Переработка нефти сырье

В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом. Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости Товарно-сырьевой базы , связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

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

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. АВТ разделена на два блока – атмосферной и вакуумной перегонки.

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

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

Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута Масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон. Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля – 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С. Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные Эжекторы.

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

Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в Теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в Водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.

Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год.

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

Http://helpiks. org/5-70355.html

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Http://studbooks. net/608847/tovarovedenie/pervichnaya_pererabotka_nefti

Технологические процессы нефтеперерабатывающего завода принято классифицировать на следующие две группы: физические и химические.

Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие. Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на типы:

* Гравитационные (электрообессоливающая утановка), ректификационные (атмосферная трубчатка (перегонка);

* Атмосферно-вакуумная трубчатка, газофракционирующая установка и др.);

* Экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация кристаллизацией);

* Абсорбционные (абсорбционно-газофракционирующая установка, очистка от H2S, CO2).

В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путем химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных нефтеперерабатывающих заводах, по способу активации химические реакции подразделяют на:

* Термические (термолитические) – термодеструктивные и термоокислительные;

* Каталитические – гетеролитические, гомолитические и гидрокаталитические.

В термодеструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др.

Целью переработки нефти является производство нефтепродуктов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и т. д.) и сырья для последующей химической переработки. Существуют первичная и вторичная переработки нефти. Первичными являются процессы разделения нефти на фракции перегонкой, вторичные процессы – это деструктивная (химическая) переработка нефти и очистка нефтепродуктов.

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

Первичные процессы переработки нефти заключаются в разделении ее на отдельные фракции ( дистилляты), каждая из которых представляет смесь углеводородов. Первичная переработка является физическим процессом и не затрагивает химической природы и строения содержащихся в нефти соединений.

На сегодняшний день, известен тот факт, что первичная переработка нефти ежегодно снижается, как и добыча нефти.

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

Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д.

Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.

Все химические процессы переработки нефти различны, сначала можно рассмотреть Риформинг и гидроочистку нефти:

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.

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.

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.

Если Риформинг это процесс предполагающий кипение, то с, следует рассмотреть такой отличный от него процесс переработки нефти как гидроочистка:

Гидроочистка осуществляется действием водорода на прямогонные нефтяные фракции и вторичные продукты их термокаталитической переработки в присутствии катализатора. Применяется с целью получения малосернистых бензинов, реактивных, дизельных и печных топлив, а также подготовки сырья для каталитического крекинга и риформинга, гидрокрекинга. Основные реакции, происходящие при гидроочистке: гидрогенолиз связей углерод – гетероатом с практически полным превращение серо-, азот – и кислородсодержащих органических соединений в предельные углеводороды с одновременным образованием легко удаляемых H2S, NH3 и водяных паров; гидрирование непредельных углеводородов. При гидроочистке происходит также разрушение металлоорганических соединений.

Гидроочистку проводят при 250-415 °С, 1-10 МПа, объемной скорости подачи сырья 1-15 ч-1, соотношении водородсодержащий газ: сырье, равном (50-1000):1. Катализаторы обычно алюмокобальтмолибденовый (9-15% МоО3, 2-4% СоО) или алюмоникельмолибденовый (до 12% NiO, до 4% СоО), носитель-А12О3, иногда с добавками цеолитов, алюмосиликатов и др. Содержание водорода в водородсодержащем газе до 90% по объему, расход водорода 0,1-1,0% от массы сырья. Выход жидких продуктов обычно достигает 96-99%, суммарный выход углеводородных газов, бензина, H2S, NH3 ипаров Н2О – 1-4%.

Принципиальная технологическая схема гидроочистки: смешение сырья с водородсодержащим газом и предварит. подогрев смеси в теплообменнике; нагрев смеси в трубчатой печи; собственно гидроочистка в одно – или многосекционном реакторе – стальном цилиндрическом аппарате (поскольку процесс экзотермичный, в различные зоны реактора вводят холодный водородсодержащий газ); охлаждение полученного гидрогенизата; отделение его от водородсодержащего, а затем от углеводородных газов соотв. в сепараторах высокого и низкого давления с послед. ректификацией на целевые продукты; очистка газов от H2S, NH3 и водяных паров. В зависимости от назначения процесса и состава сырья схемы установок гидроочистки могут несколько различаться. Так, для облагораживания бензинов, содержащих значит. кол-во непредельных углеводородов, применяют т. наз. селективную гидроочистку, при к-рой в сравнительно мягких условиях (250-325 °С) гидрированию подвергаются главным образом диены.

В результате гидроочистки может быть снижено содержание (% по массе): серы в бензинах – с 0,03-0,6 до 10-5, в дизельных топливах с 0,6-2,5 до 0,01-0,2, в вакуумных газойлях с 1,5-3,5 до 0,15-0,4; азота в бензинах с 0,01-0,03 до 10-4, в вакуумных газойлях с 0,05-0,2 до 0,02-0,15; непредельных углеводородов в бензинах с 3-120 до 0,2-0,5, в дизельных топливах с 3-100 до 0,5-6,0; металлов (Ni + V) в вакуумных газойлях с 5*10-5-3*10-4 до 2*10-5-5*10-5. Кроме того, в нефтяных фракциях уменьшается содержание смолистых в-в, улучшаются их запах и цвет, повышается устойчивость к окислению.

Рассмотрев два совершенно разных способа переработки нефти, следует рассмотреть и другие, такие как каталитический крекинг и гидрокрекинг нефти. Эти процессы являются процессами глубокой очистки нефти.

При каталитическом крекинге протекают реакции расщепления, алкилирования, изомеризации, ароматизации, полимеризации, гидрогенизации и деалкилирования. Некоторые из них являются первичными, но большинство – вторичными.

Механизм каталитического крекинга – карбоний-ионный. Согласно этому механизму, часть молекул парафинов подвергается термическому расщеплению, а образующиеся олефины присоединяют протоны, находящиеся на катализаторе, и превращаются в карбоний-ионы. Карбоний-ионы являются агентами распространения цепной реакции. В результате целого ряда превращений образуются парафиновые углеводороды меньшего молекулярного веса, чем исходные, и новые большие карбоний-ионы,

Которые затем расщепляются. Реакции дегидрогенизации при крекинге высокомолекулярных парафинов играют незначительную роль. Однако процесс дегидрогенизации низкомолекулярных парафинов, особенно газообразных, имеет практическое значение для превращения малоценных газообразных продуктов в ценные – олефины.

Крекинг сложных углеводородов может затрагивать какую-либо часть молекулы независимо от других ее частей. Например, длинные парафиновые цепи нафтеновых и ароматических углеводородов расщепляются так же, как если бы они были парафиновыми углеводородами с тем же числом атомов углерода в молекуле. Кольца нафтеновых или ароматических углеводородов не изменяются в том процессе деалкилирования или расщепления парафиновых боковых цепей. Дегидрогенизация нафтеновых колец обычно происходит после частичного деалкилирования.

Термический крекинг проводят при высокой температуре, обычно 450-600°С, и повышенном давлении 2- 7 МПа. Впервые в России процесс термического крекинга разработал русский инженер В. Г. Шухов в 1891 году. Его научные идеи были осуществлены на производстве значительно позднее, в XX веке. Именно процесс термического крекинга позволил увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки. Это происходит за счет разложения тяжелых фракций нефти во время кипения под высокими температурами. Благодаря этому образуется более широкий спектр продуктов по сравнению с составом сырой первоначальной нефти.

Гидрокрекинг — один из видов крекинга, переработка высоко кипящих нефтяных фракций, мазута, вакуумного газойля или деасфальтизата для получения бензина, дизельного и реактивного топлива, смазочных масел, сырья для каталитического крекинга и др. Проводят под действием водорода при 330-450 °С и давлении 5-30 МПа в присутствии никель–молибденовых катализаторов.

1. Гидроочистка — из сырья удаляются сера-азотсодержащие соединений;

В зависимости от степени превращения сырья различают легкий (мягкий) и жесткий гидрокрекинг.

Легкий гидрокрекинг — процесс, проходящий при давлении 5 МПа и температуре 380-400°С и избытке водорода в одном реакторе (стадии), который направлен на получение дизельного топлива и сырья каталитического крекинга.

Жесткий гидрокрекинг — процесс, проходящий при давлении 10 МПа и температуре 380-400°С и избытке водорода в нескольких реакторах (стадиях), который направлен на получение дизельного топлива, керосиновых и бензиновых фракций.

Гидрокрекинг — один из самых опасных процессов нефтепереработки, при выходе температурного режима из-под контроля, происходит резкий рост температуры, приводящий к взрыву реакторного блока.

Далее следует рассмотреть процессы переработки нефти, которые предполагают разложение тяжёлых фракции и углеводородов входящих в состав нефти. Первым рассмотрим процесс при котором из тяжёлых фракций нефти получаю нефтяной кокс, т. е. Коксование:

Назначение процесса – квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов.

В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.

Существуют различные технологические решения для данного процесса. На российских НПЗ используются установки замедленного коксования.

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

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

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

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

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

Изомеризация переработка нефти. Процесс получения изоуглевородов (изопентан, изогексан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Процесс алкилирования направлен на получения высокооктановых компонентов автомобильного бензина из непредельных углеводородных газов.

Механизм реакции алкилирования довольно сложен. В процессе алкилирования изобутан вступает в реакцию с лёгкими олефинами в присутствии катализатора — серной кислоты с образованием карбокатиона. Основная стадия реакции заключается в протонировании лёгкого олефина. При алкилировании олефинов из карбокатиона С4 образуется карбокатион С8. За счет гидридного переноса от другой молекулы изобутана образуется парафиновый продукт С8 и ещё один карбокатион С4, который обеспечивает дальнейший ход реакции. Так как помимо основной реакции, проходит множество побочных, то образуется целый «букет» углеводородов разного строения. Наиболее желательным является триметилпентан с высоким октановым числом.

Для получения хорошего качества товарного алкилата особую важность имеет высокое соотношение «изобутан/олефины», оптимальная продолжительность контакта, температура, и соотношение «катализатор/олефины».

Реакция алкилирования протекает с выделением тепла. Поэтому в составе установки есть секция охлаждения, предназначенная для получения циркулирующего хладоагента – изобутана, путем компремирования его на компрессоре и подачи его в реакционную зону.

В изобутановой и бутан-бутиленовой фракциях приходящих на установку, содержится небольшое количество пропана и бутана. Так как эти алканы не участвуют в реакции, то для исключения их накопления в системе имеются ректификационные колонны.

Получаемый алкилат имеет высокие октановые характеристики, низкую упругость паров и не содержит олефиновых и ароматических углеводородов.

Алкилат является идеальным компонентом для приготовления высокооктановых бензинов, благодаря своему высокому октановому числу, низкому давлению насыщенных паров, низкому содержанию серы и уникальным свойствам не окисляться кислородом воздуха (т. е. высоким индукционным периодом). В связи с тем, что в настоящее время усиливаются экологические требования к моторным топливам, возросло значение алкилата, как высококачественного компонента смешения.

Замены растворителя — получаемый эффект. Экстракция ароматики – переработка нефти. Селективная очистка нефти. Селективная очистка — процесс переработки нефтяного сырья, направленный на улучшение качества масляных фракций. Основан на экстракции сырья избирательным растворителем с последующей отгонкой растворителя из рафинатного и экстрактного растворов.

Технология переработки нефти и газа, производство ароматических углеводородов.

Традиционным сырьем для получения индивидуальных ароматических угле-водородов (бензол, толуол, параксилол, метаксилол, ортоксилол и этилбен-зол) является катализат процесса риформинга (риформат). Обычно для полу-чения бензола и толуола риформингу подвергается узкая бензиновая фрак-ция, выкипающая в пределах 70-105оС, а при производстве ксилолов и этил-бензола – 105-140оС.

При этом в состав установки риформинга, как правило, входят специальные блоки: догидриро вания продуктов (с целью удалени я алкенов) и экстракции ароматических углеводородов.

