Переработка нефти 7

На рис. 61 показана зависимость октанового числа бензина от его выхода при каталитическом риформинге различных фракций (62—140, 85—140 и 105—140°С), полученных при первичной пере­гонке сернистых нефтей. С утяжелением сырья в пределах 85— 140 °С уменьшается содержание ароматических углеводородов и несколько снижается октановое число бензинов. Важно подчерк­нуть, что между выходом бензина при риформинге и его октано­вым числом существует определенная зависимость — с повышением октанового числа (независимо от метода определения) выход бензи­на уменьшается. Эта же зависимость подтверждается данными приведенными на рис. 62 и 63. Сопоставление результатов рифор-минга фракций 85—140 °С (при 20 Ат) и 140—180 °С (при 40 Ат) с результатами риформинга широкой фракции 85—180 °С при 20 Ат показывает, что в случае риформинга фракции 85—180 °С выход бензина с октановым числом 95 (по исследовательскому методу) возрастает на 2—2,5%.

Однако раздельный риформинг бензиновых фракций имеет не­которые преимущества: большая продолжительность работы ката­лизатора без регенерации, лучшая маневренность в работе и т. д. Поэтому выбор того или иного варианта получения высокооктано­вого бензина определяется с учетом конкретных условий работы нефтеперерабатывающего завода. Весьма важно учитывать воз­можность и целесообразность получения ароматических углеводо­родов.

В процессе каталитического риформинга образуются газы и жидкие продукты (риформат). Риформат можно использовать как высокооктановый компонент автомобильных и авиационных бен­зинов или направлять на выделение ароматических углеводородов, а газ, образующийся при риформинге, подвергают разделению.

Высвобождаемый при этом водород частично используют для пополнения потерь циркулирующего водородсодержащего газа и для гидроочистки исходного сырья (если она есть), но большую же часть водорода с установки выводят.

Такой водород значительно дешевле специально получаемого. Именно этим объясняется его широкое применение в процессах, потребляющих водород, особенно при гидроочистке нефтяных дис­тиллятов..

Кроме водородсодержащего газа из газов каталитического ри­форминга выделяют сухой газ (C1 —С2 или С1 —С3 ) и сжиженные газы (Сз—С4 ); в результате получают стабильный дебутанизированный бензин.

В ряде случаев на установке (в стабилизационной ее секции) получают стабильный бензин с заданным давлением насыщенных паров. Это имеет значение для производства высокооктановых компонентов автомобильного или авиационного бензина. Для по­лучения товарных автомобильных бензинов бензин риформинга смешивают с другими компонентами (компаундируют). Смешение вызвано тем, что бензины каталитического риформинга содержат 60—70% ароматических углеводородов и имеют утяжеленный со­став, поэтому в чистом виде они непригодны для использования. В качестве компаундирующих компонентов могут применяться легкие бензиновые фракции (н. к. 62 °С) прямой перегонки нефти, изомеризаты и алкилаты. Поэтому для увеличения производства высокооктановых топлив на основе бензинов риформинга не­обходимо расширять производства высокооктановых изопарафиновых компонентов. В табл. 21 приведены данные о составе высокооктановых автомобильных бензинов, полученных компаундиро­ванием соответствующих фракций каталитического риформинга и изопарафиновых компонентов.

Для получения автомобильного бензина с октановым числом 95 (по исследовательскому методу) риформинг-бензин должен иметь октановое число на 2—3 пункта больше. Это компенсирует уменьшение октанового числа бензина при разбавлении его изопарафиновыми компонентами.

С увеличением количества изокомпонента чувствительность бен­зина (разница в его октановых числах по исследовательскому и моторному методам) снижается, так как октановые числа чистых изопарафиновых углеводородов по моторному и исследователь­скому методам практически совпадают

Было установлено, что подвергать изомеризации н-гексан, вы­деленный из рафината каталитического риформинга, нецелесооб­разно. Лучше получать изокомпонент из пентановой фракции бен­зина прямой перегонки нефти и выделять изогексановую фракцию из рафината каталитического риформинга.

Катализаторы риформинга обычно обладают двумя функциями: кислотной и дегидрирующей. В качестве катализаторов обычно используют платину на окиси алюминия. Кислотные свойства ка­тализатора определяют его крекирующую и изомеризующую активность. Кислотность имеет особенно большое влияние при пе­реработке сырья с большим содержанием парафиновых углеводо­родов: инициирование кислотными катализаторами реакций гид­рокрекинга парафинов и изомеризации пятичленных нафтенов в шестичленные с последующей их дегидрогенизацией и дегидроциклизацией (в результате дегидрирующей способности катализа­тора) ведет к образованию ароматических углеводородов.

Платиновый компонент катализатора обладает дегидрирующей функцией. Он ускоряет реакции гидрирования и дегидрирования и, следовательно, способствует образованию ароматических углеводо­родов и непрерывному гидрированию и удалению промежуточных продуктов, способствующих коксообразованию. Содержание пла­тины обычно составляет 0,3—0,65 вес.%; при снижении этой вели­чины уменьшается устойчивость катализатора против ядов. Но и чрезмерное содержание металла нежелательно: при повышении концентрации платины усиливаются реакции деметилирования и расщепления нафтеновых углеводородов. Другим фактором, огра­ничивающим содержание платины в катализаторе, является ее вы­сокая стоимость.

Таким образом, кислотная функция катализатора необходима для протекания реакций гидрокрекинга и изомеризации, а дегид­рирующая— для процессов дегидрирования. Сочетание этих двух функций определяет качество бифункционального катализа­тора риформинга.

5.2. Промышленные катализаторы риформинга. В промышленности применяются следующие катализаторы: платиновые (носители— окись алюминия, промотированная фтором или хлором, алю­мосиликат, цеолит и др.); палладиевые (носители те же, что и для платины); сернистый вольфрамоникелевый; окисный алюмомолиб-деновый (

10% окиси молибдена на окиси алюминия); алюмо-хромовый (32% окиси хрома и 68% окиси алюминия); алюмо-кобальтмолибденовый (молибдат кобальта на носителе — окиси алюминия, стабилизированной кремнеземом). Наиболее широкое применение нашли алюмоплатиновые катализаторы. В последнее время в состав катализаторов с платиной и палладием стали вво­дить редкоземельные элементы. Некоторое распространение полу­чили также цеолитсодержащие катализаторы.

5.3. Требования к катализаторам. Катализаторы рифор­минга должны обладать высокой активностью в реакциях арома­тизации; достаточной активностью в реакциях изомеризации пара­финов; умеренной или низкой активностью в реакциях гидрокре­кинга; высокой селективностью (показателем которой может слу­жить выход риформата при заданном октановом числе или задан­ном выходе ароматических углеводородов); высокой активностью гидрирования продуктов уплотнения; термической устойчивостью и возможностью восстановления активности путем регенерации непосредственно в реакторах; устойчивостью к действию сернистых и азотистых соединений, кислорода, влаги, солей тяжелых метал­лов и других примесей; стабильностью (способностью сохранять первоначальную активность в течение продолжительного срока ра­боты); невысокой стоимостью.

6. Классификация промышленных процессов. Промышленные процессы каталитического риформинга часто подразделяют на процессы на платиновых катализаторах и на катализаторах, не содержащих драгоценный металл.

Процессы каталитического риформинга можно классифициро­вать и по способу регенерации катализатора: без регенерации и с регенерацией. Регенеративные процессы в свою очередь можно раз­делить на процессы с непрерывной и периодической регенерацией катализатора; при такой классификации процессы характери­зуются еще и состоянием катализатора. Неподвижный (стационар­ный) слой характерен для процессов с периодической регенера­цией, а движущийся — для процессов с непрерывной регенерацией. Процессы с периодической регенерацией подразделяются на про­цессы с межрегенерационным периодом более 50 и менее 50 дней.

Реакции, протекающие при каталитическом риформинге, за исключением изомеризации, идут с поглощением тепла, поэтому в условиях промышленных установок проблема подвода тепла имеет исключительное значение. Первой установкой риформинга была установка гидроформинг на неподвижном алюмомолибденовом катализаторе (40-е годы), Процесс был разработан для получения толуола высокой чистоты, предназначенного для нитрования. После окончания второй миро­вой войны значительная часть установок риформинга была переве­дена на производство автомобильного бензина.

Промышленное применение платиновых катализаторов для риформинга началось с процесса платформинга (1949 г.). В даль­нейшем было разработано много других типов установок катали­тического риформинга.

Http://mirznanii. com/a/324348-7/pererabotka-nefti-7

На выходе из скважины сырая нефть имеет очень ограниченную сферу применения. Фактически вся сырая нефть проходит перегонку, с тем, чтобы получить из нее такие продукты как бензин, авиационное топливо, мазут и промышленные виды топлива.

На заре нефтяной отрасли переработка производилась примитивным перегонным аппаратом, в котором нефть доводилась до кипения, и, затем, конденсировались различные продукты, в зависимости от температуры. Для этого требовалось не намного больше умения, чем для изготовления самогона, поэтому в нефтяную отрасль в девятнадцатом веке пришли производители виски. Сейчас нефтепереработка представляет собой крупный, сложный, высокотехнологичный и дорогостоящий производственный комплекс. [7]

Подготовка нефти к переработке заключается в дополнительном обезвоживании (до 0,1% содержания воды) и обессоливании (содержание солей до 3-4 мг/л) для уменьшения коррозии технологического оборудования и повышения качества топлив и других нефтепродуктов.

Сырая нефть – это смесь различных углеводородов в разных сочетаниях. Каждая составляющая имеет свою ценность, но только при выходе из переработки. Поэтому первой стадией переработки нефти является разделение ее на составляющие части. Это достигается путем высокотемпературной перегонки – по сути нагрева. Различные составляющие испаряются при разных температурах и затем их можно сконденсировать в раздельные «чистые» потоки. Некоторые из этих продуктов на выходе уже готовы для продажи. Другие подвергаются дальнейшей переработке, чтобы получить более дорогостоящие продукты.[7]

При простой перегонке процессы, как правило, сводятся к удалению инородных частиц и внесению незначительных изменений в химические свойства. В крупных перерабатывающих комплексах производится более сложное преобразование на молекулярном уровне путем химических реакций. Этот процесс называется крекинг или конверсия. Результатом является увеличение выхода более качественных продуктов, таких как бензин, и снижение выхода таких дешевых продуктов, как мазут и асфальт.

Нефтяные скважины и в целом нефтедобывающий комплекс размещаются в непосредственной близости от нефтяных месторождений, а, как правило, прямо над месторождением нефти. Выбор места расположения нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) требует более комплексного подхода. При размещении НПЗ учитывается близость к источникам сырья, магистральным нефтепроводам, потенциальным потребителям, а также наличие энергетических и трудовых ресурсов.

В России размещение нефтеперерабатывающих заводов сложилось уже к концу 70-х годов, в 80-х был построен только один НПЗ – Ачинский. В 2002 году был введен в строй НПЗ компании ТАНЕКО в Нижнекамске. Завод мощностью 7 млн. тонн нефти в год построен для переработки тяжелой сернистой нефти с месторождений Татарстана.

На сегодня в России действует 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), обеспечивающих до 98% первичной переработки нефти. На мини-НПЗ перерабатывается 2% нефти.

Http://studopedia. ru/17_957_pererabotka-nefti. html

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

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

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

На установках AT осуществляют первичную перегонку нефти с получением бензиновых, керосиновых, дизельных фрак­ций и мазута. На установки ВТ производят перегонку мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон использу­ют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Http://studopedia. org/4-164445.html

Современные процессы переработки нефти направлены на использование богатейшего химического потенциала нефти, обусловленного широким групповым составом углеводородов и гетероатомных соединений. Для получения нужных органических веществ, повышения качества моторных топлив и их очистки от вредных примесей в промышленности нефтяные фракции и индивидуальные углеводороды подвергают термическому (термический крекинг, пиролиз, коксование), термокаталитическому (каталитический крекинг, каталитический риформинг, изомеризация, алкилирование) воздействию и гидрогенизации (гидроочистка и гидрокрекинг).

Цель переработки нефти – производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив и сырья для последующей химической переработки.

Современные процессы переработки направлены на использование богатейшего химического потенциала нефти, обусловленного широким групповым составом углеводородов и гетероатомных соединений.

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродуктах данного экономического района.

По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности завода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций (фракции, выкипающие выше 350°С).

Этот вариант переработки нефти отличается от предыдущих вариантов большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных масел и топлив не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, моющих средств, фенола, ацетона, спиртов.

Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50–100 м 3 /т), пластовую воду (200–300 кг/т) и растворенные в воде минеральные соли (10–15 кг/т), которые отрицательно сказываются на транспортировке, хранении и последующей переработке ее. Поэтому, подготовка нефти к переработке обязательно включает следующие операции:

— удаление попутных (растворенных в нефти) газов или стабилизация нефти;

На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На рис. 7.2 представлена подобная система.

Сырая нефть из скважин 1 под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) 2, в которых нефтяной газ отделяется от жидкости и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 8 км) 3 в дожимную насосную станцию 4, где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 5, а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) 6. На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки 7. Очищенная вода закачивается насосами 8 в нефтяной пласт через нагнетательные скважины 9. Обессоленная и обезвоженная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары 10, из которых насосами перекачивается в установку «Рубин» 11 для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары 12 и из них в магистральный нефтепровод 13, транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.

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

Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1 — C4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожимных станциях и УПН (рис.1), или на газоперерабатывающих заводах (рис.1).

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

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

В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, которые образует с нефтью вода. При этом, на промыслах разрушаются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хлоридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5– 1,0% и 100–1800 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05–0,1% и 3–5 мг/л.

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

1 — скважины; 2 — групповая замерная установка; 3 — коллектор; 4 — дожимная насосная станция; 5 — газоперерабатывающий завод; 6 — установка подготовки нефти; 7 — установка очистки воды; 8 — насосы; 9 — нагнетательные скважины; 10 — герметизированные резервуары, 11 — установка «Рубин»; 12 — товарные резервуары; 13 — магистральный нефтепровод.

Установки электротермохимического удаления солей и воды или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) используются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в аппаратах — электродегидрататорах под воздействием переменного тока напряжением 30–45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. На рис.2 представлена принципиальная схема ЭЛОУ.

Нефть из сырьевого резервуара 1 с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теплообменник 2, подогревается в подогревателе 3 и поступает в смеситель 4, в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрататоры 5 и 6, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их снижается в 8–10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообменник 2 и после охлаждения в холодильнике 7 поступает в сборнике 8. Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаивается в нефтеотделителе 9 и направляется на очистку, а отделившаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ.

1 — резервуар нефти; 2 — теплообменник; 3 — подогреватель; 4 — смеситель; 5 — электродегидрататор I ступени; 6 — электродегидрататор II ступени; 7 — холодильник; 8 — сборник обессоленной нефти; 9 — нефтеотделитель.

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

Переработка нефти начинается с ее первичной перегонки. Этот процесс является изобретением технологов-нефтяников и основан на свойстве нефти. Нефть – сложная смесь взаимно растворимых углеводородов, имеющих различные температуры начала кипения. В упрощенном виде: чем длиннее молекула углеводорода, тем выше его точка кипения.

Сырьем для установок первичной перегонки служат нефть и газовый конденсат. Их разделяют на фракции для последующей переработки или использования как товарных продуктов. При первичной переработке нефти проводят ее атмосферную перегонку и вакуумную перегонку мазута. Эти процессы осуществляют на атмосферных трубчатых (АТ) установках и вакуумных трубчатых (ВТ) установках.

На АТ-установках осуществляют неглубокую переработку нефти с получением бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и мазута. ВТ-установки предназначены для углубления переработки нефти. На этих установках из мазута получают газойлевые, масляные фракции и гудрон, которые используют в качестве сырья в процессах вторичной переработки нефти.

Процесс перегонки происходит в ректификационной колонне, представляющей собой вертикальный цилиндрический аппарат высотой до 30м и диаметром до 4м. Внутреннее пространство колонны разделено на отсеки большим количеством горизонтальных дисков (тарелок), в которых имеются отверстия для прохождения через них паров нефти.

Перед закачкой в колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры 360-390°

С. При этом бензин, нафта (лигроин), керосин, легкий и тяжелый газойль переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с более высокой температурой кипения представляет собой мазут. После ввода горячей смеси в колонну мазут стекает вниз, а углеводороды в парообразном состоянии поднимаются вверх.

Смесь горячей жидкости и пара, поднимаясь по колонне и остывая, постепенно конденсируется. Вначале отделяются и опускаются на дно специальных тарелок тяжелые тугоплавкие фракции нефти, выше последовательно конденсируются и оседают на дно тарелок пары более легких фракций. Особенность процесса ректификации заключается в том, что горячие пары, поднимаясь, поочередно проходят через слои горячего конденсата. Количество тарелок в колонне должно быть таким, чтобы общий расход сливающихся с них готовых продуктов перегонки был равен расходу сырой нефти, подаваемой внутрь колонны. Несконденсировавшиеся пары углеводородов направляются на газофракционирование, где из них получают сухой газ, пропан, бутан и бензиновую фракцию.

При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по границам температур кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и другим свойствам.

В зависимости от технологии перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья, на газофракционирующих установках с целью производства индивидуальных углеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина. Фракцию именуют нефтепродуктом, если ее свойства отвечают нормам стандарта или техническим условиям на товарный продукт, не требующий дополнительного передела.

Бензиновая фракция с пределами выкипания 28-180°С преимущественно подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций (28-63, 62-85, 85-105°С). Эти фракции служат сырьем для процессов изомеризации, каталитического риформинга с целью получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов, а также в качестве сырья для пиролиза при получении этилена.

