых в промышленности каталитических процессов. Однако и из них отчетливо вытекают некоторые общие выводы.

1. Катализ позволяет интенсифицировать химические превращения, включая и такие реакции, которые без катализатора не протекают с заметной скоростью.

Катализаторы позволяют направлять химическое превращение в сторону образования определенного, желаемого продукта из ряда возможных.

В реакциях, приводящих к образованию высокомолекулярных продуктов, с помощью вариации свойств катализаторов можно регулировать строение получаемого вещества и благодаря этому свойства конечных материалов.

Катализ – явление специфичное. Нет веществ, которые обладали бы каталитическими свойствами в общей форме. Для каждой реакции должен использоваться свой особый катализатор.

Http://www. tehnoinfa. ru/pererabotkaneftiigaza/11.html

3. НАЗНАЧЕНИЕ УСТАНОВОК АВТ, ИХ ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА, СЫРЬЕ И ПОЛУЧАЕМАЯ ПРОДУКЦИЯ

4. НАЗНАЧЕНИЕ ГИДРОГЕНИЗАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ, КАТАЛИТИЧЕСКОГО РИФОРМИНГА И ИЗОМЕРИЗАЦИИ БЕНЗИНОВЫХ ФРАКЦИЙ, СЫРЬЕ И ПОЛУЧАЕМАЯ ПРОДУКЦИЯ, ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

5. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА, НАЗНАЧЕНИЕ, СУЩНОСТЬ ПРОТЕКАЮЩИХ ПРОЦЕССОВ.

Целями учебной практики является закрепление и углубление теоретической подготовки обучающегося и приобретение им практических навыков и компетенций в сфере профессиональной деятельности.

Задачей учебной практики является: закрепить знания, полученные студентами при изучении курса химической технологии и других химических дисциплин, научиться оценивать весь промышленный объект как большую химико-технологическую систему и грамотно описать ее иерархическую структуру; ознакомиться с типовыми решениями химико-технологических задач в обстановке крупного промышленного предприятия (реализация производственного процесса, работа контроля и автоматического управления, организация труда, охрана окружающей среды, безопасность промышленных объектов, организация работы центральной лаборатории, техноэкономических и опытно-конструкторских отделов; ознакомиться с важнейшими видами реакционной аппаратуры (реакторами), методами обеспечения оптимального технологического режима, с методами оценки опасности.

Трудно представить современную мировую экономику без энергии, транспорта, света, связи, радио, телевидения, вычислительной техники, средств автоматизации, комплекс. Уровень развития топливо-энергетического комплекса отражает социальные и научно-технический прогресс и часто определяет политику государства.

Экономически наиболее значимой составной частью топливо-энергетического комплекса ныне является нефтегазовый комплекс.

Нефть и газ — уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти и газа вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и многое другое.

Нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении Принято разделять нефть и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами.

В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постоянно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения и конца кипения. Возрастающий дефицит нефти и газа выдвинул на первый план задачу использования высоковязких нефтей и природных битумов, которые ранее не рассматривались как конкурирующие источники химического сырья и как горючее. Уже с начала 80-х годов во многих странах начали вести интенсивные работы по добыче таких нефтей и битумов, подготовке их к переработке, разрабатывались технологии их химической переработки. Каждый из этих этапов принципиально отличается от соответствующих этапов добычи и переработки обычных нефтей, и поэтому вовлечение в энергохимический баланс страны высоковязких нефтей и природных битумов будет означать переход на новый научно-технический уровень в этой области.

Рис. 1 Поточная схема НПЗ по топливному варианту: П-1 — печь для нагрева сырья, Н-i — насосы, Т-i — теплообменники, С-i — сепаратор, V-i — клапаны-регуляторы, Х-i — холодильники, Р-i — рибойлер, К-1, К-2, К-3 — отбензинивающая, атмосферная и вакуумная колонны.

3. НАЗНАЧЕНИЕ УСТАНОВОК АВТ, ИХ ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА, СЫРЬЕ И ПОЛУЧАЕМАЯ ПРОДУКЦИЯ.

Технологические установки переработки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они являются основой всех НПЗ. Здесь вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и дЛя нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Установки первичной перегонки нефти у нас получили название трубчатых (по-видимому, в период перехода от кубовых перегонных установок к установкам с нагревом нефти в змеевике печи). Соответственно, если установка рассчитана на перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин, дизельное топливо), кипящих до 350 °C, то ее именуют атмосферной трубчатой (AT) установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом, она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой. При комбинировании ее с блоком глубокого обес-соливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ.

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ — AT, ЭЛОУ – АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т. д. На рис. 2 показана принципиальная технологическая схема такой установки, включающая 4 блока — ЭЛОУ, AT, ВТ и блок стабилизации и вторичной перегонки бензина (ВтБ).

