Технология переработки нефти и газа

6. Продукты первичной перегонки нефти. Направления использования продуктов первичной перегонки нефти и мазута

7. Направление и процессы очистки, облагораживания и глубокой переработки дистиллятов АВТ

20. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

21. Теоретические основы управления процессом термического крекинга

22. Теоретические основы управления процессом производства окисленных битумов

23. Термические превращения углеводородов в жидкой фазе: особенности термических реакций

24. Классификация термических процессов и их общая характеристика

25. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ: термический крекинг и висбрекинг

26. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ: коксование

27. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ:

32. Классификация каталитических процессов и их общая характеристика

34. Общая характеристика каталитического крекинга. Катализаторы каталитического крекинга

35. Каталитический риформинг – химизм, термодинамика и катализаторы

40. Общая характеристика гидрокрекинга. Катализаторы гидрокрекинга

47. Классификация углеводородных газов и их общая характеристика

48. Характеристика конечных продуктов переработки природных и нефтяных газов (первичных)

49. Характеристика конечных продуктов переработки нефтезаводских газов (вторичных)

50. Переработка нефтезаводских газов – алкилирование изобутана олефинами

51. Переработка нефтезаводских газов – полимеризация (олигомеризация) олефинов

52. Переработка нефтезаводских газов – изомеризация парафиновых углеводородов

53. Переработка нефтезаводских газов – характеристика и использование нефтезаводских газов

54. Подготовка технологических углеводородных газов: осушка, очистка, абсорбция, компрессия и конденсация, ректификация

55. Переработка нефтезаводских газов – переработка вторичных предельных газов

56. Переработка первичных (природных) углеводородных газов – стабилизация и переработка газовых конденсатов

57. Переработка первичных (природных) углеводородных газов – очистка газа от вредных примесей

58. Переработка первичных (природных) углеводородных газов – глубокая осушка газа

59. Переработка первичных (природных) углеводородных газов – извлечение тяжелых углеводородов (отбензинивание газов)

60. Переработка первичных (природных) углеводородных газов – общие схемы подготовки и переработки

61. Извлечение тяжелых углеводородов: абсорбционное извлечение, низкотемпературная сепарация, низкотемпературная конденсация

4. Основные задачи отечественной нефтепереработки на перспективу

5. Задачи термодинамического анализа и их краткая характеристика

6. Термодинамическая вероятность различных направлений химических реакций

9. Кинетика контактно-каталитических процессов. Области протекания гетерогенных газофазных каталитических реакций

15. Продукты первичной перегонки нефти. Направления использования продуктов первичной перегонки нефти и мазута

16. Направление и процессы очистки, облагораживания и глубокой переработки дистиллятов АВТ

17. Вторичная перегонка бензина и вторичная перегонка дизельного топлива

25. Классификация каталитических процессов и их общая характеристика

30. Общая характеристика каталитического крекинга. Катализаторы каталитического крекинга

31. Общая характеристика гидрокрекинга. Катализаторы гидрокрекинга

32. Классификация термических процессов и их общая характеристика

33. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ: термический крекинг и висбрекинг

34. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ: коксование

35. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ: Производство битумов

36. Классификация углеводородных газов и их общая характеристика

37. Характеристика конечных продуктов переработки природных и нефтяных газов (первичных)

38. Характеристика конечных продуктов переработки нефтезаводских газов (вторичных)

39. Условия, определяющие технологию переработки и общий принцип технологических схем переработки газа и особенности подготовки и переработки газа, влияющие на выбор схемы

40. Общие схемы подготовки и переработки углеводородных газов и их краткая характеристика

43. Извлечение тяжелых углеводородов: абсорбционное извлечение, низкотемпературная сепарация, низкотемпературная конденсация

45. Подготовка технологических углеводородных газов: осушка, очистка, абсорбция, компрессия и конденсация, ректификация

46. Подготовка технологических углеводородных газов: компрессия и конденсация, ректификация

Учебно-методическое и информационное обеспечение дисциплины (модуля)

1. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти : учеб. пособие. – М. : КДУ, 2010. – 280 с.

2. Леффлер У. Л. Переработка нефти. – 2-е изд., пересмотр. / пер. с англ. З. П. Свитанько. – М. : Олимп-Бизнес, 2009. – 224 с.

3. Гудок Н. С. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород : учеб. пособие. – М. : Недра-бизнесцентр, 2007. – 529 с.

4. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Пер-вичная переработка нефти /Под ред. О. Ф. Глаголевой и В. М. Капустина. М.: КолосС, 2005. – 400 с.

6. Капустин В. М., Гуреев А. А. Технология переработки нефти. В 2 ч. Часть вторая. Деструктивные процессы. – М.: КолосС, 2008. – 334 с.

8. . Коршак А. А., Шаммазов А. М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: – Уфа.: ООО ДизайнПолиграфСервис, 2007. – 380 с.

9. Управление нефтегазостроительными проектими /Ю. Н. Забродин, В. Л. Коликов, А. М. Михайличенко, А. М. Саруханов. – Москва: Издательство «Омега – Л», 2006. – 475.

10. Давыдова С. Л. Ресурсные и экологические особенности нефтегазового производства: Учеб. пособие. – М.:РУДН, 2007.-172с.

11. Коннова Г. В. Оборудование транспорта и хранение нефти и газа: Учеб. пособие.-2-е изд.-Ростов н/Д.:Феникс, 2007.-128с.

12. Шубин В. С. Надежность оборудования химических и нефтеперерабатывающих производств: Учеб. пособ.-М.: Химия, КолосС, 2006.-359с.

1. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.

2. Мановян А. К. Технология переработки природных энерго-носителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

3. Коршак А. А., Шаммазов А. М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: – Уфа.: ООО ДизайнПолиграфСервис, 2007. – 528 с.

4. Управление нефтегазостроительными проектами /Ю. Н. Забродин, В. Л. Коликов, А. М. Михайличенко, А. М. Саруханов. – Москва: Издательство «Омега – Л», 2006. – 475.

5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. М.: Калвис, 2006. – 116 с.

6. Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.

7. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа: Учеб. пособие / С. А. Ахметов, М. Х. Ишмияров, А. П. Ве-ревкин, Е. С. Докучаев, Ю. М. Малышев; Пол ред. С. А. Ахметова. – М.: Химия, 2005. – 736 с.

8. Леффлер Уильям Л. Переработка нефти. /Пер. с англ. – М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2005. -227 с.

2. Технические и электронные средства обучения используются: презентации на персональном компьютере. В качестве иллюстративных материалов используются схемы, таблицы, рисунки.

Http://studopedia. su/13_25339_tehnologiya-pererabotki-nefti-i-gaza. html

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

Кафедра инженерно-технологических дисциплин, организации и управления деятельностью по предупреждению чрезвычайных ситуаций

    Классификация нефтей Коксование. История развития процесса Гидроочистка нефтяных остатков Переработка первичных (природных) углеводородных газов – очистка газа от вредных примесей Литература

Малосернистая нефть содержит не более 0,5 % серы, при этом бензиновая и реактивно-топливная фракции – не более 0,1 %, дизельная – не более 0,2 %. Если серосодержащие соединения сосредоточены в тяжелых остатках, а дистиллятные топливные фракции содержат серу в количествах, не превышающих нормы, установленные для 1 класса, то нефть относят к малосернистой. Если содержание серы в каком-либо одном или нескольких видах дистиллятных топлив превышает указанные пределы, то нефть не может считаться малосернистой.

Сернистая нефть содержит от 0,51 до 2,0 % серы, при этом бензиновая фракция – не более 0,10%, реактивно-топливная-не более 0,25%, дизельная – не более 1,0 %. Если один или несколько видов дистиллятных топлив содержат серу п большем количестве, то нефть относят к высокосернистой.

Высокосернистая нефть содержит более 2 % серы, содержание серы в дистиллятах из этой нефти составляет: в бензиновом – более 0,1 %; реактивно-топливном – более 0,25 %, дизельном – более 1,0 %. Если дистиллятные топлива из высокосернистой нефти содержат серу в меньших количествах и по содержанию серы отвечают требованиям, предъявляемым к топливам из сернистой нефти, то даже при содержании серы в нефти более 2 % такую нефть следует отнести к сернистой.

Если в нефти содержится не более 1,5 % парафина и из этой нефти можно без депарафинизации получить реактивное топливо, зимнее дизельное топливо с пределами перегонки 240 – 350°С и температурой застывания не выше – 45°С, а также индустриальные базовые масла, то такую нефть относят к малопарафинистым. Если в нефти содержится 1,5-6,0 % парафинов и из нее можно без депарафинизации получить реактивное топливо и летнее дизельное топливо с пределами кипения 240 – 350°С и температурой застывания не выше – 10°С, то нефть относят к парафинистым. Для получения дизельного зимнего топлива и базовых дистиллятных масел из этих нефтей требуется депарафинизация. Нефти, в которых содержится более 6,0 % парафина, называют высокопарафинистыми. Из них и реактивное, и летнее дизельное топливо получают только после депарафинизации.

Если из парафинистой нефти летнее дизельное топливо можно получить только после депарафинизации, то нефть следует относить к третьему классу. И наоборот, если для выработки летнего дизельного топлива из нефти, содержащей больше 6% парафина, депарафинизации не требуется, то такую нефть относят ко второму классу.

Процесс полукоксования бурого угля известен с XVIII в., когда из бурого угля таким путем получали осветительное масло. В дальнейшем прн полукоксовании бурого угля производство осветительного масла и парафинов продолжало играть важную роль – до тех пор, пока эти продукты не стали получать из нефти. Полукоксование проводили в ретортах, тепло к углю передавали через стенку реторты (вращающиеся печи). Полукоксование бурого угля в Германии было поставлено на промышленную основу примерно в 1935 г., после того как этот процесс был осуществлен в печах с внутренним обогревом газовым теплоносителем.

Полукоксование каменных углей началось в XIX в. Однако в ходе дальнейшего развития этот процесс, в отличие от высокотемпературного коксования, полностью утратил свое значение. Только в XX в. в связи с увеличением потребления бездымного топлива сначала в Англии, а затем во время второй мировой войны, в Германии было возобновлено полукоксование каменных углей. Вплоть до 1965 г. на заводе фирмы Saarbergwerke в Вельсене действовала установка полукоксования каменного угля по методу Кruрр – Lurgi. Первые попытки получить кокс коксованием каменного угля относятся к XVI в.

В XVII веке из-за быстрого роста производства чугуна наблюдалась нехватка древесного угля, который в то время применяли в качестве топлива и как восстановитель при получении чугуна. Эти трудности были устранены только после того, как в XVIII в. в Англии для восстановления железной руды стали использовать кокс, к тому времени в достаточном количестве производимый из каменного угля.

По аналогии с производством древесного угля в открытых кучных печах в аналогичных печах стали получать и кокс. В последующие годы кучная печь была усовершенствована с целью упрощения обслуживания, увеличения выработки кокса и улучшения его качества, а также повышения экономичности конструкции. Так, от открытой кучной печи, а затем от полуоткрытой шаумбургской печи перешли к первой закрытой печи, названной из-за ее формы ульевой печью. Затем с середине XIX в. появились первые печи непрямого обогрева, так называемые пламенные печи. После 1880 г. пламенные печи были заменены печами другого типа, позволявшими наряду с коксом получать из угля химические продукты, которые раньше считались побочными. Так наступила эра, когда на основе ароматических углеводородов из сырой смолы коксования началось создание промышленной органической химии.

Коксование возникло в 18 веке, когда истребление лесов для получения древесного угля, использовавшегося при выплавке железа, стало угрожающим и потребовалось заменить этот уголь другим топливом. В 1735 г. в Англии была проведена первая доменная плавка на коксе.

Основными показателями качества кокса являются: содержание смол, асфальтенов, серы, коксуемость (10-20%) и содержание мех. примесей.

1) в горизонтальных обогреваемых кубах (периодический процесс) 2) в необогреваемых коксовых камерах (полунепрерывный процесс) 3) в псевдоожиженном слое коксового теплоносителя (непрерывный процесс) При получении кокса в горизонтальные обогреваемых кубах основным агрегатом является коксовый куб или горизонтальный цилиндрический аппарат, обогреваемый открытым огнем. При этом процессе продукты разложения удаляются непрерывно из реакционной зоны, а остаток постепенно утяжеляется, превращаясь в кокс. В таком коксе почти не содержится летучих компонентов и он не требует дополнительной прокалки. На кубовых установках используют крекинг-остатки и смолы пиролиза, из которых делают специализированный кокс.

Замедленное коксование используется для получения основного количества нефтяного кокса.