Керосиновая фракция с температурами выкипания 120-230°С используется как топливо для реактивных двигателей; фракцию 150-280°С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины; фракцию 140-200 С – как растворитель для лакокрасочной промышленности.

Дизельная фракция с температурами выкипания 140-320°С используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция 180-360°С – в качестве летнего. Фракция 200-320°С из высокопарафиновой нефти используется как сырье для получения жидких парафинов.

Мазут применяется как котельное топливо или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Вакуумный газойль (350-500°С) используется в качестве сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие Масляные фракции с пределами выкипания (320-400°С, 320-420. 450-500°С) используют как сырье для производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов.

Гудрон – остаток вакуумной перегонки мазута – подвергают деасфальтизации, коксованию, используют в производстве битума.

Полученные при перегонке с помощью физических процессов нефтепродукты отправляются на другие пределы, в которых используются различные химические реакции. Химические процессы, составляющие основу вторичной переработки, позволяют максимально использовать энергетический и химический потенциал углеводородов. Классификация методов вторичной переработки нефти приведена ниже.

На ранних стадиях развития нефтепереработки потребности в бензине росли быстрей, чем потребности в тяжелом (например, дизельном) топливе. Опережающее производство бензина привело к затовариванию рынка тяжелым топливом. Чтобы справиться с этой проблемой, инженеры предложили несколько крекинг-процессов.

Термический крекинг – высокотемпературная переработка углеводородов нефти с целью получения высококачественного топлива. Различают несколько видов термического крекинга.

Неглубокий термический крекинг при температурах 480-490°С и давлении 1,5-2,0 МПа для получения котельного топлива из высоковязкого исходного сырья: мазута и гудрона.

Глубокий (жидкофазный) крекинг при температурах 500-540°С и давлении выше 5,0 МПа применяется для получения бензина с антидетонационными характеристиками из лигроиновых, керосиновых и газойлевых фракций. Крекинг-бензины содержат в своем составе значительное количество непредельных и ароматических углеводородов.

Высокотемпературный (парофазный) крекинг при температурах 580- 600°С и давлении 0,2-0,3 МПа применяется для получения бензина с высокими октановыми числами из керосино-газойлевых фракций. Попутно получают газ, содержащий значительное количество непредельных углеводородов.

Побочными продуктами термического крекинга являются газ, крекинг-остаток, обогащенный высокомолекулярными углеводородами, и тяжелая смола.

Пиролиз используется для разложения углеводородов при 700-900°С и давлении 1,0-1,2 МПа. С его помощью получают газообразные непредельные углеводороды, в основном этилен и пропилен. Побочными продуктами пиролиза являются смолы пиролиза и предельные газы метан и этан. Из смолы пиролиза извлекают ароматические углеводороды бензол, толуол, и ксилолы. Другим направлением высокотемпературного пиролиза

(1200-2000 °С) является получение сажи (технического углерода) из углеводородных фракций, содержащий более 60% ароматических углеводородов.

Коксование – высокотемпературный (490-520°С и 0,2-0,6 МПа) процесс получения электродного или топливного кокса из нефтяных остатков. Это пек, полученный из смолы пиролиза, мазут и гудрон.

Термическая деструкция углеводородов – это их расщепление на части под воздействием температуры. Однако при температурах 500-900° С протекают не только реакции распада вещества, но одновременно и реакции синтеза.

Реакции распада протекают с увеличением числа молекул, объема системы и поглощением тепла. Очевидно, что для разрыва химических связей в молекуле необходимо затратить некоторое количество энергии. Энергия связей в молекулах неравноценны. Наименьшей энергией связи обладает связь типа углерод-гетероатом (например, энергия связи сульфида C – S равна 138 кДж/моль). Следовательно, при термическом воздействии эта связь будет разрываться в первую очередь. Следом будут разрываться связи углерод-углерод в парафинах, нафтенах (310 кДж/моль) и ацетиленовые связи.

Неравноценны также связи одного типа в пределах одной молекулы. Так, для отрыва первого атома водорода от молекулы метана требуется больше энергии, чем для отрыва последующих водородных атомов.

Алканы в условиях термического крекинга распадаются с образованием парафина и олефина. Метан в условиях крекинга не распадается. Низкомолекулярные алканы могут подвергаться реакции дегидрирования:

Здесь в скобках рядом с реакциями приводится доля продукта по данному направлению. При распаде молекулы на неравные осколки углеводород с меньшим молекулярным весом получается предельным, а с большим – непредельным.

Для нафтенов характерны следующие группы реакций: укорочение боковых парафиновых цепей; дегидрирования нафтенового кольца с образованием циклоолефинов и ароматических углеводородов; распад моноциклических нафтенов на олефины.

Олефины в термических реакциях претерпевают распад на алкены и алкины с меньшей молекулярной массой, но возможны реакции полимеризации и конденсации.

Ароматические углеводороды с низким числом углеродных атомов в цепи термически устойчивы и поэтому накапливаются в продуктах термических процессов. В условиях термических процессов они способны конденсироваться с выделением водорода. В результате получается твердый углеродистый осадок – кокс или сажа.

Влиять на состав продуктов термического процесса можно изменением температуры, давлением и временем контакта. При повышении температуры в продуктах накапливаются газообразные и твердые вещества и снижается доля жидких продуктов. При этом жидкие продукты обогащаются ароматическими соединениями, а газ – водородом и низшими углеводородами.

Снижение давления благоприятствует реакциям дегидрирования, большему выходу водорода и газообразных продуктов непредельного характера. Продолжительность контакта увеличивает долю высоковязких жидкостей (смол), твердых (кокса) и газообразных веществ.

С учетом вышеизложенного жидкофазный крекинг, целью которого является получение автомобильных бензинов, следует проводить при невысоких температурах, повышенном давлении во-избежании сильного газообразования, с постоянным отводом целевого продукта для предотвращения вторичных реакций синтеза.

Полностью использовать потенциал нефти удается с помощью катализаторов. Катализаторы характеризуются активностью, стабильностью и селективностью. Активность катализатора – это его производительность. Селективность определяется количеством целевого продукта, образовавшегося из исходного сырья.

Катализаторы термокаталитических процессов состоят из трех компонентов: носителя, основного компонента и добавок. В качестве носителя используются алюмосиликаты, основного компонента – цеолиты. В качестве добавок используются платина, рений, металлоорганические комплексы сурьмы, висмута, фосфора, оксиды кальция и магния. Среди катализаторов риформинга большое значение приобрели платиновый и платино-рениевый катализатор.

Каталитический крекинг – это процесс разложения высокомолекулярных углеводородов при 470-540°С и давлении 0,13-0,15 МПа в присутствии катализаторов. Разработан процесс для производства высокооктанового бензина с октановым числом до 92 и сжиженных газов. В качестве катализаторов используются в основном алюмосиликаты и цеолиты. Сырьем являются дистилляты прямой гонки керосино-соляровая фракция, вакуумный газойль и продукты термического крекинга. В крекинг-установке происходит несколько процессов, основным из которых является превращение тяжелых фракций в бензин. Помимо бензина продуктом крекинга является полный набор углеводородов от метана до тяжелого газойля и остатка, включая кокс.

Риформинг – это каталитический процесс переработки низкооктановых бензиновых фракций при температурах 480-540°С и давлении 2,0-4 МПа. Продуктом является высокооктановый компонент товарного автомобильного бензина с октановым числом до 100 и ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы). Сырьем являются бензиновые фракции, содержащие все типы углеводородов.

Температура кипения нефтепродуктов, как и любой другой жидкости, зависит от давления. Нагревание придает молекулам необходимую энергию, чтобы они могли покинуть жидкую фазу. Чем ниже внешнее давление, тем ниже температура парообразования. Этот эффект используют еще в одной разновидности крекинг-процесса, протекающего в условиях вакуума. Сущность этого выгодного процесса такова. Прямогонный остаток подается на установку вакуумной перегонки, где при давлении 0,4 атм и температуре около 400°С разделяется на вакуумный дистиллят, идущий на получение смазочных масел, и остаток вакуумной перегонки – пек.

Гидрогенизационные процессы переработки нефтяных фракций проводятся в присутствии водорода и катализаторов при 260-430°С и давлении 2-32 МПа. Эти процессы увеличивают выход светлых нефтепродуктов и обеспечивают удаление примесей серы, кислорода и азота.

Алкилирование проводят при низких температурах 0 – 30°С и давлении 0,4-0,5 МПа. Назначение процесса – получение углеводородной фракции с высоким содержанием парафиновых углеводородов изомерного строения. Сырьем служат газы, состоящие из бутана и бутилена. Как правило, это сжиженный газ каталитического крекинга.

Вакуумная перегонка прямогонного остатка эквивалентна его перегонке при атмосферном давлении в интервале кипения 540-590°С. Точку выкипания прямогонного остатка, то есть температуру полного выкипания сырой нефти определить невозможно. До температуры 480°С. нефть за счет эффекта испарения просто разгоняется на составляющие фракции. При более высоких температурах сложные молекулы получают настолько большую энергию, что ее хватает, чтобы расколоть большую молекулу на две или несколько маленьких молекул. Например, молекула парафина С16Н34 может расколоться на 3 части: С8Н18, С6Н12,С2Н4. При этом легкие молекулы образовавшихся углеводородов дают более “рыхлую” по сравнению с исходной структурой жидкости. В результате продукты крекинга занимают объем примерно на 15-18% больше объема исходного сырья.

Прямогонный бензин отправляется на установки для получения автомобильного бензина с заданным октановым числом во избежание его детонации. Запрет на применение тетраэтилсвинца заставляет вводить в бензин высокооктановые компоненты, в частности, продукты изомеризации пентана и гексана. Нормальный пентан характеризуется октановым числом 62, а изопентан – числом 92.

Нафта (лигроин) подается на установку риформинга, где в присутствии катализатора при температуре около 500°С и давлении до 35 атм получают дистилляты, используемые в качестве высокооктановых компонентов бензинов или для выделения из них индивидуальных ароматических углеводородов.

Керосин и газойли поступают на установку гидроочистки. Назначение этой операции – удалить вредные примеси, присутствие которых в нефтепродуктах ограничивается. Поток горячего нефтепродукта смешивают с водородом и пропускают через слой катализатора. В результате из нефтепродукта удаляются сера, азот и металлы.

Распространены три типа керосинов: осветительный, тракторный и керосин для реактивных двигателей (реактивное топливо). Очищенный газойль направляется на смешение для получения дизельного топлив.

Остатки перегонки нефти и крекинга используются в качестве сырья для получения топочного мазута, битума и кокса. Нефтяные битумы содержат различное количество асфальтенов – сложных полиароматических соединений, в молекулах которых бензольные кольца тесно прилегают друг к другу и каждая молекула содержит более 50 атомов углерода. Чем больше в битумах асфальтенов, тем они тверже. Для получения твердых и резиноподобных дорожных битумов их продувают горячим воздухом.

Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси. В светлых нефтепродуктах нежелательными примесями являются сернистые соединения, нафтеновые кислоты, непредельные соединения, смолы и твердые парафины.

Присутствие в моторных топливах серы и нафтеновых кислот вызывает коррозию деталей двигателей. Непредельные соединения в топливах образуют осадки, загрязняющих систему топливопроводов. Повышенное содержание смол в топливе приводит к нагарообразованию. Присутствие твердых углеводородов в нефтепродуктах повышает температуру их застывания и ухудшает подачу топлива в цилиндры. Присутствие ароматики в осветительных керосинах образует коптящее пламя.

Для удаления вредных примесей из светлых нефтепродуктов применяются следующие процессы.

Щелочная очистка заключается в обработке топлив водными растворами каустической или кальцинированной соды. При этом из бензинов удаляются сероводород, из керосинов и дизельного топлива – нафтеновые кислоты.

Кислотно-щелочная обработка дистиллятов удаляет из них непредельные и ароматические углеводороды, а также смолы. Заключается она в обработке продукта сначала серной кислотой, затем – водным раствором щелочи.

Депарафинизация используется для понижения температуры застывания дизельных топлив и заключается в их обработке раствором карбамида.

Гидроочистка применяется для удаления из сернистых соединений из топлив. Для этого в присутствии катализатора используют водород, который вытесняет из дистиллятов серу в виде сероводорода.

Ингибирование применяют для подавления реакций окисления и полимеризации непредельных углеводородов в бензинах термического крекинга путем введения специальных добавок.

Смазочные масла очищают селективными растворителями, которые извлекают из нефтепродукта определенные компоненты. Для очистки применяют следующие растворители: ацетон, фурфурол, фенол, пропан, бензол, толуол. С их помощью из масел удаляют смолы, асфальтены, ароматику и парафины. Очистка производится в экстракционных колоннах. В результате селективной очистки образуется рафинат (полезные компоненты масел) и экстракт (примеси).

Депарафинизации подвергаются рафинаты селективной очистки посредством разбавления растворителем и последующей фильтрации.

Гидроочистка масел применяется для их стабилизации, снижения коксуемости и содержания серы.

Как видно на рис. 1 на первом месте по добычи энергетических минеральных продуктов находится нефть. Нефть и газ являются одной из основ российской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны.

На сегодняшний день из нефти производят: жидкое топливо (бензин, керосин, дизельное топливо и топливные масла), газообразное топливо, твердое топливо (нефтяной кокс), машинные масла и смазочные материалы, парафины и церезины, битумы, ароматические соединения, сажа, ацетилен, этилен, нефтяные кислоты и их соли, высшие спирты, пластмассы, моющие средства, взрывчатку, полиэтиленовую пленку, синтетические нитки и ткани (нейлон, капрон), одежду (чулки, шубы, белье, куртки). Нефть используется для приготовления косметики (губная помада, тушь для ресниц, туалетная вода) и парфюмерии. Нефтепродукты идут на изготовление копировальной бумагу, красителей для печатания книг, газет. Асфальт, по которому мы ходим, также изготовляется из нефти. На сегодняшний день одно из самых перспективных направлений в нефтехимии – биохимическая переработка нефтяных углеводородов для получения белковых веществ. Попросту говоря, это попытка создания продуктов питания из нефти.

3.2 Средние выходы продуктов переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах:

Наряду с большим количественным ростом, важной народнохозяйственной задачей нефтеперерабатывающей промышленности в ближайшие годы должно быть резкое улучшение качества бензинов, дизельных топлив, смазочных масел и других нефтепродуктов, а также полное обеспечение промышленности нефтехимического синтеза необходимым и высококачественным сырьем и полупродуктами.

Добыча и переработка нефти – дело непростое. Углубление переработки нефти позволяет выйти на целую гамму синтетических продуктов и материалов – пластмассы, каучуки, шину и др. они являются не только ценными экспортными продуктами, но и создают в ходе переработки сотни тысяч новых рабочих мест.

2. Тетельмин В. В., Язев В. А. Нефтегазовое дело. Полный курс. – Изд. Дом “Интеллект”, 2009. – 800 с.

3. Мстиславская Л. П., Павлинич М. Ф., Филиппов В. П. Основы нефтегазового производства. – М.: ФГУП Изд-во “Нефть и газ”, 2005. – 276 с.

4. Вержичинская С. В., Дигуров Н. Г., Синицин С. А. Химия и технология нефти и газа: учебное пособие. – М., 2007. – 400 с.

5. Гуревич И. Л. Технология переработки нефти и газа, – М., 1972. – 360 с.

6. Александрова В. И. Потребление нефти и ее продуктов (научно-технический журнал). – Изд-во МГГУ,- 2009. – 31 с.

7. Классификация продуктов переработки нефти (научно-технический журнал). – Изд-во МГГУ, – 2009. – 300 с.

Общие сведения о запасах и потреблении нефти. Химический состав нефти. Методы переработки нефти для получения топлив и масел. Селективная очистка полярными растворителями. Удаление из нефтепродуктов парафиновых углеводородов с большой молекулярной массой.

Индексация нефтей, ее связь с технологией их переработки. Физические основы подготовки и первичной переработки нефти. Факторы, определяющие выход и качество продуктов ППН. Краткие теоретические основы процессов вторичной переработки продуктов ППН.

Индексация нефтей для выбора технологической схемы и варианта ее переработки. Физические основы дистилляции нефти на фракции. Установки первичной перегонки нефти. Технологические расчеты процесса и аппаратов. Характеристика качества нефтепродуктов.

Характеристика физических и химических свойств нефти, ее добыча, состав и виды фракций при перегонке. Особенности переработки нефти, сущность каталитического крекинга и коксования. Применение нефти и экологические проблемы нефтеперерабатывающих заводов.

Углубляющие, облагораживающие и прочие химические способы переработки нефти. Сущность процесса термического и каталитического крекинга. Процесс переработки твёрдого топлива нагреванием без доступа кислорода (коксование). Каталитический риформинг.

Сущность нефтеперерабатывающего производства. Разделение нефтяного сырья на фракции. Переработка фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов. Атмосферно-вакуумная перегонка нефти.

Изучение химического состава нефти – горючей маслянистой жидкости, распространенной в осадочной оболочке Земли; важнейшего полезного ископаемого. Обобщение основных способов переработки нефти – обезвоживания, обессоливания, стабилизации и перегонки.

Нефть как сложная смесь жидких органических веществ, в которых растворены твердые углеводороды и смолистые вещества. Методы заводской переработки нефти, сущность процесса и характеристика колонн ректификации, фракционная перегонка нефтепродуктов.

Изучение основных функций, свойств и принципа действия катализаторов. Значение катализаторов в переработке нефти и газа. Основные этапы нефтепереработки, особенности применения катализаторов. Основы приготовления твердых катализаторов переработки нефти.

