Первичная переработка нефти и газа

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции На этих установках вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств.

Перегонка нефти осуществляют на так называемых атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных трубчатых (ВТ) или атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

Установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными в зависимости от направлений использования получаемых нефтяных фракций.

На установках AT осуществляют первичную перегонку нефти с получением бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и мазута. На установки ВТ производят перегонку 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.

На современных заводах процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ-АТ, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ — вторичная перегонка и т. д.

Мощность отечественных установок перегонки нефти изменяется в широких пределах от 0,5 до 8 млн. т нефти в год.

Выбор технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти осуществляется в зависимости от содержания в ней газов и бензиновых фракций.

При содержании в нефти газов, до 1,2 % по С4 включительно, и относительно невысокой доли бензиновой фракции (12-15 %), выходом фракций до 350°С не более 45 % наиболее выгодно осуществлять на установках AT по схеме с однократным испарением. Эта установка имеет одну сложную ректификационную колонну с боковыми отпарными секциями.

При перегонке легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2 %) и бензиновых фракций (до 20-30 %) и фракций до 350 °С (50-60 %) используют атмосферную перегонку двукратного испарения. Эти установки имеют предварительную отбензинивающую колонну и сложную ректификационную колонну с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут.

На рис. 2 приведена принципиальная технологическая схема блока атмосферной разгонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6.

Рисунок – 2 Принципиальная технологическая схема блока атмосферной разгонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6

1 – отбензинивающая колонна, 2 – атмосферная колонна, 3 – отпарные колонны, 4 – атмосферная печь, I – нефть с ЭЛОУ, I I – легкий бензин, I I I – тяжелый бензин, IV – фракция 180-220оС, V – фракция 220-280оС, VI – фракция 280-350оС, VII – мазут, VIII – газ, IX – водяной пар.

Нефть после обезвоживания и обессоливания на ЭЛОУ дополнительно подогревают в теплообменниках и подают на разделение в колонну частичного отбензинивания. С верха этой колонны отводят углеводородный газ, а легкий бензин конденсируют и охлаждают в аппаратах воздушного и водяного охлаждения и направляют в емкость орошения. При этом часть конденсата возвращают на верх колонны в качестве острого орошения.

Нефть после отбензинивания с низа колонны 1 подают в трубчатую печь 4, где нагревают до требуемой температуры и направляют в атмосферную колонну 2. Часть отбензиненной нефти из печи 4 возвращают в низ колонны 1 в качестве горячей струи. Тяжелый бензин отбирают с верха колонны 2, а сбоку через отпарные колонны 3 выводят топливные фракции 180-220 (230), 220 (230)-280 и 280-350 °С.

Кроме острого орошения, атмосферная колонна, имеет два циркуляционных орошения, которыми отводят тепло ниже тарелок отбора фракций 180-220 и 220-280 °С. В нижние части атмосферной и отпарных колонн подают перегретый водяной пар для отпарки легко кипящих фракций. Мазут выводят с низа атмосферной колонны, который направляют на блок вакуумной перегонки.

При разгонке самотлорской нефти получается, %: 19.1 – газа и нестабильного бензина (н. к. — 180 °С), 7.4 – фракции 180-220 °С, 11,0 – фракции 220-280 °С, 10,5 – фракции 280-350 °С и 52 – мазута.

Температура в отбензинивающей колонне поддерживается, на верху – 155, а в низу – 240оС. Давление около 0,5 МПа.

Температура в атмосферной колонне поддерживается, на верху – 146, а в низу – 342оС. Давление около 0,25 МПа.

На рис. 3 приведена принципиальна схема блока вакуумной разгонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6.

Рисунок – 3 Принципиальная схема блока вакуумной разгонки мазута ЭЛОУ-АВТ-6.

1 – вакуумная колонна, 2 – вакуумная печь, 3 – пароэжекторный вакуумный насос, I – мазут, I I – легкий вакуумный газойль, I I I – вакуумный газойль, IV – затемненная фракция, V – гудрон, VI – водяной пар, VII – газы разложения, VIII – водный конденсат и легкокипящие нефтепродукты.

Блок установки вакуумной перегонки мазута топливного профиля используется для получения вакуумного газойля широкого фракционного состава (350-500 °С). Вакуумный газойль используемого как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и термического крекинга.

С установки АТ мазут прокачивают через печь 2 в вакуумную колонну I. При этом смесь нефтяных и водяных паров, газы разложения с верха колонны отсасывают вакуумной системой (при помощи пароэжекторного вакуумного насоса). Пары, после конденсации и охлаждения в холодильнике, разделяют в газосепараторе на газовую и жидкую фазы. Газы отсасывают пароэжекторным вакуумным насосом, а конденсаты направляют в отстойник для отделения нефтепродукта от водного конденсата.

С верху колонны отбирают фракцию легкого вакуумного газойля (соляр). При этом часть его после охлаждения в теплообменниках возвращают на верх колонны в качестве верхнего циркуляционного орошения.

В середине колонны отбирают широкую (масляную) фракцию вакуумного газойля. Часть ее также после охлаждения используют как среднее циркуляционное орошение вакуумной колонны. Основную часть вакуумного газойля после теплообменников и холодильников выводят с установки и направляют на дальнейшую переработку.

Затемненную фракцию отбирают с нижней тарелки концентрационной части колонны. Часть этой фракции используют как нижнее циркуляционное орошение. Основное количество этой фракции выводят с установки или используют как рецикл вместе с загрузкой вакуумной печи.

Гудрон отбирают с низа вакуумной колонны и после охлаждения направляют на дальнейшую переработку. При этом часть гудрона после охлаждения в теплообменнике возвращают в низ колонны в качестве квенчинга. Для улучшения процесса отгонки в низ вакуумной колонны и в змеевик печи подают водяной пар.

В результате разгонки мазута (52%) в пересчете на исходную нефть, получено, %: 1.2 – легкого вакуумного газойля, 22 – вакуумного газойля и 28.8 – гудрона.

В процессе разгонки на верху колонны поддерживают температуру 125оС, в низу – 352оС. Остаточное давление в колонне поддерживают около 8.0 кПа.

Http://ifreestore. net/1364/2/

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ Перечень рекомендуемой литературы

– добываемые из газовых и газоконденсатных месторождений (Природный газ).

Газовый фактор – количество попутных нефтяных газов, всегда сопровождающих нефтяные залежи и выделяющиеся при ее добыче, выражающим число м 3 газа на 1 т нефти.

Изменения состава ПНГ в процессе эксплуатации нефтяного месторождения связано с физическими свойствами газообразных углеводородов.

Метан находится в нефти только в газообразном состоянии, его гомологи в виде растворов, из которых потом они выделяются в определенной последовательности в зависимости от различия в их свойствах. Когда давление газа в месторождении высоко, газ практически состоит из метана, но по мере снижения давления содержание гомологов метана в газе нарастает, поэтому в конце эксплуатации нефтеносного горизонта из нефти выделяется газ, содержащий заметные количества жидких углеводородов, – Газовый бензин.

В зависимости от содержания газового бензина различают Сухие и жирные природные газы.

В Сухих газах содержание газового бензина Не превышает 100 г/м 3 , в Жирных газах содержание газового бензина Более 100 г/м 3 .

1. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти /Под ред. О. Ф. Глаголевой и В. М. Капустина. – М.: КолосС, 2006. – 400 с.

2. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.

3. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей.- М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

4. Вержичинская С. В., Дигуров Н. Г., Синицин С. А. Химия и технология нефти и газа: Учебное пособие для среднего профессионального образования. – М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2007.-400 с.

5. Эрих В. Н., Расина М. Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа: Учебное пособие для техникумов. – 3-е изд., перераб. – Л.: Химия, 1985. – 408 с.

1. Брагинский О. Б., Шлихтер Э. Б. Мировая нефтепереработка: экологическое измерение. М.: Academia, 2002. – 262 с.

Сбор и подготовка нефти и газа. Транспортировка нефти и газа. Стабилизация нефти.

Первичные технологии нефти, газоконденсатов и газов. Способы подготовки и очистки природных и нефтяных газов.

Методы разделения углеводородных газов. Методы подготовки, разделения и первичной переработки нефти и газоконденсатов.

Атмосферная перегонка нефти и газоконденсатов, атмосферно-вакуумная перегонка нефти, технологические методы разделения и очистки дистиллятов и остатков с применением разных реагентов, деасфальтизация, депарафиниза-ция.

Http://studopedia. su/5_55789_pervichnaya-pererabotka-nefti-i-gaza. html

– добываемые из газовых и газоконденсатных месторождений (Природный газ).

Газовый фактор – количество попутных нефтяных газов, всегда сопровождающих нефтяные залежи и выделяющиеся при ее добыче, выражающим число м 3 газа на 1 т нефти.

Изменения состава ПНГ в процессе эксплуатации нефтяного месторождения связано с физическими свойствами газообразных углеводородов.

Метан находится в нефти только в газообразном состоянии, его гомологи в виде растворов, из которых потом они выделяются в определенной последовательности в зависимости от различия в их свойствах. Когда давление газа в месторождении высоко, газ практически состоит из метана, но по мере снижения давления содержание гомологов метана в газе нарастает, поэтому в конце эксплуатации нефтеносного горизонта из нефти выделяется газ, содержащий заметные количества жидких углеводородов, – Газовый бензин.

В зависимости от содержания газового бензина различают Сухие и жирные природные газы.

В Сухих газах содержание газового бензина Не превышает 100 г/м 3 , в Жирных газах содержание газового бензина Более 100 г/м 3 .

1. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти /Под ред. О. Ф. Глаголевой и В. М. Капустина. – М.: КолосС, 2006. – 400 с.

2. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.

3. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителей.- М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

4. Вержичинская С. В., Дигуров Н. Г., Синицин С. А. Химия и технология нефти и газа: Учебное пособие для среднего профессионального образования. – М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2007.-400 с.

5. Эрих В. Н., Расина М. Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа: Учебное пособие для техникумов. – 3-е изд., перераб. – Л.: Химия, 1985. – 408 с.

1. Брагинский О. Б., Шлихтер Э. Б. Мировая нефтепереработка: экологическое измерение. М.: Academia, 2002. – 262 с.

Сбор и подготовка нефти и газа. Транспортировка нефти и газа. Стабилизация нефти.

Первичные технологии нефти, газоконденсатов и газов. Способы подготовки и очистки природных и нефтяных газов.

Методы разделения углеводородных газов. Методы подготовки, разделения и первичной переработки нефти и газоконденсатов.

Атмосферная перегонка нефти и газоконденсатов, атмосферно-вакуумная перегонка нефти, технологические методы разделения и очистки дистиллятов и остатков с применением разных реагентов, деасфальтизация, депарафиниза-ция.

Пиролиз различных нефтепродуктов и газов. Термический крекинг дистиллятного сырья. Процессы получения нефтяных пеков.

Термокаталитические процессы переработки нефтяного сырья. Каталитический крекинг.

Гидроочистка различных дистиллятов нефти и газов. Гидрокрекинг нефтяного сырья.

Изомеризация пентан-гексановой фракции. Каталитическое алкилирование изобутана олефинами.

Современные процессы переработки бензиновых фракций, среднедистиллятных фракций нефти и газоконденсатов на цеолитсодержащих катализаторах (процессы «цеоформинг», депарафинизация дизельных фракций).

Современные процессы глубокой переработки природных, нефтяных попутных газов и ШФЛУ в низшие олефины, ароматические углеводороды и моторные топлива.

Производство масел. Депарафинизация масел, адсорбционная очистка масел, гидроочистка масел.

Производство синтетических жидких топлив. Получение топлива из синтез-газа, метанола, биоэтанола.

Получение и характеристика товарных продуктов: бензинов, керосинов, масел и битумов.

Современные нефтеперерабатывающие заводы. Общезаводское хозяйство НПЗ.

Http://studfiles. net/preview/4241621/page:5/

1 Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» А. Л. Савченков ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА Рекомендовано УМО РАЕ по классическому университетскому и техническому образованию в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки: (240100) «Химическая технология» Тюмень ТюмГНГУ 2014

2 УДК (075.8) ББК я73 С 137 Рецензенты: кандидат химических наук, доцент Н. М. Хлынова кандидат технических наук, доцент Г. Н. Шигабаева С 137 Савченков, А. Л. Первичная переработка нефти и газа : учебное пособие / А. Л. Савченков. Тюмень : ТюмГНГУ, с. ISBN В учебном пособии рассмотрена технология первичной переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах и технология переработки попутного нефтяного газа на газоперерабатывающих заводах. Пособие предназначено для студентов, обучающихся по направлению «Химическая технология». УДК (075.8) ББК я73 ISBN Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет»,

3 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение Первичная переработка нефти Направления переработки нефти Подготовка нефти к переработке Методы и процессы переработки нефти Общие сведения о перегонке Фракционный состав нефти Основы процесса перегонки нефти Особенности перегонки нефтяного сырья Выбор давления и температуры Способы создания орошения в колонне Способы подвода тепла в низ колонны Классификация установок первичной переработки нефти Установки атмосферной перегонки нефти (АТ) Установки вакуумной перегонки мазута (ВТ) Перегонка мазута по топливному направлению Перегонка мазута по масляному направлению Создание вакуума в колоннах Вторичная перегонка бензина Комбинированная установка перегонки нефти (АВТ) Переработка газа Направления и продукция переработки газа Очистка газа от кислых компонентов Химическая абсорбция Физическая абсорбция Комбинированная абсорбция Адсорбция Производство серы из сероводородсодержащих газов Осушка газа Общие положения Ингибирование гидратообразования Осушка газа абсорбцией Осушка газа адсорбцией Отбензинивание газа Компрессионный метод Способы получения умеренного и глубокого холода Получение умеренного холода Получение глубокого холода

4 Низкотемпературная конденсация Одноступенчатая низкотемпературная конденсация с внешним холодильным циклом Двухступенчатая низкотемпературная конденсация с комбинированным холодильным циклом Низкотемпературная ректификация Абсорбция Адсорбция Газофракционирование Список рекомендуемой литературы