Http://prod. bobrodobro. ru/5361

Процессы переработки нефтяного сырья в водородной среде называют гидрогенизационными. Эти процессы происходят в присутствии гидрирующих катализаторов при высоких значениях температуры и давления.  [1]

Прямой гонкой нефти называются процессы переработки нефтяного сырья, которые или совершенно не сопровождаются или сопровождаются в очень незначительной мере терм-ическим расщеплением нефтяного сырья.  [2]

До последнего времени в процессах переработки нефтяного сырья, при хранении и компаундировании нефтепродуктов не учитывались или учитывались косвенно физические и коллоидно-химические взаимодействия между компонентами в объеме нефтяной системы, которые усиливаются или ослабляются при определенных условиях. Эти взаимодействия могут оказывать влияние на изменение структурной организации нефтяной системы, в частности привести к возникновению надмолекулярных структур и к значительному изменению свойств нефти и нефтепродуктов, вызывая существенные отличия нефтяных систем от истиных молекулярных растворов.  [3]

Ниже приведены примерные данные о расходе топлива на некоторые процессы переработки нефтяного сырья.  [4]

При укрупнении установок не устраняются многие недостатки, связанные с многоступенчатостью процессов переработки нефтяного сырья. Так, большое количество энергии затрачивается на неоднократные операции по нагреву, разделению, теплообмену, конденсации и охлаждению потоков нефти и различных продуктов ее переработки. На это требуются соответствующие аппаратура и оборудование, что приводит к большому дополнительному расходу металла, в том числе легированной стали.  [5]

Настоящая книга, предназначенная для широкого круга читателей, посвящена популярному описанию процессов переработки нефтяного сырья на современном нефтеперерабатывающем заводе США. Следует отметить, что в настоящее время именно крупные нефтяные компании США обладают наиболее передовым опытом ведения хозяйства в этой области. Они смогли поставить новейшие технологии переработки нефти на службу экономической эффективности, обеспечить максимальное извлечение прибыли при полном удовлетворении потребностей рынка в количестве, качестве и разнообразии нефтепродуктов, уделяя при этом большое внимание охране окружающей среды.  [6]

Рассмотрены свойства нефтей, нефтепродуктов и природных газов, методы их разделения и исследования, свойства и реакции основных классов соединений, входящих в состав нефти и газа, процессы переработки нефтяного сырья и углеводородных газов.  [7]

Однако в общем случае коэффициенты математического описания могут быть связаны с размерами установки. Кроме того, процессы переработки нефтяного сырья описываются обычно стехиометрическими уравнениями для сложных смесей, которые не всегда могут быть точно охарактеризованы.  [8]

В настоящее время подавляющее большинство установок каталитического крекинга нефтяного сырья базируется на применении псевдоожиженного слоя. В промышленную практику входят также процессы термоконтактной переработки нефтяного сырья с использованием мелкодисперсных материалов в псевдоожиженном слое.  [9]

Усложнение схем технологических установок, повышение их мощности, удлинение сроков межремонтного пробега ужесточают требования к квалификации обслуживающего персонала. Оператор должен хорошо знать не только особенности установки, аппараты и процессы переработки нефтяного сырья, но и условия работы, требования к качеству сырья и продуктов смежных установок.  [10]

Однако недостатком экстракцион-ных методов является необходимость переработки больших объемов продукта, поскольку известными экстрагентами извлекаются не примеси, а ароматические углеводороды. В связи с этим с помощью жидкостной экстракции обычно извлекают ароматические углеводороды из их смесей с высоким содержанием парафинов и циклоалканов, характерным для процессов переработки нефтяного сырья.  [12]

Температурные ограничения в реакторах с движущимся теплоносителем связаны с тем, что при их обычном технологическом оформлении и габаритах имеющихся в них слоев теплоносителя время контакта намного превышает те величины, которые необходимы для получения максимальных количеств олефинов в соответствии с кинетическими закономерностями химических реакций пиролиза. Тем не менее выполнено много исследовательских работ по применению широко известных в практике каталитического крекинга технологических систем с движущимся гранулированным или пылевидным материалом в процессах термоконтактной переработки нефтяного сырья.  [13]

Во избежание таких явлений парафины с прямой цепью желательно удалять из исходного сырья для смазочных материалов путем осаждения или охлаждения, где вполне возможно использование пропана и бутана. Процесс кристаллизации воска заключается в выпадении его кристаллов в суспензию из маточного масляного ликера. Присутствие легкого углеводорода снижает общую вязкость, облегчает процесс переработки нефтяного сырья, перекачки его насосами, транспортировки по трубам и осаждения на фильтрах.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id342420p1.html

2. Выполнить лабораторные работы по анализу нефтепродуктов, руководствуясь «Методическими указаниями по выполнению лабораторных работ» (с. 108…141 УМК).

Переработка Нефтяного и газового сырья – это его преобразования под действием высокой температуры (термические процессы), вы­сокой температуры и катализатора (термокаталитические процессы) или только катализатора (низкотемпературные каталитиче­ские процессы). Все эти процессы обычно называют вторичными, в отличие от первичного разделения (перегонка с ректификаци­ей) нефти на составляющие и других физических методов разде­ления нефтяного сырья (экстракция, деасфальтизация, адсорбция, комплексообразование).

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

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

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоде или при подогреве. Окончательно ее обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

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

– отстаивание – применяется к свежим, легко разрушаемым эмульсиям – расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии – процесс ускоряется нагреванием до 120-160 °С под давлением в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды;

– центрифугирование – отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил; в промышленности применяется редко;

– разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ – деэмульгаторов; разрушение достигается адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью;

– растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором;

Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.

– при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью; применяют установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ – электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000 В при давлении, группами по 6-8 шт. с производительностью 250-500 т нефти в сутки каждая; в сочетании с химическим этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке.

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

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

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

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

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

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции 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 топлив и масел проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и др.

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

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

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

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

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

В настоящее время перегонку нефти в промышленности производят на непрерывно действующих трубчатых установках. Устанавливается трубчатая печь, для конденсации и разделения паров сооружаются огромные ректификационные колонны, а для приёма продуктов перегонки выстраиваются целые городки резервуаров.

Трубчатая печь представляет собой помещение, выложенное внутри огнеупорным кирпичом. Внутри печи расположен многократно изогнутый стальной трубопровод. Длина труб в печах достигает километра. По этим трубам непрерывно с помощью насоса подаётся нефть с большой скоростью – до 2 м/сек. Печь обогревается горящим мазутом, подаваемым в неё при помощи форсунок. В трубопроводе нефть нагревается до 350-370 °С. При такой температуре более летучие вещества нефти превращаются в пар.

Так как нефть это смесь углеводородов различной молекулярной массы, имеющих разные температуры кипения, то перегонкой её разделяют на отдельные фракции. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин (tКИП – 90-200 °С), лигроин (tКИП – 150-230 °С), керосин (tКИП – 180-300 °С), легкий газойль соляровое масло (tКИП – 230-350 °С), тяжелый газойль (tКИП– 350-430 °С), а в остатке — вязкую черную жидкость мазут (tКИП – выше 430 °С). Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла.

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

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

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением меньше по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Но если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее: при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350-370 °С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих при температуре выше 350-370 °С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья.

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

Рассмотренные методы перегонки нефти позволяют провести разделение на компоненты, однако оказываются непригодными, когда из нефтяных фракций требуется выделить индивидуальные углеводороды высокой чистоты (96-99 %), которые служат сырьем для нефтехимической промышленности (бензол, толуол, ксилол и др.) При первичной перегонке нефть подвергается только физическим изменениям. От неё отгоняются лёгкие фракции, т. е. отбираются её части, кипящие при низких температурах и состоящие из разных по величине углеводородов. Сами углеводороды остаются при этом неизменёнными. Выход бензина в этом случае составляет лишь 10-15 %. Такое количество бензина не может удовлетворить всё возрастающий спрос на него со стороны авиации и автомобильного транспорта.

Технологическая схема установки первичной переработки нефти дана на рис. 5. Нефть забирается насосом из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отхо­дящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти. Вода сбрасывается в канализацию (или подается на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну. В колонне из нефти выделяется легкая бензиновая фрак­ция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе и поступает в рефлюксную емкость. Полуотбензиненная нефть с низа колонны подается через трубчатую печь в атмосферную колонну. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в отбензинивающую колонну, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации. В колонне нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны – тяжелый бензин – конденсируется в холодильнике-конденсаторе и поступает в рефлюксную емкость. Керосиновая и дизельная фракции выводятся из колонны боковыми по­гонами и поступают в отпарные колонны. В них из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельная фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с уста­новки. С низа выходит мазут, который через печь подается в колонну вакуумной перегонки.

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

Для снижения температуры низа колонн и более полного извле­чения дистиллятных фракций в них подается водяной пар. Избыточная теплота снимается с помощью циркулирующих орошений.

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

Каково аппаратурно-технологическое оформление процесса первичной перегонки нефти?

Охарактеризуйте фракционный состав продуктов прямой перегонки нефти.

Http://studfiles. net/preview/2827108/page:13/

Использование: в нефтехимии, в частности в нефтепереработке. Сущность изобретения: способ предусматривает каталитическую конверсию нефти в реакторе с циркуляцией гранулированного катализатора, осуществляемой напором предварительно нагретого исходного сырья, подаваемого совместно с катализатором с низа реактора. Катализатор далее регенерируют, отделяют от потока газообразных и жидких продуктов конверсии. Жидкие продукты дополнительно подвергают каталитической конверсии, по крайней мере, в двух реакторах с циркуляцией в последних гранулированного катализатора напором предварительно нагретого потока жидких продуктов конверсии, выходящего из предыдущего реактора и подаваемого совместно с катализатором с низа реактора. 1 ил. 1 табл.

Изобретение относится к нефтехимической технологии и касается способа химической переработки нефти и нефтяного сырья на основе каталитической конверсии в моторные топлива и химические продукты.

Известны способы переработки нефти (в дальнейшем “традиционные способы”), предусматривающие две основные стадии: 1 предварительное разделение обессоленной сырой нефти на прямогонные фракции (например, бензиновую, керосиновую, дизельную, мазутную), каждая из которых является исходным сырьем (в дальнейшем “полупродукт”) для получения готовых продуктов (моторных топлив или химических продуктов); 2 дальнейшая переработка полупродуктов в готовые продукты на основе многоступенчатой технологии [1] Общим недостатком традиционных способов является то, что и первая, и вторая ступени переработки требуют использования большого количества аппаратов, значительных материальных и энергетических затрат, производственных площадей, коммуникаций, транспортных средств, обслуживающего персонала.

Переработка полупродуктов в готовые продукты предусматривает создание самостоятельных производств (предприятий), например: по получению химических продуктов из газов, по получению автомобильного бензина и керосина из легких жидких прямогонных фракций; по получению дизельного топлива из средних прямогонных фракций, по переработке мазута.

Известен способ переработки нефти [2] который частично упрощает процесс переработки в сравнении с традиционными способами. Суть его заключается в том, что нефть подвергается глубокой каталитической конверсии (без образования мазута) в специальном устройстве (реакторе) в присутствии специального катализатора без предварительного разделения ее на фракции.

Однако этот способ не исключает применение традиционных технологий для доведения полупродуктов до готовых продуктов заданного состава. Кроме того, не исключает образование дополнительных побочных продуктов (отходов).

Задачей предлагаемого способа является превратить нефть в готовые продукты заданного состава без дополнительной многоступенчатой переработки компонентов смеси полупродуктов, а также увеличить выход этих продуктов за счет сокращения отходов и потерь переработки.

В известном способе переработки нефти путем ее каталитической конверсии в реакторе с циркуляцией в нем гранулированного катализатора, осуществляемой напором предварительно нагретого исходного сырья, подаваемого совместно с катализатором снизу реактора, регенерации катализатора и отделения его от потока газообразных и потока жидких продуктов конверсии, новым является то, что поток жидких продуктов конверсии дополнительно подвергают каталитической конверсии, по крайней мере, в двух последовательно установленных реакторах с циркуляцией в последних гранулированного катализатора напором предварительно нагретого потока жидких продуктов конверсии, выходящего из предыдущего реактора и подаваемого совместно с катализатором снизу реактора.

Переработка нефти по предлагаемому способу осуществляется следующим образом. Нефть или иное нефтяное сырье 1 подают в первую печь 2 (П-1), где нагревают до 200-400 о С, после чего нагретая нефть (сырье) поступает в первый реактор 3 (Р-1), где осуществляют процессы конверсии в присутствии первого катализатора К-1, циркулирующего в этом реакторе. Применен катализатор на основе окислов железа, алюминия и кремния. Подъем катализатора осуществляют по центральной части реактора (трубе) за счет упругости (кинетической энергии) нагретого и частично испаренного сырья (нефти). Смесь продуктов превращения (конверсии) исходной нефти (сырья), по крайней мере, двумя потоками (4 и 5) поступает в холодильник 6 и сепаратор (разделительное устройство) 7. Из этого устройства выводят жидкий катализат 8 и легкие (газообразные) продукты 9. Катализат 8 поступает во вторую печь 10 (П-2), где его нагревают до 500-700 о С, затем он поступает в нижнюю часть (питатель) второго реактора 11 (Р-2). В этом реакторе пары катализата увлекают второй катализатор (К-2) и поднимаются вместе с ним по центральной (транспортной) трубе 12 реактора в верхнюю его часть (сепаратор) 13, где осуществляют разделение паров и второго катализатора (К-2), который опускается по реакционной камере 14 реактора, выполненной в виде кольцевого пространства, образуемого центральной (подъемной) трубой 12 и корпусом 15 второго реактора (Р-2). Продукты вторичной конверсии тяжелого катализата, по крайней мере, двумя потоками 16 и 17 выводят из реактора в холодильное устройство 18 и далее в сепаратор 19. Из сепаратора выводят продукты двумя потоками, т. е. газообразный 9 и средний жидкий катализат 20, который поступает далее в третью печь 21 (П-3). Нагретый до 200-500 о С средний катализат поступает в питатель 22 третьего реактора (Р-3), увлекая за собою третий катализатор (К-3) в сепаратор 23, аналогично подъему катализатора сырьем в первом и втором реакторах (Р-1 и Р-2). Из третьего реактора (Р-3) продукты катализа, по крайней мере, двумя потоками 24 и 25 поступают в холодильник 26, а далее в сепаратор 27. Из этого сепаратора выводят газообразные продукты 9 и легкие жидкие продукты 28. Средние жидкие продукты 29 выводят из холодильника 26. Часть жидких продуктов при необходимости может быть выведена из верхней части реактора (поток 30). Таким образом, из трех реакторов (Р-1,Р-2,Р-3) выводят очищенные продуктовые смеси (потоки: газообразный 9, легкий (жидкий) 28, средний и тяжелый 29). Продукты в потоках 9,28,29 не требуют дополнительной каталитической переработки и тонкой химической очистки.

При контакте нефти с нагретым катализатором осуществляются процессы дополнительного нагрева нефти за счет соответствующего окисления гранул катализатора. Одновременно осуществляется испарение нефти и абсорбция неиспарившейся жидкости. Такой процесс разделения исходного сырья на пары и жидкости происходит на всем протяжении подъема катализатора в реакторе от питателя (внизу) до сепаратора в верхней его части. Одновременно частично изменяется и химический состав нефти, т. е. паров и тяжелых (неиспарившихся) ее фракций. Изменяются и свойства катализатора.