История создания технологии синтетического каучука. Получение мономеров для синтетических каучуков. Производство СК полимеризацией в растворе. Свойства изоперена, и его получение методом полимеризации. Поточная схема переработки нефти месторождения.

Http://stud. wiki/chemistry/3c0a65635a2ac68a4c53b88421216d26_0.html

Сырая нефть представляет собой сложную смесь углеводородов и других соединений. В таком виде она мало используется. Сначала ее перерабатывают в другие продукты, которые имеют практическое применение. Поэтому сырую нефть транспортируют танкерами или с помощью трубопроводов к нефтеперерабатывающим заводам.

Переработка нефти включает целый ряд физических и химических процессов: фракционную перегонку, крекинг, риформинг и очистку от серы.

Из сырой нефти прежде всего удаляют растворенные в ней примеси газов, подвергая ее простой перегонке. Затем нефть подвергают первичной перегонке, в результате чего ее разделяют на газовую, легкую и среднюю фракции и мазут. Дальнейшая фракционная перегонка легкой и средней фракций, а также вакуумная перегонка мазута приводит к образованию большого числа фракций. В табл. 4 указаны диапазоны температур кипения и состав различных фракций нефти, а на рис. 5 изображена схема устройства первичной дистилляционной (ректификацион­ной) колонны для перегонки нефти. Перейдем теперь к описанию свойств отдельных фракций нефти.

Газовая фракция. Газы, получаемые при переработке нефти, представляют собой простейшие неразветвленные алканы: этан, пропан и бутаны. Эта фракция имеет промышленное название нефтезаводской (нефтяной) газ. Ее удаляют из сырой нефти до того, как подвергнуть ее первичной перегонке, или же выделяют из бензиновой фракции после первичной перегонки. Нефтезаводской газ используют в качестве газообразного горючего или же подвергают его сжижению под давлением, чтобы получить сжиженный нефтяной газ. Последний поступает в продажу в качестве жидкого топлива или используется как сырье для получения этилена на крекинг-установках.

Бензиновая фракция. Эта 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 хлороэтана 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.

Лигроин (нафта). Эту фракцию перегонки нефти получают в промежутке между бензиновой и керосиновой фракциями. Она состоит преимущественно из алканов (табл. 5).

Лигроин получают также при фракционной перегонке легкой масляной фрак­ции, получаемой из каменноугольной смолы (табл. 3). Лигроин из каменно­угольной смолы имеет высокое содержание ароматических углеводородов.

Бльшую часть лигроина, получаемого при перегонке нефти, подвергают рифор­мингу для превращения в бензин. Однако значительная его часть используется как сырье для получения других химических веществ.

Таблица 5 Углеводородный состав лигроиновой фракции типичной ближневосточной нефти

Керосин. Керосиновая фракция перегонки нефти состоит из алифатических алка­нов, нафталинов и ароматических углеводородов. Часть ее подвергается очистке для использования в качестве источника насыщенных углеводородов-пара­финов, а другая часть подвергается крекингу с целью превращения в бензин. Однако основная часть керосина используется в качестве горючего для реактивных самолетов.

Газойль. 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.

Мазут. Эта фракция остается после удаления из нефти всех остальных фракций. Большая его часть используется в качестве жидкого топлива для нагревания котлов и получения пара на промышленных предприятиях, электростанциях и в корабельных двигателях. Однако некоторую часть мазута подвергают вакуумной перегонке для получения смазочных масел и парафинового воска. Смазочные масла подвергают дальнейшей очистке путем экстракции растворителя. Темный вязкий материал, остающийся после вакуумной перегонки мазута, называется «битум», или «асфальт». Он используется для изготовления дорожных покрытий.

Мы рассказали о том, как фракционная и вакуумная перегонка наряду с экстракци­ей растворителями позволяет разделить сырую нефть на различные практически важные фракции. Все эти процессы являются физическими. Но для переработки нефти используются еще и химические процессы. Эти процессы можно подразделить на два типа: крекинг и риформинг.

В результате крекинга кроме бензина получают также алкены, необходимые как сырье для химической промышленности. Крекинг в свою очередь подразделяется на три важнейших типа: гидрокрекинг, каталитический крекинг и термический крекинг.

Гидрокрекинг. Эта разновидность крекинга позволяет превращать высококипящие фракции нефти (воски и тяжелые масла) в низкокипящие фракции. Процесс гидро­крекинга заключается в том, что подвергаемую крекингу фракцию нагревают под очень высоким давлением в атмосфере водорода. Это приводит к разрыву крупных молекул и присоединению водорода к их фрагментам. В результате образуются насыщенные молекулы небольших размеров. Гидрокрекинг используется для по­лучения газойля и бензинов из более тяжелых фракций.

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

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

Термический крекинг имеет особенно важное значение для получения ненасыщен­ных углеводородов, например этилена и пропена. Для термического крекинга использу­ются паровые крекинг-установки. В этих установках углеводородное сырье сначала нагревают в печи до 800°С, а затем разбавляют его паром. Это увеличивает выход алкенов. После того как крупные молекулы исходных углеводородов расщепятся на более мелкие молекулы, горячие газы охлаждают приблизительно до 400СС водой, которая превращается в сжатый пар. Затем охлажденные газы поступают в ректи­фикационную (фракционную) колонну, где они охлаждаются до 40°С. Конденсация более крупных молекул приводит к образованию бензина и газойля. Несконденсиро­вавшиеся газы сжимают в компрессоре, который приводится в действие сжатым паром, полученным на стадии охлаждения газов. Окончательное разделение продуктов производится в колоннах фракционной перегонки.

Таблица 6 Выход продуктов крекинга с паром из различного углеводородного сырья (масс. %)

Http://www. chem. com. ua/info/i20.php

Процесс разделения углеводородов нефти по температурам их кипения называется прямой перегонкой, или дистилляцией. Получен-

Ные в результате перегонки отдельные фракции нефти называют дистиллятами. Прямая перегонка нефти при атмосферном давлении является обязательным первичным процессом переработки нефти.

Установки по первичной переработке нефти являются обязательными для всех заводов. Наличие других установок определяется свойствами перерабатываемой нефти, профилем продукции, вырабатываемой на заводе, и другими факторами.

Современная установка по переработке нефти работает по непрерывному циклу. Установка состоит из атмосферной и вакуумной ректификационных колонн (рис. 1), в которых создаются условия, обеспечивающие достаточно полное испарение вводимого в неё сырья. Этими условиями являются температура и давление. Нефть под давлением подают насосами в печь, где её нагревают до температуры 330…350 0 С. Горячая нефть вместе с парами попадает в среднюю часть атмосферной ректификационной колонны, где она вследствие снижения давления дополнительно испаряется, и испарившиеся углеводороды отделяются от жидкой части нефти – мазута. Пары углеводородов поднимаются вверх, а жидкий остаток стекает вниз. По пути движения паров углеводородов устанавливаются ректификационные тарелки, на которых конденсируется часть паров углеводородов. Температура по высоте колонны уменьшается от максимальной в зоне ввода продукта до минимальной вверху. Таким образом, в ректификационной колонне по её высоте углеводороды нефти разделяют на фракции в зависимости от температуры кипения. Вверху колонны образуются бензиновые фракции с температурой кипения от 30 до 180…205 0 С, ниже легроиновый дистиллят (120…240 0 С), далее керосиновый дистиллят (150…315 0 С), дизельный дистиллят (150…360 0 С), газойлевый дистиллят (230…360 0 С).

Мазут в зависимости от его состава используют или в виде топлива, или подвергают дальнейшему разделению в вакуумной ректификационной колонне, или в качестве сырья применяют на установке

Крекинга. Перед поступлением в вакуумную ректификационную колонну мазут нагревают до 420…430 0 С. Давление в вакуумной колонне 5 300…7 300 Па. Температура кипения в вакууме у углеводородов снижается, что позволяет испарить тяжелые углеводороды без разложения. При нагревании нефти выше 430 0 С может начаться термическое разложение углеводородов. В вакуумной колонне вверху отбирают соляровый дистиллят (300…400 0 С), ниже масляные фракции и далее полугудрон или гудрон, из которых путём глубокой очистки делают высоковязкие остаточные масла.

Бензиновый

1

1

Рис. 1. Схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти: 1 – погруженные холодильники; 2 – теплообменники

Масляные дистилляты располагаются следующим образом: сначала веретённый, затем машинный, или автоловый, и последний – цилиндровый.

Остаточные масла получают очищением гудрона, после чего полугудрон или мазут смешивают со сжиженным пропаном при температуре 40…60 0 С. В отличие от дистиллятных, остаточные масла характеризуются большой малярной массой, а следовательно, более высокой температурой кипения, плотностью и вязкостью. Большинство сложных кислородо-, серосодержащих соединений также обладает большой малярной массой и остаётся в гудроне. Поэтому оста-

Точные масла содержат эти соединения в большем количестве, чем дистиллятные.

Для получения масла с требуемой вязкостью дистиллятные и остаточные масла смешивают. Такие масла называются смешанными. Нефтепродукты первичной переработки нефти называют прямогонными.

Появление двигателей внутреннего сгорания привело к революции в нефтепереработке, т. к. потребовалось большое количество бензина. Прямой перегонкой нефти можно получить только небольшое количество бензиновой фракции, которая непосредственно находится в нефти. Необходимо было повысить выход бензина из нефти за счёт превращения тяжёлых углеводородов с большим числом углеродных атомов молекулы в более лёгкие, с температурой кипения в пределах бензиновой фракции.

Процесс расщепления молекул тяжёлых углеводородов называют крекингом. Крекинг осуществляют путём нагрева обрабатываемого сырья до определённой температуры без доступа воздуха, без катализатора ( термический крекинг ) или в присутствии катализатора ( каталитический крекинг ). Крекинг позволил увеличить выход бензиновых фракций из нефти до 50…60 % против 20…25 %, получаемых прямой перегонкой.

Термический крекинг проходит при температуре 470…540 0 С и давлении 2…5 МПа. Вместе с расщеплением углеводородов при термическом крекинге протекают процессы синтеза и в результате создаются высокомолекулярные соединения, а также появляются отсутствующие в природной нефти химически неустойчивые непредельные углеводороды. Эти два фактора являются основным недостатком термического крекинга и причиной замены его другими процессами переработки нефти.

К таким процессам относится каталитический крекинг, который протекает при тех же температурах, что и термический крекинг, но при давлении, близком к атмосферному, и в присутствии катализатора. В качестве катализатора наибольшее распространение получили твёрдые алюмосиликатные катализаторы, в состав которых входят окись кремния и окись алюминия. Основной реакцией каталитического крекинга также является расщепление сложных и больших молекул на более лёгкие с меньшим числом атомов углерода. Скорость расщепления значительно выше. Схема установки каталитического крекинга представлена на рис. 2.

В условиях каталитического крекинга большое значение имеют вторичные превращения образующихся углеводородов, например, атомы водорода отщепляются с образованием ароматических углеводородов – реакция ароматизации ; водород, выделяющийся в процессе ароматизации, может вступать в реакцию с углеводородами олефинового ряда с насыщением двойных связей – реакция гидрогенизации ; углеводороды с прямой цепочкой углеродных атомов могут изменять взаимное расположение атомов внутри молекул без изменения обще-

Трубчатая Печь

Рис. 2. Схема установки каталитического крекинга с подвижными шариками

Каталитический крекинг осуществляют по различным схемам: с неподвижным слоем катализатора, подвижным сферическим катализатором и с пылевидным, или микросферическим, катализатором.

Гидрокрекинг ( деструктивная гидрогенизация ) – разновидность каталитического крекинга, проводимого в атмосфере водорода при давлении 20…30 МПа и температуре 470…500 0 С. В этом процессе образующиеся непредельные углеводороды гидрируются и превращаются в предельные. Кроме того, имеющиеся в сырье сернистые и кислородные соединения, расщепляясь, реагируют с водородом с образованием сероводорода и воды. Сероводород отмывается слабощелочной водой. В результате можно получать высококачественное топливо из нефтяных остатков, углеводородных смол и других веществ.

В промышленных условиях используют и некоторые другие термические процессы переработки. Например, при нагревании нефтяных остатков до 550 0 С при атмосферном давлении происходит образование кокса и получаются жидкие углеводороды, которые можно использовать в качестве топлив. Далее, нагревание нефти до температуры 670…800 0 С ( пиролиз ) ведёт к значительному образованию газообразных углеводородов (этилен, пропилен и др.), из которых путём нефтехимического синтеза получают полиэтилен, полипропилен и т. д. В процессе пиролиза образуются и жидкие углеводороды, в основном ароматические.

Все процессы вторичной переработки нефти вместе с улучшением качества бензиновых фракций дают и увеличение выхода бензина. Однако высокие требования к качеству бензина заставляют использовать специальные процессы, не дающие выхода бензина из нефти. В таких процессах сырье бензин и готовая продукция также бензин, но с лучшими эксплуатационными качествами. К таким процессам относится риформинг.

Термический риформинг не нашёл широкого применения, т. к. при этом процессе не удаётся резко улучшить эксплуатационные свойства бензина. Наиболее перспективным является каталитический риформинг. Сущность его заключается в ароматизации бензиновых фракций в результате преобразования нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические. Нафтеновые углеводороды теряют атом водорода и превращаются в ароматические (реакция ароматизации), парафиновые в результате реакции изомеризации (циклизации) также образуют ароматические углеводороды, отщепляя водород. Одновременно тяжёлые углеводороды расщепляются на более мелкие, образующиеся при этом непредельные углеводороды гидруются.

Основным катализатором является алюмоплатина, в которой платины содержится 0,1…1,0 %. Этот катализатор позволяет осуществлять реформирование при температуре 460…510 0 С и давлении 4,0 МПа без регенерации в течение нескольких месяцев. Процесс называется платформинг. Сырьё для платформинга обессеривают, т. к. платиновый катализатор «отравляется» сернистыми соединениями, содержащимися в бензинах прямой перегонки. Обессеривание производят гидроочисткой, используя водород, выделенный при реформировании бензина. Этот процесс выгоден и тем, что обеспечивает водородом процессы гидроочистки топлив и масел.

Сырьё (бензиновая фракция прямой перегонки) нагревается в теплообменниках и нагревательной печи до 380…420 0 С и поступает в реактор, где под давлением 3,5 МПа и при воздействии алюмокобальтомолибденового катализатора подвергается гидроочистке. Очищенное сырье после освобождения от сероводорода, углеводородных газов и воды нагревается в печи до 500…520 0 С и поступает в реакторы, где под давлением свыше 4,0 МПа происходит его реформирование. Полученный катализат после отделения водосодержащего газа и стабилизации может применяться для получения товарных бензинов. Режимы проведения риформинга, а также состав и свойства катализатора различаются. При проведении процесса в мягких условиях получают бензин с меньшей детонационной стойкостью, чем при жестком режиме платформинга.

В промышленных условиях сырьём для изомеризации служат легкие бензиновые фракции прямой перегонки нефти, в составе которых преобладают углеводороды с пятью-шестью атомами углерода в молекуле нормального строения. Изомеризацию проводят в присутствии хлористого алюминия, платины, палладия и т. д. Продукт является высококачественным компонентом товарных бензинов.

В процессе переработки нефти всегда образуются углеводородные газы, которые стараются максимально использовать, например, перерабатывая в жидкие топлива, и их компоненты. Для этого чаще всего применяют процесс алкилирования, который сводится к присоединению олефинового углеводорода к парафиновому или ароматическому с образованием насыщенной молекулы более высокого молекулярного веса. В результате получают широкую бензиновую

Фракцию алкилат (алкилирование изобутана в основном бутиленами), которая является высококачественным компонентом товарных бензинов. Катализатором служит серная кислота и фтористый водород (при алкилировании парафиновых углеводородов).

Кроме алкилирования при переработке газов используют реакцию полимеризации. Полимеризацией называют химическую реакцию соединения двух и большего числа одинаковых молекул в одну более крупную. При этом отщепления каких-либо атомов от молекул, вступающих в реакцию, не происходит. На рис. 3 показана схема получения нефтепродуктов.

Http://studfiles. net/preview/5807361/page:6/

Роль нефти в мировой экономике исключительно велика. Нефть и продукты ее переработки используются почти во всех отраслях народного хозяйства : на транспорте и в медицине, в судостроении и сельском хозяйстве, текстильной промышленности и энергетике. Нефть служит в основном дешевыми источниками энергии, но с развитием химической промышленности они все более широко используются в качестве химического сырья. Сейчас из нефти получают самые разнообразные продукты: синтетические волокна, пластмассы, органические кислоты, бензины, спирты, синтетические растворители и многое другое.

В настоящее время определились три основных направления использования нефти: получение энергетического сырья, получение материалов с заданными свойствами и получение химических и фармацевтических продуктов. Нефть создала не только новый уровень производительных сил общества, но и создала новую науку нефтехимию, возникшую на стыке органической химии, химии нефти и физической химии.

В настоящее время для нефтепереработки России характерны следующие проблемы: низкая глубина переработки нефти, высокая изношенность основных фондов, низкое качество нефтепродуктов.

В данной курсовой работе мы рассмотрим основную характеристику и динамику развития компании «Башнефть», изучим подробнее стратегию развития. Целью курсовой работы будет оценка потенциала компании «Башнефть»

Во второй половине XIX—начале XX века зародилась и получила широкое развитие нефтеперерабатывающая промышленность. В 1870 г. мировая добыча нефти составляла 0,7 млн тонн, в 1913 г. она достигла 52,3 млн тонн. Вначале из нефти получали керосин, затем — керосин и масла, позже — керосин, масла и бензин.