Технологическая Схема Установки Замедленного Коксования В Необогреваемых Камерах:

Вторичное сырье с низа колонны 9 забирается насосом 6 и возвращается в змеевики печи 2 и 3, в верхние трубы конвекционной секции и правые подовые и потолочные экраны. Эта часть труб относится к “реакционному” змеевику, здесь вторичное сырье нагревается до 490-510°С. Во избежание закоксовывания труб этой секции в трубы потолочного экрана подают перегретый водяной пар, так называемый турбулизатор, в количестве

3 % (масс.) на вторичное сырье. За счет подачи турбулизатора увеличивается скорость прохождения потока. Парожидкостная смесь из печей 2 и 3 вводится параллельными потоками через четырехходовые краны 7 в две работающие камеры 5; две другие камеры (5′) в это время подготавливают к рабочему периоду цикла. Горячее сырье подается в камеры вниз и постепенно заполняет их. Объем камер достаточно большой (внутренний диаметр 4,6-5,5 м, высота 27-28 м), и время пребывания сырья в них значительно. Здесь в камерах сырье подвергается крекингу. Пары продуктов разложения непрерывно выводятся из камер сверху и поступают в колонну Р, а тяжелый остаток остается. Жидкий остаток постепенно превращается в кокс.

В колонне 9 продукты коксования разделяются. С верха колонны уходят пары бензина и воды, а также газ коксования. Эти продукты проходят аппарат воздушного охлаждения 8, затем водяной холодильник 16 для дополнительного охлаждения и поступают в водогазоотделитель 77, где разделяются на водный конденсат, нестабильный бензин и жирный газ.

Часть нестабильного бензина нагнетается насосом 15 в качестве орошения на верхнюю тарелку колонны 9. Балансовое количество бензина проходит теплообменник 18, где нагревается за счет тепла легкого газойля, и передается в секцию стабилизации. Водный конденсат, отводимый из водогазоотделителя 17, подается насосом 14 через теплообменник 20 в пароперегреватели, расположенные в конвекционных секциях печей 2 и 3.

Легкий и тяжелый газойли, отводимые из отпарных колонн 10 и 11, направляются соответственно насосами 13 и 12 через теплообменники нагрева нестабильного бензина 18, водного конденсата 20 и аппараты воздушного охлаждения 19 и.21 в резервуары.

После заполнения камер коксом, образующимся в процессе, камеры отключают и продувают водяным паром для удаления оставшихся жидких продуктов нефтяных паров. Удаляемые продукты поступают вначале в колонну 9, а затем, когда температуру кокса понизится до 400-405 СС, поток паров отдувают в приемник 4. Подачу водяного пара продолжают до снижения температуры кокса до 200°, далее в камеру подают воду до тех пор, пока вновь подаваемые порции воды, пары которой выходят в атмосферу, не перестанут испаряться, т. е. пока в сливной трубе приемника 4 не появится вода.

Кокс из камер выгружается гидравлическим способом – посредством гидрорезаков с использованием воды давлением 10-15 МПа.

Назначением процесса термоконтактного крекинга (ТКК) является получение дистиллятов, богатых ароматическими углеводородами и газа, содержащего до 50 % (об.) непредельных углеводородов. В качестве сырья используют высокосернистые нефтяные остатки – гудрон вакуумной перегонки нл мазут атмосферной перегонки.

Процесс может быть направлен на получение сырья для нефтехимии: увеличенного выхода газе более богатого непредельными углеводородам жидких продуктов, из которых могут быть выделен! бензол, толуол и нафталин. Тяжелые фракции могу являться сырьем для производства технической углерода. В этом случае режим процесса более жест кий: температура в реакторе 600°С и коксонагревателе 670-700°С. Газойли коксования использую на некоторых заводах (иногда после гидроочистки как компоненты сырья установки каталитическое крекинга.

Установка термоконтактного крекинга состоит и реакторного блока (реактор, коксонагреватель, сепаратор-холодильник кокса, воздуходувка и др.) и блока разделения (парциальный конденсатор, ректификационная колонна, отпарная колонна, газосепаратор).

При этом процессе сырье вступает в контакт с подвижным нагретым до более высокой температуры инертным теплоносителем и коксуется на поверхности этого теплоносителя. Из реакционного аппарата в регенератор постоянно выводится часть теплоносителя с отложившимся на нем коксом, где часть кокса выжигается и за счет тепла, выделившегося при сгорании, происходит подогрев теплоносителя до требуемой температуры. Нагретый теплоноситель возвращается в зону реакции. Теплоносителем является порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм. Для перемещения теплоносителя используется пневмотранспорт. Движущей силой является поток газа или пара, который захватывает коксовые частицы и переносит их. При непрерывном коксовании в кипящем слое происходит собственно коксование, сопровождающееся прокалкой кокса. Выход кокса при таком коксовании меньше, чем при замедленном.

Подбирая условия абсорбции, можно достичь 95 % – ной степени извлечения меркаптанов и 35-38 % – ной – диоксида углерода. Для более полного извлечения СО, требуется больший расход раствора щелочи. Оптимальные условия абсорбции. меркаптанов достигаются при максимальной скорости прохождения газа, которая в колонных аппаратах держится на уровне 0,3-0,4 м/с (во избежание уноса капелек жидкости). Давление обычно 0,98 МПа. Как правило, берется 7-8-кратное количество раствора щелочи по сравнению с равновесным количеством меркаптанов. Первоначальная концентрация раствора щелочи – около 20 % (масс.), однако при содержании диоксида углерода более 0,1 % (об.) концентрацию раствора берут меньше (во избежание – потерь щелочи). Концентрацию отработанного раствора щелочи принимают равной 1,5 % (масс.). В результате общий расход щелочи не превышает 1-3 кг на 1000 м 3 газа, содержание меркаптанов в газе при этом сокращается с 12 до 0,5 мг м 3 . Температура процесса определяется температурой входящего газа, но не должна быть ниже 5°С, так как образующийся карбонат натрия при взаимодействии диоксида углерода с гидроксидом натрия при низких температурах плохо растворим и может забивать низ аппарата. Концентрация карбоната натрия (соды) в выходящем с низа абсорбера отработанном растворе щелочи не должна превышать 7 % (масс.). Процесс щелочной очистки газов является экономичным. Однако при высоких концентрациях в газе сероводорода и диоксида углерода (>0,3 %) перед щелочной очисткой следует использовать очистку раствором моноэтаноламина. Сухой газ и пропан-пропиленовая фракция на промышленных установках ЦГФУ и АГФУ, газы регенерации на установках гидроочистки и пирогаз на установке ЭП-300 предварительно очищаются от сероводорода и частично от диоксида углерода раствором моноэтаноламина, затем подвергаются доочистке щелочью от меркаптанов и диоксида углерода. Расход гидроксида натрия при этом не превышает 0,16 кг на 1000 м 8 газа. Технологическая схема щелочной очистки газа от меркаптанов мало отличается от схемы очистки моноэтаноламином, только регенерация раствора щелочи проводится открытым водяным паром или продувкой горячим воздухом, или последовательно тем и другим. В случае очистки газов от диоксида углерода равновесное давление газа над абсорбентом равно нулю, что позволяет осуществлять многократную циркуляцию абсорбента с выводом части его из системы и дозированием свежего. Такая схема щелочной доочистки газов пиролиза, используемая в этиленовом производстве на установке ЭП-300, приведена на рис. XIII-1. Газ после IV ступени турбокомпрессора (с установки ЭП-300) при давлении 2 МПа проходит моноэтаноламиновую очистку и при том же давлении с температурой 20-40°С поступает в нижнюю часть абсорбера 13. Абсорбер снабжен 24 колпачковыми или клапанными тарелками. Через каждые 4 тарелки насосами 1-5 осуществляется циркуляция раствора щелочи, что снижает ее общий расход. Часть раствора щелочи с низа абсорбера насосом 2 подается в промежуточный сборник 15, откуда насосом 7 направляется в колонну 16 для регенерации водяным паром. Свежий 12 % – ный раствор щелочи дозировочным насосом 6 подается в линию нагнетания циркуляционного насоса 4. В верхней части колонны устанавливаются три-четыре промывочные тарелки; на них подается водяной конденсат, что позволяет устранить постепенную забивку трубопроводов на выходе газа раствором щелочи и содой.

При наличии в газе высших углеводородов возможно образование продуктов их омыления, что ведет к вспениванию раствора. Во избежание этого температуру раствора поддерживают на 3-5°С выше температуры газа (что способствует растворению примесей). Температура раствора регулируется с помощью парового подогревателя 10. и. теплообменника 9.

Очищенный газ, выходящий с верха абсорбера, охлаждается в водяном холодильнике 12 и поступает в промежуточный сборник 11 для отделения конденсата. С верха сборника газ подается на V ступень турбокомпрессора. Регенератор 16 тарельчатого типа (отпарная колонна) работает при давлении, близком к атмосферному, и температуре 100-110°С. Отработанный раствор щелочи подается в верхнюю часть аппарата, водяной пар (давлением 0,3 МПа) – в нижнюю, Чтобы избежать уноса испарившейся воды, температуру вверху регенератора держат на уровне 60°С с помощью флегмы, подаваемой насосом 5 выше ввода раствора. Температура флегмы регулируется холодильником 14. Газ, выходящий с верха десорбера, может содержать до 20 % (об.) меркаптанов, до 70 % (об.) метана и диоксида углерода. Этот газ направляется в печи. Раствор щелочи, содержащий еще некоторое количество диоксида углерода, с низа регенератора забирается насосом 8 и подается в колонну 17, где продувается нагретым до 70-90°С воздухом. Воздух с диоксидом углерода выводится в атмосферу, а щелочные сточные воды с низа колонны 17 направляются в промышленную канализацию.

2. В. Г., Волков Н. П. Переработка нефтяных и природных газов. – М.: Химия, 1981.

3. Гальперин Н. И. Основные процессы и аппараты химической технологии, кн.2 – М.: Нефтехимия, 1981.

4. Ентус H. Р., Шарихин В. В. Трубчатые печи в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. – M.: Нефтегаз, 1987.

5. Касаткин А. Г., Основные процессы и аппараты химической технологии, 8 изд. – М.: Нефтехимия, 1971.

6. Клименко А. П. Сжиженные углеводородные газы, 3 изд. – М.: Нефтехимия, 1974.

7. Коуль А. Л., Ризенфельд Ф. С. Очистка газа, пер. с англ., 2 изд. – М.: Химия, 1968.

8. Орехов И. И., Обрезков В. Д. Холод в процессах химической технологии. – Л.: Наука и труд, 1980.

Назначение и описание процессов переработки нефти, нефтепродуктов и газа. Состав и характеристика сырья и продуктов, технологическая схема с учетом необходимой подготовки сырья (очистка, осушка, очистка от вредных примесей). Режимы и стадии переработки.

Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.

Классификация углеводородных газов. Процесс очистки газов от механических примесей. Осушка газа от воды гликолями. Технология удаление сероводорода и углекислого газа. Физико-химические свойства абсорбентов. Процесс извлечения тяжелых углеводородов.

Физико-химическая характеристика нефти. Первичные и вторичные процессы переработки нефти, их классификация. Риформинг и гидроочистка нефти. Каталитический крекинг и гидрокрекинг. Коксование и изомеризация нефти. Экстракция ароматики как переработка нефти.

Полукокс – основной продукт процесса низкотемпературного пиролиза. Полукоксование – процесс термической переработки твердого топлива (каменного угля, бурого угля, сланцев) без доступа воздуха. Факторы, влияющие на выход, качество продуктов полукоксования.

Химическая переработка угля. Процессы газификации и гидрогенизации угля. Деполимеризация органической массы угля с образованием органических молекул меньшей молекулярной массы. Нагревание углей без доступа воздуха с целью их термической деструкции.

Характеристика и организационная структура ЗАО “Павлодарский НХЗ”. Процесс подготовки нефти к переработке: ее сортировка, очистка от примесей, принципы первичной переработки нефти. Устройство и действие ректификационных колонн, их типы, виды подключения.

Нефть как природная маслянистая горючая жидкость. Углеводороды как основные компоненты нефти и природного газа. Анализ технологии добычи и переработки нефти. Первичный и вторичный процесс. Термический крекинг, каталитический реформинг, гидроочистка.

Поточная схема переработки нефти по топливному варианту. Назначение установок АВТ, их принципиальная схема, сырье и получаемая продукция. Гидрогенизационные процессы переработки нефтяных фракций. Вспомогательные производства нефтеперерабатывающего завода.