В сепараторе процесс разделения завершается. Тяжелая часть остается в порах катализатора и вместе с ним проходит через кольцевую камеру реактора, где завершается процесс конверсии нефти, т. е. глубокий катализ тяжелой ее части (сорбированной катализатором). Образуются два потока полупродуктов, которые подвергаются самостоятельной конверсии, по крайней мере, в двух реакторах, действующих аналогично первому. Однако транспортирующим агентом (носителем) катализаторов в этих двух реакторах являются полупродукты первичного катализа (конверсии) нефти, выходящие из первого реактора. Катализаторы во всех трех или большего числа реакторах обладают высокой разделительной способностью. Поэтому, регулируя температуру потоков внутри центральной (подъемной) части реакторов, можно изменять соотношение между парами и сорбированной в порах гранул катализатора жидкостью. В каждом реакторе можно отбирать потоки парообразных полупродуктов не только из сепаратора, но и на любой высоте центральной трубы, т. е. между питателем и сепаратором. Количество реакторов и отбираемых в каждом из них потоков определяется числом желаемых (производимых) конечных продуктов, а также их соотношением, т. е. желаемым ассортиментом конечных продуктов. Качество получаемых продуктов определяется качеством катализаторов и температурами в реакторах. При этом следует иметь в виду, что катализатор, поднимающийся по центральной (транспортной) трубе реактора в совокупности с этой трубой обладают высокой разделительной способностью углеводородных смесей и дополнительной ректификации не требуется.

Таким образом, по предлагаемому техническому решению путем изменения числа реакторов и качества катализаторов можно непосредственно из нефти получить товарные (конечные) продукты в нужном ассортименте и качестве без предварительного разделения не только нефти, но и полупродуктов, получаемых из нее по традиционной технологии.

В таблице приведены результаты опытной проверки предлагаемого способа.

На чертеже обозначено ОК подача окислителя (регенерирующего агента) для регенерации катализатора.

Технологический режим проведения процессов каталитического превращения исходного сырья (т. е. нефти) может изменяться в широком диапазоне определяющих параметров, т. е. температуры и давления без изменения оборудования.

Например, при конъюнктуре рынка, диктующей повышенный выход моторных топлив, температура нефти после смешивания с катализатором в питателе реактора не должна быть ниже 350-400 о С. При глубоком превращении нефти в химические продукты эта температура должна снижаться против указанной на 100-150 о С. Давление в реакторах и связанных с ними коммуникациях определяется гидродинамическим сопротивлением аппаратов и коммуникаций. Однако оно определяется расчетом не выше давления при разделении нефти по традиционной технологии. Во всех случаях температура и гидродинамический режим зависят от конъюнктуры рынка, качества сырья, применяемого катализатора в реакторах и поддаются регулированию. Химический состав катализатора может изменяться в зависимости от желаемого соотношения химических продуктов и моторных топлив. Например, при получении моторных топлив в количестве 50-60% от массы нефти, а химических продуктов соответственно 50-40% температура в кольцевой камере реактора в зоне катализатора в пределах 550-650 о С. Необходимо иметь в виду, что катализатор изменяет химический состав и селективность, т. е. каталитические свойства, в процессе движения в реакторе. Свойства катализатора зависят от режима его изготовления, регенерации, соотношения между его массой и массой конвертируемого сырья.

Технико-экономический эффект от применения изобретения заключается в увеличении выхода чистых продуктов и значительном упрощении технологии переработки нефти. Изобретение является универсальным способом конверсии нефти любого качества в любые коммерческие желаемые моторные топлива и химические продукты. При этом достигаются следующие результаты без какой-либо переделки устройств, в которых реализуется способ независимо от свойств и качеств исходного сырья: автоматическое регулирование соотношения между жидкими и газообразными продуктами, выходящими из первого реактора, достигаемое путем регулирования температуры предварительного нагрева исходного сырья (нефти) и температуры катализатора, покидающего зону регенерации и соотношения между массами нефти и катализатора; автоматическое регулирование соотношения и качества жидких продуктов, выходящих из реакторов, в которые поступают потоки смесей из предыдущих (по ходу движения) реакторов. Достигается это путем регулирования температуры в них, изменением качества катализаторов и соотношения их масс и массы жидких потоков, выходящих из предыдущих реакторов;

Число и качество конечных продуктов, выходящих из каждых последовательно установленных реакторов, регулируются автоматически в зависимости от задаваемой температуры в низу, середине и в верху реакторов и качества циркулируемых в них катализаторов. При этом могут быть использованы как известные катализаторы, так и предусматриваемые специальной патентной заявкой;

Существенно сокращаются (в несколько раз против традиционной технологии переработки нефти) следующие затраты на производство готовых (товарных) моторных топлив и химических продуктов;

Удельный расход исходной нефти на единицу получаемых высокорентабельных товарных продуктов в 2,0-2,5 раза;

Площадь застройки территории производства на получение адекватных (по качеству и количеству) товарных продуктов в 2,5-3,0 раза;

Затраты металлов на изготовление аппаратов и систем транспортирования и хранения сырья, полупродуктов и товарных продуктов сокращаются во много раз (но не менее чем в 3,0-4,0 раза для заводов средней мощности);

Фундаментально улучшается экологическая обстановка в регионах базирования систем предлагаемого технического решения. Достигается это преимущество (в сопоставлении с традиционной технологией переработки нефти) за счет сокращения операции и герметизации процессов на всех стадиях превращения нефти в конечные (товарные) продукты без их многократной перегрузки, неизбежной между аппаратами и при транспортировании полупродуктов на значительные расстояния;

Производственные процессы реализуются без многоступенчатого образования низкокачественных отходов и непроизводительных перегрузок полупродуктов, а также без необходимости использования малоценных отходов;

Предлагаемое техническое решение реализуется с минимальными затратами материальных, финансовых и людских средств на любом из существующих предприятий нефтехимического и нефтеперерабатывающего профиля. При этом часть оборудования может быть использована без замены его новым. Значительная же часть существующего оборудования может быть использована на других предприятиях.

СПОСОБ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ путем каталитической конверсии в реакторе с циркуляцией в нем гранулированного катализатора, осуществляемой напором предварительно нагретого исходного сырья, подаваемого совместно с катализатором с низа реактора, регенерацией катализатора и отделением его от потока газообразных и потока жидких продуктов конверсии, отличающийся тем, что поток жидких продуктов конверсии дополнительно подвергают каталитической конверсии по крайней мере в двух последовательно установленных реакторах с циркуляцией в последних гранулированного катализатора напором предварительно нагретого потока жидких продуктов конверсии, выходящего из предыдущего реактора и подаваемого совместно с катализатором с низа реактора.

Http://www. findpatent. ru/patent/205/2050401.html

Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов с содержанием небольшого количества других химических веществ, таких как соединения серы, азота и кислорода. Для того чтобы можно было использовать различные компоненты смеси, их необходимо отделить друг от друга. Процесс разделения называется нефтепереработкой или нефтеперегонкой.

Нефть, добытая в разных частях света, и даже с разных глубин одного и того же месторождения, различается по составу углеводородов и других компонентов. Именно поэтому типы нефти заметно отличаются друг от друга по внешнему виду и характеристикам — от светлых летучих жидкостей до густых темных масел, настолько вязких, что их с трудом удается выкачивать из пласта.

По цвету, нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть; имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Из нефти выделяют разнообразные продукты, имеющие большое практическое значение. Вначале 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. Основные фракции нефти следующие:

1. Фракция, собираемая от 400 до 2000 С, — газолиновая фракция бензинов — содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. При дальнейшей перегонке выделенной фракции получают: газолин (от 400 до 700 С), бензин (от 700 до 1200 С) — авиационный, автомобильный и т. д.

2. Лигроиновая фракция, собираемая в пределах от 1500 до 2500 С, содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30. Лигроин применяется как горючее для тракторов.

3. Керосиновая фракция включает углеводороды от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения от 1800 до 3000С. керосин после очистки используется в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет.

5. Мазут — остаток от перегонки. Содержит углеводороды с большим числом атомов углерода (до многих десятков) в молекуле. Мазут также разделяют на фракции:

B) Смазочные масла (авиатракторные, авиационные, индустриальные и др.),

Даже отходы переработки нефти имеют практическую ценность. Из отходов перегонки нефти производится кокс. Его используют в производстве электродов и в металлургии. А сера, которую извлекают из нефти в процессе переработки, идет на производство серной кислоты.

Целью настоящей работы является: изучение важнейших химических процессов переработки нефтяного сырья.

Нефть (греч. нбциб, или через тур. neft, от персидск. нефт;) — природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. По цвету нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть; имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых.

В составе нефти выделяют углеводородную, асфальтосмолистую и зольную составные части, а также порфирины и серу. Углеводороды, содержащиеся в нефти, подразделяют на три основные группы: метановые, нафтеновые и ароматические. Метановые (парафиновые) Углеводороды химически наиболее устойчивы, а ароматические — наименее устойчивы (в них минимальное содержание водорода).

— Метановые углеводороды представлены в нефти как нормальными, так и разветвленными структурами, причем относительное содержание обеих форм зависит от типа нефти. Соотношение содержания разветвленных парафиновых углеводородов и углеводородов нормального строения в различных фракциях различно. Изо-парафины в нефтях представлены слаборазветвленными структурами, особенно в высших фракциях.

— Нафтеновые углеводороды. Предельные углеводороды, в которых углеродные атомы образуют кольца, известны под названием циклоалканов или нафтеновых углеводородов. В нефти преобладают кольца, содержащие по пяти или шести углеродных атомов в кольце. В области соединений более высоких молекулярных весов могут быть углеводороды, содержащие два или несколько колец в молекуле; эти кольца могут быть либо самостоятельными, либо связанными в структуры одними и теми же атомами.

— Углеводороды ароматические — органические соединения, состоящие из углерода и водорода и содержащие бензольные ядра — группировки из 6 атомов углерода. Простейший и самый важный представитель ароматического углеводорода — бензол. Основным источником получения ароматических углеводородов служат продукты коксования каменного угля. Ароматические углеводороды представляют собой исходные продукты для получения кетонов, альдегидов и кислот ароматического ряда, а также многих других веществ.

Углеводный состав нефтей — является наиболее важным показателем их качества, определяющим выбор метода переработки, ассортимент и эксплуатационные свойства получаемых нефтепродуктовтов. В исходных нефтях содержатся в различных соотношениях все классы углеводов, кроме алкенов: алканы, цикланы, арены, а также гетероатомные соединения.

Алканы (СnН2n+2) — парафиновые углеводы — составляют значительную часть групповых компонентов нефтей, газо конденсатов и природных газов. Общее содержание их в нефтях составляет 25−75% маc. И только в некоторых парафинистых нефтях типа Мангышлакской достигает 40−50%. С повышением молярной фракций нефти содержание в них алканов уменьшается.

Циклоалканы (ц. СnН2n) — нафтеновые углеводы — входят в состав всех фракций нефтей, кроме газов. В среднем в нефтях различных типов они содержатся от 25 до 80% мас.

Цикланы являются наиболее высококачественной составной частью моторного топлива и смазочных масел. Моноциклические цикланы придают моторному топливу высокие эксплуатационные свойства, являются более качественным сырьем в процессах каталитического реформинга. В составе смазочных масел они обеспечивают малое изменение вязкости от температуры (т. Е. высокий индекс). При одинаковом числе углеродных атомов цикланы по сравнению с алканами характеризуются большей плотностью и, что особенно важно, меньшей температурой застывания.

Арены (ароматические углеводороды) с эмпирической формулой СnНn+2−2Ка (где Ка — число ареновых колец) — содержатся в нефтях обычно в меньшем количестве (15−50%), чем алканы и цикланы, и представлены гомологами бензола в бензиновых фракциях. Распределение их по фракцмям различно и зависит от степени ароматизированности нефти, выражающейся в ее плотность. В легких нефтях содержание аренов с повышением температуры кипения фракции, как правило, снижается. Нефти средней плотности цикланового типа характеризуются почти равномерным распределением аренов по фракциям. В тяжелых нефтях содержание их резко возрастает с повышением температуры кипения фракций.

Как известно, нефть — сложная многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химичского строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов.

По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Эти различия обусловливаются:

3) термобарическими условиями в пласте, глубиной залегания пласта;

В отличие от твердых горючих ископаемых нефть легко поддается разделению на фракции по их температурам кипения.

Под фракционным составом нефти понимают количественное содержание в ней веществ, выкипающих в определенных температурных границах. В результате прямой перегонки при атмосферном давлении из нефти выделяются следующие светлые фракции:

Количество и соотношение фракций, содержащихся в разных сортах сырой нефти, различно. Как правило, содержание светлых фракций достигает 30−50% (масс.), хотя известны легкие светлые нефти, состоящие, в основном, из бензино-керосиновых фракций. Как следует из приведенных температурных интервалов выкипания, фракции перекрываются по температурам кипения и по входящим в них углеводородным компонентам.

Это означает, что знание фракционного состава нефти недостаточно для ее характеристики и установления классов, входящих в нее компонентов и, соответственно, перспектив переработки. Для решения этой задачи изучают структурно-групповой состав нефти. Под групповым составом понимают результаты анализа по классам углеводородов: при этом определяют содержание аренов, циклоалканов и алканов. Структурно-групповой анализ — это выражение состава гибридных углеводородов, входящих в средние и тяжелые фракции, по содержанию структурных групп среднестатистической молекулы образца. Для расчета структурно-группового состава используют эмпирические формулы взаимосвязей между распределением углерода в различных структурных фрагментах молекулы для углеводородов или их смесей.

Химическая классификация — за ее основу принято преимущественно содержание в нефти одного или нескольких классов углеводов. Различают 6 типов нефти: парафиновые, парафино-циклановые, циклановые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и ароматические. В парафиновой нефти все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые — не менее 50%, а масляные — 20% и более. Количество асфальтенов и смол исключительно мало.

В парафино-циклановой нефти и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и САВ мало. К ним относят большинство нефтей Урало-Поволжья и Западной Сибири. Для циклановой нефти характерно высокое (до 60% и более) содержание циклоалканов во всех фракциях. Они содержат количество твердых парафинов, смол и асфальтенов. К циклановым относят нефти, добываемые в Баку (балаханская и сураханская) и на Эмбе (доссорская и макатская) и др.