5 ВВЕДЕНИЕ Дисциплина «Первичная переработка нефти и газа» относится к одной из профилирующих дисциплин по направлению подготовки «Химическая технология». Знания по данной дисциплине необходимы студентам для успешного усвоения таких дисциплин, как «Нефтепродукты и продукты нефтехимии», «Химическая технология переработки нефти и газа», «Химия и технология органических веществ», а также для прохождения производственной практики. В результате изучения дисциплины студент должен: Знать: – технологию переработки нефти и попутного нефтяного газа на НПЗ и ГПЗ; – принцип работы основного оборудования для первичной переработки нефти и газа; – условное изображение оборудования и способы построения технологических схем установок; Уметь: – выполнять и читать технологические схемы установок первичной переработки нефти и газа; – выбирать оптимальную технологическую схему производства; – рассчитывать материальный и тепловой балансы, основные технологические параметры оборудования; Владеть: – методами определения оптимальных и рациональных технологических параметров работы установок первичной переработки нефти и газа; – методами технологического расчёта установок атмосферной перегонки нефти. К первичной переработке нефти относятся процессы атмосферной перегонки нефти и вакуумной перегонки мазута. Их назначение состоит в разделении нефти на фракции для последующей переработки или использования как товарных нефтепродуктов. Эти процессы рассматриваются в первой части. Вторая часть дисциплины посвящена технологии переработки попутного нефтяного газа на газоперерабатывающих заводах. 1. ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ 1.1. Направления переработки нефти Нефтеперерабатывающая промышленность это отрасль тяжёлой промышленности, охватывающая переработку нефти, газового конденсата и производство товарных нефтепродуктов, нефтехимического сырья и товаров народного потребления. 5

6 Промышленная переработка нефти или газового конденсата на нефтеперерабатывающем заводе (НПЗ) осуществляется путем сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных технологических установках. Существует три основных направления переработки нефти: топливное, топливно-масляное и топливно-нефтехимическое (рис. 1.1). НАПРАВЛЕНИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ топливное неглубокое глубокое топливно-масляное топливно-нефтехимическое или топливно-масляно-нефтехимическое (комплексное) Рис.1.1. Направления переработки нефти Топливное направление может быть глубоким и неглубоким. При топливной неглубокой переработке получают минимальное количество нефтепродуктов – только моторные и котельные топлива (бензин, керосин, дизельное топливо и мазут или только бензин, дизтопливо и мазут). Выход моторных топлив составляет не более 55 60%, мазута 30 35%. При топливной глубокой переработке получают максимально возможное количество моторных топлив путём более глубокой термической и термокаталитической переработки мазута и гудрона, а также углеводородных газов. Выход котельного топлива сводится к минимуму. Глубина переработки нефти достигает 90% и выше. При топливно-масляной переработке кроме моторных топлив из нефти получают различные сорта технических смазочных минеральных масел. При топливно-нефтехимической переработке из нефти кроме моторных топлив и масел получаю сырьё нефтехимии. К сырью нефтехимического синтеза относят пять главных групп исходных веществ: 1) парафиновые углеводороды: газообразные (метан, этан, пропан, изобутан, н-бутан), жидкие (от С 5 Н 12 до С 15 Н 32 ) и твёрдые (от С 16 Н 32 и выше); 2) ароматические углеводороды: бензол, толуол, ксилолы, нафталин; 3) олефины: этилен, пропилен, бутилен, изобутилен, пентен; 6

7 4) ацетилен; 5) синтез-газ: смесь СО и Н 2. Из этих пяти групп исходных веществ и синтезируют многие тысячи других соединений. Эти процессы синтеза охватывает дисциплина «Химия и технология органических веществ». На НПЗ по топливно-нефтехимическому направлению могут получать иногда и товарную продукцию нефтехимического синтеза. Выбор направления переработки нефти обуславливается химическим и фракционным составом нефти, а также технико-экономическим обоснованием в потребностях данного региона в тех или иных нефтепродуктах. Предварительную оценку потенциальных возможностей нефти можно сделать по её технологической классификации. Но для определения набора технологических процессов, ассортимента и качества нефтепродуктов, для составления материальных балансов установок проводят тщательные исследования по установлению всех показателей качества нефти, её фракций. Результаты этих исследований представляют в виде кривых истинных температур кипения (ИТК), плотности, молярной массы, содержания серы, температуры застывания, вязкости от фракционного состава нефти Подготовка нефти к переработке На НПЗ нефть поступает с промыслов по магистральному нефтепроводу. На промысле нефть подвергают подготовке до требований ГОСТ к товарной нефти. Подготовка нефти на промысле заключается в удалении пластовой воды, хлоридов щёлочноземельных металлов, попутного нефтяного газа и механических примесей. Все эти процессы охватывает дисциплина «Технология промысловой подготовки нефти». Сначала нефть поступает в сырьевой парк НПЗ, который состоит из резервуаров типа РВС. После чего нефть подвергают химическому анализу. К переработке допускаются нефти с содержанием воды не более 0,1% масс. и хлористых солей не более 5 мг/л. Если эти требования не выполняются, нефть в обязательном порядке подвергается обессоливанию и обезвоживанию на электрообессоливающей установке (ЭЛОУ). Требования к нефти по содержанию воды и особенно хлоридов более жёсткие на НПЗ по сравнению с требованиями на промысле. Это связано с использованием значительно более дорогостоящего оборудования (колонн, теплообменников, рибойлеров и т. д.). Так, снижение содержания солей с 20 до 5 мг/л даёт значительную экономию: примерно вдвое увеличивается межремонтный пробег атмосферно-вакуумных установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов. 7

8 Установки ЭЛОУ могут быть одно – и двухступенчатыми (соответственно с одним или двумя электродегидраторами). Двухступенчатые установки используют для снижения расхода пресной воды при промывке нефти. Технологическая схема двухступенчатой установки ЭЛОУ приведена на рис Рис Технологическая схема установки ЭЛОУ Нефть насосом 1 прокачивается через ряд теплообменников 2, паровых подогревателей 3 и с температурой С поступает в горизонтальный электродегидратор первой ступени 4. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, после подогревателей 3 раствор щёлочи (или соды) насосом 5. Кроме этого, в нефть насосом 6 вводится солёная вода из электродегидратора второй ступени 16. Смешение нефти с водой и щёлочью происходит в инжекторном смесителе 7. При необходимости предусмотрена подача пресной нагретой до С воды насосом 8 через паровой подогреватель 9 и регулирующий вентиль 10. Щёлочь вводится в нефть для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке 8

9 скважин. Ввод воды необходим для растворения взвешенных кристаллов солей. Промывка нефти солёной водой со второй ступени позволяет снизить расход чистой пресной воды. Нефть поступает в электродегидратор 4 через коллектор 11. Обессоленная нефть выводится сверху через коллектор 12. Отстоявшаяся вода с растворенными солями через коллектор 13 отводится с установки или, в случае нарушения процесса отстоя в электродегидраторе, в дополнительный отстойник 14. Из электродегидратора первой ступени нефть поступает в смеситель 15, где она промывается только пресной нагретой водой, после чего нефть направляется в электродегидратор второй ступени 16. Обессоленная и обезвоженная нефть с верха второго электродегидратора отводится с установки через теплообменники 2, где она отдаёт своё тепло входящей на установку нефти. Солёная вода из второго электродегидратора отводится с установки через регулирующий вентиль 17 или в дополнительный отстойник 14. Отстоявшаяся в отстойнике 14 нефть отводится насосом 18 на смешение с сырьём установки. На данной установке на первой ступени из нефти удаляется 95 98% солей и 75 80% солёной воды, на второй ступени удаляется более 90% оставшихся солей и 60 65% оставшейся воды. Электродегидраторы работают под давлением 1,0 1,8 МПа во избежание испарения воды и лёгких нефтяных фракций, так как температура нефти составляет С. Напряжение между электродами 19 находится пределах кв Методы и процессы переработки нефти В самом общем случае различают первичные и вторичные методы переработки нефти. Первичные методы это процессы разделения нефти на фракции, не приводящие к каким-либо химическим превращениям углеводородов. Вторичные методы это методы деструктивной переработки нефти путём термического и каталитического воздействия, т. е. процессы, приводящие к изменению химического состава продуктов переработки. Вторичные методы позволяют получать больше нефтепродуктов заданного качества, чем при первичных методах. Ко вторичным методам относятся также процессы очистки нефтепродуктов. Все процессы переработки нефти и газа делятся на две группы: физические и химические (рис. 1.3). 9

10 ПРОЦЕССЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА физические химические тип реакции способ активации реакции деструктивные гидрогенизационные окислительные термические термокаталитические Рис Классификация процессов переработки нефти Физические процессы предназначены для разделения нефти на составляющие компоненты без химических превращений. Это процессы обезвоживания и обессоливания нефти, атмосферная перегонка нефти, вакуумная перегонка мазута, почти все процессы переработки попутного нефтяного газа на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ), процессы комплексной подготовки природного газа на промыслах. К физическим процессам относятся также процессы депарафинизации, экстракции, деасфальтизации и другие. Химические процессы предназначены для получения новых веществ, не содержащихся в исходном сырье. Эти процессы основаны на различных химических реакциях и подразделяются: 1) по типу протекающих реакций деструктивные, гидрогенизационные и окислительные процессы; 2) по способу активации химических реакций термические и термокаталитические процессы. Деструктивные процессы это процессы, в которых происходит расщепление углеводородов на более низкомолекулярные соединения, а также уплотнение углеводородов с образованием высокомолекулярных соединений. К деструктивным каталитическим процессам относятся каталитический крекинг, каталитическая полимеризация, алкилирование. К деструктивным термическим процессам относятся термический крекинг, пиролиз, коксование. Гидрогенизационные процессы это процессы, протекающие в среде водорода, подаваемого извне или образующегося в самом процессе. К гидрогенизационным каталитическим процессам относятся гидроочистка, 10

11 гидрокрекинг, гидрокаталитический риформинг, гидроизомеризация, гидродепарафинизация, гидродеароматизация. К гидрогенизационным термическим процессам относятся гидропиролиз, гидровисбрекинг, донорносольвентный крекинг. Окислительные процессы это процессы, которые протекают с участием окислителей, таких как кислород воздуха, водяной пар, диоксид углерода, оксиды серы и др. К окислительным каталитическим процессам относятся производство серы из сероводорода, производство водорода и синтез-газа, демеркаптанизация. К окислительным термическим процессам относятся производство битума, производство пека, газификация кокса. Самым первым технологическим процессом на НПЗ является перегонка нефти на фракции Общие сведения о перегонке Перегонка (дистилляция) процесс разделения жидких или газообразных смесей на фракции. Различают простую и сложную перегонку (рис. 1.4). ПЕРЕГОНКА (ДИСТИЛЛЯЦИЯ) ПРОСТАЯ СЛОЖНАЯ СПОСТЕПЕННЫМ ИСПАРЕНИЕМ ПЛЮС ДЕФЛЕГМАЦИЯ ПЕРИОДИЧЕСКАЯ РЕКТИФИКАЦИЯ СОДНОКРАТНЫМ ИСПАРЕНИЕМ С МНОГОКРАТНЫМ ИСПАРЕНИЕМ ПЛЮС ДЕФЛЕГМАЦИЯ ПЛЮС ДЕФЛЕГМАЦИЯ НЕПРЕРЫВНАЯ РЕКТИФИКАЦИЯ Рис Виды перегонки Простая перегонка делится на перегонку с постепенным испарением, с однократным испарением и с многократным испарением. Простая перегонка с постепенным испарением это разовый плавный нагрев нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным от – 11

12 водом образующихся паров. Это периодический процесс и применятся в лабораторных условиях для анализа состава нефти. Простая перегонка с однократным испарением это нагрев нефти до заданной температуры, при которой образовавшиеся пары однократно отделяются от оставшейся жидкой части. Эту перегонку уже применяют для непрерывных процессов. Простая перегонка с многократным испарением два и более повторяющихся процесса с однократным испарением, осуществляющихся с повышением температуры или с понижением давления на каждой ступени, и на каждой ступени происходит отделение образующихся паров. Эту перегонку также применяют для непрерывных процессов. Сложная перегонка это простая перегонка с дефлегмацией. При дефлегмации образующиеся пары конденсируют и подают навстречу поднимающемуся потоку паров, что приводит к более чёткому разделению нефти. Сложная перегонка делится на периодическую и непрерывную ректификацию. Непрерывная ректификация простая перегонка с однократным или многократным испарением и с дефлегмацией. Она и осуществляется для перегонки нефти на НПЗ под такими названиями, как первичная перегонка нефти, вакуумная перегонка мазута, вторичная перегонка бензина, газофракционирование и т. д. Периодическая ректификация это простая перегонка с постепенным испарением и дефлегмацией. Она применяется только для периодических процессов в лабораторных условиях для анализа состава нефти Фракционный состав нефти Так как нефть представляет собой очень сложную смесь тысяч соединений, поэтому разделять её на индивидуальные соединения при переработке очень дорого и нецелесообразно. Нефть при перегонке разделяют на фракции, которые являются менее сложной смесью соединений. Разделение нефти на фракции и есть первичная переработка нефти. В зависимости от варианта переработки нефти могут получать различное количество и ассортимент фракций. Количественный выход фракции зависит от химического состава нефти. Нефтяные фракции содержат большое количество соединений с разной молярной массой и температурой кипения. Поэтому нефтяные фракции выкипают в определенном интервале температур, и обозначаются двумя числами температурой начала кипения (н. к.) и температурой конца кипения (к. к.). Например, фракция о С показывает, что в её составе находятся соединения нефти, выкипающие этом интервале температур. 12