Понятие нефтяных попутных газов как смеси углеводородов, которые выделяются вследствие снижения давления при подъеме нефти на поверхность Земли. Состав попутного нефтяного газа, особенности его переработки и применения, основные способы утилизации.

Http://otherreferats. allbest. ru/manufacture/00159961_0.html

Нефть – природная дисперсная система жидких углеводородов, в которой растворены газообразные и твердые вещества.

Наряду с углеводородами, в нефти присутствуют гетероорганические гетероатомные соединения, содержащие, кроме углерода и водорода, серу, азот, кислород и другие элементы, в частности, железо, ванадий и другие.

Нефть – это широкий комплекс газообразных, жидких и твердых углеводородных соединений.

– невосполнимые источники энергии: торф, горючие сланцы, каменные и бурые угли, нефти, природный газ, природные битумы.

– восполняемые источники энергии – солнечное излучение, энергия ветра, падающей воды, приливов и отливов, атомная энергия и другие. Это экологически чистые источник энергии.

Отрасли промышленности, занятые добычей, транспортировкой и переработкой различных горючих ископаемых, а также выработкой и распределением энергии, называют Топливно-энергетическим комплексом.

Распределение различных природных горючих ископаемых в земной коре (в % мас.):

Мировые запасы природного газа оцениваются в 142 трлн. м3 (115 млрд. т), из них примерно 55 трлн. м3 приходится на страны СНГ.

Доказанные запасы нефти на начало XXI века составляют 140,7 млрд. т. В настоящее время основными нефтедобывающими странами являются 15 стран: Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Венесуэла, ОАЭ, Кувейт, Нигерия, Ливия. Индонезия, Алжир, Катар, Габон, Россия и другие. На начало 2003 г. в мире добывалось, млн. т/год:

Согласно прогнозам при нынешнем уровне добычи нефти запасов нефти хватит на 43 года, а природного газа – на 63 года.

Теория неорганического происхождения нефти (, А. Гумбольдт, М. Бертло, и др.) – нефть образуется на больших глубинах при высокой температуре путем взаимодействия воды с карбидами металлов.

Теория органического происхождения нефти (К. Энглер, , , , и др.) – природные алюмосиликаты (глинистые породы) являются катализатором в химических реакциях нефтеобразования органических веществ осадочных пород.

– генетическая связь между групповыми компонентами нефти, твердых горючих ископаемых (уголь, торф и другие) и исходных материнских биологических веществ;

– в нефтях обнаружены ряд органических соединений, являющихся как бы «биологическими метками» от исходных материнских веществ – порфирины (структурные фрагменты хлорофилла и гемоглобина животных), изопреноидные углеводороды, например, С20Н42 с одним лишь идентичным природному изомером из 366 000 теоретически возможных изомеров; гоманоиды, характерные сине-зеленым планктонным водорослям; н-парафины С17 и выше с преобладающим нечетным числом атомов углерода над четным; битуминозные вещества с идентичным составом, микроэлементы с идентичным распределением металлов, прежде всего V и Ni, сходным составом сероорганических соединений;

– оптическая активность нефти, которая характерная только для биологических объектов;

– большинство месторождений нефти находится в осадочных породах Земли.

Таким образом, на основании вышеизложенного, нефтеобразование имеет много общего с углеобразованием, является длительным и сложным многостадийным биохимическим, термокаталитическим и геологическим процессом преобразования исходного органического материала в многокомпонентные смеси углеводородов парафинового, нафтенового, ароматического и смешанного строения, но в отличие от генезиса твердых горючих ископаемых нефтеобразование включает дополнительные осадочно-миграционные стадии с накоплением первоначально рассеянной по осадочным породам микронефти в природных резервуарах макронефти. По генетическому признаку в качестве близких «родственников» природных нефтей признают сапропелитовые угли, следовательно, нефть, природный газ, сланцы, сапропелитовые угли и богхеды, исходным материалом для синтеза которых является водная растительность (планктон, водоросли и бентос) и микроорганизмы, генетически взаимосвязаны и образуют группу сапропелитовых каустобиолитов. А торф, бурые и каменные угли и антрацит принадлежат к группе гумусовых каустобиолитов.

В 1932 г. сформулировал основные этапы образования нефти и газа из органического материала, позже дополнив и уточнив основополагающие взгляды в свете новейших мировых достижений науки о нефти, предложил выделить 5 основных стадий осадконакопления и преобразования органических веществ в нефть.

Первая стадия – осадконакопление: после отмирания остатки растительных и животных организмов выпадают на дно морских или озерных бассейнов и накапливаются в илах,

Вторая стадия – биохимическая: накопленный на дне бассейнов органический осадок преобразуется, уплотняется, частично обезвоживается за счет протекания биохимических процессов в условиях ограниченного доступа кислорода.

Третья стадия – протокатагенез: плат органических осадков медленно опускается на глубину до 1,5-2 км, по мере погружения в пласте повышаются температура до 50-70 0С и давление и биохимические процессы вследствие гибели микроорганизмов полностью затухают.

Четвертая стадия – мезокатагенез: пласт погружается на глубину 3-4 км, температура возрастает до 150 0С и органические вещества подвергаются активной термокаталитической деструкции с образованием значительного количества подвижных битуминозных веществ (нефти и нефтепродуктов), содержащих практически весь набор углеводородов нефтяного ряда. При дальнейшем погружении осадочных пород процесс генерации углеводородов затухает, вследствие израсходования основной части керогена, а скорость их эмиграции возрастает. При эмиграции микронефти из глинистых нефтематеринских пород и прилегающие к ним плиты пористых водонасыщенных песчаников возникает хроматографическое разделение смеси жидких и газообразных углеводородов. В песчаный коллектор выносится смесь нефтяных углеводородов с содержанием 5-10 % асфальто-смолистых веществ – это по-существу, уже есть настоящая нефть.

Пятая стадия – апокатагенез – протекает на глубине более 4,5 км, где температура 180-250 0С, с ростом глубины осадочных пород нефть становится более легкой с преобладанием доли алканов, обогащенных низкокипящими углеводородами. Залежи нефти постепенно замещаются сначала газовыми конденсатами – смесью легкокипящих нефтяных углеводородов, затем газоконденсаты сменяются природным газом, состоящим преимущественно из метана.

При эмиграции к поверхности земли нефть теряет легкие фракции, окисляется и утяжеляется, она характеризуется повышенной плотностью, низким содержанием бензиновых фракций и высоким содержанием тяжелых высокомолекулярных веществ.

В свете новейших мировых достижений науки о нефти гипотеза и о происхождении нефти является наиболее правдоподобной.

Важно отметить, что природные алюмосиликаты (глинистые породы) являются катализатором в химических реакциях нефтеобразования органических веществ осадочных пород.

Все горючие ископаемые практически состоят из пяти основных элементов: С, Н, N, O и S, нефть – С и Н. По содержанию водорода нефть занимает промежуточное положение среди горючих ископаемых:

Количество углерода и водорода в нефтях находится в сравнительно узких пределах.

Http://pandia. ru/text/77/458/50.php

1 МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ИНСТИТУТ УПРАВЛЕНИЯ, ИНФОРМАЦИИ И БИЗНЕСА КАФЕДРА БИЗНЕСА ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА Методические указания к выполнению контрольных работ для студентов заочной формы обучения специальности ЭУП Ухта 2003

2 УДК К79 Кримчеева Г. Г. Технология переработки нефти и газа: Методические указания к выполнению контрольных работ. Ухта: Институт управления, информации и бизнеса, с., ил. Методические указания предназначены для руководства при выполнении контрольных работ по курсу «Технология переработки нефти и газа» студентам заочной формы обучения специальности «Экономика и управление на предприятии». Методические указания содержат теоретические вопросы и варианты заданий. Содержание заданий соответствует рабочей учебной программе. Методические указания рассмотрены и одобрены на заседании Совета специальности кафедры ПЭМГ от г. и рекомендованы для издания. Рецензент: Жуйко П. В. Редактор: Новикова О. А. В методических указаниях учтены замечания рецензента и редактора. План 2003 г., позиция 31. Подписано в печать г. Компьютерный набор. Объем 17 с. Тираж 150 экз. Заказ 40. Институт управления, информации и бизнеса, 2003 г, Республика Коми, г. Ухта, ул. Сенюкова, 15.

3 ВВЕДЕНИЕ Основным источникам энергии в современном мире является нефть. Из неё получают все виды жидкого топлива бензины, керосины, дизельное и котельное (мазут) топлива. Из нефти вырабатывают смазочные и специальные масла, различные присадки, кокс и сажу. В процессе переработки нефти получают сырьё для производства пластических масс, синтетических каучуков и смол. Получают также синтетические волокна и моющие средства, лекарственные препараты, индивидуальные соединения (спирты, альдегиды, кетоны, кислоты). Нефти различных месторождений различаются по своим физикохимическим свойствам, присутствием тех или других углеводородных соединений, наличием высоковязких смолисто – асфальтеновых и парафиновых компонентов, газовым фактором. Характер и способы переработки нефти определяются как потребностью региона, где она добывается, так и потенциальным содержанием в ней легких и масляных дистиллятов, наличием тех или других вредных примесей и т. д. Ввиду сложного углеводородного состава разделить нефть на составляющие компоненты практически невозможно. На практике нефть разделяют на фракции и группы углеводородов и подвергают обработке с целью изменения химического состава. Известны более 100 нефтехимических процессов, реализованных в настоящее время в промышленности. Наиболее типичными процессами являются первичная и вторичная перегонка нефти, газофракционирование, крекинг и другие. Большинство процессов имеют многостадийный характер. Нефтеперерабатывающие предприятия являются капиталоёмкими и энергоемкими объектами, вырабатывают широкую номенклатуру товарных продуктов.

4 Введение. СОДЕРЖАНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ Нефть и природные газы. Роль нефти и газа в топливноэнергетическом балансе России. Проблемы и направления развития переработки нефти и газа. Тема 1. Классификация и физико-химические свойства нефти. Физико-химические свойства нефтей (плотность, вязкость, молекулярная масса, фракционный состав, коксуемость). Химический состав нефти и газа. Термодинамические и теплофизические свойства, склонность к расслоению, растворимость. Графическая характеристика фракционного состава нефтей и нефтепродуктов. Классификация нефти. Тема 2. Системы промыслового сбора нефти и газа. Подготовка нефти к переработке. Стабилизация нефти. Переработка природных и попутных газов. Нефтяные эмульсии. Свойства и способы разделения эмульсий. Установки ЭЛОУ. Экономическая эффективность обезвоживания и обессоливания. Сортировка и смешение нефтей. Тема 3. Первичная переработка нефти. Перегонка как основной метод разделения нефти на компоненты. Постепенное и однократное испарение. Атмосферная перегонка. Перегонка под вакуумом, под давлением, с использование водяного пара. Вакуумная перегонка мазута при топливном и масляном варианте работы установки. Аппаратурное и технологическое оформление процесса. Работа ректификационных колонн, трубчатых печей, теплообменных аппаратов, конденсаторов и холодильников. Материальный баланс и качество продуктов установок АТ и АВТ. 4

5 Тема 4. Термические процессы переработки нефти. Общие сведения о вторичных процессах переработки нефти. Термические превращения углеводородов. Термический крекинг под давлением, висбрекинг нефтяных остатков, процессы коксования тяжелых нефтяных остатков (замедленное, термоконтактное), пиролиз. Основное назначение процессов. Параметры процессов. Сырье, продукты, режимы работы установок. Основные схемы реакторных блоков. Материальные балансы. Качество и применение получаемых продуктов. Тема 5. Термокаталитические процессы переработки нефтяного сырья. Основные представления о катализе и свойствах катализаторов. Каталитический крекинг. Назначение, основные факторы. Требования, предъявляемые к промышленным катализаторам. Каталитический риформинг бензиновых фракций, каталитическая изомеризация легких бензиновых углеводородов. Схемы реакторных блоков установок. Материальные балансы. Качество продуктов и их использование. Тема 6. Гидрогенизационные процессы. Гидроочистка топливных и масляных дистиллятов, гидрообессеривание нефтяных остатков, гидрокрекинг, гидроизомеризация. Назначение процессов. Основные факторы. Схемы реакторных блоков установок. Материальные балансы. Качество продуктов и их применение. Тема 7. Очистка и переработка природных, попутных и нефтезаводских газов. Характеристика газов. Очистка и осушка. Методы разделения газов (компрессионный, адсорбционный, низкотемпературной конденсации и ректификации) Типовая схема газофракционирующей установки (ГФУ). Пиролиз газов (этан, пропан, бутан). Каталитическое алкилирование изобутана олефинами. Полимеризация (олигомеризация) алкенов. Изомеризация легких алканов. Механизм и катализаторы процессов, технологические схемы, материальный баланс, продукты и их применение. Поточная схема газоперерабатывающего завода. 5