В парафино-нафтено-ароматических нефтях содержатся примерно в равных количествах углеводы всех трех классов, твердых парафинов не более 1,5%. Количество смол и асфальтенов достигает 10%. Нафтено-ароматические нефти характеризуются преобладающим содержанием цикланов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Ароматические нефти характеризуются преобладанием аренов во всех фракциях и высокой плотностью. К ним относят прорвинскую в Казахстане и бугурусланскую в Татарстане.

3 класса (I-III) по содержанию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые), а также в бензине (начало кипения — 180 °С), в реактивном топливе (120−240 °С) и дизельном топливе (240−350 °С)

* 3 типа по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350 °C (T1-T3);

* 4 подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И1-И4);

Технологические процессы нефтеперерабатывающего завода принято классифицировать на следующие две группы: физические и химические.

Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие. Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на типы:

* Гравитационные (электрообессоливающая утановка), ректификационные (атмосферная трубчатка (перегонка);

* Атмосферно-вакуумная трубчатка, газофракционирующая установка и др.);

* Экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация кристаллизацией);

* Абсорбционные (абсорбционно-газофракционирующая установка, очистка от H2S, CO2).

В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путем химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных нефтеперерабатывающих заводах, по способу активации химические реакции подразделяют на:

* Термические (термолитические) — термодеструктивные и термоокислительные;

* Каталитические — гетеролитические, гомолитические и гидрокаталитические.

В термодеструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др.

Целью переработки нефти является производство нефтепродуктов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и т. д. ) и сырья для последующей химической переработки. Существуют первичная и вторичная переработки нефти. Первичными являются процессы разделения нефти на фракции перегонкой, вторичные процессы — это деструктивная (химическая) переработка нефти и очистка нефтепродуктов.

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

Первичные процессы переработки нефти заключаются в разделении ее на отдельные фракции (дистилляты), каждая из которых представляет смесь углеводородов. Первичная переработка является физическим процессом и не затрагивает химической природы и строения содержащихся в нефти соединений.

На сегодняшний день, известен тот факт, что первичная переработка нефти ежегодно снижается, как и добыча нефти.

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

Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д.

Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.

Все химические процессы переработки нефти различны, сначала можно рассмотреть Риформинг и гидроочистку нефти:

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.

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.

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.

Если Риформинг это процесс предполагающий кипение, то с, следует рассмотреть такой отличный от него процесс переработки нефти как гидроочистка:

Гидроочистка осуществляется действием водорода на прямогонные нефтяные фракции и вторичные продукты их термокаталитической переработки в присутствии катализатора. Применяется с целью получения малосернистых бензинов, реактивных, дизельных и печных топлив, а также подготовки сырья для каталитического крекинга и риформинга, гидрокрекинга. Основные реакции, происходящие при гидроочистке: гидрогенолиз связей углерод — гетероатом с практически полным превращение серо-, азот – и кислородсодержащих органических соединений в предельные углеводороды с одновременным образованием легко удаляемых H2S, NH3 и водяных паров; гидрирование непредельных углеводородов. При гидроочистке происходит также разрушение металлоорганических соединений.

Гидроочистку проводят при 250−415 °С, 1−10 МПа, объемной скорости подачи сырья 1−15 ч-1, соотношении водородсодержащий газ: сырье, равном (50−1000):1. Катализаторы обычно алюмокобальтмолибденовый (9−15% МоО3, 2−4% СоО) или алюмоникельмолибденовый (до 12% NiO, до 4% СоО), носитель-А12О3, иногда с добавками цеолитов, алюмосиликатов и др. Содержание водорода в водородсодержащем газе до 90% по объему, расход водорода 0,1−1,0% от массы сырья. Выход жидких продуктов обычно достигает 96−99%, суммарный выход углеводородных газов, бензина, H2S, NH3 ипаров Н2О — 1−4%.

Принципиальная технологическая схема гидроочистки: смешение сырья с водородсодержащим газом и предварит. подогрев смеси в теплообменнике; нагрев смеси в трубчатой печи; собственно гидроочистка в одно – или многосекционном реакторе — стальном цилиндрическом аппарате (поскольку процесс экзотермичный, в различные зоны реактора вводят холодный водородсодержащий газ); охлаждение полученного гидрогенизата; отделение его от водородсодержащего, а затем от углеводородных газов соотв. в сепараторах высокого и низкого давления с послед. ректификацией на целевые продукты; очистка газов от H2S, NH3 и водяных паров. В зависимости от назначения процесса и состава сырья схемы установок гидроочистки могут несколько различаться. Так, для облагораживания бензинов, содержащих значит. кол-во непредельных углеводородов, применяют т. наз. селективную гидроочистку, при к-рой в сравнительно мягких условиях (250−325 °С) гидрированию подвергаются главным образом диены.

В результате гидроочистки может быть снижено содержание (% по массе): серы в бензинах — с 0,03−0,6 до 10−5, в дизельных топливах с 0,6−2,5 до 0,01−0,2, в вакуумных газойлях с 1,5−3,5 до 0,15−0,4; азота в бензинах с 0,01−0,03 до 10−4, в вакуумных газойлях с 0,05−0,2 до 0,02−0,15; непредельных углеводородов в бензинах с 3−120 до 0,2−0,5, в дизельных топливах с 3−100 до 0,5−6,0; металлов (Ni + V) в вакуумных газойлях с 5*10−5-3*10−4 до 2*10−5-5*10−5. Кроме того, в нефтяных фракциях уменьшается содержание смолистых в-в, улучшаются их запах и цвет, повышается устойчивость к окислению.

Рассмотрев два совершенно разных способа переработки нефти, следует рассмотреть и другие, такие как каталитический крекинг и гидрокрекинг нефти. Эти процессы являются процессами глубокой очистки нефти.

При каталитическом крекинге протекают реакции расщепления, алкилирования, изомеризации, ароматизации, полимеризации, гидрогенизации и деалкилирования. Некоторые из них являются первичными, но большинство — вторичными.

Механизм каталитического крекинга — карбоний-ионный. Согласно этому механизму, часть молекул парафинов подвергается термическому расщеплению, а образующиеся олефины присоединяют протоны, находящиеся на катализаторе, и превращаются в карбоний-ионы. Карбоний-ионы являются агентами распространения цепной реакции. В результате целого ряда превращений образуются парафиновые углеводороды меньшего молекулярного веса, чем исходные, и новые большие карбоний-ионы,

Которые затем расщепляются. Реакции дегидрогенизации при крекинге высокомолекулярных парафинов играют незначительную роль. Однако процесс дегидрогенизации низкомолекулярных парафинов, особенно газообразных, имеет практическое значение для превращения малоценных газообразных продуктов в ценные — олефины.

Крекинг сложных углеводородов может затрагивать какую-либо часть молекулы независимо от других ее частей. Например, длинные парафиновые цепи нафтеновых и ароматических углеводородов расщепляются так же, как если бы они были парафиновыми углеводородами с тем же числом атомов углерода в молекуле. Кольца нафтеновых или ароматических углеводородов не изменяются в том процессе деалкилирования или расщепления парафиновых боковых цепей. Дегидрогенизация нафтеновых колец обычно происходит после частичного деалкилирования.

Термический крекинг проводят при высокой температуре, обычно 450−600°С, и повышенном давлении 2- 7 МПа. Впервые в России процесс термического крекинга разработал русский инженер В. Г. Шухов в 1891 году. Его научные идеи были осуществлены на производстве значительно позднее, в XX веке. Именно процесс термического крекинга позволил увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки. Это происходит за счет разложения тяжелых фракций нефти во время кипения под высокими температурами. Благодаря этому образуется более широкий спектр продуктов по сравнению с составом сырой первоначальной нефти.

Гидрокрекинг — один из видов крекинга, переработка высоко кипящих нефтяных фракций, мазута, вакуумного газойля или деасфальтизата для получения бензина, дизельного и реактивного топлива, смазочных масел, сырья для каталитического крекинга и др. Проводят под действием водорода при 330−450 °С и давлении 5−30 МПа в присутствии никель–молибденовых катализаторов.

1. Гидроочистка — из сырья удаляются сера-азотсодержащие соединений;

В зависимости от степени превращения сырья различают легкий (мягкий) и жесткий гидрокрекинг.

Легкий гидрокрекинг — процесс, проходящий при давлении 5 МПа и температуре 380−400°С и избытке водорода в одном реакторе (стадии), который направлен на получение дизельного топлива и сырья каталитического крекинга.

Жесткий гидрокрекинг — процесс, проходящий при давлении 10 МПа и температуре 380−400°С и избытке водорода в нескольких реакторах (стадиях), который направлен на получение дизельного топлива, керосиновых и бензиновых фракций.

Гидрокрекинг — один из самых опасных процессов нефтепереработки, при выходе температурного режима из-под контроля, происходит резкий рост температуры, приводящий к взрыву реакторного блока.

Далее следует рассмотреть процессы переработки нефти, которые предполагают разложение тяжёлых фракции и углеводородов входящих в состав нефти. Первым рассмотрим процесс при котором из тяжёлых фракций нефти получаю нефтяной кокс, т. е. Коксование:

Назначение процесса — квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов.

В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.

Существуют различные технологические решения для данного процесса. На российских НПЗ используются установки замедленного коксования.

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

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

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

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

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

Изомеризация переработка нефти. Процесс получения изоуглевородов (изопентан, изогексан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изопрен из изопентана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Процесс алкилирования направлен на получения высокооктановых компонентов автомобильного бензина из непредельных углеводородных газов.

Механизм реакции алкилирования довольно сложен. В процессе алкилирования изобутан вступает в реакцию с лёгкими олефинами в присутствии катализатора — серной кислоты с образованием карбокатиона. Основная стадия реакции заключается в протонировании лёгкого олефина. При алкилировании олефинов из карбокатиона С4 образуется карбокатион С8. За счет гидридного переноса от другой молекулы изобутана образуется парафиновый продукт С8 и ещё один карбокатион С4, который обеспечивает дальнейший ход реакции. Так как помимо основной реакции, проходит множество побочных, то образуется целый «букет» углеводородов разного строения. Наиболее желательным является триметилпентан с высоким октановым числом.

Для получения хорошего качества товарного алкилата особую важность имеет высокое соотношение «изобутан/олефины», оптимальная продолжительность контакта, температура, и соотношение «катализатор/олефины».

Реакция алкилирования протекает с выделением тепла. Поэтому в составе установки есть секция охлаждения, предназначенная для получения циркулирующего хладоагента — изобутана, путем компремирования его на компрессоре и подачи его в реакционную зону.

В изобутановой и бутан-бутиленовой фракциях приходящих на установку, содержится небольшое количество пропана и бутана. Так как эти алканы не участвуют в реакции, то для исключения их накопления в системе имеются ректификационные колонны.

Получаемый алкилат имеет высокие октановые характеристики, низкую упругость паров и не содержит олефиновых и ароматических углеводородов.

Алкилат является идеальным компонентом для приготовления высокооктановых бензинов, благодаря своему высокому октановому числу, низкому давлению насыщенных паров, низкому содержанию серы и уникальным свойствам не окисляться кислородом воздуха (т. е. высоким индукционным периодом). В связи с тем, что в настоящее время усиливаются экологические требования к моторным топливам, возросло значение алкилата, как высококачественного компонента смешения.

Замены растворителя — получаемый эффект. Экстракция ароматики – переработка нефти. Селективная очистка нефти. Селективная очистка — процесс переработки нефтяного сырья, направленный на улучшение качества масляных фракций. Основан на экстракции сырья избирательным растворителем с последующей отгонкой растворителя из рафинатного и экстрактного растворов.

Технология переработки нефти и газа, производство ароматических углеводородов.

Традиционным сырьем для получения индивидуальных ароматических угле-водородов (бензол, толуол, параксилол, метаксилол, ортоксилол и этилбен-зол) является катализат процесса риформинга (риформат). Обычно для полу-чения бензола и толуола риформингу подвергается узкая бензиновая фрак-ция, выкипающая в пределах 70−105оС, а при производстве ксилолов и этил-бензола — 105−140оС.

При этом в состав установки риформинга, как правило, входят специальные блоки: догидриро вания продуктов (с целью удалени я алкенов) и экстракции ароматических углеводородов.

Технологические процессы нефтеперерабатывающего завода принято классифицировать на следующие две группы: физические и химические.

Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление (извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсата и газов нежелательных компонентов (полициклических аренов, асфальтенов, тугоплавких парафинов), неуглеводных соединений.

Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на типы:

* Гравитационные (электрообессоливающая утановка), ректификационные (атмосферная трубчатка (перегонка);

* Атмосферно-вакуумная трубчатка, газофракционирующая установка и др.);

* Экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация кристаллизацией);

* Абсорбционные (абсорбционно-газофракционирующая установка, очистка от H2S, CO2).

В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путем химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных нефтеперерабатывающих заводах, по способу активации химические реакции подразделяют на:

* Термические (термолитические) — термодеструктивные и термоокислительные;

* Каталитические — гетеролитические, гомолитические и гидрокаталитические.

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 большое колличество синтетических продуктов и материалов — пластмассы, каучуки, шину и др.

Нефть останется в ближайшем будущем основой обеспечения энергией народного хозяйства и сырьем нефтехимической промышленности. Здесь будет многое зависеть от успехов в области поисков, разведки и разработки месторождений. Но ресурсы нефти в природе ограничены. Бурное наращивание в течение последних десятилетий их добычи привело к относительному истощению наиболее крупных и благоприятно расположенных месторождений.

1. – Вержичинская С. В., Дигуров Н. Г. , Синицин С. А. «Химия и технология нефти и газа.» Учебное пособие. — М.: ФОРУМ: ИНФРА-М, 2007. — 400 с

2. — Дерябина Г. И. , Нечаева О. Н. , Потапова И. А. «Практикум по органической химии. Часть II. Реакции органических соединений» 2007 г.