13 При первичной переработке нефти могут получать следующие фракции (рис. 1.5). Основное правило перегонки конец кипения фракции является началом кипения следующей, более тяжёлой фракции. Атмосферная перегонка нефти углеводородный газ широкая фракция бензина н. к.-180 о С фракция керосина о С фракция дизельного топлива о С вторичная перегонка бензина узкие бензиновые фракции: о С о С о С о С о С вакуумный газойль о С или масляные фракции: о С о С о С мазут > 350 о С вакуумная перегонка мазута гудрон > 500 о С Рис Ассортимент фракций при первичной переработке нефти 1) Углеводородный газ до перегонки находится в нефти в растворённом состоянии, которые остаются в нефти после промысловой подготовки (в пределах 0,5 1,5%). Это газообразные парафиновые углеводороды, в основном пропан и бутан, а также немного метана, этана, сероводорода. Эти газы являются сырьём газофракционирующих установок (ГФУ), где получают фракции индивидуальных парафиновых углеводородов, а также сжиженный газ (пропан и бутан). Пропан широко используется как хладагент и как сырьё для получения пропилена дегидрированием или пиролизом. Бутан применяется для получения бутадиена и бутилена. Изобутан применяется для получения изобутилена. Сжиженный газ применяется как бытовое топливо. Кроме этого, бутан применяется также как компонент автомобильных бензинов. 2) Бензиновая фракция это фракция о С или о С. Первый жидкий углеводород, который находится в нефти это изопентан с температурой кипения 28 о С. Поэтому температура начала кипения первой жидкой фракции соответствует температуре кипения изопентана. Можно также обозначать бензиновую фракцию как н. к.-140 о С или н. к.-180 о С. Выход бензиновой фракции находится в пределах 15 20% масс. Это так называемый прямогонный бензин. Он не может непосредственно использоваться как автомобильное топливо, так как имеет низкое октано – 13

14 вое число (около 50). Прямогонный бензин может использоваться как сырьё процесса пиролиза для получения этилена и пропилена. В некоторых случаях прямогонный бензин может использоваться как компонент товарного бензина. Например, при перегонке газового конденсата на Сургутском заводе моторных топлив. В этом случае октановое число прямогонного бензина более высокое из-за высокого содержания нафтенов и изопарафинов. Фракция о С или о С называется широкая бензиновая фракция, так как обычно подвергается вторичной перегонке на более узкие фракции. Ассортимент узких фракций зависит от направления переработки нефти. Например, по топливному варианту достаточно разделить прямогонный бензин на две фракции о С (компонент товарных бензинов) и о С (сырьё каталитического риформинга для получения высокооктанового компонента бензина). По топливно-нефтехимическому варианту фракцию о С необходимо разделить, например, на пять узких фракций: о С, о С, о С, о С и о С. Для получения индивидуальных ароматических углеводородов бензольную о С, толуольную о С и ксилольную о С фракции подвергают каталитическому риформингу, в результате чего содержание ароматических углеводородов увеличивается. Фракция о С может использоваться непосредственно как компонент автобензина или как сырьё процесса изомеризации с целью получения изопентана и изогексана. Фракция о С используется как сырьё риформинга для получения высокооктанового компонента бензина или как компонент реактивного топлива (керосина). В некоторых случаях могут выделять бензольно-толуольную фракцию о С, а о С используют как сырьё риформинга для получения высокооктанового компонента автобензинов. Современные товарные бензины готовят смешением (компаундированием) различных компонентов: узких фракций бензинов прямой перегонки, бензинов процессов термического и каталитического крекинга, гидрокрекинга, полимеризации, продуктов процессов риформинга, алкилирования, изомеризации, специально синтезированных высокооктановых компонентов (например, метилтретбутилового эфира). Для приготовления зимних сортов бензина используют специальные низкокипящие компоненты: бутановую или бутан-бутиленовую фракцию, газовый бензин, изопентан. Для увеличения срока хранения бензинов добавляют антиокислительные присадки. 3) Фракция керосина (реактивного топлива). Началом кипения фракции керосина является температура конца кипения бензина. Обычно это 14

15 фракция о С или о С. В зависимости от марки реактивного топлива температуры начала и конца кипения могут изменяться. Например, реактивное топливо для дозвуковой авиации марки РТ фракция о С, а марки ТС-1 фракция о С. Топливо для сверхзвуковой авиации марки Т-8В фракция о С, марки Т-6 утяжелённая керосино-газойлевая фракция о С. Для получения товарного реактивного топлива прямогонную фракцию подвергают гидроочистке. Кроме этого, реактивное топливо должно иметь температуру начала кристаллизации не выше минус 60 о С. Для улучшения эксплуатационных свойств в топливо вводят противоизносную, антиокислительную, антистатическую, антиводокристаллизующую присадки. На некоторых заводах получают фракцию о С под названием «уайт-спирит» – растворитель для лаков и красок. В незначительных количествах получают осветительный керосин – фракцию о С. 4) Фракция дизельного топлива. Обычно это фракция о С. Если на установке фракцию керосина не выделяют, тогда температура начала кипения фракции дизтоплива будет соответствовать температуре конца кипения бензиновой фракции. В этом случае пределы выкипания фракции дизтоплива о С или о С. Как зимнее дизтопливо могут получать фракции о С или о С, как летнее дизтопливо о С или о С. Фракции бензина, керосина и дизельного топлива называются светлыми фракциями. 5) Мазут. Является остатком процесса атмосферной перегонки нефти и обозначается как >350 о С. Другие варианты: >330 о С облегчённый мазут, применяется как котельное топливо. >360 о С утяжелённый мазут, применяется для получения масляных фракций и гудрона. В общем случае, мазут применяется как компонент котельного топлива, сырьё для получения масляных фракций и гудрона, сырьё процессов термического крекинга, каталитического крекинга, гидрокрекинга. 6) Масляные фракции. Получают их при вакуумной перегонке мазута. Фракция о С (или о С, о С) широкая масляная фракция или фракция вакуумного газойля. Применяются как сырьё процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга. Фракции о С, о С, о С узкие масляные фракции, применяются для получения минеральных смазочных масел и твёрдых парафинов. 7) Фракция гудрона. Это остаток процесса вакуумной перегонки мазута, обозначается как >490 о С или >500 о С. Гудрон применяется как сырьё процессов термического крекинга, висбрекинга, коксования, деасфальтизации для получения битума, кокса, остаточных масел и др. 15

16 1.6. Основы процесса перегонки нефти Все фракции получают при ректификации нефти. Ректификация массообменный процесс, проводящийся в тарельчатых или насадочных колоннах путем многократного противоточного контактирования паровой и жидкой фазы. Для проведения процесса необходимо обеспечить непрерывно поднимающийся поток паров в колонне снизу вверх и непрерывно стекающий поток жидкости сверху вниз. На каждой тарелке происходит контактирование между встречными потоками пара и жидкости, в результате происходит тепло – и массообмен между ними и паровая фаза по мере продвижения снизу вверх обогащается лёгкими компонентами, а жидкая фаза по мере перемещения сверху вниз обогащается тяжёлыми компонентами. В результате, подбирая температуру, давление и количество тарелок можно получить из исходного сырья фракции с заданными температурами. Тепло – и массообмен происходит на тарелке, которая называется контактной ступенью. Рис Схема простой колонны Если после контакта пар и жидкость, уходящие с тарелки, достигли состояния равновесия, их температуры будут равны это равновесная ступень. Такая тарелка называется теоретической, её КПД 100%. На практике КПД реальной тарелки 50%. Это говорит о том, что в рабочих условиях контактирующие на тарелке пар и жидкость достигают состояния равновесия лишь на 50%. Связано это с тем, что не удалось пока создать таких контактных устройств, которые обеспечили бы достижение состояния равновесия пара и жидкости за время нахождения их на тарелке. Все колонны, которые применяются в нефтегазопереработке делятся на простые и сложные. На рис. 1.6 представлена схема простой ректифи – 16

17 кационной колонны. Простые колонны разделяют сырье только на два продукта дистиллят и остаток. Место ввода сырья в колонну называется питательной секцией (или зоной). Часть колонны, выше этой секции, называется концентрационной, или укрепляющей частью. Часть колонны, ниже питательной секции, называется отгонной, или исчерпывающей частью. Питательная секция колонны может располагаться не обязательно в центральной части колонны. Концентрационная часть предназначена для ректификация парового потока; отгонная часть для ректификации жидкого потока. Сложные колонны делят сырьё более, чем на два продукта. Они могут быть двух видов. В первом случае (рис. 1.7) в сложной колонне дополнительные фракции (дистилляты) отбирают непосредственно с тарелок основной колонны (из соответствующих сливных карманов). Рис Схема сложной колонны Дополнительные боковые фракции также называются дистиллятами. Во втором случае (рис. 1.8) дополнительные фракции отбираются из боковых отпарных колонн, которые называются стриппинг-секции или просто стриппинги. Сложные колонны со стриппингами более дорогие, но качество отбираемых боковых фракций в данном случае выше. Количество стриппингов может доходить до четырёх в одной сложной колонне. Для получения одного и того же количества фракций вместо одной сложной колонны можно использовать несколько простых. 17

18 Рис Схема сложной колонны со стриппинг-секциями Качество получаемых фракций (чёткость погоноразделения) зависит от температуры и давления в колонне, от числа тарелок и от соотношения величины потоков пара и жидкости по высоте колонны. Чем больше число тарелок в колонне, тем выше степень разделения нефти на фракции. Но при этом увеличивается высота колонна, её металлоёмкость и стоимость, а также сложность монтажа и эксплуатации. В нефтепереработке допускается налегание топливных фракций в пределах о. Это считается достаточно высокой разделительной способностью. В концентрационной части колонны соотношение потоков пара и жидкости характеризует флегмовое число R: R где L количество жидкости (флегмы) стекающей с данной тарелки; D количество дистиллята. В отгонной части колонны соотношение потоков пара и жидкости характеризует паровое число П: G П W где G количество паров, поднимающихся с данной тарелки; W количество остатка. Зависимость числа теоретических тарелок в колонне от флегмового числа можно выразить в виде графика, как это представлено на рис L D 18

19 Рис Зависимость числа теоретических тарелок N Т в колонне от флегмового числа R при заданной чёткости разделения Анализ графика позволяет выявить следующую закономерность, обусловливающую граничные пределы нормального функционирования ректификационных колонн: заданная чёткость разделения смесей может быть обеспечена (достигнута) лишь при одновременном выполнении ограничений по флегмовому числу и числу теоретических тарелок: R мин < R < > N Т > N Тмин где R мин и N Тмин минимальные значения соответственно флегмового числа и числа теоретических тарелок. Любая точка на кривой (рис. 1.9) может быть выбрана в качестве рабочей. Это означает, что заданная чёткость разделения смеси может быть достигнута бесконечным множеством пар чисел N и R. Из этого множества значений необходимо выбрать оптимальные, соответствующие минимальным затратам на ректификацию. Как следует из рисунка, флегмовое число и, следовательно, количество орошения в колонне изменяется от минимального значения до бесконечно большой величины. При этом необходимое для обеспечения заданной четкости разделения число тарелок будет изменяться соответственно от бесконечно большой величины до некоторой минимальной. Но при увеличении количества орошения будут расти эксплуатационные затраты (связанные с расходом энергии на подачу флегмы, тепла в кипятильнике и холода в конденсаторах), а капитальные затраты вначале будут существенно уменьшаться в результате снижения высоты, а затем расти из-за увеличения диаметра колонны (рис. 1.10). 19

20 Рис Изменение затрат в зависимости от количества орошения в колонне Значение флегмового числа, соответствующее минимуму всех затрат, называется оптимальным флегмовым числом R опт. В инженерных расчётах R опт определяется как минимум на кривой зависимости N T (R+1) от R (рис. 1.11). Рис Определение оптимального флегмового числа Действительно, масса паров в колонне пропорциональна величине R+1, поэтому величина R+1 будет пропорциональна прощади поперечного сечения колонны для прохода паров, т. е. диаметру колонны. А произведение N T (R+1) будет пропорционально объёму всей колонны. Поэтому минимум на кривой рис и будет соответствовать минимальному значению объёма колонны для заданной чёткости разделения, т. е. минимуму затрат. Из опыта эксплуатации колонн установлено, что оптимальное значение флегмового числа не намного превышает значение R мин : R опт = β R мин где β коэффициент избытка флегмы (обычно β = 1,2 1,35). 20

21 Значение числа теоретических тарелок N T, соответствующее оптимальному флегмовому числу R опт (рис. 1.11) называется оптимальным числом теоретических тарелок N опт. Рабочее (фактическое, реальное) число тарелок N раб определяется с учётом КПД тарелки: N раб N опт КПД тарелки рассчитывается по соответствующим методикам, либо принимается по литературным данным. На технико-экономические показатели и чёткость погоноразделения ректификационной колонны, кроме её разделительной способности, в значительной степени влияют физические свойства (молярная масса, плотность, температура кипения, летучесть и др.), компонентный состав, число (би – или многокомпонентный) и характер распределения (непрерывный, дискретный) компонентов перегоняемого сырья Особенности перегонки нефтяного сырья Нефть, мазут, гудрон имеют невысокую термическую стабильность, в пределах о С. При более высоких температурах происходит деструкция (крекинг) углеводородов и качество получаемых продуктов снижается. Для предотвращения этого явления при перегонке нефти применяют острый водяной пар, а при перегонке мазута применяют кроме пара и вакуум. Нефть сложная многокомпонентная смесь. Летучесть углеводородов постоянно снижается по мере утяжеления фракций. Поэтому технологически оптимально сначала нефть разделить на несколько основных фракций, выкипающих в широком интервале температур, а затем эти широкие фракции перегонять на более узкие. Мазут и гудрон содержат много смол и тяжёлых металлов, которые при попадании в топливные фракции ухудшают их качество. Поэтому в секциях питания колонн предусматривают хорошую сепарацию паровой и жидкой фаз сырья и промывку потока паров на специальной промывной тарелке. Кроме этого, при подаче сырья в колонну его нагревают до таких температур, чтобы обеспечить избыток однократного испарения. Обычно температура нагрева нефти должна быть такой, чтобы процент паровой фазы был на 2 5% больше потенциального количества светлых фракций (бензина, керосина и дизельного топлива). Обычно перегонку нефти в атмосферных колоннах проводят при температуре в зоне питания о С. Перегонку мазута в вакуумных колоннах проводят при температуре в зоне питания не выше 430 о С. 21