6 Тема 8. Депарафинизация и очистка светлых нефтепродуктов. Депарафинизация дизельных топлив карбамидом. Извлечение жидких алканов адсорбцией на молекулярных ситах. Очистка светлых дистиллятов. Схемы установок, сырье, продукты, балансы производства. Тема 9. Производство масел. Технология производства нефтяных масел. Селективная очистка. Деасфальтизация, очистка парными растворителями, депарафинизация, адсорбционная очистка, сернокислотная и щелочная очистка масел. Гидроочистка и гидрокрекинг в производстве масел, сбор и регенерация отработанных масел. Тема 10. Производство нефтепродуктов различного назначения. Пластичные смазки, нефтяные битумы, присадки, нефтяные кислоты и сульфокислоты. Технология получения, режимы, материальные балансы. Тема 11. Поточные схемы переработки нефти. Поточные схемы переработки нефти. Топливный, топливно-масляный и комплексный варианты. Получение топлив, масел и сырья для нефтехимического синтеза в зависимости от свойств нефти, требований к качеству товарных продуктов и потребностей региона. Тема 12. Общезаводское хозяйство нефтеперерабатывающего завода. Прием и транспортирование нефти и нефтепродуктов. Хранение, приготовление товарной продукции. Вспомогательные службы. 6

7 Задачей изучения дисциплины «Технология переработки нефти и газа» является: ознакомление с физико-химическими свойствами различных нефтей и газов; изучение основных процессов подготовки и переработки нефти с получением различных топлив, смазочных материалов, продуктов специального назначения и сырья для нефтехимии; изучение основных процессов подготовки и переработки газа с целью получения различных топлив и сырья для нефтехимии; ознакомление с основными вариантами поточных схем переработки нефти и газа. В результате изучения дисциплины «Технология переработки нефти и газа» студент должен: иметь представление об элементном, химическом и фракционном составе нефти и газа; на основании физико-химических характеристик уметь оценить нефти и газ как сырье для производства различных топлив, смазочных материалов, продуктов специального назначения и сырья для нефтехимического синтеза; знать назначение, основные факторы и качество получаемых продуктов при использовании различных процессов подготовки и переработки нефти и газа; уметь выбрать и обосновать наиболее рациональную поточную схему переработки нефти и газа с учетом их состава и потребностей региона. ЦЕЛЬ ВЫПОЛНЕНИЯ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ Освоение и закрепление знаний по курсу «Технология переработки нефти и газа» и приобретение навыков по выбору тех или иных технологических процессов для переработки различных видов углеводородного сырья. 7

8 8 СОДЕРЖАНИЕ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ Краткое примерное содержание контрольной работы по теме «Процессы первичной переработки нефти. Электрообессоливание и первичная перегонка» выглядит следующим образом: Назначение процесса. Удаление воды и солей из нефти, разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в виде товарной продукции. Сырьё и продукция. Сырьё процесса нефть, содержащая соли (от 40 до 2000 мг/л) и воду (от 0,1 до 2,0%). Продукция: Углеводородный газ выводится в виде газа и головки стабилизации; используется как бытовое топливо и сырьё для газофракционирования; Бензиновая фракция выкипает в пределах С, используется как компонент товарного автобензина, как сырьё установок каталитического риформинга, вторичной перегонки, пиролизных установок; Керосиновая фракция выкипает в пределах С, используется как топливо для реактивных и тракторных двигателей, для освещения, как сырьё установок гидроочистки; Дизельная фракция (атмосферный газойль) выкипает в пределах С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырьё установок гидроочистки; Мазут (остаток атмосферной перегонки) выкипает выше С, используется как котельное топливо или сырьё термического крекинга; Вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) выкипает в пределах выше С, используется как сырьё каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов; Гудрон (остаток атмосферно-вакуумной перегонки) выкипает при температуре выше С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.

9 Технологическая схема. Рис.1. Схема установки первичной переработки нефти (ЭЛОУ-АВТ). К-1 отбензинивающая колонна; К-2 атмосферная колонна; К-3 отпарная колонна; К-4 стабилизатор; К-5 вакуумная колонна; Э-1 Э-4 электродегидраторы; П-1, П-2 печи; КХ-1, КХ-4 конденсаторы-холодильники; Е-1, Е-2 рефлюксные ёмкости; А-1 пароэжекторный вакуум-насос; I нефти; II головка стабилизации; III стабильный бензин; IV керосин; V дизельная фракция; VI вакуумный дистиллят; VII гудрон; VIII выхлопные газы эжектора; IX деэмульгатор; X вода в канализацию; XI водяной пар. Установка состоит из 2 х – 3 х блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (АТ), из всех трёх блоков атмосферно-вакуумной трубчатки (АВТ). Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной 9

10 эмульсии и отделение воды от нефти. Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1. В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации. В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 тяжелый бензин конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3. В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут, который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5. В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят, который отбирается в виде бокового погона, в гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки. Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полётся водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений. Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации сжиженный газ, а с низа стабильный бензин. 10

11 Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь. Технологический режим. Показатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в табл. 1. Таблица 1 Участок схемы, сырьё Температура, 0 С Нефти, поступающей на обессоливание Подогрева нефти в сырьевых теплообменниках Нагрева нефти в атмосферной печи П Нагрева мазута в вакуумной печи П Верх К Низ К Верх К Низ К Верх К Низ К Верх К Низ К Избыточное давление, МПа Верх К-1 0,4-0,5 Верх К-2 0,06-0,1 Верх К-4 0,7-1,2 Остаточное давление в К-5, Па Содержание воды в нефти, % (масс) До обессоливания 1-2 После обессоливания 0,1-0,15 Содержание солей в нефти, мг/л До обессоливания После обессоливания 3-15 Показатели процесса 11

12 Мощность и материальный баланс. Мощность установок АТ и АВТ может составлять от 2 до 12 млн. т / год. Выход продукции на установках первичной переработки зависит от свойств исходной нефти, достигнутого отбора от потенциала светлых нефтепродуктов, вакуумного дистиллята и т. д. Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) приводится ниже. Таблица 2 Сырьё, продукты I II Поступило, % Нефть 100,1 100,1 В том числе вода и соли 0,1 0,1 Получено Сжиженный углеводородный газ 1,0 1.1 Бензиновая фракция (н. к С) 12,2 18,5 Керосиновая фракция( С) 16,3 18,9 Дизельная фракция ( С) 17,0 20,3 Вакуумный дистиллят( С) 23,4 23,1 Гудрон (выше С) 29,2 18,2 Отходы и потери 1,0 1,0 Технико-экономические показатели (на 1 тонну ромашкинской нефти): Таблица 3 Показатели Установка АТ Установка АВТ Пар водяной, ГДж (Гкал*) 0,08(0,019) 0,143 (0,034) Вода оборотная, м 3 1,8 3,3 Электроэнергия, квт-час 5,3 6,5 Топливо, кг 20,0 26,7 Деэмульгатор неионогенный, кг 0,03 0,03 Ингибитор коррозии, кг 0,001 0,001 12

13 Примерное содержание контрольной работы выглядит следующим образом: Введение 1. Назначение и характеристика процессов переработки нефти, нефтепродукта, газа. 2. Состав и характеристика сырья и продуктов. 3. Необходимая подготовка сырья (очистка, осушка, очистка от вредных примесей, стабилизация). 4. Основные факторы процесса: механизм и катализаторы процессов, температура, давление, продолжительность контакта, соотношение компонентов, качество катализаторов, ограничения по глубине отбора продукции, объемные скорости процесса. 5. Технологическая схема. 6. Технологический режим. 7. Материальный баланс. 8. Технико-экономические показатели установок. 9. Техника безопасности. 10. Контроль и автоматизация процесса. 11. Заключение. 12. Список литературы. 13. Приложение. Во введении обсуждается постановка задачи, обсуждается необходимость выбора той или иной схемы переработки сырья, необходимые подготовительные мероприятия. Во второй части рассматривается характеристика сырья, фракционный состав, возможности получения из этого сырья различных продуктов и характеристика этих продуктов. В части подготовки сырья к переработке необходимо учесть наличие в нем воды, солей, примесей и предложить варианты подготовки, осушки, очистки. В части выбора метода указать на характеристики метода, назначение, общие сведения о процессе, параметрах, оптимальных услови – 13

14 ях протекания, с максимальным выходом целевых продуктов, продолжительность нахождения в реакционной зоне, объемная скорость процесса, оптимальное соотношение реагентов. Если процессы каталитические, то следует указать катализаторы и условия их максимального использования и регенерации. В разделе по основам технологии процесса указать состав и принципиальную схему установки, основную аппаратуру и условия эксплуатации установок, параметры процессов. Материальный баланс и технико-экономические показатели процесса указать количественные характеристики процессов и затраты на энергоносители, воду, пар и т. д. ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ Контрольная работа оформляется в виде пояснительной записки с текстом и графической частью. Пояснительная записка должна содержать титульный лист, оглавление с указанием страниц разделов (параграфов), схем, графиков, таблиц и материалов. Материал в записке располагается согласно программе работы. Записка пишется на одной стороне листа с полями по всем четырем сторонам. Размеры левого поля 35 мм, правого 10 мм, верхнего и нижнего по 20 мм. Все листы записки, включая рисунки, схемы, таблицы и графики нумеруются. Все приводимые единицы должны соответствовать системе СИ. Если в работе используются сокращения, то их расшифровку следует привести на отдельном листе после оглавления. Приводимые в работе методы расчета таблицы и графики должны иметь ссылки на использованную литературу. Все рисунки, графики, таблицы, а также формулы нумеруются и должны иметь названия. Литература должна насчитывать не менее 3 х наименований. 14

15 ПЕРЕЧЕНЬ ТЕМ КОНТРОЛЬНЫХ РАБОТ 1. Переработка природного газа. Газовые конденсаты. 2. Переработка попутного газа. 3. Типовые схемы нефтеперерабатывающих заводов: – топливная схема с неглубокой переработкой нефти; – топливная схема с глубокой переработкой нефти; – топливно-масляная схема переработки нефти. 4. Процессы первичной переработки нефти. 5. Процессы первичной переработки нефти с вторичной перегонкой мазута. 6. Термический крекинг. 7. Коксование. 8. Пиролиз. 9. Каталитический крекинг. 10. Каталитический риформинг. 11. Получение низших олефинов (пиролиз, газоразделение). 12. Гидроочистка. 13. Гидрокрекинг. 14. Получение парафинов. 15. Газофракционирование. 15

16 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Гуревич И. Л. Технология переработки нефти и газа. Часть 1. М.: Химия, с. 2. Смидович Е. В. Технология переработки нефти и газа. Часть 2. М.: Химия, с. 3. Черножуков Н. И. Технология переработки нефти и газа. Часть 3. М.: Химия, с. 4. Справочник нефтехимика. Под ред. С. К. Огородникова. Ленинград, с. 5. Коршак А. А., Шаммазов А. М. Основы нефтегазового дела. Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, Сюняев З. И., Сафиева Р. З., Сюняев Р. З. Нефтяные дисперсные системы. М.: Химия, с. 7. Фукс И. Г., Холодов Б. П. Нефть, газ и продукты их переработки. М.: Нефть и газ. 163 с. 8. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям. Ленинград: Химия, Лениградское отделение, с. 9. Боровая М. С., Нехамкина Л. Г. Лаборант нефтяной и газовой лаборатории. Справочное пособие. М.: Недра, с. 10. Волков М. М., Михеев А. Л. Конев К. А. Справочник работника газовой промышленности. М.: Недра, с. 11. Гужов А. И., Титов В. Г., Медведев В. Ф., Васильев В. А. Сбор, транспорт и хранение природных углеводородных газов. Учебное пособие. М.: Недра, с. 16

17 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ 3 СОДЕРЖАНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ 4 ЦЕЛЬ ВЫПОЛНЕНИЯ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ 7 СОДЕРЖАНИЕ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ 8 ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ 14 ПЕРЕЧЕНЬ ТЕМ КОНТРОЛЬНЫХ РАБОТ 15 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 16 17

Http://docplayer. ru/71864699-Tehnologiya-pererabotki-nefti-i-gaza. html

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии

4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие (ГФУ) установки

Нефтяная промышленность сегодня – это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны? Это: сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

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.

Вторичная перегонка – разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению.

На НПЗ вторичной перегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (при получении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляные фракции и т. п. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок АТ и АВТ.