3. — Суханов В. П. , «Каталитические процессы в нефтепереработке», 3 изд., М., 1979 г.

4. — «Технология переработки нефти.» В 2-х частях. Часть первая. /Под ред. О. Ф. Глаголевой и В. М. Капустина. — М.: Химия, КолосС, 2007. — 400 с.

5. — Наметкин С. С. «Химия нефти» 2-е изд., испр. и доп. ГОНТИ. М. – Л. 1939. 797 с.

6. — Магарил Р. 1, «Теоретические основы химических процессов переработки нефти», М., 1976

7. — Пархоменко В. Е. «Технология переработки нефти и газа», Москва-Ленинград: Гостоптехиздат, 1953. — 460 с.

8. — Ахметов С. А. «Технологии глубокой переработки нефти и газа», Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002. — 672 с.

Http://referat. bookap. info/work/103004/Vazhnejshie-ximicheskie-processy-pererabotki

Использование: в нефтехимии, в частности в нефтепереработке. Сущность изобретения: способ предусматривает каталитическую конверсию нефти в реакторе с циркуляцией гранулированного катализатора, осуществляемой напором предварительно нагретого исходного сырья, подаваемого совместно с катализатором с низа реактора. Катализатор далее регенерируют, отделяют от потока газообразных и жидких продуктов конверсии. Жидкие продукты дополнительно подвергают каталитической конверсии, по крайней мере, в двух реакторах с циркуляцией в последних гранулированного катализатора напором предварительно нагретого потока жидких продуктов конверсии, выходящего из предыдущего реактора и подаваемого совместно с катализатором с низа реактора. 1 ил. 1 табл.

Изобретение относится к нефтехимической технологии и касается способа химической переработки нефти и нефтяного сырья на основе каталитической конверсии в моторные топлива и химические продукты.

Известны способы переработки нефти (в дальнейшем “традиционные способы”), предусматривающие две основные стадии:

1 предварительное разделение обессоленной сырой нефти на прямогонные фракции (например, бензиновую, керосиновую, дизельную, мазутную), каждая из которых является исходным сырьем (в дальнейшем “полупродукт”) для получения готовых продуктов (моторных топлив или химических продуктов);

2 дальнейшая переработка полупродуктов в готовые продукты на основе многоступенчатой технологии [1]

Общим недостатком традиционных способов является то, что и первая, и вторая ступени переработки требуют использования большого количества аппаратов, значительных материальных и энергетических затрат, производственных площадей, коммуникаций, транспортных средств, обслуживающего персонала.

Переработка полупродуктов в готовые продукты предусматривает создание самостоятельных производств (предприятий), например:

По получению автомобильного бензина и керосина из легких жидких прямогонных фракций;

Известен способ переработки нефти [2] который частично упрощает процесс переработки в сравнении с традиционными способами. Суть его заключается в том, что нефть подвергается глубокой каталитической конверсии (без образования мазута) в специальном устройстве (реакторе) в присутствии специального катализатора без предварительного разделения ее на фракции.

Однако этот способ не исключает применение традиционных технологий для доведения полупродуктов до готовых продуктов заданного состава. Кроме того, не исключает образование дополнительных побочных продуктов (отходов).

Задачей предлагаемого способа является превратить нефть в готовые продукты заданного состава без дополнительной многоступенчатой переработки компонентов смеси полупродуктов, а также увеличить выход этих продуктов за счет сокращения отходов и потерь переработки.

В известном способе переработки нефти путем ее каталитической конверсии в реакторе с циркуляцией в нем гранулированного катализатора, осуществляемой напором предварительно нагретого исходного сырья, подаваемого совместно с катализатором снизу реактора, регенерации катализатора и отделения его от потока газообразных и потока жидких продуктов конверсии, новым является то, что поток жидких продуктов конверсии дополнительно подвергают каталитической конверсии, по крайней мере, в двух последовательно установленных реакторах с циркуляцией в последних гранулированного катализатора напором предварительно нагретого потока жидких продуктов конверсии, выходящего из предыдущего реактора и подаваемого совместно с катализатором снизу реактора.

Переработка нефти по предлагаемому способу осуществляется следующим образом. Нефть или иное нефтяное сырье 1 подают в первую печь 2 (П-1), где нагревают до 200-400 о С, после чего нагретая нефть (сырье) поступает в первый реактор 3 (Р-1), где осуществляют процессы конверсии в присутствии первого катализатора К-1, циркулирующего в этом реакторе. Применен катализатор на основе окислов железа, алюминия и кремния. Подъем катализатора осуществляют по центральной части реактора (трубе) за счет упругости (кинетической энергии) нагретого и частично испаренного сырья (нефти). Смесь продуктов превращения (конверсии) исходной нефти (сырья), по крайней мере, двумя потоками (4 и 5) поступает в холодильник 6 и сепаратор (разделительное устройство) 7. Из этого устройства выводят жидкий катализат 8 и легкие (газообразные) продукты 9. Катализат 8 поступает во вторую печь 10 (П-2), где его нагревают до 500-700 о С, затем он поступает в нижнюю часть (питатель) второго реактора 11 (Р-2). В этом реакторе пары катализата увлекают второй катализатор (К-2) и поднимаются вместе с ним по центральной (транспортной) трубе 12 реактора в верхнюю его часть (сепаратор) 13, где осуществляют разделение паров и второго катализатора (К-2), который опускается по реакционной камере 14 реактора, выполненной в виде кольцевого пространства, образуемого центральной (подъемной) трубой 12 и корпусом 15 второго реактора (Р-2). Продукты вторичной конверсии тяжелого катализата, по крайней мере, двумя потоками 16 и 17 выводят из реактора в холодильное устройство 18 и далее в сепаратор 19. Из сепаратора выводят продукты двумя потоками, т. е. газообразный 9 и средний жидкий катализат 20, который поступает далее в третью печь 21 (П-3). Нагретый до 200-500 о С средний катализат поступает в питатель 22 третьего реактора (Р-3), увлекая за собою третий катализатор (К-3) в сепаратор 23, аналогично подъему катализатора сырьем в первом и втором реакторах (Р-1 и Р-2). Из третьего реактора (Р-3) продукты катализа, по крайней мере, двумя потоками 24 и 25 поступают в холодильник 26, а далее в сепаратор 27. Из этого сепаратора выводят газообразные продукты 9 и легкие жидкие продукты 28. Средние жидкие продукты 29 выводят из холодильника 26. Часть жидких продуктов при необходимости может быть выведена из верхней части реактора (поток 30). Таким образом, из трех реакторов (Р-1,Р-2,Р-3) выводят очищенные продуктовые смеси (потоки: газообразный 9, легкий (жидкий) 28, средний и тяжелый 29). Продукты в потоках 9,28,29 не требуют дополнительной каталитической переработки и тонкой химической очистки.

При контакте нефти с нагретым катализатором осуществляются процессы дополнительного нагрева нефти за счет соответствующего окисления гранул катализатора. Одновременно осуществляется испарение нефти и абсорбция неиспарившейся жидкости. Такой процесс разделения исходного сырья на пары и жидкости происходит на всем протяжении подъема катализатора в реакторе от питателя (внизу) до сепаратора в верхней его части. Одновременно частично изменяется и химический состав нефти, т. е. паров и тяжелых (неиспарившихся) ее фракций. Изменяются и свойства катализатора.

В сепараторе процесс разделения завершается. Тяжелая часть остается в порах катализатора и вместе с ним проходит через кольцевую камеру реактора, где завершается процесс конверсии нефти, т. е. глубокий катализ тяжелой ее части (сорбированной катализатором). Образуются два потока полупродуктов, которые подвергаются самостоятельной конверсии, по крайней мере, в двух реакторах, действующих аналогично первому. Однако транспортирующим агентом (носителем) катализаторов в этих двух реакторах являются полупродукты первичного катализа (конверсии) нефти, выходящие из первого реактора. Катализаторы во всех трех или большего числа реакторах обладают высокой разделительной способностью. Поэтому, регулируя температуру потоков внутри центральной (подъемной) части реакторов, можно изменять соотношение между парами и сорбированной в порах гранул катализатора жидкостью. В каждом реакторе можно отбирать потоки парообразных полупродуктов не только из сепаратора, но и на любой высоте центральной трубы, т. е. между питателем и сепаратором. Количество реакторов и отбираемых в каждом из них потоков определяется числом желаемых (производимых) конечных продуктов, а также их соотношением, т. е. желаемым ассортиментом конечных продуктов. Качество получаемых продуктов определяется качеством катализаторов и температурами в реакторах. При этом следует иметь в виду, что катализатор, поднимающийся по центральной (транспортной) трубе реактора в совокупности с этой трубой обладают высокой разделительной способностью углеводородных смесей и дополнительной ректификации не требуется.

Таким образом, по предлагаемому техническому решению путем изменения числа реакторов и качества катализаторов можно непосредственно из нефти получить товарные (конечные) продукты в нужном ассортименте и качестве без предварительного разделения не только нефти, но и полупродуктов, получаемых из нее по традиционной технологии.

В таблице приведены результаты опытной проверки предлагаемого способа.

На чертеже обозначено ОК подача окислителя (регенерирующего агента) для регенерации катализатора.

Технологический режим проведения процессов каталитического превращения исходного сырья (т. е. нефти) может изменяться в широком диапазоне определяющих параметров, т. е. температуры и давления без изменения оборудования.

Например, при конъюнктуре рынка, диктующей повышенный выход моторных топлив, температура нефти после смешивания с катализатором в питателе реактора не должна быть ниже 350-400 о С. При глубоком превращении нефти в химические продукты эта температура должна снижаться против указанной на 100-150 о С. Давление в реакторах и связанных с ними коммуникациях определяется гидродинамическим сопротивлением аппаратов и коммуникаций. Однако оно определяется расчетом не выше давления при разделении нефти по традиционной технологии. Во всех случаях температура и гидродинамический режим зависят от конъюнктуры рынка, качества сырья, применяемого катализатора в реакторах и поддаются регулированию. Химический состав катализатора может изменяться в зависимости от желаемого соотношения химических продуктов и моторных топлив. Например, при получении моторных топлив в количестве 50-60% от массы нефти, а химических продуктов соответственно 50-40% температура в кольцевой камере реактора в зоне катализатора в пределах 550-650 о С. Необходимо иметь в виду, что катализатор изменяет химический состав и селективность, т. е. каталитические свойства, в процессе движения в реакторе. Свойства катализатора зависят от режима его изготовления, регенерации, соотношения между его массой и массой конвертируемого сырья.

Технико-экономический эффект от применения изобретения заключается в увеличении выхода чистых продуктов и значительном упрощении технологии переработки нефти. Изобретение является универсальным способом конверсии нефти любого качества в любые коммерческие желаемые моторные топлива и химические продукты. При этом достигаются следующие результаты без какой-либо переделки устройств, в которых реализуется способ независимо от свойств и качеств исходного сырья:

Автоматическое регулирование соотношения между жидкими и газообразными продуктами, выходящими из первого реактора, достигаемое путем регулирования температуры предварительного нагрева исходного сырья (нефти) и температуры катализатора, покидающего зону регенерации и соотношения между массами нефти и катализатора;

Автоматическое регулирование соотношения и качества жидких продуктов, выходящих из реакторов, в которые поступают потоки смесей из предыдущих (по ходу движения) реакторов. Достигается это путем регулирования температуры в них, изменением качества катализаторов и соотношения их масс и массы жидких потоков, выходящих из предыдущих реакторов;

Число и качество конечных продуктов, выходящих из каждых последовательно установленных реакторов, регулируются автоматически в зависимости от задаваемой температуры в низу, середине и в верху реакторов и качества циркулируемых в них катализаторов. При этом могут быть использованы как известные катализаторы, так и предусматриваемые специальной патентной заявкой;

Существенно сокращаются (в несколько раз против традиционной технологии переработки нефти) следующие затраты на производство готовых (товарных) моторных топлив и химических продуктов;

Удельный расход исходной нефти на единицу получаемых высокорентабельных товарных продуктов в 2,0-2,5 раза;

Площадь застройки территории производства на получение адекватных (по качеству и количеству) товарных продуктов в 2,5-3,0 раза;

Затраты металлов на изготовление аппаратов и систем транспортирования и хранения сырья, полупродуктов и товарных продуктов сокращаются во много раз (но не менее чем в 3,0-4,0 раза для заводов средней мощности);

Фундаментально улучшается экологическая обстановка в регионах базирования систем предлагаемого технического решения. Достигается это преимущество (в сопоставлении с традиционной технологией переработки нефти) за счет сокращения операции и герметизации процессов на всех стадиях превращения нефти в конечные (товарные) продукты без их многократной перегрузки, неизбежной между аппаратами и при транспортировании полупродуктов на значительные расстояния;

Производственные процессы реализуются без многоступенчатого образования низкокачественных отходов и непроизводительных перегрузок полупродуктов, а также без необходимости использования малоценных отходов;

Предлагаемое техническое решение реализуется с минимальными затратами материальных, финансовых и людских средств на любом из существующих предприятий нефтехимического и нефтеперерабатывающего профиля. При этом часть оборудования может быть использована без замены его новым. Значительная же часть существующего оборудования может быть использована на других предприятиях.

СПОСОБ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ путем каталитической конверсии в реакторе с циркуляцией в нем гранулированного катализатора, осуществляемой напором предварительно нагретого исходного сырья, подаваемого совместно с катализатором с низа реактора, регенерацией катализатора и отделением его от потока газообразных и потока жидких продуктов конверсии, отличающийся тем, что поток жидких продуктов конверсии дополнительно подвергают каталитической конверсии по крайней мере в двух последовательно установленных реакторах с циркуляцией в последних гранулированного катализатора напором предварительно нагретого потока жидких продуктов конверсии, выходящего из предыдущего реактора и подаваемого совместно с катализатором с низа реактора.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Http://bankpatentov. ru/node/282954

В статье рассмотрен вопрос переработки и облагораживания тяжелых нефтей. Рассмотрен процесс переработки тяжелого нефтяного сырья HOUP компании Red Mountain Energy, который является передовой технологией, отвечающей мировым потребностям в простом, но эффективном способе облагораживания тяжелого нефтяного сырья с понижением плотности до значений, близких к обычной нефти. Также в статье приведено сравнение процесса замедленного коксования и процесса переработки тяжелой нефти от Red Mountain.