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому — варианты переработки нефти.

На установках АТ осуществляют неглубокую нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки В Т предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн т/год. Небольшие по мощности установки (0,5 — 2,0 млн т/год) строились в основном до конца 1950-х гг. В 1960-х гг. было начато массовое строительство установок ЭЛОУ-АВТ вначале на 3, а затем на 6 и 8 млн т/год. Самая крупная установка АВТ мощностью 11 млн т/год была построена в 1975 г. в Антверпене. В те же годы в США были пущены две установки мощностью по 10,5 млн т/год. В последующем строительство таких мощных установок не велось, и в большинстве своем мощность установок ЭЛОУ-АВТ сохранилась на уровне 6−8 млн т/год как у нас в стране, так и за рубежом. В перспективе из-за дальнейшего падения добычи нефти не исключено, что более выгодными вновь станут установки АВТ средней и малой мощности (2−3 млн т/год).

/ – резервуар с нефтью; 2 — электродегидраторы; 3, 4 и 5 — отбензинивающая, атмосферная и вакуумная колонны; 6 — стриппинги; 7 и 8 — колонны стабилизации и вторичной перегонки; 9, 10 — атмосферная и вакуумная печи; // – двухступенчатые пароэжекторные насосы; / – нефть, // и /// – углеводородный газ низкого и высокого давления; IV — сжиженный газ; V’ – головка бензина (Cf – 85 °С); VI — бензиновая фракция (85−180 °С); VII – нестабильный бензин; VIII — отбензиненная нефть; IX — тяжелый компонент бензина (100−180 «С); Х – керосин (140−240 °С); XI — дизельное топливо (200−350 ‘С), XII — мазут; XIII-смесь неконденсируемых газов; XIV — легкая газойлевая фракция (до 300 °С); XV — легкий вакуумный газойль (280−360 °С); XVI — вакуумный газойль (350−500 °С); XVII – гудрон (выше 500 °С); ВП и KB — водяной пар и его конденсат; ГС — горячая струя; ВЦО и ПЦО – верхнее и промежуточное циркуляционное орошение

На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка). /

Первичная переработка нефти — это тепловой процесс, и поэтому он связан с существенными затратами энергоресурсов (топливо, вода, воздух на охлаждение, электроэнергия на перекачки, водяной пар). Удельные энергозатраты (расход энергоносителя, отнесенный к 1 т перерабатываемой нефти) для АВТ мощностью 6 млн т/год составляют:

Если перевести по соответствующим эквивалентам все эти энергоносители в топливный эквивалент, то на первичную перегонку 1 т нефти в среднем затрачивается 50 — 60 кг топлива с теплотой сгорания, близкой к теплоте сгорания нефти (или 60 -80 кг условного топлива).

Перегонка нефти на АВТ — это многоступенчатый процесс (обессоливание, отбензинивание, атмосферная и вакуумная перегонка, стабилизация и вторичная перегонка бензина), поэтому может рассматриваться как общий, так и поступенчатый материальный баланс перегонки нефти. В первом случае под материальным балансом понимают выход [в %(мас.)] всех конечных продуктов перегонки от исходной нефти, количество которой принимают за 100%. Во втором случае под материальным балансом каждой ступени понимают выход [в %(мас.)] продуктов перегонки на данной ступени (они могут быть не конечными, а промежуточными, как, например, в отбензиниваюшей колонне) от сырья данной ступени, которое принимается для каждой ступени за 100%.

Ниже речь пойдет об общем материальном балансе по конечным продуктам перегонки. Поступенчатый материальный баланс составляется при технологических расчетах АВТ.

Нефть (I)(100%) поступает на установку с содержанием минеральных солей от 50 до 300 мг/л и воды 0,5 — 1,0% (мае).

Углеводородный газ (II). Выход его от нефти зависит от содержания в ней растворенного после промысловой подготовки газа. Если нефть легкая (плотностью 0,8 — 0,85), то выход этого газа может составлять 1,5 — 1,8%(мас). Для тяжелых нефтей этот выход меньше [0,3 — 0,8%(мас.)], а для нефтей, прошедших стабилизацию, он равен нулю.

Из указанного выше общего выхода газа около 90% составляет газ, отбираемый в отбензинивающей колонне. В состав этого газа входят насыщенные углеводороды C1 — С4 с примесью С5. Низкое давление этого газа и его малые количества не позволяют использовать его на газофракционирующих установках (ГФУ) для выделения отдельных углеводородов, и этот газ часто используют как энергетическое топливо в печах АВТ. При достаточно высоком выходе этого газа (1,5% и выше) может быть экономически выгодным его сжатие газовым компрессором до более высокого давления (2−4 МПа) и переработка на ГФУ.