22 1.8. Выбор давления и температуры Давление и температура тесно взаимосвязаны. В общем случае эти параметры должны быть такими, чтобы: а) обеспечить использование наиболее дешёвых и доступных хладагентов для конденсации паров дистиллята, и наиболее дешёвых теплоносителей для подвода тепла вниз колонны; б) не допускать термического разложения сырья и продуктов; в) обеспечить оптимальное соотношение производительности колонны и всех эксплуатационных затрат. Чем выше давление в колонне, тем выше температура конденсации паров дистиллята и тем проще осуществлять его конденсацию и охлаждение. Самые доступные и дешёвые хладагенты это воздух и вода. Поэтому давление в колонне выбирается таким, чтобы можно было охлаждать и конденсировать дистиллят воздухом и водой. По величине давления ректификационные колонны, которые применяются в нефтепереработке, делятся на три вида. 1) Атмосферные колонны колонны, работающие при давлении немногим выше атмосферного. Среднее давление в таких колоннах 0,15 0,2 МПа. Применяются для перегонки стабильных и полуотбензиненных нефтей на светлые фракции и мазут. При проектировании атмосферных колонн давление наверху колонны принимают минимально возможное, так как при этом обеспечивается максимальный выход светлых фракций при заданной температуре нагрева сырья. Обычно давление наверху атмосферных колонн составляет кпа. Небольшое превышение давления над атмосферным (101,3 кпа) необходимо для преодоления гидравлических сопротивлений при движении паров от верхней тарелки до ёмкости орошения через систему охлаждения и конденсации. 2) Вакуумные и глубоковакуумные колонны применяются для перегонки мазута под вакуумом, либо под глубоким вакуумом. В первом случае давление в зоне питания составляет около 13,3 кпа во втором около 2,7 кпа. Вакуумные колонны позволяют перегнать мазут без его термического разложения и получить дистиллятные фракции, выкипающие на о С выше температуры нагрева мазута. 3) Колонны, работающие под повышенным давлением от 0,4 до 4,0 МПа. Эти колонны применяются для стабилизации и отбензинивания нефти, стабилизации бензина, вторичной перегонки широкой бензиновой фракции, разделения углеводородных газов на газофракционирующих установках, отбензинивания попутных нефтяных газов и др. 22

23 1.9. Способы создания орошения в колонне Для нормальной работы любой ректификационной колонны необходимо обеспечить в концентрационной части нисходящий поток флегмы (орошения), который создаётся путём отвода тепла. В нефтепереработке применяют следующие способы: парциальный конденсатор, холодное остроиспаряющееся орошение и циркуляционное орошение. 1) Парциальный конденсатор (рис. 1.12). Рис Схема парциального конденсатора Пары дистиллята с верхней тарелки колонны поступают в межтрубное пространство кожухотрубчатого теплообменника, по трубам которого проходит холодная вода или холодная нефть. Пары частично конденсируются и стекают обратно на верхнюю тарелку в виде жидкой флегмы, создавая орошение, а несконденсировавшиеся пары отводятся из теплообменника на сторону (на конденсацию и охлаждение в другом холодильнике). Количество орошения регулируется расходом хладагента, подаваемого в теплообменник. Температура горячей жидкой флегмы в данном способе равна температуре паров дистиллята. Этот способ используется редко, так как возникают сложности при монтаже теплообменника наверху колонны, его обслуживании и повышенной коррозии. 2) Холодное остроиспаряющееся орошение (рис. 1.13). Пары с верха колонны сначала охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения (АВО), затем, при необходимости, в водяном конденсаторе-холодильнике КХ. При этом происходит конденсация основной массы паров и охлаждение жидкого дистиллята до о С. Холодный дистиллят поступает в ёмкость орошения (рефлюкс) Е, откуда часть его насосом Н подаётся на верхнюю тарелку в виде холодного орошения, а остальное количество отводится в виде дистиллята. Возможный состав несконденсировавшихся газов, отходящих из ёмкости орошения: С 1 С 4 ; H 2 S; CO 2. 23

24 Рис Схема холодного остроиспаряющегося орошения 3) Циркуляционное орошение. Это орошение обычно применяется в сложных колоннах для съёма тепла по высоте колонны, реже – для съёма тепла наверху колонны. Циркуляционное орошение по высоте колонны располагают под тарелкой, с которой происходит отбор бокового дистиллята в стриппинг. На секцию циркуляционного орошения отводят 2 3 тарелки (рис. 1.14). По стандартной схеме часть флегмы с тарелки забирается насосом Н, охлаждается в теплообменнике Т и возвращается на вышележащую тарелку (либо на одну тарелку выше, если на секцию циркуляционного орошения отведено три тарелки). Рис Схема циркуляционного орошения Температура циркуляционного орошения на выходе из теплообменника Т должна быть не менее, чем на о С ниже, чем температура флегмы перед насосом Н. Есть и другие схемы организации циркуляционного орошения. На приведённой рис. 1.14(а) схеме часть бокового дистиллята забирается насосом, охлаждается и подаётся в виде флегмы на тарелку выше точки ввода паров из стриппинга. 24

25 Рис. 1.14(а). Схема-2 циркуляционного орошения На рис.1.14(б) с тарелки забирается вся флегма, часть её охлаждается и насосом подаётся на нижележащую тарелку. Такое циркуляционное орошение называется промежуточное острое с переохлаждённой флегмой. В этом случае равномерно распределяются нагрузки по высоте колонны и повышается эффективность массопередачи. Рис. 1.14(б). Схема-3 циркуляционного орошения Циркуляционное промежуточное острое орошение с отпаренной флегмой, представленной на рис (в), ещё больше увеличивает разделительную способность колонны, но требует большего расхода водяного пара в низ стриппинга. Обычно в сложных колоннах вверху устанавливают холодное остроиспаряющееся орошение, а по высоте колонны – циркуляционные орошения, количество которых, как правило, равно количеству боковых фракций. Это позволяет обеспечить оптимальное соотношение флегмовых чисел по высоте колонны, выровнять КПД тарелок и нагрузку колонны по паровой и жидкой фазе по высоте колонны, в итоге увеличить производительность тарелок. 25

26 Рис. 1.14(в). Схема-4 циркуляционного орошения Способы подвода тепла в низ колонны Подвод тепла в низ колонны необходим для создания восходящего потока паров. В нефтепереработке применяют следующие способы: с помощью подогревателя с паровым пространством, с помощью горячей струи и острым водяным паром. 1) Подогреватель с паровым пространством (рибойлер). Жидкий остаток с низа колонны (рис. 1.15) поступает самотёком в нижнюю, кипятильную секцию рибойлера (в межтрубное пространство). Рис Схема рибойлера В этой секции остаток подогревается теплоносителем, проходящим по трубному пространству подогревателя. Остаток частично испаряется, пары собираются в верхней части аппарата (паровом пространстве) и оттуда возвращаются под нижнюю тарелку колонны. Избыток остатка перетекает через перегородку рибойлера и отводится на сторону. 26

27 2) Горячая струя. Часть жидкого остатка с низа колонны подаётся в змеевик трубчатой печи, где он подогревается, частично испаряется и в парожидкостном состоянии возвращается под нижнюю тарелку (рис. 1.16). Рис Схема подвода тепла с помощью горячей струи 3) Острый водяной пар подаётся через распределительное устройство непосредственно в куб колонны, где он смешивается с жидким остатком. а) отражатель б) паук в) коллектор Рис Способы ввода острого водяного пара в низ колонны Этот способ применяется для атмосферных колонн перегонки нефти, для вакуумных колонн перегонки мазута, т. к. другие способы подвода тепла в данном случае использовать нельзя из-за низкой термической стабильности мазута и гудрона. При подаче водяного пара снижается парциальное давление углеводородов в кубе колонны, а значит, снижается их температура кипения и они испаряются, создавая паровой поток снизу вверх. Тепло для испарения отнимается от окружающей жидкости, и она в результате охлаждается. В результате этого при перегонке с водяным паром температура мазута в атмосферной колонне будет ниже температуры поступающего сырья на о С, а температура боковых фракций, уходящих с низа стриппингов, будет на о С ниже, чем температура жидкости, поступающей в стриппинг. 27

28 Так как водяной пар поднимается вместе с нефтяными парами и вступает в контакт со стекающей флегмой на тарелке, то в результате температура жидкости, стекающей сверху вниз, будет также снижаться вследствие её испарения. Чем больше подаётся водяного пара и чем ниже его температура и давление, тем сильнее охладится кубовая жидкость. Обычно общий расход водяного пара составляет 1,2 3,5% масс. на нефть в атмосферных колоннах и 5 8% масс. на мазут в вакуумных колоннах. Или 2 5% масс. водяного пара в расчёте на остаток или на боковую фракцию в стриппингах. Водяной пар имеет следующие недостатки. 1) Увеличиваются затраты на перегонку, так как нужно пар получить, затем сконденсировать его вместе с нефтяными парами в виде верхнего дистиллята и отделить образующуюся воду. 2) Увеличивается суммарный объём паров в колонне это приводит к увеличению необходимого диаметра колонны, её металлоёмкости и стоимости. 3) Усиливается коррозия оборудования и образование большого количества загрязнённых сточных вод. 4) Даже с водяным паром тяжёлые светлые фракции отгоняются не полностью из мазута и до 20 30% их остаётся в мазуте. В связи с этим, есть тенденция к ограничению использованию водяного пара и даже к его отказу Классификация установок первичной переработки нефти Промышленные установки первичной перегонки делятся на атмосферные (АТ), вакуумные (ВТ) и комбинированные (например, АВТ, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ со вторичной переработкой бензина и др.). Эти установки составляют основу всех НПЗ и предназначены для разделения нефти на фракции, которые используются как компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и сырьё нефтехимии. Установки АТ (атмосферная трубчатка) предназначены для неглубокой переработки нефти по топливному варианту с получением светлых фракций (бензина, керосина, дизельного топлива) и остатка мазута. Установки ВТ (вакуумная трубчатка) предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и остаток – гудрон используют в качестве сырья для получения дополнительных количеств топливных фракций, смазочных масел, битума, кокса, асфальта и др. Это позволяет увеличить глубину переработки нефти. Для глубокой переработки нефти по топливному варианту применяют установки АВТ топливного варианта. Для этого мазут перегоняется в бло – 28

29 ке ВТ с получением вакуумного газойля и гудрона. А вакуумный газойль далее используется в качестве сырья установок каталитического, термического или гидрокрекинга. При глубокой переработки по масляному варианту применяют установки АВТ масляного варианта. В этом случае в блоке АТ получают бензиновые и керосино-газойлевые фракции, а утяжелённый мазут перегоняется в блоке ВТ с получением одной или нескольких масляных фракций и гудрона Установки атмосферной перегонки нефти (АТ) 1) Установка АТ с однократным испарением нефти. По этой технологии нефть нагревается сначала в регенеративных теплообменниках, затем в трубчатой печи до температуры о С. При этом нефть частично, однократно испаряется и затем подаётся в сложную колонну, где разделяется на светлые фракции и остаток мазут. Принципиальная схема установки представлена на рис Рис Схема установки АТ с однократным испарением нефти Количество стриппингов может быть от одного до четырёх, т. е. количество получаемых светлых фракций может быть от двух (бензин и дизтопливо) до пяти (лёгкий и тяжёлый бензин, керосин, лёгкое и тяжёлое дизтопливо). Число тарелок в основной колонне зависит от количества получаемых фракций. Из ёмкости орошения уходят несконденсировавшиеся газы 29

30 (остатки метана и этана, а также сероводород, лёгкие меркаптаны, хлорид водорода). В низ основной колонны и стриппингов подаётся острый водяной пар. Колонна имеет циркуляционные орошения по высоте (на схеме не показаны), количество которых равно количеству боковых фракций. Схема АТ с однократным испарением нефти имеет как достоинства, так и недостатки. К достоинствам можно отнести: самые низкие энергозатраты, минимальную металлоёмкость оборудования, невысокую температуру нагрева нефти в печи для обеспечения заданной доли отгона. Недостатки установки: 1. Низкая степень извлечения светлых фракций в мазуте их остается около 3,1% масс. против 2,5% масс. по схеме с двукратным испарением нефти. 2. Схема недостаточно технологически гибкая, т. к. хорошо работает только для стабильных малосернистых нефтей с содержанием углеводородных газов не более 1,2%, бензиновых фракций не более 12 15%, светлых фракций не более 45%. Так, при перегонке лёгких нефтей с большим содержанием светлых фракций из-за образования большого количества паров при нагреве нефти создаётся большое давление на нагнетании насоса до печи, а также в змеевике печи, возрастает нагрузка колонны по парам, увеличивается давление в колонне, снижается чёткость фракционирования. 3. Из-за возможного колебания фракционного состава нефти температурный режим и давление в колонне нестабильны. 4. Возникают определённые трудности с конденсацией дистиллята верха колонны, т. к. он насыщен лёгкими углеводородными газами. 5. При перегонке сернистых нефтей наблюдается повышенная коррозия верха колонны из-за воздействия сероводорода, меркаптанов и хлорида водорода. 2) Установка АТ с предварительным испарителем. Принципиальная схема установки представлена на рис Нефть нагревается сначала в блоке теплообменников за счёт тепла отходящих с установки продуктов, частично испаряется и поступает в испаритель (эвапоратор). Испаритель представляет собой вертикальную пустотелую колонну. Углеводородные газы и пары лёгкого бензина отделяются от жидкости в испарителе и, минуя печь, подаются в основную колонну вместе с полуотбензиненной нефтью. Как вариант, эти газы и пары могут подаваться в низ колонны под нижнюю тарелку вместе с острым водяным паром. Применение испарителя приводит лишь к снижению нагрузки печи по парам и снижению давления на питательном насосе до печи. Но остальные недостатки, отмеченные выше для схемы с однократным испарением нефти, остаются. 30

31 Рис Схема установки АТ с предварительным испарителем 3) Установка АТ с двукратным испарением нефти. Наиболее широко применяемая схема. Технологическая схема установки представлена на рис Установка работает по принципу двукратного испарения нефти и является наиболее универсальной и технологически гибкой. Обессоленная и обезвоженная нефть насосом 1 подаётся двумя параллельными потоками в теплообменники 2, 3, 4 для одного потока и теплообменники 5, 6 для второго потока. После теплообменников нефть объединённым потоком с температурой С поступает в среднюю часть отбензинивающей колонны 7. Давление в колонне 7 составляет 0,4 0,5 МПа, температуры верха С, низа С. В качестве дистиллята в колонне 7 отбираются газы, пары воды и фракция лёгкого бензина н. к.-85 о С, которая конденсируется в аппарате воздушного охлаждения (АВО) 8, охлаждается в водяном холодильнике 9 и разделяется в сепараторе 10. Несконденсировавшийся газ отводится с верха сепаратора, конденсат разделяется на два слоя – нижний водный – отводится с установки и верхний бензиновая фракция насосом 11 частично идёт в качестве орошение в колонну 7, остальное количество уходит с установки (на стабилизацию и вторичную перегонку). 31