Ключевые слова: тяжелая нефть, облагораживание, термический крекинг, водяной пар.

В статье рассмотрен вопрос переработки и облагораживания тяжелых нефтей. Рассмотрен процесс переработки тяжелого нефтяного сырья HOUP компании Red Mountain Energy, который является передовой технологией, отвечающей мировым потребностям в простом, но эффективном способе облагораживания тяжелого нефтяного сырья с понижением плотности до значений, близких к обычной нефти. Также в статье приведено сравнение процесса замедленного коксования и процесса переработки тяжелой нефти от Red Mountain.

The article considers the question of heavy oil processing and refinement. The article reviews the process of heavy oil refinement named HOUP of Red Mountain Energy, which is an advanced technology that meets the world's needs in a simple and effective way of heavy oil feedstock refinement with a decrease in density to values close to those of conventional oil. Also the article compares the delayed coking process and the Red Mountain heavy oil refinement process.

В настоящее время общей тенденцией нефтяной отрасли является уменьшение разведанных запасов лёгкой нефти, практически весь прирост запасов происходит за счет тяжелой вязкой сернистой нефти. Запасы нефти, удобные для добычи и переработки, истощаются ускоренными темпами. В то же время, по данным экспертов, мировые запасы тяжелой нефти составляют более 810 миллиардов тонн. Геологические запасы высоковязкой и тяжелой нефти в России достигают 6-7 миллиардов тонн, однако их применение и извлечение требует использования специальных дорогостоящих технологий.

Таким образом, в недалекой перспективе придется перерабатывать исключительно тяжелую нефть. Но переработка тяжелой нефти весьма затруднительна, энергоёмка и, как следствие, низкорентабельна или убыточна. Для обеспечения приемлемой глубины переработки такой нефти с помощью известных технологий требуются большие капиталовложения, высокие процентные нормы эксплуатационных затрат и оборотных средств [1,2]. Кроме того, в последнее время усиливается тенденция переработки в бензин и дизельное топливо продуктов растительного происхождения. Это принципиально неверная позиция, которая может привести к серьезным социальным и экологическим последствиям в масштабах всей планеты. Гораздо перспективнее приложить усилия к увеличению (в перспективе практически до 100% без учета потерь и неорганических примесей) глубины переработки классического сырья для этих целей – нефти и нефтяных остатков [3].

Наиболее крупными запасами тяжёлой и битуминозной нефти располагает Канада и Венесуэла, а также Мексика, США, Кувейт, Китай. Россия также обладает значительными ресурсами трудноизвлекае-мых запасов (ТИЗ), и их объём составляет около 55 % от общих запасов российской нефти. Российские месторождения высоковязкой нефти (ВВН) расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. Наиболее крупные из них: Ван-Еганское, Се-веро-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихин-ское и другие, при этом более 2/3 всех запасов высоковязкой нефти находятся на глубинах до 2000 м. Добыча ТИЗ нефти, транспортировка её к пунктам сбора

И подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов – одна из актуальных задач нефтедобывающей промышленности [4].

Процесс переработки тяжелого нефтяного сырья HOUP (от английского Heavy Oil UPgrading) компании Red Mountain Energy является передовой технологией, отвечающей мировым потребностям в простом, но эффективном способе облагораживания тяжелого нефтяного сырья с понижением плотности до значений, близких к обычной нефти.

Применение этой технологии позволяет решить задачу транспортировки и последующей переработки тяжелой нефти путем преобразования ее в легко транспортируемую и пригодную для переработки на нефтеперерабатывающем заводе синтетическую нефть, обладающую более низкими значениями вязкости. Технология компании Red Mountain Energy, использующая только водяной пар и не требующая катализатора или водорода, особенно хорошо подходит производителям тяжелого нефтяного сырья как для решения задачи доставки продукции на рынок, так и обеспечения более быстрой окупаемости инвестиций.

Технология HOUP является гибкой и имеет множество областей применения. Она может быть использована для облагораживания тяжёлой нефти и природного битума в промысловых условиях на месторождениях, переработки тяжёлых нефтяных остатков с целью увеличения производительности существующих нефтеперерабатывающих заводов и повышения ценности различных побочных продуктов переработки нефти.

И хотя мировые резервы тяжелой нефти превышают резервы обычной, добыча тяжелой нефти составляет менее 12 % от общей добычи нефти. Причина – до сих пор не существовало эффективного процесса переработки тяжелой нефти. В этом отношении предлагаемые технологии Red Mountain весьма актуальны для рынка.

Тяжелая нефть – это разновидность сырой нефти битуминозного и вязкого типа, обладающей плотностью 0,917-1,022 г/см3 и характеризующейся наличием в ее составе очень крупных молекул, состоящих, содержащих серу и металлы. Тяжелую

Нефть в ее природном состоянии невозможно выкачивать обычными методами. В большинстве случаев для того, чтобы обеспечить течение горючей жидкости подобного типа по трубопроводу или поступление ее в скважину, необходимо провести ее предварительное растворение или нагревание.

В 1987 году на XII Нефтяном мировом конгрессе в городе Хьюстоне рекомендована общая схема классификации нефтей и природных битумов:

В мире существуют огромные запасы тяжелой нефти. Ежегодно разведывается больше месторождений тяжелой нефти, чем месторождений обычных нефтей. Общие мировые запасы нефти оцениваются в 12,8 триллионов баррелей. Приблизительно 3 триллиона баррелей из общих запасов приходится на сверхтяжелые нефти.

Для тяжелых нефтей характерно более низкое содержание средних дистиллятных фракций (бензиновая и дизельная фракции) по сравнению с обычной нефтью, что ведет к значительному снижению цены по сравнению с обычными нефтями. На рисунке 1 приведено сравнение выхода различных фракций из сверхтяжелой нефти и обычной нефти с плотностью 898 кг/м3. Очевидно, что выход наиболее ценных светлых фракций из нефти с плотностью 1004,1 кг/м3 значительно меньше.

Рис. 1 – Сравнение выхода различных фракций из сверхтяжелой нефти и обычной нефти

Природа тяжелой нефти такова, что она больше похожа на «тяжелый остаток перегонки», образующийся на нефтеперерабатывающих заводах из обычной нефти.

Процесс НОиР относится к области переработки тяжелого нефтяного сырья. Предлагается способ переработки тяжелого углеводородного сырья и реактор термического крекинга углеводородного сырья, содержащий две последовательно расположенные и сообщающиеся между собой реакционные камеры, при этом объем первой реакционной камеры меньше объема второй реакционной камеры минимум в пять раз (рисунок 2). Первая реакционная камера имеет средства подачи сырья и перегретого водяного пара, вторая реакционная камера имеет средство вы-

Вода продуктов реакции, диаметр и объем второй реакционной камеры выполнены с возможностью обеспечения снижения давления и температуры реакционной смеси до температуры и давления, при которых протекание реакций термического крекинга является маловероятным, при этом используется комбинированный способ подвода энергии, необходимой для протекания реакций крекинга в первой реакционной камере с использованием перегретого водяного пара [5].

Способ переработки углеводородного сырья, заключается в том, что нагревают перерабатываемое сырье и параллельно готовят перегретый водяной пар. Сырая нефть впрыскивается в поток перегретого пара с помощью инжекторов запатентованной конструкции. Крекинг сырья происходит практически только в инжекторе. Температуру перерабатываемого сырья устанавливают меньше температуры в первой реакционной камере. Сырье нагревают до температуры в интервале от на 30°С меньше и до на 15°С больше температуры начала термического разложения углеводородного сырья. А температуру водяного пара устанавливают выше температуры в первой реакционной камере (от 500°С до 800°С), температура и давление перерабатываемого сырья, температура и давление перегретого водяного пара устанавливаются на значения достаточные для осуществления термического крекинга. Среднее время пребывания реакционной смеси в первой реакционной камере менее 0,1 секунды. Среднее время пребывания реакционной смеси во второй реакционной камере не менее 10 секунд. Кратность подачи водяного пара к сырью составляет от 0,6 до 1,5 кг водяного пара на 1 кг сырья. Перед нагревом сырья, в углеводородное сырье добавляют воду в количестве до 15% масс. Это снижает вероятность нежелательного на этапе нагрева термического крекинга углеводородного сырья и снижает образование коксовых отложений на поверхности теплообменных аппаратов [5].

Сочетанием тепла от пара и гидравлического усилия подводится как раз такое количество энергии, чтобы разрушить самые слабые связи огромной молекулы сырья, что ведет к ее разрыву приблизительно пополам.

В соответствии с данным способом достигается низкий уровень газообразования, так как во второй реакционной камере реакция термического крекинга практически прекращается и, соответственно, снижается вероятность образования корот-коцепочных углеводородов и твердых остатков, что означает низкое газообразование и низкое кок-сообразование при высокой степени конверсии сырья.

В качестве сырья используются тяжелые и сверхтяжелые нефти, сверхвязкие нефти, природные битумы, и нефтяные остатки, такие как остатки атмосферной перегонки и продукты на их основе или с их содержанием, остатки вакуумной перегонки и продукты на их основе или с их содержанием, остатки процесса висбрекинга.

Рис. 2 – Принципиальная схема реактора с двумя реакционными камерами

В результате этого процесса образуются два основных продукта: синтетическая нефть и тяжелый остаток, называемый пёком. Выход синтетической сырой нефти из тяжелых нефтей обычно находится в диапазоне 85-95 % об. Пёк представляет собой вязкий продукт, который может быть использован, как при производстве дорожного битума, так и различных видов печного топлива. Также пёк является отличным сырьем для газификации.

В то время как стандартные тепловые и гид-рогенизационные процессы (с катализатором и без него) разрывают молекулы нефтяного сырья с образованием большого количества газов разложения и кокса, при процессе переработки тяжелой нефти, применяемого в Red Mountain, образуется незначительное количество этих побочных продуктов.

Процесс переработки проводится при следующих параметрах: давление подачи сырья – 24 атм; температура нагрева сырья – 400-410 °С; температура начала разложения сырья – 391°С; давление подачи перегретого водяного пара – 30 атм; температура перегретого водяного пара – 620 °С; средняя температура в первой реакционной камере – 460°С; кратность водяной пар/сырье – 0,8.

Синтетическая нефть, получаемая в процессе переработки тяжёлого нефтяного сырья компании Red Mountain, имеет плотность ниже, то есть является более легкой, чем исходное сырье. Например, из тяжелой нефти плотностью 1,0042 кг/м3 вполне возможно получить синтетическую нефть с плотностью 0,9218

Товарная синтетическая нефть, полученная по технологии HOUP легко транспортируется в отличие от тяжелой нефти, из которой она была произведена.

Исключительно важным показателем синтетической нефти, как для любого продукта, полученного деструктивным процессом, является стабильность. Образцы синтетической нефти были подвергнуты испытаниям, которые обычно используются для измерения стабильности. Они были проведены в первый день, а затем были повторены на 7, 15 и 30 день:

Со временем не было обнаружено практически никаких изменений, что демонстрирует стабильность товарной синтетической сырой нефти в течение длительного периода времени.

Испытания также показали, что синтетическая сырая нефть, полученная по технологии от Red Mountain, практически не содержит тяжелых металлов.

В настоящее время одним из наиболее распространенных методов переработки тяжелой нефти и нефтяных остатков является процесс коксования. Процесс замедленного коксования является процессом, обычно применяемым для переработки битума или остатков нефтеперегонки.

Независимой экспедиторской фирмой для компании Petrotrin в Тринидаде было проведено сравнение процесса замедленного коксования с производительностью 2700 т/день с процессом переработки тяжелой нефти от Red Mountain (табл. 1).

Таблица 1 – Сравнение процесса замедленного коксования и процесса переработки тяжелой нефти от Red Mountain

2 700 т/день вакуум Замедленное коксование Процесс переработки тяжелой нефти от Red Mountain

Технология переработки тяжелой нефти от Red Mountain обладает рядом преимуществ по сравнению с процессом замедленного коксования, а именно:

– для замедленного коксования требуется на 46 % больше капитальных вложений;

– доход почти в два раза выше для процесса переработки тяжелой нефти от Red Mountain;

– выход жидкого продукта выше на 14 % для процесса при переработке тяжелой нефти по технологиям Red Mountain;

– процесс от Red Mountain не требует операций с твердыми продуктами (выгрузка кокса);

– в процессе переработки тяжелой нефти от Red Mountain производятся жидкие продукты более высокого качества;

– процесс переработки тяжелой нефти от Red Mountain улучшает газовый баланс нефтеперерабатывающего завода.

– значительно повышается содержание дис-тиллятных фракций за счёт конверсии преимущественно смол и асфальтенов;

Все эти улучшения способствуют повышению рыночной стоимости облагороженной синтетической нефти и облегчают её дальнейшую переработку.

Увеличение объёмов переработки тяжёлой □ нефти на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) приводит к росту нагрузки на установки, направленные на увеличение глубины переработки, таких как каталитический □ крекинг, гидрокрекинг, коксование. С утяжелением исходного сырья, поступающего на переработку, увеличивается выход тяжёлых нефтяных фракций и остатков.

Технология HOUP может быть использована для переработки части или всего объёма атмосферного остатка, вакуумного газойля или вакуумного остатка. Это особенно актуально для НПЗ, на которых отсутствуют или исчерпаны ресурсы по увеличению мощности перечисленных вторичных процессов.