Перегонка нефти – процесс разделения ее на фракции по температурам кипения (отсюда термин «фракционирование») – лежит в основе переработки нефти и получения при этом моторного топлива, смазочных масел и различных других ценных химических продуктов. Первичная перегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.

1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н. к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 0С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).

Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.

2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0С до 270-280 0С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.

Используется в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.

3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 0С до 320-3500С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.

4. Мазут – остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше 320-350 0С.

Мазут может использоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке – либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга сцелью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.

5. Гудрон – почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т. п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.

Вторичная перегонка бензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либо является частью комбинированной установки входящей в состав нефтеперерабатывающего завода. На современных заводах установки вторичной перегонки бензинового дистиллята предназначены для получения из него узких фракций. Эти фракции используют в дальнейшем как сырье каталитического риформинга — процесса, в результате которого получают индивидуальные ароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы, либо бензин с более высоким октановым числом. При производстве ароматических углеводородов исходный бензиновый дистиллят разделяют на фракции с температурами выкипания: 62—85°С (бензольную), 85—115 (120) °С (толуольную) и 115 (120)—140 °С (ксилольную).

Бензиновая фракция используется для получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуют двигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленными алканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из других фракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.

Качество бензина как моторного топлива определяется его октановым числом. Оно указывает процентное объемное содержание 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2,2,4-триметилпентана и гептана (алкан с неразветвленной цепью), которая обладает такими же детонационными характеристиками горения, как и испытуемый бензин.

Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в него антидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С2Н5)4. Тетраэтилсвинец представляет собой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавом натрия и свинца:

При горении бензина, содержащего эту присадку, образуются частицы свинца и оксида свинца (II). Они замедляют определенные стадии горения бензинового топлива и тем самым препятствуют его детонации. Вместе с тетраэтилсвинцом в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Он реагирует со свинцом и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). Поскольку бромид свинца (II) представляет собой летучее соединение, он удаляется из автомобильного двигателя с выхлопными газами. Бензиновый дистиллят широкого фракционного состава, например от температуры начала кипения и до 180 °С, насосом прокачивается через теплообменники и подается в первый змеевик печи, а затем в ректификационную колонну. Головной продукт этой колонны — фракция н. к. — 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и холодильник, поступает в приемник. Часть конденсата насосом подается как орошение на верх колонны, а остальное количество — в другую колонну. Снабжение теплом нижней части колонны осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85— 180 °С), прокачиваемой насосом через второй змеевик печи и подается в низ колонны, Остаток с низа колонны направляется насосом в другую колонну.

Уходящие с верха колонны, пары головной фракции (н. к. — 62 °С) конденсируются в аппарате воздушного охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном холодильнике, собирается в приемнике. Отсюда конденсат насосом направляется в резервуар, а часть фракции служит орошением для колонны. Остаточный продукт — фракция 62— 85 °С — по выходе из колонны снизу направляется насосом через теплообменник и холодильники в резервуар. В качестве верхнего продукта колонны получают фракцию 85—120 °С, которая, пройдя аппараты, поступает в приемник. Часть конденсата возвращается на вверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количество отводится с установки насосом в резервуар.

Фракция 120—140°С отбирается из внешней отпарной колонны, снизу насосом. Эта фракция после охлаждения в теплообменнике и аппаратах поступает в резервуар.

Нижний продукт колонны — фракция 140— 180 °С — также направляется в резервуар насосом через теплообменник и аппараты.

Тепло, необходимое для работы отгонных секций ректификационных колонн, сообщается соответственно кипятильниками. Внешняя отпарная секция обслуживается кипятильником. В кипятильники соответствующие рециркуляты подаются насосами. Теплоносителем для кипятильников является водяной пар.

Материальный баланс установки зависит от потенциального содержания узких фракций в бензиновом дистилляте, а также от четкости ректификации.

Эта фракция переработки нефти известна под названием дизельного топлива. Часть ее подвергают крекингу для получения нефтезаводского газа и бензина. Однако главным образом газойль используют в качестве горючего для дизельных двигателей. В дизельном двигателе зажигание топлива производится в результате повышения давления. Поэтому они обходятся без свечей зажигания. Газойль используется также как топливо для промышленных печей.

Газойлевые фракции – используются в производстве технического углерода (сажи), как компонент котельного топлива, а после гидроочнстки – для приготовления дизельных и газотурбинных топлив. Крекинг-остаток – направляется на установки замедленного коксования для производства кокса, применяется как компонент котельного топлива.

Фракции, полученные из малосернистого сырья, могут быть использованы как тяжелое котельное топливо (мазут Ml00 малосернистый), другие фракции – как компоненты котельных топлив. Газойлевая фракция с глухой тарелки колонны откачивается горячим насосом ( производительностью до 50 м3 / ч) в печь легкого сырья для глубокого крекинга, где нагревается до более высоких температур, чем тяжелое сырье в печи. Далее продукты крекинга из обеих печей входят в верхнюю часть выносной реакционной камеры, где поддерживается давление 2 – 2 5 МПа. Продукты реакции снизу камеры направляются в испаритель высокого давления, работающий при давлении 0 8 – 1 0 МПа, где производится разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую фазы. Регулировка давления и его снижение производится с помощью редукционного клапана, установленного на линии перетока продуктов крекинга из выносной реакционной камеры в испаритель высокого давления. Жидкая фаза в виде тяжелого крекинг-остатка самотеком поступает в испаритель низкого давления, где за счет уменьшения давления из него происходит выделение паров газойлевых фракций, которые через проход в глухой тарелке попадают в верхнюю часть колонны и вступают в контакт с исходным сырьем, подаваемым в верхнюю часть. Некоторое количество несконденсировавшихся в колонне паров и газов конденсируется и охлаждается в холодильнике, затем собираются в сборнике-газосепараторе, откуда насосом возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения.

Газойлевая фракция 195 – 270 С может быть использована (с учетом ее химического состава) как компонент низкозастывающего дизельного топлива. Фракция 270 – 420 С используется как сырье для технического углерода, а остаточная фракция, выкипающая выше 420 С – в качестве компонента сырья коксования или котельного топлива.

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

Коксование – квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов. В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.

Коксование – это разложение при высокой температуре без доступа воздуха твердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердого остатка – кокса. Последний находит широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. Сырьем для коксования – в основном, является каменный уголь, в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а также высококипящие остаточные продукты дистилляции нефти, каменноугольный пек и т. д.

Среди термических процессов наиболее широкое распространение в нашей стране и за рубежом получил процесс замедленного коксования, который позволяет перерабатывать самые различные виды тяжелых нефтяных остатков (ТНО) с выработкой продуктов, находящих достаточно квалифицированное применение в различных отраслях народного хозяйства.

Замедленное коксование – это непрерывный процесс, осуществляемый при температуре около 500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологических печей, в которых идёт процесс термического разложения, после чего поступает в камеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4 коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает в режиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляются технологические операции по выгрузке кокса и подготовке к следующему циклу.

Кокс из камеры удаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными на конце соплами, через которые под давлением 150 атм. подаётся вода, которая раздробляет кокс.

Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.

Сверху коксовых камер уходят пары продуктов и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученные при коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержания олефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.

Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций – около 35%.

Достоинства замедленного коксования – высокий выход малозольного кокса. Из одного и того же количества сырья, этим методом можно получить в 1,5-1,6 раза больше кокса, чем при непрерывном коксовании. Поэтому замедленное коксование применяют, как правило, для производства нефтяного кокса.

Установка замедленного коксования предназначена для получения крупнокускового нефтяного кокса, который используется в производствах цветных металлов, кремния, абразивных материалов, в электротехнической промышленности.

В качестве сырья на установках используют тяжёлые нефтяные остатки, такие как гудрон, мазут, крекинг-остатки, тяжёлая смола пиролиза.

В качестве побочных продуктов на установке замедленного коксования получают углеводородный газ, бензиновую фракцию и газойлевые дистилляты. Полученные газойлевые фракции и бензин коксования перед дальнейшим использованием необходимо подвергнуть гидрооблагораживанию из-за повышенного (по сравнению с прямогонными дистиллятами) содержания непредельных и гетероорганических соединений.

Процесс основан на термолизе тяжелых нефтяных остатков в течение достаточно длительного времени при повышенных температурах (до 500° С), в результате которого образуются легкие фракции крекинга и продукт уплотнения – кокс.

Режим работы коксовой камеры составляет 48 часов: 24 часа коксовая камера заполняется коксом, и в течение 20-22 часов осуществляется выгрузка кокса из коксовых камер при помощи струи воды под высоким давлением (до 14 МПа).

Технологические схемы установок замедленного коксования включают в себя следующие основные блоки:

Нагревательный (сюда относится конвекционная секция печи установки, нижняя секция ректификационной колонны, где происходит нагрев продуктами коксования, радиантная секция печи);

Реакционный (представляет собой две/четыре полые камеры, работающие попеременно, где непосредственно происходит процесс замедленного коксования тяжёлых нефтяных остатков);

Фракционирующий (разделение полученных лёгких фракций коксования: газ, бензин, газойль);

Блок механической обработки кокса, его выгрузки, сортировки и транспортировки.

Процессы коксования в слое теплоносителя имеют существенное преимущество перед процессом замедленного коксования: Сырье, предварительно нагретое в теплообменнике, контактирует в реакторе с нагретым и находящимся во взвешенном состоянии инертным теплоносителем (обычно порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, реже более крупные гранулы) и коксуется на его поверхности в течение 6-12 мин.

Образовавшийся кокс и теплоноситель выводят из зоны реакции и подают в регенератор (коксонагреватель). В последнем слой теплоносителя поддерживается во взвешенном состоянии с помощью воздуха, в токе которого выжигается до 40% кокса, а большая его часть направляется потребителю. Благодаря теплоте, выделившейся при выжигании части кокса, теплоноситель нагревается и возвращается в реактор. Для перемещения теплоносителя используется пневмотранспорт частиц кокса, захватываемых потоком пара или газа. Дистиллятные фракции и газы выводят из реактора и разделяют так же, как при замедленном коксовании. Типичные параметры процесса: температура в теплообменнике, реакторе и регенераторе 300-320, 510-540 и 600-620 °С соответственно, давление в реакторе и регенераторе 0,14-0,16 и 0,12-0,16 МПа соответственно, соотношение по массе сырье теплоноситель = (6,5-8,0).

Коксование в кипящем слое используют для увеличения производства светлых нефтепродуктов. Кроме того, сочетание непрерывного коксования с газификацией образующегося кокса, может быть применено для получения дизельных и котельных топлив.

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии переработки нефти

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

2. Керосиновые фракции; 3. Дизельное топливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные масла. Гидроочистка керосиновых фракций направлена на снижение содержания серы и смол в реактивном топливе. Сернистые соединения и смолы вызывают коррозию топливной аппаратуры летательных аппаратов и закокcовывают форсунки двигателей. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении. Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний предел выкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97% (масс.).

Керосиновая фракция 120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 или 150—315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фракцию 140—200 °С — как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности.

4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие установки (ГФУ)

На НПЗ для разделения нефтезаводских газов применяются преимущественно 2 типа газофракционирующих установок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации: ректификационный – сокращенно ГФУ, и абсорбционно-ректификационный АГФУ.

Назначение ГФУ – получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов – с установок термического и каталитического крекинга, коксования.

Продукцией ГФУ предельных газов являются узкие углеводородные фракции:

Этановая – применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;

Пропановая – используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

Изобутановая – служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;

Бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;

Изопентановая – служит сырьем для производства изопренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;

Пентановая – является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.

Пропан-пропиленовая – применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;

Бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств.

В блоке ректификации ГФУ из углеводородного газового сырья сначала в деэтанизаторе извлекают сухой газ, состоящий из метана и этана.

На верху колонны поддерживают низкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в аммиачном конденсаторе-холодильнике.

Кубовый остаток деэтанизатора поступает в пропановую колонну, где разделяется на пропановую фракцию, выводимую с верха этой колонны, и смесь углеводородов С4 и выше, направляемую в бутановую колонну. Ректификатом этой колонны является смесь бутанов, которая в изобутановой колонне разделяется на изобутановую и бутановую фракции.

Кубовый продукт колонны подается далее в пентановую колонну, где в виде верхнего ректификата выводится смесь пентанов, которая в изопентановой колонне разделяется на н-пентан и изопентан.

Нижний продукт колонны – фракция С6 и выше – выводится с установки. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией.

Конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов. При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.