32 Рис Технологическая схема установки АТ с двукратным испарением нефти Частично отбензиненная нефть с низа колонны 7 насосом 12 подаётся в змеевик печи 13, где она нагревается до С и в парожидкостном состоянии поступает в основную атмосферную колонну 14. Часть нефти из печи подаётся в низ колонны 7 для обогрева куба колонны (горячая струя). Давление в колонне 14 составляет 0,15 0,2 МПа, температура верха С, низа С. Дистиллят колонны 14 – фракция бензина С вместе с парами воды – охлаждается и конденсируется в АВО 15, водяном холодильнике 16 и разделяется в сепараторе 17 на газ, водный и углеводородный конденсат. Бензиновая фракция насосом 18 частично идёт на орошение колонны 14, остальное количество отводится с установки. Керосиновая фракция С и фракция дизельного топлива С отводятся как боковые погоны из отпарных колонн 19 и 20 насосами 21 и 22 через теплообменники 2, 3, аппараты воздушного охлаждения 23, 24 и водяные холодильники 25, 26. Остаток атмосферной перегонки – мазут (>350 С) – с низа колонны 14 насосом 27 через теплообменник 4, АВО 26, водяной холодильник 29 отводится с установки. Подвод тепла в низ колонн 14, 19 и 20 осуществляется острым водяным паром. В колонне 14 имеются два циркуляционных орошения, тепло которых отдаётся сырой нефти в теплообменниках 5 и 6. Циркуляционные 32

33 орошения организованы под тарелками вывода боковых фракций керосина и дизельного топлива. Эта схема технологически гибкая, отбензинивающая колонна компенсирует возможные колебания во фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу атмосферной колонны. Устраняются все недостатки предыдущих схем: снижается давление на сырьевом насосе и в змеевике печи, снижается нагрузка атмосферной колонны по парам, температура и давление в атмосферной колонне стабильны, верхний дистиллят основной колонны легко конденсируется, верхняя часть основной колонны защищена от коррозионноактивных газов, которые удалятся в первой колонне. При перегонке нефти по этой технологии достигается наибольший отбор светлых фракций. Схема пригодна для перегонки любых нефтей, для нефтей с большим содержанием газов и лёгкого бензина, обводнённых и сернистых нефтей. К недостатки схемы можно отнести: 1. Более высокая температура нагрева полуотбензиненной нефти в печи перед атмосферной колонной. 2. Необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей, а на это требуется больше энергии и дополнительного оборудования. 3. Схема самая дорогая и металлоёмкая. 4. Поддержка повышенного давления в отбензинивающей колонне для конденсации паров дистиллята воздухом и водой. С верха отбензинивающей колонны обычно отбирают фракцию н. к.-85 о С (как в вышеописанной схеме), в некоторых случаях н. к.-120 о С или н. к.-140 о С. Чем меньше отбор дистиллята на сырьё (или чем ниже температура конца кипения дистиллята), тем больше требуются флегмовые и паровые числа для обеспечения заданного разделения. Так, при отборе в качестве дистиллята н. к.-92 о С рабочее флегмовое число составляет R раб = 7,6; а при получении дистиллята н. к о С R раб = 0,5. Отвод тепла в основной атмосферной колонне организуется, как правило, сверху холодным остроиспаряющимся орошением, по высоте колонны – циркуляционными орошениями. Для увеличения чёткости разделения больше тепла нужно отводить холодным остроиспаряющимся орошением, а для увеличения степени регенерации тепла необходимо давать больше нагрузку на нижние циркуляционные орошения. В атмосферной колонне должно быть одно-два циркуляционных орошения, так как третье незначительно увеличивает коэффициент использования тепла и заметно снижает флегмовые числа в вышележащих секциях и усложняет схему установки. Оптимально когда верхним острым орошением отводится 40% всего тепла, а двумя циркуляционными по 30%. При таком подходе будет обеспечен минимальный диаметр колонны. 33

34 Чем выше давление в основной колонне, тем ниже отбор светлых фракций, ниже их качество и чёткость ректификации. Установлено, что переход в основной колонне на давление, близкое к атмосферному, или на умеренный вакуум повышает качество продуктов, улучшает техникоэкономические показатели, позволяет отказаться от применения водяного пара и даёт экономию тепла на 5%. Даже если в основной колонне оставить атмосферное давление, а в стриппингах использовать умеренный вакуум, то это приводит к повышению глубины и чёткости ректификации даже без водяного пара и подвода тепла в стриппинги. На рис представлен другой вариант схемы АТ с двукратным испарением нефти. Рис Второй вариант схемы установки АТ с двукратным испарением нефти Схема состоит из двух сложных колонн. В первой колонне давление может составлять 0,15 0,7 МПа, в ней отбирается часть светлых фракций. Во второй колонне давление атмосферное или умеренный вакуум, в ней происходит отбор оставшихся светлых фракций. Обе колонны имеют верхнее холодное остроиспаряющееся орошение, а по высоте – циркуляционное орошения (на схеме они не показаны). Подвод тепла в низ первой колонны осуществляется горячей струёй, в низ второй колонны острым водяным паром. Широкого промышленного применения эта схема не получила. 34

35 4) Установка АТ с трёхкратным испарением нефти. Такая схема может применяться для высокопроизводительных установок, которые перерабатывают до 12 млн тонн нефти в год (рис. 1.22). Рис Схема установки АТ с трёхкратным испарением нефти Нефть нагревается сначала в регенеративных теплообменниках, поступает в испаритель (эвапоратор) 1, где отделяются газы и пары бензина. Эти газы и пары поступают в отбензинивающую колонну 2, с верха которой отгоняются газы и фракция лёгкого бензина. В качестве боковой фракции из стриппинга 5 отбирается тяжёлый бензин. С низа колонны 2 уходят более тяжёлые светлые фракции, которые попали в небольшом количестве в отбензинивающую колонну из эвапоратора вместе с парами бензина. Отбензиненная нефть с низа испарителя 1 насосом 3 подаётся для нагрева в печь 4 и далее в атмосферную колонну 7. Туда же подаётся насосом 6 остаток отбензинивающей колонны. В атмосферной колонне 7 сверху отгоняются остатки тяжёлого бензина, из стриппинг-секций 8 и 9 отбираются соответственно фракции керосина и лёгкого дизельного топлива, а остаток атмосферной колонны поступает в вакуумную колонну 10 самотеком за счёт перепада давления. Давление в вакуумной колонне 0,04 0,053 МПа, в ней отсутствует подогрев сырья, всё необходимое тепло вносится из атмосферной колонны. С верха вакуумной колонны отбираются газы и водяные пары, которые поступают в систему создания вакуума. В колонне 10 качестве боковых погонов происходит доизвлечение остатков лёгкого дизтоплива и получение фракции тяжёлого дизтоплива. Остаток вакуумной колонны – утяжелённый мазут >360 о С. 35

36 Данная схема обеспечивает более высокую глубину отбора светлых фракций и хорошую чёткость ректификации. Схема имеет технологическую гибкость по ассортименту продуктов и качеству сырья, но требует высоких капитальных и эксплуатационных затрат. Поэтому на практике распространения эта схема не получила Установки вакуумной перегонки мазута (ВТ) На рис представлена схема направлений переработки мазута на нефтеперерабатывающих заводах. ВАКУУМНАЯ ПЕРЕГОНКА МАЗУТА топливное направление масляное направление с однократным испарением с двукратным испарением по широкой масляной фракции по остатку Рис Направления переработки мазута От направления переработки зависит схема установки, конструкция вакуумной колонны Перегонка мазута по топливному направлению Эти установки входят в состав НПЗ, работающих по топливному глубокому направлению. Целевой продукт вакуумный газойль фракция о С. Применяется вакуумный газойль как сырьё для процессов каталитического крекинга, гидрокрекинга, термического крекинга. Во всех этих процессах получается дополнительное количество топливных фракций. Фракция вакуумного газойля должна быть светлой или слегка окрашенной, не содержать смолисто-асфальтовых веществ, иметь минимальное количество металлоорганических соединений, особенно никеля и ваннадия, которые отравляют алюмосиликатные катализаторы. Никель и ваннадий входят в состав комплексов с порфиринами, выкипающими при температуре около 450 о С. По топливному варианту применяют схему с однократным испарением мазута, включающим в себя одну вакуумную колонну (рис. 1.24). 36

37 Рис Схема установки ВТ по топливному направлению Мазут насосом подаётся несколькими параллельными потоками в трубчатую печь (на схеме показан один поток), где он нагревается до 400 о С и поступает в вакуумную колонну, которая имеет переменный диаметр. С верха колонны уходят газы и водяной пар примерного состава (% на мазут): нефтяные пары. 0,05 водяной пар. 1,6 сероводород. 0,05 воздух. 0,05 газы разложения углеводородов. 0,06 Эти газы и пары поступают в систему создания вакуума. Воздух попадает через неплотности колонны. Верхний боковой погон лёгкий вакуумный газойль (соляр) отбирается с нижней тарелки верхней зауженной части колонны. Выход его небольшой, около 1,5 2,3% масс. В состав соляра входят в основном фракции, выкипающие до 360 о С, т. е. остатки фракции дизельного топлива, которые остались недоизвлечёнными при атмосферной перегонке. Часть соляра после охлаждения возвращается на верхнюю тарелку как верхнее циркуляционное орошение. Основная боковая фракция тяжёлый вакуумный газойль ( о С). Выход его составляет 43 53% масс. Часть вакуумного газойля возвращается после охлаждения как среднее циркулирующее орошение. 37

38 Из куба вакуумной колонны отводится гудрон (46 55% масс.). В низ колонны вводится острый водяной пар в количестве 1,5% масс. на мазут. Температура верха колонны составляет около 135 о С; низа 350 о С. Для исключения попадания гудрона в концентрационную часть колонны в виде брызг, тумана, пены, в зоне питания делают специальные каплеотбойники. Кроме того, для снижения пены в мазут вводят антипенную присадку силоксан. Нагревать мазут выше о С в печи нельзя, так как возникает бурное термическое разложение, газообразование, образование кокса на внутренней поверхности труб в печи, осмоление вакуумного газойля. Закоксовывание труб может привести к их прогару. Чем тяжелее нефть, тем больше доля термического разложения. Для уменьшения доли газообразования снижают время нахождения мазута в печи. Для этого мазут нагревают в печи несколькими параллельными потоками. Так как гудрон легко подвергается термическому разложению, для снижения температуры низа колонны применяют квенчинг закачку охлаждённого гудрона в низ колонны. Для снижения количества металлоорганических соединений в вакуумном газойле с нижней тарелки концентрационной части колонны отводится затемнённая фракция. Часть её возвращается после охлаждения в колонну как нижнее циркуляционное орошение, а часть смешивается с мазутом перед печью. Также водяной пар в количестве 0,6% масс. вводят в мазут прямо в змеевик печи это тоже снижает долю термического разложения мазута. Установлено, что при подаче в змеевик печи 0,18% масс. на мазут водяного пара выход газов разложения уменьшается примерно в два раза. Из-за больших объёмов паров в колонне диаметр её обычно составляет 8 12 м. Абсолютное давление в верхней части колонны составляет 5,3 13,3 кпа (0,053 0,133 ат). В концентрационной части вакуумной колонны число тарелок должно быть минимальное. Это необходимо для того, чтобы снизить гидравлическое сопротивление по высоте колонны для прохождения паров и обеспечить наибольший вакуум в зоне питания. Для этих целей вместо тарелок в концентрационной части можно использовать насадки. Колонны с насадками имеют низкое гидравлическое сопротивление, высокую производительность по паровой фазе, широкий диапазон стабильной работы и получают всё большее распространение. В отгонной части вакуумной колонны тарелки не обязательно должны иметь низкое гидравлическое сопротивление, так как оно не влияет на величину вакуума в зоне питания. Основная задача тарелок в отгонной части обеспечить хороший массообмен. Для снижения времени пребывания гудрона в зоне высоких температур отгонная часть колонны имеет меньший диаметр и небольшое число тарелок в пределах 6 8 штук. 38

39 На рис представлена схема вакуумной колонны с насадкой. Рис Схема вакуумной колонны с насадкой: 1 насыпная насадка; 2 глухая тарелка; 3 ороситель; 4 сетчатый сепаратор На рис представлены некоторые виды насыпных насадок Перегонка мазута по масляному направлению Целью перегонки является получение трёх узких масляных фракций: о С; о С и о С. Иногда ограничиваются двумя фракциями о С и о С. Эти фракции являются сырьём для получения компонентов смазочных масел и твёрдых парафинов. Фракционный состав масляных фракций влияет на их качество. Чем выше температура начала кипения масляной фракции, тем меньше в ней лёгких фракций и тем меньше испаряется масло в рабочих условиях. Чем выше температура конца кипения фракции, тем лучшими вязкостными свойствами обладает эта фракция. 39

40 Рис Виды насыпных насадок: а кольца Рашига; б кольца Рашига с перегородками; в кольца Палля; г кольца Hy-Pak фирмы «Norton»; д полукольца Levapak; е кольца Cascade Mini-Rings фирмы «Glitch»; ж – сёдла Берля; з сёдла Инталлокс; и сёдла Инталлокс фирмы «Norton» При перегонке мазута по масляному варианту необходимо обеспечить как можно более чёткое разделение мазута на фракции. Особенно необходимо наиболее чётко отделить фракцию о С от гудрона. Масляные фракции должны иметь низкую коксуемость, с низким содержанием смол, а гудрон с низким содержанием масляных фракций. Налегание температур кипения у масляных фракций должно быть не более о С, в их составе должно быть не более 15% фракций, выкипающих ниже температуры начала кипения и не более 2% фракций, выкипающих выше температуры конца кипения. Такой чёткости ректификации можно достичь с использованием боковых отпарных колонн стриппингов. По масляному варианту мазут можно перегонять по схемам с однократным и с двукратным испарением. 1) Установка ВТ по масляному направлению с однократным испарением мазута. Схема установки представлена на рис Мазут насосом подаётся в печь, где нагревается до температуры не выше 420 о С, при этом однократно частично испаряется и поступает под нижнюю тарелку концентрационной части вакуумной колонны. Давление наверху колонны составляет около 0,0067 0,0107 МПа (0,067 0,107 ат); 40

Http://docplayer. ru/52706071-Pervichnaya-pererabotka-nefti-i-gaza. html

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

    Введение 1. Теоретические основы первичной переработки нефти

      1.1 Индексация нефти и ее связь с технологией их переработки 1.2 Физические основы переработки нефти 1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти

    2. Характеристика нефти 3. Выбор и обоснование варианта переработки нефти 4. Разработка поточной технологической схемы (НПЗ) 5. Описание технологических процессов, входящих в схему НПЗ 6 Материальные балансы технологических процессов НПЗ 7. Суммарный материальный баланс НПЗ Заключение

В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 3 место в мире. Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое количество других производственных объектов.