Еще в 1823 г. русским крепостным мастерам братьям Дубининым удалось осуществить перегонку нефти на довольно крупной заводской установке. Она представляла собой железный куб емкостью 40 ведер, вмазанный и кирпичную печь. Куб накрывался медной крышкой. От крышки куба отходила медная труба через деревянный резервуар, наполненный водой. Этот резервуар играл роль холодильника, из которого по трубе выводился продукт перегонки в деревянное ведро.

Процесс перегонки осуществлялся следующим образом: куб, наполненный нефтью, нагревался от печи. Образовавшиеся при этом пары нефти устремлялись по медной трубе. При прохождении трубы через холодильник пары в ней конденсировались, в результате получался новый продукт — осветительное масло, нечто вроде современного керосина. В процессе перегонки использовалось свойство нефти разлагаться под влиянием нагревания на составляющие ее компоненты. При этом из 40 ведер нефти получалось 16 ведер керосина.

Способ Дубининых был крайне примитивен, однако в дальнейшем он развился в так называемый термофизический способ разделения нефти. Установка братьев Дубининых была первым нефтеперегонным «заводом», прототипом нефтеперегонных заводов, появившихся в России и в США в 60—70-х годах XIX века. В 1837—1839 годах в пригороде Баку Балаханы Н. И. Воскобойниковым был построен завод для перегонки бакинской нефти. В начале второй половины XIX в. быстро совершенствуется техника добычи нефти, что послужило мощным толчком к развитию техники нефтепереработки. В конце 50-х годов XIX в. в Европе и Америке уже работал ряд предприятий по производству керосина, предназначенного главным образом для освещения. В 1858 г. близ Баку был построен большой завод для получения керосина из нефти. Оборудование его мало чем отличалось от установки Дубининых. При строительстве новых перегонных заводов вводился ряд усовершенствований в перегонную систему, увеличивалась емкость перегонных кубов, однако в основе перегонки оставался тот же куб периодического действия с весьма низкой производительностью и с крайне неблагоприятным тепловым балансом.

В 1859 г. в Сураханах близ Баку промышленники В. А. Кокорев, Н. Е. Торнау и П. И Губонин построили завод для получения фотогена (керосина) из кира — горной породы, представлявшей собой смесь загустевшей нефти или асфальта с песком или глиной. На заводе проводилась кислотно-щелочная очистка фотогена.

Конец XIX в. характеризовался возрастающим спросом на, нефтяные продукты. Необыкновенно быстрый рост парка машин и станков, а также бурное развитие железнодорожного транспорта привели к резкому увеличению спроса на смазочные минеральные масла. Перед нефтеперерабатывающей промышленностью встала проблема более глубокого разделения нефти с целью выделения технически ценных продуктов, в первую очередь масел.

Проблемой глубокого разделения нефти с конца 70-х годов XIX в. занимались во многих странах Европы и в США. В этот период были созданы самые разные аппараты, улучшающие работу нефтеперерабатывающих заводов. Однако первенство здесь принадлежит русским инженерам. Один из первых нефтеперегонных аппаратов создал русский инженер А. Тавризов в 1874 г.

В 1882 г. Д. И. Менделеев сконструировал и установил на Кусковском нефтеперегонном заводе под Москвой первый куб непрерывного действия, который отличался несложной конструкцией и поэтому быстро нашел заводское применение. Это был, в сущности, куб, оборудованный устройством для непрерывной подачи. В 1883 г. на заводе Нобеля в Баку вводится в действие первая кубовая батарея, состоявшая из ряда кубов непрерывного действия, работавших по принципу куба Менделеева. Вскоре эта кубовая батарея была значительно усовершенствована инженерами Шуховым, Инчиком, Хохловым, Кушелевским, в результате чего производительность батареи резко возросла.

Кубовая батарея под названием Нобелевская получила широкое распространение не только в России, но и во всем мире. К 1900 г. кубы непрерывного действия заняли господствующее положение в нефтепереработке, вытеснив кубы периодического действия. Это был технический переворот, позволивший не только резко повысить производительность нефтеперегонных заводов, но и более глубоко производить разделение нефти, тем самым намного повысив степень ее использования.

Кубовая батарея давала не только керосин превосходного качества, в ней утилизировались и нефтяные остатки. Мазут в батарее подвергался дальнейшей перегонке с целью выделения смазочных масел различных сортов. Из отходов керосинового производства в результате перегонки мазут превратился в ценное сырье для получения нового продукта — смазочных масел, которые были значительно ценнее керосина и употреблялись исключительно для технических целей: смазывания трущихся частей машин.

В XX в. перед нефтеперерабатывающей промышленностью встала новая проблема — получение бензина. С изобретением и распространением двигателя внутреннего сгорания, работающего на жидком топливе, бензин, считавшийся до того времени отходом нефтепереработки, стал ценнейшим продуктом. С 1902-го по 1912 г. мировое потребление бензина возросло с 3276 тонн до 376,8 тыс. тонн, т. е. в 115 раз.

В период 1900—1913 годов бензин в основном производился путем простой перегонки нефти. При получении бензина применялся физический способ разделения — последовательное испарение с последующей конденсацией и отбором более легких фракций нефти, что позволило выделять содержащиеся в нефти продукты только в известных температурных пределах (от 780 до 300 °С). Бензин при этом получался низкого качества и в небольших количествах. Поэтому по мере роста потребности в нефтяных продуктах возникла необходимость в новом химическом способе переработки нефти, который позволил бы значительно повысить выход бензина.

Над этой проблемой в течение последней четверти XIX в. и вплоть до Первой мировой войны работали ученые многих стран. Соединенными усилиями ученых-химиков и инженеров Европы и Америки к началу Первой мировой войны был разработан крекинг-процесс, то есть процесс глубокой переработки нефти.

Крекинг-процессом называется процесс получения бензина и легких моторных топлив из нефти путем разложения (расщепления) молекул тяжелых углеводородов под действием высоких температур и давления. При крекинге выделяется значительное количество газообразных продуктов, которые в настоящее время являются ценнейшим сырьем как для органического синтеза вообще, так и для синтеза компонентов высокооктанового топлива. Изобретение крекинг-процесса связано с именами русских ученых и инженеров. Еще в 1876 г. высокотемпературный крекинг некоторых фракций кавказских нефтей осуществили русские инженеры А. А. Летний и А. А. Курбатов. В 1887 г. К. М. Лысенко и П. П. Алексеев построили в Баку заводскую установку для получения керосина путем термической переработки масляного гудрона.

Знаменитый русский инженер и изобретатель В. Г. Шухов совместно с Гавриловым в 1890—1891 гг. сконструировал оригинальную аппаратуру для крекинг-процесса и запатентовал его. В этом аппарате нагревание нефти проходило не в цилиндрических кубах, а в трубах при ее вынужденном движении.

Это изобретение легло в основу современной схемы так называемого термического крекинга. Лишь спустя 20 лет американец Вильям Бартон, использовав по существу открытие Шухова, сделал аналогичное изобретение (крекинг при высоком давлении и температуре). В промышленных масштабах крекинг-процесс был освоен лишь в 1916 г. в США.

Термический крекинг явился первым методом химической переработки нефти. Первые установки термического крекинга под давлением подвергались затем значительным усовершенствованиям. Помимо того в нефтепереработке большую роль играет каталитический крекинг с использованием специальных катализаторов.

Разработка каталитического крекинг-процесса стала важным этапом в развитии химической технологии вообще и в нефтепереработке в частности. Каталитический крекинг обеспечил более рациональные способы получения высококачественного авиационного бензина, что сыграло большую роль в годы Второй мировой войны. Первые промышленные установки каталитического крекинга появились к концу 30-х годов XX в. в результате исследований французского инженера Э. Гудри, которые он проводил в США. Уже в 1937—1938 гг. по методу Гудри были получены первые 20 тыс. т авиационного бензина.

Внедрение промышленного крекинга заложило в 30-х годах основы глубокой химизации нефтепромышленности. В переработке нефти было создано новое направление — нефтехимический синтез. Затем в химическую переработку начали вовлекаться и некоторые жидкие углеводороды, входящие в состав различных нефтяных фракций, среди которых особо ценными являются бензол, толуол и др.

На начальных этапах развития нефтехимической промышленности сырая нефть подвергалась так называемой периодической перегонке в вертикальном цилиндрическом перегонном аппарате. Процессы дистилляции были неэффективны, потому что отсутствовали ректификационные колонны и не получалось чистого разделения продуктов перегонки.

Развитие процесса периодической перегонки привело к использованию общей ректификационной колонны, из которой с различных уровней отбирались дистилляты с разной температурой кипения. Эта система используется и сегодня. Поступающая нефть нагревается в змеевике примерно до 320° С, и разогретые продукты подаются на промежуточные уровни в ректификационной колонне. Такая колонна может иметь от 30 до 60 расположенных с определенным интервалом поддонов и желобов, каждый из которых имеет ванну с жидкостью. Через эту жидкость проходят поднимающиеся пары, которые омываются стекающим вниз конденсатом. При надлежащем регулировании скорости обратного стекания (т. е. количества дистиллятов, откачиваемых назад в колонну для повторного фракционирования) возможно получение бензина наверху колонны, керосина и светлых горючих дистиллятов точно определенных интервалов кипения на последовательно снижающихся уровнях. Обычно для того, чтобы улучшить дальнейшее разделение, остаток от перегонки из ректификационной колонны подвергают вакуумной дистилляции.

Конструкция ректификационных колонн в нефтеперерабатывающей промышленности становится произведением искусства, в котором ни одна деталь не остается без внимания. Путем очень точного контроля температуры, давления, а также потоков жидкостей и паров разработаны методы сверхтонкого фракционирования. Эти колонны достигают высоты 60 м и выше и позволяют разделять химические соединения, т. кип. которых отличается менее чем на 6° С. Они изолированы от внешних атмосферных воздействий, а все этапы дистилляции автоматически контролируются. Процессы в некоторых таких колоннах происходят в условиях высоких давлений, в других – при давлениях, близких к атмосферному; аналогично температуры изменяются от экстремально высоких до значений ниже –18° С.

Склонность к дополнительному разложению более тяжелых фракций сырых нефтей при нагреве выше определенной температуры привела к очень важному успеху в использовании крекинг-процесса. Когда происходит разложение высококипящих фракций нефти, углерод-углеродные связи разрушаются, водород отрывается от молекул углеводородов и тем самым получается более широкий спектр продуктов по сравнению с составом первоначальной сырой нефти. Например, дистилляты, кипящие в интервале температур 290–400° С, в результате крекинга дают газы, бензин и тяжелые смолоподобные остаточные продукты. Крекинг-процесс позволяет увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки.

Выход кокса определяется природой перерабатываемого сырья и степенью рециклизации наиболее тяжелых фракций.

Как правило, из исходного крекируемого объема образуется примерно 15–25% лигроина и 35–50% газойля (т. е. легкого дизельного топлива) наряду с крекинг-газами и коксом. Последний используется в основном как топливо, исключая образующиеся специальные виды кокса (один из них является продуктом обжига и используется при производстве углеродных электродов). Коксование до сих пор пользуется популярностью главным образом как процесс подготовки исходного материала для каталитического крекинга.

Исследования Э. Гудри огнеупорных глин как катализаторов привели к созданию в 1936 эффективного катализатора на основе алюмосиликатов для крекинг-процесса.

Среднекипящие дистилляты нефти в этом процессе нагревались и переводились в парообразное состояние; для увеличения скорости реакций расщепления, т. е. крекинг-процесса, и изменения характера реакций эти пары пропускались через слой катализатора. Реакции происходили при умеренных температурах 430–480° С и атмосферном давлении в отличие от процессов термического крекинга, где используются высокие давления. Процесс Гудри был первым каталитическим крекинг-процессом, успешно реализованным в промышленных масштабах.

Целью большинства крекинг-процессов является достижение оптимального выхода бензина. При крекинге происходят распад тяжелых молекул, а также сложные процессы синтеза и перестройки структуры молекул углеводородов. Влияние разных катализаторов различно. Некоторые из них, такие, как оксиды хрома и молибден, ускоряют реакцию дегидрогенизации (отщепление водорода). Глины и специальные алюмосиликатные составы, используемые в промышленном каталитическом крекинге, способствуют ускоренному разрыву углерод-углеродных связей больше, чем отрыву водорода. Они также способствуют изомеризации линейных молекул в разветвленные. Эти составы замедляют полимеризацию (см. ниже) и образование дегтя и асфальта, так что нефти не просто деструктурируются, а обогащаются полезными компонентами.

Риформинг – это процесс преобразования линейных и нециклических углеводородов в бензолоподобные ароматические молекулы. Ароматические углеводороды имеют более высокое октановое число, чем молекулы других углеводородов, и поэтому они предпочтительней для производства современного высокооктанового бензина.

При термическом риформинге, как и при каталитическом крекинге, основная цель состоит в превращении низкооктановых бензиновых компонентов в более высокооктановые. Процесс обычно применяется к парафиновым фракциям прямой перегонки, кипящим в пределах 95–205° С. Более легкие фракции редко подходят для таких превращений.

Существуют два основных вида риформинга – термический и каталитический. В первом соответствующие фракции первичной перегонки нефти превращаются в высокооктановый бензин только под воздействием высокой температуры; во втором преобразование исходного продукта происходит при одновременном воздействии как высокой температуры, так и катализаторов. Более старый и менее эффективный термический риформинг используется кое-где до сих пор, но в развитых странах почти все установки термического риформинга заменены на установки каталитического риформинга.

Если бензин является предпочтительным продуктом, то почти весь риформинг осуществляется на платиновых катализаторах, нанесенных на алюминийоксидный или алюмосиликатный носитель.

Большинство установок риформинга – это установки с неподвижным слоем. (Процесс каталитического риформинга, в котором используется стационарный катализатор, называется платформингом.) Но под действием давления ок. 50 атм (при получении бензина с умеренным октановым числом) активность платинового катализатора сохраняется примерно в течение месяца. Установки, в которых используется один реактор, приходится останавливать на несколько суток для регенерации катализатора. В других установках используется несколько реакторов с одним добавочным, где проводится необходимая регенерация. Жизнь платинового катализатора сокращается при наличии серы, азота, свинца и других «ядов». Там, где эти компоненты представляют проблему, обычно до входа в реактор проводят предварительную обработку смеси водородом (т. н. гидроочистка, когда до подачи в реактор нефтяных погонов – бензинов прямой перегонки – их пропускают через водородсодержащие газы, которые связывают вредные компоненты и снижают их содержание до допустимых пределов). Некоторые реакторы с неподвижным слоем заменяются на реакторы с непрерывной регенерацией катализатора. В этих условиях катализатор перемещается через реактор и непрерывно регенерируется.

Реакции, в результате которых при каталитическом риформинге повышается октановое число, включают:

1) дегидрирование нафтенов и их превращение в соответствующие ароматические соединения;

2) превращение линейных парафиновых углеводородов в их разветвленные изомеры;

3) гидрокрекинг тяжелых парафиновых углеводородов в легкие высокооктановые фракции;

4) образование ароматических углеводородов из тяжелых парафиновых путем отщепления водорода.

Большинство богатых водородом газов, выделяющихся в этих установках, используются при гидрокрекинге и т. п.

Полимеризация пропилена – олефина, содержащего три атома углерода, и бутилена – олефина с четырьмя атомами углерода в молекуле дает жидкий продукт, который кипит в тех же пределах, что и бензин, и имеет октановое число от 80 до 82. Нефтеперерабатывающие заводы, использующие процессы полимеризации, обычно работают на фракциях крекинг-газов, содержащих олефины с тремя и четырьмя атомами углерода.

В этом процессе изобутан и газообразные олефины реагируют под действием катализаторов и образуют жидкие изопарафины, имеющие октановое число, близкое к таковому у изооктана. Вместо полимеризации изобутилена в изооктен и затем гидрогенизации его в изооктан, в данном процессе изобутан реагирует с изобутиленом и образуется непосредственно изооктан.

Все процессы алкилирования для производства моторных топлив производятся с использованием в качестве катализаторов либо серной, либо фтороводородной кислоты при температуре сначала 0–15° C, а затем 20–40° С.

Другой важный путь получения высокооктанового сырья для добавления в моторное топливо – это процесс изомеризации с использованием хлорида алюминия и других подобных катализаторов.

Изомеризация используется для повышения октанового числа природного бензина и нафтенов с прямолинейными цепями. Улучшение антидетонационных свойств происходит в результате превращения нормальных пентана и гексана в изопентан и изогексан. Процессы изомеризации приобретают важное значение, особенно в тех странах, где каталитический крекинг с целью повышения выхода бензина проводится в относительно незначительных объемах. При дополнительном этилировании, т. е. введении тетраэтилсвинца, изомеры имеют октановые числа от 94 до 107 (в настоящее время от этого способа отказались ввиду токсичности образующихся летучих алкилсвинцовых соединений, загрязняющих природную среду).

Ранние работы по получению жидкого топлива из углей путем гидрирования под высоким давлением (процесс Бергуса) проводились главным образом в Германии с использованием весьма сильных катализаторов, таких, как оксиды молибдена, которые либо нечувствительны к присутствию серы, либо в значительной степени сохраняют свою активность после прошедшей сульфатизации. Для этого были необходимы следующие параметры: давление до 280 атм, температура ок. 450° С и катализатор.