Для деэтанизации газов каталитического крекинга на установках АГФУ используется фракционирующий абсорбер. Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то есть поглощение из газов целевых компонентов (С3 и выше), а в нижней – частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основного абсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующего абсорбера подается стабилизированный бензин. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло в низ абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующего абсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С3 и выше.

Деэтанизированный бензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, после подогрева в теплообменнике подается в стабилизационную колонну, нижним продуктом которого является стабильный бензин, а верхним – головка стабилизации. Из нее (иногда после сероочистки) в пропановой колонне выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовый продукт пропановой колонны разделяется в бутановой колонне на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (С5 и выше), который объединяется со стабильным бензином.

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

Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.

В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:

Сжиженный углеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана.

1. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.

2. Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001. – 316 с.

3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.;

4. Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.

5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.

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

7. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.

8. Смидович Е. В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. – М.: Химия, 1980. – 376с.

Http://xreferat. com/76/2007-1-sovremennye-tehnologii-pererabotki-nefti-i-gaza. html

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

В учебнике кратко изложена история развития нефтеперерабатывающей промышленности СССР, рассмотрены физико-химические свойства углеводородных газов, нефтяных фракций и нефтей, описаны подготовка их к переработке. Значительное внимание уделено аппаратурному оформлению.

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

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

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

Учебное пособие подготовлено в соответствии с действующими учебными программами курсов “Химическая технология топлив”, “Технология первичной переработки нефти”.

Рассмотрены методы расчета важнейших физико-химических характеристик нефти, нефтепродук.

Рассмотрены физико-химические свойства нефтей и её фракций, методы разделения смесей и характеристика получаемых из них товарных продуктов.

Освещены вопросы подготовки нефти к переработке и технология её первичной перегонки, а также ме.

В книге приведены примеры и задачи по курсу технологии переработки нефти и газа, относящиеся к процессам первичной переработки нефти, к процессам теплообмена, разделения неоднородных систем и др. Является учебным пособием для студентов нефтяных специальностей ВУЗов и может служить практически.

В альбоме представленны поточные схемы маслоблока, схемы установок деасфальтизации нефтяных остатков (деасфальтизации гудрона пропаном, процесс «Rose», Leda-Energy Deasphalting Process, RSR и другие), схемы установок очистки масляного сырья из.

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

Http://www. studmed. ru/gurevich-il-tehnologiya-pererabotki-nefti-i-gaza-chast-1_1665daa7540.html

Код и профиль образования: 0800000 – Нефтегазовые и химические производства

Специальность: 0819000 – Технология переработки нефти и газа (по профилю)

Нормативный срок обучения: На базе основного среднего образования 3 года 10 месяцев

Тип профессии по предмету труда: Техник – технолог должен иметь технический склад ума, точность, аккуратность, дисциплинированность, умение работать в коллективе, знать аналитическую, органическую, физколлоидную химию, механику и физику, иметь хорошую память и быть физически выносливым.

Класс профессии: Исполнительский (по характеру труда техника-технолога подразумевает реализацию однотипных процедур, выполнение стандартных задач с четким соблюдением установленных правил, нормативов и инструкций)

Техник-технолог должен обладать такими личностными качествами, как ответственность, честность, аккуратность, дисциплинированность.

    Хорошее здоровье; Физическая выносливость и сила Хорошее зрение; Пространственное воображение; Точный глазомер; Цветоразличие; Развитая координация; Точность движений; Внимательность; Осторожность; Хорошая память; Быстрая реакция

    Координировать работу бригады по безаварийной эксплуатации технологического оборудования; Контролировать и регулировать нормы технологического режима процесса; Координировать экономию расхода сырья, материалов и реагентов; Предупреждать и ликвидировать возможные аварийные ситуации на установке; Организовывать и проводить инструктаж рабочих на рабочем месте; Контролировать правильное и своевременное оформление отчетно-технической документации; Определять экономическую эффективность о внедрения новой техники и технологии; Выявлять резервы повышения эффективности производства и разрабатывать мероприятия по их использованию; Анализировать результаты работы установки за определенный промежуток времени; Разрабатывать мероприятия по предупреждению аварии и производственного травматизма; Разрабатывать мероприятия по уменьшению себестоимости и улучшению качества продукции.

Пути получения профессии: Аксайский технический колледж, обучение на производстве.

Http://aksay-tc. kz/tekhnologiya-pererabotki-nefti-i-gaza/

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии

4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие (ГФУ) установки

Нефтяная промышленность сегодня – это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны? Это: сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

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.

Разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению.

На НПЗ вторичной перегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (при получении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляные фракции и т. п. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок АТ и АВТ.

Перегонка нефти – процесс разделения ее на фракции по температурам кипения (отсюда термин «фракционирование») – лежит в основе переработки нефти и получения при этом моторного топлива, смазочных масел и различных других ценных химических продуктов. Первичная перегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.

– нефтяной погон с температурой кипения от н. к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 0

С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).

Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.

Используется в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.

С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.

– остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше 320-350 0

Мазут может использоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке – либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга сцелью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.

– почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т. п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.

Вторичная перегонка бензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либо является частью комбинированной установки входящей в состав нефтеперерабатывающего завода. На современных заводах установки вторичной перегонки бензинового дистиллята предназначены для получения из него узких фракций. Эти фракции используют в дальнейшем как сырье каталитического риформинга — процесса, в результате которого получают индивидуальные ароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы, либо бензин с более высоким октановым числом. При производстве ароматических углеводородов исходный бензиновый дистиллят разделяют на фракции с температурами выкипания: 62—85°С (бензольную), 85—115 (120) °С (толуольную) и 115 (120)—140 °С (ксилольную).

Бензиновая фракцияиспользуется для получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуют двигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленными алканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из других фракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.

Качество бензина как моторного топлива определяется его октановым числом. Оно указывает процентное объемное содержание 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2,2,4-триметилпентана и гептана (алкан с неразветвленной цепью), которая обладает такими же детонационными характеристиками горения, как и испытуемый бензин.

Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в него антидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С2

. Тетраэтилсвинец представляет собой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавом натрия и свинца:

При горении бензина, содержащего эту присадку, образуются частицы свинца и оксида свинца (II). Они замедляют определенные стадии горения бензинового топлива и тем самым препятствуют его детонации. Вместе с тетраэтилсвинцом в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Он реагирует со свинцом и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). Поскольку бромид свинца (II) представляет собой летучее соединение, он удаляется из автомобильного двигателя с выхлопными газами. Бензиновый дистиллят широкого фракционного состава, например от температуры начала кипения и до 180 °С, насосом прокачивается через теплообменники и подается в первый змеевик печи, а затем в ректификационную колонну. Головной продукт этой колонны — фракция н. к. — 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и холодильник, поступает в приемник. Часть конденсата насосом подается как орошение на верх колонны, а остальное количество — в другую колонну. Снабжение теплом нижней части колонны осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85— 180 °С), прокачиваемой насосом через второй змеевик печи и подается в низ колонны, Остаток с низа колонны направляется насосом в другую колонну.

Уходящие с верха колонны, пары головной фракции (н. к. — 62 °С) конденсируются в аппарате воздушного охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном холодильнике, собирается в приемнике. Отсюда конденсат насосом направляется в резервуар, а часть фракции служит орошением для колонны. Остаточный продукт — фракция 62— 85 °С — по выходе из колонны снизу направляется насосом через теплообменник и холодильники в резервуар. В качестве верхнего продукта колонны получают фракцию 85—120 °С, которая, пройдя аппараты, поступает в приемник. Часть конденсата возвращается на вверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количество отводится с установки насосом в резервуар.

Фракция 120—140°С отбирается из внешней отпарной колонны, снизу насосом. Эта фракция после охлаждения в теплообменнике и аппаратах поступает в резервуар.

Нижний продукт колонны — фракция 140— 180 °С — также направляется в резервуар насосом через теплообменник и аппараты.

Тепло, необходимое для работы отгонных секций ректификационных колонн, сообщается соответственно кипятильниками. Внешняя отпарная секция обслуживается кипятильником. В кипятильники соответствующие рециркуляты подаются насосами. Теплоносителем для кипятильников является водяной пар.

Материальный баланс установки зависит от потенциального содержания узких фракций в бензиновом дистилляте, а также от четкости ректификации.

Эта фракция переработки нефти известна под названием дизельного топлива. Часть ее подвергают крекингу для получения нефтезаводского газа и бензина. Однако главным образом газойль используют в качестве горючего для дизельных двигателей. В дизельном двигателе зажигание топлива производится в результате повышения давления. Поэтому они обходятся без свечей зажигания. Газойль используется также как топливо для промышленных печей.

Газойлевые фракции – используются в производстве технического углерода (сажи), как компонент котельного топлива, а после гидроочнстки – для приготовления дизельных и газотурбинных топлив. Крекинг-остаток – направляется на установки замедленного коксования для производства кокса, применяется как компонент котельного топлива.

Фракции, полученные из малосернистого сырья, могут быть использованы как тяжелое котельное топливо (мазут Ml00 малосернистый), другие фракции – как компоненты котельных топлив. Газойлевая фракция с глухой тарелки колонны откачивается горячим насосом ( производительностью до 50 м3 / ч) в печь легкого сырья для глубокого крекинга, где нагревается до более высоких температур, чем тяжелое сырье в печи. Далее продукты крекинга из обеих печей входят в верхнюю часть выносной реакционной камеры, где поддерживается давление 2 – 2 5 МПа. Продукты реакции снизу камеры направляются в испаритель высокого давления, работающий при давлении 0 8 – 1 0 МПа, где производится разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую фазы. Регулировка давления и его снижение производится с помощью редукционного клапана, установленного на линии перетока продуктов крекинга из выносной реакционной камеры в испаритель высокого давления. Жидкая фаза в виде тяжелого крекинг-остатка самотеком поступает в испаритель низкого давления, где за счет уменьшения давления из него происходит выделение паров газойлевых фракций, которые через проход в глухой тарелке попадают в верхнюю часть колонны и вступают в контакт с исходным сырьем, подаваемым в верхнюю часть. Некоторое количество несконденсировавшихся в колонне паров и газов конденсируется и охлаждается в холодильнике, затем собираются в сборнике-газосепараторе, откуда насосом возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения.

Газойлевая фракция 195 – 270 С может быть использована (с учетом ее химического состава) как компонент низкозастывающего дизельного топлива. Фракция 270 – 420 С используется как сырье для технического углерода, а остаточная фракция, выкипающая выше 420 С – в качестве компонента сырья коксования или котельного топлива.

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

– квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов. В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.

Коксование – это разложение при высокой температуре без доступа воздуха твердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердого остатка – кокса. Последний находит широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. Сырьем для коксования – в основном, является каменный уголь, в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а также высококипящие остаточные продукты дистилляции нефти, каменноугольный

Среди термических процессов наиболее широкое распространение в нашей стране и за рубежом получил процесс замедленного коксования, который позволяет перерабатывать самые различные виды тяжелых нефтяных остатков (ТНО) с выработкой продуктов, находящих достаточно квалифицированное применение в различных отраслях народного хозяйства.

– это непрерывный процесс, осуществляемый при температуре около 500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологических печей, в которых идёт процесс термического разложения, после чего поступает в камеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4 коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает в режиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляются технологические операции по выгрузке кокса и подготовке к следующему циклу.

Кокс из камеры удаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными на конце соплами, через которые под давлением 150 атм. подаётся вода, которая раздробляет кокс. Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.

Сверху коксовых камер уходят пары продуктов и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученные при коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержания олефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание. Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций – около 35%.

Достоинства замедленного коксования – высокий выход малозольного кокса. Из одного и того же количества сырья, этим методом можно получить в 1,5-1,6 раза больше кокса, чем при непрерывном коксовании. Поэтому замедленное коксование применяют, как правило, для производства нефтяного кокса.

Предназначена для получения крупнокускового нефтяного кокса, который используется в производствах цветных металлов, кремния, абразивных материалов, в электротехнической промышленности.

В качестве сырья на установках используют тяжёлые нефтяные остатки, такие как гудрон, мазут, крекинг-остатки, тяжёлая смола пиролиза.

В качестве побочных продуктов на установке замедленного коксования получают углеводородный газ, бензиновую фракцию и газойлевые дистилляты. Полученные газойлевые фракции и бензин коксования перед дальнейшим использованием необходимо подвергнуть гидрооблагораживанию из-за повышенного (по сравнению с прямогонными дистиллятами) содержания непредельных и гетероорганических соединений.