Комбинированное использование процесса HOUP совместно с существующими процессами позволяет увеличить производительность НПЗ по тяжёлым фракциям. При этом отпадает необходимость в

Затратной реконструкции или строительства новых установок глубокой переработки нефти.

Важной особенностью процесса HOUP является его дизельориентированность. В отличие от существующих процессов, крекинг высокомолекулярных соединений нефти происходит с преимущественным образованием среднедистиллят-ных фракций. Это позволяет увеличить выход дизельного топлива и улучшить соотношение дизельного топлива к бензину в продуктовой корзине НПЗ [6,7].

1. Ганиева Т. Ф., Фахрутдинов Р. З. Механо-акустическое воздействие на высоковязкую нефть. / Вестник КНИ-ТУ-Т.17 №24. – Казань: Изд-во КНИТУ, 2014 – с. 334336.

2. Башкирцева Н. Ю. Нефтяной комплекс мира. / Вестник КНИТУ-Т.17 №18. – Казань: Изд-во КНИТУ, 2014 – с. 201-204.

3. Золотухин В. А. Глубокая переработка тяжелой нефти и нефтяных остатков. Электронный научный журнал. Выпуск 2012. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www. ngfr. ru/article – свободный.

4. Этрекова М. Добыча тяжелой высоковязкой нефти. Электронный научный журнал. Выпуск 2010. [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://www. to-inform. ru/index. php/arkhiv/item – свободный.

5. Патент № W02013009218 A2. Дата публикации: 17 январь 2013. Заявитель: Общество с ограниченной ответственностью "Premium Inginiring".

Http://cyberleninka. ru/article/n/protsess-pererabotki-tyazhelogo-neftyanogo-syrya-houp

Нефть представляет собой подвижную маслянистую горючую жидкость легче воды от светло-коричневого до черного цвета со специфическим запахом.

С позиций химии нефть – сложная исключительно многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Поэтому обсуждение можно вести лишь о составе, молекулярном строении и свойствах «среднестатистической» нефти. Менее всего колеблется элементный состав нефтей: 82,5-87% углерода; 11,5-14,5% водорода; 0,05 – 0,35, редко до 0,7% кислорода; до 1,8% азота и до 5,3, редко до 10% серы. Кроме названных, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т. ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности, температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В условиях лабораторной или промышленной перегонки отдельные нефтяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения (н. к.) и конца кипения (к. к.). При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта нефти) фракционный состав их определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011-85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура – выход фракций в % масс, (или % об.). Отбор фракций до 200°С прово-дится при атмосферном давлении, а более высококипящих – под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300°С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры к. к. 475 – 550°С. Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтей содержит 15 -25% бензиновых фракций, выкипающих до 180°С, 45 – 55% фракций, перегоняющихся до 300 – 350°С. Известны месторождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350°С). Так, самотлорская нефть содержит 58% светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает 77%. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85 – 90%) состоят из светлых. Добываются также очень тяжелые нефти, в основном состоящие из высококипящих фракциий. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180°С, а выход светлых составляет всего 18,8%. Подробные данные о фракционном составе нефтей бывшего СССР имеются в четырехтомном справочнике «Нефти СССР».

Эти углеводороды составляют основную часть нефти. Обычно содержание алканов в нефтях колеблется от 20 до 50%. Некоторые нефти, (называемые слабопарафинистые или беспарафинистые, содержат не более 1-2% этих углеводородов, другие могут содержать до 80% этих углеводородов, и они носят название парафинистых нефтей.

Моноциклические нафтены представлены в нефтях в основном производными циклопентана и циклогексана. Производные низших циклов в нефтях не найдены; в небольших количествах в некоторых нефтях найдены производные высших циклоалканов. Кроме моноциклических нафтенов, нефти содержат бициклические, три циклические и полициклические углеводороды. Обычно содержание нафтенов в различных нефтях составляет 30-50%. Однако в некоторых нефтях (слабопарафинистые и беспарафинистые) может быть до 80% нафтенов.

Этот тип углеводородов слабо представлен в нефтях. Обычно нефти содержат 15-20% аренов. В некоторых нефтях их содержание может достигать 35%. Кроме ароматических углеводородов ряда бензола, в нефтях содержатся производные полициклических аренов. Отдельную группу составляют углеводороды смешанного строения. Молекулы таких углеводородов содержат ароматические и нафтеновые кольца и парафиновые цепи.

Эти соединения представлены в основном фенолами, жирными’ кислотами и нафтеновыми кислотами. Кислоты содержатся главным образом в средних нефтяных погонах в количестве 1—2%. Азотистые соединения

Эти вещества представлены в нефтях в основном гетероциклическими соединениями.

В нефтях содержатся меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, гетероциклические сернистые соединения

Эти вещества по своей природе представляют собой многокольчатые соединения, содержащие нафтеновые, ароматические циклы и гетероциклы с атомами кислорода, азота и серы. Содержание этих соединений в нефтях может изменяться от нескольких процентов до 10—40% (в случае смолистых нефтей).

К этим веществам относится иода до (4%) и различные минеральные соли, которые находятся в растворенном в воде состоянии. В нефтях также содержатся соли различных металлов и органических кислот, называемых нефтяными, металлы, входящие в состав некоторых комплексных соединений, а также сера и сероводород.

Кроме перечисленных, в нефтях найдены вещества, которые, как доказано в настоящее время, образовались из продуктов животного и растительного происхождения. Эти вещества получили название «биологических меток» или «биомаркеров», так как указывают на связь нефти с живой природой. К «биологическим меткам» относятся, например, следующие группы веществ.

В высококипящих фракциях нефти, имеющих температуру кипения юрядка 450-500°С (300-320’С при 6—8 мм рт. ст.) содержатся веществa, присутствие которых в этих фракциях вызывает вращение плоскости и поляризации поляризованного луча света. Было установлено, что такие соединения относятся к полициклическим нафтеновым углеводородам (3—5 и более циклов в молекуле). Эти оптически активные соединения не могли образоваться путем превращения углеводородов нефти, так как при синтезе соединений с асимметрическим углеродным атомом всегда образуется рацемическая смесь, не обладающая оптической активностью. Поэтому предполагают, что оптически активные соединения перешли в нефть из органического вещества вымерших десятки и сотни миллионов лет назад живых организмов. Таким веществом может быть, например, содержащийся в живых организмах холестерин.

Холестерин вращает плоскость луча поляризованного света влево (против часовой стрелки). Интересно отметить, что продукты превращения холестерина являются правовращающими. Так, из нефтей выделен холестан — углеводород, структура которого соответствует структуре холестерина и который является правовращающим.

Оптическая активность органических соединений с точки зрения термодинамики является маловероятным состоянием, так как это состояние требует повышенной свободной энергии.

Процессы в природе стремятся к уменьшению свободной энергии. Однако для очень сложных оптически активных соединений процесс образования рацемической смеси с минимумом свободной энергии является крайне медленным процессом (хотя он протекает). Примером служит уменьшение оптической активности нефтей с увеличением их геологического возраста.

Это разветвленные алканы, молекулы которых содержат повторяющееся углеводородное звено, углеродный скелет которого соответствует структуре изопрена:

Установлено, что эти углеводороды могли образоваться из фитола — непредельного спирта изопреноидной структуры, являющегося составной частью хлорофилла.

Порфирины являются производными гетероциклического соединения пиррола. В виде комплексов с металлами они входят в состав гемина — красящего вещества крови и в состав хлорофилла. В нефтях найдены как свободные порфирины, так и комплексы порфиринов с металлами (ванадий, никель).

Химическая классификация нефтей строится в зависимости от преобладания в них углеводородов различных рядов. При химической классификации нефти иногда учитывается содержание гетероатомных соединений. Предложен ряд методов химической классификации нефтей. В 1967 г. А. Э. Конторович с сотрудниками предложили классификацию, которая строится в соответствии с групповым углеводородным составом фракции нефти, выкипающей при 250-300 С, т. е. содержанием в этой фракции аренов, нафтенов и алканов1. В зависимости от преобладания в этой фракции углеводородов одного ряда (выше 50%) нефти делятся на 3 основных типа:

Метановые — нефти грозненские парафинистые, сураханская, некоторые румынские нефти Западной Украины, Татарии, Самотлора, полуострова Мангышлак;

Нафтеновые — эмбенские, некоторые бакинские (нефть месторождения Грязевая Сопка), калифорнийские нефти США;

Ароматические — нефть месторождения Чусовские Городки, майкопская, нефти Зондских островов.

При содержании во фракции 250-300°С более 25% углеводородов других рядов нефти относят к смешанному типу: метано-нафтеновый, нафтено-метановый, ароматическо-нафтеновый и т. д. В этих названиях первым ставится название углеводородов с меньшим содержанием. Наиболее распространенными являются нефти метано-нафтеновые п нафтено-метановые. Ак. А. Петров подразделяет все нефти на 4 типа (А1, А2, Б2, Б1) в зависимости от концентрации алканов, разветвленных алканов, нафтенов во фракции нефти 200-430°С. Нефти первых двух типов А1 и А2 характеризуются высокой концентрацией н-алканов и изопренанов; нефти типа Б1 и Б2 – высоким содержанием нафтенов. В пефтях типа А1 содержание н-алканов выше, чем в нефтях типа А.

Кроме химической, имеется технологическая классификация нефти, в соответствии с которой нефти подразделяются на ряд классов в зависимости от таких характеристик, как содержание серы, содержание фракций, выкипающих до 350-С, содержание масляных фракций, парафина и т. д.

Процессы первичной переработки нефти, к которым относятся прямая перегонка под атмосферным давлением (получение топливных дистиллятов и мазута) и под вакуумом (получение масляных дистиллятов, гудрона), основываются на законах физического разделения нефти на узкие фракции. Полученные при атмосферной перегонке светлые нефтепродукты при их дополнительной вторичной обработке с помощью каталитических процессов облагораживания (изомеризация, риформинг, гидроочистка) обеспечивают выработку различных моторных топлив — автомобильных бензинов, реактивных и дизельных топлив. Масляные дистилляты подвергаются различным процессам облагораживания по соответствующим поточным схемам НПЗ топливно-масляного профиля.

При сжигании остатков атмосферной перегонки, выкипающих выше 350-36(ГС, в виде котельных топлив, нефть перерабатывается по неглубокому варианту. Цены на остатки первичной переработки нефти на мировом рынке значительно ниже, чем на светлые нефтепродукты (автобензины, дизельные и реактивные топлива). Неглубокая переработка нефти становится экономически невыгодной для производителя и, год от года, эта тенденция будет прогрессировать, чему есть ряд причин. Во-первых, разведка, бурение скважин и добыча нефти в труднодоступных районах связаны с постоянным возрастанием материальных и трудовых затрат, а следовательно, и цен на нефть. В связи с этим, чтобы сделать переработку выгодной, надо из каждой тонны нефти получить больше ценных качественных продуктов — моторных топлив, сырья для нефтехимического синтеза (НХС), тем самым углубить переработку нефти, свести к минимуму выпуск низкосортных малоценных продуктов, каковыми являются высокосернистые остатки первичной перегонки нефти — мазуты, входящие в состав котельных топлив. Во-вторых, важно рационально использовать имеющиеся природные ресурсы, которые являются невосполнимыми. В связи с этим при имеющихся ресурсах необходима такая организация переработки нефти, при которой удовлетворение потребностей народного хозяйства происходит не за счет увеличения добычи нефти, а за счет более глубокой ее переработки.

Экономические расчеты показывают, что добыча и переработка каждой новой тонны нефти по неглубокому варианту в настоящее время обходится в три раза дороже, чем если бы то же количество нефтепродуктов было получено за счет внедрения процессов углубленной переработки нефти. Инвестиции в процессы, углубляющие переработку нефти, за счет выпуска более ценных и высококачественных продуктов и сокращения выработки высокосернистых остатков первичной переработки нефти окупаются в течение 3-5 лет.

В настоящее время в США, странах Западной Европы и Японии глубина переработки нефти достигает 86-95% .

В России и странах СНГ среднеотраслевой уровень глубины переработки нефти значительно ниже и составляет 60-65% из-за недостаточного объема вторичных процессов глубокой переработки нефти.

Глубокая переработка нефти обеспечивается переработкой тяжелых нефтяных фракций (вакуумных Газойлей) и остатков первичной перегонки нефти.

Применение деструктивных процессов крекинга за счет расщепления молекул исходного тяжелого сырья при температурах 450-550 С позволяет резко повысить выработку светлых нефтепродуктов и газов разложения.

Широкое внедрение процессов термического, каталитического крекинга, а также гидрокрекинга тяжелых нефтяных фракций и остатков прямой перегонки нефти, т. е. их деструктивной, вторичной переработки, дает возможность значительно углубить переработку нефти и, следовательно, увеличить производство различных ценных нефтепродуктов, в первую очередь моторных топлив, не привлекая для этого дополнительные ресурсы нефти. В настоящее время на Киришском НПЗ создается комплекс, включающий комбинированную установку гидрокрекинга под высоким давлением водорода, а в последующие годы и установку каталитического крекинга, что позволит в ближайшем будущем повысить глубину переработки нефти с 47 до 70% и более и вывести предприятие по этому показателю на мировой уровень.

– термический крекинг нефтяных остатков при атмосферном давлении (коксование);

Эти процессы характеризуются высокими температурами — от 450 до 1200° С. Направленность их различна. Так, первая из названных разновидностей процесса — термический крекинг под давлением — для относительно легких видов сырья (мазутов прямой перегонки, вакуумных газойлей) проводится под давлением от 2 до 4 МПа, температуре 450-51 ОС с целью производства газа и жидких продуктов (в частности бензиновых фракций). Этот процесс утратил свое значение благодаря развитию каталитического крекинга. В настоящее время термический крекинг сохранился для переработки тяжелых нефтяных остатков вакуумной перегонки и направлен преимущественно на получение котельного топлива за счет снижения вязкости исходного сырья. При этом также получается некоторое количество газа и бензиновых фракций. Остальные фракции сохраняются в составе остаточного продукта. Эта разновидность термического крекинга носит название "висбрекинг" и проводится в мягких условиях (температура 450-470’С, давление 2,0-2,5 МПа). Степень конверсии сырья при этом не глубокая.