Давления, используемые в современных процессах гидрокрекинга, составляют от примерно 70 атм для превращения сырой нефти в сжиженный нефтяной газ (LP-газ) до более чем 175 атм, когда происходят полное коксование и с высоким выходом превращение парообразной нефти в бензин и реактивное топливо. Процессы проводят с неподвижными слоями (реже в кипящем слое) катализатора. Процесс в кипящем слое применяется исключительно для нефтяных остатков – мазута, гудрона. В других процессах также использовались остаточное топливо, но в основном – высококипящие нефтяные фракции, а кроме того, легкокипящие и среднедистиллятные прямогонные фракции. Катализаторами в этих процессах служат сульфидированные никель-алюминиевые, кобальт-молибден-алюминиевые, вольфрамовые материалы и благородные металлы, такие, как платина и палладий, на алюмосиликатной основе.

Там, где гидрокрекинг сочетается с каталитическим крекингом и коксованием, не менее 75–80% сырья превращается в бензин и реактивное топливо. Выработка бензина и реактивных топлив может легко изменяться в зависимости от сезонных потребностей. При высоком расходе водорода выход продукции на 20–30% выше, чем количество сырья, загружаемого в установку. С некоторыми катализаторами установка работает эффективно от двух до трех лет без регенерации.

Необходимость уменьшения загрязнения воздуха в промышленных районах США, Западной Европы и Японии обусловливает значительное увеличение использования процессов гидрирования для десульфатизации дистиллятов и остаточных топлив. Процессы гидрокрекинга, предназначенные главным образом для удаления серы при невысоких требованиях к выходу продукции, известны как «гидроочистка».

Газообразные легкие фракции прежде всего проходят через вакуумную установку для сжижения, затем полученный на этой стадии газойль проходит десульфуризацию гидроочисткой, прежде чем вновь смешивается с некоторыми вакуумными остатками и другими низкосернистыми легкими фракциями сырой нефти.

Гидроочистка в настоящее время – наиболее распространенный метод гидрогенизации олефинов и повышения качества легких продуктов за счет удаления серы и других примесей. По экономическим причинам, а также из-за проблем, связанных с примесями воздуха и воды, применяются и другие методы, например использование сульфида свинца в качестве катализатора в регенеративных растворителях и предварительное рафинирование с применением высоковольтных электропечей для лучшего отделения очищающего реагента от получаемого продукта.

Нефть – это смесь разнообразных углеводородных соединений. Нефть из различных скважин может значительно отличаться по химическому и фракционному составу.

При оценке пригодности нефти для переработки на НПУ с целью получения товарных нефтепродуктов необходимо учитывать свойства нефти. Наиболее важными с практической точки зрения свойствами являются следующие:

Параметры 1-4 важны для получения товарного дизельного топлива. Параметры 3, 5, 6 важны для нормальной и длительной эксплуатации установки.

Плотность нефти зависит от соотношения количества легкокипящих и тяжелых фракций. Как правило, в легкой нефти преобладают легкокипящие компоненты (бензиновая и дизельная фракции).

Для того, чтобы получать на НПУ товарные топливные фракции, необходимо использовать нефть с плотностью 0,78-0,85 кг/м3. Более тяжелые нефти содержат меньшее количество светлых фракций и много парафинов, которые ухудшают качество дизельного топлива.

Фракционный состав определяется при лабораторной перегонке, в процессе которой при постепенно повышающейся температуре из нефти отгоняют фракции, отличающиеся друг от друга пределами выкипания. Каждая из фракций характеризуется температурами начала и конца кипения. Фракции, выкипающие до 350°С, называют светлыми дистиллятами (фракциями). В основном, при атмосферной перегонке получают следующие светлые дистилляты: бензиновая фракция – до 180°С, дизельная фракция – 180-350°С. Фракция, выкипающая выше 350°С является остатком после отбора светлых дистиллятов и называется мазутом.

Наиболее предпочтительны для переработки на НПУ нефти с содержанием светлых фракций не менее 60%. Нефти с меньшим содержанием светлых содержат большое количество парафинов, которые ухудшают качество дизельного топлива.

Если нефть содержит недостаточное количество светлых фракций, ее переработка возможна при смешении с газовым конденсатом.

Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. Соединения серы токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию оборудования НПУ и топливной арматуры двигателей. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Кроме того, соединения серы в топливе приводят к загрязнению окружающей среды.

При высоком содержании серы в нефти высока вероятность получения дизельного топлива с недопустимо высоким содержанием серы. На больших заводах такое топливо подвергают сложному процессу сероочистки. Однако на мини-НПЗ такой процесс нерентабелен.

По ГОСТ 305-82 дизельное топливо делится на два вида. Вид 1 содержит не более 0,2 % вес серы. Вид 2 содержит не более 0,5 % вес серы.

В соответствии с технологической классификацией нефти при содержании в ней не более 0,5 % серы (нефть первого класса) в дизельном топливе должно содержаться не более 0,2 % серы. Это соответствует первому виду дизельного топлива. В этом случае из нефти можно прямо на НПУ получать товарное дизельное топливо с допустимым содержанием серы.

В соответствии с технологической классификацией нефти при содержании в ней от 0,5 до 2,0 % серы (нефть второго класса) в дизельном топливе будет содержаться не более 1,0 % серы. В этой ситуации возможны самые различные варианты, так как сера может быть распределена по фракциям нефти очень неоднородно. И только точный анализ может дать ответ на возможность получение товарного дизельного топлива. Это в производственных условиях мини-НПЗ делать довольно сложно.

Поэтому самым простым вариантом является разбавление нефти с содержанием серы более 0,5 % газовым конденсатом и доведение содержания серы в получаемой смеси до уровня 0,5 %. Как правило, газовый конденсат практически не содержит серы и его добавление к нефти приводит к снижению общего содержания серы.

Например, при содержании в нефти 1,2 % серы для получения сырья с содержанием серы не более 0,5 %, на одну тонну нефти нужно добавить 1,4 тонны газового конденсата.

Высокое содержание парафинов в нефти приводит к их попаданию в дизельное топливо. Это приводит к ухудшению температуры помутнения и застывания дизельного топлива. Также высокое содержание парафина приводит к повышению температуры застывания мазута.

В соответствии с технологической классификацией нефти при содержании в нефти парафинов не более 1,5 % (нефть 1 класса) гарантированно получение качественного летнего и зимнего дизельного топлива. В этом случае прямо на НПУ можно получать товарное дизельное топливо (летнее и зимнее).

При содержании в нефти парафинов от 1,5 до 6,0 % (нефть второго класса) становится маловероятным получение товарного зимнего дизельного топлива. В этом случае возможны следующие варианты получения дизельного топлива:

· Изменить технологические параметры дистилляции для подрезания высококипящих фракций и уменьшения содержания парафинов в дизельном топливе.

· Добавлять специальные депрессорные присадки, которые улучшают температуру помутнения и застывания.

При большом содержании воды в нефти, поступающей на НПУ, нарушается технологический режим работы, повышается давление в аппаратах, начинаются микровзрывы, снижается производительность ректификационной колонны и теплообменных аппаратов, а также расходуется дополнительное количество тепла на подогрев нефти.

Негативное влияние содержания воды в нефти также тесно связано с содержанием солей (особенно хлористых). При нагревании нефти вода растворяет хлористые соли и это при высокой температуре приводит к образованию хлористого водорода, который вызывает коррозию оборудования.

Вода в нефти может содержаться в чистом виде и в составе эмульсий. Чистая вода может быть отделена от нефти путем отстаивания. Водные эмульсии нефти являются чрезвычайно стойкими образованиями и могут быть разрушены только с помощью специальных методов, например, при обработке на электродигидраторах.

Содержание воды в нефти, направляемой на НПУ, должно быть минимальным. Исходя из нашего опыта, содержание воды в нефти не должно превышать 0,1-0,5% вес.

Как было указано выше, присутствие в нефти солей, особенно хлористых, и воды приводит в результате нагрева к сильной коррозии оборудования НПУ. Поэтому содержание солей в нефти не должно превышать 5-20 мг/л. При более высоком содержании солей в нефти срок службы оборудования значительно снижается.

Для снижения концентрации солей в нефти на промыслах и на больших перерабатывающих заводах используют специальные процессы обессоливания нефти.

Бензин – самый важный продукт переработки нефти; из сырой нефти производится до 50% бензина. Эта величина включает природный бензин, бензин крекинг-процесса, продукты полимеризации, сжиженные нефтяные газы и все продукты, используемые в качестве промышленных моторных топлив. Каждому процессу переработки нефти предъявляются требования по количеству и качеству производимого бензина.

Промышленный бензин представляет собой смесь углеводородов в интервале т. кип. 30–200° C. Некоторые бутаны, кипящие при температуре ниже 38° С, имеет высокое давление паров. Углеводороды в бензине включают многие изопарафины, а также ароматические углеводороды и нафтены, а в бензинах, полученных при крекинге, содержится от 15 до 25% олефинов. Октановое число углеводородов снижается в следующем порядке: изопарафины > ароматические > олефины > нафтены > н-парафины. Имеются различия между компонентами каждой из этих групп, зависящие от структуры молекул и точки кипения. Различные компоненты дают свой вклад в октановое число бензиновых смесей.

Крекинг-бензины содержат значительный процент тех компонентов, при смешении которых образуется моторное топливо. Однако их прямое использование во многих странах законодательно ограничивается, поскольку они содержат заметное количество олефинов, а именно олефины являются одной из главных причин образования фотохимического смога.

Большинство бензинов кипит в интервале 30–200° С. 50%-ная точка, т. е. температура, при которой кипит половина компонентов смеси и которая определяет состав смеси во время прогрева двигателя, а частично и при разгоне транспортного средства, располагается в пределах 98–104° С. Высокое содержание низкокипящих компонентов, таких, как бутаны и пентаны, обусловливает исключительно высокое давление паров и в теплое время является причиной образования паровых пробок, когда газовые пузырьки препятствуют течению топлива по узким трубам двигателей и тепловых установок. В то же время недостаток низкокипящих компонентов служит причиной трудностей запуска двигателя зимой. 90%-ная точка кипения бензина определяет время прогрева двигателя и эффективность использования топлива.

Октановое число – наиболее важная характеристика бензина. Оно обычно определяется в одноцилиндровой стационарной установке, снабженной различными приборами для регистрации склонности к детонации. Нормальный гептан (семь атомов углерода в линейной цепи) детонирует очень легко; для него принято нулевое октановое число. Изооктан (восемь атомов углерода в разветвленной цепи) не детонирует до тех пор, пока не будут достигнуты экстремальные условия давления, температуры и нагрузки; для него произвольно установлено октановое число 100. При испытании бензина с неизвестными детонационными свойствами его сравнивают со смесью гептана и изооктана, имеющей такую же способность к детонации, как и испытуемый бензин; октановое число бензина – это процентное содержание изооктана в такой смеси. Октановое число, определенное таким образом, не всегда соответствует характеристике в многоцилиндровом двигателе в дорожных условиях при изменяющихся скоростях, нагрузках и ускорениях.

Http://infopedia. su/11xed96.html

Перегонка нефти была известна еще в начале нашей эры. Этот способ применяли для уменьшения неприятного запаха нефти при ее использовании в лечебных целях. В небольшом количестве нефть перегоняли в колбах, а в большем – в кубах.

В 1823 г. завод по перегонке нефти соорудили вблизи Моздока крепостные крестьяне, мастера смолокурения братья Дубинины. Нефтеперегонная установка представляла с собой железный куб с медной крышкой, вмазанный в печь. Из крышки куба выходила трубка, проходящая через бочку с водой. Пары нефти, выделяющиеся при ее нагреве, охлаждались водой и конденсировались. Как только эта жидкость начинала темнеть, топку тушили, а густой остаток в кубе – мазут – выбрасывали. Из 40 ведер нефти получали 16 ведер фотогена (аналога керосина). Двадцать ведер оставалось в кубе в виде мазута, а 4 «угорали» – терялись в процессе перегонки.

Совершенствовалась техника перегонки нефти. Если первоначально она производилась в кубах периодического действия, аналогичных тем, что использовали братья Дубинины. Однако такая технология перегонки не обеспечивала надежного разделения нефти на фракции, поскольку температурные границы отбираемых фракций определялись «на глазок».

Со временем кубовые установки превратились в кубовые батареи – набор соединявшихся друг с другом кубов, каждый из которых служил для получения определенной нефтяной фракции. К концу XIX в. были разработа-ны кубовые батареи непрерывного действия. В них использовался принцип регенерации тепла: получаемые горячие нефтяные фракции отдавали свое тепло нефти, поступающей на переработку. Это позволило резко увеличить производительность установок. Так, установка, предложенная в 1886 г. В. Г. Шуховым Ф. А. Инчиком, позволяла ежесуточно перегонять количество нефти, в 27 раз превышающее объем аппарата, тогда как аналогичный показатель для куба периодического действия равен 1,5, а для кубовой батареи – 4.

На протяжении почти вс его XIX в. целью перегонки нефти было, в основном, получение керосина. Его качество и выход зависели от природы нефти, технологии ее перегонки и других факторов.

Наряду с перегонкой развивались и другие способы нефтепереработ-ки. В 1879 г. при консультации Д. И. Менделеева недалеко от Ярославля был построен первый в мире завод для производства смазочных масел из мазута. А в 1891 г. В. Г. Шухов и С. Гаврилов изобрели способ получения легких углеводородов расщеплением тяжелых углеводородов при высоких температуре и давлении. Данный процесс получил название крекинга. Авторство этого изобретения пытался присвоить себе американский химик Ум. Бартон. Судебное дело по крекинг-процессу возникло в результате скандала двух американских фирм, затеявших между собой патентную тяжбу. Однако международный суд установил, что изобретателями крекинг-процесса являются российские ученые, а все изобретенное в последствии – это просто усовершенствование.

Тывающий завод (НПЗ), подвергают дополнительному обезвожив анию и обессоливанию.

Эта доочистка осуществл яется на электрообессоли вающих установках ЭЛОУ. Нефть двумя потоками с помощью насосов прокачивае тся через подогреватели, где нагревается отработавшим паром. После этого в нее добавляется деэмульгатор и нефть поступает в отстойники, где от нее отделяется вода. Для вымывания солей в нефть добавляют щелочную воду.

Основное ее количество затем отделяют в электродегидраторе первой ступени. Окончательное обезвоживание нефти осуществляется в электордегидраторе второй ступени.

Дородов, имеющих различные темпе ратуры начала кипения. В ходе пере-

Гонки, повышая температуру, из нефти выделяют углеводороды, выкипа-

Для получения данных фракций применяют процесс, называемый Ректификацией и осуществляемый в Ректификационной колонне. Ректификация – это процесс разделения нестабильного газового бензина на отдельные компоненты.

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

Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат высотой 20…30 м и диаметром 2…4 м. Внутренность колонны разделена на отдельные отсеки большим количеством горизонтальных дисков, в которых имеются отверстия для прохождения через них паров нефти и жидкости.

Перед закачкой в ректификационную колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры 350…360 0 С. При этом легкие углеводороды, бензиновая, керосиновая и дизельная фракции переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с температурой кипения выше 350 0 С представляет собой мазут.

После ввода данной смеси в ректификационную колонну мазут стекает вниз, а углеводороды, находящиеся в парообразном состоянии, поднимаются вверх. Кроме того, вверх поднимаются пары углеводородов, испаряющиеся из мазута, нагреваемого в нижней части колонны до 350 0 С.

Поднимаясь вверх, пары углеводородов посте пенно остывают, их температура в верхне й части колонны становится равной 100 …180 0 С. Этому способствуют как теплоотдача в окружающую среду, так и искусственное охлаждение паров в колонне путем распыливания части сконденсированных паров (орошение).

По мере остывания паров нефти конденсируются соответствующие угл еводороды. Технологический процесс рассчитан таким образом, что в самой верхней части колонны конденсируется бензиновая фракция, ниже – керосиновая, еще ниже – фракция дизельного топлива. Несконденсировавшиеся пары направляются на гаофракционирование, где из них получают сухой газ (метан, этан), пропан, бутан и бензиновую фракцию.

Перегонка нефти с целью получения указанных фракций (по топливному варианту ) производится на атмосферн ых трубчатых установках (АТ). Для более глубокой пере работки нефти используются атмосф ерно-вакуумные трубчатые установки (АВТ), имеющие кроме атмосферного вакуумный блок, где из мазута выделяют масляные фракции (дистилляты), вакуумный газойль, оставляя в остатке гудрон.

К Термическим методам относятся термический крекинг, коксование и пиролиз.

Термический крекинг – это процесс разложения высокомолекулярных углеводородов на более легкие при температуре

470 . 540 0 С и давлении 4 …6 МПа. Сырьем для термического крекинга является мазут и другие тяжелые нефтяные остатки. При высокой температуре и давлении длинноцепочные молекулы сырья расщепляются и образуются более легкие углеводороды, формирующие бензиновую и керосиновую фракции, а также газообразные углеводороды.

Коксование – это форма термического крекинга, осуществляемого при температуре 450 …550 0 С и давлении 0,1 …0,6 МПа. При этом получаются газ, бензин, керосиногазойлевые фракции, а также кокс.

Пиролиз – это термический крекинг, проводимый при температуре 750 … 900 0 С и давлении близком к атмосферному, с целью получения сырья для нефтехимической промышленности. Сырьем для пиролиза являются легкие углеводороды, содержащиеся в газах, бензины первичной перегонки, керосины термического крекинга, керосиногазойлевая фракция. В результате пиролиза получают газы – этилен, пропилен, бутадиен, ацетилен, а также жидкие продукты – бензол, толуол, ксилол, нафталин и другие ароматические углеводороды.

К Каталитическим методам относятся каталитический крекинг, риформинг, гидрогенизационные процессы.