Процесс основан на термолизе тяжелых нефтяных остатков в течение достаточно длительного времени при повышенных температурах (до 500° С), в результате которого образуются легкие фракции крекинга и продукт уплотнения – кокс.

Режим работы коксовой камеры составляет 48 часов: 24 часа коксовая камера заполняется коксом, и в течение 20-22 часов осуществляется выгрузка кокса из коксовых камер при помощи струи воды под высоким давлением (до 14 МПа).

Технологические схемы установок замедленного коксования включают в себя следующие основные блоки:

(сюда относится конвекционная секция печи установки, нижняя секция ректификационной колонны, где происходит нагрев продуктами коксования, радиантная секция печи);

(представляет собой две/четыре полые камеры, работающие попеременно, где непосредственно происходит процесс замедленного коксования тяжёлых нефтяных остатков);

(разделение полученных лёгких фракций коксования: газ, бензин, газойль);

Процессы коксования в слое теплоносителя имеют существенное преимущество перед процессом замедленного коксования: Сырье, предварительно нагретое в теплообменнике, контактирует в реакторе с нагретым и находящимся во взвешенном состоянии инертным теплоносителем (обычно порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, реже более крупные гранулы) и коксуется на его поверхности в течение 6-12 мин.

Образовавшийся кокс и теплоноситель выводят из зоны реакции и подают в регенератор (коксонагреватель). В последнем слой теплоносителя поддерживается во взвешенном состоянии с помощью воздуха, в токе которого выжигается до 40% кокса, а большая его часть направляется потребителю. Благодаря теплоте, выделившейся при выжигании части кокса, теплоноситель нагревается и возвращается в реактор. Для перемещения теплоносителя используется пневмотранспорт частиц кокса, захватываемых потоком пара или газа. Дистиллятные фракции и газы выводят из реактора и разделяют так же, как при замедленном коксовании. Типичные параметры процесса: температура в теплообменнике, реакторе и регенераторе 300-320, 510-540 и 600-620 °С соответственно, давление в реакторе и регенераторе 0,14-0,16 и 0,12-0,16 МПа соответственно, соотношение по массе сырье теплоноситель = (6,5-8,0).

Коксование в кипящем слое используют для увеличения производства светлых нефтепродуктов. Кроме того, сочетание непрерывного коксования с газификацией образующегося кокса, может быть применено для получения дизельных и котельных топлив.

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

2. Керосиновые фракции; 3. Дизельное топливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные масла. Гидроочистка

Направлена на снижение содержания серы и смол в реактивном топливе. Сернистые соединения и смолы вызывают коррозию топливной аппаратуры летательных аппаратов и закокcовывают форсунки двигателей. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении. Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний предел выкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97% (масс.).

Керосиновая фракция 120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 или 150—315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фракцию 140—200 °С — как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности.

4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие установки (ГФУ)

На НПЗ для разделения нефтезаводских газов применяются преимущественно 2 типа газофракционирующих установок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации: ректификационный – сокращенно ГФУ, и абсорбционно-ректификационный АГФУ.

– получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов – с установок термического и каталитического крекинга, коксования.

– применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;

– используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

– служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;

– применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;

– служит сырьем для производства изопренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;

– применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;

– используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств.

В блоке ректификации ГФУ из углеводородного газового сырья сначала в деэтанизаторе извлекают сухой газ, состоящий из метана и этана.

На верху колонны поддерживают низкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в аммиачном конденсаторе-холодильнике.

Кубовый остаток деэтанизатора поступает в пропановую колонну, где разделяется на пропановую фракцию, выводимую с верха этой колонны, и смесь углеводородов С4 и выше, направляемую в бутановую колонну. Ректификатом этой колонны является смесь бутанов, которая в изобутановой колонне разделяется на изобутановую и бутановую фракции.

Кубовый продукт колонны подается далее в пентановую колонну, где в виде верхнего ректификата выводится смесь пентанов, которая в изопентановой колонне разделяется на н-пентан и изопентан.

Нижний продукт колонны – фракция С6 и выше – выводится с установки. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией.

Заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов. При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.

Для деэтанизации газов каталитического крекинга на установках АГФУ используется фракционирующий абсорбер. Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то есть поглощение из газов целевых компонентов (С3 и выше), а в нижней – частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основного абсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующего абсорбера подается стабилизированный бензин. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло в низ абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующего абсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С3 и выше.

Деэтанизированный бензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, после подогрева в теплообменнике подается в стабилизационную колонну, нижним продуктом которого является стабильный бензин, а верхним – головка стабилизации. Из нее (иногда после сероочистки) в пропановой колонне выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовый продукт пропановой колонны разделяется в бутановой колонне на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (С5 и выше), который объединяется со стабильным бензином.

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

Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.

В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:

·Сжиженный углеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана.

Http://www. litsoch. ru/referats/read/273023/

6. Продукты первичной перегонки нефти. Направления использования продуктов первичной перегонки нефти и мазута

7. Направление и процессы очистки, облагораживания и глубокой переработки дистиллятов АВТ

20. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

21. Теоретические основы управления процессом термического крекинга

22. Теоретические основы управления процессом производства окисленных битумов

23. Термические превращения углеводородов в жидкой фазе: особенности термических реакций

24. Классификация термических процессов и их общая характеристика

25. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ: термический крекинг и висбрекинг

26. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ: коксование

27. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ:

32. Классификация каталитических процессов и их общая характеристика

34. Общая характеристика каталитического крекинга. Катализаторы каталитического крекинга

35. Каталитический риформинг – химизм, термодинамика и катализаторы

40. Общая характеристика гидрокрекинга. Катализаторы гидрокрекинга

47. Классификация углеводородных газов и их общая характеристика

48. Характеристика конечных продуктов переработки природных и нефтяных газов (первичных)

49. Характеристика конечных продуктов переработки нефтезаводских газов (вторичных)

50. Переработка нефтезаводских газов – алкилирование изобутана олефинами

51. Переработка нефтезаводских газов – полимеризация (олигомеризация) олефинов

52. Переработка нефтезаводских газов – изомеризация парафиновых углеводородов

53. Переработка нефтезаводских газов – характеристика и использование нефтезаводских газов

54. Подготовка технологических углеводородных газов: осушка, очистка, абсорбция, компрессия и конденсация, ректификация

55. Переработка нефтезаводских газов – переработка вторичных предельных газов

56. Переработка первичных (природных) углеводородных газов – стабилизация и переработка газовых конденсатов

57. Переработка первичных (природных) углеводородных газов – очистка газа от вредных примесей

58. Переработка первичных (природных) углеводородных газов – глубокая осушка газа

59. Переработка первичных (природных) углеводородных газов – извлечение тяжелых углеводородов (отбензинивание газов)

60. Переработка первичных (природных) углеводородных газов – общие схемы подготовки и переработки

61. Извлечение тяжелых углеводородов: абсорбционное извлечение, низкотемпературная сепарация, низкотемпературная конденсация

4. Основные задачи отечественной нефтепереработки на перспективу

5. Задачи термодинамического анализа и их краткая характеристика

6. Термодинамическая вероятность различных направлений химических реакций

9. Кинœетика контактно-каталитических процессов. Области протекания гетерогенных газофазных каталитических реакций

15. Продукты первичной перегонки нефти. Направления использования продуктов первичной перегонки нефти и мазута

16. Направление и процессы очистки, облагораживания и глубокой переработки дистиллятов АВТ

17. Вторичная перегонка бензина и вторичная перегонка дизельного топлива

25. Классификация каталитических процессов и их общая характеристика

30. Общая характеристика каталитического крекинга. Катализаторы каталитического крекинга

31. Общая характеристика гидрокрекинга. Катализаторы гидрокрекинга

32. Классификация термических процессов и их общая характеристика

33. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ: термический крекинг и висбрекинг

34. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ: коксование

35. Промышленные термические процессы переработки дистиллятов АВТ: Производство битумов

36. Классификация углеводородных газов и их общая характеристика

37. Характеристика конечных продуктов переработки природных и нефтяных газов (первичных)

38. Характеристика конечных продуктов переработки нефтезаводских газов (вторичных)

39. Условия, определяющие технологию переработки и общий принцип технологических схем переработки газа и особенности подготовки и переработки газа, влияющие на выбор схемы

40. Общие схемы подготовки и переработки углеводородных газов и их краткая характеристика

43. Извлечение тяжелых углеводородов: абсорбционное извлечение, низкотемпературная сепарация, низкотемпературная конденсация

45. Подготовка технологических углеводородных газов: осушка, очистка, абсорбция, компрессия и конденсация, ректификация

46. Подготовка технологических углеводородных газов: компрессия и конденсация, ректификация

Учебно-методическое и информационное обеспечение дисциплины (модуля)

1. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти : учеб. пособие. – М. : КДУ, 2010. – 280 с.

2. Леффлер У. Л. Переработка нефти. – 2-е изд., пересмотр. / пер. с англ. З. П. Свитанько. – М. : Олимп-Бизнес, 2009. – 224 с.

3. Гудок Н. С. Определœение физических свойств нефтеводосодержащих пород : учеб. пособие. – М. : Недра-бизнесцентр, 2007. – 529 с.

4. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Пер-вичная переработка нефти /Под ред. О. Ф. Глаголевой и В. М. Капустина. М.: КолосС, 2005. – 400 с.

6. Капустин В. М., Гуреев А. А. Технология переработки нефти. В 2 ч. Часть вторая. Деструктивные процессы. – М.: КолосС, 2008. – 334 с.

8. . Коршак А. А., Шаммазов А. М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: – Уфа.: ООО ДизайнПолиграфСервис, 2007. – 380 с.

9. Управление нефтегазостроительными проектими /Ю. Н. Забродин, В. Л. Коликов, А. М. Михайличенко, А. М. Саруханов. – Москва: Издательство «Омега – Л», 2006. – 475.

10. Давыдова С. Л. Ресурсные и экологические особенности нефтегазового производства: Учеб. пособие. – М.:РУДН, 2007.-172с.

11. Коннова Г. В. Оборудование транспорта и хранение нефти и газа: Учеб. пособие.-2-е изд.-Ростов н/Д.:Феникс, 2007.-128с.

12. Шубин В. С. Надежность оборудования химических и нефтеперерабатывающих производств: Учеб. пособ.-М.: Химия, КолосС, 2006.-359с.

1. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.

2. Мановян А. К. Технология переработки природных энерго-носителœей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – 456 с.

3. Коршак А. А., Шаммазов А. М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: – Уфа.: ООО ДизайнПолиграфСервис, 2007. – 528 с.

4. Управление нефтегазостроительными проектами /Ю. Н. Забродин, В. Л. Коликов, А. М. Михайличенко, А. М. Саруханов. – Москва: Издательство «Омега – Л», 2006. – 475.

5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. М.: Калвис, 2006. – 116 с.

6. Ахметов С. А. и др. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов; Под ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра,2006. – 868 с.

7. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа: Учеб. пособие / С. А. Ахметов, М. Х. Ишмияров, А. П. Ве-ревкин, Е. С. Докучаев, Ю. М. Малышев; Пол ред. С. А. Ахметова. – М.: Химия, 2005. – 736 с.

8. Леффлер Уильям Л. Переработка нефти. /Пер. с англ. – М.: ЗАО / С 2014 г. Непубличное акционерное общество/ «Олимп-Бизнес», 2005. -227 с.

2. Технические и электронные средства обучения используются: презентации на персональном компьютере. В качестве иллюстративных материалов используются схемы, таблицы, рисунки.

Объемы дисциплины и виды учебной работы 180 ч. – 5ЗЕТ Виды учебной работы Всего часов/зачетных единиц Семестры Аудиторные занятия (всего) В том числе: Лекции Практические занятия – – Семинары. [читать подробенее]

Объемы дисциплины и виды учебной работы 180 ч. – 5ЗЕТ Виды учебной работы Всего часов/зачетных единиц Семестры Аудиторные занятия (всего) В том числе: Лекции Практические занятия – – Семинары. [читать подробенее]

Http://oplib. ru/random/view/747980

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие (ГФУ) установки

Нефтяная промышленность сегодня – это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного хозяйства страны? Это: сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

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.

Вторичная перегонка – разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению.

На НПЗ вторичной перегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (при получении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляные фракции и т. п. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок АТ и АВТ.

Перегонка нефти – процесс разделения ее на фракции по температурам кипения (отсюда термин «фракционирование») – лежит в основе переработки нефти и получения при этом моторного топлива, смазочных масел и различных других ценных химических продуктов. Первичная перегонка нефти является первой стадией изучения ее химического состава.

1. Бензиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от н. к. (начала кипения, индивидуального для каждой нефти) до 150-205 0 С (в зависимости от технологической цели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).