Сухой углеводородный газ стабилизации бензина (III) — это часть легких углеводородов C1 — C3, оставшаяся растворенной в бензине. Выход его невелик [0,1 — 0,2%(мас.)]. Давление его — до 1,0 МПа, поэтому он может направляться на ГФУ, но из-за малого количества направляется часто в газовую линию и сжигается в печах.

Сжиженная головка стабилизации бензина (IV)содержит в своем составе в основном пропан и бутаны с примесью пентанов. Выход ее также невелик [0,2 — 0,3%(мас.)]. Используется она в качестве компонента сжиженного бытового газа или газового моторного топлива для автомобилей (СПБТЛ или СПБТЗ).

Легкая головка бензина (V) — это фракция бензина н. к. -85 °С. Выход ее от нефти 4−6% (мае). Октановое число в зависимости от химического состава не превышает 70 (моторным методом), чаще всего составляет 60 — 65. Используется для приготовления нефтяных растворителей или направляется на каталитическую переработку (изомеризацию) с целью повышения октанового числа до 82 — 85 и вовлечения в товарные автомобильные бензины.

Бензиновая фракция 85 — 180 °C (VI). Выход ее от нефти в зависимости от фракционного состава последней может колебаться в широких пределах, но обычно составляет 10 — 14%. Октановое число этой фракции бензина низкое (ОЧм = 45 т 55), и поэтому ее направляют на каталитическое облагораживание (каталитический риформинг), где за счет превращения н-алканов и нафтенов в ароматические углеводороды ее октановое число повышается до 88 — 92, и затем используют как базовый компонент автомобильных бензинов.

Керосин (X). Здесь могут быть два варианта отбора этого погона нефти. Один вариант — это отбор авиационного керосина — фракции 140 — 230 «С. Выход ее составляет 10 — 12% и она используется как готовое товарное реактивное топливо ТС-1. Если из нефти такое топливо получено быть не может (по содержанию серы, температуре начала кристаллизации или другим показателям), то первым боковым погоном Xв атмосферной колонне выводят компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Выход такого компонента (фракции 140 — 280 °C или 140 — 300 °С) составляет 14 — 18%(мас). Используется он либо непосредственно как компонент этих топлив (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуры помутнения и застывания), либо направляется на очистку от серы и выделение н-алканов (депарафинизацию).

Дизельное топливо (XI). Выход его 22 — 26%(мас), если потоком А" отбирается авиакеросин, или 10 — 12%(мас), если потоком Xотбирается компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Как правило, этот поток является компонентом зимнего или летнего дизельного топлива непосредственно (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуру помутнения) или после очистки от серы и н-алканов.

Легкая газойлевая фракция (XIV). Выход ее составляет 0,5 -1,0%(мас.) от нефти. Как уже отмечалось, это фракция 100 -250 °С, она является результатом частичной термодеструкции мазута при нагреве его в печи. В состав ее входят поэтому не только насыщенные, но и ненасыщенные алканы. Используют ее как компонент дизельного топлива, если последнее направляется на гидроочистку от серы, или направляют в легкое котельное топливо.

Легкий вакуумный газойль (XV) — фракция 240 — 380 °C, выход ее от нефти 3 — 5%(мас). По своим качественным показателям она близка летнему дизельному топливу XIи чаще всего поэтому смешивается с ним и соответственно используется.

Вакуумный газойль (XVI) — основной дистиллят вакуумной перегонки мазута по топливному варианту (если нефть не позволяет получать масла высокого качества). Пределы его кипения 350 — 500 °C (в отдельных случаях 350 — 550 °С). Выход от нефти соответственно составляет 21 — 25%(мас.) (или 26 — 30%). Используется в качестве сырья процесса каталитического крекинга (для получения высокооктанового бензина и других моторных топлив) или гидрокрекинга (для получения авиационного керосина или высокоиндексных масел). Использовать его можно или непосредственно [если содержание серы в вакуумном газойле ниже 0,5%(мас.)], или после очистки от серы и других примесей (азота, металлов).

Если нефть (и соответственно мазут) позволяет получать высокоиндексные масла, то из вакуумной колонны 5 вместо одного погона XVIвыводят два погона масляных дистиллятов 350 -420 °С [выход от нефти 10 — 14%(мас.)] и 420 — 500 °C [выход 12 -16%(мас.)]- Оба погона направляют на очистку (от смол, высокомолекулярных ароматических соединений, парафина, серы) для получения из них базовых дистиллятных масел средней и высокой вязкости.