Термический крекинг нефтяных остатков при давлении до 0,5 МПа и температуре 450-550 С (коксование) проводится в направлении концентрирования асфальто-смолистых веществ в твердом остатке — коксе — и одновременного получения при этом бензиновых и газойлевых фракций — продуктов более богатых водородом, чем исходное сырье.

Пиролиз — это наиболее жесткая форма термического крекинга, проводимого с целью получения газообразных непредельных углеводородов, в основном этилена и пропилена для нефтехимического синтеза. При этом в качестве побочных продуктов образуется некоторое количество ароматических углеводородов — бензола, толуола и более тяжелых. Пиролиз осуществляется при температуре 700-800"С и выше.

Поскольку пиролиз в нефтепереработке составляет незначительный удельный вес, в настоящей книге будут рассмотрены дваосновных направления термического крекинга: 1) термический крекинг под давлением и его разновидность — висбрекинг, и 2) процесс коксования нефтяных остатков.

Как уже было сказано, важную роль в схемах отечественных и зарубежных НПЗ играет процесс неглубокого термического креинга — висбрекинг. Суммарные мощности этих установок в транах Западной Европы оцениваются в 5,6%, в США (с традиционно высокой степенью глубины переработки нефти, где одним из основных процессов переработки остатков является замедленное коксование) — • -1% .

В настоящее время в России в стадии строительства, проектирования новых и расширения действующих находятся 12 установок общей мощностью 46,2 тыс. м3/сут при общем объеме переработки нефти 168 млн. т/год. Висбрекинг является одним из самых дешевых процессов переработки тяжелого сырья.

Требуемая степень превращения сырья может быть достигнута при проведении процесса по двум вариантам:

– высокая температура и малая продолжительность пребывания — висбрекинг в трубчатой печи;

– умеренная температура и большая продолжительность пребывания — висбрекинг с выносной необогреваемой камерой (так называемая сокинг-секция).

Повышение температуры или времени реакции ведет к увеличению жесткости процесса, что вызывает рост выхода газа и бензина и снижает вязкость крекинг-остатка. Жесткость процесса определяется временем пребывания сырья, приведенным к 420"С (время 1000 с при 420°С эквивалентно 300 с при 450"С).

В производственных условиях жесткость процесса висбрекинга и, следовательно, степень превращения ограничивается стабильностью (склонностью к осадкообразованию) крекинг-остатка и скоростью закоксовывания труб. Конверсия в процессе, направленном только на понижение вязкости, составляет 6-7% мае., при производстве максимального количества дистиллятных фракций — 8-12% мае. Следует отметить, что в последнем случае конверсия может достигать и даже превышать 20% при условии, если остаток висбрекинга находит специальное применение на конкретном НПЗ (в качестве сырья для производства вяжущих и агломерирующих агентов, нефтезаводского топлива, сырья коксования, для производства битумов и т. д.).

– производство остаточного топлива с одновременным снижением его вязкости и температуры застывания;

– производство максимального количества газойля — сырья для последующих процессов конверсии, например, для каталитического крекинга, гидрокрекинга, получения технического углерода.

Наиболее существенное влияние на результаты висбрекинга оказывают следующие факторы: характеристика сырья, температура процесса, продолжительность пребывания сырья в печи и реакционной камере, рабочее давление в печи.

В настоящее время каталитический крекинг является самым распространенным процессом глубокой переработки нефти. Основное назначение каталитического крекинга — переработка газойлевых фракций 350-560 С с целью получения бензиновых фракций с октановым числом не менее 76-78 по моторному методу, а также значительного количества дизельных фракций, которые хотя и уступают по качеству прямогонным дизельным фракциям, но могут являться одним из компонентов при приготовлении товарных дизельных топлив. При каталитическом крекинге образуется также значительное количество газов с большим содержанием бутан-бутиленовой фракции, на базе которой производится высокооктановый компонент товарных автобензинов — алкилбензин, или алкилаг. Таким образом, каталитический крекинг — это процесс, позволяющий при его реализации в схеме завода топливного профиля значительно снизить объемы остатков атмосферной перегонки и углубить переработку нефти.

В настоящее время самый высокий процент использования процессов каталитического крекинга характерен для нефтеперерабатывающей промышленности США и Канады. Так, уже по состоянию на начало 1988 г. каталитический крекинг в США составил около 33% по отношению к первичной переработке нефти, а доля всех процессов, направленных на углубление, включая коксование и гидрокрекинг, — более 46% .

Идея применения катализаторов для осуществления крекинга в более мягких температурных условиях, чем термический крекинг, появилась давно – в конце 19, начале 20-го века. Но широкое развитие этот процесс получил при использовании, вместо природных, синтетических алюмосиликатных и, особенно, цеолитсодержащих катализаторов.

Ниже приведены основные этапы развития каталитического крекинга в нефтеперерабатывающей отрасли.

Непрерывно циркулирующий в системах катализатор последовательно проходит через стадии: каталитического крекинга сырья, десорбции адсорбированных на катализаторе углеводородов, окислительной регенерации с целью выжига образовавшегося в результате крекинга кокса (восстановления активности) и возврата регенерированного катализатора в зону каталитического крекинга сырья.

В условиях каталитического крекинга нефтяных фракций термодинамически вероятно протекание значительного числа разнообразных реакций, среди которых определяющее влияние на результаты процесса оказывают реакции разрыва углеродной связи, перераспределение водорода, ароматизации, изомеризации, разрыва и перегруппировки углеводородных колец, конденсации, полимеризации и коксообразования.

Катализатор, применяемый в процессе каталитического крекинга, является одним из главных составляющих процесса, от которого зависит эффективность его проведения. На первых этапах развития процесса каталитического крекинга использовались природные глины. На смену им пришли синтетические аморфные алюмосиликаты, которые в настоящее время повсеместно заменяются на кристаллические алюмосиликаты или цеолитсодержащие катализаторы. Химический состав алюмосиликатного катализатора можно выразить формулой А12О3 • 4Si02 • Н20 + пН2О. Эти вещества обладают кислотными свойствами, и чем более проявляются эти свойства, тем активнее становится катализатор. Механизм реакций при каталитическом крекинге заключается в возникновении на поверхности катализатора при его контакте с сырьем промежуточных продуктов, так называемых карбоний-ионов, образующихся в результате взаимодействия кислотного центра с углеводородом.

Основным компонентом алюмосиликатных катализаторов является окись кремния, содержание активной окиси алюминия составляет 10-25%. От химического состава катализатора зависят его свойства. Так, в случае повышения содержания А1203 увеличивается стабильность катализатора, т. е. его способность длительное время сохранять свою активность. Однако на его активность влияют и другие примеси: железо, ванадий, никель, медь,— которые способствуют реакциям дегидрирования, конденсации, усиленному образованию водорода и кокса.

Для катализатора решающее значение имеют его структура и поверхность. В связи с большой пористостью катализаторы обладают большой поверхностью — 150-400 м2/г. Активность внутри пористой поверхности зависит от диаметра пор. Если диаметр пор меньше среднего диаметра молекул сырья, то активная поверхность катализатора, образованная этими порами, будет использована не полностью для крекирования сырья. В то же время продукты разложения будут проникать в эти поры, дополнительно контактировать с активными центрами поверхности, разлагаться, образуя газ и кокс, уменьшая выход целевой продукции. Поэтому для каталитического крекинга применяются широкопористые катализаторы со средним радиусом пор от 50 до 100А. Современные катализаторы крекинга содержат в своем составе от 3 до 20% цеолита, равномерно распределенного в матрице, в качестве которой используются природные или синтетические алюмосиликаты. Преобладающей формой цеолитсодержащего катализатора являются микросферические шарики со средним диаметром частиц около 60 мкм — для установок с псевдоожиженным слоем и 3-4 мм — для установок с движущимся слоем катализатора.

Цеолиты, используемые в составе катализаторов, придают им высокую активность и селективность, способствуют повышению стабильности, особенно в условиях высокотемпературного воздействия пара и воздуха при регенерации, придают необходимые размеры входным окнам во внутренние полости, что способствует болee эффективному использованию всей пористой активной поверхности катализатора. При производстве цеолитсодержащих катализаторов таким требованиям отвечают цеолиты типа X и Y. Матрица, в качестве которой применяют синтетический аморфный алюмосиликат, природные глины с низкой пористостью и смесь синтетического аморфного алюмосиликата с глиной (полусинтетическая матрица), выполняет в цеолитсодержащих катализаторах ряд важных функций, а именно: обеспечивает стабилизирующее воздействие и оптимальный предел активности, так как цеолиты в чистом виде из-за их чрезмерной активности не могут использоваться на современных установках; создает оптимальную вторичную пористую структуру, необходимую для диффузии реагирующей смеси сырья к активному цеолитному центру и вывода продуктов реакции в газовую фазу в циклах крекинга и регенерации. Кроме того, в цикле регенерации матрица забирает часть тепла от цеолитного компонента, тем самым не допуская излишнего воздействия на него температуры. Наконец от матрицы зависит обеспечение заданной формы самого катализатора и его механические прочностные свойства.

На современных нефтеперерабатывающих заводах мира гидрокрекинг является главнейшей составляющей глубокой переработки нефти. Гидрокрекинг — процесс переработки различных нефтяных дистиллятов (реже остатков) под давлением водорода при умеренных температурах на бифункциональных катализаторах, обладающих гидрирующими и кислотными свойствами. Гидрирующие свойства катализатора позволяют получать без образования кокса продукты, во многом сходные с продуктами каталитического крекинга, но значительно менее ароматизированные, очищенные от серы и азота и не содержащие непредельных соединений.

Под воздействием давления водорода, температуры и катализатора в процессе гидрокрекинга протекают реакции гидрогенолиза гетероорганических соединений азота, серы и кислорода, гидрирования полиароматических структур, раскрытия нафтеновых колец, деалкилирования циклических структур, расщепления парафинов и алкильных цепей, изомеризации образующихся осколков, насыщения водородом разорванных связей. Превращения носят последовательно-параллельный характер и обуславливаются природой соединений, молекулярной массой, энергией разрываемых связей, каталитической активностью катализатора и условиями процесса.

– легкий гидрокрекинг под давлением водорода от 5 до 10 МПа, степень превращения 50-60%;

– глубокий гидрокрекинг под высоким давлением водорода от 10 до 20 МПа, степень конверсии 90% . Эта модификация процесса в последние десятилетия ХХ-го столетия получила широкое развитие. При конверсии сырья 90% и более обеспечивается высокий выход продуктов: бензиновой, керосиновой и дизельной фракций, практически свободных от серы и азота.

– большая гибкость, позволяющая вести процесс с разной степенью конверсии и направленностью с учетом сезонных колебаний спроса на бензин, реактивные и дизельные топлива;

– возможность использования широкого ассортимента сырья, порою трудно крекируемого в процессе каталитического крекинга;

– небольшое количество серо – и азотсодержащих соединений в продуктах процесса;

– высокая экологическая чистота процесса. К началу 1999 г. в мировой нефтеперерабатывающей промышленности на установках гидрокрекинга перерабатывалось 201 млн. т сырья, львиная доля этого объема (более 88,5%) приходилось на США. Страны Азиатско-Тихоокеанского региона перерабатывали 36,7 млн. т/год, Западной Европы —33,9 млн. т/год, Ближнего и Среднего Востока — 28,2 млн. т и только на Восточную Европу и страны СНГ приходилось 7,8 млн. т. Причем в России и в странах СНГ этот процесс практически не внедрен.

Основными зарубежными фирмами-разработчиками этого процесса в настоящее время являются "Юнокал", UOP, Shevron. В Советском Союзе много разработок по гидрокрекингу как низкого, так и высокого давления принадлежат ВНИИНП.

В качестве сырья гидрокрекинга используются вакуумные дистилляты широкого фракционного состава, а также остатки сернистых нефтей. Могут использоваться дистилляты и остатки вторичного происхождения (висбрекинга, коксования, термического и каталитического крекингов), однако в сырье ограничивается содержание металлов (никеля и ванадия) — менее 1 ррт, азота — не более 0,12% мае. Коксуемость этого сырья не должна превышать 0,03% мае. Рассмотрим сущность процесса гидрокрекинга. Процесс гидрокрекинга под высоким давлением, или глубокий гидрокрекинг, осуществляется на бифункциональных катализаторах, содержащих в качестве гидрирующих компонентов металлы VI и VII групп таблицы Менделеева, чаще всего в виде оксидов и сульфидов молибдена, никеля, кобальта, ванадия. Крекирующая и расщепляющая функция катализатора обуславливается кислотными центрами носителя, в качестве которого используются окись алюминия или алюмосиликаты. Аморфные алюмосиликаты используются для производства средних дистиллятов, цеолитсодержащие — при получении максимума бензиновых фракций. Процесс идет в среде высокоочищенного водорода при давлении до 20 МПа. В этом процессе происходит одновременное расщепление молекул углеводородной части сырья и их гидрирование. Отличительной чертой процесса является получение продуктов значительно меньшей молекулярной массы, чем исходное сырье. В этом отношении процесс гидрокрекинга имеет некоторое сходство с каталитическим крекингом

П. Г. Баннов. Процессы переработки нефти. – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2001. – 415с.

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

В. Д. Рябов. Химия нефти и газа. – М.: Издательство “Техника”, ТУМА ГРУПП, 2004. – 288 с.

И. Л. Гуревич. Технология переработки нефти и газа: Ч.1. – М.: Химия, 1972. – 360с.

Http://xreferat. com/108/23-1-neft-i-tehnologiya-ee-pererabotki. html

Добавить комментарий