Каталитический крекинг – это процесс разложения высокомолекулярных углеводородов при температурах 450 …500 0 С и давлении 0,2 МПа в присутствии катализаторов – веществ, ускоряющих реакцию крекинга и позволяющих осуществлять ее при более низких, чем при термическом крекинге, давлениях.

Сырьем для каталитического крекинга являются вакуумный газойль, а также продукты термического крекинга и коксования мазутов и гудронов. Получаемые продукты – газ, бензин, кокс, легкий и тяжелый газойли.

Риформинг – это разновидность каталитического крекинга, осуществляемого при температуре около 500 0 С и давлении 2 … 4 МПа с применением катализаторов из окиси молибдена или платины. Риформингу подвергают обычно низкооктановый бензин прямой гонки с целью получе – ния высокооктанового бензина. Кроме того, при риформинге можно полу – чать ароматические углеводороды – бензол и толуол.

Гидрогенизационными называются процессы переработки газой – лей, мазутов, гудронов и других продуктов в присутствии водорода, вводи – мого в систему извне. Гидрогенизационные процессы протекают в присутствии катализаторов при температуре 260 …430 0 С и давлении 2 …32 МПа. В этих условиях введенный извне водород присоединяется к разорван – ным длинно-цепочным молекулам, образуя большое количество легких углеводородов, соответственно количество кокса на выходе уменьшается.

Таким образом, применен ие гидрогенизационных процессов позволяет углуби ть переработку нефти, об еспечив увеличение выход а светлых нефтепродуктов.

Данные процессы требуют больших капиталовло жений и резко увеличивают эксплуатационные расходы, что ухудшает технико-экономические показатели заводов. Затраты тем больше, чем выше давление, применяемое в процессе, чем более тяжелым по плотности и фракционному составу является сырье и чем больше в нем серы.

На крупных месторождениях нефти эти операции объединены в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На (рис. 1) представлена подобная система.

Сырая нефть из скважин (1) под собственным давлением направляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) (2), в которых нефтяной газ отделяется от жидкости, и замеряются количества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой, и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 8 км) (3) в дожимную насосную станцию (4), где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) (5), а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) (6). На УПН проводятся операции окончательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки (7). Очищенная вода закачивается насосами (8) в нефтяной пласт через нагнетательные скважины (9). Обессоленная и обезвоженная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары (10), из которых насосами перекачивается в установку «Рубин» (11) для определения качества и количества нефти. При удовлетворительном результате нефть подается в товарные резервуары (12) и из них в магистральный нефтепровод (13), транспортирующий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлетворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.

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

Удаление из нефти солей и воды происходит на промысловых установках подготовки нефти и непосредственно на нефтеперерабатыва – ющих заводах (НПЗ).

Для Обезвоживания нефти применяют так называемые термические установки, работающие при t = 50-80 0 С и атмосферном давлении 0,5-1,0 МПа и t = 120-160 0 С.

Для Обессоливания нефти применяют электрообессоливающие установки, при тщательном перемешивании приливают 5-10% пресной воды с добавкой деэмульгатора.

В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, которые образует с нефтью вода. При этом на промыслах разрушаются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хлоридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5— 1,0% и 100—1800 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05—0,1% и 3—5 мг/л.

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

1 — скважины; 2 — групповая замерная установка; 3 — коллектор; 4 — дожимная насосная станция; 5 — газоперерабатывающий завод; 6 — установка подготовки нефти; 7 — установка очистки воды; 8 — насосы; 9 — нагнетательные скважины; 10 — герметизированные резервуары, 11 — установка «Рубин»; 12 — товарные резервуары; 13 — магистральный нефтепровод.

Установки электротермохимического удаления солей и воды или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) используются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в аппаратах — электродегидрататорах под воздействием переменного тока напряжением 30—45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. На (рис.2) представлена принципиальная схема ЭЛОУ.

Нефть из сырьевого резервуара (1) с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теплообменник (2), подогревается в подогревателе (3) до 80-120 0 С и поступает в смеситель (4), в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрататоры (5) и (6) — цилиндрические аппараты со смонтированными внутри электродами, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их снижается в 8—10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообменник (2) и после охлаждения в холодильнике (7) поступает в сборник (8). Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаивается в нефтеотделителе (9) и направляется на очистку, а отделившаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ. После такой обработки содержание солей остается в пределах 10 – 40 мг/л.

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

Стабилизация нефти заключается в отгонке пропанобутановой фракции в специально оборудованных печах. Она осуществляется после её обезвоживания и обессоливания. Необходима для того, чтобы снизить потери ценных углеводородов при её транспортировке.

Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1 — C4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделяться, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избежать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется Стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непосредственно в районе ее добычи на замерных установках, дожимных станциях и УПН (рис.1), или на газоперерабаты – вающих заводах.

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

Около 75% всей элементарной серы, используемой в промышле н – ности, получают из сыро й нефти и природного газа.

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

Нефть разделяется при атмосферном давлении на фракции с различными пределами температуры кипения. Причем каждая фракция содержит присущие ей группы углеводородов, отличающихся как химической структурой, так и молекулярной массой (табл. 1).

Http://www. webkursovik. ru/kartgotrab. asp? id=-106937

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку “Купить” и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО “ЦНТИ Нормоконтроль”.

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Справочник содержит описание применяемых при переработке нефти технологических процессов, оборудования, технических способов, методов, в том числе позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду, водопотребление, повысить энергоэффективность, ресурсосбережение. Среди описанных технологических процессов, оборудования, технических способов, методов определены решения, являющиеся наилучшими доступными технологиями (НДТ). Для НДТ в справочнике установлены соответствующие ей технологические показатели.

Справочник распространяется на следующие основные виды деятельности в соответствии с кодами ОКС: 75.020:

Справочник также распространяется на процессы, связанные с основными видами деятельности, которые могут оказать влияние на объемы эмиссий или масштабы загрязнения окружающей среды:

Б) методы предотвращения и сокращения воздействий на окружающую среду и образования отходов.

В этом документе не рассматриваются следующие виды деятельности:

Д) вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной безопасности или охраны труда.

1 Общая информация о нефтеперерабатывающей отрасли промышленности

1.3 Основные экологические проблемы нефтеперерабатывающих заводов

2 Описание технологических процессов, используемых в настоящее время

2.2 Установка атмосферной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей)

2.3 Установка вакуумной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей)

2.4 Установка атмосферно-вакуумной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей)

3.1 Текущие выбросы и уровни потребления нефтеперерабатывающих заводов в целом

3.3 Установка атмосферной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей)

3.4 Установка вакуумной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей)

3.5 Установка атмосферно-вакуумной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей)

3.29 Технологии очистки выбросов (в том числе факельные установки)

4.1 общая методология определения технологии нефтепереработки в качестве НДТ

4.2 Методы, позволяющие пошагово рассмотреть несколько технологий и выбрать наилучшую доступную технологию

6 Экономические аспекты реализации наилучших доступных технологий

7.1 Установка атмосферной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата, их смесей)

7.3 Установки термогидрокрекинга остаточного сырья под давлением во взвешенном слое адсорбента

7.8 Установки термогидрокрекинга остаточного сырья под давлением

7.11 Глубокая гидропереработка тяжелых остатков (глубокий гидрокрекинг остаточного сырья в сларри-реакторах с движущимся катализатором)

7.13 Технология олигомеризации олефинов на кварцевом песке с пленкой жидкой фосфорной кислоты

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

1 Общая информация о нефтеперерабатывающей отрасли промышленности. 3

1.3 Основные экологические проблемы нефтеперерабатывающих заводов. 39

2 Описание технологических процессов, используемых в настоящее время. 55

2.2 Установка атмосферной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового

2.3 Установка вакуумной перегонки нефтяного сырья (нефти, газового конденсата,

2.4 Установка атмосферно-вакуумной перегонки нефтяного сырья (нефти,

На сегодняшний день экономика России находится под жестким влиянием сразу нескольких негативных факторов. Прежде всего, это низкая цена на нефть. В 2015 году нефть подешевела практически вдвое (рисунок 1.1). На рисунке представлены средние цены на нефть, в 2016 году показан расчетный показатель за 8 месяцев.

Продолжительный период низких цен на нефть может привести к дестабилизации перспектив страны-экспортера нефти Буферные резервы сокращаются, и страна-экспортер нефти сталкивается с необходимостью резкого сокращения расходов. Любая страна, если она является экспортером нефти, в данных условиях находится в сложной макроэкономической ситуации с резким ухудшением условий торговли и ужесточением внешних финансовых условий.

Второе – это внешнее санкционное давление. Россия в результате санкционной политики США и стран ЕС отрезана от значительной части международных кредитных ресурсов и от рынка современных технологий.

Третье – это нестабильность и плохая предсказуемость глобальных рынков. В данных условиях обострились и структурные проблемы собственной экономики России.

В 2015 году по данным Росстата падение ВВП составило 3.7%. По оценке Минэкономразвития России, в первом полугодии 2016 года происходило последовательное замедление экономического спада. Снижение ВВП за первое полугодие 2016 года составило 0,9% к соответствующему периоду 2015 года.

Также Россия подверглась дополнительному снижению обменных курсов национальной валюты, в результате которого были ослаблены балансы компаний Произошло резкое сокращение притока капитала, что и вызвало сжатие внутреннего

Спроса. По данным Минэкономразвития России инфляция на потребительском рынке в первом полугодии 2016 года составила 3,3 %, а в 2015 году потребительские цены выросли на 8,5%. Несмотря на низкие цены на нефть, бензин подорожал в первом полугодии 2016 года на 2,3%. За годовой период в июне цены выросли на 6,8%.

Глобальный финансовый кризис, а также и очень частое использование санкций как оружия в экономической борьбе стран, вносит свои коррективы в развитие мировой экономики. По мнению МВФ. мировой рост в 2016 году будет невысоким, 3,2%, что в целом соответствует темпам 2015 года. Прогнозируется, что в 2017 году и в последующий период темпы восстановления повысятся за счет стран с формирующимся рынком. В странах с развитой экономикой темпы роста, по прогнозу, будут оставаться невысокими, на уровне фактических темпов 2015 года.

В России функционирует 33 крупных НПЗ (переработка свыше 1 млн. тонн) и порядка 200 мини-НПЗ. Кроме того, ряд ГПЗ (ООО «Газпром добыча Астрахань», ООО «Газпром переработка» – завод по стабилизации конденсата им. В. С. Черномырдина (Сургутский ЗСК)) также занимаются переработкой жидких фракций (конденсата). При этом имеет место высокая концентрация производства – в 2010 г. 87 %, в 2015 году -80 % всей первичной переработки жидких углеводородов (УВ) осуществлялось на НПЗ, входящих в состав 8 вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний

Http://standartgost. ru/g/%D0%98%D0%A2%D0%A1_30-2017

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

Введение 1. Аналитический обзор
1.1 Общая информация о нефти 1.2 Физические свойства нефти и нефтепродуктов 1.3 Классификация нефтей 1.4 Запасы нефти. Основные нефтегазоносные районы 1.5 Использование нефти 1.6 Разведка нефти 1.7 Извлечение нефти из земных недр 1.8 Сбор и подготовка нефти на промыслах 1.9 Транспорт нефти 1.10 Переработка нефти

2 . Патентный поиск Заключение Список использованных источников

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья – нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки.

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:

Снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло – и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.

Контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т. д.;

Конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн;

2. Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций.

3. Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута, то есть:

Уменьшение уноса жидкости в концентрационную секцию колонны (установка отбойников из сетки и организация вывода затемненного тяжелого газойля);

Подбор эффективных контактирующих устройств для углубления вакуума.

Нефть и газ — это основные источники энергии в современном мире. На топливах, полученных из них, работают двигатели сухопутного, воздушного и водного транспорта, тепловые электростанции. Нефть и газ перерабатывают в химическое сырье для производства пластических масс, синтетических каучуков, искусственных волокон. В настоящее время насчитывается около 100 различных процессов первичной и вторичной переработки нефти, реализованных в промышленности. Намечается внедрение новых, весьма перспективных разработок, направленных на улучшение качества продукции и совершенствование технологии. Существуют теории неорганического и органического происхождения нефти. Часть геологических и геохимических наблюдений, накопленных в мировой науке о нефти, подтверждают теорию органического происхождения нефти. Вследствие своей подвижности нефть и газ способны мигрировать в толще пород. Миграция происходит под воздействием различных факторов: перемещения с водой, растворения жидких веществ нефти в газах, фильтрации по порам и трещинам, диффузии. В результате движения по пористым пластам и при вертикальной миграции под влиянием гравитационного и тектонического факторов нефть и газ скапливаются в таких участках пористых горных пород, откуда дальнейшая миграция невозможна или затруднена, — в ловушках. Различают три типа ловушек; замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые. Скопления нефти и газа в ловушках имеют объем от нескольких кубических миллиметров до десятков миллиардов кубических метров. Если масса нефти и газа в ловушке составляет несколько тысяч тонн и более, то такое скопление называется залежью. Залежи располагаются на глубине до 6–7 км, на глубине 4–5 км нефтяные залежи обычно сменяются газовыми и газоконденсатными. Наибольшее число залежей нефти обнаружено на глубине 1,0–3,0 км. В составе месторождения нефти, такого ее скопления, которое по количеству, качеству и условиям залегания пригодно для промышленного использования, обычно имеется одна или несколько залежей.

Нефть и нефтепродукты характеризуют показателями следующих физических свойств: плотность, вязкость, молекулярная масса, температуры застывания, помутнения, кристаллизации, вспышки, воспламенения и самовоспламенения, показатель преломления. Для характеристики нефтяных дисперсных систем служат показатели структурно-механической прочности и агрегативной устойчивости. Плотность нефтей колеблется от 820 до 900 кг/м?, хотя известны нефти с более высокой плотностью: ярегская (945); серноводская (916); мексиканская нефть месторождения Какалино (972); кубинская месторождения Харуко (977); венесуэльская месторождения Боскан (991). В нашей стране и за рубежом добываются также нефти, содержащие много светлых нефтепродуктов и характеризующиеся низкой плотностью: кулсаринская (783); марковская (775); американская месторождения Хидли (775). Вязкость. Для характеристики нефтей и нефтепродуктов применяются показатели динамической, кинематической и условной вязкости. Вязкость зависит от химического и фракционного состава. Кинематическая вязкость при 20 °С для большинства нефтей (v20) колеблется от 4 до 40 мм 2 /с, хотя существуют и более вязкие нефти: мартышинская (v20 = 105,7 мм 2 /с), ярегская (v20 = 786,3 мм 2 /с), а из зарубежных — венесуэльские Бачекеро и Лагунильяс (v38 = 200 мм 2 /с), мексиканская Наранхос (v20 = 178 мм 2 /с) и др. В тех случаях, когда нефть и нефтепродукты образуют дисперсные системы, течение жидкости перестает быть пропорциональным приложенной нагрузке, т. е. не подчиняется закону Ньютона. Вязкость таких систем носит название структурной. Для разрушения структуры требуется определенное усилие, которое называется пределом упругости. Молекулярная масса нефти и нефтепродуктов зависит от соотношения отдельных углеводородов и фракций. Средняя молекулярная масса большинства нефтей равна 200–300. Исключение составляет уже упоминавшаяся ярегская нефть (М = 452), танагарская в Эмбенском районе (М = 384), айяунская в Западной Сибири (М = 470).

Нефти разных месторождений отличаются друг от друга по физическим и химическим свойствам. Поскольку именно свойства нефти определяют направление и условия ее переработки, влияют на качество получаемых нефтепродуктов; оказалось целесообразным разработать классификацию нефтей, которая отражала бы их химическую природу и определяла бы возможные направления переработки.

Существуют различные научные классификации. Нефти подразделяют на классы по содержанию серы в нефти, бензине, реактивном и дизельном топливе; типы по выходу фракций до 350 °С; группы но потенциальному содержанию базовых масел; подгруппы по индексу вязкости базовых масел; виды по содержанию твердых алканов — парафинов в нефти. Малосернистая нефть содержит не более 0,5% серы, при этом в бензиновой и реактивно-топливной фракциях — не более 0,1%; в дизельной — не более 0,2%. Для отнесения нефти к малосернистым должны быть выполнены все упомянутые требования. Соответствующие требования установлены для сернистой и высокосернистой нефтей. По выходу светлых фракций, перегоняющихся до 350 °С, нефти делятся на три типа, а по суммарному содержанию дистиллятных и остаточных базовых масел — на четыре группы. В зависимости от значения индекса вязкости базовых масел различают четыре подгруппы. К малопарафинистым относятся те нефти, в которых содержится не более 1,5% парафинов и из которых можно получить без депарафинизации реактивное топливо, зимнее дизельное топливо с пределами перегонки 240–350 °С и температурой застывания не выше –45 °С, индустриальные базовые масла.

Для получения реактивного и дизельного топлива, дистиллятных базовых масел

Для получения дизельного зимнего топлива и дистиллятных базовых масел.

Для получения реактивного и дизельного топлива, дистиллятных базовых масел

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. Высокопарафинистые нефти содержат более 6% парафина. Из них даже летнее дизельное топливо можно получить только после депарафинизации.

В табл. 3 в качестве примера приводится характеристика некоторых отечественных нефтей и их шифр по технологической классификации.

Таблица 3 – Характеристика некоторых отечественных нефтей по месту добычи

Наиболее крупные месторождения нефти расположены в арабских странах Ближнего и Среднего Востока, Иране, Индонезии, Северной и Южной Америке. На территории России месторождения нефти имеются в Западной Сибири, районах Поволжья, Урала, Северного Кавказа, Коми.