Гудрон (XVII) — остаточная часть нефти, выкипающая выше 500 °C, если отбирается вакуумный газойль с температурой конца кипения 550 °C. Выход его от нефти, в зависимости от содержания в ней асфальтосмолистых веществ и тяжелых углеводородных фракций, составляет от 10 до 20%(мас). В некоторых случаях, например при переработке тенгизской нефти, доходит до 5, а каражанбасской нефти — до 45%(мас).

Использование гудрона может быть осуществлено по нескольким вариантам:

Как остаточный битум (если нефть позволяет его получить) или как сырье для получения окисленного битума;

Как сырье для коксования и получения из него ценного нефтяного кокса (если нефть малосернистая);

Как сырье для получения базового остаточного масла (для нефтей 1 и 2 групп и подгруппы).

Кроме перечисленных целевых конечных продуктов перегонки нефти на АВТ получается несколько отходов переработки, к числу которых относятся следующие.

Сточная вода ЭЛОУ – это в основном вода, использованная для промывки нефти от солей Количество этой воды достаточно велико — 1−3%(мас.) от количества перерабатываемой нефти (на установке ЭЛОУ-АВТ мощностью 6 млн т/год это составит в сутки около 250 — 700 т).

Эта вода содержит растворенные минеральные соли, отмытые от нефти (от 10 до 30 г/л, рН 7,0 — 7,5), значительные количества деэмульгатора, а также эмульгированную в воде нефть (до 1%).

Из-за такого загрязнения сточная вода ЭЛОУ не может быть повторно использована в системе оборотного водоснабжения как хладагент и поэтому направляется на очистку. Очистка обычно многоступенчатая.

Конденсат водяного пара (KB). Водяной пар при первичной, перегонке используется как отпарной агент в ректификационных колоннах, как эжектирующий агент для отсоса парогазовой смеси из вакуумной колонны и как теплоноситель в ребойлерах. После конденсации все эти потоки образуют водяной конденсат разного качества.

Технологический конденсат (из колонн и эжекторов) непосредственно контактирует с нефтепродуктами и поэтому загрязнен эмульгированными в нем углеводородами и серосодержащими соединениями. Количество его составляет 2,5 — 3,0% на нефть. Направляется он на блок ЭЛОУ как промывная вода, либо на очистку, после чего может быть использован повторно для получения водяного пара.

Энергетический конденсат (из ребойлеров) является чистым и направляется на повторную генерацию водяного пара.

Неконденсируемый газ из эжекторов (XIII)представляет собой смесь легких углеводородов (до Q), сероводорода, воздуха и водяного пара. Выход смеси этих газов составляет в среднем около 0,05%(мас.) на исходную нефть (максимум — до 0,1%). Направляют газы в топку одной из трубчатых печей для дожига горючих составляющих.

Важной характеристикой работы АВТ является отбор суммы светлых дистиллятов и отбор суммы масляных дистиллятов.

4. НАЗНАЧЕНИЕ ГИДРОГЕНИЗАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИЙ, КАТАЛИТИЧЕСКОГО РИФОРМИНГА И ИЗОМЕРИЗАЦИИ БЕНЗИНОВЫХ ФРАКЦИЙ, СЫРЬЕ И ПОЛУЧАЕМАЯ ПРОДУКЦИЯ, ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.

При термическом и каталитическом крекинге происходит перераспределение водорода, содержавшегося в сырье, между продуктами крекинга. Чем тяжелее фракционный состав сырья и чем больше в нем содержится асфальто-смолистых веществ, тем больше образуется при крекинге тяжелых, обедненных водородом компонентов: крекинг-остатка и кокса. Достаточно высокого выхода легких дистиллятных продуктов при минимальном коксоотложении или полном его отсутствии для глубоких форм крекинга тяжелого сырья можно достичь вводом водорода извне. Такая форма крекинга (как правило, в присутствии катализаторов) носит название деструктивной гидрогенизации. В нефтяной промышленности известны также процессы так называемой недеструктивной гидрогенизации. Как показывает само название, недеструктивная гидрогенизация заключается в простом (без разложения) насыщении водородом сырья, состоящего из непредельных углеводородов.

К промежуточной форме гидрогенизации относятся широко распространенные в настоящее время процессы гидроочистки. Назначением гидроочистки является удаление из нефтепродуктов сернистых соединений посредством каталитического воздействия на эти соединения водорода. В результате происходит разложение сернистых соединений с образованием сероводорода и насыщение непредельных углеводородов (образовавшихся в процессе и содержащихся в исходном нефтепродукте). Гидроочистка обычно сопровождается и некоторым разложением сырья, о чем свидетельствует присутствие в продуктах гидроочистки легких фракций, не содержащихся в сырье, и углеводородных газов.