Эта фракция представляет собой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этих углеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.

2. – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0 0 С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.

Используется в качестве моторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), для бытовых нужд (осветительный керосин) и др.

3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 0 С до 320-350 0 С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.

Мазут может использоваться как котельное топливо, или подвергаться дальнейшей переработке – либо перегонке при пониженном давлении (в вакууме) с отбором масляных фракций или широкой фракции вакуумного газойля (в свою очередь, служащего сырьем для каталитического крекинга сцелью получения высокооктанового компонента бензина), либо крекингу.

5. – почти твердый остаток после отгона от мазута масляных фракций. Из него получают так называемые остаточные масла и битум, из которого путем окисления получают асфальт, используемый при строительстве дорог и т. п. Из гудрона и других остатков вторичного происхождения может быть получен путем коксования кокс, применяемый в металлургической промышленности.

Вторичная перегонка бензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либо является частью комбинированной установки входящей в состав нефтеперерабатывающего завода. На современных заводах установки вторичной перегонки бензинового дистиллята предназначены для получения из него узких фракций. Эти фракции используют в дальнейшем как сырье каталитического риформинга — процесса, в результате которого получают индивидуальные ароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы, либо бензин с более высоким октановым числом. При производстве ароматических углеводородов исходный бензиновый дистиллят разделяют на фракции с температурами выкипания: 62—85°С (бензольную), 85—115 (120) °С (толуольную) и 115 (120)—140 °С (ксилольную).

Бензиновая фракцияиспользуется для получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесь различных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуют двигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергают термическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленными алканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из других фракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.

Качество бензина как моторного топлива определяется его октановым числом. Оно указывает процентное объемное содержание 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2,2,4-триметилпентана и гептана (алкан с неразветвленной цепью), которая обладает такими же детонационными характеристиками горения, как и испытуемый бензин.

Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в него антидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С2 Н5 )4

С тетраэтилсвинцом в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Он реагирует со свинцом и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). Поскольку бромид свинца (II) представляет собой летучее соединение, он удаляется из автомобильного двигателя с выхлопными газами. Бензиновый дистиллят широкого фракционного состава, например от температуры начала кипения и до 180 °С, насосом прокачивается через теплообменники и подается в первый змеевик печи, а затем в ректификационную колонну. Головной продукт этой колонны — фракция н. к. — 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и холодильник, поступает в приемник. Часть конденсата насосом подается как орошение на верх колонны, а остальное количество — в другую колонну. Снабжение теплом нижней части колонны осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85— 180 °С), прокачиваемой насосом через второй змеевик печи и подается в низ колонны, Остаток с низа колонны направляется насосом в другую колонну.

Уходящие с верха колонны, пары головной фракции (н. к. — 62 °С) конденсируются в аппарате воздушного охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном холодильнике, собирается в приемнике. Отсюда конденсат насосом направляется в резервуар, а часть фракции служит орошением для колонны. Остаточный продукт — фракция 62— 85 °С — по выходе из колонны снизу направляется насосом через теплообменник и холодильники в резервуар. В качестве верхнего продукта колонны получают фракцию 85—120 °С, которая, пройдя аппараты, поступает в приемник. Часть конденсата возвращается на вверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количество отводится с установки насосом в резервуар.

Фракция 120—140°С отбирается из внешней отпарной колонны, снизу насосом. Эта фракция после охлаждения в теплообменнике и аппаратах поступает в резервуар.

Тепло, необходимое для работы отгонных секций ректификационных колонн, сообщается соответственно кипятильниками. Внешняя отпарная секция обслуживается кипятильником. В кипятильники соответствующие рециркуляты подаются насосами. Теплоносителем для кипятильников является водяной пар.

Материальный баланс установки зависит от потенциального содержания узких фракций в бензиновом дистилляте, а также от четкости ректификации.

Эта фракция переработки нефти известна под названием дизельного топлива. Часть ее подвергают крекингу для получения нефтезаводского газа и бензина. Однако главным образом газойль используют в качестве горючего для дизельных двигателей. В дизельном двигателе зажигание топлива производится в результате повышения давления. Поэтому они обходятся без свечей зажигания. Газойль используется также как топливо для промышленных печей.

– направляется на установки замедленного коксования для производства кокса, применяется как компонент котельного топлива.

Фракции, полученные из малосернистого сырья, могут быть использованы как тяжелое котельное топливо (мазут Ml00 малосернистый), другие фракции – как компоненты котельных топлив. Газойлевая фракция с глухой тарелки колонны откачивается горячим насосом ( производительностью до 50 м3 / ч) в печь легкого сырья для глубокого крекинга, где нагревается до более высоких температур, чем тяжелое сырье в печи. Далее продукты крекинга из обеих печей входят в верхнюю часть выносной реакционной камеры, где поддерживается давление 2 – 2 5 МПа. Продукты реакции снизу камеры направляются в испаритель высокого давления, работающий при давлении 0 8 – 1 0 МПа, где производится разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую фазы. Регулировка давления и его снижение производится с помощью редукционного клапана, установленного на линии перетока продуктов крекинга из выносной реакционной камеры в испаритель высокого давления. Жидкая фаза в виде тяжелого крекинг-остатка самотеком поступает в испаритель низкого давления, где за счет уменьшения давления из него происходит выделение паров газойлевых фракций, которые через проход в глухой тарелке попадают в верхнюю часть колонны и вступают в контакт с исходным сырьем, подаваемым в верхнюю часть. Некоторое количество несконденсировавшихся в колонне паров и газов конденсируется и охлаждается в холодильнике, затем собираются в сборнике-газосепараторе, откуда насосом возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения.

Газойлевая фракция 195 – 270 С может быть использована (с учетом ее химического состава) как компонент низкозастывающего дизельного топлива. Фракция 270 – 420 С используется как сырье для технического углерода, а остаточная фракция, выкипающая выше 420 С – в качестве компонента сырья коксования или котельного топлива.

2. Теоретические основы управления процессами замедленного коксования и коксования в слое теплоносителя

– квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов. В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.

Коксование – это разложение при высокой температуре без доступа воздуха твердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердого остатка – кокса. Последний находит широкое применение в различных отраслях народного хозяйства. Сырьем для коксования – в основном, является каменный уголь, в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а также высококипящие остаточные продукты дистилляции нефти, каменноугольный пек и т. д.

Остатков (ТНО) с выработкой продуктов, находящих достаточно квалифицированное применение в различных отраслях народного хозяйства.

Замедленное коксование – это непрерывный процесс, осуществляемый при температуре около 500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологических печей, в которых идёт процесс термического разложения, после чего поступает в камеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4 коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает в режиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляются технологические операции по выгрузке кокса и подготовке к следующему циклу.

Кокс из камеры удаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными на конце соплами, через которые под давлением 150 атм. подаётся вода, которая раздробляет кокс.

Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.

Сверху коксовых камер уходят пары продуктов и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученные при коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержания олефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.

Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций – около 35%.

Достоинства замедленного коксования – высокий выход малозольного кокса. Из одного и того же количества сырья, этим методом можно получить в 1,5-1,6 раза больше кокса, чем при непрерывном коксовании. Поэтому замедленное коксование применяют, как правило, для производства нефтяного кокса.

Установка замедленного коксования предназначена для получения крупнокускового нефтяного кокса, который используется в производствах цветных металлов, кремния, абразивных материалов, в электротехнической промышленности.

В качестве сырья на установках используют тяжёлые нефтяные остатки, такие как гудрон, мазут, крекинг-остатки, тяжёлая смола пиролиза.

В качестве побочных продуктов на установке замедленного коксования получают углеводородный газ, бензиновую фракцию и газойлевые дистилляты. Полученные газойлевые фракции и бензин коксования перед дальнейшим использованием необходимо подвергнуть гидрооблагораживанию из-за повышенного (по сравнению с прямогонными дистиллятами) содержания непредельных и гетероорганических соединений.

Процесс основан на термолизе тяжелых нефтяных остатков в течение достаточно длительного времени при повышенных температурах (до 500° С), в результате которого образуются легкие фракции крекинга и продукт уплотнения – кокс.

Режим работы коксовой камеры составляет 48 часов: 24 часа коксовая камера заполняется коксом, и в течение 20-22 часов осуществляется выгрузка кокса из коксовых камер при помощи струи воды под высоким давлением (до 14 МПа).

· Реакционный (представляет собой две/четыре полые камеры, работающие попеременно, где непосредственно происходит процесс замедленного коксования тяжёлых нефтяных остатков);

· (разделение полученных лёгких фракций коксования: газ, бензин, газойль);

Процессы коксования в слое теплоносителя имеют существенное преимущество перед процессом замедленного коксования: Сырье, предварительно нагретое в теплообменнике, контактирует в реакторе с нагретым и находящимся во взвешенном состоянии инертным теплоносителем (обычно порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, реже более крупные гранулы) и коксуется на его поверхности в течение 6-12 мин.

Образовавшийся кокс и теплоноситель выводят из зоны реакции и подают в регенератор (коксонагреватель). В последнем слой теплоносителя поддерживается во взвешенном состоянии с помощью воздуха, в токе которого выжигается до 40% кокса, а большая его часть направляется потребителю. Благодаря теплоте, выделившейся при выжигании части кокса, теплоноситель нагревается и возвращается в реактор. Для перемещения теплоносителя используется пневмотранспорт частиц кокса, захватываемых потоком пара или газа. Дистиллятные фракции и газы выводят из реактора и разделяют так же, как при замедленном коксовании. Типичные параметры процесса: температура в теплообменнике, реакторе и регенераторе 300-320, 510-540 и 600-620 °С соответственно, давление в реакторе и регенераторе 0,14-0,16 и 0,12-0,16 МПа соответственно, соотношение по массе сырье теплоноситель = (6,5-8,0).

Коксование в кипящем слое используют для увеличения производства светлых нефтепродуктов. Кроме того, сочетание непрерывного коксования с газификацией образующегося кокса, может быть применено для получения дизельных и котельных топлив.

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические Процессы технологии пер Еработки нефти

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

2. Керосиновые фракции; 3. Дизельное топливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные масла. Гидроочистка керосиновых Фракций направлена на снижение содержания серы и смол в реактивном топливе. Сернистые соединения и смолы вызывают коррозию топливной аппаратуры летательных аппаратов и закокcовывают форсунки двигателей. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении. Типичным сырьем при гидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямой перегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний предел выкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97% (масс.).

Керосиновая фракция 120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 или 150—315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фракцию 140—200 °С — как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочной промышленности.

4. Переработка нефтезаводских газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие установки (ГФУ)

Назначение ГФУ – получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов – с установок термического и каталитического крекинга, коксования.

· Этановая – применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;

· Пропановая – используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

· Бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;

· – служит сырьем для производства изопренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;

· Пентановая – является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.

· Бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств.

В блоке ректификации ГФУ из углеводородного газового сырья сначала в деэтанизаторе извлекают сухой газ, состоящий из метана и этана.

На верху колонны поддерживают низкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в аммиачном конденсаторе-холодильнике.

Кубовый остаток деэтанизатора поступает в пропановую колонну, где разделяется на пропановую фракцию, выводимую с верха этой колонны, и смесь углеводородов С4 и выше, направляемую в бутановую колонну. Ректификатом этой колонны является смесь бутанов, которая в изобутановой колонне разделяется на изобутановую и бутановую фракции.

Кубовый продукт колонны подается далее в пентановую колонну, где в виде верхнего ректификата выводится смесь пентанов, которая в изопентановой колонне разделяется на н-пентан и изопентан.

Нижний продукт колонны – фракция С6 и выше – выводится с установки. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией.

Конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов. При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.

Для деэтанизации газов каталитического крекинга на установках АГФУ используется фракционирующий абсорбер. Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. В верхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то есть поглощение из газов целевых компонентов (С3 и выше), а в нижней – частичная регенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основного абсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю часть фракционирующего абсорбера подается стабилизированный бензин. Абсорбер оборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло в низ абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующего абсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С3 и выше.

Стабилизации. Из нее (иногда после сероочистки) в пропановой колонне выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовый продукт пропановой колонны разделяется в бутановой колонне на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (С5 и выше), который объединяется со стабильным бензином.

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

Компоненты, полученные после первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.

В результате первичной перегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:

1. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.

2. Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001. – 316 с.

5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.

7. Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти: учебное пособие. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.

Http://referat-lib. ru/view/referat-technique/207/206290.htm

Добавить комментарий