Разведанные запасы нефти составляют (на 2004) 210 млрд т (1200 млрд баррелей), неразведанные — оцениваются в 52–260 млрд т (300–1500 млрд баррелей). Мировые разведанные запасы нефти оценивались к началу 1973 года в 100 млрд т (570 млрд баррелей) (данные по запасам нефти, публикуемые за рубежом, возможно занижены). Таким образом, в прошлом разведанные запасы росли. В настоящее время, однако, они сокращаются.

До середины 1970-х мировая добыча нефти удваивалась примерно каждое десятилетие, потом темпы её роста замедлились. В 1938 она составляла около 280 млн т, в 1950 около 550 млн т, в 1960 свыше 1 млрд т, а в 1970 свыше 2 млрд т. В 1973 году мировая добыча нефти превысила 2,8 млрд т. Мировая добыча нефти в 2005 году составила около 3,6 млрд т.

Всего с начала промышленной добычи (с конца 1850-х гг.) до конца 1973 года в мире было извлечено из недр 41 млрд т, из которых половина приходится на 1965–1973 год.

Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом хозяйстве. Её доля в общем потреблении энергоресурсов непрерывно растёт: 3 % в 1900, 5 % перед 1-й мировой войной 1914–1918, 17,5 % накануне 2-й мировой войны 1939–45, 24 % в 1950, 41,5 % в 1972, 48 % в 2004.

Мировая добыча нефти в настоящее время (2006) составляет около 3,8 млрд т в год, или 30 млрд баррелей в год. Таким образом, при нынешних темпах потребления, разведанной нефти хватит примерно на 40 лет, неразведанной — ещё на 10–50 лет. Также растёт и потребление нефти — за последние 35 лет оно выросло с 20 до 30 млрд баррелей в год.

Имеются также большие запасы нефти (3400 млрд баррелей) в нефтяных песках Канады и Венесуэлы. Этой нефти при нынешних темпах потребления хватит на 110 лет. В настоящее время компании ещё не могут производить много нефти из нефтяных песков, но ими ведутся разработки в этом направлении.

Страны с крупнейшими запасами нефти (Млрд. Баррелей) (По данным BP Statistical review of world energy 2011) и крупнейшие страны добытчики представлены в табл. 4 и в табл. 5 сответственно.

Таблица 5 – Крупнейшие мировые нефтедобытчики (по данным международного энергетического агентства)

Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. В начале от нее отделяют растворенные углеводороды (преимущественно метан). После отгонки летучих углеводородов нефть нагревают. Первыми переходят в газообразное состояние и отгоняются углеводороды с небольшим числом атомов углерода в молекуле, имеющие относительно низкую температуру кипения. С повышением температуры смеси перегоняются углеводороды с более высокой температурой кипения. Таким образом, можно собрать отдельные смеси (фракции) нефти. Чаще всего при такой перегонке получают три основные фракции, которые затем подвергаются дальнейшему разделению.

В настоящее время из нефти получают тысячи продуктов. Основными группами являются жидкое топливо, газообразное топливо, твердое топливо (нефтяной кокс), смазочные и специальные масла, парафины и церезины, битумы, ароматические соединения, сажа, ацетилен, этилен, нефтяные кислоты и их соли, высшие спирты. Эти продукты включают горючие газы, бензин, растворители, керосин, газойль, бытовое топливо, широкий состав смазочных масел, мазут, дорожный битум и асфальт; сюда относятся также парафин, вазелин, медицинские и различные инсектицидные масла. Масла из нефти используются как мази и кремы, а также в производстве взрывчатых веществ, медикаментов, чистящих средств, наибольшее применение продукты переработки нефти находят в топливно-энергетической отрасли. Например, мазут обладает почти в полтора раза более высокой теплотой сгорания по сравнению с лучшими углями. Он занимает мало места при сгорании и не дает твердых остатков при горении. Замена твердых видов топлива мазутом на ТЭС, заводах и на железнодорожном и водном транспорте дает огромную экономию средств, способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта.

Энергетическое направление в использовании нефти до сих пор остается главным во всем мире. Доля нефти в мировом энергобалансе составляет более 46%.

Однако в последние годы продукты переработки нефти все шире используются как сырье для химической промышленности. Около 8% добываемой нефти потребляются в качестве сырья для современной химии. Например, этиловый спирт применяется примерно в 150 отраслях производства. В химической промышленности применяются формальдегид (HCHO), пластмассы, синтетические волокна, синтетический каучук, аммиак, этиловый спирт и т. д. Продукты переработки нефти применяются и в сельском хозяйстве. Здесь используются стимуляторы роста, протравители семян, ядохимикаты, азотные удобрения, мочевина, пленки для парников и т. д. В машиностроении и металлургии применяются универсальные клеи, детали и части аппаратов из пластмасс, смазочные масла и др. Широкое применение нашел нефтяной кокс, как анодная масса при электровыплавке. Прессованная сажа идет на огнестойкие обкладки в печах. В пищевой промышленности применяются полиэтиленовые упаковки, пищевые кислоты, консервирующие средства, парафин, производятся белково-витаминные концентраты, исходным сырьем, для которых служат метиловый и этиловый спирты и метан. В фармацевтической и парфюмерной промышленности из производных переработки нефти изготовляют нашатырный спирт, хлороформ, формалин, аспирин, вазелин и др. Производные нефтесинтеза находят широкое применение и в деревообрабатывающей, текстильной, кожевенно-обувной и строительной промышленности.

Поиски нефти осуществляются сочетанием геологических, геофизических и геохимических методов.

Геологический метод заключается в изучении структуры осадочных пород с помощью геологической съемки и бурения. По результатам бурения составляют структурные карты, на которых отмечают состав и возраст горных пород, особенности рельефа пластов. Затем бурят поисковые скважины для обнаружения нефтегазовых ловушек. После нахождения залежей приступают к разведочному бурению, с тем чтобы установить размеры месторождения и запасы нефти или газа.

Геофизические методы основаны на измерении с помощью специальных приборов таких явлений и параметров, как гравиметрические и магнитные аномалии, электропроводимость пород, особенности распространения сейсмических колебаний, возникающих при искусственных взрывах. Ведущим методом при поисках ловушек для нефти и газа является сейсморазведка.

К геохимическим методам поиска нефти и газа относятся газовая съемка и газовый каротаж. При газовой съемке отбирают пробы газа (подпочвенного воздуха) или породы с глубин от 2–3 м до 10–50 м и извлекают из этих проб метан, этан, пропан и другие углеводороды. По результатам анализа выявляют газовые аномалии”, являющиеся признаком возможного наличия в толще пород нефтяного или газового месторождения. Газовый каротаж — метод, основанный на систематическом определении газообразных и легких жидких углеводородов в буровом растворе или керне.

Процесс геологоразведочных работ на нефть и газа в России делится на три этапа: региональный, поисковый, разведочный.

На региональном этапе оцениваются перспективы нефтегазоносности и прогнозные ресурсы региона; путем бурения опорных и параметрических скважин и геофизических работ определяются районы проведения поисковых работ.

В ходе поискового этапа осуществляются детальные геофизические исследования и выявляются локальные объекты для бурения. Затем проводится бурение поисковых скважин. В результате поискового этапа устанавливается факт наличия месторождения и предварительно оцениваются запасы.

Главная цель разведочного этапа — обозначить (оконтурить) залежи, определить мощность и нефтегазонасыщенность пластов и горизонтов. После завершения разведочного этапа подсчитываются промышленные запасы нефти, разрабатываются рекомендации о вводе месторождения в эксплуатацию.

Основной способ промышленной добычи нефти — извлечение ее из земных недр с помощью буровых скважин.

В 1859 г. в США, а в 1864 г. в России были пробурены первые нефтяные скважины. В зависимости от характера действия бурового инструмента па породу различают ударное и вращательное бурение.

Бурение промышленных нефтяных и газовых скважин производится с помощью стационарных установок, оснащенных буровыми станками. Первоначально в скважину вводят одну бурильную трубу, по мере углубления скважины привинчивают все новые и новые трубы. Каждая имеет длину 6–10 м и снабжена на обоих концах нарезкой.

Для удаления разбуренной породы скважина промывается глинистым или специальным раствором, который закачивается насосом внутрь колонны бурильных труб. Раствор проходит по трубам вниз, выходит через отверстие в долоте к забою, а затем поднимается между стенками скважины и бурильными трубами, вынося на поверхность мелкие обломки разрушенных пород. Время от времени колонну бурильных труб поднимают, чтобы сменить изношенное долото.

По характеру воздействия на породу различают долота скалывающего или режущего действия и шарошечные долота дробящего действия. Для бурения в твердых породах применяют трехшарошечные долота.

Основной недостаток вращательного бурения — необходимость вращать всю колонну бурильных труб вместе с долотом.

Более эффективен способ, основанный на применении забойных двигателей. Колонна бурильных труб остается неподвижной, а вращается с помощью двигателя только долото. Основная трудность при внедрении этого метода заключалась в создании такого двигателя, который мог бы работать на большой глубине и имел бы малые размеры. Предъявленным требованиям отвечает созданная советскими учеными и специалистами конструкция забойного гидравлического двигателя–турбобура (рис.1).

Получили распространение также забойные буровые машины с погружным электродвигателем – электробуры. Электробур присоединяется к низу бурильной колонны и передает вращение буровому долоту.

1) движение нефти по пласту к скважинам вследствие разности давлений в пласте и на забое скважины (разработка месторождения);

2) движение нефти от забоя скважин до их устья на поверхности (эксплуатация скважин);

3) сбор нефти и сопровождающих ее газа и воды на поверхности, отделение газа и воды от нефти, возврат воды в пласт, сбор попутного газа.

Для того чтобы обеспечить перемещение нефти в пласте к забою эксплуатационной скважины, в настоящее время, как правило, в пласт нагнетают воду. Для небольших залежей применяется законтурное, а для средних и крупных — внутриконтурное заводнение. При внутриконтурном заводнении на территории залежи через три–пять рядов эксплуатационных скважин располагают нагнетательные скважины для подачи в пласт воды. Увеличением соотношения между числом нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также повышением давления воды можно интенсифицировать воздействие на пласт.

Методы искусственного заводнения позволяют повысить отдачу пласта с 30–35% до 40–45%. Дальнейшего увеличения нефтеотдачи добиваются с помощью новых методов воздействия на пласт:

1) прогревом призабойной зоны скважины специальными нагревателями, закачкой в пласт горячего газа или воды, созданием движущегося внутрипластового очага горения;

2) закачкой в пласт смешивающихся с нефтью агентов-растворителей (пропана, высших спиртов, жирного углеводородного газа), серной и соляной кислоты и поверхностно-активных веществ.

Движение нефти от забоя скважины до устья производится как за счет естественного фонтанирования, так и с помощью механизированных способов. При естественном фонтанировании нефть изливается на поверхность под давлением пластовой энергии. Фонтанная добыча применяется на первом этапе эксплуатации скважины; по мере снижения пластового давления фонтанирование ослабляется, и скважину переводят на механизированную добычу.

1 – манометры; 2 – трехходовой кран; 3 – буфер; 4,9 – задвижки; 5 – крестовик елки; 6 – переводная катушка; 7 – переводная втулка; 8 – крестовик трубной головки; 10 – штуцеры; 11 – фланец колонны; 12 – буфер.

Рисунок 2 – Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника

К механизированным способам добычи нефти относятся газлифтный (рис.3) и глубиннонасосный (рис. 4,5).

При газлифтном методе в скважину нагнетают компрессорами углеводородный газ, который, смешиваясь с нефтью, способствует ее подъему на поверхность. При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы, а во втором — однорядный подъемник центральной системы. При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы. Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины. При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду. Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы. Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей. Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна. Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник, который имеет преимущества перед двухрядным при меньшей его стоимости. При глубинно-насосном методе используются погружаемые в скважину штанговые, электроцентробежные или винтовые насосы. В России 69% всех эксплуатируемых скважин составляют штанговые глубиннонасосные, 15% — фонтанные, 12% — скважины с погружными электронасосами, 4 % — скважины газлифтного типа.

1 — всасывающий клапан; 2 — нагнетательный клапан; 3 — насосные штанги; 4 — тройник; 5 — сальник; 6 — балансир; 7, 8 — кривошипношатунный механизм; 9 — двигатель;

Рисунок 4 – Установка для добычи нефти с применением штанговых глубинных насосов

1 — электродвигатель; 2 — протектор; 3 — ситчатый фильтр; 4 — погружной насос; 5 — кабель; 6 — направляющий ролик; 7 — кабельный барабан; 8 — трансформатор; 9 — станция управления;

Рисунок 5 – Установка для добычи нефти с применением погружного электронасоса

Нефть, извлекаемая из скважин, содержит пластовую воду с растворенными солями, газы органического и неорганического происхождения, механические примеси (песок, глина, известняк). Перед транспортировкой потребителям от нефти отделяют газы, механические примеси, основную часть воды и солей.

На отечественных нефтепромыслах эксплуатируются различные системы промыслового сбора и транспортирования сырой нефти, отличающиеся условиями перемещения нефти, схемой подготовки нефти. На смену негерметизированным схемам, эксплуатация которых была связана с потерями газа и легких фракций, пришли различные герметизированные высоконапорные системы.

На предприятия по переработке нефти подается трубопроводным, водным (танкеры, баржи) и железнодорожным (цистерны) транспортом.

Наиболее экономична транспортировка нефти но трубопроводам — себестоимость перекачки нефти а 2–3 раза ниже, чем стоимость перевозки по железной дороге. Сеть магистральных нефтепроводов связывает нефтедобывающие районы Урала и Поволжья, Западной Сибири, Коми с нефтеперерабатывающими заводами.

Средняя дальность перекачки нефти в нашей стране составляет около 1500 км. Нефть транспортируется по трубопроводам диаметром 300–1200 мм, причем более 40% от общей протяженности приходится на долю нефтепроводов диаметром 800–1200 мм. По длине магистральных нефтепроводов размещается есть промежуточных перекачивающих станций, оснащенных насосами производительностью 1250–12500 м?/ч, развивающими давление на выходе до 6,4 MПа.

Магистральные нефтепроводы и нефтепроводы-отводы, по которым нефть поступает на территорию нефтеперерабатывающих заводов, заканчиваются приемосдаточными пунктами, на которых располагаются фильтры и счетчики для учета поступающей нефти.

Для предотвращения коррозионного разрушения нефтепроводов и защиты от блуждающих токов применяют антикоррозионную изоляцию и электрохимические методы защиты. При перекачке высоковязкой и высокозастывающей нефти сооружают станции подогрева, совмещая, где это возможно, с перекачивающими станциями.

Нефть является источником получения всех видов жидкого топлива — бензина, керосина, дизельного и котельного (мазут) топлив, из нефти вырабатывают смазочные и специальные масла, нефтяной кокс, битумы, консистентные (пластичные) смазки, нефтехимическое сырье — индивидуальные алканы (парафиновые углеводороды), алкены (олефины) и арены (ароматические углеводороды), жидкий и твердый парафин. Из нефтехимического сырья в свою очередь производят широкую гамму ценных продуктов, применяющихся в промышленности, сельском хозяйстве, медицине, быту: пластические массы, синтетические каучуки и смолы, синтетические волокна и моющие средства, белково-витаминные концентраты, индивидуальные кислородсодержащие соединения — спирты, альдегиды, кетоны, кислоты.

Производство нефтепродуктов и нефтехимического сырья из нефти организовано на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). НПЗ сооружены в большинстве промышленно развитых стран мира.

Переработка нефти па НПЗ осуществляется с помощью различных технологических процессов, которые могут быть условно разделены на следующие группы:

1) первичная переработка (обессоливание и обезвоживание, атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка нефти, вторичная перегонка бензинов, дизельных и масляных фракций);

2) термические процессы (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пиролиз);

3) термокаталитические процессы (каталитические крекинг и риформинг, гидроочистка, гидрокрекинг, селектоформинг);

4) процессы переработки нефтяных газов (алкилирование, полимеризация, изомеризация);

5) процессы производства масел и парафинов (деасфальтизация, депарафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогенизационная доочистка);

6) процессы производства битумов, пластичных смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;

7) процессы производства ароматических углеводородов (экстракция, гидродеалкилирование, деалформинг, диспропорционирование).

На рисунках 5–7 изображены три схемы потоков современных НПЗ. Заводы с неглубокой переработкой нефти по топливному варианту (рис. 6) до недавнего времени строились в тех районах, где отсутствуют другие источники органического топлива (уголь, природный газ), а для снабжения энергетических установок используется остаток от перегонки нефти — мазут. Из нефти выделяют изначально содержащиеся в ней светлые дистиллятные фракции, которые затем облагораживают с применением вторичных процессов — каталитического риформинга, изомеризации, гидроочистки. В схеме завода предусмотрено также получение жидкого парафина — сырья для биохимических производств и битума.

Рисунок 6 – Схема НПЗ топливного профиля с неглубокой переработкой нефти

Пример завода с глубокой переработкой нефти по топливному варианту приведен на рис. 7. Помимо установок первичной перегонки и облагораживания светлых дистиллятов в состав завода включены установки гидрокрекинга, каталитического крекинга и коксования. На базе легких непредельных углеводородных фракций, полученных каталитическим крекингом и коксованием, может быть организовано производство высокооктановых компонентов автомобильного бензина — алкилата или метилтретбутилового эфира (МТБЭ).