Развитию процессов гидрокрекинга способствует все возрастающая добыча сернистых и высокосернистых нефтей. При переработке этих нефтей топливные компоненты получаются неудовлетворительными по содержанию серы. Сжигание в топках паровых котлов сернистых остатков — котельного топлива — вызывает сильнейшее загрязнение атмосферы.

Широкое развитие гидрогенизационных процессов позволяет получать топлива с ограниченным содержанием серы. Пониженные расходы водорода и умеренные давления в системе гидрокрекинга способствуют получению вполне удовлетворительных технико-экономических показателей процесса.

Процесс гидрокрекинга в его современных модификациях существует сравнительно недавно. Первая опытная установка небольшой мощности (около 150 т/сутки) была введена в эксплуатацию в 1959 г. Развитию процесса способствовало возрастание ресурсов низкокачественного сернистого сырья и интенсивное развитие каталитического риформинга, предоставившего нефтеперерабатывающим заводам источники водорода. Значительная гибкость гидрокрекинга позволяет направлять его как на получение максимального выхода бензина, так и на преимущественный выход средних и тяжелых дистиллятов.

По характеру перерабатываемого сырья процессы гидрокрекинга могут быть разбиты на две группы:

2) предназначенные только для переработки дистиллятов. Процессы первой группы представляют наибольший интерес, так как удельный объем тяжелых сернистых остатков, получаемых на заводах, непрерывно возрастает, но эти процессы более сложны. По способу промышленного осуществления процессы гидрокрекинга можно разделить на одно – и двухступенчатые, проводимые в аппаратах со стационарным и кипящим слоем катализатора.

При переработке остатков методом гидрокрекинга используется либо катализатор типа алюмо-кобальт-молибденового (процесс ПНХС АН СССР; зарубежный процесс гидроойл), либо катализаторы, применявшиеся на старых установках деструктивной гидрогенизации (процесс Варга). Основная трудность гидрокрекинга остаточного сырья — высокое содержание в нем асфальтенов, серы, азота и металлов, которые быстро дезактивируют катализатор. Для разрешения этой трудности в процессе, разработанном в Институте нефтехимического синтеза АН СССР, и в процессе гидроойл используется кипящий слой катализатора, что позволяет непрерывно обновлять состав последнего. В процессе Варга использована старая двухступенчатая схема деструктивной гидрогенизации, в которой предварительное облагораживание сырья достигается на дешевом, содержащем железо катализаторе, не подвергающемся регенерации.

Применительно к переработке остаточного сырья речь может идти или об относительно жестком гидрокрекинге, когда целевыми продуктами процесса являются светлые–бензин и дизельное топливо, или же о мягкой форме процесса, цель которого — получение малосернистого котельного топлива. В последнем случае суммарный выход газа и бензина не более 3–4 мае. % на сырье. Это котельное топливо можно получать с заранее заданным, допустимым для потребителя содержанием серы (1–1,5%). Расход водорода при этом невелик — он не превышает десятых долей процента на сырье. При обессеривании более чем на 70–75% расход водорода резко возрастает. Так, при обессеривании мазута арабской нефти с содержанием серы 3,0% на 40% (т. е. до 1,8% серы) расход водорода составляет всего 0,3%, а при углублении обессеривания до 70% (т. е. до 0,9% серы) он возрастает до 0,76%.

Вторая группа процессов предназначена для гидрокрекинга, более благородного по составу сырья — легких и тяжелых газойлей прямой гонки, коксования, каталитического крекинга. Эти процессы проводят на более активных бифункциональных платиновых катализаторах, однако обычно осуществляют предварительное обессеривание сырья. К числу процессов второй группы относятся, например, зарубежные системы гидрокрекинга, получившие название «изомакс», «юникрекинг», «изокрекинг».

Процесс каталитического риформинга предназначен для повышения детонационной стойкости бензинов и получения индивидуальных ароматических углеводородов, главным образом бензола, толуола ксилолов — сырья нефтехимии. Важное значение имеет получение в процессе дешевого водородсодержащего газа для использования в других гидрокаталитических процессах. Значение процессов каталитического риформинга в нефтепереработке существенно возросло в 90-е гг. в связи с необходимостью производства неэтилированного высокооктанового автобензина.

Установки каталитического риформинга являются в настоящее время почти обязательным звеном нефтеперерабатывающего завода. Назначение этого процесса — получение высоко ароматизированных бензиновых дистиллятов, которые используются в качестве высокооктанового компонента или для выделения из них индивидуальных ароматических углеводородов: бензола, толуола, ксилолов.

Сырьем для каталитического риформинга служат бензиновые или лигроиновые фракции прямой перегонки нефти и в меньшей степени дистилляты вторичного происхождения: бензины коксования, термического крекинга, гидрокрекинга и др. Поскольку выход этих фракций на нефть относительно невелик (обычно не превышает 15–20%), общий объем сырья, перерабатываемого на установках риформинга, а также мощность отдельных установок не столь велики, как при каталитическом крекинге. Однако удельный объем каталитического риформинга в долях от перерабатываемой нефти в настоящее время весьма значителен. Бензиновые фракции большинства нефтей содержат 60 — 70% парафиновых, 10% ароматических и 20 –30% пяти – и шестичленных нафтеновых углеводородов. Среди парафиновых преобладают углеводороды нормального строения и монометилзамещенные их изомеры. Нафтены представлены преимущественно алкилгомологами циклогексана и циклопентана, а ароматические — алкилбензолами. Такой состав обусловливает низкое октановое числе прямогонного бензина. обычно не превышающего 50 пунктов (по ММ).

Процесс каталитического риформинга протекает при высокой температуре и при значительном отрицательном тепловом эффекте реакции. Исходя из этого, в зону реакции должно подводиться тепло либо путем ввода теплоносителя, либо посредством разбивки объема катализатора на несколько зон, со ступенчатым подводом тепла в каждую зону. Наиболее распространен второй способ: каждый реактор содержит от 15 до 55% от общего объема катализатора. Проходя через слой катализатора, нагретое предварительно до 480–540° С сырье в смеси с циркулирующим водородом подвергается риформингу. При этом затрата тепла на реакцию вызывает падение температуры реакционной смеси, т. е. процесс протекает при затухающем температурном режиме. Осуществление реакции полностью в одном адиабатическом аппарате нецелесообразно, так как общий перепад температур был бы очень значительным. Так, для прямогонной фракции С6, содержащей 21,4% метилциклопентана и 25,4% циклогексана, при полном превращении нафтенов II бензол перепад температуры достиг бы 216° С. Такое снижение температуры с одной стороны уменьшило бы скорость процесса, а с другой, сдвинуло бы условия равновесия реакции в сторону, неблагоприятную для образования бензола.

Чем выше в сырье концентрация нафтеновых углеводородов и, следовательно, значительнее затрата тепла на реакцию, тем, очевидно, на большее число зон следует разделить реакторный блок, чтобы повысить среднюю температуру реакции. После каждой: «>пы смесь частично прореагировавшего сырья и продуктов реакции поступает в нагревательный змеевик трубчатой печи для восстановления исходной температуры. Каждая из реакционных зон оформляется в виде отдельного аппарата. Число ступеней промежуточного подогрева определяется химическим составом сырья и активностью катализатора: чем выше концентрация нафтеновых углеводородов в сырье и активнее катализатор, тем большего перепада температур следует ожидать в реакционной зоне, т. е. увеличивается необходимое число работающих реакторов.

Если продолжительность непрерывной работы катализатора невелика, то необходимо или наличие запасных реакторов для периодической регенерации катализатора, или переход на полностью непрерывный процесс с движущимся гранулированным катализатором (процесс гидроформинга).

При длительной непрерывной работе стационарного катализатора, достигающей нескольких месяцев (платформинг), процесс становится практически непрерывным.

Сущностью процесса изомеризации является каталитическое превращение легких нормальных парафиновых углеводородов в соответствующие углеводороды изостроения.

Наиболее ранняя модификация промышленного процесса изомеризации была предназначена для увеличения ресурсов изобутана — сырья для производства алкилата, являющегося высокооктановым компонентом авиабензинов. Первые промышленные установки такого типа начали строить в годы второй мировой войны. Сырьем для процесса служил нормальный бутан, выделяемый из газов нефтеперерабатывающего завода. Процесс изомеризации нормального бутана представлял особый интерес для тех заводов, на которых отсутствовали установки каталитического крекинга (известно, что газ каталитического крекинга достаточно богат изобутаном). Катализатором для процесса изомеризации служил хлористый алюминий, активированный НСl и используемый при мягком температурном режиме (90–120° С) и при повышенном давлении в реакционной зоне.

Значительно менее была тогда распространена изомеризация легких бензиновых углеводородов — нормальных пентана и гексана, изомеры которых могут быть использованы как компоненты высокооктановых бензинов.

В послевоенные годы в связи с резким падением спроса на авиационный бензин процесс изомеризации на некоторое время утратил свое значение. Однако спустя несколько лет интерес к нему вновь пробудился. Причиной этого явилось все возрастающее повышение требований к качеству автомобильных бензинов. Установки каталитического риформинга становятся практически непременным элементом нефтеперерабатывающего завода; сырьем для этого процесса являются бензины, выкипающие при температурах выше 62–85° С, а наиболее легкая часть бензина прямой гонки (головка) остается на заводе в виде компонента товарного бензина. Однако подавляющая масса перерабатываемых нефтей характеризуется низкооктановыми бензиновыми фракциями и даже головка бензина имеет обычно только удовлетворительное октановое число: так, бензин н. к. –85° С из ромашкинской нефти имеет октановое число всего 63,4. Подвергая эту фракцию изомеризации, можно повысить ее октановое число на 15–20 единиц за счет превращения содержащихся в ней нормальных парафиновых углеводородов.

Применение платинового катализатора позволило улучшить экономику процесса и повысить пропускную способность отдельных установок.

Продукты изомеризации используют не только в качестве высокооктановых компонентов, но и как сырье для нефтехимического синтеза. В основном это относится к изопентану, который путем дегидрирования перерабатывают в изопрен.

Термодинамически реакция изомеризации является низкотемпературной. Кроме того низкие температуры способствуют образованию более разветвленных изомеров. Поскольку углеводороды с разветвленной цепью имеют наиболее высокие октановые числа, при низком температурном режиме процесса изомеризации получается бензин лучшего качества.

Исследование механизма изомеризации показало, что эта реакция, очевидно, имеет последовательный характер, т. е. изомеры с двумя и тремя метильными группами образуются через стадию образования изомеров с одной метильной группой. Таким образом, при углублении процесса концентрация высокоразветвленных изомеров в продукте изомеризации увеличивается и тем самым повышается его октановое число.

Скорость изомеризации нормальных парафиновых углеводородов значительно возрастает с’ увеличением их молекулярного веса. Так, проводя изомеризацию при 340° С на катализаторе сульфид вольфрама, Г. Н. Маслянский с соавторами получил следующие относительные скорости изомеризации: для н-пентана — 1,0; н-гексана — 1,2; н-октана — 4,2. Отсюда следует, что процесс изомеризации целесообразно проводить селективно, т. е. для более легких фракций бензина — при более жестком режиме и наоборот.

Промышленные катализаторы процесса изомеризации могут быть разделены условно на два вида:

2) бифункциональные катализаторы, содержащие платину (или палладий) на кислотном носителе. Установлено, что для обоих видов катализаторов изомеризация протекает по карбоний-ионному механизму.

В присутствии хлористого алюминия изомеризацию проводят при мягком температурном режиме, что является несомненным достоинством процесса. Температуры промышленного процесса находятся в пределах 90–120° С. Повышение температуры ускоряет реакции изомеризации, но одновременно способствует протеканию побочных реакций крекинга.

Для увеличения выхода целевого продукта процесс ведут с рециркуляцией непревращенного сырья. В первом промышленном процессе изомеризации, получившем за рубежом название изомейт, катализатор используется в виде жидкого комплекса с углеводородным сырьем, активированного хлористым водородом.

В усовершенствованном в последующие годы процессе катализатор представляет собой раствор хлористого алюминия в треххлористой сурьме, также активированный безводным хлористым водородом (процесс бутамер). Для осуществления процесса в жидкой фазе применяется давление порядка 20 am. При переработке фракций н-пентана и тяжелее требуется циркуляция через реакционную зону небольших объемов водорода с целью подавления побочных реакций диспропорционирования — образования продуктов более легких и более тяжелых, чем сырье. Реактор изомеризации углеводородов в присутствии хлористого алюминия представляет собой мешалку, имеющую покрытие из никеля или никелевого сплава. Опыт эксплуатации промышленных установок показал, что решающее значение имеет тщательный контроль за содержанием влаги в сырье, которое не должно превышать 0,001%. Помимо хлористоводородной коррозии наблюдается воздействие агрессивной среды, образуемой хлористым алюминием с небольшими примесями олефинов и сернистых соединений сырья.

Соотношение объемов катализатор — сырье в реакторе составляет примерно 1:1. Продолжительность пребывания углеводородной фазы в реакторе 10–15 мин (применительно к бутану). Исследование кинетики процесса показало целесообразность разделения реакционного объема на 2–3 ступени, т. е. наличия двух-трех реакторов при сохранении той же длительности реакции.

Для поддержания высокой активности катализатора часть его ввиде шлама периодически удаляют из системы и восполняют свежим раствором. Однако расход катализатора при этом довольно иначителен и составляет на 1 м3чистого изобутана: 0,3 кг А1С13; 0,12 кг SbCI3; 0,12 кг НСl. Высокий расход катализатора, ограниченная мощность установок, обусловленная несовершенным контактом сырья и катализатора, а также затруднения, связанные с коррозией аппаратуры и оборудования, побудили нефтепереработчиков искать другие катализаторы, способные улучшить технико-экономический показатели процесса.

Советскими и зарубежными исследователями была проведена большая работа по подбору эффективных катализаторов для изомеризации; в частности, были испытаны сульфид вольфрама и различные модификации катализаторов, содержащих металлы платиновой группы на кислотном носителе. Основным недостатком катализаторов этой группы является высокая температура процесса (370–480° С), неблагоприятная для реакции изомеризации. Однако было показано, что если от продуктов реакции отделять непрореагировавший нормальный парафиновый углеводород, то это будет значительно благоприятствовать последующему углублению процесса при высокой температуре. Так, при повышении температуры изомеризации на сульфидно-вольфрамовом катализаторе для смеси изомеров, включающей и н-гексан, со 127 до 527° С октановое число получаемого изомеризата снижается на 19 единиц. Если же из смеси предварительно удалить н-гексан, то при аналогичном повышении температуры реакции октановое число изомеризата снизится только на 8 единиц.

5. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ПРОИЗВОДСТВА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА, НАЗНАЧЕНИЕ, СУЩНОСТЬ ПРОТЕКАЮЩИХ ПРОЦЕССОВ

К вспомогательным производствам нефтеперерабатывающего завода относятся те, которые обеспечивают улучшение работы и повышению производительности основных производств. К ним относятся снабжение топливом (происходит циркуляция мазута, газа и др. по всему заводу с отбором их на установки), сжатым воздухом, инертным газом, водяным паром, электроэнергией. В качестве инертной среды на установках НПЗ используется азот, получаемый из воздуха горением метана по реакции:

Полученный азот используется не только как инертная среда, но также для регенерации закоксившихся катализаторов, для создания азотных подушек в резервуарах (для устранения взрывоопасных смесей).

Водяной пар на НПЗ является одним из основных теплоносителей. Он используется при создании вакуума, пожаротушении, снижении парообразования лёгких углеводородов. На производстве используется водяной пар при трёх давлениях: 0,3−0,5 МПа — пожаротушение; 1,0−2,0 МПа — для вакуума и при повышенных температурах; свыше 4,0 МПа — в приводах мощных насосов, компрессорах, при получении электроэнергии.

Снабжение электроэнергией по технике безопасности происходит от двух независимых источников — электростанций, также имеется третий автономный источник, который включается при отказе первых двух для постепенной остановки производства. Потребляемое напряжение колеблется от 220 В обычной сети, 380В — для обычных насосов и до 6−10 кВ для насосного оборудования, 30кВ — для установки ЭЛОУ.

К вспомогательным производствам относятся также и процессы водоподготовки и очистные сооружения. Так как на НПЗ используется достаточно большое количество воды, то весь её объём невозможно брать из естественных источников. Использование водных ресурсов на предприятии происходит по замкнутому кругу. По периметру всего завода расположены трубопроводы, и вода поступает на установки. Лишь небольшая часть воды берётся из близлежащих источников для компенсации потерь (например, естественное испарение).

Для обеспечения контроля химии производства, регулировки качества продукции, проверки и настройки измерительных приборов существуют службы КИП, аналитического контроля, службы главного механика и главного метролога. Но кроме этих вспомогательных служб и производств существуют и другие не менее важные.

1. Смидович, Е. В. Технология переработки нефти и газа. Ч. 2 / Е. В. Смидович. — М.: Химия, 1980.

2. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия, 2001. 568 с.

3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Издательство «Гилем», 2002. — 672 с.

Http://detsky-lektory. ru/work/411870/Texnologiya-pererabotki-nefti

Цель переработки нефти (Нефтепереработки) — производство нефтепродуктов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и т. д.) и сырья для последующей химической переработки.

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой её физическое разделение на фракции. Сначала промышленная нефть проходит первичный технологический процесс очистки добытой нефти от нефтяного газа, воды и механических примесей — этот процесс называется первичной сепарацией нефти [1] .

Нефть поступает на НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).

Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.

Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти

Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины, и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

    Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д. Облагораживающие: риформинг, гидроочистка, изомеризация и т. д. Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.

Каталитический риформинг — каталитическая ароматизация нефтепродуктов (повышение содержания аренов в результате прохождения реакций образования ароматических углеводородов). Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С [2] . В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями, и октановое число бензина повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения индивидуальных ароматических углеводородов, таких как бензол, толуол и ксилолы.

Гидроочистка — процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Наиболее распространённый процесс нефтепереработки.

Каталитический крекинг — процесс термокаталитической переработки нефтяных фракций с целью получения компонента высокооктанового бензина и непредельных жирных газов. Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.

Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит водородсодержащий газ, образующийся при риформинге бензиновых фракций. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).

Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.

Процесс получения изоуглеводородов (изобутан, изопентан, изогексан, изогептан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изоп из изопентана, МТБЭ и изобутилен из изобутана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Http://ru. wikibedia. ru/wiki/%D0%9F%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B0_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8

Добавить комментарий