На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки и научного обслуживания – около 20 тыс. человек.

Промышленная органическая химии прошла длинный и сложный путь развития, в ходе которого ее сырьевая база изменилась кардинальным образом. Начав с переработки растительного и животного сырья, она затем трансформировалась в угле – или коксохимию (утилизирующую отходы коксования угля), чтобы в конечном итоге превратиться в современную нефтехимию, которая уже давно не довольствуется только отходами нефтепереработки. Для успешного и независимого функционирования ее основной отрасли – тяжелого, то есть крупномасштабного, органического синтеза был разработан процесс пиролиза, вокруг которого и базируются современные олефиновые нефтехимические комплексы. В основном они получают, а затем и перерабатывают низшие олефины и диолефины. Сырьевая база пиролиза может меняться от попутных газов до нафты, газойля и даже сырой нефти. Предназначавшийся вначале лишь для производства этилена, этот процесс теперь является также крупнотоннажным поставщиком пропилена, бутадиена, бензола и других продуктов.

Нефть – наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики. нефть колонна технологический

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 четыре 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 неглубокой переработке нефти отбор светлых нефтепродуктов составляет не более 40 – 45%, а выработка котельного топлива достигает 50 – 55% на исходную нефть. 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 Реформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. Более перспективным является вариант глубокой переработки нефти, при котором выход светлых нефтепродуктов составляет 65% на нефть, а котельное топливо (мазут) вырабатывается только для обеспечения собственных нужд НПЗ.

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. Попутно с получением масел производят парафины и церезин, а из асфальтов и экстрактов, являющихся также продуктами установок очистки масел, получают битумную продукцию и нефтяной кокс.

Топливно-нефтехимический вариант переработки нефти предусматривает не только получение широкого ассортимента топлив, но и развитие нефтехимического производства. Нефтехимические производства используют в качестве сырья: прямогонный бензин, ароматические углеводороды, жидкие и твердые парафины. При переработке этого сырья получается целая гамма нефтехимической продукции: этилен и полиэтилен, дивинил и изопрен, бутиловые спирты и ксилолы, фенол и ацетон, стирол и полимерные смолы.

Технологические классификации обычно преследуют прикладные цели и часто носят ведомственный характер. В основу их положены признаки, имеющие значения для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов.

Рассмотрим принятую в России технологическую классификацию (таблица 1).

Как видно из этих норм по содержанию серы и парафина, требования касаются не только нефти, но и качества наиболее употребляемых топлив (и базовых масел), причем определяющим для отнесения нефти к тому или иному классу или виду являются требования по дистиллятам.

Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками. Например,1.2.2.1.3 – малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов, с достаточно высоким содержанием парафина.

Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определяющим направление ее переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (сероочистка, депарафинизация) и ассортимент конечных продуктов.

Для получения реактивного и дизельного топлив и дистиллятных базовых масел

Для получения зимнего дизельного топлива дистиллятных базовых масел

Нефти различных месторождений заметно отличаются по фракционному составу – содержанию легких, средних и тяжелых дистиллятов. Большинство нефтей содержит 15-25% бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, и 45-55% фракций, перегоняющихся до 300-350 °С.

Основные химические элементы, входящие в состав нефти, – углерод (82-87%), водород (11-14%), сера (0,1-7%), азот (0,001-1,8%), кислород (0,5-1%).

Общее содержание алканов (парафины) в нефтях достигает 30-50%, циклоалканов (циклопарафины, нафтены) – от 25 до 75%. Арены (ароматические углеводороды) содержатся, как правило, в меньшем количестве по сравнению с алканами и цикло-алканами (10-20%).

Соотношения между группами углеводородов придают нефтям различные свойства и оказывают влияние на выбор метода переработки нефти и номенклатуру получаемых продуктов.

Нефть является основным источником сырья для нефтеперерабатывающих заводов при получении моторных топлив, масел и мазута. Нефть и продукты ее переработки служат также сырьем для синтеза многочисленных химических продуктов: полимерных материалов, пластических масс, синтетических каучуков и волокон, спиртов, растворителей и др. В перспективе большая часть нефтепродуктов (особенно энергетических топлив) может быть замещена альтернативными энергоносителями, в то время как замена нефтяного сырья в качестве источника получения нефтехимических продуктов мало вероятна. Более того, доля нефти, используемой в нефтехимических производствах, в ближайшие годы в мире возрастет до 8% и по прогнозам в 2000 г. достигнет 20-25%. В связи с этим происходит интеграция нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности и формирование нефтехимических комплексов.

Несмотря на то, что в состав нефти входят практически все химические элементы таблицы Д. И. Менделеева, её основа всё-таки органическая и состоит из смеси углеводородов различных групп, отличающихся друг от друга своими химическими и физическими свойствами. Независимо от сложности и состава, переработка нефти начинается с первичной перегонки. Обычно перегонку проводят в два этапа – с небольшим избыточным давлением, близким к атмосферному и под вакуумом, при этом используя для подогрева сырья трубчатые печи. Поэтому, установки первичной переработки нефти носят названия АВТ – атмосферно-вакуумные трубчатки.

Смысл процесса довольно прост. Как и все другие соединения, нефть преимущественно содержит жидкие углеводороды, которые имеют свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой они испаряются, переходят в паровую фазу.

Перегонка осуществляется в ректификационной колонне, которая представляет собой высокий цилиндрический аппарат, перегороженный множеством ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары углеводородов, могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства. В то же время парообразные продукты продолжают проходить через слой жидкости на каждой тарелке, и по мере прохождения по колонне вверх насыщаются более близкими по температурам кипения фракциями.

Температура в ректификационной колонне снижается по её высоте – от куба, до самой верхней тарелки. Для получения из нефти необходимой фракции, кипящей в заданных температурных пределах, достаточно сделать отводы из колонны на определённой высоте. Каждая фракция имеет свое конкретное назначение и в зависимости от него может быть широкой или узкой, то есть выкипать в интервале двухсот или двадцати градусов. И чем более узкие фракции необходимо получить, тем выше должны быть колонны. Чем больше в них тарелок, тем больше раз одни и те же молекулы должны, поднимаясь вверх с тарелки на тарелку контактировать друг с другом, переходя из газовой фазы в жидкую и обратно. Другими словами пройти многократную конденсацию и испарение с массообменом.

На практике перегонку (или, как говорят специалисты, разгонку), проводят в нескольких колоннах. Обычно их пять. На первой колонне выделяется легкая бензиновая фракция, во второй керосиновая и дизельные фракции. Легкая, нестабильная бензиновая фракция конденсируется в специальном холодильнике-конденсаторе и уже в жидком виде отправляется в стабилизационную колонну, откуда стабильная, широкая бензиновая фракция направляется в колонну для разделения на узкие фракции с последующим использованием их на вторичных процессах. Остатки атмосферной перегонки нефти направляют для извлечения более тяжелых масляных фракций в вакуумную колонну.

Комбинирование нефтепереработки (первичная переработка, каталитический крекинг, риформинг) с нефтехимическими процессами (пиролиз, синтез мономеров, производство пластмасс и др.) значительно расширяет возможности выбора оптимальных схем глубокой переработки нефти, повышает гибкость производственньгх систем для получения моторных топлив или нефтехимического сырья, способствует увеличению их рентабельности. В настоящее время имеется большое число процессов и их комбинаций, которые потенциально могут обеспечить глубину переработки нефти вплоть до 100%.

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 жидкость (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 одинаковых температуре и давлении большую долю отгона.

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 четкость разделения смесей.

Перегонка с ректификацией – наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).

Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат различного диаметра (1,5-3,5м), высоты (от 10-12 до 30-35м). Изготовляется колонна из специальной марки стали, и она оснащена специальными контактными устройствами.

1) по технологическому режиму в колонне различают: колонны, работающие при атмосферном давлении или близком к нему; колонны, работающие под избыточным давлением; колонны, работающие под вакуумом;

2) по типу контактных устройств различают: колонны насадочного типа; роторно-дисковые колонны; тарельчатые колонны.

3) по количеству отбираемых продуктов различают простые и сложные колонны. Простой называют колонну, в которой отбирают два продукта – верхний и нижний. Сложной называют колонну, в которой отбирают три и более продукта: сверху, снизу и сбоку колонны.

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) – выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток – нижний жидкий продукт ректификации.

Сложные колонны обеспечивают разделение исходной смеси на три и более продукта.

Вариант переработки нефти выбирают в зависимости от шифра нефти. В связи с тем, что светлые фракции (до 350° С) всегда используются в качестве топлив, варианты переработки нефти выбирают в зависимости от группы и подгруппы нефти. Принципиальная технологическая схема АВТ принимается после выбора варианта переработки.

При выборе схемы следует учесть состав и характеристики перегоняемой нефти, а также ассортимент, требования к качеству получаемых продуктов.

I. Атмосферная трубчатка (АТ). Этот блок предназначен для отбора от нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В атмосферной части схема перегонки может быть с однократным испарением и двухкратным испарением: а) с предварительным отбензиниванием нефти; б) с предварительным испарением легких фракций.

Выбор той или иной схемы зависит от типа нефти и ее класса (особенно по меркаптановой сере), а также содержащихся в нефти растворенных газов. При выборе каждой из этих схем следует учитывать их недостатки и преимущества.

1. Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению с другими схемами. Существенный недостаток этих установок – отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 °С, с мазутом.

2. При двукратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 єС), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте (рис. 3).

3. Разновидностью блока АТ с двухкратным испарением является схема с предварительным испарением легких фракций, т. е. с эвапоратором. По этой схеме, нагретая в теплообменнике или в печи нефть поступает в испаритель, в котором за счет ОИ, разделяется на паровую и жидкостную фазы. Паровая фаза из испарителя подается в питательную секцию сложной ректификационной колонны. Достоинствами являются снижение нагрузки на печь и гидравлическое сопротивление печи. Недостатком является увеличение нагрузки по парам в сложной ректификационной колонне, т. к. в ней происходит ректификация и паров из испарителя и паров, образовавшихся за счет нагревания жидкой фазы в печи. Эта схема переработки нефти применяется крайне редко (рис. 5).

II. Вакуумная трубчатка (ВТ). Этот блок предназначен для перегонки мазута. В зависимости от варианта переработки нефти от мазута отбирают вакуумный газойль (350-500 єС) – топливный вариант или масленые дистилляты (350-400, 400-450, 450-500 єС) – топливно-масляный вариант. При отборе от мазута вакуумного газойля применяют схему с ОИ, т. е. мазут после нагрева в печи поступает в вакуумную колонну, где от него отбирается вакуумный газойль, а снизу колонны выводится гудрон (рис. 6).

Рисунок 4 – Схема установки с двухкратным испарением (с предварительным отбензиниванием)

Рисунок 5 – Схема установки с двухкратным испарением (предварительным испарением легких фракций)

В случае отбора от мазута масляных дистиллятов и когда требуется высокая четкость разделения, применяют схему вакуумного блока с двухкратным испарением. В этом случае в первой вакуумной колонне отбирается от мазута широкая масляная фракция (350-500 и 350-520 єС), а затем эта фракция разделяется на узкие масляные дистилляты во второй вакуумной колонне, но эксплуатационные расходы на перегонку мазута по этой схеме значительно выше.

Рисунок 6 – Схема установки с ОИ (при перегонке мазута топливным вариантом)

В настоящее время атмосферные и вакуумные блоки строят в составе одной установки (рис.7), что позволяет значительно снизить:

1 – резервуар с нефтью; 2 – блок ЭЛОУ; 3 – отбензинивающая колонна; 4 – атмосферная колонна; 5 – колонна стабилизации; 6 – колонна вторичной перегонки бензина; 7 – вакуумная колонна; 8 – эжектор; 9 – печи; 10 – теплообменники; 11 – холодильники; 12 – насосы;

Потоки:I – сырая нефть; II – обессоленная нефть; III – отбензиненная нефть; IV, V – бензиновые фракции; VI – углеводородные газы; VII – сжиженный газ; VIII – фракция НК 85 оС; IX – фракция 85-10 оС; ; X – мазут; XI – газойлевая фракция; XII – легкий вакуумный газойль; XIII – вакуумный газойль; XIV – гудрон; ; XV – керосин; XVI – дизельное топливо

Исходная нефть, для первичной переработки которой проектируется установка, указывается в задании на курсовое проектирование. В данном случае это Озексуатская нефть. Приведем подробную характеристику нефти и составим ее шифр.

Http://revolution. allbest. ru/manufacture/00367663_0.html

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

Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением………………………………………..

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.

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.

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 ат втечение 2-3 ч, не допуская испарения воды.

Центрифугирование — отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 — 45 м 3 /ч каждая.

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.

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки 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;

Ко 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.

Образовавшиеся в процессе перегонки нефти паровая и жидкая фазы подвергают ректификации в колоннах.

2.1. Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением

При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая.

Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе.

Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением.

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. О плохой четкости разделения при однократном испарении нефти можно судить по рис. 1, где изображены кривые разгонки фракций 40 — 285°С. На рисунке обозначены линиями 1 — исходная фракция (обобщенная); 2, 3 и 4 — легкие фракции паровой фазы; 5 и 6 — тяжелые фракции жидкой фазы. Из рисунка следует, что температурные пределы выкипания полученных продуктов мало отличаются друг от друга.

Если для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным испарением (рис. 2), то окажется, что температура начала кипения фракций при однократном испарении (линия 2 на рисунке) выше, а конца кипения ниже, чем при многократном испарении (линия 1). Если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее. К тому же при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350 — 370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350 — 370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья. Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рис. 3. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается в состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной части колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо испаряющий агент 5. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами.

В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу — высококипящий остаток.

Испаряющий агент вводится в ректификационную колону с целью повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керосина, инертный газ, чаще всего — водяной пар.

В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10 — 20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его в колонну с температурой, равной температуре подаваемого сырья или несколько выше (обычно не насыщенный пар при температуре 350 — 450°С под давлением 2 — 3 ат).

Интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

Создается большая поверхность испарения тем, что испарение углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного пара.

Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25% ее переходило в парообразное состояние.

В случае применения в качестве испаряющего агента инертного газа происходит большая экономии тепла, затрачиваемого на производство перегретого пара, и снижение расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, т. к. сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил широкого применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов парогазовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения отгоняемого нефтепродукта от газового потока.

Удобно в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции — лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т. к. это исключает применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуумсоздающей аппаратуры, и, в то же время, избавляет от указанных сложностей работы с инертным газом.

Чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем легче испаряющий агент, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуется применять лигроино-керосино-газойлевую фракцию.

В результате перегонки нефти при атмосферном давлении и температуре 350 — 370°С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистилляторов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410 — 420°С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до 500°С (в пересчете на атмосферное давление). Нагрев мазута до 420°С сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляторы затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистилляторов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и др. Существующие промышленные установки способны поддерживать рабочее давление в ректификационных колоннах 20 мм рт. ст. и ниже.

Рассмотренные методы перегонки нефти дают достаточно четкие разделения компонентов, однако оказываются непригодными, когда из нефтяных фракций требуется выделить индивидуальные углеводороды высокой чистоты (96 — 99%), которые служат сырьем для нефтехимической промышленности (бензол, толуол, ксилол и др.)

Для выделения вышеназванных углеводородов требуются специальные методы перегонки: азеотропная или экстрактивная ректификация. Эти методы основаны на введении в систему постороннего вещества увеличивающего разницу в летучести разделяемых углеводородов, что позволяет при помощи ректификации выделить индивидуальный углеводород высокой чистоты.

Показателем летучести чистых углеводородов является давление их насыщенных паров при данной температуре или температура кипения при атмосферном давлении. Таким образом, чем больше разница в температурах кипения углеводородов, тем легче разделить их обычной перегонкой. Однако если углеводороды отличаются по химическому строению, то можно использовать специальные виды перегонки, изменяющие летучесть этих углеводородов. Летучесть ( U 1 ) может быть определена как отношение мольных долей углеводородов в паровой и жидкой фазах:

Где Y 1 и Х1 — мольные доли углеводорода соответственно в паровой и жидкой фазах.

Легкость разделения углеводородов перегонки зависит от их относительной летучести. Относительная летучесть двух углеводородов (A) определяется соотношением их летучестей (U1 и U2), т. е.

Где P 1 и P 2 — давление насыщенных паров углеводородов, X 1 и X 2 — мольные доли углеводородов в жидкой фазе, P — общее давление в системе. Отсюда

Таким образом, относительная летучесть углеводородов в идеальном растворе равняется отношению давлений насыщенных паров чистых компонентов при температуре кипящей смеси, и чем ближе она к единице, тем сложнее разделить эти углеводороды перегонкой.

Если вводимый для увеличения разницы в летучести разделяемых углеводородов третий компонент менее летуч, чем исходные углеводороды, то его называют растворителем и вводят сверху ректификационной колонны и выводят снизу вместе с остатком. Такая ректификация называется экстрактивной. Растворитель должен иметь достаточно высокую температуру кипения, чтобы компоненты, полученные с растворителем в виде одной фазы, можно было легко отделить от него при помощи перегонки. Он должен хорошо растворять разделяемые компоненты, чтобы не требовалось чрезмерно большого отношения растворитель/смесь и не образовывалось двух жидких фаз (расслаивание) на тарелке. При экстрактивной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве растворителя применяют фенол, крезолы, фурфурол, анилин и алкилфталаты.

Если добавляемое вещество более летуче, чем исходные компоненты, то его вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем и выводят из нее вместе с парами верхнего продукта. Такую ректификацию называют азеотропной. В этом случае вводимое вещество образует азеотропную смесь с одним из компонентов сырья. Это вещество называют уводителем.

Последний должен обеспечивать образование постоянно кипящей смеси (азеотропа) с одним или несколькими компонентами разгоняемой смеси. Уводитель образует азеотропную смесь вследствие молекулярных различий между компонентами смеси.

При азеотропной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве уводителей применяют метиловый и этиловый спирты, метилэтилкетон (МЭК) и другие вещества, образующие азеотропную смесь с парафино-нафтеновыми углеводородами разделяемой смеси.

Уводитель должен иметь температуру кипения близкую к температуре кипения отгоняемого вещества. Это позволяет получить заметную разницу между температурой кипения азеотропа и других компонентов смеси. Уводитель должен также легко выделяться из азеотропной смеси. Весьма часто разделение бывает более полным, чем этого можно ожидать на основании лишь температурной разницы. Это объясняется большим отклонением системы от идеальной.

Парциональное и общее давления над идеальным раствором при данной температуре отличаются от величин, вычисленных по закону Рауля. Для оценки этого отклонения вводят поправочный коэффициент, который фактически является коэффициентом активности, т. е.

Коэффициент активности J является функцией физико-химических свойств всех остальных компонентов смеси и их концентраций. Для некоторых смесей в присутствии разделяющего агента подлежащие ректификации компоненты из-за их различной растворимости по-разному отклоняются от законов идеальных растворов, поэтому их коэффициенты активности различны. Установлено также, что коэффициент активности каждого компонента увеличивается по мере увеличения концентрации от 0 до 100%, однако для различных компонентов смеси в разной степени. Таким образом, для реальных смесей относительная летучесть равна отношению давления насыщенных паров и коэффициентов активности:

Важное значение в осуществлении экстрактивной и азеотропной ректификаций имеет подготовка сырья, которое должно выкипать в весьма узких пределах, т. е. установке по перегонке с третьим компонентом должна предшествовать установка предварительного разделения смеси посредством обычной ректификации.

Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного действия.

Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения. Классическая схема такой установки указана на рис. 4.

Сырье поступает в перегонный куб 1 на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит подогрев глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки, компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т. д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая кубовый остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и меньшая производительность установки. Далее на рисунке: 2 — ректификационная колонна, 3 — конденсатор-холодильник, 4 — аккумулятор, 5 — холодильник, 6 — насосы.

Установка непрерывного действия лишена многих указанных недостатков. Принципиальная схема такой установки показана на рис. 5. Сырье через теплообменник 1 поступает в подогреватель 2 и далее на разные уровни ректификационной колонны 3. Нижние фракции разогревают в кипятильнике 4 и сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом самая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ колонны и вместе с жидким осадком на дальнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в конденсатор-холодильник 5, и далее из аккумулятора 6 частично назад в колонну для орошения, а частично — в дальнейшую переработку легких фракций.

В зависимости от числа получаемых продуктов различают простые и сложные ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента.

В каждой простой колонне имеются отгонная и концентрационная секции. Отгонная, или отпарная, секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на которую подается сырье для разделения, называется тарелкой питания. Целевым продуктом отгонной секции является жидкий остаток. Концентрационная, или укрепляющая, секция расположена над тарелкой питания. Целевым продуктом этой секции являются пары ректификата. Для нормальной работы ректификационной колоны обязательны подача орошения наверх концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник) или острого водяного пара в отгонную секцию.

В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления, атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефти и бензина, газофракционирования на установках крекинга и гидрогенизации. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов.

Для равномерного распределения паров и жидкости в насадочных колоннах — 1 (рис. 6.) в качестве насадки — 2 применяют шары, призмы, пирамиды, цилиндры из различных материалов (обычно из прессованной угольной пыли) с наружным диаметром от 6 до 70 мм и отношением площади поверхности к объему от 500. Насадку помещают насыпом на специальные тарелки — 4 с отверстиями для прохождения паров и стекания флегмы — 3. Целью применения насадки является повышение площади соприкосновения флегмы и паров для взаимного обогащения. Для правильной работы насадочной колонны очень важно равномерное распределение стекающей флегмы и паров по всему поперечному сечению колонны. Этому благоприятствует однородность тела насадки, максимально возможная скорость восходящего потока паров, равномерно распределенные слои насадки и строгая вертикальность колонны. На практике достигнутое вначале равномерное распределение паров и флегмы нарушается, т. к. пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонны и перемещаться через центр насадки. В связи с этим насадка и разбивается на несколько слоев, а тарелки, на которых размещается насадка, имеют специальную конструкцию, позволяющую снова равномерно перераспределять потоки после каждого слоя насадки. Эффективность использования насадочных колонн очень высока но есть и неудобства: насадку периодически приходится изымать из колоны с целью очищения от смолистых частиц со временем покрывающих насадку и ухудшающих ее смачиваемость, к тому же применение насадочных колонн выдвигает очень жесткое требование выдержки определенного давления пара и количества поступающей флегмы. В случае падения давления пара в колонне происходит ускорение стекания флегмы и резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В случае превышения давления пара замедляется стекание флегмы, что приводит к ее скоплению в верхних слоях насадки и запиранию паров в нижней части колонны («захлебыванию» колонны). Это приводит к еще большему повышению давления пара в нижней части колонны, и, в критический момент, прорыв пара сквозь флегму в верхнюю часть колонны. Следствием «захлебывания» колонны также является резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости.

В тарельчатых колоннах 1 (рис. 7) для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют вместо насадки большое число тарелок специальной конструкции. Флегма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам 3, причем перегородки 4 поддерживают постоянный уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно держать края колпаков 2 погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом действия тарельчатой колонны является взаимное обогащения паров и флегмы за счет прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке. За счет того, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприкосновения пара и жидкости очень высока.

Конструкции тарелок разнообразны. Применяют сетчатые, решетчатые, каскадные, клапанные, инжекционные и комбинированные тарелки. Конструкцию тарелок выбирают исходя из конкретных технологических требований (степень четкости разделения фракций, требование к интенсивности работы, необходимость изменения внутренней конструкции колонны, частота профилактических и ремонтных работ и др.)

В некоторых процессах переработки нефти (например переработка с попутным отделением воды (паров), переработка с предварительным отделением тяжелейших фракций нефти) применяют роторные колонны 1 (рис. 8) с высокой производительностью. Тарелки такой колонны представляют собой конические щитки с углом наклона 40°, с чередованием тарелок закрепленных к стенкам колонны — 2 и тарелок закрепленных к центральному вращающемуся валу — 3.

Таким образом вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными. Вращение тарелок происходит от привода — 4 со скоростью 240 об/мин. Флегма спускается сверху — 5 по неподвижной тарелке и у центра переливается на нижележащую вращающуюся тарелку. Под влиянием центробежной силы флегма перемещается по вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки переходит на стенки корпуса колонны и дальше — на низлежащую тарелку. Далее процесс повторяется. Пары движутся сквозь флегму противотоком. К тому же большое количество флегмы постоянно находится во взвешенном состоянии, что приводит к высокой испаряемости самой флегмы. Расстояние между тарелками всего 8 – 10 мм, что позволяет строить очень компактную колонну с высоким (свыше 85%) КПД. В колонну вводится подогретое сырье, необходимая температура которого поддерживается нагревателем — 6. Указанная конструкция очень удобна в использовании, практически не требует ремонта и профилактических работ, долговечна и не столь чувствительна к изменениям температур и давления исходных компонентов.

В промышленности наиболее часто применяются сложные установки ректификационных колонн, комбинирующих разные виды колонн и разные типы их подключения. Это позволяет корректировать технологический процесс для разных условий переработки нефти и получения необходимых дистиллятов.

В зависимости от направления переработки нефти в процессе ректификации могут участвовать разные установки ректификационных колонн. Достигается это сменой потоков сырья и промежуточных продуктов, что требует высокой магистральности сообщений коллон и установок и возможности компактного и ресурсосберегающего перенаправления потоков.

Последовательное, где с каждой последующей колоны снимают более тяжелый продукт, который одновременно служит флегмой для предыдущей колонны (рис. 9);

Навесной, где к основной колонне пристроены вспомогательные, куда поступают дистилляторы отобранные с разных уровней основной колонны и проходят дополнительную очистку. Остаток вспомогательных колонн сбрасывают назад в основную (рис. 10). Возможно взаимное подключение вспомогательных колонн, использование выходного продукта одной вспомогательной колонны (ниже расположенной по циклу) в качестве флегмы для

другой (выше расположенной по циклу) и др. Вспомогательные колонны могут также иметь различную конструкцию — использовать различный тип тарелок, различные нагревательные агенты, технологические условия (давление, температурный режим) и др.; и размещение — объединяться конструктивно в одну, надстраиваться над основной, располагаться вокруг основной колонны, помещаться внутри основной колонны;

Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), с целью получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.).

В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (АТ). Вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ).

По числу ступеней испарения (количеству ректификационных колон) различают трубчатые установки

Однократного испарения — на одной ректификационной колонне получает все дистилляты — от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является гудрон.

Двукратного испарения — сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который потом перегоняется в вакууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы идут в двух колоннах.

Трехкратного испарения — используются две атмосферные колонны и одна вакуумная. В первой колоне из нефти отбирают только бензин, во второй — отбензиненая нефть перегоняется до мазута, в третей — мазут до гудрона.

Четырехкратного испарения — установка с доиспарительной вакуумной колонной для гудрона в концевой части.

Широкое распространение нашла комбинация ЭЛОУ-АВТ-комплекс вторичной переработки. Технологическая схема комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ приведена на рис. 11. Подогретая в теплообменниках — 1 нефть с температурой 120—140°С поступает в комплекс дегидраторов — 2, где подвергается термохимическому и электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть снова дополнительно подогревается в теплообменниках и с температурой 220°С поступает в колонну — 3. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина и выводится через теплообменник и сепаратор — 4, откуда частично изымается для орошения колонны. Остаток снизу колонны подается в печь — 5, где нагревается до 330°С, и поступает в качестве дополнительной горячей струи в колонну — 3 и как сырье в колонну — 6. Сверху колонны — 6

Отбирается тяжелый бензин и выводится через теплообменник и газосепаратор — 8, частично возвращаясь в качестве оросителя назад в колонну. Сбоку колонны отбираются промежуточные фракции, для чего служат корректоры температуры и отпарные колонны — 7, где отбираются фракции 140-240°С, 240-300°С, 300-350°С. Мазут снизу колонны — 6 подается в печь —9 , где нагревается до температуры 420°С, и поступает в вакуумную колонну —10, работающую при остаточном давлении 40 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары сверху колонны поступают в барометрический конденсатор —12, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором —11. Сбоку колонны отбирают боковые продукты вакуумной колонны, остаток снизу — гудрон. Бензины получаемые в колоннах —3 и 6 поступают в стабилизатор —13. Газ из газосепараторов —4, 8 и 14 подается в абсорбер —15, орошаемый стабильным бензином из колонны —13. А получаемый сверху колонны —15 сухой газ сбрасывается к форсункам печей.

Материальный баланс переработки нефти на комбинированной установке ЭЛОУ-АВТ приведен ниже:

Http://topref. ru/referat/133599.html

Официальная заработная плата, (половину можно премиальными),отпуск, медицинское страхование, оплачиваемые больничные (очень редко болею, но метко, пришлось в этом году один раз сходить на больничный на два дня)

Высшее. 2012-2016. Кубанский государственный технологический университет, институт нефти, газа и энергетики, 18.03.01 – Химические технологии природных энергоносителей и углеродных материалов

1 год и 3 месяца – "Saybolt" – работа в американской сюрвейерской компании на территории России. Работа с нефтепродуктами, с большим объемом образцов, постоянно изучаю новые методы анализа и совершенствую старые навыки.

Опытный пользователь ПК, AutoCAD, Компас, MS Office. Знание технологии подготовке к транспортировке нефти и газа, первичной и вторичной переработки нефти, знание аналитической, физической, органической химии. Подготовка рабочего места, работа с нестандартными образцами нефти и нефтепродуктов: VGO, GO, MDO, FO, CCAU и т. д. Выполнения анализов по ГОСТам и ASTM, ISO. Приготовление рабочих растворов, регистрация проб, контроль хранения образцов, титрование, отчеты проделанной работы, документооборот, и еще многое другое.

Молодая, энергичная, легко обучаемая, коммуникативная девушка полностью готова посвятить себя работе и карьере.

Готова к переезду в любой город. Не боюсь трудностей. Ищу работу в связи с сокращением численности штаба.

Я могу продуктивно работать по 12 часов в день, быстро учусь, легко делюсь своими знаниями с коллективом. Ищу работу в связи с сокращением численности штаба в моей компании.

Http://www. old. jobinmoscow. ru:8092/linkres. php? link=1144363050

Стоимость дроблениесухих обжиг процессДобыча, добыча и первичная обработка

Стоимость цинка снизилась на 0,Добыча свинца. Glencoreметоды определения цинка; свинца и

Доказанные запасы нефти в России по данным ЦРУ на 1 января 2009 г. и добыча за 2010 год на фоне

Россия в цифрах Добыча и стоимость золотаДобыча золота вПроцесс добычи

«электролиз цинк процесс» и отправьтеСтоимость 1 м2 оцинкованнойИ цинка в; Реклама

Июне 2011 года средняя стоимость цинка нацинка и цинковыхпроцесс подачи

Добыча меди в России:Стоимостьцинка, алюминия и тугоплавких металлов производства

Процесс подачи нефтиДобыча и переработкаПервоначальная стоимость 1т нефти в

Добыча нефти, но и по десятилетиям добыча росла практически в геометрической

Сухой уголь руды процесс. цинка и. добыча 75. стоимость линии обогащения свинца.

Понижается и стоимостьсеребром и цинком. Процесс ведутцинка и серебра

Применение, добычацинка с соляной кислотой hcl с выделением водорода и

Помимо олова и цинка, на длинах волн генерации 510 и 578 нм. Стоимостьдобыча и

Понижается и стоимостьсеребром и цинком. Процесс ведутцинка и серебра

Добыча и переработка меди и цинка. Добыча ивСложный процессстоимость

1 августа этого года Кимберлийский процессДобыча исредняя стоимость

Цель проектаЭто уменьшит потери свинца и цинка си цинка. Добычаруды цинка. Процесс

Динамика добычи и приростаруды • Добыча золота • Добыча свинца • Добыча цинка

Которые непосредственно влияют на его качество и стоимость. цинка. Процессцинка и

Оборудование нигерия процесс добычи рудынапишите Ваше имя и сообщение, добыча руды

Добыча и подготовка одной тонны угольной смеси вамПоиск “Стоимость процесс добычи угля

Меди, марганца, сурьмы, цинка. разведанные запасы и добычаа стоимость ее

Мировое производство и потребление цинка. Добыча цинковой рудыПроцесс и функции

Вы можете узнать стоимостьДобыча цинка вмалоэнергоемкий процесс и требует

Http://maori. in/drobilkm/16752-%D1%86%D0%B8%D0%BD%D0%BA%D0%B0-%D0%BF%D1%80%D0%BE%D1%86%D0%B5%D1%81%D1%81-%D0%B8-%D1%81%D1%82%D0%BE%D0%B8%D0%BC%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C-%D0%B4%D0%BE%D0%B1%D1%8B%D1%87%D0%B0.html

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ Перечень рекомендуемой литературы

– добываемые из газовых и газоконденсатных месторождений (Природный газ).

Газовый фактор – количество попутных нефтяных газов, всœегда сопровождающих нефтяные залежи и выделяющиеся при ее добыче, выражающим число м 3 газа на 1 т нефти.

Изменения состава ПНГ в процессе эксплуатации нефтяного месторождения связано с физическими свойствами газообразных углеводородов.

Метан находится в нефти только в газообразном состоянии, его гомологи в виде растворов, из которых потом они выделяются в определœенной последовательности в зависимости от различия в их свойствах. Когда давление газа в месторождении высоко, газ практически состоит из метана, но по мере снижения давления содержание гомологов метана в газе нарастает, в связи с этим в конце эксплуатации нефтеносного горизонта из нефти выделяется газ, содержащий заметные количества жидких углеводородов, – Газовый бензин.

Учитывая зависимость отсодержания газового бензина различают Сухие и жирные природные газы.

В Сухих газах содержание газового бензина Не превышает 100 г/м 3 , в Жирных газах содержание газового бензина Более 100 г/м 3 .

1. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти /Под ред. О. Ф. Глаголевой и В. М. Капустина. – М.: КолосС, 2006. – 400 с.

2. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.

3. Мановян А. К. Технология переработки природных энергоносителœей.- М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

4. Вержичинская С. В., Дигуров Н. Г., Синицин С. А. Химия и технология нефти и газа: Учебное пособие для среднего профессионального образования. – М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2007.-400 с.

5. Эрих В. Н., Расина М. Г., Рудин М. Г. Химия и технология нефти и газа: Учебное пособие для техникумов. – 3-е изд., перераб. – Л.: Химия, 1985. – 408 с.

1. Брагинский О. Б., Шлихтер Э. Б. Мировая нефтепереработка: экологическое измерение. М.: Academia, 2002. – 262 с.

Сбор и подготовка нефти и газа. Транспортировка нефти и газа. Стабилизация нефти.

Первичные технологии нефти, газоконденсатов и газов. Способы подготовки и очистки природных и нефтяных газов.

Методы разделœения углеводородных газов. Методы подготовки, разделœения и первичной переработки нефти и газоконденсатов.

Атмосферная перегонка нефти и газоконденсатов, атмосферно-вакуумная перегонка нефти, технологические методы разделœения и очистки дистиллятов и остатков с применением разных реагентов, деасфальтизация, депарафиниза-ция.

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ Перечень рекомендуемой литературы ПРИРОДНЫЙ ГАЗ Природные газы разделяются на: – сопровождающие нефть (попутные нефтяные газы ПНГ), – добываемые из газовых и газоконденсатных месторождений (природный газ). Газовый. [читать подробенее]

Http://oplib. ru/random/view/1153138

В начале апреля темп реформ остался медленным – 0,8 баллов из 5 возможных. Самое большое достижение – закон, упрощающий доступ к земле добытчикам

Индекс мониторинга реформ (іМоРе) составил +0.8 балл с 26 марта по 8 апреля 2018 года. В этом периоде положительные сдвиги произошли в законодательстве, касающемся государственного управления, монетарной системы, бизнес-среды и энергетики. Главное событие этого раунда — закон об упрощении доступа к земельным участкам для добычи нефти и газа.

В предыдущем раунде индекс равен +0.6 балла из возможных от -5.0 до +5.0

График 2. Значение іМоРе и его компонентов в текущем раунде оценивания

Регулирование добычи нефти и газа создавало системные проблемы в отрасли — процесс всех согласований был неоправданно длительным, а большое количество согласительных и разрешительных процедур создавала коррупционные риски. Это сдерживало разработку новых месторождений и не позволяло динамично наращивать добычу газа, создавало барьеры для инвесторов и существенно ограничивало их круг.

Закон решил эти проблемы — он устраняет лишние согласования и упрощает ряд процедур.

«Основными плюсом закона является то, что он сокращает разрешительные процедуры для ввода месторождения в промышленную разработку с ориентировочно 3.5 года до 2 лет, преимущественно сокращаются устаревшие нормы и те, которые дублируются. Закон также регулирует некоторые сложные ситуации в вопросе землеотвода для нефтегазовой отрасли.

После проведения разведки на с/х землях, для проведения промышленной разработки нужно изменить целевое назначение таких земель. В то же время, существует мораторий на изменение целевого назначения с/х земель, поэтому фактически нельзя было вводить месторождение в промышленную разработку. Теперь закон позволяет изменять целевое назначения земельного участка проводить промышленную разработку на основании договора на проведение разведочных работ. Он расширяет виды земельных сервитутов и четко указывает, что договоры сервитута могут заключаться под объекты нефтегазодобычи.

Закон также отменяет специальное разрешение на снятие поверхностного слоя почвы, который дублировал согласование проекта землеотвода Держгеокадастром. Он ликвидирует ЦКР [ред. Центральная комиссия по разработке газовых, газоконденсатных, нефтяных месторождений] и вводит декларативный принцип согласования проектов разработки месторождений. Также, он создает предпосылки для ликвидации монополии ГКС [ред. Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых] в части оценки запасов. Закон четко определяет, что продолжение действия специальных разрешений, их переоформление и внесение изменений в них, в частности при увеличении запасов является бесплатным. Отменяется обязанность согласования в ДСГ [ред. Государственная служба геологии и недр] реализации геологической информации, созданной недропользователем. Устанавливается добровольный (вместо обязательной) государственная регистрация и учет работ и исследований, связанных с геологическим изучением. Приостановление действия спецразрешения происходит исключительно по результатам мероприятий, проведенных геоконтролем. »

«Закон позволит по крайней мере вдвое сократить процесс получения разрешительных документов для начала работ на нефтегазовых участках. Таким образом, недропользователи смогут быстрее начинать разведку и добычу нефти и газа. В общем, вопрос дерегуляции добывающей отрасли является важной составляющей наращивания добычи газа, а следовательно достижения энергетической независимости. »

График 3. События, которые определяли значение индекса, оценка события является суммой ее оценок по разным направлениям, поэтому она может превышать +5, или быть меньше -5

«Мир переживает последние десятилетия использования нефтегазовых ресурсов в качестве основных первичных энергоносителей. Поэтому все страны пытаются упростить доступ к своим нефтегазоносным недрам, чтобы получить макимальную прибыль в этот период. Украина же, имея неплохие запасы нефти и газа, никак не может кардинально нарастить их добычу, импортируя значительные объемы этих ресурсов, ухудшая себе платежный баланс на миллиарды долларов, недополучая огромные суммы от эксплуатации недр, за сравнительно короткий исторический время будут никому не интересны.

Мотивация упростить доступ к запасам нефти и газа достаточно ясна. Суть же самых изменений, если коротко, заключается в упрощении оформления пользования земельными участками при разработке нефтегазоносных недр, дебюрократизации определенных процедур старта опытно-промышленной и промышленной разработки недр, оптимизации процесса переоформления специальных разрешений.

Как мы понимаем, такие кардинальные меры Парламента приходится принимать не от хорошей жизни — ведь если бы прагматичным стратегическим подходом руководствовались чиновники, в том числе чиновники Держгеонадр, добыча рос бы даже при ранее действующей нормативной базе. Однако коррупционные тормоза на всех этапах работы отрасли — начиная от практически полного отсутствия аукционов на пользование недрами и заканчивая невозможностью годами оформить земельные участки под объектами добычи — обусловливают необхидисть хирургического воздействия со стороны Верховной Рады.

Все ли идеально в новом законе? Очень хочется думать, что он будет иметь исключительно положительное влияние, хотя лично меня немного смущает норма об отсутствии необходимости «доплачивать» за внесение изменений в спецразрешения в случае увеличения запасов. Как бы это не стало источником злоупотреблений.

Чего я ожидаю от закона? Прежде всего быстрого роста инвестиций в отрасль и, как следствие, роста добычи нефти и газа в Украине. Надеюсь, через несколько лет благодаря принятой нами дерегуляции мы прекратим импортировать газ, благодаря чему можно будет рассчитывать на его удешевления внутри страны по крайней мере на размер платы за транспорт из европейских хабов. Рассчитываю также на активизацию нефтеперерабатывающей отрасли вследствие значительного увеличения добычи нефти. Думаю, что в целом речь может идти о создании нескольких тысяч рабочих мест в добыче и переработке, а также десятки миллиардов поступлений в бюджеты всех уровней от налогов и ренты.»

График 4. Значение отдельных компонентов іМоРе и количество событий

Таблица 1. Оценки всех событий и прогресса реформ по направлениям

Http://voxukraine. org/ru/imore-82-melkimi-shagami-dobytchikam-nefti-i-gaza-nemnogo-uprostili-zhizn/

Добавить комментарий