Рисунок 7 – Схема НПЗ с глубокой переработкой нефти по топливному варианту

Производство масел из нефтей Урала, Поволжья и Западной Сибири включает (рис. 8) деасфальтизацию гудрона, селективную очистку узких масляных дистиллятов и деасфальтизата, депарафинизацию рафинатов селективной очистки, гидроочистку или контактную очистку депарафинированного масла, смешение очищенных остаточных и дистиллятных компонентов друг с другом и с композициями присадок.

Первичная перегонка нефти. В основе технологии первичной перегонки нефти лежит перегонка — процесс физического разделении нефти на составные части, именуемые фракциями. Перегонка осуществляется различными способами частичного выкипания нефти, отбора и конденсации образовавшихся паров, обогащенных легколетучими компонентами, в качестве дистиллятных фракций. По способу проведения процесса перегонка делится на простую и сложную. Простая перегонка осуществляется путем постепенного, однократного и многократного испарении жидких смесей.

А — постепенная; б — однократная; в — двукратная; 1 — куб; 2 — кипятильник; 3 — конденсатор; 4 — приемник; 5 — сепаратор; I — сырье; II — отгон; III — остаток; IV — отгон второй ступени; V — остаток второй ступени.

Перегонка с постепенным испарением (рис. 9, а) состоит в постепенном непрерывном нагревании жидкой смеси в кубе 1 от начальной до конечной температуры при непрерывном отводе образующихся паров, конденсации их в аппарате 3 и сборе в приемнике 4 целиком или выводе из него периодически отдельными фракциями.

Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов преимущественно применяют в лабораторной практике при определении фракционного состава по ГОСТ 2177–82 на стандартном аппарате периодического действия; анализ дает возможность судить о технической ценности нефти и эксплуатационных свойствах нефтепродукта.

Перегонка однократным (равновесным) испарением (рис. 9, б). Исходную жидкую смесь непрерывно подают в кипятильник 2, где она нагревается до определенной конечной температуры при фиксированном давлении; образовавшиеся и достигшие состояния равновесия паровая и жидкая фалы однократно разделяются в адиабатическом сепараторе 5. Паровая фаза, пройдя конденсатор 3, поступает в приемник 4, откуда непрерывно отводится в качестве дистиллята (отгона). С низа сепаратора 5 непрерывно отводится жидкая фаза — остаток.

Отношение количества образовавшихся паров при однократном испарении к количеству исходной смеси называют долей отгона.

Перегонка с однократным испарением обеспечивает большую долю отгона, чем с постепенным при одинаковых температуре и давлении. Это важное преимущество используют в практике перегонки нефти для достижения максимального испарения при ограниченной температуре нагрева вследствие разложения (крекинга) отдельных компонентов нефти.

Многократное испарение заключается в последовательном повторении процесса однократного испарения при более высоких температурах (или низких давлениях) по отношению к остатку, полученному от предыдущего однократного испарения жидкой смеси. На рисунке 9, в показана схема двукратной перегонки. Остаток однократного испарения первой ступени после нагрева до более высокой температуры поступает в сепаратор второй ступени, с верхней части которого отбирают отгон второй ступени, а с нижней — остаток второй ступени.

Способы перегонки с однократным и многократным испарением имеют наибольшее значение с осуществлении промышленной переработки нефти на установках непрерывного действия. Так, примером процесса однократного испарения является изменение фазового состояния (доли отгона) нефти при нагреве в регенеративных теплообменниках и в змеевике трубчатой печи с последующим отделением паровой от жидкой фазы в секции питания ректификационной колонны.

Простая перегонка, особенно вариант с однократным испарением, не дает четкого разделения смеси на составляющие компоненты. Для повышения четкости разделения перегонку ведут с дефлегмацией или с ректификацией.

Сложная перегонка. Перегонка с дефлегмацией основана на частичной конденсации образующихся при перегонке паров и возврате конденсата (флегмы) навстречу потоку пара. Благодаря этому однократному и одностороннему массообмену между встречными потоками пара и жидкости уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, так как при частичной конденсации из них преимущественно выделяются высококипящие составные части.

Дефлегмацию осуществляют в специальных по конструкции поверхностных конденсаторах воздушного или водяного охлаждения, размещаемых над перегонным кубом.

Перегонка с ректификацией дает более высокую четкость разделения смесей но сравнению с перегонкой с дефлегмацией. Основой процесса ректификации является многократный двусторонний массообмен между движущимися противотоком парами и жидкостью перегоняемой смеси. Этот процесс осуществляют в ректификационных колоннах. Для обеспечения более тесного соприкосновения между встречными потоками пара и жидкости ректификационные колонны оборудованы контактными устройствами — тарелками или насадкой. От числа таких контактов и от количества флегмы (орошения), стекающей навстречу парам, в основном зависит четкость разделения компонентов смеси.

Современная промышленная технология первичной перегонки нефти основана на процессах одно – и многократной перегонки с последующей ректификацией образовавшихся паровой и жидкой фаз. Перегонку с дефлегмацией и периодическую ректификацию, так же как перегонку с постепенным испарением, применяют в лабораторной практике.

Перегонка с водяным паром и в вакууме. Нефтяные смеси термически нестойкие. Среди входящих в их состав компонентов менее стойки к нагреву сернистые и асфальтосмолистые соединения. Парафиновые углеводороды термически менее стойки, чем нафтеновые. Последние при нагреве легче разлагаются, чем ароматические. Термическая стабильность нефтяных смесей зависит в основном от температуры нагрева и времени ее воздействия. Порог термической стабильности для непрерывной перегонки выше, чем для периодической.

Разложение при перегонке ухудшает эксплуатационные свойства нефтепродуктов: понижает их вязкость, температуру вспышки, стабильность к окислению. В целях уменьшения разложения ограничивают время пребывания нефтяных остатков при высоких температурах. Рекомендуемое время пребывания мазута в нижней части атмосферном колонны не более 5 мин, гудрона внизу вакуумной колонны –2–5 мин.

Когда температура кипения нефтяной смеси при атмосферном давлении превышает температуру ее термического разложения, при перегонке применяют вакуум и водяной пар. Вакуум понижает температуру кипения. Действие водяного пара аналогично действию вакуума: понижая парциальное давление компонентов смеси, он вызывает кипение ее при меньшей температуре. Водяной пар используют как при атмосферной, так и при вакуумной перегонке. При ректификации его применяют для отпаривания низкокипящих фракций от мазута и гудрона, из топливных и масляных фракции. Сочетание вакуума с водяным паром при перегонке нефтяных остатков обеспечивает глубокий отбор масляных фракций (до 530–580 °С). Однако действие водяного пара как отпаривающего агента ограничено, поскольку теплота на испарение отнимается от перегоняемой жидкости, то по мере увеличения расхода водяного пара температура ее и, следовательно, давление насыщенных паров понижаются. Отпарка постепенно снижается, так как давление насыщенных паров жидкости сравнивается с парциальным давлением нефтяных паров. Наиболее эффективным является расход водяного пара в пределах 2–3% на сырье отгонной колонны при числе теоретических ступеней контакта 3–4. В этих условиях количество отпариваемых из мазута низкокипящих компонентов достигает 14–23%. Технология перегонки с водяным паром имеет свои преимущества. Наряду с понижением парциального давления нефтяных паров, водяной пар интенсивно перемешивает кипящую жидкость, предотвращая возможные местные перегревы ее, увеличивает поверхность испарения за счет образования пузырей и струй. Водяной пар применяют также для интенсификации нагрева нефтяных остатков в трубчатых печах при вакуумной перегонке. При этом добиваются большей степени испарения нефтепродукта, предотвращения закоксовывания труб. Расход острого пара в этом случае принимают 0,3–0,5% на сырье. В некоторых случаях отпарку легкокипящих фракций для повышения температуры вспышки керосина и дизельного топлива осуществляют не водяным паром, а однократным испарением. Этим предотвращают образование стойких водных эмульсий в топливах, удаление которых связано с длительным отстоем. Примеры технологических схем, применяемых для первичной перегонки нефти в нашей стране. Атмосферная перегонка нефти на таких установках осуществляется в одной колонне. Предпочтительным сырьем для них являются нефти с относительно невысоким содержанием бензиновых фракций и растворенных газообразных углеводородов. Пример установки такого типа — ЭЛОУ-АВТ-7 со вторичной перегонкой бензина, запроектированная ВНИПИНефть по технологическому регламенту БашНИИ НП. Установка предназначена для обессоливания и перегонки 6–7 млн. т в год смеси нефтей. На установке вырабатывается следующий ассортимент фракций: С2–С4 — сжиженный газ; С5 — 90 ? С — компонент автомобильного бензина; 90–140 ? С — сырье каталитического риформинга для производства высокооктанового компонента автомобильного бензина; 140–250 °С–авиационное турбинное топливо; 250–320 ? С–легкий компонент дизельного топлива для скоростных двигателей; 320–380 ? С — тяжелый компонент дизельного топлива для скоростных двигателей (подвергается гидроочистке); 380–530 °С — сырье каталитического крекинга; гудрон — сырье висбрекинга. для производства битумов. Принципиальная технологическая схема установки представлена на рис. 10. Нефть, нагретая в регенеративных теплообменниках 2, поступает четырьмя параллельными потоками в электродегидраторы 3. Обессоливание проводится в две ступени с применением деэмульгатора. Соленая вода из электродегидраторов второй ступени вторично используется для промывки нефти на первой ступени. Кроме того, в качестве промывочной воды на второй ступени используют водные конденсаты, образующиеся от применения пара в процессе атмосферно-вакуумной перегонки. Это сократило количество загрязненных стоков, сбрасываемых с установки.

Обессоленная нефть насосом прокачивается через группу регенеративных теплообменников 2 и после нагрева двенадцатью параллельными потоками в трубчатой печи 4 поступает на перегонку в атмосферную колонну 5. Расчетная температура питания колонны 362 °С обеспечивает массовую долю отгона нефти на уровне суммарного отбора дистиллятных фракций — 54,3%. Отводимые с верха колонны пары бензина конденсируются в две ступени. На первой обеспечивается более низкое содержание газообразных углеводородов в составе орошения, чем в дистилляте. Несконденсированная газовая и жидкая фазы бензина совместно дополнительно охлаждаются и поступают в сырьевую емкость 9 дебутанизатора 10. В случае переработки нефти с повышенным содержанием газа (С2–С4) — 2%, против 1,1% в проектном сырье — часть стабильного бензина подается в качестве абсорбента в поток бензина после сепаратора 8. При этом для полного растворения газа расход абсорбента составляет 14% на загрузку дебутанизатора. Из атмосферной колонны 5 через отпарные колонны 6 одновременно отбирают три боковых погона: фракцию 140–250 ? С и два компонента дизельного топлива — фракцию 250–320 ? С и фракцию 320–380 °С. Соотношение компонентов дизельного топлива подобрано так, чтобы балансовая смесь фракции 250– 320 ?С с фракцией 320–380 ? С, прошедшей гидроочистку, при перегонке по методу ASTM D86 выкипала до 360 ?С на >; 90% (по объему) и содержала до 1% серы (требования стандарта). Остатком атмосферной колонны является мазут. В низ атмосферной колонны и отпарных колонн 6 подается перегретый водяной пар.

1 — насос; 2 — теплообменник, кипятильник; 3 — электродегидратор; 4 – трубчатая печь; 5 — атмосферная колонна; 6 — отпарная колонна; 7 — конденсатор-холодильник; 8 — газосепаратор; 9 — емкость; 10 — дебутанизатор бензина; 11 — колонка вторичной перегонки бензина; 12 — вакуумная колонна; 13 — пароэжекторный вакуумный насос; 14 — отстойник; I — нефть; II — бензин: III– стабильный бензин; IV — сухой газ; V — сжиженная фракция C2 – C4; VI — фракция С5 — 90? С; VII – фракция 90 — 140? С; VIII – фракция 140 – 250° С; IX — фракция 250 – 320° С; X — фракция 320 – 380? С; XI – водяной пар; XII – мазут; XIII — легкий вакуумный газойль; XIV — фракция, 380 – 530° С; XV — затемненная фракция; XVI — гудрон; XVII — газы разложения; XVIII — нефтепродукт; XIX — водный конденсат.

Рисунок 10 – Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ двукратного испарения нефти

Отбор суммы светлых равен 95% от содержания в нефти фракций до 380 °С. Физическая стабилизация бензина проводится в дебутанизаторе 10. Отбор сжиженного газа составляет 94,5% от потенциала. Стабильный бензин содержит 0,5% бутана и 0,0005% сероводорода. Он выдерживает испытание на медной пластинке, не требуя защелачивания.

Вторичной перегонке в колонне 11 подвергается примерно 62% стабильного бензина, что связано с ограниченной потребностью во фракции 90–140 °С, получаемой с низа этой колонны, с верха колонны 11 отбирают фракцию С5–90°С.

Мазут после нагрева в печи 4 поступает на перегонку в вакуумную колонну 12. Верхним боковым погоном из вакуумной колонны отводится легкий вакуумный газойль, средним — фракция 380–530 °С и нижним — затемненная фракция. Остатком колонны является гудрон. В змеевик вакуумной печи и в низ колонны подается водяной пар. Через верх вакуумной колонны 12 отводятся несконденсированиый газ, водяные пары и пары нефтяных фракций. После конденсации и охлаждения в газосепараторе 8 конденсат отделяется от газа и несконденсированных водяных паров. Смесь последних отсасывается трехступенчатым пароэжекторным вакуумным насосом 13. Газы разложения поступают на сжигание (утилизацию) в вакуумную печь 4. Смесь водного конденсата и нефтяных фракций из вакуумсоздающей системы поступает на разделение в отстойник 14. Ловушечный нефтепродукт откачивается в легкий вакуумный газойль, конденсат — на ЭЛОУ.

В вакуумной колонне перегоняется 2,3 млн. т мазута в год (74% от получаемого в атмосферной колонне). При этом обеспечивается выработка 1 млн. т фракции 380–530 °С, требующейся для полной загрузки имеющейся установки каталитического крекинга.

В СССР, а на данный момент и в России, наибольшее распространение получили комбинированные установки первичной перегонки трехкратного испарения нефти.

Технологическая схема (рис. 11) следующая. Сырая нефть тремя параллельными потоками нагревается в теплообменниках 1 и далее пятью параллельными потоками последовательно проходит электродегидраторы 2 первой и второй ступени обессоливания. На прием сырьевого насоса в нефть вводят деэмульгатор и содо-щелочной раствор. На входе в электродегидраторы нефть смешивают с водой (используют также технологические водяные конденсаторы от атмосферно-вакуумной перегонки нефти). Обессоленная и обезвоженная нефть дополнительно нагревается в теплообменниках 1 и поступает на разделение в колонну частичного отбензинивания 3. Уходящие сверху этой колонны углеводородный газ и легкий бензин конденсируют и охлаждают последовательно в аппаратах воздушного и водяного охлаждения 4 и направляют в емкость 5. Часть конденсата возвращается наверх колонны в качестве острого орошения. Газ и бензин раздельно перетекают в сырьевую емкость 5 дебутанизатора. Отбензиненная нефть с низа колонны 3 нагревается в змеевиках печи 6. Нагретая отбензиненная нефть после печи делится на два потока: первый поступает в низ колонны 3 в качестве горячей струи, второй — в качестве сырья в атмосферную колонну 7. Смесь паров тяжелого бензина и водяных из атмосферной колонны конденсируется и охлаждается, последовательно пройдя аппараты воздушного и водяного охлаждения. Конденсат собирается в емкости 5, из которой часть тяжелого бензина возвращается наверх атмосферной колонны в качестве холодного орошения. Балансовый избыток его откачивается в сырьевую емкость 5 дебутанизатора 14, где он смешивается с углеводородным газом и легким бензином. В смеси бензинов газ полностью растворяется. С тарелок Т-8, Т-16–18 и Т-28–30 атмосферной колонны отбирают три боковых погона: фракции 180–220, 220–280. 230–350 ?С. Каждая фракция поступает в свою отпарную колонну 8. В нижнюю часть отпарных колони 8 и атмосферной 7 подают перегретый водяной пар для отпарки легкокипящих фракций.

1 — теплообменник; 2 — электродегидратор; 3 — колонка частичного отбензинивания нефти; 4 — конденсатор-холодильник; 5 — емкость; 6, 9, 15 — трубчатые печи; 7 — атмосферная колонна; 8 — отпарная колонна; 10 — вакуумная колонна: 11 — трехступенчатый пароэжекторный вакуумный насос; 12 — газосепаратор; 13 — отстойник; 14 — дебутанизатор бензина; 16 — 19 — колонны вторичной перегонки бензина; 20 — кипятильник;

I — нефть; II — Деэмульгатор; III — содо-щелочной раствор; IV — оборотная вода;

V — соленая вода; VI — легкий бензин и газ; VII — отбензиненная нефть; VIII — тяжелый бензин; IX — фракция 180– 220 ?С; X — фракция 220 — 280 ?С; XI — фракция 280 –350 °С; XII — водяной пар; XIII – мазут; XIV — газы разложения; XV — нефтепродукт; XVI — водный конденсат:; XVII — легкий вакуумный газойль; XVIII — широкая масляная фракция; XIX — затемненная фракция; XX — гудрон; XXI — нестабильный бензин; XXII – сжиженная фракция С2 –С4; XXIII — углеводородный газ; XXIV – фракция С5 – 62 °С; XXV – фракция 62-105°C; XXVI — фракция 62 — 85 °С; XXVII — фракция 85–105 °С; XXVIII — фракция 105–140°С; XXIX — фракция 140-180 °С.

Http://knowledge. allbest. ru/manufacture/3c0b65625a2bd78b4d53a88521316c27_0.html

Поделиться ссылкой: